集成BEST的700 ℃一次再熱超超臨界機(jī)組回?zé)嵯到y(tǒng)節(jié)能優(yōu)化

王 婧， 段立強(qiáng)， 楊金福， 楊 名， 荊雨田， 田李果

(1.華北電力大學(xué) 能源動(dòng)力與機(jī)械工程學(xué)院，北京 102206；2.中國(guó)科學(xué)院工程熱物理研究所，北京 100190)

高參數(shù)超超臨界燃煤發(fā)電(ultra-supercritical coal-fired, USC)技術(shù)能夠有效提升機(jī)組效率，有利于控制溫室氣體排放，是燃煤發(fā)電技術(shù)的重要發(fā)展方向[1-3]。700 ℃與600 ℃機(jī)組相比，隨著蒸汽溫度和壓力的提高，回?zé)嵯到y(tǒng)抽汽過(guò)熱度進(jìn)一步提高，導(dǎo)致?lián)Q熱損增大，因此有必要深入研究700 ℃一次再熱超超臨界機(jī)組回?zé)嵯到y(tǒng)的高效節(jié)能設(shè)計(jì)方法，為USC機(jī)組的優(yōu)化設(shè)計(jì)提供參考。

目前，針對(duì)如何降低USC機(jī)組抽汽過(guò)熱度主要有2種思路：一是增加外置式蒸汽冷卻器(outer steam cooler, OSC)，該方法在目前機(jī)組中得到普遍應(yīng)用；二是采用背壓抽汽汽輪機(jī)(back pressure extraction steam turbine, BEST)，也稱為回?zé)崾狡啓C(jī)，該方法在新建機(jī)組中也得到應(yīng)用。劉穎華等[4-9]針對(duì)600 ℃二次再熱超超臨界機(jī)組提出降低回?zé)岢槠^(guò)熱度的方法，包括對(duì)不同抽汽級(jí)采用各種組合的OSC，對(duì)不同抽汽級(jí)采用BEST替代，然后進(jìn)行優(yōu)選。鄧攀等[10]和周云龍等[11]提出對(duì)600 ℃和700 ℃二次再熱超超臨界機(jī)組采用BEST替代抽汽級(jí)的方案來(lái)降低回?zé)岢槠^(guò)熱度。稅楊浩等[12]對(duì)650 ℃一次再熱超超臨界機(jī)組回?zé)嵯到y(tǒng)進(jìn)行設(shè)計(jì),對(duì)主蒸汽和再熱蒸汽壓力進(jìn)行優(yōu)化。楊美等[13]針對(duì)700 ℃一次再熱超超臨界機(jī)組提出采用BEST的熱力系統(tǒng)替代2～6級(jí)回?zé)峒訜崞鳎⒀芯康贸鲎罴岩淮卧贌釅毫Αin 等[14]針對(duì)700 ℃一次再熱超超臨界機(jī)組抽汽過(guò)熱度高以及空氣預(yù)熱器換熱溫差大的問(wèn)題，提出采用機(jī)爐耦合方法來(lái)減小工質(zhì)換熱溫差。Yang等[15]針對(duì)700 ℃二次再熱超超臨界機(jī)組提出采用BEST替代2～7級(jí)回?zé)峒訜崞鞯姆绞絹?lái)降低回?zé)岢槠^(guò)熱度。目前，針對(duì)600 ℃、700 ℃二次再熱超超臨界機(jī)組回?zé)岢槠^(guò)熱度利用方案的分析較多，但對(duì)不同負(fù)荷下700 ℃一次再熱超超臨界機(jī)組回?zé)嵯到y(tǒng)優(yōu)化的分析還較少。

筆者以某700 ℃一次再熱超超臨界機(jī)組為例，提出2種新型系統(tǒng)方案，采用單耗分析方法對(duì)不同負(fù)荷下不同方案機(jī)組的能耗進(jìn)行對(duì)比分析，該研究成果可為設(shè)計(jì)新型700 ℃一次再熱超超臨界機(jī)組提供理論指導(dǎo)。

