高参数超超临界燃煤机组汽轮机热力系统优化设计

王婧，杨金福，段立强，田李果，荆雨田，杨名

高参数超超临界燃煤机组汽轮机热力系统优化设计

王婧1，杨金福2*，段立强1，田李果1，荆雨田1，杨名1

（1．华北电力大学能源动力与机械工程学院，北京市 昌平区 102206；2．中国科学院工程热物理研究所，北京市 海淀区 100190）

针对高参数超超临界燃煤机组背压抽汽汽轮机 (backpressure extraction steam turbine，BEST)回热系统设计现状，对比分析了BEST对700℃一次再热与二次再热机组能耗的影响，并基于汽轮机通流与回热系统参数匹配及系统优化方法，提出从整体系统角度出发优化回热系统的思路。结果表明：采用BEST的700℃二次再热机组比一次再热机组煤耗更低，低负荷时节煤优势更明显，在40%负荷时节煤11.7g/(kW·h)，采用BEST的700℃二次再热机组比一次再热调峰的经济性更好，700℃一次再热机组更适合高负荷运行的机组；随着负荷的降低，700℃二次再热机组抽汽过热度不断增加，在低负荷时可通过向后调节BEST的抽汽位置来匹配最低煤耗。此外，提出采用回热系统抽汽参数与汽轮机通流参数匹配的方法对机组整体系统进行优化，基于该方法可取消BEST，但需要对汽轮机三缸重新进行负荷分配和通流设计。

高参数超超临界燃煤机组；汽轮机；二次再热；回热系统

0 引言

为积极应对全球气候变化，走绿色低碳高质量发展道路，我国承诺力争于2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和[1]。要实现“双碳”目标，必须大力推进能源体系清洁低碳发展，其中，发展高参数超超临界发电机组、提高机组能效、减少碳排放、增强调峰能力是燃煤机组低碳发展的重要路径之一[2-4]。目前我国600℃二次再热超超临界机组已经成熟，并有多台投入运行，同时正积极研究700℃更高参数超超临界机组设计技术[5]。700℃超超临界机组与600℃机组相比，蒸汽温度压力进一步提高，热力系统更复杂，而汽轮机回热系统过热度高是一个突出的问 题[6-11]，因此有必要深入研究700℃机组汽轮机回热系统优化设计方法。

目前，超超临界机组回热系统优化采用的主要方法包括：采用背压抽汽汽轮机(backpressure extraction steam turbine，BEST)替代回热抽汽、加装外置式蒸汽冷却器、利用机组耦合方法提高锅炉给水温度，增加再热次数与回热级数等[5-12]。文献[12-13]提出采用BEST替代700℃二次再热超超临界机组2—7级回热抽汽来降低过热度。文献[14]对650℃二次再热超超临界机组的压力和温度进行了优化。文献[15]利用尾部烟气加热给水和凝结水提高700℃一次再热超超临界机组系统效率。文献[16]研究了广东甲湖湾600℃一次再热超超临界机组采用BEST的实际工程应用。文献[17]研究了采用回热式汽轮机的700℃一次再热超超临界机组单耗情况，认为机组在较高负荷时具有节能优势，适合高负荷运行的机组，该结论与文献[6-7]中600℃二次再热超超临界机组的单耗随负荷变化趋势不同，600℃二次再热超超临界机组采用回热式汽轮机后在不同负荷下单耗均优于不采用回热汽轮机的基准机组。文献[18]针对当前我国超超临界燃煤机组汽轮机系统设计方面的现状，提出目前在700℃机组汽轮机热力系统设计方面缺少创新性，没有在汽轮机初终参数确定的条件下，系统优化高、中、低压气缸的负荷分配与进排气参数。

因此，本文针对文献[6-7]与[17]结论的差异，以及文献[18]提出的问题，对采用BEST的700℃一次再热与二次再热机组进行对比，研究变负荷下机组能耗和过热度变化趋势，并提出700℃超超临界燃煤机组汽轮机通流与回热系统设计优化的新思路，供汽轮机设计企业参考，为高参数二次再热超超临界燃煤发电机组汽轮机的创新设计提供理论指导。

