我国能源结构将长期保持以煤电为主的格局, 节能降耗、减少温室气体排放是燃煤发电永恒的主题。超超临界机组可以提高发电机组的蒸汽参数和效率, 符合发展发向^[1]。由于高温材料的限制, 目前常规燃煤机组初参数尚不能大幅度提高, 因此在确保安全性和经济性的前提下, 适当提高机组初参数, 是当前超超临界机组最好的提效方案。自2006年我国首台百万千瓦等级超超临界机组投产以来, 超超临界机组高速发展, 使我国跨入超超临界发电技术水平国际先进水平^[2]。

二次再热机组也是进一步降低能耗和减少污染物排放的方法。二次再热技术在20世纪六七十年代已有投运, 由于初投资巨大, 经济收益不高, 八九十年代使用明显减少。近年来, 随着煤价及环保压力的上升, 二次再热机组再次投入使用, 如“泰州二期”已经建成, 其参数为31 MPa/600 ℃/610 ℃/610 ℃, 后续工程如莱芜、安源、蚌埠、宿迁二期等, 将进一步提高参数至31 MPa/600 ℃/620 ℃/620 ℃^[3]。

大唐集团的630 ℃超超临界二次再热国家电力示范项目主机技术协议的正式签订, 开启了我国630 ℃等级机组的新篇章。630 ℃超超临界二次再热机组被誉为“燃煤机组的珠穆朗玛峰”^[4]。与620 ℃二次再热机组相比, 630 ℃二次再热机组在许用应力、许用压力方面把碳素钢用到极致, 煤耗降低2 g/kWh, 投资较常规增加4亿(两台百万机组), 相比来看, 630 ℃二次再热机组较620 ℃二次再热机组造价增加不大, 而发电效率、煤耗均存在明显优势, 性价比更高^[5]。

截止目前, 700 ℃超超临界燃煤发电技术还在研发阶段, 未形成产品^[6]。安徽某电厂一期2×300 MW机组于2003年11月开工建设, 2台机组分别于2005年9月和12月投产发电, 二期拟扩建2×660 MW机组。因此, 主机技术路线结合项目需求, 从工程技术经济性、工程可行性以及项目总投资等方面进行综合优化, 最终确定方案。

国外近年投运和在建的蒸汽温度为600 ℃及以上的先进超超临界一次再热机组汽机进汽压力大多为27.5~29 MPa。提高主汽压力, 除需提高锅炉、汽机高压部分以及主蒸汽管道的承压能力外, 还需满足汽机末级含湿度的要求。对于一次再热机组来说, 当主汽和再热蒸汽温度不变仅提高初压时, 排汽湿度将随着初压的提高而上升。

低压缸排汽湿度与机组的初参数选择和排汽背压都有关系。根据以往工程经验和汽机厂资料, 汽机排汽湿度一般应控制在11%~12%以下, 若超出太多则会造成末级叶片严重腐蚀。本工程中汽机背压在不同初参数下的排汽湿度如表 1所示。

表 1 不同初参数下的排汽湿度

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初参数	排汽湿度/%	是否满足要求
27 MPa/600 ℃/600 ℃	10.70	满足
27 MPa/600 ℃/610 ℃	10.50	满足
27 MPa/600 ℃/620 ℃	10.10	满足
28 MPa/600 ℃/600 ℃	11.30	基本满足
28 MPa/600 ℃/610 ℃	10.70	满足
28 MPa/600 ℃/620 ℃	10.40	满足

从表 1可以看出, 主汽和再热温度均为600 ℃的情况下, 主汽压力不宜超过27 MPa; 再热温度提高至610~620 ℃的情况下, 主汽压力可以选择28 MPa。

目前, 国内各大汽机厂均表示主汽压力提高到28 MPa在技术上是可行的, 且对汽机造价影响相对较小。因此, 本工程在再热温度提高的情况下, 主汽压力可以提高到28 MPa。

对于机组而言, 在其他条件相同的情况下, 机组参数越高, 效率越高。

目前国内外660 MW超超临界机组的主汽温度均未超过600 ℃。若将汽机入口主汽温度提高到605 ℃, 虽可降低汽机热耗约11 kJ/kWh, 但国内部分主机厂认为目前技术难度很大、风险高、技术经济性不优, 不建议采用。因此, 建议本工程的主蒸汽温度仍采用600 ℃。