1 700 ℃一次再熱超超臨界機(jī)組性能分析方法

1.1 700 ℃一次再熱超超臨界基準(zhǔn)機(jī)組概況

目前還沒(méi)有已建成的700 ℃一次再熱超超臨界機(jī)組，筆者根據(jù)文獻(xiàn)資料和設(shè)計(jì)院熱平衡圖的數(shù)據(jù)，以某660 MW、700 ℃一次再熱超超臨界機(jī)組作為基準(zhǔn)機(jī)組，設(shè)計(jì)工況下機(jī)組的壓力為35 MPa，溫度為700 ℃/720 ℃，熱力系統(tǒng)如圖1所示，具體參數(shù)見(jiàn)表1。汽輪機(jī)系統(tǒng)包括高、中、低壓缸，采用一次再熱、10級(jí)抽汽回?zé)帷８摺⒅小⒌蛪焊自?00%熱耗率驗(yàn)收負(fù)荷(Turbine Heat Acceptance，THA)下的效率分別為91%、93.5%和89.9%,主機(jī)發(fā)電機(jī)效率為99.00%，給水泵效率為85%。

注:H1～H10 為第1級(jí)～第10級(jí)回?zé)峒訜崞? DEA 為除氧器。圖1 700 ℃一次再熱超超臨界基準(zhǔn)機(jī)組熱力系統(tǒng)Fig.1 The thermal system configuration of 700 ℃ single reheat ultra-supercritical reference unit

表1 700 ℃一次再熱超超臨界基準(zhǔn)機(jī)組的基本參數(shù)Tab.1 Design parameters of 700 ℃ single reheat ultra-supercritical reference unit

表2給出了基準(zhǔn)機(jī)組在100%THA下各級(jí)回?zé)岢槠^(guò)熱度。由表2可以看出，該基準(zhǔn)機(jī)組由于熱力系統(tǒng)蒸汽初參數(shù)高，1～6級(jí)回?zé)岢槠^(guò)熱度均超過(guò)140 K，第3級(jí)回?zé)岢槠^(guò)熱度達(dá)到369.6 K，回?zé)岢槠^(guò)熱度比段立強(qiáng)等[6]文獻(xiàn)中600 ℃二次再熱機(jī)組高，因此回?zé)峒訜嵯到y(tǒng)存在較大的換熱溫差，會(huì)對(duì)機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性造成較大影響。

表2 700 ℃一次再熱超超臨界基準(zhǔn)機(jī)組回?zé)岢槠^(guò)熱度Tab.2 Steam extraction superheat degree of 700 ℃ single reheat ultra-supercritical reference unit

1.2 機(jī)組建模與單耗分析理論

1.2.1 機(jī)組建模和仿真

運(yùn)用Ebsilon Professional(EB)軟件對(duì)700 ℃一次再熱超超臨界機(jī)組熱力系統(tǒng)建模，在不同負(fù)荷下對(duì)不同方案進(jìn)行計(jì)算。EB可進(jìn)行燃煤機(jī)組的系統(tǒng)性能計(jì)算和對(duì)熱力系統(tǒng)各種運(yùn)行負(fù)荷進(jìn)行建模和仿真。EB軟件的合理性已在600 ℃二次再熱實(shí)際工程機(jī)組中得到驗(yàn)證，并在針對(duì)700 ℃二次再熱超超臨界機(jī)組研究的文獻(xiàn)中進(jìn)行了論證[6,7,11,13,15]。筆者根據(jù)文獻(xiàn)資料和設(shè)計(jì)院熱平衡圖的數(shù)據(jù)建模，利用某600 ℃一次再熱超超臨界機(jī)組實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)對(duì)EB進(jìn)行校核，結(jié)果見(jiàn)表3，模擬結(jié)果與設(shè)計(jì)參數(shù)誤差在允許范圍內(nèi)。

表3 600 ℃一次再熱超超臨界機(jī)組設(shè)計(jì)值與模擬值的對(duì)比Tab.3 Comparison between design values and simulation results of 600 ℃ single reheat ultra-supercritical unit

1.2.2 單耗分析法和評(píng)價(jià)模型

(1)

