加热器端差对机组热经济性的影响

（华能国际电力股份有限公司长兴电厂，浙江 长兴 313100）

0 引言

某660 MW 机组汽轮机为超超临界、一次中间再热、四缸四排气、单轴凝汽式汽轮机，机组型号为N660-28/600/620。汽轮机热力系统由连接锅炉和汽轮机的主、再热蒸汽管道，抽汽回热系统，主凝结水系统，除氧器和给水泵的连接系统，补水系统等组成。抽汽回热系统中的加热器通过将已在汽轮机中做过功的汽轮机中间级的蒸汽抽出，在加热器中放出热量并凝结成水，将过热热量或汽化潜热传给被加热的凝结水或给水，因此回热抽汽在做功过程中没有冷源损失[1]。加热器按传热方式可分为表面式加热器和混合式加热器[2]，表面式加热器的端差、压损、散热损失、切除加热器和给水旁路等因素对机组热经济性具有影响[3-4]，其中端差的影响最大，加热器端差大于设计值是普遍存在的问题[5]。

本文以660 MW 机组为研究对象，定量计算不同工况下不同加热器的端差对机组热经济性影响，并通过试验研究得出减小端差的手段，提升机组经济性。

1 概述

该660 MW 超超临界汽轮机回热抽汽系统有8 级抽汽，分别为3 级高压加热器（1 号高加、2 号高加、3 号高加）、4 级低压加热器（5 号低加、6号低加、7 号低加、8 号低加）和1 级除氧器（4 号加热器），在1 号高加给水出口加装蒸汽冷却器。为减小端差，提高表面式加热器的经济性，1—3 号高压加热器采用带疏水冷却段型式，使本级抽汽量减少的同时，降低流入下级疏水温度，降低本级疏水对下级抽汽的排挤[6]。4 号加热器为混合式加热器。机组热力系统如图1 所示。

2 计算模型与方法

所谓等效焓降是指将1 kg 回热抽汽式汽轮机的新蒸汽进入汽轮机后做功的焓降等效于（1-）kg 纯凝汽式汽轮机新蒸汽进入汽轮机后做功的焓降。其中，αr为抽汽份额，yr为抽汽做功不足系数，r 为任意抽汽级编号，z 为抽汽级数。

2.1 计算模型说明

（1）对于本文计算过程中，对于Δ 不规定正负情况，最终计算结果为正即为增大，为负即为减小。

（2）汽轮机第1、第2 级抽汽分别进入1 号、2 号高加；第3 级抽汽由于过热度最大，先进入蒸汽冷却器，然后再进入3 号高加。在计算中，将蒸汽冷却器定义为0 号加热器进行计算。

（3）6 号低加疏水出口采用低加疏水泵，将疏水送入5 号低加给水入口，即利用6 号低加疏水，提高6 号低加出水焓，因而将6 号低加等效为混合式加热器进行计算。

（4）对于计算公式中脚标，若j 代表本级加热器，j-1 则代表上级加热器。加热器脚标为0—8，分别对应0 号加热器、1 号高加、2 号高加、3 号高加、4 号加热器、5 号低加、6 号低加、7 号低加、8 号低加。

2.2 等效焓降法[7]

对于有端差Δτj的加热器（如图2[5]所示），由于热量Δτj在NO.j 加热器和NO.j-1 加热器之间损失离开系统，将使NO.j-1 加热器抽汽热量增加Δτj，疏水热量也增加Δτj。抽汽热量增加Δτj使新蒸汽的做功损失Δτjηj-1。疏水热量增加Δτj将使NO.j 加热器抽汽热量减少Δτj，使新蒸汽的做功增加Δτjηj。因此，端差Δτj使新蒸汽焓降变化值：

