第二讲 超临界机组参数确定及选型

锅炉容量 目前,螺旋管圈单炉膛布臵型式的最大单炉容量为1050MW , 可滑压运行的垂直管屏布臵型式的最大单炉容量为1000MW。 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上都是可行的。

汽轮机容量 汽轮机大容量化需要很大的排汽面积,增加排汽面积有两种途径:增大 末级叶片高度,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高度,末 级叶片高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5 个,即分流低压缸数不 超过3个,排汽口数不超过6 个。背压影响汽轮机排汽面积,从而影响 机组容量。 我国各地气侯差异很大(冬夏),发展超超临界机组,应有不同排汽口与 不同高度的末级叶片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等级和 600MW等级超超临界汽轮机都是可行的。
塔型锅炉特点 水平布臵过热器和再热器，易于疏水 启动初期和低负荷运行阶段，容易将金属颗粒从旁路送入 凝汽器，避免汽轮机损坏 烟气向上流动时，烟气流速和温度分布均匀，大颗粒灰粒 受重力作用，磨损减少40％。减小磨损和热偏差。 适合采用正方形炉膛断面，炉膛出口处高温烟气受水平受 热面管束切割，残余旋转被迅速扩散。 炉膛断面小，蒸发受热面吸热面积受限制，汽温达不到额 定值。 占地面积小，锅炉吊装技术要求高。 热偏差和磨损小，管内腐蚀和汽轮机受侵蚀机会少。
2）再热次数 采用二次再热可进一步提高机组热效率,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%。 有两个再热器使锅炉结构复杂化，增加一个超高压缸,增 加一根再热冷管与再热热管,增加一套超高压主蒸汽调节 阀,机组长度增加,轴系趋于复杂,使汽轮机结构复杂化。 除了早期美国的3 台机组外,只有日本川越电站2 台700MW 机组(31MPa/566℃ 566℃/566℃/1989 年)和丹麦2台 415MW(28.5MPa/ 580 ℃/580℃/580℃/1998年)机组为二 次再热的超超临界机组。近5 年来新投运的超超临界机组 均未采用二次再热。


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%。二次 再热机组的技术经济性较差。 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。我国在发展超超临界机组 的开始阶段采用一次再热适宜。
4 ）主蒸汽压力 在超超临界机组主要技术参数范围的条件下,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%。提高蒸汽温度 比提高主蒸汽压力对机组热效率提高的效果显著。 压力提高使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℃,汽轮机排汽压力(背压)4.9kPa 时,排汽湿度将达到10.7%。在蒸汽温度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3台,其中2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,我国在发展超超临界 机组的开始阶段,主蒸汽压力不宜采用(30～31) MPa。
3 ）主蒸汽温度和再热蒸汽温度 在超超临界机组主要技术参数范围的条件下,主蒸汽温度 每提高10℃,热效率约可相对提高0.25%～0.30%;再热蒸汽 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%。提高蒸汽温度对提高机组热效率的效果非常显著。 目前国际上可采购到已成熟应用的材料可满足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蒸汽温度参数 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℃方案存在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,还应考虑成熟性, 取在600℃左右为宜。
3 锅炉主要结构和型式
1）炉型与燃烧方式 大型超临界锅炉的整体布臵型式(炉型) 主要采用П型布 臵和塔式布臵,也有T型布臵型式。 美国800MW到1300MW超临界锅炉采用П型布臵。 阿尔斯通公司生产的超临界锅炉有采用塔式布臵,也有(阿 尔斯通CE)采用П型布臵。 西门子公司大型超临界锅炉既有П型布臵,也有塔式布臵。 日本超超临界锅炉主要是П型布臵。 俄罗斯超临界锅炉采用T型布臵。 炉型采用某种布臵方式往往取决于锅炉厂家的传统技术。 600MW和1000MW等级锅炉有П型布臵、T型布臵和塔式布臵 型式,这几种型式均有运行经验。

汽轮发电机组容量 国外具有运行业绩的最大容量汽轮发电机组为: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,透平发电机定子整 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,透 平发电机定子采用内外机座,外机座运输重量为100 t ,内 机座(包括定子铁心、定子线圈等)运输重量为360t。透平 发电机的内、外机座现场组装工作量较大。双轴方案不存 在以上透平发电机大型化及随之带来的运输问题。我国大 容量汽轮发电机组的发展,选择1000MW等级容量是可行的。
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、 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kW投资省、人员少、维护费用低及与同容量 电厂比较,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和现有的设备运输条件,并可与 1000MW等级机组形成系列化。
二、超临界机组参数确定及选型
1. 再热次数、主要蒸汽参数(主蒸汽压力、 温度,再热蒸汽温度)、 2. 机组容量(600 MW 或1 000 MW等级) 、 3. 锅炉主要结构和型式(炉型、燃烧方式、 水冷壁型式) 4. 汽轮机主要结构和型式(汽缸数、排汽口 数、末级叶片高度、单轴或双轴布置等)
1 再热次数、主要蒸汽参数