式中：ef為煤的比，kJ/kg；ep為電的比，kJ/(kW·h)；qm,f為煤消耗質(zhì)量流量，kg/s；P為發(fā)電量，kW；k為系統(tǒng)擁有的設(shè)備或過(guò)程的數(shù)量；Ii為第i個(gè)設(shè)備的耗損，kJ/s。

經(jīng)變形得到燃煤發(fā)電機(jī)組的度電燃料單耗b，其表達(dá)式為：

(2)

式中：Δbi和bmin分別為第i個(gè)設(shè)備或過(guò)程的附加燃料單耗、理論最低燃料單耗，kg/(kW·h)。

理論最低燃料單耗為：

bmin=ep/ef

(3)

電力生產(chǎn)過(guò)程中各設(shè)備的附加燃料單耗計(jì)算公式為：

(4)

電廠發(fā)電效率η為:

η=122.9/b

(5)

2 700 ℃一次再熱超超臨界機(jī)組新系統(tǒng)設(shè)計(jì)與性能分析

2.1 采用BEST的700 ℃一次再熱熱力系統(tǒng)(方案1)

由基準(zhǔn)機(jī)組的回?zé)岢槠麉?shù)可以看出，1～7級(jí)回?zé)岢槠倪^(guò)熱度偏高，尤其是3～6級(jí)回?zé)岢槠钠骄^(guò)熱度達(dá)到281 K，因此為了降低3～6級(jí)回?zé)岢槠倪^(guò)熱度，提出采用BEST的700 ℃一次再熱熱力系統(tǒng)(方案1)，見(jiàn)圖2。高壓缸的部分排汽進(jìn)入BEST做功并驅(qū)動(dòng)給水泵，多余的排汽通過(guò)發(fā)電機(jī)發(fā)電。利用BEST的抽汽及排汽替代原基準(zhǔn)機(jī)組3～6級(jí)回?zé)岢槠鶕?jù)鄧攀等[10]和陽(yáng)虹等[17]的實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)，BEST汽輪機(jī)缸效率可達(dá)90%，本方案BEST在100%THA負(fù)荷下的效率取90%。圖3為基準(zhǔn)機(jī)組與方案1抽汽過(guò)熱度的對(duì)比，可以看出增加BEST后，抽汽過(guò)熱度明顯下降。方案1機(jī)組的發(fā)電煤耗為233.66 g/(kW·h) (100%THA下)，比基準(zhǔn)機(jī)組發(fā)電煤耗降低3.28 g/(kW·h)，更能有效利用抽汽過(guò)熱度熱量，減少了不可逆損失，降低了煤耗。

圖2 方案1的熱力系統(tǒng)圖Fig.2 The thermal system configuration of scheme 1

圖3 700 ℃一次再熱超超臨界基準(zhǔn)機(jī)組與方案1抽汽過(guò)熱度的對(duì)比Fig.3 Comparison of extraction steam superheat degree between reference system and scheme 1 of 700 ℃ single reheat ultra-supercritical unit

2.2 采用BEST+OSC的700 ℃一次再熱熱力系統(tǒng)(方案2)

由圖3可知，采用BEST后3～6級(jí)回?zé)峒訜崞鞯幕責(zé)岢槠^(guò)熱度明顯下降，但1級(jí)、2級(jí)和7級(jí)回?zé)峒訜崞鞯幕責(zé)岢槠^(guò)熱度依然較高，為進(jìn)一步降低抽汽過(guò)熱度，在方案1的基礎(chǔ)上提出采用BEST+OSC的700 ℃一次再熱熱力系統(tǒng)方案。對(duì)1級(jí)、2級(jí)和7級(jí)如何布置OSC，采取7種組合方式進(jìn)行比較，分別為1級(jí)回?zé)岢槠友bOSC，2級(jí)回?zé)岢槠友bOSC，7級(jí)回?zé)岢槠友bOSC，1級(jí)+7級(jí)回?zé)岢槠友bOSC，2級(jí)+7級(jí)回?zé)岢槠友bOSC，1級(jí)+2級(jí)+7級(jí)回?zé)岢槠友bOSC，1級(jí)+2級(jí)回?zé)岢槠友bOSC。不同方案的熱力性能指標(biāo)對(duì)比見(jiàn)表4。由表4可知：在相同出力660 MW的前提下，7種組合方式中，發(fā)電煤耗最低的是1級(jí)+2級(jí)+7級(jí)回?zé)岢槠友bOSC的方案，發(fā)電煤耗僅為232.01 g/(kW·h)，但考慮技術(shù)經(jīng)濟(jì)性后，筆者選擇集成BEST和1級(jí)+2級(jí)回?zé)岢槠友bOSC的方案為優(yōu)選的方案2，其發(fā)電煤耗為232.03 g/(kW·h)，比基準(zhǔn)機(jī)組發(fā)電煤耗降低4.91 g/(kW·h)，比方案1發(fā)電煤耗降低1.63 g/(kW·h)。

