1000MW超超临界二次再热燃煤发电示范工程总体设计方案

1000MW超超临界二次再热燃煤发电示范工程总体设计方案阳光;陈仁杰;朱佳琪
【摘要】为促进节能减排,建设了国电泰州电厂二期工程作为1 000 MW超超临界二次再热燃煤发电机组的示范工程.结合国内现有燃煤发电机组技术水平,在比较分析国外二次再热机组的基础上,提出了示范工程总体方案所涉及的主机参数选择、主机选型、热力系统拟定、辅机选型以及大气污染物治理方案.示范工程投运以后,2台机组供电煤耗分别为266.57 g/(kW·h)和265.75 g/(kW· h),烟尘、S02和NOx的排放浓度在标准状态下分别低于5 mg/m3、35 mg/m3和50 mg/m3,为中国建设更加高效和清洁的火力发电厂起到重要的参考和示范意义.%In order to promote the energy saving and emission reduction,the Guodian Taizhou Power Plant Phase Ⅱ Project is built as the demonstration project of 1000-MW ultra-supercritical double-reheat coal-fired power generation units.In combination with the current technical levels of domestic coal-fired power plants and based on the comparison and analysis of foreign double-reheat coal-fired power generation units,this paper elaborates the selections of steam parameters and main equipments,the thermal system design,the auxiliary equipment selection and the air pollutant prevention
design,etc.The practical operation of the demonstration project shows that the net coal consumption of the two units of this project has reached 266.57 g/(kW· h) and 265.75 g/(kW· h) respectively,while the dust,SO2 and NOx emission concentrations are lower than 5 mg/m3,35 mg/m3 and 50 mg/m3 respectively in standard state,indicating that the project has played
a good referential and demonstrative role for the efficient and clean coal-fired power generation construction.
【期刊名称】《中国电力》
【年(卷),期】2017(050)006
【总页数】6页(P12-16,31)
【关键词】燃煤发电;1000MW;超超临界机组;二次再热循环;示范工程;总体设计【作者】阳光;陈仁杰;朱佳琪
【作者单位】中国国电集团公司,北京 100034;华东电力设计院有限公司,上海200063;华东电力设计院有限公司,上海200063
【正文语种】中文
【中图分类】TM621
“十五”和“十一五”期间，中国的超超临界火力发电技术发展迅速，通过引进、消化吸收和自主化的方式跨入了国际先进行列，为中国火电机组大幅降低煤耗起到了重要作用。

国家“十二五”计划提出了进一步节能减排的要求，同时2008年以后国内煤价
格节节攀升，在这种形势下，国内发电企业对新建燃煤发电机组大幅提升热效率有着非常迫切的要求。

限于电站商用化的新型铁镍基耐热钢材料的研发难度和昂贵的价格，难以在短时间内将机组初参数提高到650～700℃的水平，因此，二次再热技术又重新回到了中国电力工作者的视野中。

2011年2月，中国国电集团公司、中国电力工程顾问集团公司和上海电气集团股份公司三方合作，决定共同实施“新型超超临界二次再热燃煤发电机组关键技术
研究项目”。

2012年5月，国家能源局将国电泰州电厂二期工程（3号和4号机组）列为1 000 MW二次再热燃煤发电示范工程，该工程由中国国电集团组织华
东电力设计院等单位开展前期方案研究和总体设计工作。

本文主要阐述了示范工程总体方案所涉及的主机参数选择、主机选型、热力系统拟定、辅机选型等方面的内容。

蒸汽初、终参数的选择是工程装机方案的重要内容。

在示范工程论证之初，对比当时国外新建的先进铁素体材料超超临界机组，主蒸汽温度均没有超过600℃。

德国和日本已有再热蒸汽620℃的一次再热机组投运[1]，中国则以田集电厂二期、平圩电厂三期、长兴电厂和万州电厂为代表，开始进行提高再热汽温度（610～620℃）的探索[2]。

由于铁镍基耐热材料短期内不具备商业应用的可能，锅炉联箱和接管可用的铁素体材料依然只有 P92/ T92，620℃机组
中锅炉联箱的T92接管的设计温度已达到许用温度上限650℃。