1 高参数超超临界机组热力系统建模

1.1 高参数超超临界机组概况

本文采用文献[17]中耦合回热汽轮机的方案1参数作为带BEST的700℃一次再热机组(方案1)的设计依据，并参考文献[12-13]的BEST方案数据，设计700℃二次再热机组(方案2)。设计工况初参数为35MPa/700℃/ 720℃/720℃。

方案1的热力系统如图1所示，参数见表1。方案2的热力系统如图2所示，基本参数见表2。

图1 方案1的热力系统配置

表1 方案1的抽汽参数

图2 方案2热力系统配置

表2 方案2回热抽汽参数

方案1设高压缸、中压缸和低压缸，一次再热，10级抽汽回热(4个高压加热器、1个除氧器和5个低压加热器)，3—6级回热抽汽进入回热式汽轮机做功。方案2设超高压缸、高压缸、中压缸和低压缸，二次再热，回热系统也采用10级抽汽回热，2—7级回热抽汽进入回热式汽轮机做功。

1.2 机组的建模与单耗分析理论

1.2.1 机组建模和仿真

鉴于Ebsilon Professional软件对高参数燃煤机组模拟的精确性[5-6,11-12]，本文运用该软件对700℃超超临界机组热力系统进行建模和仿真。模型做以下假设：

1）超高压缸、高压缸、中压缸、低压缸在THA工况下的效率分别为90%、90%、93.5%、89.9%，变工况下汽轮机效率的修正曲线采用某600℃二次再热机组汽轮机效率曲线；

2）每个模型设置发电量为660MW；

3）冷凝器压力为4.6kPa。

1.2.2 单耗分析理论和模型

单耗分析法是基于㶲分析法的能量系统分析理论和方法[19-20]，能为系统优化和节能降耗提供指导。

由热力学第二定律可知，任何产品的投入㶲为产出㶲与过程㶲耗损之和，在燃煤发电中，可表示为

式中：F、P分别为煤和电的比㶲；和分别为系统煤的消耗量和发电量；为设备或过程总数；I为第个设备或过程的㶲耗损。

燃煤发电系统度电燃料单耗的一般表达式为

式中：min为理论最低燃料单耗，即系统无任何㶲耗损时的燃料单耗；b为第个设备或过程的附加燃料单耗。

发电的理论最低燃料单耗为

设备的附加㶲损失I为

电力生产中各设备的附加单耗为

2 一次再热与二次再热超超临界燃煤机组单耗对比分析

2.1 700 ℃一次再热与二次再热机组总体单耗对比分析

700℃一次再热与二次再热超超临界燃煤机组在不同工况下(THA、75%THA、50%THA、40%THA)的计算单耗和节煤量如表3所示。可以看出，700℃二次再热机组的发电煤耗低于一次再热机组的发电煤耗，在低负荷下二次再热机组节煤效果更加明显，如在THA工况下二次再热机组比一次再热机组节煤0.15g/(kW·h)，在50%THA工况下节煤7.23g/(kW·h)，在40%THA工况下节煤11.70g/(kW·h)。这说明700℃二次再热机组比一次再热机组调峰的经济性更好。这是因为二次再热机组与一次再热机组相比，在一次再热基础上增加再热过程，从而提高了平均吸热温度，使发电效率提高。

表3 700℃一次再热与二次再热机组在不同工况下的单耗和节煤量

2.2 锅炉的附加单耗对比分析

表4为700℃一次再热与二次再热超超临界燃煤机组在不同工况下锅炉的附加单耗和节煤量，可以看出：700℃二次再热机组锅炉附加单耗始终低于一次再热机组；随着负荷的降低，2种机组锅炉附加单耗均逐渐增大，但在低负荷下，二次再热机组锅炉的附加单耗明显低于一次再热机组，如在40%THA工况下，二次再热机组锅炉的附加单耗比一次再热机组低10.49g/(kW·h)。由此可知，二次再热机组总体发电煤耗在变负荷下的节煤效果主要从锅炉端实现。

