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基于新能源发电比例迅速提高、传统燃煤电厂年运行小时数逐渐降低的发展趋势，燃煤电厂宽负荷调峰已成常态［1］，这样机组的实际运行煤耗偏离设计煤耗，业主对机组低负荷下运行的经济性越来越重视，机组宽负荷高效技术势必成为今后煤电产业技术的重点发展方向。因此当前电厂设计有必要考虑低负荷下机组的热经济性和热效率。美日及欧洲相关企业和科研院作了很多研究工作及有益的实践，目前国内各高校、电力设计院、主机厂也对此进行了大量的研究，机组宽负荷高效技术主要包括汽轮机宽负荷高效技术、热力系统优化技术、辅机技术和运行技术［1］。包括如补汽阀［2-3］、零号高加［3］、烟气余热回收［1］、回热系统配置［4］、混合式加热器［4］分级抽汽配汽装置、蛇形管加热器［5］、变频调速、永磁调速、低负荷燃烧系统配置、锅炉燃烧优化控制［6］等。基于这种背景，笔者所在设计院进行了“大容量机组宽负荷控制技术研究和应用”的科标研究，科标对相关技术进行了研究，包括主辅机设备全负荷下性能优化、机组低负荷安全和稳定运行、机组全程控制、燃烧控制优化［7］等方面的研究，两级除氧器热力系统是其中的一个热力系统优化技术。本文对两级除氧器热力系统进行了研究，提出其可行性、适用范围以及经济性，两级除氧器热力系统适用于高参数机组，本文研究成果可为后续高参数机组采用两级除氧器热力系统提供依据，以提高机组在宽负荷下的效率，降低机组煤耗。
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传统的热力系统一般是配有一级除氧器。除氧器的作用是凝结水打到除氧器后，通过除氧器去除给水中的各种溶解气体。双机回热系统（Echelon Cycle，EC）带BEST透平（Back Pressure Extraction Steam Turbine，BEST）［8-9］是为700 ℃高超超临界机组（压力≥35 MPa和/或温度≥700 ℃）开发的回热系统优化技术，用新增的独立汽轮机代替中压缸的抽汽去加热给水，它能够瓦解700 ℃高超超临界机组［10］回热抽汽高温风险，有效降低抽汽过热度，减少加热器不可逆损失，提高循环效率，降低设备投资成本等多项优点。两级除氧器热力系统是在双机回热系统的基础上发展出来的，适用于600 ℃超超临界机组及未来700 ℃高超超临界机组。
在双机回热系统中，BEST透平根据抽汽级数有多种配置方案，以一次再热十级抽汽为例，BEST的抽汽供给#3~#8加热器，BEST排汽可排至低加或除氧器，如BEST排汽至低加则是双机回热一级除氧热力系统，系统组成见图1，回热系统组成为四高一除氧五低。
Figure 1. The double-turbine regeneration system with one-deaerator
如BEST排汽至除氧器，则系统中有两级除氧器，此系统即构成了双机回热两级除氧器热力系统，系统组成见图2，回热系统加热器组成为三高两除氧五低，凝结水通过凝结水泵打至2级低加后进入一级低压除氧器，然后通过新增中压给水泵打至3级低加后进入二级除氧器，再通过高压给水泵打至3级高加后进入锅炉省煤器。两级除氧器热力系统相比于一级除氧热力系统，主要是用一级除氧器替代了一级高压加热器。
Figure 2. The double-turbine regeneration system with double-deaerator
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以主机参数28 MPa/600 ℃/620 ℃的一次再热百万机组为例，两级除氧器热力系统相比于一级除氧热力系统，系统配置对比如下：
1）两级除氧器热力系统相比于一级除氧热力系统的主要差异是用一级除氧器替代了一级高压加热器。除氧器相比于高压加热器，由于没有金属传热面，结构简单，在金属耗量、制造、投资上要低于高压加热器。
2）两级除氧器热力系统，由于多了一级低压除氧器，除氧器的汽水系统要比高加的汽水系统复杂，除氧器设备阀门的维护量增大。
3）两级除氧器热力系统，一级低压除氧器出口要增加一级中压给水泵配套系统。增加中压给水泵设备投资及设备维护。中压给水泵参数如下：水泵流量2 537 t/h，扬程约2.7 MPa。经咨询泵厂家，苏尔寿泵选型为HSB轴向剖分单级双支撑泵，泵的效率85.5%，电机功率2.5 MW，并需配套设前置泵。同时由于两级除氧器热力系统设置中压给水泵，泵后的三级低加、中压给水管道及阀门压力比一级除氧系统提高，此部分投资会增加。
4）两级除氧器热力系统比，一级除氧器替代了一级高压加热器。除氧器为混合式加热器，高压加热器为表面式加热器。由于混合式加热器中加蒸汽汽水和给水为直接接触传热，传热端差为零，能把给水加热到加热蒸汽压力下所对应的饱和温度，表面式加热器有传热端差，因此混合式加热器回热热经济性要高于有端差的表面式加热器［3］。所以从理论上分析，两级除氧器热力系统的机组热耗会低于一级除氧热力系统，热耗降低的具体情况见表1。
项目 双机回热一级除氧热力系统 双机回热两级除氧器热力系统 机组容量/ MW 1 000 1 000 机组型式 超超临界一次再热湿冷 超超临界一次再热湿冷 机组初参数(TMCR工况)/ MPa/℃ 28/600/620 28/600/620 凝汽器背压/kPa 4.8 4.8 THA工况热耗kJ/kWh 7 121 7 111 70%THA工况热耗kJ/kWh 7 261 7 220 50%THA工况热耗kJ/kWh 7 565 7 516 40%THA工况热耗kJ/kWh 7 822 7 801 按5 500年利用小时数的平均热耗kJ/kWh 7 372.6 7 338.9 按5 000年利用小时数的平均热耗kJ/kWh 7 429.5 7 390.9 按4 500年利用小时数的平均热耗kJ/kWh 7 486.5 7 442.8 Table 1.