二次再热机组的再热温度的选取究竟是610℃还是620℃，最重要的考量是锅炉
温度偏差的控制能力。

二次再热锅炉除了要控制再热器不超温外，还要协调一、二次再热温度之间的偏差，难度要比一次再热锅炉大得多。

因此，从稳妥的角度出发，本示范工程1 000 MW二次再热机组的再热蒸汽温度设计为610℃。

待示范工程
经过验证并掌握了运行经验后，后续的二次再热机组可再逐步提高到620℃。

对于600～620℃等级机组，为保证汽轮机末级的湿度在合理范围内，二次再热机组的主蒸汽压力必须提高到30 MPa以上。

虽然提高主蒸汽压力可以提高循环效率，但增加了锅炉压力部件、主蒸汽管道和汽轮机汽缸壁厚，造成机组材料成本上升、启停机灵活性下降。

因此，示范工程确定主蒸汽压力取31 MPa，与国际上现有超超临界机组的最高主蒸汽压力持平。

在机组蒸汽初参数相当的条件下，二次再热汽轮机比一次再热汽轮机需要更低的背压才能保证合理的循环水冷端损失，而能否采用更低的背压除了发电厂所处的地理
条件外，还取决于汽轮机低压缸末级叶片的长度和排汽面积。

得益于二次再热机组效率提升后通过汽轮机的质量流量同比减少，使得现有常规机组的低压缸的排汽面积可以满足二次再热机组适当降低背压的需要。

示范工程滨临长江，采用直流循环冷却，因此，汽轮机背压设计为4.5 kPa。

2.1 锅炉选型方案
示范工程锅炉为上海锅炉厂有限责任公司生产的SG-2710/33.03-M7050型超超
临界二次中间再热、变压运行螺旋管圈水冷壁直流炉，单炉膛、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、塔式、露天布置（见表1）。

主蒸汽采用煤水比+喷水减温调温的方案。

一次再热器和二次再热器采用烟气挡板+摆动燃烧器的调温方式，喷水仅用于再热器事故减温。

锅炉的上部炉膛通过中间隔板将炉膛分隔成2个再热器烟道，并在炉膛出口设置
烟气挡板。

将高温再热器的冷段受热面前置后，通过燃烧器摆动进行2个再热器
温度的整体调节，烟气挡板用来调节一、二次再热器之间的温度偏差。

过热汽温在30%～100%BMCR、一次再热汽温在50%～100%BMCR、二次再热汽温在65%～100% BMCR负荷时，保证汽温偏差不超过±5℃。

燃烧器摆动时，
一、二次风（含燃尽风）均可上下摆动，最大摆角一次风为±20°，二次风为±30°。

2.2 汽轮机选型方案
常规1 000 MW一次再热汽轮机采用四缸四排汽型式，由1个单流高压缸、1个
双分流中压缸和2个双分流低压缸组成单轴系。

德国个别机组如Niederaussem
电厂K机组的冷端参数较低，采用了3个低压缸的五缸六排汽型式[3]。

本示范工程二次再热汽轮机的汽缸分为超高压缸、高压缸、中压缸和低压缸。

由于汽轮机进汽压力、再热压力与一次再热机组相比有较大幅度的变化，汽轮机各个缸的进出口压力、容积流量也有很大区别。

从汽缸通流量的变化来分析，超高压缸应设计成一个小直径、小焓降的单流汽缸，高压缸可参照常规双分流中压缸进行改型
设计，低压缸排汽流量同比减小，可以通用现有成熟末级叶片和2个低压缸的配置。

中压缸的进出口容积流量与常规1 000 MW机组相比增加了1倍以上，因此，为
达到最佳的分缸压力，需要2个常规的双分流中压缸才能满足通流量的要求。

这样，汽轮机将由6个汽缸组成，轴系的稳定性成了最大的挑战，一旦轴系稳定性
得不到保证，则必须采取双轴布置方案，不仅增加系统复杂度，造价也将上升。

在前期方案论证中，在轴系风险和最佳分缸压力之间做了技术权衡，最终采用了适当提高二次再热的分缸压力，设计1个大的双分流中压缸的方案。

此时汽轮机轴系
由1个超高压缸、1个高压缸、1个中压缸和2个低压缸组成五缸四排汽型式，轴系长度将不超过现有的五缸六排汽汽轮机长度，可以进一步降低机组今后潜在的运行风险。

本示范工程汽轮机由上海汽轮机有限公司生产，型号为N1000-
31/600/610/610，主要设计参数见表2。

3.1 汽轮机抽汽回热系统
超超临界机组普遍采用八级汽轮机抽汽回热系统，给水温度可达到295℃左右。

二次再热机组的汽轮机回热系统有如下特点：（1）二次再热汽轮机具有增加抽汽回热级数的条件，可以提高给水平均吸热温度；（2）经锅炉二次再热后，汽轮机抽汽的过热度增加，为提高加热器换热效率，需要设置外置式蒸汽冷却器。

