国华太仓发电有限公司，江苏 太仓 215433
摘要:通过实际测量6000MW级超临界机组高、低压加热器运行的各项参数，分析有关参数对机组经济性定量影响，并且对高、低压加热器运行经济性进行了分析和评估，同时提出了高、低压加热器水位调整的的试验准备、试验方法、热控定值修改等技术措施和建议，提高机组运行经济性。
关键词：汽轮;机回热系统;加热器;经济性分析
一、燃煤电厂运行经济性综合评价指标的研究方法
1.1各种费用的划分。获得能量产品所付出的代价,有直接的能量消耗,也有非能量的消耗,还有对环境造成的危害费用,所以应把电厂电能生产的各种费用划分为能量费用、非能量费用和环境危害费用三部分.比如,电厂生产电能要消耗燃料,这就是电能生产中能量费用的部分;为了使电厂正常运行,必须有厂房及设备的折旧、维修、管理及人员的工资、奖金、福利等,这就是所谓的非能量费用;电能生产中还有废水、废气和废渣排出,从而对环境造成污。
1.2燃煤电厂是电能生产的重要基地,也是造成环境污染的主要污染源,同时还是消耗水资源的大户.目前,衡量燃煤电厂运行经济性的最终指标常以供电煤耗率为标准,供电煤耗率低就说该电厂运行的经济性高,供电煤耗率高就说该电厂运行的经济性低.但供电煤耗率这个指标仅能反映燃煤电厂本身能量转换程度的高低,没有考虑燃煤电厂生产过程中所产生的废气、废水和废渣等对外部环境所造成的污染,没有考虑水资源的使用价值问题,也没有考虑电厂在设备折旧费、维修费、管理费及人员的工资、奖金、福利等方面的费用.随着我国电力建设的快速发展,以及电力系统“厂网分开,竞价上网”措施的逐步实施,若仍以传统的供电煤耗率作为考核指标,或将其作为电厂上网电价的报价依据,不但不合实际,而且也不利于环境的改善和污染物的治理,所以寻求一种科学替代供电煤耗率的综合评价指标势在必行.
1.3为了实现电力的可持续发展，我国正在对火电结构进行调整，发展高参数大容量的超超临界机组、提髙火电机组发电效率、降低污染物排放逐渐成为我国电力生产行业发展的主流方向。其中，二次中间再热技术由于其高效、环保等优点而备受关注。近年来国内外都大力开展二次再热技术的研究工作。Ust等人[1]对二次再热朗肯循环进行了热力学优化，指出二次再热压力存在最优值，该值随一次再热压力的升高而增大。SvenKjaer等[2-3]提出了“MasterCycle”的改进型二次再热循环，解决了由于中压缸抽汽过热度过高引起的㶲损失过大的问题。XuGang等设计了一种用于二次再热机组的新型塔式锅炉，并对其进行了技术经济性分析。张方炜等从循环净效率、材料性能和热力系统几个方面分析了二次再热系统的技术特点，指出在700℃等级镍基材料研发问题解决之前，二次再热技术是提高火力发电机组热效率、降低温室气体排放的有效手段。由于二次再热技术在国内尚处于起步阶段，国外虽有二次再热机组投运记录，但其参数均未达到超超临界水平，国内外学者的研究更多关注的是二次再热机组系统优化等问题。因此，本文以国内近期投运的某超超临界1000MW二次再热机组为例，对其进行热经济性及技术经济性分析，探讨在参数偏离基准值时机组能耗的变化规律，以及在不同条件下机组发电成本的变化规律。
1.4汽轮机高、低压加热器是回热系统的重要组成部分，描述加热器性能的主要指标是加热器的上、下端差。加热器的上端差，通常是指加热器汽侧压力下饱和温度与水侧出口温度之差。上端差越小,热经济性就越好，而减小上端差是以付出金属耗量和投资为代价的。一般设有蒸汽冷却器的加热器，其上端差为-1℃~0℃，没有蒸汽冷却器的加热器上端差一般为2℃~3℃。对于设有疏水冷却段的加热器，其汽侧疏水温度与水侧进口水温之差称为下端差。疏水冷却段既提高了回热系统热经济性，也提高了运行安全性。因为原来的疏水为饱和水，当自流到压力较低的加热器时，经过节流降压后，疏水会产生蒸汽而形成两相流动，对管道下一级加热器产生冲击、振动等不良后果，加装疏水冷却器后，这种可能性就大大降低了。下面对神华国华电力所属的呼伦贝尔、定洲二期600MW级超临界机组高、低加热器运行经济性进行评估，分析是否达到设计值，提出针对措施和建议。
二、加热器端差对机组热经济性影响量的计算方法