Heat rate comparison
1.1 系统组成
1.2 系统的影响
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以主机参数28 MPa/600 ℃/620 ℃的一次再热百万机组、10级回热（不带外置式蒸汽冷却器）系统为例，双机回热一级除氧热力系统机组与两级除氧器热力系统机组热耗对比见表1，表中热耗数据为某主机厂为工程配合提供的数据。
由表1可见：
1）不同工况下的热耗，两级除氧器热力系统的热耗比一级除氧热力系统低10 kJ/kWh~50 kJ/kWh。
2）机组在中间负荷区域（75%~50%负荷），两级除氧器热力系统比一级除氧热力系统的热耗要低近40 kJ/kWh~50 kJ/kWh。机组在高负荷（75%负荷以上）和低负荷区（40%负荷以下），两级除氧器热力系统比一级除氧热力系统的热耗降低的幅度变小。对当前机组低负荷运行时间长的现状，两级除氧器热力系统运行的经济性变得突出。
3）机组不同年利用小时的平均热耗，两级除氧器热力系统比一级除氧热力系统低约40 kJ/kWh。
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两级除氧器热力系统中新增的一级低压除氧器和新增的中压给水泵可分别布置在一级除氧热力系统中的除氧间除氧器层和0 m层，不额外增加主厂房跨度。新增的一级低压除氧器和中压给水泵需增加设备基础。两级除氧器增的水汽管道布置略复杂，水汽管道有所增加。
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按本文一次再热百万机组双机回热一级除氧热力系统机组与两级除氧器热力系统机组的初投资比较见表2（一台机组）。
项目 双机回热一级除氧热力系统 双机回热两级除氧器热力系统 高压加热器（系统按双列高加配置） 基准 -500 除氧器 基准 +330 中压给水泵 基准 +450 低压加热器 基准 +70 除氧器基础和给水泵基础 基准 +20 除氧器及中压给水相关管道及阀门 基准 +25 合计 基准 +570 Table 2.
Investment comparison 由表2可见：采用两级除氧器热力系统方案，每台机组仅增加570万元初投资，初投资增加不多。
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经济比较见表3（一台机组）。
项 目 双机回热一级除氧热力系统 双机回热两级除氧器热力系统 初投资/万元 基准 570 年平均发电煤耗降低值/[g·（kWh）-1] 基准 1.607 年利用小时数/h 4 500 4 500 年耗煤量差/t 基准 7 232 标煤价/(元·t-1) 950 950 年运行费用节省/万元 基准 687 年维护费用/万元 基准 10 中压给水泵电耗/（kWh·年-1） 基准 +11.25×106 厂用电成本/[元/（kWh）-1] 0.27 0.27 年运行电耗成本/（万元·年-1） 基准 +303.5 内部年收益率/% 6.5 6.5 回收年限/年 — 2 20年折现值/万元 — 4 226 Table 3.
Comprehensive comparison 由表3可见，双机回热两级除氧器热力系统，其收益非常可观，按年利用小时数4 500 h计算，每年可节省煤耗量7 232 t，2年内就可以收回投资，投资回收期短。
2.1 机组热耗
2.2 对布置的影响
2.3 初投资比较
2.4 经济性比较
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两级除氧器热力系统在技术上是可行的。
技术方面，两级除氧器热力系统，由于多了一级低压除氧器及中压给水泵，汽水系统要比一级除氧器热力系统复杂，除氧器、给水泵设备维护量增大。
经济性方面，两级除氧器热力系统的设备初投资比一级除氧热力系统多570万元，每年可节省煤耗量7 232 t，2年内就可以收回投资。对当前机组低负荷运行时间长的现状，两级除氧器热力系统运行的经济性变得突出。
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