1 000 MW高效宽负荷率超超临界机组 设计点优化研究

何海宇， 范世望， 彭泽瑛

(上海汽轮机厂有限公司，上海 200240)

近年来，受宏观经济尤其是工业生产下行等影响，用电量保持低速增长已经成为常态。与此同时，我国电力生产经过一段时期的迅速扩张和结构调整，电网容量不断扩大，能源结构不断调整，随着风电、水电和太阳能发电等的大力发展，可再生能源和核电在电力结构中所占比例逐步上升。

为了保证可再生能源和核电的基本负荷，大型火电机组参与调峰，长期在低负荷工况运行是必然趋势。常规火电机组的主要负荷分配不再集中于高负荷区，为适应能源结构的变化，需要开发具有更好灵活性的高效宽负荷率超超临界机组。

我国现有1 000 MW机组大部分时间的工作负荷远低于设计点负荷，那么可以考虑在选取设计点时就将设计点的负荷降低，提高部分负荷进汽压力，从而降低热耗率，提高经济性；同时增设0号高压加热器，通过在部分负荷下投入0号高压加热器，提高机组给水温度，进一步降低热耗率；在过负荷时通过配汽机构补汽和高压加热器旁路调节等手段来满足负荷峰值要求。笔者对原热力方案(以下简称原方案)进行优化，将机组的补汽阀开启点降低至850～950 MW，同时在原有回热系统的基础上增设0号高压加热器和高压加热器旁路调节系统，即在机组负荷较低时，投入0号高压加热器；在机组负荷较高时，开启补汽阀和采用高压加热器旁路系统。同时比较了优化后机组的蒸汽参数和经济性，论证了机组的发电能力，对比了不同负荷分配率时各方案的综合经济性。

1 机组容量规范

汽轮机的通流能力是指汽轮机在设计额定蒸汽参数下，所有调节阀全开时的最大主蒸汽流量[1]。根据不同的标准和工况定义，通流能力也有所不同，其变化会影响汽轮机的经济性和出力。

目前，国内电力行业采用3种不同的设计规范来定义汽轮机的容量：原电力部行业标准DL/T 892—2004 《电站汽轮机技术条件》(以下简称DL/T 892—2004)、国家标准GB 5578—2007 《固定式发电用汽轮机规范》(以下简称GB 5578—2007)和国际标准IEC 60045—1 《汽轮机 第1部分：规范》(以下简称IEC 60045—1)。DL/T 892—2004标准中提出一种按夏季极端高背压11.8 kPa定义机组容量的规范：(1)铭牌出力为夏季工况(TRL)；(2)最大连续出力工况(TMCR)；(3)热耗率验收工况(THA)；(4)阀门全开工况(VWO)。针对以上4种工况，通流设计的容量约为额定工况的112%～113%，国内也有部分机组采用相对低的背压(9.6 kPa)来定义机组容量的规范。GB 5578—2007标准中提出一种按当地夏季背压定义机组容量的规范：(1)铭牌出力、最大保证出力和热耗率保证3个合为同一个工况；(2)夏季工况；(3)阀门全开工况。针对以上3种工况，通流设计的容量约为额定工况的108%～110%。IEC 60045—1中以最大保证连续功率来定义机组的容量：(1)铭牌出力、最大保证出力和热耗率保证3个合为同一个工况；(2)阀门全开工况。针对以上2种工况，通流设计的容量约为额定工况的103%～105%[2]。

为了提高机组的经济性，使滑压运行机组在额定流量下的进汽压力达到额定值，超超临界机组采用了补汽阀技术。目前，超超临界机组的工况定义一般参考DL/T 892—2004和GB 5578—2007 2个规范(详见表1)，规范要求的汽轮机通流能力设计(相对额定背压、额定功率)裕量最大达到12%～13%。按照目前的设计规范配置的汽轮机，最小在87%的通流能力下已经能发出额定出力，机组长期在部分负荷下运行，明显降低了机组的经济性。随着火电机组的年利用小时数不断下降，机组的经济性下降更加明显。

表1 超超临界机组汽轮机通流能力Tab.1 Flow capacity of an ultra-supercritical steam turbine

2 原方案经济性分析

图1为某1 000 MW超超临界机组的热力系统图。该机组由1个单流高压缸、1个双流中压缸和2个双流低压缸组成，机组回热系统由3个高压加热器、5个低压加热器和1个除氧器组成。按照表1中3种设计容量规范，进行了机组额定负荷和部分负荷的热力计算。图2给出了部分负荷相对于额定负荷的热耗率增加量。图3给出了部分负荷的主蒸汽压力变化。

