零号高压加热器热经济性分析

车聪斌,张乐乐,孟胜利（河南省电力勘测设计院,郑州　450007）



零号高压加热器热经济性分析

车聪斌,张乐乐,孟胜利
（河南省电力勘测设计院,郑州450007）

摘 要：目前1000MW超超临界火电机组常处于低负荷工况运行。作为回热系统优化的方式之一，设置零号高压加热器可提高1000MW超超临界机组在低负荷工况下的热经济性。本文具体分析了设置零号高压加热器对汽轮机组热耗率和锅炉热效率的影响，通过对零号高压加热器系统方案开展经济性和可行性比较，在现有运行模式下（常参与调峰且处于低负荷运行）推荐采用零号高压加热器系统方案。

关键词：零号高压加热器；低负荷工况；热经济性

1　现役1000MW级火电机组运行概况

随着我国经济的快速发展，居民用电和商业用电的比重逐年增加，导致用电负荷峰谷差激增，使得按照承担基本负荷设计的600MW级和1000MW级超超临界火电机组不得不参与调峰，且通常处于低负荷运行。根据全国现役1000MW超超临界火电机组的运行情况统计，机组在低于70%负荷工况下的运行小时数约占35%。

2　设置零号高压加热器的必要性分析

当机组处于低负荷时，采用滑压方式运行，不在设计“经济区”内。随着机组负荷的降低，机组热效率随之下降，造成供电煤耗升高，无法发挥超超临界机组高效率的优势，造成不必要的较大经济损失。

为提高1000MW级超超临界机组在低负荷工况下的运行效率，回热系统优化是值得关注的一个重要方向。而回热加热器级数是影响回热系统热经济性的主要因素之一。一般情况下，随着回热加热器级数的增加，给水温度将有所升高，机组的循环热效率将有所提高[1]。

在回热系统中，1号高压加热器出口再增设1个高压加热器用来加热给水，则该高压加热器称为零号高压加热器。零号高压加热器蒸汽由高压缸第5级（考虑与补汽阀进汽在同一个接口）后抽出，加热器疏水逐级自流至1号高压加热器。增设在低负荷工况下投入运行的零号高压加热器，可提高机组在低负荷工况运行时的最终给水温度，从而改善汽轮机在低负荷工况的运行经济性，同时也可提高机组在低负荷时SCR装置的投用率[2]。

在现阶段，根据地域调峰情况以及机组的工作负荷变化特性，相应开展设置零号高压加热器的分析研究，着力提高1000MW级超超临界汽轮机组在低负荷工况下的运行效率，是非常及时和必要的。

3　零号高压加热器系统热经济性分析

3.1零号高压加热器热经济性分析

本文所分析的锅炉型号为SG-3037/29.3/605/623，型式为超超临界参数、变压直流炉、单炉膛、切向燃烧，一次再热、平衡通风、露天岛式布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构塔式布置锅炉，并按同步加装烟气脱硝装置设计。汽轮机型号为N1000-28/600/620，型式为高效超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、九级回热抽汽，设外置式蒸汽冷却器、设零号高压加热器。发电机型号为QFSN-1000-2型。

增设零号高压加热器，在低负荷工况，可利用汽轮机高压缸补汽阀进汽口作为抽汽口[3]。在零号高压加热器抽汽管道上安装一道抽汽调节阀，对回热抽汽进行调节，可在某一负荷段保持抽汽调节阀后的压力基本不变，实现对给水温度进行控制，从而提高低负荷工况下的最终给水温度（高负荷时，零号高压加热器不投运），改善汽轮机在低负荷工况的运行经济性。与此同时，当最终给水温度提高时，省煤器出口烟气温度也将升高，可保证SCR装置在低负荷工况正常投运。

此外当机组处于低负荷工况运行时，主蒸汽调节阀常处于节流状态，机组的效率损失有所增加。增设零号高压加热器，可在一定程度上可增大主蒸汽流量，进而降低主蒸汽调节阀的节流损失，提高汽轮机组热效率。而最终给水温度的提高，将导致排烟温度升高，使锅炉热效率有所降低。因此综合分析设置零号高压加热器的经济性，应从

锅炉和汽轮机整体进行考虑。

利用我院引进美国Thermofl ow公司热平衡分析软件Thermofl ex，结合某汽轮机厂热平衡图进行建模分析，可得到机组在低负荷工况下的给水温度和热耗率。

根据该汽轮机厂热平衡图，THA工况下的最终给水温度为298.8℃。Thermofl ex计算表明，在增设零号高压加热器情形下，在75%THA工况下，最终给水温度为298.1℃，较无零号高压加热器时可提高18.8℃，基本与THA工况下的给水温度相当，汽轮机组热耗率可降低约21 kJ/kW·h；在50%THA工况下，最终给水温度为287.8℃，较无零号高压加热器时可提高33.7℃，也基本与THA工况相当，汽轮机组热耗率可降低约46 kJ/kW·h。