表4 700℃一次再热与二次再热机组在不同工况下锅炉的附加单耗和节煤量

2.3 汽轮机的附加单耗对比分析

表5和图3分别为700℃一次再热与二次再热机组汽轮机系统在不同工况下的附加单耗(包括超高压缸、高压缸、中压缸、低压缸及回热式汽轮机单耗)及能耗分布图。可以看出，一次再热机组汽轮机总附加单耗随着负荷降低先减小后升高，在75%负荷时出现拐点；二次再热机组汽轮机总附加单耗随着负荷降低不断减小，且始终小于一次再热机组汽轮机总附加单耗。

表5 700℃一次再热与二次再热机组在不同工况下汽轮机能耗

Tab.5 Energy consumption of 700℃ units with single and double reheat under different conditions g/(kW×h)

图3 700℃一次再热与二次再热机组在不同工况下汽轮机能耗分布

2.4 回热加热器的附加单耗对比分析

表6为700℃一次再热与二次再热机组回热加热器在不同工况下的附加单耗。可以看出，随着负荷的降低，一次再热机组回热加热器单耗先降低后升高，二次再热机组回热加热器单耗不断降低；二次再热机组回热加热器单耗高于一次再热机组，这是因为二次再热机组参数提高后进入回热抽汽系统的过热度比一次再热机组的高，㶲损耗相对较大。

表6 700℃一次再热与二次再热机组回热加热器在不同工况下的附加单耗

2.5 抽汽过热度对比分析

图4、5分别为700℃一次再热、二次再热机组在不同工况下各级抽汽的过热度，图6 为700℃一次再热与二次再热机组在不同工况下各级抽汽的平均过热度。从图4、5可以看出，随着负荷的降低，一次再热机组与二次再热机组的抽汽过热度均逐渐增大，一次再热机组1—6级抽汽的过热度随负荷变化明显，7—10级变化较小；二次再热机组1—7级抽汽的过热度随负荷变化明显，8—10级变化较小。例如，一次再热机组第1级回热加热器在THA工况下过热度是172℃，在40% THA工况下过热度达到246℃，提高了 74℃；而二次再热机组第1级回热加热器在THA工况下过热度是181℃，在40%THA工况下过热度达到261℃，提高了80℃。从图6可以看出，一次再热与二次再热机组在不同工况下各级抽汽的平均过热度基本接近。

图4 700℃一次再热机组在不同工况下各级抽汽的过热度

图5 700℃二次再热机组变工况下各级抽汽的过热度

图6 700℃一次再热与二次再热机组在不同工况下各级抽汽的平均过热度

3 BEST抽汽位置对机组单耗的影响

从上述过热度的分析可知，随着负荷的降低，回热系统的过热度不断升高，因此可考虑在低负荷过热度较高的情况下将BEST的抽汽位置向后面几级汽轮机调节，达到降低低负荷下过热度及煤耗的作用。不同文献中对BEST的抽汽位置有不同研究，如文献[6]中600℃二次再热机组的回热汽轮机从超高压缸抽汽，文献[12-13]中700℃二次再热机组从中压缸抽汽进入BEST做功，文献[16]中700℃二次再热机组从超高压缸抽汽。本文对700℃二次再热机组BEST的不同抽汽位置进行调节，模拟抽汽位置变化对700℃二次再热机组煤耗的影响，结果见表7。可见，在50%负荷以上时，抽汽压力为7.3MPa时机组煤耗最低；在40%负荷时，抽汽压力为3.2MPa时机组煤耗最低。因此，在汽轮机运行中，可根据负荷情况调节抽汽位置，从而提高能效。

表7 700℃二次再热机组BEST不同抽汽压力下机组单耗

4 高参数超超临界机组通流与回热系统节能设计思路

文献[18]提出目前采用的BEST系统等方法是基于传统 HP-IP-LP 结构形式的汽轮机及其热力系统的局部节能改造优化，而没有在初终参数确定后，从有效热力焓降的整体工艺流程角度出发，开展高、中、低三缸结构参数合理匹配和回热、再热系统参数的优化设计。目前，超超临界机组的设计方案缺乏从整体到局部优化的创新设计理念。林万超[21]提出了火电厂热力系统有效热力焓降的经典计算方法。很多专家学者结合实际热力系统的特征，提出了一些改进的热力性能分析方法，如严俊杰等[22-23]采用等效焓降法，得到二次再热机组相应的各级回热加热器等效焓降和各级抽汽效率的计算公式。