图1 某1 000 MW超超临界机组的热力系统图Fig.1 Thermodynamic system of a 1 000 MW ultra- supercritical unit

图2 部分负荷的热耗率变化Fig.2 Heat rate of unit under part-load conditions

由图2可以看出，当汽轮机处于滑压运行时，随着机组负荷的降低热耗率迅速上升，且机组负荷率越低经济性下降的趋势越快。以设计点为100%负荷为例，当机组在50%负荷工况运行时，热耗率相比额定负荷升高了4.6%左右；当机组在40%负荷工况运行时，热耗率相比额定负荷升高了7.08%左右；当机组在30%负荷工况运行时，热耗率相比额定负荷升高了10.93%左右；当机组负荷降低时，其热耗率上升的原因主要有以下3点：

图3 部分负荷的主蒸汽压力变化Fig.3 Main steam pressure of unit under part-load conditions

(1)热端参数下滑。当机组负荷下降时，主蒸汽压力迅速下降。

(2)回热端参数下降。机组负荷下降造成各段回热抽汽压力下降，最终给水温度也随之下降，降低了平均吸热温度。

(3)冷端损失增加。在低负荷工况下，低压缸排汽损失迅速增加(一般从额定工况开始降低机组负荷，排汽损失先减少后增加)导致低压缸效率下降，低压缸排汽损失在低负荷工况下有加速增加的趋势，相应地低压缸效率也有加速降低的趋势。

图2和图3中相对热耗率和相对主蒸汽压力为

(1)

(2)

式中：基准热耗率为设计点100%负荷方案额定负荷下的热耗率：额定主蒸汽压力为设计点100%负荷方案额定负荷下的主蒸汽压力。

为了提升机组在部分负荷工况的经济性，相应地也要从以上3个方面来采取措施：提升热端参数、提升回热端参数和减少低压缸排汽损失，机组设计点优化将会从前2个方面对经济性进行优化。

3个方案中，设计点1方案的通流能力最大，由图3可以看出，该方案部分负荷工况的主蒸汽压力最低，由图2也可以看出该方案部分负荷的经济性最差。随着机组通流能力的增加，机组在部分负荷工况的经济性变差；由此可见，降低机组通流能力可以提升机组在部分负荷的经济性。

机组的整体经济性与机组在不同负荷下的运行时间紧密相关，在新的电力结构下，仅考核机组在额定负荷的经济性已经不能客观反映机组的实际经济性，因此引入全年加权平均热耗率来表征机组的整体经济性。

全年加权平均热耗率=∑负荷实际热耗率×负荷时间占比

(3)

表2中的运行时间1和运行时间2分别代表2种典型的机组运行情况[3]。对于运行时间1，机组在高负荷下运行的时间占比较大，在部分负荷下运行的时间占比较小；对于运行时间2，机组在高负荷下运行的时间占比较小，在部分负荷下运行的时间占比较大。

表2 机组负荷分配率Tab.2 Load rate of unit %

按照设计点100%负荷方案，假设机组全年不同负荷运行时间分配如运行时间1，该机组的全年加权平均热耗率比额定工况热耗率高1.13%；假设机组负荷运行时间分配如运行时间2，那么该机组的全年加权平均热耗率要比额定工况高3.43%。随着火电机组全年运行小时数的进一步降低，以及深度调峰需求上升，机组整体经济性将进一步下降。

3 方案优化论证

3.1 方案优化措施

为了提高1 000 MW超超临界机组在低负荷的经济性，同时保证机组发额定出力的能力，采用以下4种措施对高效宽负荷率汽轮机进行优化。

(1)降低机组通流设计容量(设计点)。常规方案将100%负荷或TRL工况作为设计点，优化方案将设计点负荷降低到100%负荷以下，比较以下3个方案：设计点95%负荷、设计点90%负荷和设计点85%负荷。随着机组通流能力的降低，低负荷工况下滑压运行的主蒸汽和各级回热抽汽的压力要高于原方案，热耗率水平将低于原方案。

(2)配置0号高压加热器，在部分负荷下投入0号高压加热器，可以提高给水温度，降低机组的热耗率。

(3)采用配汽机构补汽。当设计点负荷降低时，在过负荷的工况下，需要通过配汽机构补汽来提升机组的出力，补汽阀较原来的机组要承担更大的补汽流量。

(4)采用高压加热器旁路调节系统。采用高压加热器旁路调节，开启回热旁路阀，减少高压加热器的主给水流量，可减少高压缸的回热抽汽量，提升机组出力，根据机组的出力要求可以设置高压加热器小旁路和高压加热器大旁路。

