摘要：近年国民经济的持续快速发展，社会用电需求不断增加，作为电源主力的燃煤机组，仍对电网发挥着重要支撑作用。随着国家去产能政策不断深入，煤电产业机构不断优化，对燃煤机组发展提出了新的挑战。二次再热作为行业前沿技术，相较常规一次再热机组，具有参数高、煤耗低、碳排放低、清洁高效等特点，近年在国内发展迅速。本文简要介绍了国内1000MW超超临界发电技术发展方向、二次再热机组参数选择、风险控制，重点分析了二次再热机组参数选择的成因及要考虑的因素，以供参考。
关键词：二次再热；燃煤机组；发展方向；参数选择；风险控制
随着近几年国内燃煤机组发展形势变缓，采用高参数、低煤耗、低排放的大型超超临界机组替代污染高、煤耗高、效率低的小型燃煤机组，已成为行业发展趋势。“二次再热技术”作为《能源科技“十二五”规划》在“超超临界发电技术”章节提到的重要内容，近年在国内经历了逐步完善和优化的发展过程，技术成熟稳定，投运的二次再热机组如：华能安源电厂（2×660MW）、国电泰州二期（2×1000MW）、华能莱芜电厂（2×1000MW）等，无论是在容量、蒸汽参数，还是在机组效率等方面，均处于世界领先水平。
一、超超临界发电技术发展方向
目前世界1000MW超超临界机组发展重点方向为：一、以28MPa/600/ 620℃的主机参数发展新项目；二、在目前主机参数的基础上，针对热力系统进行优化，以期提高机组效率；三、研究700℃材料和发展超高温材料的部件加工制造技术，大幅度提高机组效率。然而，超高温材料短期内无法投入使用，当前700℃材料的研究进度缓慢。现阶段如何发展更高效率1000MW超超临界发电技术是我国现阶段正研究和开发的问题。国内的动力集团根据自身的技术实力，提出了在维持铁素体材料不变条件下，更高效率1000MW超超临界机组的发展方向：
（1）高效超超临界一次再热机组：
提高蒸汽初参数：主蒸汽压力≥27MPa，再热温度≥610℃。即由之前的25、26.25~27MPa/600℃/600℃提高到27~28MPa/600℃/610(620)℃；
（2）高效超超临界二次再热机组：
采用二次再热、进一步提高初压到30~35MPa，再热温度≥610℃，配合回热系统优化。
二、超超临界二次再热机组参数选择
据测算，主蒸汽压力每提高1MPa，汽机热耗率可降低0.13%~0.15%；主蒸汽温度每提高10℃，汽机热耗率可降低0.25%~0.30%；再热蒸汽每提高10℃，汽机热耗率可降低0.15%~0.2%，背压每降低1kPa，汽机热耗率可降低0.6%~0.8%。因此，主机参数优化选择对机组热经济性至关重要。
（1）主汽压力选择
为保证汽轮机末级的湿度在合理范围内，若主蒸汽压力提高到30MPa 以上宜采用两次再热手段。反过来说，采用二次再热机组可以采用30MPa 以上主蒸汽压力，末级叶片湿度可以满足安全要求。目前国内较早签订超超临界二次再热机组主机协议的四个工程：国电泰州二期2x1000MW机组、华能莱芜2x1000MW机组、华能安源2x660MW机组、粤电惠来5、6号机2X1000MW机组，各工程确定的各工况主蒸汽压力如表1：
表1
从上表可以看出，在额定工况下（TMCR工况）主蒸汽压力基本都集中在31MPa左右，理论上主蒸汽压力还有进一步提高的潜力，不过主蒸汽压力提高后，综合考虑锅炉过热器出口集箱的加工制造、过热器出口安全阀的选取，主汽管道的应力计算准则，以及兼顾给水泵、高加和阀门的选型与制造、制造厂业绩等情况，主流设计建议保持汽机TMCR工况下进汽压力为31MPa。
（2）主汽温度选择
目前主汽管道选用的P92材料，如管道设计温度从610℃提高到615℃，管材的许用应力将从66.6MPa降低到62.3MPa,降低幅度达6.5%，等同于主汽设计压力提高2.4MPa对管道壁厚的选取的影响。换而言之，根据之前主汽压力选取的分析，由于主汽管道的应力计算准则的限制，如主汽温度提高5℃，相应主汽运行压力需要降低2.4MPa。从经济性方面分析，由于主蒸汽温度每提高10℃，汽机热耗率可降低0.25%~0.30%；蒸汽初压每提高1MPa，汽机热耗率可降低约0.13~0.15%。如主汽温度提高5℃，则只影响0.12~0.15%的汽机热耗率，而对应主汽压力提高2.4MPa,则可降低0.31~0.36%的汽机热耗率，因此，在现有条件下通过提高主汽温度方式所获得的经济性相对不高。