若机组按调峰模式运行，在50%～75%THA部分负荷工况下，增加零号高压加热器运行后，汽轮机组热耗率降低21～46 kJ/ kWh，从而提高了汽轮机组在部分工况的热经济性。与此同时，在50%THA～75%THA部分负荷工况下，增加零号高压加热器运行后，最终给水温度达到287.8～298.1℃，锅炉排烟温度也将升高，也可实现脱硝系统全天候运行。

根据锅炉热力性能数据，在扣除锅炉厂裕度的条件下，对于设计煤种，在设置零号高压加热器时，75%THA工况下锅炉热效率为94.51%，50%THA工况下锅炉热效率为93.98%。切除零号高压加热器后，75%THA工况下锅炉热效率为94.66%，50%THA工况下锅炉热效率为94.38%。因此零号高压加热器对全厂供电标准煤耗率的影响：75%THA工况降低0.344 g/kW·h，50%THA工况降低0.514 g/ kW·h。

另外在机组回热系统中，低温省煤器可利用锅炉烟气余热加热凝结水，排挤部分低压加热器回热抽汽，从而提高汽轮机组热经济性。在设置零号高压加热器的情况下，低温省煤器所回收的烟气热量将有所增大，通过烟气余热回收利用，锅炉排烟温度会有所降低，锅炉效率也将有所提高，即此时机组的热经济性将进一步提高。

3.2 零号高压加热器系统投资回收分析

由于电网的扩大和用电结构的变化，峰谷差也相应扩大，机组除要承担基本负荷，也要承担调峰任务。在调峰运行模式下，国内大容量机组多采用滑压运行，机组的年运行小时数、年利用小时数等条件对经济比较结果有明显的影响。参考河南电网同类型机组的实际运行情况，按年利用小时数取5000h，机组调峰运行模式暂按表1考虑。

表1　调峰运行模式不同负荷的运行时间组合

机组年利用小时数按上表中数据计算，则方案一（不带零号高压加热器方案）和方案二（带零号高压加热器方案）的两种方案热经济性比较计算结果如表2所示。

由表2知：如果机组按调峰模式运行时，年利用小时数按5000h，方案二（带零号高压加热器方案）比方案一（不带零号高压加热器方案）的标准供电煤耗率低，每台机组年节约标煤量1752t。

方案二相比方案一会多增加零号高压加热器设备，设备初投资将有所增加，根据供货商的询价可知约增加初投资500万元/套；抽汽管道系统会增加一路抽汽和部分高压给水系统管道，对于单台机组而言，增加的抽汽系统、高压给水系统会增加约100万元的管件、阀门、支吊架等的投资费用；两种方案的汽机房体积可以一样，主厂房投资没有差别；两种方案的可施工性、可扩展性、可回收性、防灾和突发事件处理等方面的设计基本无差别。

据以上计算，单台机组增加投资600万元，全厂两台机组共增加投资1200万元。表3为方案二（带零号高压加热器运行）单台机组在调峰模式的投资回收期初步计算结果（暂按静态考虑）。

表3　调峰模式运行投资回收期计算表

4　结论

随着近两年新建高效超超临界机组的陆续采用，1000MW高效超超临界机组带零号高压加热器系统方案，从技术层面上分析，其安全性、可靠性、可施工性、可维护性、可回收性、防灾和突发事件处理等方面，与常规不带零号高压加热器系统方案相差不大。

从经济层面上分析，如果两台机组按基本负荷（100%THA）运行时，零号高压加热器系统不投入运行，会造成初投资增加约1200万元。如果机组按调峰模式运行时，带零号高压加热器系统方案在75%THA负荷以下运行，按照标煤价为680元/吨时，回收年限为6.70年。

综上所述，机组运行模式对投资回收期的影响较大；如果机组按基本负荷模式（100%THA）运行时，机组在增加零号高压加热器后并无收益；如果机组按调峰模式运行，在标煤价格680元/吨时，投资回收期年限约6.70年，经济效果显著。若机组同时设置低温省煤器，投资回收年限将进一步降低。

参考文献：

[1]叶涛.热力发电厂[M].北京:中国电力出版社,2006.

[2]乔加飞,郝伟,刘颖华,那尔苏.基于零号高加的宽负荷高效回热技术研究[J].中国煤炭,2014,Z1:228-234..

[3]刘启军,李作兰,方琪.超超临界机组增设零号高压加热器研究[J].吉林电力,2015,43(04):1-4.

DOI:10.16640/j.cnki.37-1222/t.2016.03.050