作者：张毅
超超临界发电技术是满足我国电力可持续发展的重要发电技术,而目前我国投运的超超临界1 000 MW机组汽轮机，普遍采用的是从300 MW等级亚临界机组沿用至今的8级回热系统。只有在近些年新建的1 000 MW机组中，汽轮机热力系统才有采用9级回热的趋势。而国内采用10级回热的机组较少．主要只应用于超超临界二次再热火电机组。神华国华永州发电厂一期工程作为2xl 000 MW超超临界一次再热燃煤机组，将首次采用带可调节级的10级回热系统技术。因此本文将以该机组为例，从系统优化、系统布置、抽汽方案及经济分析这4个方面研究10级回热系统．以期为我国超超临界机组的10级回热系统优化奠定一定的理论和应用基础。
1 十级回热系统
1.1 回热级数
理论上．给水同热的级数越多，汽轮机的热循环过程就越接近卡诺循环，机组的循环热效率就越高，一般回热级数增加一到两级，可使得机组热耗率下降0.2%～0.3%。神华重庆万州电厂新建工程一期(2xl 050 MW)，是国内首次采用了以9级同热为核心的热力系统升级优化，在给水温度不变的情况下，9级同热系统比常规8级回热系统热耗降低了19 kj/( kW·h)。
针对本工程超超临界燃煤机组，分别计算了各个负荷工况下9级回热系统(3级高压加热器(高加)+1级除氧+5级低压加热器（低加））和10级回热系统（4级高加+1级除氧+5级低加）的热耗，如图1所示。从图中可见，采用10级回热系统时，汽轮机热耗率均低于采用9级回热系统时的热耗率。特别是当部分负荷时，10级回热系统的优势更加显著，热耗率降低幅度显著大于100%THA工况的12.7 kj/( kW - h)热耗率降低幅度，在75%、50%和40%THA 工况下．10级回热系统可分别将热耗降低约34 kj/( kW．h)、38 kj/( kW·h)和34 kj/(kW-h)，均下降约0.5%，节能效果明显。
当机组蒸汽参数进一步提高时，应当采用更多的回热级数，以达到更好的经济性．但考虑到设备投资、基础设施、运行安全稳定性、抽汽损耗等问题，回热级数并不是越多越好，300 MW以上汽轮机回热级数目前一般考虑在7～10级。因此在综合考虑之下，本工程的汽轮机回热系统采用设置“0号高压加热器”的10级回热系统．在下文中将具体介绍该方案，并将说明其具有较好的技术可行性和经济性。
1.2给水温度
给水温度的提高会受到汽轮机和锅炉两方面的综合制约。
从汽轮机的角度而言，理想情况下给水温度越高，吸热温度越高，循环热效率越高。但如果一味地提高给水温度，会导致蒸汽的做功下降．反而降低经济效益。
从锅炉的角度而言．给水温度的提高．会减少给水在锅炉中的吸热量，提高机组的热经济性。但给水温度的提高一方面会受到锅炉省煤器等部分材料的限制．当温度高于315℃时，更换材料所涉及的成本较高：另一方面若给水温度过高，会使排烟损失增大、省煤器管内极易发生氧腐蚀，危及省煤器安全：同时省煤器出口给水温度还被要求需低于工质饱和温度30～35℃，以保证给水经过锅炉省煤器时不沸腾．且保留一定的欠焓．避免给水汽化，产生汽水冲击。
因此对于一定的进汽压力．存在相应的最佳给水温度使机组热效率最高。本工程锅炉厂推荐最高给水温度不超过313℃。同时为了避免0号高加的频繁切除、投运，考虑额定负荷时亦投用0号高加，控制0号高加的抽汽量．最终将给水温度控制在313℃（100%THA及以上工况）．部分负荷工况时的省煤器入口给水温度也相应提升，但仍满足省煤器入口给水温度欠焓要求。
1.3 0号高加布置方案
本工程的10级回热系统．是在高压缸一段抽汽口前增加零段抽汽口，利用高压缸抽汽的压力等级较高，南于未经再热，过热度相对较小，对提高给水温度、提高系统循环效率有积极的效果。且本10级同热系统还配置了前置蒸汽冷却器，由于其利用了中压缸抽汽过热度．百万千瓦机组可提高锅炉给水温度4.9℃和汽轮机内效率0.24%。
根据0号高加和前置蒸汽冷却器的相对位置不同，0号高加的布置方案有2个：方案1将0号高加设置在1号高加下游．前置蒸汽冷却器的上游：方案2将0号高加设置在前置蒸汽冷却器的下游。这2种方案均将前置式蒸汽冷却器置于三段抽汽位置，加热蒸汽先经蒸汽冷却器冷却后再流入3号高加。但方案1更优于方案2．主要有以下2个原冈。
