1000MW 等级一次再热湿冷机组热力系统优化研究

凌 芳

（中国能源建设集团广东省电力设计研究院，广东 广州 510663）

0 概述

节能环保是当前中国经济发展一项重要任务，“十二五”能源建设规划对各省、市、自治区的节能任务已作了明确安排，近几年内提高能源利用率是企业今后市场竞争力和可持续发展的保证。因此，对火力发电机组的热力系统进行优化，降低机组热耗，提高经济性十分必要[1-2]。

本文针对成熟的1000MW 等级超超临界一次再热湿冷机组，对其热力系统可优化部分进行了分析研究，主要包括主机通流、给水系统、回热系统、凝结水系统及抽真空系统等方面，指出了热力系统的优化方向。

1 热力系统优化措施

1.1 汽轮机通流改造

传统的喷嘴调节，在机组低负荷运行时，阀门节流损失大，因此，三大主机厂目前均采用了全周进汽、滑压运行或节流配汽方式，有效的降低了阀门节流损失和进汽损失，保证了额定负荷及低负荷下的汽轮机效率。三大主机厂对高、中、低压缸的通流级改造虽各有不同，但都针对高压缸第一级叶型、高中低压缸通流级数、通流叶片流道等方面进行了优化设计，优化后的新1000MW 机型相对原机型高压缸效率提高了约3%～4.7%。针对汽轮机通流的优化一直是提高汽轮机效率的重要措施。

1.2 给水系统

目前国内投运的1000MW 火电机组，给水系统大多设置2x50%BMCR 容量的汽动给水泵，为减少厂用电率，新建机组大多采用了锅炉给水泵前置泵与汽动给水泵同轴布置。此外，可考虑主汽轮机同轴驱动给水泵的方案，即在运转层汽轮机机头侧，由汽机主轴通过联轴器、减速箱(齿轮箱)、调速装置等传动装置带动给水泵运行[3]。该方案机组运行的平均热耗值较低，其经济性优于小汽轮机驱动方案，且省去了小汽轮机相关系统，简化了系统流程，但其调速装置的价格较高，且存在一定变数，目前不具有经济性。且国内尚未有工程真正实施了主汽轮机同轴驱动给水泵方案，其可靠性也有待验证。

为了满足机组启动灵活的要求，电厂中通常配有电动给水泵。而在实际运行当中，国内外的多个电厂通过合理设计辅助蒸汽至给水泵汽轮机的回路，成功地实现了机组在无电泵情况下的机组启动。表1为目前了解过的不设电泵，直接采用汽泵启动的电厂。

表1 采用汽泵启动电厂

采用辅助蒸汽启动汽动给水泵，节省了电动给水泵设备及其相关系统，降低了初投资，但在启动时间上要比电泵启动慢，控制系统也会相对复杂，主要是在建设完成后首次启动和大修后的启动，要先完成给水泵汽轮机油系统的冲洗、油循环和系统调试后，方可使用辅助蒸汽启动汽动给水泵向锅炉打水。且新建机组还需增大启动锅炉容量，因此是否取消电动给水泵还需根据工程特点综合考虑。

1.3 回热系统

国内已投运1000MW 超超临界湿冷机组汽轮机回热系统大部分采用了8 级回热抽汽；而空冷机组基本上都采用了7 级回热抽汽。为了更大限度地获得热耗率的改善，回热焓升分配和给水回热级数的优化一直是目前国内研究的重点[4-6]。国产凝汽式机组的初参数、回热级数以及给水温度之间的关系如下表所示，表中还表示了采用再热与回热措施后循环热效率的相对增长百分比。

表2 国产凝汽式机组的初参数、回热级数以及给水温度之间的关系

在给水温度一定情况，回热抽汽级数跟汽轮机的结构有关。经咨询国内三大主机厂汽轮机机型，均推荐采用增加一级低加的9 级回热方案，且国内正在新建的1000MW 等级湿冷机组已普遍采用此方案。采用9 级回热可降机组热耗值约～13kJ/kW.h，效益可观。此外，3 号高压加热器设置一个外置式蒸汽冷却器，利用3 号抽汽过热度加热，可提高最终给水温度，降低机组热耗，具有经济性。

