660 MW機(jī)組主機(jī)技術(shù)路線優(yōu)化的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析

吳志祥

(國(guó)能神皖安慶發(fā)電有限責(zé)任公司, 安徽 安慶 246000)

我國(guó)能源結(jié)構(gòu)將長(zhǎng)期保持以煤電為主的格局,節(jié)能降耗、減少溫室氣體排放是燃煤發(fā)電永恒的主題。超超臨界機(jī)組可以提高發(fā)電機(jī)組的蒸汽參數(shù)和效率,符合發(fā)展發(fā)向[1]。由于高溫材料的限制,目前常規(guī)燃煤機(jī)組初參數(shù)尚不能大幅度提高,因此在確保安全性和經(jīng)濟(jì)性的前提下,適當(dāng)提高機(jī)組初參數(shù),是當(dāng)前超超臨界機(jī)組最好的提效方案。自2006年我國(guó)首臺(tái)百萬(wàn)千瓦等級(jí)超超臨界機(jī)組投產(chǎn)以來(lái),超超臨界機(jī)組高速發(fā)展,使我國(guó)跨入超超臨界發(fā)電技術(shù)水平國(guó)際先進(jìn)水平[2]。

二次再熱機(jī)組也是進(jìn)一步降低能耗和減少污染物排放的方法。二次再熱技術(shù)在20世紀(jì)六七十年代已有投運(yùn),由于初投資巨大,經(jīng)濟(jì)收益不高,八九十年代使用明顯減少。近年來(lái),隨著煤價(jià)及環(huán)保壓力的上升,二次再熱機(jī)組再次投入使用,如“泰州二期”已經(jīng)建成,其參數(shù)為31 MPa/600 ℃/610 ℃/610 ℃,后續(xù)工程如萊蕪、安源、蚌埠、宿遷二期等,將進(jìn)一步提高參數(shù)至31 MPa/600 ℃/620 ℃/620 ℃[3]。

大唐集團(tuán)的630 ℃超超臨界二次再熱國(guó)家電力示范項(xiàng)目主機(jī)技術(shù)協(xié)議的正式簽訂,開(kāi)啟了我國(guó)630 ℃等級(jí)機(jī)組的新篇章。630 ℃超超臨界二次再熱機(jī)組被譽(yù)為“燃煤機(jī)組的珠穆朗瑪峰”[4]。與620 ℃二次再熱機(jī)組相比,630 ℃二次再熱機(jī)組在許用應(yīng)力、許用壓力方面把碳素鋼用到極致,煤耗降低2 g/kWh,投資較常規(guī)增加4億(兩臺(tái)百萬(wàn)機(jī)組),相比來(lái)看,630 ℃二次再熱機(jī)組較620 ℃二次再熱機(jī)組造價(jià)增加不大,而發(fā)電效率、煤耗均存在明顯優(yōu)勢(shì),性價(jià)比更高[5]。

截止目前,700 ℃超超臨界燃煤發(fā)電技術(shù)還在研發(fā)階段,未形成產(chǎn)品[6]。安徽某電廠一期2×300 MW機(jī)組于2003年11月開(kāi)工建設(shè),2臺(tái)機(jī)組分別于2005年9月和12月投產(chǎn)發(fā)電,二期擬擴(kuò)建2×660 MW機(jī)組。因此,主機(jī)技術(shù)路線結(jié)合項(xiàng)目需求,從工程技術(shù)經(jīng)濟(jì)性、工程可行性以及項(xiàng)目總投資等方面進(jìn)行綜合優(yōu)化,最終確定方案。

1 一次再熱機(jī)組效率提高

1.1 提高主蒸汽壓力

國(guó)外近年投運(yùn)和在建的蒸汽溫度為600 ℃及以上的先進(jìn)超超臨界一次再熱機(jī)組汽機(jī)進(jìn)汽壓力大多為27.5～29 MPa。提高主汽壓力,除需提高鍋爐、汽機(jī)高壓部分以及主蒸汽管道的承壓能力外,還需滿足汽機(jī)末級(jí)含濕度的要求。對(duì)于一次再熱機(jī)組來(lái)說(shuō),當(dāng)主汽和再熱蒸汽溫度不變僅提高初壓時(shí),排汽濕度將隨著初壓的提高而上升。

低壓缸排汽濕度與機(jī)組的初參數(shù)選擇和排汽背壓都有關(guān)系。根據(jù)以往工程經(jīng)驗(yàn)和汽機(jī)廠資料,汽機(jī)排汽濕度一般應(yīng)控制在11%～12%以下,若超出太多則會(huì)造成末級(jí)葉片嚴(yán)重腐蝕。本工程中汽機(jī)背壓在不同初參數(shù)下的排汽濕度如表1所示。