图1 660 MW 机组热力系统

图2 NO.j 加热器端差

式中： ΔHj为等效焓降变化值；Δτj为端差；ηj为抽汽效率。

对于几种特殊情况的说明：

（1）第一个加热器出现端差，新蒸汽等效焓降变化值为：

在本文研究对象中，对应0 号加热器。

（2）若NO.j-1 加热器有疏水冷却器时，则端差Δτj引起的新蒸汽等效焓降变化值为：

式中： β 为NO.j-1 加热器的疏水份额。由于1 号高加和2 号高加有疏水冷却器，2 号高加、3 号高加计算适用该情况。

（3）若流经NO.j 加热器的水份额不是1，而是αH，则端差Δτj引起的新蒸汽等效焓降变化值为：

式中： αH 为加热器给水份额。

在本文中，即为5 号低加、6 号低加、7 号低加和8 号低加。

（4）若NO.j-1 加热器为混合式加热器，则端差Δτj引起的新蒸汽等效焓降变化值为：

式中： qj-1为蒸汽在加热器中的放热量。

由于4 号加热器和6 号低加为混合式加热器，5 号低加和7 号低加的计算适用该情况。

2.3 低低温省煤器—一次中间再热器机组ΔQj[8]

对于本文研究对象，由于机组使用一次中间再热提高机组热效率[9]，因此在计算中应当考虑再热器对抽汽排挤的影响。再热热段到凝汽器之间的任何排挤抽汽，都不再经过再热器，不涉及再热问题，因而其抽汽等效焓降计算与非再热机组相同。

式中： ΔQj-zr为再热器吸热量变化；γc为疏水在加热器中的放热量。

同时，本文研究对象中，6 号低加与7 号低加之间有低低温省煤器，利用烟气余热加热7 号低加出口给水进入6 号低加。由于加热器端差Δτj引起的抽汽量变化，最终通过凝汽器后，进入低低温省煤器吸热量变化为：

式中： ΔQj-dd为低低温省煤器吸热量变化；θ 为低低温省煤器吸热量。

因此：

式中： ΔQj为循环吸热量变化。

2.4 抽汽等效焓降Hj[10]

根据等效焓降法，计算抽汽等效焓降的通式为：

式中： r 为NO.j 加热器后更低压力抽汽口脚标；Ar为若NO.j 加热器为汇集式加热器，为τj；若NO.j 加热器为表面式加热器，则从NO.j 加热器以下直到（包括）汇集式加热器，为γj；τj为给水在加热器中的焓升。

3 经济性分析与优化措施

3.1 热力系统原始数据

为进行加热器端差对机组热经济性影响的研究分析，通过对THA 工况（汽轮机热耗率保证工况），75%THA 工况（75%热耗率保证工况）以及50%THA 工况（50%热耗率保证工况）热力特性数据进行分析，3 种工况参数如表1 所示。

根据等效焓降计算方法，再热热段以后（即蒸汽经过再热器加热后）的抽汽等效焓降Hj由于再热热段以后排挤抽汽不影响再热器蒸汽份额αzr，也就不影响吸热量。因而，按照式（9）进行计算。再热冷段及以上（即蒸汽未经过再热器加热）的抽汽等效焓降Hj，根据等效焓降定义，导出蒸汽返回汽轮机的实际做功为：

THA 工况、75%THA 工况及50%THA 工况下的机组热力系统原始数据（如表2、表3 及表4所示）。

表1 THA/75%THA/50%THA 工况参数

表2 THA 工况原始数据

表3 75%THA 工况原始数据

表4 50%THA 工况原始数据

3.2 端差的经济性分析

3.2.1 端差对等效焓降的影响

为计算端差对焓降的影响，假设各加热器端差为10 kJ/kg 进行计算，获得不同负荷下，各加热器端差对焓降的影响，如图3 所示。

图3 各加热器端差对等效焓降的影响

流经0 号高加的蒸汽参数下降使0 号高加抽汽效率增加，导致3 号高加抽汽参数降低，3 号高加抽汽效率的减小程度增大，导致3 号高加的等效焓降大于2 号高加等效焓降。由于混合式加热器的存在，使其后的加热器的等效焓降呈反向增大趋势。在THA 工况下，10 kJ/kg 的端差使1号高加等效焓降减小，是由于蒸汽冷却器（0 号高压加热器）给水温度和压力高，而抽汽为中压缸抽汽，蒸汽品质较高压缸下降，导致抽汽效率远低于1 号高加抽汽，两者的抽汽效率差为负值。

3.2.2 端差对汽耗率和标准煤耗率的影响

汽耗率是指每产生1 kWh 的功所耗费的蒸汽量，标准煤耗率是指将不同发热量的各种煤统一折算成发热量为29 308 kJ/kg 的标准煤后算得的每产生1 kWh 功所耗费的煤量。

