我国超超临界机组参数与结构选型的研究

126我国超超临界机组参数与结构选型的研究朱宝田苗廼金雷兆团李续军张心张亚夫(西安热工研究院有限公司,陕西省西安市710032)摘要：按热效率与蒸汽参数的关系、高温材料、设计技术、制造技术、运行技术、国外业绩、技术经济、环境保护等层面，对我国超超临界火电机组技术选型的几个主要问题：主要蒸汽参数（主蒸汽压力、温度、再热蒸汽温度）、再热次数、机组容量（600MW或1000MW等级）、锅炉主要结构型式（炉型、燃烧方式、水冷壁型式）、汽轮机主要结构型式（汽缸数、排汽口数、末级叶片、单轴或双轴布置）等进行了研究论证。推荐了我国发展超超临界机组的蒸汽参数：(25—28)MPa/600℃/600℃和技术选型。所推荐的方案是可行的，已开始工程实施。关键词：超超临界机组；效率；蒸汽参数；锅炉；汽轮机；容量；结构；选型1前言根据我国的能源资源状况和电力技术发展的水平，积极发展作为洁净煤发电技术之一的高效、节能、环保的超超临界火电机组是迫切的和必要的。超超临界机组主要蒸汽参数与技术选型的研究是我国超超临界机组的发展中是关键的第一步。2超超临界机组主要蒸汽参数与结构选型研究的基本条件和范围基于目前国际上可采购到的成熟高温材料，研发我国超超临界发电机组。对超超临界发电机组在可行的参数范围内就以下几个主要技术问题进行分析论证:再热次数，主要蒸汽参数（主蒸汽压力、温度、再热蒸汽温度），机组容量（600MW或1000MW等级），锅炉主要结构型式（炉型、燃烧方式、水冷壁型式），汽轮机主要结构型式（汽缸数、排汽口数、末级叶片、单轴或双轴布置等。3超超临界机组再热次数及主要蒸汽参数3.1超超临界机组再热次数、主要蒸汽参数与热效率提高蒸汽参数（蒸汽的初始压力和温度）、采用再热系统、增加再热次数，都是提高机组效率的有效方法。一般，常规亚临界机组的典型参数为16.7MPa/538℃/538℃，其发电效率约为38％。常规超临界机组的主蒸汽压力一般为24MPa左右，主蒸汽和再热蒸汽温度为538℃～560℃；常规超临界机组的典型参数为24.1MPa/538℃/538℃，对应的发电效率约为41％。超超临界机组的主蒸汽压力为25MPa～31MPa及以上，主蒸汽和再热蒸汽温度为580℃～600℃及以上。常规超临界机组的热效率比亚临界机组的高2%～3%左右，而超超临界机组的热效率比常规超临界机组的高4%以上。在超超临界机组参数范围的条件下，主蒸汽压力提高1MPa，机组的热耗率就可下降0.13%～0.15%；主蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.25%～0.30%；再热蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.15%～0.20%；即提高蒸汽的温度对提高机组热效率更有益。如果增加再热次数，采用二次再热，则其热耗率可下降1.4%～1.6%。图1表示蒸汽温度参数一定时蒸汽压力变化对机组热效率的影响。当压力低于30MPa时127机组热效率随压力的提高上升很快，高于30MPa时上升幅度较小。图2、3分别表示一次再热、二次再热机组蒸汽温度参数一定时蒸汽压力变化对机组热效率的影响。图1不同蒸汽参数时机组热效率相对提高值图2一次再热机组热效率相对提高值图3二次再热机组热效率相对提高值0.001.002.003.004.005.006.002025303540主蒸汽压力(MPa)机组热效率提高(%)566/566566/593593/593600/600610/610630/630538/5660.002.004.006.008.0010.0018202224262830323436主蒸汽压力(MPa)热效率提高(%)540/540540/540/540565/565/565600/600/6000.002.004.006.008.0010.0018202224262830323436主蒸汽压力(MPa)热效率提高(%)540/540565/565580/600600/600600/6200.002.004.006.008.0010.0018202224262830323436主蒸汽压力(MPa)热效率提高(%)540/540565/565580/600600/600600/6201283.2再热次数（1）二次再热将进一步提高机组的热效率采用二次再热的目的是为了进一步提高机组的热效率，并满足机组低压缸最终排汽湿度的要求。