加热器上端差对机组热经济性的影响通常大于下端的影响，末级高加的上端差的影响最大。一般末级高加上端差每变化1℃对机组经济性的影响约为0.024%，即0.08g/kWh。分析加热器端差对机组经济性的影响在以往的热力系统常规计算中，必须进行整个的热力系统的全面热力计算，热力系统中影响热经济性的任何变化都将导致各加热器的抽汽量和汽轮机总热耗量发生变化，计算就得从头开始。而等效热降法是基于热力学的热功转换原理，考虑到设备质量、热力系统结构和参数的特点，经过严密地理论推演，导出热力分析参量。等效热降法就是用这些参量研究热工转换及能量利用的一种方法。它以汽轮机进汽量保持不变为前提条件，仅用局部运算代替整个系统的复杂计算，只对局部变化进行分析，避免了热力系统一般计算方法的缺点。采用等效焓降法计算时，首先需要计算各级抽汽的等效热降和加热器抽汽效率，之后才能计算各级加热器端差对热经济性的影响。当考虑第j级加热器，当其运行端差偏离设计值Δt时，该变化造成的影响可以认为是第j级加热器在运行中出现的给水加热不足Δτj。按照等效热降的分析理论，当第一级高压加热器（即抽汽压力最高的加热器）出现加热不足Δτ1时，会减少本段的抽汽量，使新蒸汽的做功增加Δτ1η1，同时由于给水加热终温降低，循环吸热量增加Δτ1，此时加热器端差与装置循环效率的相对变化率（也即煤耗相对变化率）为：δb1=Δτ（1η1-η）i（/H+Δτ1η1）式中，ηi为变化前汽轮机装置的效率；η1为#1高压加热器的抽汽效率；H为变化前新蒸汽等效热降。
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三、机组高、低压加热器指标分析
加热器自身及运行缺陷均会反映在加热器的端差上，通常电厂将加热器的上下端差作为小指标考核的重要内容。计算结果表明，加热器上端差对机组经济性的影响较下端差明显，是下端差影响量的数倍。改善600MW级机组加热器运行经济性技术措施，通过呼伦贝尔、定洲二期600MW级超临界机组高、低压加热器运行经济性指标分析，看到还有部分稍偏离设计值，说明还有改善和提升的节能空间。为此提出技术措施如下：
（1）高、低压加热器水位调整准备工作。保持机组负荷600MW稳定，检查校核水位监测装置准确，相关保护正确、可靠，解除高、低压加热器“水位达高Ⅱ值开启事故疏水门”的自动联锁条件。
（2）下端差调整试验方法。通过调整高加水位定值的方法，以5mm/10min的速度逐级分段提高高加水位，待水位调节稳定后进行下一次定值修改。当高加下端差达到设计值（≤5.6℃），且上端差无明显减低时，停止水位调整。
（3）加热器热控水位定值调整。根据调整水位试验结果，修改相应高压加热器水位定值。水位定值修改原则为保持原水位保护值不变，保护逻辑不变；水位修改后DCS显示加热器基准水位仍为“0”；加热器高Ⅲ对应水位不变；高加的基准水位（“0”水位）/低Ⅰ/低Ⅱ/高Ⅰ/高Ⅱ值分别提升试验确定值。
（4）从基建角度，建议在投资许可的条件下，优先采用高架双列配置。目前，国内大多数1000MW机组为2×50%双列配置，少部分为单列配置。从整个机组运行的经济性和可靠性来看，双列高加比单列高加更有优越性。设置高加是为了降低汽轮机的热耗和有利于锅炉的可靠运行。一旦高加解列，将增加汽机热耗和影响锅炉的运行。为简化高加系统，更有利于运行，现高加一般采用大旁路。如采用单列，一旦一只高加发生事故，整个高加系列将解列。此时锅炉进水温度将从294.4℃降低到189.6℃，降低了104.8℃，对锅炉影响很大。而采用双列高加，一只高加发生事故，本列高加解列，还有另一列高加，继续运行，其锅炉进口水温度仅降为244.1℃，仅下降了51.3℃。根据大型机组高加出力对机组热耗的影响研究,高加出口温度下降1℃，将使汽机热耗上升2kJ/kWh左右。
四、技术经济性分析
影响电厂技术经济性的因素有很多，本文主要分析年平均运行小时数、电厂效率以及燃料价格对机组技术经济性的影响。国内1000MW级一次再热电厂的建厂总投资约为49亿元，一般同等级二次再热电厂的建厂总投资比相同蒸汽参数的一次再热机组高约6%~7%，因此本文中假设二次再热机组建厂总投资为52.185亿元。假设电厂寿命为30年，在基准工况的计算中，电厂的年平均运行小时数取为7000h，燃料价格根据资料选取为28.63元/GJ。3.2.1年平均运行小时数对发电成本的影响采用技术经济性分析模型，以THA工况为基准，对二次再热机组和一次再热机组进行技术经济性分析，对不同年平均运行小时数下电厂的发电成本进行计算，结果如图5所示。由图5可见：当电厂的年平均运行小时数为7000h时，二次再热机组和一次再热机组发电成本分别为0.389、0.403元/(kW·h)；当年平均运行小时数下降为4000h时，二次再热机组和一次再热器机组发电成本分别升高为0.463、0.470元/(kW·h)。机组发电成本随年平均运行小时数的降低而升高，且二次再热机组的发电成本要低于一次再热机组。