圖4為方案2的熱力系統(tǒng)圖。圖5和圖6給出了100%THA下方案1、方案2與基準(zhǔn)機(jī)組的回?zé)峒訜崞饕约爸饕獑卧郊尤剂蠁魏牡膶?duì)比。圖7為不同負(fù)荷下3種方案鍋爐給水溫度的對(duì)比。從圖4～圖7可以看出：方案2在方案1的基礎(chǔ)上顯著降低了1級(jí)、2級(jí)回?zé)峒訜崞鞯母郊尤剂蠁魏模环桨?與方案1和基準(zhǔn)機(jī)組相比，鍋爐、汽輪機(jī)、回?zé)峒訜崞鞯母郊尤剂蠁魏木兴陆担桨?采用1級(jí)+2級(jí)OSC后提高了鍋爐的給水溫度，減小了鍋爐受熱面的換熱溫差，提高了機(jī)組效率。

表4 不同方案熱力性能的對(duì)比Tab.4 Comparison of thermal performance among different schemes

圖4 采用BEST+OSC的700 ℃一次再熱超超臨界機(jī)組熱力系統(tǒng)圖(方案2)Fig.4 The thermal system configuration of 700 ℃ single reheat ultra-supercritical unit integrated with OSC and BEST (scheme 2)

圖5 3種方案回?zé)峒訜崞鞲郊尤剂蠁魏膶?duì)比Fig.5 Additional coal consumption of regenerative heaters in three schemes

圖6 3種方案主要單元附加燃料單耗對(duì)比Fig.6 Additional coal consumption of main units in three schemes

圖7 不同負(fù)荷下3種方案鍋爐給水溫度的對(duì)比Fig.7 The boiler feed water temperature of three schemes under different loads

3 不同方案機(jī)組不同負(fù)荷下回?zé)岢槠^(guò)熱度的對(duì)比

在實(shí)際運(yùn)行中，機(jī)組大多處于滑壓不同負(fù)荷運(yùn)行，機(jī)組不同負(fù)荷下的熱力性能研究對(duì)指導(dǎo)機(jī)組設(shè)計(jì)和運(yùn)行意義重大。筆者使用EB軟件對(duì)各方案進(jìn)行不同負(fù)荷計(jì)算，不同負(fù)荷時(shí)遵循弗留格爾公式，見(jiàn)式(6)。方案1和方案2在不同負(fù)荷下抽汽過(guò)熱度的變化趨勢(shì)分別見(jiàn)圖8和圖9。

圖8 不同負(fù)荷下方案1各級(jí)抽汽的過(guò)熱度Fig.8 Steam extraction superheat degree of scheme 1 under different loads

圖9 不同負(fù)荷下方案2各級(jí)抽汽的過(guò)熱度Fig.9 Steam extraction superheat degree of scheme 2 under different loads

弗留格爾公式[18]如下：

(6)

式中：qm、T0、p0、p2分別為變負(fù)荷前通過(guò)汽輪機(jī)級(jí)組的蒸汽質(zhì)量流量、溫度、級(jí)前和級(jí)后壓力，單位分別為t/h、℃、MPa、MPa；qm1、T01、p01、p21分別為變負(fù)荷后通過(guò)汽輪機(jī)級(jí)組的蒸汽質(zhì)量流量、溫度、級(jí)前和級(jí)后壓力，單位分別為t/h、℃、MPa、MPa。