对于超超临界机组而言, 再热汽温每提高10 K, 热效率能再提高0.15% ~0.20%。因为再热蒸汽压力低, 再热温度可选择比主蒸汽温度高10~30 K。本工程再热蒸汽温度选取620 ℃。

目前超超临界机组的参数达到主汽压力28~35 MPa, 主汽温度600~615 ℃, 再热汽温620~630 ℃。超超临界机组二次再热的汽轮机热耗在一次再热的基础上再降低3%, 汽机热耗率可降低180~200 kJ/kWh^[7]。同时, 碳达峰与碳中和将促进我国二次再热机组的研发和建设。

汽轮机的进汽参数越高, 电站的热经济性越高, 相应的制造成本也越大。当压力低于30 MPa时, 机组热效率随压力的提高上升很快, 高于30 MPa时, 上升幅度降低。一般认为: 主汽压≤28 MPa时, 1 MPa主蒸汽压力影响热耗0.2%~0.25%;主汽压≥28 MPa时, 1 MPa主蒸汽压力影响热耗0.1%左右。

提高超超临界机组进汽温度同时提高热力循环效率。具体来讲, 每10 K过热蒸汽温度影响热耗0.25%, 10 K再热蒸汽温度影响热耗0.20%左右。在锅炉效率不变的条件下, 700 ℃机组发电效率能达到50%以上^[8]。

目前已运行和正在设计的超超临界(一次再热、二次再热)大口径集箱和管道均采用P92材料, 与之配套的管接头采用T92材料。从国内已投运的600 ℃等级的超超临界锅炉机组的情况来看, 目前使用效果较好。2013年9月25日, 美国ASMEB 31.1动力管道案例183规定: P92大口径管金属温度不得高于649 ℃。因此, 目前国内外一些新建电厂按上述的规定将再热蒸汽温度提高至620 ℃左右。

综合以上分析, 在现有的P92材料条件下, 主机参数选择31 MPa/605 ℃/623 ℃/621 ℃是可行、可靠、稳妥的, 代表当今世界最领先的发电技术。

再热次数有一次再热和二次再热2种方式。二次再热有如下优点。

(1) 降低末级叶片的排汽湿度。

(2) 降低再热器温升, 使锅炉出口蒸汽温度更加均匀。

(3) 降低高压缸的焓降。在二次再热循环中, 通常高压缸的焓降为300 kJ/kg, 而一次再热循环的焓降通常为400 kJ/kg。因此, 二次再热循环使得高压缸更短, 刚性更好, 提高了转子的稳定性。但二次再热投资提高、系统复杂, 压力损失也增加。

结合上述分析, 为本工程拟定了2种技术方案, 具体如表 2所示。

表 2 两种技术方案参数对比

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方案	汽轮机参数	锅炉参数
1(高效二次再热)	单轴、二次再热、五缸四排汽、十级回热、主汽压力为31 MPa, 主汽温度为605℃, 一次再热温度为623℃, 二次再热温度为621 ℃	32.24 MPa/610 ℃/625 ℃/623 ℃
2(高效一次再热)	单轴、一次再热、四缸四排汽、九级回热、主汽压力为28 MPa, 主汽温度为600 ℃, 再热温度为620 ℃	29.12 MPa/605 ℃/623 ℃

方案1是目前二次再热机组的主流参数, 相同参数的国电蚌埠、国电宿迁项目、华能安源等已经投产, 工程进度能够得到保证; 方案2是一次再热机组的主流参数, 国内已经有多个电厂的设计运行业绩。

在相同的边界条件下, 高效二次再热机组的热耗与高效一次再热机组的发电效率、发电煤耗等对比如表 3所示。其中, 年利用小时数按5 000 h计; 年耗标煤量按2台机组计算。

表 3 2种方案热经济性比较

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方案	蒸汽参数	汽机热耗值/(kJ·kWh-1)	锅炉效率/%	管道效率/%	发电效率/%	发电标煤耗/(g·kWh-1)
1	31 MPa/605 ℃/623 ℃/621 ℃	7 050	95	99	48.03	256.09
2	28 MPa/600 ℃/620 ℃	7 250	95	99	46.70	263.36