表1 不同初參數(shù)下的排汽濕度

從表1可以看出,主汽和再熱溫度均為600 ℃的情況下,主汽壓力不宜超過(guò)27 MPa;再熱溫度提高至610～620 ℃的情況下,主汽壓力可以選擇28 MPa。

目前,國(guó)內(nèi)各大汽機(jī)廠均表示主汽壓力提高到28 MPa 在技術(shù)上是可行的,且對(duì)汽機(jī)造價(jià)影響相對(duì)較小。因此,本工程在再熱溫度提高的情況下,主汽壓力可以提高到28 MPa。

1.2 提高主蒸汽溫度

對(duì)于機(jī)組而言,在其他條件相同的情況下,機(jī)組參數(shù)越高,效率越高。

目前國(guó)內(nèi)外660 MW超超臨界機(jī)組的主汽溫度均未超過(guò)600 ℃。若將汽機(jī)入口主汽溫度提高到605 ℃,雖可降低汽機(jī)熱耗約11 kJ/kWh,但國(guó)內(nèi)部分主機(jī)廠認(rèn)為目前技術(shù)難度很大、風(fēng)險(xiǎn)高、技術(shù)經(jīng)濟(jì)性不優(yōu),不建議采用。因此,建議本工程的主蒸汽溫度仍采用600 ℃。

1.3 提高再熱蒸汽溫度

對(duì)于超超臨界機(jī)組而言,再熱汽溫每提高10 K,熱效率能再提高0.15%～0.20%。因?yàn)樵贌嵴羝麎毫Φ?再熱溫度可選擇比主蒸汽溫度高10～30 K。本工程再熱蒸汽溫度選取620 ℃。

2 二次再熱機(jī)組效率提高

目前超超臨界機(jī)組的參數(shù)達(dá)到主汽壓力28～35 MPa,主汽溫度600～615 ℃,再熱汽溫620～630 ℃。超超臨界機(jī)組二次再熱的汽輪機(jī)熱耗在一次再熱的基礎(chǔ)上再降低3%,汽機(jī)熱耗率可降低180～200 kJ/kWh[7]。同時(shí),碳達(dá)峰與碳中和將促進(jìn)我國(guó)二次再熱機(jī)組的研發(fā)和建設(shè)。

2.1 提高主蒸汽壓力

汽輪機(jī)的進(jìn)汽參數(shù)越高,電站的熱經(jīng)濟(jì)性越高,相應(yīng)的制造成本也越大。當(dāng)壓力低于30 MPa時(shí),機(jī)組熱效率隨壓力的提高上升很快,高于30 MPa時(shí),上升幅度降低。一般認(rèn)為:主汽壓≤28 MPa時(shí),1 MPa主蒸汽壓力影響熱耗0.2%～0.25%;主汽壓≥28 MPa時(shí),1 MPa主蒸汽壓力影響熱耗0.1%左右。

2.2 提高主蒸汽溫度

提高超超臨界機(jī)組進(jìn)汽溫度同時(shí)提高熱力循環(huán)效率。具體來(lái)講,每10 K過(guò)熱蒸汽溫度影響熱耗0.25%,10 K再熱蒸汽溫度影響熱耗0.20%左右。在鍋爐效率不變的條件下,700 ℃機(jī)組發(fā)電效率能達(dá)到50%以上[8]。

2.3 提高再熱蒸汽溫度

目前已運(yùn)行和正在設(shè)計(jì)的超超臨界(一次再熱、二次再熱)大口徑集箱和管道均采用P92材料,與之配套的管接頭采用T92材料。從國(guó)內(nèi)已投運(yùn)的600 ℃等級(jí)的超超臨界鍋爐機(jī)組的情況來(lái)看,目前使用效果較好。2013年9月25日,美國(guó)ASMEB 31.1動(dòng)力管道案例183規(guī)定:P92大口徑管金屬溫度不得高于649 ℃。因此,目前國(guó)內(nèi)外一些新建電廠按上述的規(guī)定將再熱蒸汽溫度提高至620 ℃左右。

綜合以上分析,在現(xiàn)有的P92材料條件下,主機(jī)參數(shù)選擇31 MPa/605 ℃/623 ℃/621 ℃是可行、可靠、穩(wěn)妥的,代表當(dāng)今世界最領(lǐng)先的發(fā)電技術(shù)。

3 主機(jī)技術(shù)路線擬定

再熱次數(shù)有一次再熱和二次再熱2種方式。二次再熱有如下優(yōu)點(diǎn)。

(1) 降低末級(jí)葉片的排汽濕度。

(2) 降低再熱器溫升,使鍋爐出口蒸汽溫度更加均勻。

(3) 降低高壓缸的焓降。在二次再熱循環(huán)中,通常高壓缸的焓降為300 kJ/kg,而一次再熱循環(huán)的焓降通常為400 kJ/kg。因此,二次再熱循環(huán)使得高壓缸更短,剛性更好,提高了轉(zhuǎn)子的穩(wěn)定性。但二次再熱投資提高、系統(tǒng)復(fù)雜,壓力損失也增加。