(1)原因一：从降低整体热耗率的角度，方案1有着更高的经济性．经计算．方案1的整体热耗率可比方案2降低约6 kj/( kW -h)。表l给出了方案1设计工况下相关抽汽参数和对应的给水温度。从表中可以看出，三段抽汽即再热后的第一级抽汽的抽汽温度最高，达到了485.3℃，该温度高于0号高加的抽汽温度约32.7℃。因此若给水先直接进入蒸汽冷却器．则两者的传热温差为187.8℃：若给水先进入抽汽温度较低的0号高加加热后，再进入前置蒸汽冷却器，则蒸汽冷却器中抽汽与给水之间的传热温差可降低为174.8℃，这样的布置流程温升分配合理．体现r能量的梯级利用，既可减少两者的传热温差和热力系统的不可逆换热损失，又可降低前置蒸汽冷却器的过热度。
(2)原因二：方案1还可降低2号高加的温升，避免了过大的温升对加热器产生热冲击造成设备的损坏。通常在汽轮机的同热系统中．2号高加的抽汽量最大，约为3号高加的抽汽量的2倍．这使得2号高加的给水温度温升最大，且2号高加的抽汽来源于高压缸排汽，抽汽压力不可调，所能加热到的最高温度不可变，因此3号高加的出口水温直接决定了2号高加的温升情况。由此可见．在相同的加热条件下，由于方案1的给水先经0号高加加热后再进入蒸汽冷却器，使得蒸汽冷却器的进口水温和出口水温相比方案2都得到了提高，有效防止了热冲击对2号高加的损坏。
同理，增设0号高加的10级回热系统的方案l布置，同时也改善了9级回热系统所存在的2号高加温升过大的情况，相比原9级同热系统．3号高加的进汽温度约从318.2℃提高到330.5℃，从而提高了3号高加的出口给水温度约6.2℃，降低了2号高加的给水温升约7℃，这也说明了优化后的10级回热系统优于9级回热系统。
基于对降低整体热耗率和避免2号高加过大温升这两个方面的比较结果，本工程的10级回热系统采用方案1布置，如图2所示，即给水从1号高加出来后先进入0号高加再进入蒸汽冷却器。
1.4 0号高加抽汽方案
1.4.1 0号高加抽汽方案的选择
根据日前的技术情况．0号高加抽汽方案有2种：常规型不可调10级同热系统和变通型可调10级回热系统。
本工程选用哈尔滨汽轮机厂生产的汽轮机，THA工况下其9级回热机型的一段抽汽压力为8.4 MPa。若采用常规型10级回热系统，则0号高加的抽汽压力为给水温度310.5℃对应下饱和压力9.7 MPa（考虑端差），相比一段抽汽压力只增加了1.3 MPa。在这种情况下若想直接在原高压缸开孔引出9.7 MPa的高压蒸汽，则新增的抽汽口会冈与一段抽汽口距离过近而无法开孔，需重新设计高压缸才能合理布置这2个抽汽口，大大增大了设计量和业主的投资成本。
本工程选用变通型可调10级回热系统，只需在原9级回热系统的机型上进行较少的调整设计即可．在高压缸原1号抽汽口上游增加0号抽汽口．100%THA工况下抽汽口的抽汽参数为11.416MPa、452.6℃，并在抽汽管路上设置调节阀，通过调节阀调节至合适的0号高加的进汽压力。由于抽汽口的抽汽压力显著高于10级回热系统的一段抽汽压力8.3 MPa，避免了不带调节阀时新增抽汽口与一段抽汽口位置过近而无法开孔的问题。
当机组负荷大于90%THA时，通过调整调节阀的开度来调节O号高加的进汽压力；当机组负荷小于90%THA时，调节阀已处于全开的状态。而本机组大部分时间都运转在90%THA以下的负荷工况下，多数是在70%～80%负荷的工况，因此该调节阀大部分时间处于全开状态，其所产生的节流效应对本机组经济性的影响可忽略。且由于该调节阀的没置，使得0号高加的抽汽口位置相比常规型10级同热系统更靠前，从而提高了0号高加的抽汽压力，特别在部分负荷T-况下，0号高加抽汽口压力的提升使得给水温度也较常规10级同热系统又有了进一步提高，这都更好地提高了汽轮机的回热效率，降低了汽轮机的热耗率。
1.4.2 0号高加抽汽口位置的确定
由于采用了带可调节级的10级回热系统，提高了0号高加的抽汽压力，综合考虑之后，将0号高加抽汽口位置设置在第9级叶片之后，适当加大通流第9级和第10级叶片之间的轴向宽度，在内缸上设置两段抽汽腔室。由于原适用于9级回热的高压内、外缸毛坯无法通用于10级同热的情况，因此增加0号抽汽需重新设计高压转子、高压内缸和高压外缸。为了保证该方案的可行性，需对高压转子进行强度计算和对高压内、外缸进行强度及密封性分析：需增加0号抽汽腔室设计，并对抽汽腔室强度及密封性进行核算，还需对拙汽口处叶片进行安全性和变工况时转子推力进行核算，以保证机组安全运行。