国际上投运的二次再热电厂中，德国GKM电厂BLOCK 7机组采用2级高压加热器、5级低压加热器和1级除氧器的八级回热系统，并设3级外置式蒸汽冷却器（1级高压加热器外置蒸汽冷却器+2级低压加热器外置蒸汽冷却器），给水温度310℃[4]。

丹麦Skaerbaek电厂3号机组采用2级高压加热器、3级中压加热器、4级低压加热器和1级除氧器的十级回热系统，另有1级外置式高压加热器蒸汽
冷却器，给水温度300℃[4]。

日本川越电厂1号和2号机组采用常规的3级高压
加热器、4级低压加热器和1级除氧器的八级回热系统，给水温度316℃[5]。

示范工程汽轮机回热系统采用十级抽汽回热系统，由4级高压加热器、5级低压加热器和1级除氧器组成。

为充分利用再热蒸汽温度提升以后高压缸和中压缸第一
级抽汽的蒸汽过热度，系统增加2级外置式高压加热器蒸汽冷却器，最终给水温
度提高至315℃。

3.2 汽轮机旁路系统
汽轮机旁路系统的设计取决于汽轮机的启动方式。

二次再热汽轮机采用灵活的超高压缸、高压缸和中压缸联合启动方式，这种启动方式决定了必须设高、中、低压3级旁路。

为防止再热器干烧，3级旁路采用串联布置，即主蒸汽通过高压旁路减温减压后排入一次再热冷段，一次和二次再热热段蒸汽通过中压和低压旁路减温减压后分别排入二次再热冷段和凝汽器。

旁路系统的容量取决于机组启动过程中锅炉蒸汽出口参数与汽轮机金属温度之间的匹配，同时还取决于机组的运行方式。

中国超超临界机组大多数配置35%～50%
的高压旁路，满足机组启动并兼顾一定量的机组负荷瞬变过渡，也有机组具备FCB功能而设置100%容量的高压旁路和65%容量的低压旁路。

示范工程机组不带有FCB功能，汽轮机旁路系统设计为高、中、低压3级串联旁路。

高压旁路为配有带安全功能的100%容量的高压旁路三用阀系统（取代过热器安全阀），中、低压旁路容量按启动工况蒸汽流量加减温水量。

采用100%容量的高压旁路的主要原因是降低固体颗粒对汽轮机的侵蚀（SPT）[6]。

二次再热机组辅机的配置原则上与一次再热机组基本相同（见表3），但给水泵组和高压加热器的运行参数更为苛刻。

给水泵扬程相比常规机组增加25%，但流量减少7%，总的轴功率增加12%左右。

从泵的工作点来看，基本是现有成熟给水泵性能曲线的延伸，但工作曲线更陡。

在2×50%容量的给水泵配置方案中，小汽轮机和前置泵均可以国产，但主给水泵的
芯包仍依赖进口。

若采用100%容量给水泵，主泵需完全进口。

将机组的可靠性放
在优先位置，示范工程的给水泵采用了2×50%容量方案。

常规超超临界机组高压加热器管侧设计压力不超过39 MPa，国内高压加热器一般采用单列或双列、U型管、卧式布置，欧洲普遍采用单列、蛇形管、立式布置。

单列U型管高压加热器具有占厂房空间小、系统布置简单、造价相对较低的优点，
因此，中国1 000 MW等级机组的建设中均采用单列方案。

但二次再热机组高压
加热器管侧设计压力高达44 MPa，1 000 MW机组设计成单列U型管高压加热
器时，水室半球形封头和管板的厚度均已超过标准允许范围，只能采用进出口为联箱结构的蛇形管式高压加热器。

当时国内还没有引进或自主开发成功蛇形管式高压加热器技术，因此，示范工程采用了双列、U型管、卧式高压加热器方案。

中国超超临界机组的水汽质量控制指标主要参照当时的GB/T 12145—2008《火
力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》，已投运的超超临界一次再热机组的汽水品质总体可满足规范中过热蒸汽压力>18.3 MPa的直流炉水汽质量标准。

二次再热机组的初参数更高，水汽质量要求应比超超临界一次再热机组更为严格。

丹麦和日本已投运的二次再热机组的经验表明，应特别注意Na2SO4和NaOH 2
种盐类。

当蒸汽中钠含量超过1 μg/kg时，Na2SO4会在第一再热器工作压力高
于7.0 MPa时产生沉淀，并随后在含钠量为0.1 μg/kg的条件下，在压力低于
7.0 MPa的汽轮机中产生沉积。