從圖8和圖9可以看出，方案2與方案1相比降低了1級(jí)和2級(jí)回?zé)岢槠倪^(guò)熱度；1～6級(jí)回?zé)岢槠^(guò)熱度隨著機(jī)組負(fù)荷的下降明顯升高，而7～10級(jí)回?zé)岢槠^(guò)熱度隨著機(jī)組負(fù)荷的變化較小。這是因?yàn)闄C(jī)組在不同負(fù)荷下，隨著負(fù)荷的降低，蒸汽壓力降低，而溫度變化較小，造成各級(jí)抽汽的過(guò)熱度隨著負(fù)荷的降低而升高，低負(fù)荷下機(jī)組的損耗更大[5,16]。但方案1和方案2的抽汽過(guò)熱度與基準(zhǔn)機(jī)組相比均大幅降低。

圖10為不同負(fù)荷下不同方案的平均抽汽過(guò)熱度。由圖10可以看出，方案2各級(jí)抽汽的平均過(guò)熱度低于基準(zhǔn)機(jī)組和方案1，如100%THA下，方案1的平均抽汽過(guò)熱度比基準(zhǔn)機(jī)組降低92 K，方案2的平均抽汽過(guò)熱度比基準(zhǔn)機(jī)組降低121 K；在40%THA下，方案1的平均抽汽過(guò)熱度比基準(zhǔn)機(jī)組降低63 K，方案2的平均抽汽過(guò)熱度比基準(zhǔn)機(jī)組降低101 K。

圖10 不同負(fù)荷下不同方案的平均抽汽過(guò)熱度Fig.10 Average steam extraction superheat degree of three schemes under different loads

4 不同負(fù)荷下700 ℃一次再熱超超臨界機(jī)組熱力系統(tǒng)的附加單耗分析

4.1 鍋爐的附加單耗分析

表5給出了不同負(fù)荷下700 ℃一次再熱超超臨界機(jī)組方案1、方案2與基準(zhǔn)機(jī)組鍋爐的附加單耗對(duì)比。由表5可以看出：不同方案鍋爐的附加單耗均隨著機(jī)組負(fù)荷的降低而增大，但方案1、方案 2與基準(zhǔn)機(jī)組相比，在60%THA以上時(shí)，鍋爐的附加單耗低于基準(zhǔn)機(jī)組，但在60%THA及以下時(shí)，鍋爐的附加單耗高于基準(zhǔn)機(jī)組；方案2的鍋爐附加單耗始終低于方案1。這是因?yàn)榛鶞?zhǔn)機(jī)組與方案1、方案2進(jìn)入鍋爐的一次再熱蒸汽質(zhì)量流量不同，鍋爐出口排煙溫度也有差異。

表5 不同負(fù)荷下3種方案鍋爐的附加單耗Tab.5 Additional coal consumption of boilers under different loads for three schemes g/(kW·h)

圖11給出了不同負(fù)荷下3種方案鍋爐的排煙溫度。由圖11可以看出，方案1、方案2的鍋爐排煙溫度高于基準(zhǔn)機(jī)組，在低負(fù)荷下更加明顯。圖12給出了3種方案下一次再熱蒸汽質(zhì)量流量占主蒸汽質(zhì)量流量的比值。由圖12可以看出，基準(zhǔn)機(jī)組一次再熱蒸汽質(zhì)量流量占主蒸汽質(zhì)量流量的比值大于方案1和方案2，100%THA下基準(zhǔn)機(jī)組、方案1、方案2一次再熱蒸汽質(zhì)量流量占主蒸汽質(zhì)量流量的比值分別為86%、 69%和 66%。基準(zhǔn)機(jī)組進(jìn)入再熱器的蒸汽質(zhì)量流量(1 324.38 t/h)比方案1多234.6 t/h，比方案2多245.0 t/h，方案2與方案1在鍋爐內(nèi)的吸熱量低于基準(zhǔn)機(jī)組。