图4为对原方案(图1)进行优化后的的热力系统图。该优化方案在原方案基础上增设了0号高压加热器和高压加热器旁路调节系统。

图4 优化后的热力系统图Fig.4 Thermodynamic system in optimized scheme

3.2 优化方案经济性分析

3.2.1 降低设计点负荷

通过降低机组的通流设计容量，可以显著提升部分负荷的经济性。降低机组的通流设计容量，也就是减小机组的通流设计尺寸。对于同一机组负荷，不同方案下机组的主蒸汽流量变化很小，根据热力学原理，当机组的背压保持不变、主蒸汽流量基本一致的前提下，减小机组的通流设计尺寸会提高机组的进汽压力。

图5给出了设计点优化后40%～90%负荷的主蒸汽压力变化。图6给出了设计点优化后30%～90%负荷的热耗率变化。

图5 设计点优化后部分负荷的主蒸汽压力变化Fig.5 Main steam pressure of unit after optimization of design point under part-load conditions

图6 设计点优化后部分负荷的热耗率变化Fig.6 Heat rate of unit after optimization of design point under part-load conditions

由图5可知，随着设计点负荷的降低，部分负荷的主蒸汽压力提升，对于90%负荷，在2个方案(设计点90%负荷和设计点85%负荷)中，主蒸汽压力都达到了额定主蒸汽压力；对于50%负荷，随着设计点负荷的降低，主蒸汽压力不断提升，由设计点100%负荷的12.871 MPa提升至设计点85%负荷的15.216 MPa，提升了18.22%。

由图6可知，随着设计点负荷的降低，机组在部分负荷的热耗率相比原方案大幅度降低，经济性提高。以50%负荷工况为例，设计点为100%负荷时，热耗率为7 636 kJ/(kW·h)。设计点降低至95%、90%和85%负荷时，由于主蒸汽压力和给水温度的提升，热耗率分别降低至7 612 kJ/(kW·h)、7 587 kJ/(kW·h)和7 559 kJ/(kW·h)，热耗率最低相比原来降低了1.008%，详细数据见表3。

表3 50%额定负荷工况的热力参数Tab.3 Thermal parameters under 50% load condition

3.2.2 0号高压加热器

为了提升部分负荷的经济性，在外置蒸汽冷却器出口再增设一个高压加热器，对给水进行进一步加热，该高压加热器称为0号高压加热器。对于超超临界机组，0号高压加热器可以设置在补汽阀的补汽口处，一方面该处的热力参数已经可以满足机组提升给水温度的要求，另一方面在补汽口抽汽可以避免再为0号高压加热器设置单独的抽汽口，降低了设计的复杂程度。需要注意的是，由于锅炉对给水温度的限制，0号高压加热器在高负荷时不应当投入，随着机组负荷的降低，补汽口处的压力不断降低，当该压力降低至可以满足锅炉给水温度的限制时，再考虑投入0号高压加热器。

在设计点95%负荷、设计点90%负荷和设计点85%负荷3个方案中，0号高压加热器的开启负荷分别为64%负荷、60%负荷和57%负荷，在各个工况下0号高压加热器的热耗率收益约为30～35 kJ/(kW·h)。3个方案中50%负荷的热耗率分别降低至7 580 kJ/(kW·h)、7 554 kJ/(kW·h)和7 527 kJ/(kW·h)，热耗率最低相比原来降低了1.427%。

3.3 过负荷能力论证

3个方案将通流设计容量降低至低于额定负荷的值，为了满足汽轮机的出力要求，需要通过2种技术手段来提升机组的出力：补汽阀技术和高压加热器旁路调节技术。

3.3.1 补汽阀技术

以该机组高压缸为标准的圆筒型外缸结构，可配置外置补汽阀，补汽阀开启时，进入汽轮机的蒸汽流量增加，补汽口之后汽轮机通流部分的做功能力增加，可以提升机组的出力。如图7所示，机组的出力随着补汽流量的增加呈线性增长的关系，当补汽流量达到8%通流设计流量时，机组的出力可以提升4.1%～4.6%。当补汽流量达到16%通流设计流量时，机组的出力可以提升8.4%～9.3%。

3.3.2 高压加热器旁路调节技术

机组原回热系统高压加热器采用100%主给水流量的旁路系统，只适用于高压加热器切除的工况，优化方案采用具有调节功能的高压加热器旁路，可以以一定的开度开启回热旁路阀。在旁路系统开启的时候，由于进入高压加热器的主给水流量减少，高压回热抽汽量减少，使得有更多的蒸汽进入汽轮机通流部分做功，提升了汽轮机的出力。