当时国内还没有专门针对主蒸汽压力超过30 MPa、再热温度超过600℃的二次再热机组的水汽品质标准，因此，示范工程将GB/T 12145—2008标准中的期望值作为二次再热机组实际运行的控制值，即给水和主、再热蒸汽的氢电导率（25℃）控制值≤0.10 μS/cm、二氧化硅≤5 μg/kg、铁≤3
μg/kg、铜≤1 μg/kg、钠≤2 μg/ kg，并建议对蒸汽钠实施在线监测。

汽轮发电机机组基础型式一般有框架式基础和弹簧基础2种型式，国内的1 000 MW单轴四缸全转速机组绝大多数采用框架式基础，核电半速机组和国际上的单
轴五缸机组均采用弹簧基础。

示范工程的二次再热汽轮发电机由7根转子和9个
轴承单轴单支点轴系组成，轴系总长53.477 m，转子总重4 088 kN，设备（含转子）总重27 100 kN。

前期研究过程中，设计单位针对框架式基础和弹簧基础的2种型式分别进行了建模和数值模拟分析，计算结果表明，弹簧基础方案在基本频率、振型、轴承振动位移、柱网振动和抗震性能等方面的指标均要优于框架式基础[7]。

因此，示范工程选择了弹簧基础方案。

由于示范工程地处国家大气污染物重点控制的长三角地区，在机组的大气污染物防治上应用了超低排放技术。

烟气除尘采用高频电源、六电场静电除尘和湿式电除尘技术。

除尘器入口设置1级烟气余热回收装置，设计煤种条件下除尘器出口可以实现不低于99.93%的除尘效率。

脱硫吸收塔出口设置效率不低于70%的湿式电除尘器，设计煤种条件下烟囱出口的粉尘浓度≤3.3 mg/m3。

烟气脱硫采用单塔双循环工艺的石灰石-石膏湿法脱硫技术，设计脱硫效率不低于98.6%，设计煤种条件下烟囱出口的SO2浓度≤17.9 mg/m3。

通过复合式空气分级低NOx燃烧技术，锅炉炉膛出口的NOx排放浓度可以控制在低于180 mg/m3（O2=6%）。

炉后烟气脱硝采用SCR法，催化剂采用2+1层填装，脱硝效率不低于80%，设计煤种条件下烟囱出口的 NOx浓度≤36
mg/m3。

同时，二次再热机组具有宽负荷脱硝的天然条件，机组40%负荷以上完全能够满足脱硝装置的运行。

机组控制系统的选型及配置是否合理、先进，关系到机组的安全可靠运行和电厂的自动化水平能否适应管理的需要，示范工程采用以微处理器为基础的机组分散控制系统（DCS），实现机、炉、电一体化控制，并首次实现了1 000 MW二次再热机组自启停。

脱硝纳入机组DCS一体化控制；脱硫采用辅控DCS，在脱硫控制室监控；除尘采
用可编程逻辑控制器（PLC）控制，在脱硫控制室监控；水处理系统也采用辅控DCS，在化学车间监控。

每台机组采用发变组单元接线，并引至一期已建设的500 kV升压站向电网输送电能。

中国现有的火力发电厂设计规程规范基本能适应二次再热机组电站设计的要求，因此，采用中国标准自主设计百万级超超临界燃煤二次再热机组电站是可行的。

对于个别现有设计规范不能适应的情况，例如高温蒸汽管道设计参数选择、仪表导管规格计算和二次再热机组汽水品质要求等，则通过专家评审、参考国外规程规范和运行验证等方法予以解决。

建议通过示范工程的建设进一步总结经验，补充和完善我国现有的火电厂设计规程规范。

示范工程建设的2台机组分别于2015年9月和2016年1月正式投入商业运行，并先后完成了机组性能试验。

THA工况下2台机组供电煤耗分别为266.57 g/（kW·h）和265.75 g/（kW·h），在2016年度统计周期内，3号机组连续安全
运行7 584 h，年利用小时数6 852 h；4号机组连续安全运行5 160 h，年利用
小时数6 615 h，机组可靠性与常规一次再热机组相当；烟尘、SO2、NOx排放
浓度在标准状态下分别低于 5 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3。

在示范工程的带动下，中国应用二次再热技术的发电厂越来越多，因此，该示范工程的总体设计方案对中国建设更加高效和清洁的火力发电厂具有重要的参考和示范意义。

【相关文献】
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