在超超临界机组参数范围的条件下,主蒸汽压力提高1MPa, 机组的热耗率可下降0.13 %～0.15%;主蒸汽温度每提高 10℃,热耗率可下降0.25 %～0.30%;再热蒸汽温度每提高 10℃,热耗率可下降0.15%～0.20%。因此,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%。 当压力低于30MPa 时,机组热效率随压力提高上升很快,当 压力高于30MPa时,机组热效率随压力提高上升幅度较小。
主蒸汽压力为25MPa与28MPa方案综合比较 A 主蒸汽压力提高,蒸汽汽流对转子的激振增加;固体颗粒 对叶片的冲蚀趋于严重;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,但主蒸汽压力提高的技术 风险相对提高。主蒸汽压力25 MPa 与28 MPa 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。 B 在材料已成熟应用前提下,主蒸汽压力基本不变,提高蒸 汽温度的技术路线,是综合优点突出的技术路线。近十年 来, 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; 主蒸汽压力25MPa和28MPa方案属于同 一层次。25MPa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;28MPa方案的热效 率稍高,其技术经济性需要根据实际工程而定。
1）超超临界机组热效率 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,都是提高发电机组效率的有效方法。 常规亚临界机组的典型蒸汽参数主蒸汽压力/主蒸汽温度/ 再热蒸汽温度16.7 MPa/ 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24 MPa 左右, 主蒸汽和再热蒸汽温度为538℃～560 ℃,其典型参数为 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(25～31) MPa 及以上,主蒸汽和再 热蒸汽温度为580 ℃～600 ℃及以上。
W型火焰锅炉 可延长煤粉颗粒在炉内停留时间，达到3.4Fra Baidu bibliotek以上。 燃烧器喷口向下，容易实现煤粉高浓度燃烧。（三高理论） 采用低一次风，延长燃料停留时间 受热最强部位可采用卫燃带，水冷壁没有膜态沸腾和高温 腐蚀（容易结渣） 火焰中心随负荷及燃烧调节的变化大，低负荷时，火焰容 易“短路” 低负荷部分磨煤机停用，导致炉膛前后火焰不对称“偏烧” 不能调节火焰中心位臵， 调节时要满足稳定燃烧，汽温调节，避免火焰短路偏烧， 燃烧调节难度大
2）水冷壁型式 变压运行超临界直流锅炉水冷壁有两种型式:炉膛上部用 垂直管、下部用螺旋管圈及内螺纹垂直管屏。 螺旋管圈水冷壁在超临界和超超临界锅炉上应用最广泛, 欧洲、日本的其它电厂和我国均采用螺旋管圈水冷壁以适 应机组变压运行。螺旋管圈水冷壁锅炉也有两种型式,一 种是光管,另一种是内螺纹管。后者可强化传热,使水冷壁 运行更安全可靠,但成本将增加10%～15%。 内螺纹垂直管屏变压运行超临界锅炉系三菱重工上世纪80 年代开发的产品,已有8台700MW～1000MW超临界锅炉运行, 其中超超临界机组1台(1000MW),还有3台超超临界锅炉已 经订货。上世纪90 年代后期,英巴公司研究开发了低质量 流速垂直内螺纹管水冷壁,具有低质量流速正流量响应特 性,即流量随热负荷自动增加的特性。


我国发展超超临界锅炉可在П型布臵和塔式布臵型式中选 择考虑。 (T型布臵的蒸汽系统较复杂,钢材耗量大) 燃用高灰分煤,从减轻受热面磨损方面考虑,采用塔式布臵 型式较为合适。采用切圆燃烧方式锅炉,从减小炉膛出口 烟温偏差角度考虑,应选用塔式布臵型式。地震风险大的 地区,应避免采用塔式布臵。 采用对冲燃烧方式锅炉,可选用П型布臵型式。 炉型与燃烧方式有一定关系,两者应合理搭配。1000MW等 级超超临界机组锅炉可采用四角单切圆塔式布臵、墙式对 冲塔式布臵、单炉膛双切圆П型布臵及墙式对冲П型布臵 等型式。600MW等级超超临界机组锅炉还可采用四角单切 圆П型布臵型式。

2 机组容量
大容量机组具有以下的优势:效率高、单位kW投资省、同 容量电厂(如2×900MW 与3×600MW) 建筑占地少、建设周 期短、电厂人员少、维护费用低等。单炉容量的上限由材 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、电网等关 键技术所决定。