0号高加对1 000 MW超超临界机组调峰运行热经济性影响

何冬辉

(辽宁东科电力有限公司，沈阳 110006)

0 引 言

近年，随着电网调峰频率的增加，600 MW和1 000 MW等级超超临界火电机组时常参与电网调峰，造成大型火力发电机组通常处于低负荷阶段运行，导致机组热经济性明显下降。据统计，中国现役约有35%的1 000 MW等级超超临界火电机组处于低于70%负荷工况下运行[1]。

当调峰工况低负荷运行时，整体热力循环以及主机设备处于偏离设计“经济区”内，导致汽轮机组热耗率升高。图1为1 000 MW等级超超临界火电机组热耗率随发电功率的变化曲线。3种1 000 MW等级汽轮机热耗率在部分负荷阶段都有所增加，即：在 800～1 000 MW负荷段，热耗率增加54～71 kJ/(kW·h)；在600～800 MW负荷段，热耗率增加128～185 kJ/(kW·h)；在500～750 MW负荷段，热耗率增加193～288 kJ/(kW·h)。可见，1 000 MW等级火力发电机组热效率随着负荷降低而显著下降，其高参数、高效率的优势无法得到充分发挥，必然造成较大的经济损失[2]。

因此，为解决1 000 MW超超临界机组低负荷阶段运行时效率低的技术难题，开展1 000 MW级超超临界机组低负荷优化运行研究，充分发挥超超临界机组优势，对提升电力工业的技术水平有重要意义，具有显著的经济效益和社会效益。

图1 1 000 MW机组热耗率随负荷变化曲线

1 增设0号高压加热器的必要性分析

与提高机组参数相比，抽汽回热系统优化具有技术难度较低、投资小等优点，是提高机组热经济性运行的一项主要技术措施。理论上，锅炉给水温度和机组热循环效率随着抽汽回热加热器级数的增加而提高。在常规抽汽回热加热器系统末端，即1号高压加热器下游再串联一个高压加热器，从而进一步加热给水，则称该高压加热器为0号高压加热器[3]。当机组处于部分负荷运行时，随着汽机各主汽调节阀关闭产生节流损失，机组效率降低。通过在补汽阀后(高压缸第5级)导气管上的三通阀接口引出一路蒸汽至0号高加进一步加热给水，其疏水逐级自流至1号高加。在部分负荷工况下，投入0号高压加热器运行，随着主蒸汽流量增加，主汽调阀节流损失减小，机组热效率随之升高；另一方面， 0号高压的投入还可提高最终给水温度和机

组SCR装置的脱销效率[4-5]。由于高压缸布置紧凑且蒸汽流动稳定，从补汽阀后引管至0号高加具有结构简单、成本低等特点。

改造后的外高桥第三电厂是0号高压加热器首次在国内超超临界机组中应用。该电厂近几年的运行业绩，引起了该领域内设计人员对0号高压加热器的日益关注。而近几年来，增设0号高压加热器的节能减排新技术方案在新建的高效超超临界机组得到广泛应用。

现阶段，基于电网调峰以及机组变工况运行特性，为提高1 000 MW级超超临界汽轮发电机组在低负荷工况下的热经济性，有必要及时开展增设0号高压加热器的分析研究。

2 0号高压加热器系统经济性分析

2.1 0号高压加热器热经济性分析

对于设有补汽阀的机组，机组处于低负荷运行时，补汽阀处于关闭状态，可利用高压缸补汽阀接口抽汽送至新增设的0号高压加热器。通过抽汽管道上的快关调节阀调节抽汽量和抽汽参数，进一步提高给水温度和回热效率，降低汽轮机热耗率，提高SCR装置在部分负荷时的利用率。与此同时，锅炉排烟温度随着最终给水温度的升高而上升，锅炉热效率反而降低[6]。因此，从经济性方面综合分析增设0号高压加热器节能效益，应结合锅炉和汽轮机两方面进行综合考虑。