圖11 不同負(fù)荷下3種方案的鍋爐排煙溫度Fig.11 Boiler exhaust gas temperature of three schemes under different loads

圖12 3種方案一次再熱蒸汽質(zhì)量流量占主蒸汽質(zhì)量流量的比值Fig.12 The ratio of the first reheat steam flow rate to the main steam flow rate for three schemes

4.2 汽輪機(jī)的附加單耗分析

表6為不同負(fù)荷下700 ℃一次再熱超超臨界機(jī)組3種方案汽輪機(jī)系統(tǒng)(高壓缸、中壓缸、低壓缸、小汽輪機(jī)及BEST)的附加單耗。由表6可以看出，在50%THA以上時(shí)，方案1和方案2汽輪機(jī)總的附加單耗低于基準(zhǔn)機(jī)組，50%THA負(fù)荷及以下時(shí)，方案1和方案2汽輪機(jī)總的附加單耗高于基準(zhǔn)機(jī)組。主要原因?yàn)椋?1) 方案1、方案2采用BEST后，將本來(lái)進(jìn)入中壓缸的一部分蒸汽送入BEST做功，而B(niǎo)EST的效率低于中壓缸效率，在低負(fù)荷下與中壓缸相比BEST的效率進(jìn)一步降低，因?yàn)椴捎肂EST降低了汽輪機(jī)側(cè)的做功能力，在低負(fù)荷下BEST引起的削弱作用越明顯。(2) 方案1、方案2與基準(zhǔn)機(jī)組相比引起汽輪機(jī)各級(jí)抽汽量發(fā)生變化。圖13和圖14給出了方案1、方案2與基準(zhǔn)機(jī)組相比在不同負(fù)荷下汽輪機(jī)的抽汽變化量。由圖13和圖14可以看出，隨著負(fù)荷的降低，方案1高壓缸的抽汽量比基準(zhǔn)機(jī)組減少，低壓缸的抽汽量也比基準(zhǔn)機(jī)組減少，并隨負(fù)荷變化不明顯，而中壓缸的抽汽量比基準(zhǔn)機(jī)組逐漸增大。在100%THA負(fù)荷下,方案1的中壓缸抽汽量比基準(zhǔn)機(jī)組少23 t/h,但在75%THA負(fù)荷及以下方案1的中壓缸抽汽量均大于基準(zhǔn)機(jī)組，如50%THA負(fù)荷下方案1的中壓缸抽汽量比基準(zhǔn)機(jī)組多28 t/h。方案2高壓缸的抽汽量比基準(zhǔn)機(jī)組和方案1明顯增加，但隨著負(fù)荷的降低抽汽量增加值逐漸減少，50%THA負(fù)荷以下時(shí)低于基準(zhǔn)機(jī)組，方案2低壓缸抽汽量低于基準(zhǔn)機(jī)組，中壓缸抽汽量隨著負(fù)荷的降低逐漸高于基準(zhǔn)機(jī)組。上述兩方面因素的結(jié)果造成在50%負(fù)荷以下時(shí)，方案1和方案2汽輪機(jī)的總附加單耗均高于基準(zhǔn)機(jī)組。

表6 不同負(fù)荷下3種方案汽輪機(jī)系統(tǒng)的附加單耗Tab.6 Additional coal consumption of steam turbine under different loads for three schemes g/(kW·h)

圖13 不同負(fù)荷下方案1與基準(zhǔn)機(jī)組相比汽輪機(jī)的抽汽變化量Fig.13 Reduced mass flow rates of cylinders extraction steam of scheme 1 compared with the reference unit under different loads

圖14 不同負(fù)荷下方案2與基準(zhǔn)機(jī)組相比汽輪機(jī)抽汽的變化量Fig.14 Reduced mass flow rates of cylinders extraction steam of scheme 2 compared with the reference unit under different loads

