杨志平，杨勇平

(华北电力大学 电站设备状态监测与控制教育部重点实验室，北京 102206)

0 引言

电站汽轮机都采用回热循环以提高机组的热效率，目前大型汽轮机组常采用7～8级回热抽汽，分别供给2～3个高压加热器、1个除氧器、3～4个低压加热器，回热加热器的性能对于机组的热经济性有较大影响，而加热器的热力性能常用加热器出口端差 (TTD)和疏水端差 (DTTD)评价，在机组设计和运行过程中，都将加热器端差作为一个重要指标，特别是机组的实际运行过程中，加热器端差是运行人员重要的监测对象，也是机组节能评价的重要指标。文献[1]对200 MW机组加热器节能潜力进行诊断，文献[2]应用等效热降理论推导了加热器端差影响热经济性的通用模型，文献[3]应用等效热降理论对1 000 MW机组回热系统实际运行状况行进评价。大部分文献对回热加热器端差的热经济性分析多局限于额定工况，而对不同工况下加热器端差变化影响机组能耗的 (即能耗敏度)的定量评价较少。本文以1 000 MW湿冷机组为研究对象，研究不同工况下加热器端差变化对机组热经济性的影响，进而指导1 000 MW火电机组的经济运行。

1 火电机组能耗敏度分析模型

所谓敏度分析是研究与分析一个系统的状态变化对系统参数或周围条件变化的敏感程度的方法，机组的热工参数或设备性能参数变化导致机组能耗变化，机组的总体能耗随热工参数或设备性能参数的变化率称为能耗敏度，对应有热耗敏度、煤耗敏度，由绝对值和相对值之分，对于回热加热器对应加热器出口端差和加热器疏水端差的能耗敏度，如下式所示:

式中:HR为机组热耗率，kJ/kW·h;b为标准煤耗率，g/kW·h;x为加热器端差 (出口端差、疏水端差)，℃;ΔHRx，σHR·x为机组热耗随加热器端差变化的敏度绝对值、相对值，%; Δbx，σb·x为机组煤耗随加热器端差变化的敏度绝对值、相对值，%。

可见能耗敏度的关键是确定热工参数或设备性能参数变化导致机组热耗的变化量，煤耗的变化量，目前采用的方法主要是等效热降理论，以定流量计算为前提，而实际机组的运行负荷由调度分配，按照调度中心给定负荷调节机组的运行方式，多为定功率运行，因此采用定功率变工况计算，更加符合机组的实际运行状况，按照汽轮机厂提供的汽轮机不同工况的设计数据，采用机组的变工况计算[5～8]，可求得各种工况下热工参数及设备性能指标对汽轮机热耗的影响，进而求得对机组发电煤耗和供电煤耗的影响，即可得到相关热工参数和设备性能指标的能耗敏度。

2 1 000 MW超超临界机组回热加热器端差的能耗敏度

2.1 1 000 MW超超临界机组的设计参数

本文选取东方电气集团设计的1 000 MW超超临界机组为研究对象，汽轮机回热级数8级，给水泵采用小汽轮机拖动，给水泵效率83%，给水泵汽轮机效率81%，再热系统压降10%，一、二、三段抽汽压损3%，其它各段抽汽压损5%，循环水入口水温21℃，汽轮机背压5.1 kPa，THA工况下设计参数如图1所示，各级回热加热器设计端差如表1所示:

表1 1 000 MW机组加热器设计端差Tab.1 Heater's design TTD of 1 000 MW unit

2.2 1 000 MW超超临界机组回热加热器端差的能耗敏度

根据汽轮机组变工计算和能耗敏度计算模型，以厂家提供的THA工况数据为基准，取锅炉热效率93%，管道效率99%，根据机组实际热力试验厂用电率如表2所示，分别对 THA、70%THA滑压、50%THA滑压和40%THA滑压工况进行机组各回热加热器端差能耗敏度分析，得到各工况机组的加热器端差的热耗敏度、发电煤耗敏度和供电煤耗敏度。

表2 1 000 MW机组厂用电率Tab.2 Auxiliary power consumption rate of 1 000 MW unit

加热器出口端差变化引起的能耗敏度基本呈线性关系。表3所示为加热器出口端差增加1℃引起的能耗敏度，出口端差变化相同时，3号、2号高加的能耗敏度较大，3号高加的能耗敏度约为2号高加的1.5倍，2号高加的能耗敏度约为1号高加能耗敏度的2.5倍。各低加的能耗敏度变化不大，稍高于1号高加，说明实际运行过程中3号、2号高加出口端差变化对机组能耗的影响大于其他加热器。