图2为机组原则性热力系统图，采用Thermoflex热平衡软件，基于厂家提供的汽轮机热平衡图进行建模分析，可得出机组在部分负荷运行时的给水温度和机组热耗率，计算结果见表1。

图2 1 000 MW机组原则性热力系统

机组在100%THA工况(机组热耗率保证工况)下运行，由汽轮机热平衡图可知，锅炉最终给水温度为298.8 ℃。在0号高压加热器投运的情况下，分别计算在75%THA和50%THA工况下的锅炉最终给水温度和汽机热耗率见表1。

由表1可知，机组在50%～75%THA部分负荷运行工况下，0号高压加热器投运后，可降低机组热耗22～45 kJ/(kW·h)，提高给水温度至287.8～298.1 ℃，随之锅炉排烟温度也将升高，SCR装置的利用效率也将提高。

基于设计煤种，结合锅炉热力性能数据，由表2可知，与0号高压加热器未投入相比，0号高压加热器投运时，尽管75%THA和50%THA工况下锅炉热效率有所降低，但发电标准煤耗率却有所降低。

表1 0号高压加热器对给水温度和热耗率的影响

表2 0号高压加热器对机组供电标准煤耗率的影响

此外，0号高压加热器投运的情况下，烟气热量进一步被低温省煤器回收，通过回收利用这部分热量再去加热凝结水，这样可降低锅炉排烟温度，提高锅炉效率，从而进一步提高机组的热经济性。

2.2 0号高压加热器系统投资收益分析

机组频繁参与电网调峰，势必导致许多大型发电机组以滑压方式运行。由此，机组在调峰情况下的经济效益明显受机组的年运行小时数、年利用小时数等条件影响[2]。结合国内相同类型机组的实际运行情况，取5 000 h作为机组年利用小时数参考值，按一定比例分配到不同负荷段，其机组调峰运行情况见表3。

基于表3的机组年利用小时数，经计算得出无0号高加和有0号高加2种方案的热经济性，计算结果见表4。

从项目施工、运行维护等方面，2种方案的设计基本无差别。从投资方面，除增加0号高压加热器设备费用外，抽汽管道系统相应会增加抽汽和给水管道、阀门、土建安装等投资费用。以1台1 000 MW超超临界机组增设0号高加为例，增设0号高加后，根据供货商的询价可知，每台机组初期总投资需要增加约600万元/套。但汽机主厂房体积无多大变化，其主厂房投资与未增加前无多大差别。无0号高压加热器方案和有0号高压加热器方案的总投资比较见表5。

表3 调峰运行模式不同负荷的运行时间组合

由表4可知，机组在部分负荷投运0号高加后，尽管率降低了汽轮机的热耗率，但是由于锅炉受给水温度和给水流量的变化的影响，锅炉效率却有所下降。如果机组在调峰模式变工况运行时，年利用小时数以5 000 h计算，有0号高压加热器方案比无0号高压加热器方案的标准供电煤耗率低，每台机组1年可节约标煤量1 840 t。

根据表5计算，增设0号高加后，单台发电机组需增加总投资大约600万元。按静态考虑，在调峰工况下，0号高压加热器投运后，单台机组的投资回收期计算结果见表6。

表4 两种技术方案的热经济性比较

表5 两种方案总投资比较

表6 调峰运行模式投资回收期计算表

3 结 语

1)随着近几年增设0号高压加热器方案在新建高效超超临界机组的广泛采用，从技术角度分析，与常规不带0号高压加热器系统方案相比，在设备安全性、可靠性及维护性等方面无太大差异。

2)在机组50%～75%负荷阶段，0号高加投用后给水温度提高18.8～33.7 ℃，可降低机组热耗22～45 kJ/(kW·h)，发电标准煤耗率降低0.419～0.437 g/(kW·h)；同时，可提高省煤器出口烟温，进而提高进SCR装置的烟气温度，满足其最低烟温要求，实现全负荷脱硝，锅炉效率提高0.4%、0.16%。