1.4 凝结水系统

电站排烟余热有两种回收方式：一种是通过能量转换设备，转化为其他形式的能源回收；另一种通过能量转化，仍以热能形式回收至热力系统。采用何种余热回收方式，取决于回收的热量、回收的效率。目前国内外烟气余热回收装置种类繁多，而低温省煤器是将余热回收至热力系统的最有效、最安全可靠的一种工具。低温省煤器与常规省煤器不同之处在于，其采用的与烟气换热的介质为凝结水。

低温省煤器在国内和国外已经有运用业绩。加装低温省煤器后排烟温度由130℃左右下降到100℃左右，回收的热量是相当可观的。凝结水系统利用了烟气余热后，可使机组热耗降低约25 kJ/kW.h。设置低温省煤器后，烟气温度假定从125℃降低至105℃，供电标煤耗可降低0.93g，通过年费用法计算可得，设置低温省煤器后年费用有一定优势，动态回收年限为6.6年。此外，设置低温省煤器后节水效益明显，根据估算，1000MW 等级的两台机组如设置低温省煤器，脱硫系统可节约用水约70t/h。

1.5 抽真空系统

抽真空系统的作用是在机组启动初期，将主凝汽器汽侧空间以及附属管道和设备中的空气抽出以达到汽机启动要求，并且机组在正常运行中除去凝汽器空气区积聚的非凝结气体。常规凝汽器汽侧抽真空系统是采用3×50%水环式真空泵，且高、低压侧一起抽吸。该方案的缺点是由于两侧背压值不同，一起抽吸不利于维持各自的背压，增大了真空泵出力。

因此，可考虑凝汽器汽侧抽真空系统设置2×50%和1×35%容量的水环式真空泵。正常运行时，凝汽器低压侧投入50%容量真空泵，高压侧投入35%容量真空泵，一台50%容量真空泵同时作为高低压侧备用。在机组启动时，所有真空泵可一起投入运行，这样可以更快地建立起所需要的真空度，从而缩短机组启动时间。该方案的优点如下：

1）水环式真空泵2×50%加1×35%配置相对于3×50%配置，总造价低，年运行费用少，且运行灵活、配置合理。

2）对于双背压，真空泵分别对应高、低压侧进行抽吸，共同备用一台真空泵，对维持高、低压侧各自的背压有较好的效果，增加了机组的热经济性，达到了节能降耗的目的。

此外，除常规水环式真空泵外，目前有一种效率更高的锥体二级泵。锥体二级泵具有较大的吸、排气口面积，流阻小，抽速高，节能效果明显；在较高真空度下抽速稳定，效率高，功率消耗低；独特的内置逆止阀技术，可以使第二级工作腔随入口压力的变化自动投入工作；二级分体叶轮悬臂运转，简化了密封结构，同时将压缩比分为两段，两级压缩，有效地防止汽蚀产生。

2 结束语

本文基于已投运的部分1000MW 超超临界一次再热湿冷机组设计、运行情况，提出了新建1000MW 等级机组的可优化方向，以达到减少能耗、高效环保、节省投资、降低成本，提高能源综合利用效率的目的。

［1］武宇，颜士鑫，武华.1000MW 火电机组热力系统优化分析[J].能源与环境，2014，1：45-47.

［2］洪波，钱文华，宋徐辉.国内火电厂热力系统优化研究综述[J].电站系统工程，1995，11(4)：1-3.

［3］于凤新，谭红军，王珩，等.给水系统优化配置专题[Z].广州：东北电力设计院，2010.

［4］刘志真，郑维峰，王计森.1000MW 超超临界机组回热焓升分配及回热级数的探讨[J].电力建设，2009，30(1)：18-21.

［5］乔旭斌，邓宏伟.1000MW 空冷机组回热抽汽系统优化探讨[J].热力透平，2013，42(2)：73-76.

［6］李勇，黄萍力.汽轮机回热系统加热器给水焓升的优化分配[J].汽轮机技术，2008，50(6)：404-409.