4.3 回?zé)峒訜崞鞯母郊訂魏姆治?/h3>

表7給出了不同負(fù)荷下3種方案回?zé)峒訜崞鞯母郊訂魏摹Ｓ杀?可以看出，方案1、方案2的回?zé)峒訜崞鞲郊訂魏脑诓煌?fù)荷下始終低于基準(zhǔn)機(jī)組，這是因?yàn)榉桨?、方案2降低了抽汽過(guò)熱度，回收利用了過(guò)熱抽汽的熱量；基準(zhǔn)機(jī)組回?zé)峒訜崞鞯母郊訂魏碾S著負(fù)荷的降低而降低，方案1、方案2回?zé)峒訜崞鞯母郊訂魏碾S負(fù)荷的降低先下降后略有升高；不同負(fù)荷下(除100%THA下)，方案2回?zé)峒訜崞鞯母郊訂魏穆源笥诜桨?。

表7 不同負(fù)荷下回?zé)峒訜崞鞯母郊訂魏腡ab.7 Additional coal consumption of regenerative heater under different loads g/(kW·h)

4.4 凝汽器的附加單耗分析

表8給出了不同負(fù)荷下3種方案凝汽器的附加單耗。由表8可以看出，基準(zhǔn)機(jī)組和方案1、方案2的凝汽器附加單耗均隨著負(fù)荷的降低而逐漸降低，但是50%THA及以下時(shí)，方案1凝汽器的附加單耗高于基準(zhǔn)機(jī)組，60%THA及以下時(shí)，方案2凝汽器的附加單耗高于基準(zhǔn)機(jī)組。這是因?yàn)殡S著負(fù)荷的降低，方案1、方案2進(jìn)入凝汽器的蒸汽質(zhì)量流量逐漸大于基準(zhǔn)機(jī)組。表9給出了不同負(fù)荷下3種方案進(jìn)入凝汽器的蒸汽質(zhì)量流量。由表9可以看出，方案1和方案2從50%THA以后進(jìn)入凝汽器的蒸汽質(zhì)量流量大于基準(zhǔn)機(jī)組，增加了冷端損失。

表8 不同負(fù)荷下凝汽器的附加單耗Tab.8 Additional coal consumption of condenser under different loads g/(kW·h)

表9 不同負(fù)荷下3種方案進(jìn)入凝汽器的蒸汽質(zhì)量流量Tab.9 The mass flow rate of steam entering condenser of three schemes under different loads t/h

4.5 機(jī)組整體性能對(duì)比分析

表10給出了不同負(fù)荷下3種方案機(jī)組的發(fā)電煤耗對(duì)比。圖15為方案1與方案2相對(duì)于基準(zhǔn)機(jī)組的度電節(jié)煤量。可以看出，隨著負(fù)荷的降低，不同方案機(jī)組發(fā)電煤耗均逐漸增大，方案2的發(fā)電煤耗始終低于方案1，但隨著負(fù)荷的降低，方案1、方案2與基準(zhǔn)機(jī)組相比節(jié)煤效果逐漸減弱，并在低負(fù)荷時(shí)降至負(fù)值；在50%THA以上時(shí)，方案1的發(fā)電煤耗低于基準(zhǔn)機(jī)組，但是在50%THA及以下時(shí)方案1的發(fā)電煤耗高于基準(zhǔn)機(jī)組；與基準(zhǔn)機(jī)組相比，40%THA以上時(shí)，方案2的發(fā)電煤耗低于基準(zhǔn)機(jī)組，但是40%THA及以下時(shí)，方案2的發(fā)電煤耗高于基準(zhǔn)機(jī)組。說(shuō)明集成BEST的方案在較高負(fù)荷時(shí)具有節(jié)能優(yōu)勢(shì)，但在低負(fù)荷時(shí)不帶BEST的基準(zhǔn)機(jī)組更有節(jié)能優(yōu)勢(shì)。

表10 不同負(fù)荷下3種方案機(jī)組的發(fā)電煤耗Tab.10 The power generation coal consumption of three schemes under different loads g/(kW·h)

圖15 不同負(fù)荷下方案1和方案2相對(duì)基準(zhǔn)機(jī)組的度電節(jié)煤量Fig.15 The coal saving amount per kW·h of schemes 1 and schemes 2 compared with the reference unit under different loads