本文提出采用有效热力焓降的方法，从系统角度出发，重新设计700℃超超临界机组汽轮机，对各级抽汽参数进行优化，合理分配各级回热加热器的焓降，选取合适的回热抽汽位置，保证抽汽参数与回热系统匹配，尽量在汽轮机设计阶段解决过热度的问题，而不是通过额外增加更多附加设备来解决。可将BEST各级参数逐级设计回到高压缸、中压缸和低压缸相应参数位置，重新设计汽轮机，在满足回热抽汽加热给水温度的前提下，尽量降低抽汽过热度，保证高参数蒸汽在汽轮机中充分做功，抽出的蒸汽满足加热给水要求即可。该方法可简化系统，但需要对汽轮机三缸重新进行负荷分配和通流设计优化。

5 结论

针对目前700℃超超临界燃煤机组汽轮机回热系统设计的现状，对采用BEST的700℃一次再热与二次再热机组进行了对比分析，从整体系统角度出发，提出优化回热系统的思路，为设计更加高效的高参数超超临界燃煤机组汽轮机系统提供理论指导。具体结论如下：

1）采用BEST的700℃二次再热机组发电煤耗低于一次再热机组，在低负荷下二次再热机组比一次再热节煤效果更明显，在40% THA工况下，节煤11.70g/(kW·h)。对700℃一次再热机组而言，回热汽轮机方案更适合高负荷运行的机组，700℃二次再热机组比一次再热机组调峰的经济性更好。

2）随着负荷的降低，700℃超超临界燃煤机组回热系统的过热度不断升高，发电煤耗增大。在低负荷时可根据负荷情况调节BEST的抽汽位置来提高能效。在50%负荷以上时，抽汽压力为7.3MPa时机组煤耗最低，在40%负荷时，抽汽压力为3.2MPa时机组煤耗最低。

3）提出取消BEST的新型高参数超超临界燃煤机组汽轮机系统设计思路，建议基于700℃汽轮机初终参数与汽轮机通流效率不变的条件下，从汽轮机通流与回热系统参数匹配及系统优化角度对汽轮机进行优化设计，但该方法需要对汽轮机三缸重新进行负荷分配和通流设计。

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Optimal Design of Steam Turbine System for Advanced Ultra-supercritical Double Reheat Coal-fired Units

WANG Jing1, YANG Jinfu2*, DUAN Liqiang1, TIAN Liguo1, JING Yutian1, YANG Ming1

(1. School of Energy Power and Mechanical Engineering, North China Electric Power University, Changping District, Beijing 102206, China; 2. Institute of Engineering Thermophysics, Chinese Academy of Sciences, Beijing 100190, China)

In view of the current situation of backpressure extraction steam turbine (BEST) regenerative system design for advanced ultra-supercritical coal-fired units, the influence of BEST on energy consumption of 700℃coal-fired units with single and double reheat system was compared and analyzed. Based on parameter matching and system optimization method of steam turbine flow and regenerative system, the idea of optimizing regenerative system from the system perspective was put forward. The results show that the coal consumption of 700℃double reheat coal-fired units with BEST is lower than that of single reheat units, and the coal saving advantage is more obvious at low load. The coal saving is 11.7g/(kW·h) at 40% load. 700℃ double reheat units with BEST is more economical for peak adjustment than single reheat units, and 700℃ single reheat units with BEST is more suitable for high load operation units. With the reduction of load, the extraction superheat of 700℃ double reheat units with BEST increases continuously, therefore, the extraction position of BEST can be adjusted backward to match the minimum coal consumption. In addition, a method of matching the extraction parameters of the regenerative system with the flow parameters of the steam turbine was proposed to optimize the whole system of the units. Based on this method, the BEST can be cancelled, but the load distribution and flow design of the three cylinders of the steam turbine need to be redesigned.

advanced ultra-supercritical coal-fired units; steam turbine; double reheat; regenerative system

2021-05-06。

10.12096/j.2096-4528.pgt.21053

TK 26

国家重点研发计划项目(2017YFB0602101, 2018YFB0604404)。

Project Supported by National Key Research and Development Program of China (2017YFB0602101, 2018YFB0604404).

(责任编辑 尚彩娟)