2 10级回热系统经济性分析
将“设置0号高加的10级回热系统”与“不设置0号高加的9级回热系统”作对比，进行经济性分析。
2.1 初投资比较
在9级回热的基础上．设置10级回热系统：除需增设1台价值约425万元的0号高加之外，还需增设抽汽管道、加热器疏水管道及高压给水管道，同时汽轮机高压缸调整可能需要增加费用，合计增加管道、阀门及相关费用约300万元：另外，增加1台高加也会给布置上带来一定的困难．土建费用增加约40万元。合计总投资增加约765万元。
2.2运行费用比较
综合考虑汽轮机发电量、汽轮机热耗率和锅炉热效率，表2给出了本机组在100%THA. 75%THA、50% THA和40%THA 工况下分别运行2 500 h／年、2 120 h／年和1 580 h／年和300 h／年下的经济收益。
从表2可见，在不同负荷的工况下，增设0号高加后均可有效降低汽轮机热耗率和发电标准煤耗率，并提高发电厂的热效率，从而降低机组的全年耗煤量，单台机组在寿命期内可增加折现收益3 419万元，尤其当机组运行在部分负荷工况时，收益更为显著。例如，在100% THA工况下，可每小时节省耗煤量0.19 t．而在部分负荷75%THA、50%THA和40%THA 工况下，每小时可分别节省耗煤量为0.85 t、0.72 t和0.47 t．分别约为100%THA工况下每小时节省耗煤量的4.5倍、3.8倍和2.5倍。其中在75%THA工况下，由于其每小时节省的耗煤量最多且运行时间长．其每年节省的耗煤量也最多，约为0 803 t．约占总节省耗煤量的51%：而当负荷低于50%时，每小时可节约的耗煤量下降幅度较大，40%THA工况每小时可节省的耗煤量只为50%THA工况时的2/3．且由于其每年运行时间短，每年可节约的耗煤量只为140 t。
由此说明，增设0号高加的好处更多体现在部分负荷工况，尤其在75%THA工况时．且本机组长期运行在70%～800/0负荷下，处于其经济收益最大的丁况．凶此更具有实际应用价值。
2.3综合收益比较
从表3中可知，2台机组若需设置10级回热系统．虽需增加1 530万元的投资费用．但该方案的煤耗收益可观，单台机的20年煤耗折现收益达3 419万元，2台机组20年综合折现收益高达约5 308万元，约3年即可收回投资成本．具有很高的经济性。
综上．在目前电力供需基本趋于平衡的局面下，针对火电机组所面临的利用小时数逐年下降、平均负荷率下降、低负荷区运行时间长等问题，需要对热力系统及设备进行节能降耗改造及运行优化，增设0号高加的10级回热系统可有效改善大型火电机组经常运行在“非经济负荷区”时较低的运行经济性，促进火电厂的节能降耗。
3结论
以神华国华永州发电厂一期(2xl 000 MW)工程一次再热机组为例，将9级回热系统优化为带可调节级的10级回热系统。(1)本10级回热系统在原有的带前置蒸汽冷却器的9级的同热系统基础上，采用串联方式增设0号高加，将其布置在前置蒸冷器的上游，可将给水温度从302℃提高至313 ℃。(2)只需在原9级同热的机型上进行较少的调整设计．即在高压缸一段抽汽口游增加0段抽汽口，并在抽汽管路上配备调节阀，对比带不可调节级的10级回热系统，0号高加抽汽口压力得到了一定的提升，有效提高了汽轮机的回热效率，降低了汽轮机的热耗率。(3)该方案具有显著的节能效果和经济效益，可有效改善汽轮机在低负荷时的运行经济性：在100%THA工况下，可将热耗率降低约12.7 kj/( kW·h)，特别在部分负荷工况下．最大可将热耗率降低约38 kj/(kW-h)；因此该方案的煤耗收益可观，20年综合折现收益高达约5 308万元，约3年即可收回投资成本。
4摘要：针对神华国华永州发电厂一期(2xl 000 MW)工程一次再热机组采用带可调节级10级回热系统的可行性和经济性进行了深入的论证和分析：采用串联方式将新增的0号高压加热器（以下简称高加）布置在前置蒸汽冷却器的上游，设置调节阀调节抽汽压力为0号高加供汽，在部分负荷工况下，相比常规型不可调节级的10级回热系统，O号高加的蒸汽压力得到了提高，给水温度可进一步提升；热耗下降12～38 kj/(kW-h)，煤耗降低效果显著,2台机组20年综合折现收益约5 308万元，具有更高的热经济性。
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