但是随着年平均运行小时数的逐渐降低二者之间的差距也在逐步减小。这是由于年平均运行小时数变化主要影响总投资折旧成本和固定运行维护成本，二次再热机组总投资费用高且固定运行维护系数高，故随着年平均运行小时数的降低，二次再热机组的发电成本波动较大。3.2.2机组效率对发电成本的影响由于大型燃煤机组要承担调峰任务，因此在实际运行过程中机组不可能一直在THA工况下运行。而调峰会引起机组效率降低，进而使得机组性能下降，机组出现故障的概率增大，因此发电成本的各部分数值也会发生变化。对不同负荷下，年平均运行小时数为7000h时机组的发电成本进行计算。机组发电成本随负荷的下降不断增大，并且负荷越低发电成本增加越多；随着负荷的不断降低，二次与一次再热机组之间发电成本的差距在逐渐减小。这是由于负荷降低后二次再热机组效率变化较大，因此其发电成本的变化也相对较大。
当负荷降为30%THA时，一次再热机组的发电成本已经低于二次再热机组。即在较低负荷时，二次再热机组与一次再热机组相比已不具备优越性。不同负荷工况下年平均运行小时数对机组发电成本的影响，可以看出：75%THA工况下，当年平均运行小时数低于3800h时，二次再热机组的发电成本将高于一次再热机组；而50%THA工况下，当年平均运行小时数低于5000h时，二次再热机组的发电成本就会高于一次再热机组。这表明，在低效率下运行时，进一步降低年平均运行小时数会使得二次再热机组的发电成本高于一次再热机组，机组技术经济性较差。
从图8可以看出，机组发电成本随燃料价格升高不断增大，并且二次再热机组的发电成本低于一次再热机组。当燃料价格下降时，二者之间的差距减小，而当燃料价格升高时，二者之间的差距增大，说明当燃料价格升高时二次再热机组的发电成本增加量相对较少。这是由于燃料价格升高对燃料成本影响较大，二次再热机组煤耗率低于一次再热机组，因此燃料价格升高后一次再热机组发电成本增加较多。初步分析表明，当燃料价格升高时，二次再热机组的技术经济性优势较为明显，经济效益更加显著。图9为不同燃料价格下年平均运行小时数对二次再热机组发电成本的影响。从图9可以看出：不同燃料价格下，机组的发电成本随年平均运行小时数的增加而增加；而当燃料价格上涨较多时，进一步提高机组的年平均运行小时数可以降低发电成本。
五、结束语
府谷电厂初期采用调整空冷风机的运行频率的方法，对凝结水下降管的冲击振动起到了一定的抑制作用，但由于空冷环境处于一个动态的大气环境中，需要不时的进行监视调整，在风速较高的环境下，调整效果并不理想；2013年9月，#1机空冷凝结水下降管加装扰流罩装置后，彻底解决了这个问题，空冷凝结水下降管冲击振动基本消失，空冷岛周围200m处测噪声为54dB，达到设计要求，机组的稳定运行得以维护。由此可见，在空冷凝结水下降管加装多层扰流罩，使已产生的汽泡不再汇聚变大，是解决此类空冷系统凝结水下降管冲击振动的根本方法。
机组煤耗随负荷降低而逐渐升高，且二次再热机组煤耗增加量高于一次再热机组，即改变负荷对二次再热机组的经济性影响较大。主蒸汽参数升高使机组的煤耗降低，同时主蒸汽参数改变对一次再热机组热经济性影响较大；再热蒸汽温度变化对二次再热机组的经济性影响较大；主要运行参数对机组热经济性的影响随负荷变化而变化，低负荷下进一步提高主蒸汽温度可以提高机组热经济性，而改变主蒸汽压力对机组热经济性影响不明显。
参考文献：
［1］温高.发电厂空冷技术［M］.北京：中国电力出版社，2016.
［2］SPX.600MW亚临界机组直接空冷凝汽器设计说明书［P］.2016.
论文作者:陈树
论文发表刊物:《当代电力文化》2019年第02期
论文发表时间:2019/6/17
标签：机组论文; 加热器论文; 经济论文; 成本论文; 电厂论文; 水位论文; 煤耗论文; 《当代电力文化》2019年第02期论文;