由表 3可知, 方案1发电效率最高, 为48.03%, 发电标煤耗比方案2降低了7.27 g/kWh。

根据目前我国电力市场情况, 大多数机组均长时间非满负荷工况运行。在部分负荷工况下, 汽轮机的热耗和机组的煤耗随着负荷的降低而逐渐上升。在相同的边界条件下, 机组在各个运行工况下, 二次再热机组的经济性均优于一次再热机组, 且随着负荷的降低, 一次再热机组和二次再热机组的煤耗差有增大的趋势。

假定机组负荷100%时, 每年运行1 000 h; 负荷75%时, 每年运行4 000 h; 负荷50%时, 每年运行2 000 h, 具体运行模式的负荷分配如表 4所示。

表 4 负荷分配模式

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负荷	方案	汽轮机热耗值/(kJ·kWh-1)	锅炉效率/%	管道效率/%	厂用电率/%	机组额定功率/MW	机组年利用小时数/h	机组发电量/×106 kWh	机组绝对效率/%	发电效率/%	发电厂热耗值/(kJ·kWh-1)	发电标准煤耗/(g·kWh-1)	供电效率/%	供电标准煤耗/(g·kWh-1)
100%	1	7 050	95.00	99.00	4.50	660	1 000	660	51.06	48.03	7 496.01	256.09	45.86	268.16
	2	7 250	95.00	99.00	4.50	661	1 000	660	49.66	46.70	7 708.67	263.36	44.60	275.77
75%	1	7 150	95.00	99.00	4.50	662	4 000	1 980	50.33	47.35	7 602.34	259.72	45.22	271.96
	2	7 365	95.00	99.00	4.50	663	4 000	1 980	48.88	45.97	7 830.94	267.53	43.90	280.14
50%	1	7 360	95.00	99.00	4.50	664	2 000	660	48.91	46.00	7 852.62	267.35	43.93	279.95
	2	7 630	95.00	99.00	4.50	665	2 000	660	47.18	44.37	8 112.71	277.16	42.38	290.22

按表 4中假定的机组运行模式进行测算, 则一次再热机组和二次再热机组的综合煤耗差达到8.18 g/kWh, 若采用高效二次再热技术, 全厂每年可节约标煤5.4万t。

安徽某电厂二期扩建2台660 MW超超临界机组, 对2种方案进行经济比较和投资估算分析, 如表 5所示。其中, 热力系统安装费用中不含装置性材料费。

表 5 2种方案投资经济性比较

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方案	锅炉/(万元·台-1)	汽机/(万元·台-1)	发电机/(万元·台-1)	三大主机合计/万元	主要辅机及材料/万元	主厂房建筑费用/万元	热力系统安装费用/万元	热力系统投资/万元	2台机组年耗标煤/万t	静态投资差值回收期/a
1	41 000	22 800	7 300	142 200	60 508	20 658	21 851	245 217	169.02
2	31 000	15 900	7 300	108 400	58 211	19 570	20 835	207 016	173.82
差值	10 000	6 900	0	33 800	2 297	1 088	1 016	38 201	4.80	10.30

(1) 安徽某电厂二期扩建工程可以考虑如下2种方案: 方案1(高效二次再热、汽机参数31 MPa/605 ℃/623 ℃/621 ℃, 单机回热), 方案2(高效一次再热、汽机参数28 MPa/600 ℃/620 ℃)。这2种方案在技术上均是可行的。

(2) 方案1采用二次再热技术, 方案2采用一次再热技术。方案1的发电效率为48.03%, 方案2的发电效率为46.70%。方案1较方案2的总投资高约38 201万元, 静态投资回收期为10.3a。

(3) 在上网电价384.4元/MWh、含税标煤价810元/t、机组年利用小时数5 000 h的情况下, 方案1具有良好的经济性。若考虑低负荷工况, 实际回收期将进一步缩短。但方案1节煤效果更好, 全厂每年可节约标煤约5.4万t(按假定的负荷模式运行), 并减少二氧化碳排放约7万t。因此, 推荐方案1。