随着高压加热器旁路流量的增加，机组的出力呈线性增长的趋势，如图8所示，旁路流量达到80%主给水流量时，机组的出力提升了12%。

图8 机组出力随高压加热器旁路流量的变化Fig.8 Power output of unit vs. flow rate of high- pressure heater bypass system

3.3.3 额定负荷经济性影响

补汽阀和高压加热器旁路调节技术作为满足机组过负荷能力的主要手段，对机组的经济性都有负面的影响，经核算，为了满足同样的出力要求，高压加热器旁路调节技术会造成更大的热耗率提升幅度。同样要提升10 MW的出力，高压加热器旁路调节技术方案的热耗率要比补汽阀技术方案高6～7 kJ/(kW·h)。因此，为了满足机组额定出力的要求，应首先采用开启补汽阀的方式来增加机组出力，若补汽阀全开依然不能满足机组额定出力的要求，则再开启高压加热器弯路系统。同时，应当尽量增加补汽流量，降低高压加热器旁路调节的比例，以减少额定负荷的经济性损失。当补汽流量为5%、8%、10%和16%通流设计容量时，各个设计点方案下额定工况的相对热耗率见表4。由表4可知，随着补汽流量的增加，额定工况的热耗率降低。

表4 额定工况的相对热耗率Tab.4 Relative heat rate at rated load %

通过开启补汽阀和采用高压加热器旁路系统，最大可以将汽轮机的出力提升20%～21%，满足汽轮机峰值负荷的要求。

3.4 全负荷的经济性比较

机组全负荷的经济性不仅与设计点负荷有关，还与机组全年不同负荷下的运行时间有关。

表2引用了文献[3]中的负荷分配率，为了获得更有参考性的结论，对某电厂1 000 MW超超临界机组2 a的运行负荷进行调研，得到了如表5所示的运行时间3和运行时间4，并对4个运行时间下汽轮机的全年加权相对热耗率进行计算，计算结果见表6。

全年加权相对热耗率=

(4)

对于运行时间1，机组主要在80%～100%负荷运行，在95%负荷的运行时间占比最大；对于运行时间2，机组主要在40%～80%负荷运行，95%负荷以上运行时间很少；对于运行时间3，机组主要在60%和100%负荷运行，在60%负荷的运行时间占比最大；对于运行时间4，机组主要在50%～90%负荷运行，在60%负荷的运行时间占比最大，95%负荷以上运行时间占比为10%以上。

表5 某电厂运行负荷分配率Tab.5 Load rate of a certain unit %

根据上文的分析结果，设计点负荷降低，部分负荷与额定负荷的经济性变化是相反的，部分负荷的经济性提升，额定负荷的经济性降低，机组整体经济性的评估要考虑到这2个负荷经济性相反的变化趋势。对于运行时间1，机组主要在高负荷工况运行，低负荷工况的经济性对总体经济性的影响较小，影响总体经济性的是高负荷工况经济性的变化，在95%负荷的运行时间占比最大，接近40%，所以设计点95%负荷方案的综合经济性最好；对于运行时间2，机组在40%～80%负荷的运行时间占比较大，95%负荷以上运行时间很少，影响总体经济性的是低负荷工况经济性的变化，设计点负荷较低时低负荷工况的经济性较好，所以运行时间2设计点85%负荷方案的综合经济性最好；对于运行时间3，机组主要在60%负荷和100%负荷运行；对于运行时间4，机组主要在50%～90%负荷运行，但是95%负荷以上运行时间也是不可忽略的，由于运行时间3和运行时间4的低负荷工况和额定负荷工况均占有一定的比例，因此难以直接判断哪个方案的整体经济性是最优的，需要对各方案进行详细的热力计算来评估，根据表6的计算结果，运行时间3和运行时间4设计点90%负荷方案的综合经济性最好。

表6 机组全年加权相对热耗率Tab.6 Relative annual weighted heat rate of unit %

4 结 论

(1)通过对1 000 MW超超临界机组的设计点进行优化，可以提高汽轮机部分负荷的主蒸汽压力，大幅度提升了部分负荷的经济性。

(2)在原有回热系统的基础上增设0号高压加热器，通过在部分负荷下投入0号高压加热器，可以进一步提升部分负荷的经济性。

(3)通过开启补汽阀和采用高压加热器旁路调节的技术手段，可提升机组的出力，满足发额定出力及最大出力的要求。

(4)汽轮机组的整体经济性不仅与设计点有关负荷，也与汽轮机全年不同负荷的运行时间分配有关，在实际的项目执行中，要根据低负荷工况和额定工况的时间占比，匹配合适的设计点负荷，才能达到综合最优的经济性。