由以上分析可見(jiàn)，增加BEST的方案對(duì)700 ℃一次再熱超超臨界機(jī)組不只是起到正向作用，在低負(fù)荷時(shí)采用BEST方案的機(jī)組煤耗會(huì)高于基準(zhǔn)機(jī)組，起到負(fù)面作用。這是因?yàn)椋?1) 方案1和方案2利用了回?zé)峒訜崞鞯某槠^(guò)熱度熱量，從回?zé)峒訜崞鞫斯?jié)約了能量，回?zé)峒訜崞鲉魏牡陀诨鶞?zhǔn)機(jī)組。(2) BEST方案降低了中壓缸的做功能力，表11為不同方案機(jī)組性能參數(shù)對(duì)比，可以看出采用BEST后將本來(lái)進(jìn)入中壓缸做功的一部分蒸汽送入BEST做功(如方案1在100%THA時(shí)送入BEST的蒸汽質(zhì)量流量為283.9 t/h)，BEST的效率沒(méi)有中壓缸效率高，低負(fù)荷下效率比中壓缸進(jìn)一步降低，因此降低了汽輪機(jī)的做功能力；同時(shí)低負(fù)荷下方案1和方案2鍋爐的附加單耗高于基準(zhǔn)機(jī)組，低負(fù)荷下方案1、方案2凝汽器的附加單耗也增加。各個(gè)設(shè)備單元綜合效果是方案1和方案2在高負(fù)荷下具有較好的節(jié)能效果，但在低負(fù)荷下不具有節(jié)能效果。因此，對(duì)700 ℃一次再熱超超臨界機(jī)組而言，BEST方案適合較高負(fù)荷運(yùn)行的機(jī)組，設(shè)計(jì)時(shí)要考慮機(jī)組負(fù)荷率情況，再?zèng)Q定是否采用BEST方案。

表11 3種方案機(jī)組性能參數(shù)對(duì)比Tab.11 Comparison of thermal performance among three schemes

5 結(jié) 論

(1) 與基準(zhǔn)機(jī)組相比，方案1采用BEST替代3～6級(jí)回?zé)峒訜崞鳎档土顺槠倪^(guò)熱度，方案2在方案1的基礎(chǔ)上對(duì)1級(jí)、2級(jí)回?zé)岢槠友b2級(jí)OSC，進(jìn)一步降低了1級(jí)、2級(jí)回?zé)岢槠倪^(guò)熱度，提高了鍋爐給水溫度。

(2) 100%THA下，方案1的發(fā)電煤耗為233.66 g/(kW·h)，比基準(zhǔn)機(jī)組降低3.28 g/(kW·h)，方案2的發(fā)電煤耗為232.03 g/(kW·h)，比基準(zhǔn)機(jī)組降低4.91 g/(kW·h)，比方案1的發(fā)電煤耗降低1.63 g/(kW·h)。

(3) 不同負(fù)荷下，隨著機(jī)組負(fù)荷的降低，方案1與方案2相對(duì)基準(zhǔn)機(jī)組的節(jié)煤效果逐漸減小，在低負(fù)荷時(shí)達(dá)到負(fù)值，方案1的發(fā)電煤耗在50%THA以上時(shí)低于基準(zhǔn)機(jī)組，但在50%THA及以下時(shí)高于基準(zhǔn)機(jī)組，方案2的發(fā)電煤耗在40%THA以上時(shí)低于基準(zhǔn)機(jī)組，但在40%THA及以下時(shí)高于基準(zhǔn)機(jī)組。說(shuō)明集成BEST的方案在較高負(fù)荷時(shí)具有節(jié)能優(yōu)勢(shì)，但在低負(fù)荷時(shí)基準(zhǔn)機(jī)組更具節(jié)能優(yōu)勢(shì)。

(4) 對(duì)于700 ℃一次再熱超超臨界機(jī)組，采用BEST后，降低了回?zé)峒訜崞鞯某槠^(guò)熱度，從回?zé)峒訜崞鞫斯?jié)約了能量，但降低了中壓缸的做功能力。BEST方案適合較高負(fù)荷運(yùn)行的機(jī)組，設(shè)計(jì)時(shí)要充分考慮機(jī)組負(fù)荷率情況。