3号高加出口端差变化的能耗敏度在额定工况较大，在70%～40%工况时变化不大，表3表明3号高加出口端差增加1℃，在THA工况供电煤耗增加0.085 g/kW·h，而在70% ～40%工况时供电煤耗增加0.066～0.07 g/kW·h。

2号高加出口端差变化的能耗敏度随机组负荷变化较小，出口端差增加1℃，在70%～100%负荷时，机组供电煤耗增加0.055 g/kW·h左右，在40%～50%负荷时，机组供电煤耗增加0.05 g/kW·h左右。

图1 1 000 MW机组设计参数Fig.1 Design data of 1 000 MW power generating unit

1号高加出口端差变化的能耗敏度随机组负荷变化在低负荷时较大，在高负荷时较小，出口端差增加1℃，在70%～100%负荷时机组供电煤耗增加0.022 g/kW·h左右，在40% ～50%负荷时机组供电煤耗增加0.027 g/kW·h左右。

4号低加出口端差变化的能耗敏度随机组负荷变化不大，出口端差增加1℃，机组供电煤耗增加0.033 g/kW·h左右。

3号低加出口端差变化的能耗敏度随机组负荷变化在低负荷时较大，在高负荷时较小，出口端差增加1℃，在70%～100%负荷时机组供电煤耗增加0.026 g/kW·h左右，在40% ～50%负荷时机组供电煤耗增加0.031 g/kW·h左右。

2号低加出口端差变化的能耗敏度随机组负荷降低而增大，出口端差增加1℃，机组供电煤耗增加0.029～0.037 g/kW·h左右。

1号低加出口端差变化的能耗敏度随机组负荷降低而增大，出口端差增加1℃，机组供电煤耗增加0.03～0.035 g/kW·h左右。

加热器疏水端差变化引起的能耗敏度基本呈线性关系。表4所示为加热器疏水端差增加5℃引起的能耗敏度，可见疏水端差变化相同时，3号、2号、1号高加的能耗敏度从小到大变化，1号高加的能耗敏度约为2号高加的2倍，2号高加的能耗敏度稍高于3号高加。4号、3号、2号低加的能耗敏度也是从小到大变化，但低于高加的能耗敏度，随机组负荷的降低，加热器疏水端差引起的能耗敏度降低，但低加疏水端差引起的能耗敏度随负荷变化不大，而高加在高负荷时加热器疏水端差引起的能耗敏度较大，在低负荷时较小。

表4表明，当加热器疏水端差增加5℃时，3号高加的供电煤耗敏度为0.015～0.024 g/kW·h，2号高加的供电煤耗敏度为0.019～0.027 g/kW·h，1号高加的供电煤耗敏度为0.039～0.054 g/kW·h，4号低加的供电煤耗敏度为0.005 g/kW·h，3号低加的供电煤耗敏度为0.012 g/kW·h，2号低加的供电煤耗敏度为0.018 g/kW·h。

表3 1 000 MW机组各加热器出口端差增加1℃的能耗敏度Tab.3 Energy consumption sensitivity while heater's TTD increased 5℃of 1 000 MW power generating unit

表4 1 000 MW机组各加热器疏水端差增加5℃的能耗敏度Tab.4 Energy consumption sensitivity while heater’s drain TTD increased 5℃ of 1000MW power generating unit

3 结论

本文以东汽1 000 MW汽轮机组为研究对象，采用定功率变工况计算，对回热加热器出口端差和疏水端差进行敏度分析，有助于指导相关人员进行节能诊断，进一步优化回热加热器的运行，主要结论如下:

(1)通过对各级回热加热器端差的能耗敏度分析表明，3号、2号高压加热器出口端差的能耗敏度较大;1号高加出口端差能耗敏度最小，比低加出口端差能耗敏度略低，因此实际运行过程中更加重视3号、2号高加出口端差变化。

(2)对于加热器疏水端差引起的能耗敏度，高加大于低加，由于高加疏水逐级自流到除氧器，低加疏水逐级自流到凝汽器，因此3号高加 ＜2号高加 ＜1号高加，4号低加 ＜3号低加 ＜2号低加。

(3)各加热器端差的能耗敏度随端差变化基本呈线性关系，通过表3和表4中的计算结果，可测算各加热器端差变化对机组热耗、煤耗的影响，以定量进行节能诊断。

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