在所给参数范围内，采用二次再热使机组热经济性得到提高，其相对热耗率改善值约为1.43%～1.60%。（2）二次再热使机组更加复杂有两个再热器——锅炉结构复杂化；增加一个超高压缸，增加一根再热冷管与再热热管，增加一套超高压主汽、调节阀，机组长度增加，轴系趋于复杂——汽轮机结构复杂化。存在大量需要解决的技术问题。（3）近五年来新投运的超超临界机组基本上没有采用二次再热除了早期美国的三台机组外，只有日本川越电站两台700MW机组(31MPa/566℃/566℃/566℃/1989年)和丹麦二台415MW(28.5MPa,580/580/580/1998)机组采用二次再热的超超临界机组。近五年来新投运的超超临界机组没有采用二次再热。（4）二次再热机组的技术经济性较差在目前参数下，二次再热的经济性得益为1.4%—1.6%左右，但机组的造价要高10%~15%，而机组的投资一般约占电厂总投资的40%~45%左右，电站投资要增加4%—6.8%。技术经济性较差。(5)采用一次再热是适宜的采用二次再热存在大量需要解决的技术问题，国外制造运行业绩少，技术经济性较差。我国在发展开始超超临界机组的阶段采用一次再热是适宜的。3.3主蒸汽温度和再热蒸汽温度（1）提高温度对提高机组热效率的效果非常显著在超超临界机组参数范围的条件下，主汽温度每提高10℃，热效率约可相对提高0.25%-0.30%；再热汽温度每提高10℃，热效率约可相对提高0.16%-0.20%。即600℃/600℃方案比580℃/580℃方案的热效率约可相对提高0.92%；比580℃/600℃方案的热效率约可相对提高0.56%。提高温度对提高机组热效率的效果非常显著。（2）技术问题目前国际上可采购到的成熟材料可满足620℃蒸汽参数的要求，不存在无法解决的否决性的技术问题和技术瓶颈。先进国家有相当数量超超临界机组的温度参数达到和超过600℃/600℃，已有多年的运行业绩，其可靠性与亚临界及超临界机组处于同一水平。600℃/600℃方案与580℃/600℃方案的技术问题只有微小的差别，不是左右温度方案选择的决定性因素。充分考虑材料的烟气侧腐蚀性能，汽水侧氧化性能，制造、加工、热处理、异种材料焊接等工艺性能，着眼于尽量提高蒸汽温度以期最大限度地“用足”现有材料的高温强度性能，在温度的选择上应既考虑先进性，又既考虑成熟性，取在600℃左右为宜。3.4主蒸汽压力129（1）提高压力对提高机组热效率的效果没有提高温度的效果显著在超超临界机组参数范围的条件下，28MPa方案比25MPa方案的热效率约可相对提高0.45%，31MPa方案比28MPa方案的热效率又约可相对提高0.4%。（2）目前采用31MPa主蒸汽压力是不适宜的压力提高使过程线在焓熵图上向左移动，汽轮机末级湿度增大，末级动叶片的水蚀趋于严重。低压缸的排汽湿度最大不应超过12%。若蒸汽参数选择28.0MPa、580℃/600℃，汽机背压4.9kPa时，排汽湿度将达到10.7%。在主蒸汽温度/再热蒸汽温度600℃/600℃、主蒸汽压力30MPa条件下，若不采用二次再热，汽轮机末级的湿度已超出设计规范。近十多年投运的超超临界机组中，主蒸汽压力（30—31）MPa的机组台数仅三台,其中两台是二次再热机组。鉴于技术难度、风险、技术瓶颈（汽轮机末级的湿度）及国外业绩和经验的考虑，我国在开始发展超超临界机组的阶段，主蒸汽压力采用（30—31）MPa不适宜的。以下只对典型的25MPa与28MPa初压方案进行综合比较分析。