对于汽耗率和标准煤耗率的影响（如图4、图5 所示），不同负荷下的影响规律相同。相同的端差对各加热器的汽耗率和标准煤耗率产生不同程度的影响，其中对0 号加热器的影响最大。

端差的影响随抽汽级数呈一般性递减趋势，但5 号低加、7 号低加的汽耗率增加量和标准煤耗增加量呈增大状态。分析原因是由于5 号低加和7 号低加前的加热器均为混合式加热器，若上级加热器为汇集型加热器，则由于在该级加热没有疏水导致端差变化对相对效率影响加剧。汇集型加热器虽然换热效率高，但对下级加热器具有较大影响。

图4 各加热器端差对汽耗率的影响

图5 各加热器端差对标准煤耗率的影响

对比相同端差对同一加热器在不同负荷下的影响，结果显示，随着负荷增加，机组热经济性增加，端差对热经济性的影响减小。但0 号加热器呈现相反趋势，原因在于0 号加热器的抽汽参数高，且抽汽经过加热器后仍为过热蒸汽状态，因而端差对0 号加热器的相对效率的影响与其他加热器不同。

3.2.3 实际运行端差经济性分析的影响

在实际运行中，加热器端差一般不是固定值，通过实际运行工况端差来确定加热器端差对机组热经济性的影响，并进行标准煤耗的能耗敏度分析[7，11]，如图6 所示。由于机组对0 号加热器、7 号低加和8 号低加端差不进行监视，所以分析只针对1 号高加、2 号高加、3 号高加以及5号低加。结果显示，随着负荷增加，高压加热器的单位端差对标准煤耗的影响减小，低压加热器的标准煤耗能耗敏度无明显变化。分析实际运行端差对发电成本的影响，如图7 所示。结果显示，在实际运行中，1 号高加端差引起的发电成本增加值最大，在高负荷下这一结果更为明显。

图6 能耗敏度分析

图7 各加热器端差对发电成本的影响

通过分析SIS（厂级监控信息系统）中的机组运行历史数据发现，在50%THA 工况，即330 MW负荷时，高压加热器端差为0，只有5 号低加存在端差，随着负荷增加，端差增大。在实际运行中，负荷越高给水流量越大，给水在加热器内的换热时间减小，造成更大的端差。端差引起的发电成本随着负荷的增大而增大，如图8 所示。

图8 不同负荷下端差对发电成本的影响

3.3 优化试验分析

加热器水位控制不当、加热器内部存在不能凝结气体、加热器内部存在泄漏、结构或堵管等原因[12-13]可能导致加热器端差增大。分析结果显示，高压加热器端差随负荷增大而增大，且发电成本增加，因此针对660 MW 时高加水位对高压加热器端差影响进行试验。试验前，高加液位自动控制设置值为50 mm，试验过程中，在负荷保持660 MW 稳定的情况下，改变高加液位自动控制设置值为-100 mm，增加抽汽与给水的换热面积。液位对端差影响的试验结果如图9 所示。

图9 高加水位控制对端差的影响

通过计算，对比调节前后因端差引起的发电成本增加值，如图10 所示，将1 号高加、2 号高加、3 号高加液位自动控制值调整为-100 mm后，每年能为单台机组节省发电成本近20 万元。

图10 液位调节前后因端差引起的发电成本增加值

4 结论

计算分析获得各类型加热器端差对机组热经济性的影响特性，并通过实验获得控制发电成本手段，得出以下结论：

（1）端差对汽耗率、标准煤耗率的影响对抽汽级数呈一般性递减趋势，但汇集型加热器对下级加热器产生较大影响。端差对等效焓降、汽耗率、标准煤耗率的影响随负荷增加呈递减趋势，负荷越高，端差的影响越小，0 号加热器呈相反趋势。

（2）在高负荷下，端差可能存在有利于个别加热器热经济性的情况，但综合所有加热器的总热经济性影响，端差仍不利于机组热经济性，使发电成本增加。

（3）机组实际运行中，在自动控制调解下，随着负荷升高，高压加热器的端差增大，而低压加热器端差基本稳定。因此高负荷时应及时适当降低加热器汽侧水位，增大表面式加热器内部换热面积，减小端差，一年可节约发电成本约20 万元。