同时，提高过热蒸汽侧的温度首先会受到高温材料的限制，过热器的工作条件比再热器更差，如果提高过热蒸汽温度将使过热器管材的壁温急剧上升，一方面强度不足要增加壁厚导致成本增加较快，另一方面平均壁温升高也导致蒸汽氧化和高温腐蚀加剧，无法获得足够的安全裕度。因此不建议大幅提高主蒸汽温度，主蒸汽温度的选择必须要满足集箱材料SA335-P92材料和管接头材料SA213-T92材料的使用温度限制，且从国际上已有的超超临界机组的参数选型来看，其温度均选择在了600℃范围。
因此，对于二次再热机组，推荐主汽温度为600℃。
（3）一次再热压力选择
对于实际的汽轮机组，首级高加回热抽汽采用超高压缸排汽，因此，一次再热压力选取应考虑锅炉给水温度这一因素。一次再热压力选取过高，锅炉给水温度偏高于最佳给水温度，高压缸占的焓降份额下降，另外还引起锅炉排烟温度升高而效率下降，导致整体循环效率下降；一次再热压力选取过低，锅炉给水温度偏低，后续循环效率下降，也会导致整体循环效率降低，同时会导致一次再热受热面难以布置。
根据国内外大量设计、运行实践，目前认为一次再热压力/主汽压力≈40%时，循环效率最高，综合考虑给水温度以及超高压排汽温度，一次再热压力选取在主汽压力的35%-40%为宜。
（4）二次再热压力选择
二次再热压力选取主要应考虑循环效率、中压缸排汽压力、温度等因素的影响。
若二次再热压力选取过高，高压缸排汽温度偏高，锅炉二次再热器进口温度偏高，对二次再热受热面设计造成不利影响，同时二次再热循环所占份额下降，整体循环效率下降；二次再热压力选取过低，后续循环效率下降，导致整体循环效率降低，同时会导致排汽湿度降低，在背压变化较大时可能会出现排汽为干蒸汽的情况，另外会导致中排温度偏高或者必须选取较低的中排压力，对汽轮机连通管以及低压模块设计造成不利影响。
综合考虑循环效率和中排温度，二次再热压力选取在主汽压力的9%～10%。同时中排压力宜选取为0.45～0.50Mpa。
（5）一次、二次再热汽温选择
由于再热蒸汽压力相对较低，适当提高其出口温度，同时通过控制偏差的手段降低再热器出口壁温的变化幅度，可以满足在目前的材料结构下将再热蒸汽出口温度提高至620℃(610℃)的要求，目前已有一次再热机组再热蒸汽温度为620℃(610℃)的超超临界机组的运行业绩。
再热蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.15％～0.20％，而二次再热机组的一次、二次再热汽温若均提高10℃，则机组整体热耗率可降低约20kJ/kWh。国内超超临界二次再热机组较早签订主机协议的四个工程再热汽温的选择见表2：
表2
因此，二次再热机组一次、二次再热汽温可选方案为610℃和620℃方案。
三、我国自主开发二次再热发电技术风险及应对措施
我国二次再热发电技术借鉴的是欧洲90年的早期的技术路线。然而世界上运行较长时间的二次再热机组，如日本川越电站两台700MW机组(31MPa/566℃/566℃/566℃/1989年)和丹麦诺加兰德两台415MW(28.5MPa/580℃/580℃/580℃/1998年)，均比目前我国发展的参数低、容量小。虽然在系统控制上有经验可循，但由于目前我国采用的运行参数基本都处在材料理论上的设计极限，如何确保机组的运行能够达到预期，如何保证系统运行安全应是要考虑的风险。
目前国内各主机厂，都对二次再热发电技术进行了详细论证，提出以下措施应对风险：
1)利用先进的数值分析和数值计算软件，进行详细的理论计算和分析模拟；2)尽量采用一次再热机组中成熟的模块组合应用到二次再热系统，如汽机缸体基本均采用有多年运行经验的600MW、1000MW汽机高中低压缸模块，锅炉厂采用的多种调温方式基本均为各容量机组已使用过的方式。3)超600℃部件使用性能稳定、在国际上有运行业绩的材料。
四、结语
我国目前已完整的掌握了二次再热发电技术，并在国内发展迅速，相关设计院、制造厂也累计了大量经验，已投运的机组目前运行高效、稳定、环保、经济性好。结合国家节能减排政策，二次再热机组的高效率、低煤耗、低碳排放优势，迎合了国家相关政策，提升了竞争能力，符合行业发展趋势。
论文作者:邵文涛
论文发表刊物:《基层建设》2019年第17期
论文发表时间:2019/9/11
标签：机组论文; 温度论文; 压力论文; 蒸汽论文; 汽机论文; 效率论文; 参数论文; 《基层建设》2019年第17期论文;