（3）技术问题压力提高，蒸汽汽流对转子的激振增加；固体颗粒的冲蚀趋于严重；末级湿度增大，湿汽损失加大，末级动叶片的水蚀趋于严重；关键零部件的疲劳损耗趋于严重。这些问题都是能够解决的，但压力提高的技术风险相对提高。主蒸汽压力25MPa与28MPa两方案均不存在无法解决的否决性的技术问题和技术瓶颈。（4）国外发展超超临界机组的业绩和经验在材料成熟前提下，提高温度、压力基本不变的技术路线,是问题单一、技术继承性好、热效率提高明显、不派生可靠性问题、投资增加少、综合优点突出的技术路线。近十年来，世界上新设计、新投运的机组，这类机组是主角。日本超超临界机组仍在采用25MPa左右的主蒸汽压力；徳国目前700MW的超超临界机组也未采用27.5MPa以上的主蒸汽压力。日本的东芝、日立、三菱三公司所设计制造的超临界机组的压力均为≤25.0MPa；只有SIEMENS公司近年才有25.0MPa~30.0MPa的业绩。综上述，25MPa压力方案和28MPa压力方案属于同一层次。25MPa压力方案在技术可行性、设计制造模式、国外业绩及与国外合作、技术经济方面稍好；而28MPa压力方案的热效率稍高，其技术经济性需要根据实际工程而定。4机组容量大容量机组具有以下的优势：效率高、单位千瓦投资省、同容量电厂（如2×900MW与3×600MW）建筑占地少、同容量电厂（如2×900MW与3×600MW）建设周期短、电厂人员少、维护费用低等综合优点。单机容量的上限由关键技术问题、材料强度、汽轮机末级排汽面积（叶片高度）、汽轮发电机组（单轴）转子长度、加工制造设备及能力、运输、电网等决定。4.1锅炉容量目前，螺旋管圈单炉膛布置型式的最大单机容量为1050MW，可滑压运行的垂直管屏布置型式的最大单机容量为1000MW。130从我国现有设计制造基础及技术可行性上考虑，1000MW及以下容量的超超临界锅炉在技术都是可行的。4.2汽轮机容量汽轮机大容量化需要很大的排汽面积。增加通流面积有两种途径：增大末级叶片的长度，使单个排汽口的面积增加；或增加低压缸的数量，使低压排汽口的数量增多。单个排汽口的面积取决于末级叶片的长度，末级叶片的长度受限于合金钢或钛合金的强度极限。低压缸的数量也不能无限制的增加，低压缸的数量越多，轴系越长，轴系稳定性越差。目前大容量单轴汽轮机有业绩的汽缸总数最多为五个，即双流低压缸不超过三个，排汽口不超过六个。背压影响汽轮机排汽面积，从而影响机组容量。我国地域广大，各地气侯差异很大。发展超超临界机组，应有不同排汽口与不同高度末级叶片的组合，来适应不同背压及不同功率的机组，并通过技术经济比较以达到最佳的综合经济性。解决汽轮机大容量化的矛盾还可采用汽轮机双轴设计方案。从我国现有设计制造基础及技术可行性上考虑，选择1000MW级和600MW级超超临界汽轮机都是可行的。4.3发电机容量国外具有运行业绩的最大容量发电机为：西门子1100MW，三菱900MW，阿尔斯通930MW，东芝1000MW。当电厂为沿海（江）电厂或公路可至时，汽轮发电机定子为整体运输。公路可用大型平板车运输，水路可用船运至沿海（江）的码头。当电厂为内陆电厂、只能用铁路运输时，汽轮发电机定子采用内外机座，外机座运输重量为100吨，内机座（包括定子铁心、定子线圈等）运输重量为360吨。发电机的内、外机座现场组装的工作量较大。双轴方案不存在以上发电机大型化及随之带来的运输问题。我国大容量发电机的发展，选择1000MW级容量是可行的。4.4容量的综合比较从技术可行性、设计制造模式、国外业绩及与国外合作问题、技术经济等问题考虑：1000MW等级超超临界机组方案具有效率高、单位千瓦投资省、人员少、维护费用低及同容量电厂建设周期短、用地少等综合优点。600MW等级超超临界机组，能适应我国广大内陆地区的低背压条件，适用于国内各个电网条件，适用于现有的设备运输条件，并可与1000MW等级容量机组形成系列化。5机组主要结构型式5.1锅炉结构型式(1)炉型与燃烧方式大型超临界锅炉的整体布置主要采用∏型布置和塔式布置，也有T型布置方式。美国800MW到1300M