結(jié)合上述分析,為本工程擬定了2種技術(shù)方案,具體如表2所示。

表2 兩種技術(shù)方案參數(shù)對(duì)比

方案1是目前二次再熱機(jī)組的主流參數(shù),相同參數(shù)的國(guó)電蚌埠、國(guó)電宿遷項(xiàng)目、華能安源等已經(jīng)投產(chǎn),工程進(jìn)度能夠得到保證;方案2是一次再熱機(jī)組的主流參數(shù),國(guó)內(nèi)已經(jīng)有多個(gè)電廠的設(shè)計(jì)運(yùn)行業(yè)績(jī)。

4 兩種方案比較

4.1 熱經(jīng)濟(jì)性比較

在相同的邊界條件下,高效二次再熱機(jī)組的熱耗與高效一次再熱機(jī)組的發(fā)電效率、發(fā)電煤耗等對(duì)比如表3所示。其中,年利用小時(shí)數(shù)按5 000 h計(jì);年耗標(biāo)煤量按2臺(tái)機(jī)組計(jì)算。

表3 2種方案熱經(jīng)濟(jì)性比較

由表3可知,方案1發(fā)電效率最高,為48.03%,發(fā)電標(biāo)煤耗比方案2降低了7.27 g/kWh。

4.2 部分負(fù)荷熱經(jīng)濟(jì)性比較

根據(jù)目前我國(guó)電力市場(chǎng)情況,大多數(shù)機(jī)組均長(zhǎng)時(shí)間非滿負(fù)荷工況運(yùn)行。在部分負(fù)荷工況下,汽輪機(jī)的熱耗和機(jī)組的煤耗隨著負(fù)荷的降低而逐漸上升。在相同的邊界條件下,機(jī)組在各個(gè)運(yùn)行工況下,二次再熱機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性均優(yōu)于一次再熱機(jī)組,且隨著負(fù)荷的降低,一次再熱機(jī)組和二次再熱機(jī)組的煤耗差有增大的趨勢(shì)。

假定機(jī)組負(fù)荷100%時(shí),每年運(yùn)行1 000 h;負(fù)荷75%時(shí),每年運(yùn)行4 000 h;負(fù)荷50%時(shí),每年運(yùn)行2 000 h,具體運(yùn)行模式的負(fù)荷分配如表4所示。

按表4中假定的機(jī)組運(yùn)行模式進(jìn)行測(cè)算,則一次再熱機(jī)組和二次再熱機(jī)組的綜合煤耗差達(dá)到8.18 g/kWh,若采用高效二次再熱技術(shù),全廠每年可節(jié)約標(biāo)煤5.4 萬(wàn)t。

表4 負(fù)荷分配模式

4.3 熱力系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)比較

安徽某電廠二期擴(kuò)建 2 臺(tái) 660 MW 超超臨界機(jī)組,對(duì)2種方案進(jìn)行經(jīng)濟(jì)比較和投資估算分析,如表5所示。其中,熱力系統(tǒng)安裝費(fèi)用中不含裝置性材料費(fèi)。

表5 2種方案投資經(jīng)濟(jì)性比較

5 結(jié) 論

(1) 安徽某電廠二期擴(kuò)建工程可以考慮如下 2 種方案:方案1(高效二次再熱、汽機(jī)參數(shù) 31 MPa/605 ℃/623 ℃/621 ℃,單機(jī)回?zé)?,方案2(高效一次再熱、汽機(jī)參數(shù) 28 MPa/600 ℃/620 ℃)。這 2 種方案在技術(shù)上均是可行的。

(2) 方案1采用二次再熱技術(shù),方案2采用一次再熱技術(shù)。方案1的發(fā)電效率為 48.03%,方案2的發(fā)電效率為 46.70%。方案1較方案2的總投資高約38 201萬(wàn)元,靜態(tài)投資回收期為10.3a。

(3) 在上網(wǎng)電價(jià)384.4 元/MWh、含稅標(biāo)煤價(jià)810元/t、機(jī)組年利用小時(shí)數(shù) 5 000 h 的情況下,方案1具有良好的經(jīng)濟(jì)性。若考慮低負(fù)荷工況,實(shí)際回收期將進(jìn)一步縮短。但方案1節(jié)煤效果更好,全廠每年可節(jié)約標(biāo)煤約5.4 萬(wàn)t(按假定的負(fù)荷模式運(yùn)行),并減少二氧化碳排放約7萬(wàn)t。因此,推薦方案1。