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1、超超临界汽轮机的发展、问题和前景,蒋 寻 寒安徽电力科学研究院2013年10月 天津,基于中国的资源禀赋，50年内，燃煤火电的地位难以改变。发展高参数大机组，是国家节能减排战略的关键组成部分之一。中国已经是世界上超超临界机组最多的国家，数量大大超过其它国家的总和，建设规模和速度前所未有。发展700发电技术尚需时日。因此，完善超超临界发电技术，包括改进超超临界汽轮机及热力系统的设计和运行，降低机组能耗，是今后较长时期内的重要课题。,前言,节能降耗 任重道远,主 要 内 容,主汽压力 技术经济比较：机组煤耗降低，锅炉、给水泵和给水、主汽管道投资增加。即将建设的新机多为28MPa。西门子和Alsto
2、m的桶型高压缸，对于30MPa以内的主汽压，不需要改变设计，超过30MPa，变化也小。主汽压力增加，需要配合再热汽温升高，降低能耗，同时减少排汽湿度。,1 提高初参数,再热蒸汽温度 2012年以来，新机设计中普遍采用610甚至620的再热汽温。业内对620存在剧烈的争论，因为材料安全余量太小，对锅炉热偏差和汽温波动限制过于严格。,2 机组容量 冷端配置,限制汽轮机容量的主要因素是高压缸通流面积，低压缸排汽面积。目前国内引进的高压缸技术和模块，可以应付12001300MW的容量。排汽方面，闭式循环水系统：华北和以南地区，如果配备闭式循环水系统，则基于目前的冷端设备标准，低压缸合理设计应当是：额定
3、背压搭配80%负荷，或者背压6 kPa左右搭配额定出力，以此为出发点进行排汽面积优化配置。为此，采用4排汽、1219mm的末级叶片和比较高的给水温度，可以良好应付1200MW的机组容量。,开式循环水系统：对于开式循环水系统，需要根据水温，合理配置冷端设备容量，以及额定背压，合理安排排汽面积。对于1718循环水温，水量充沛的条件，1000MW汽轮机可以而且需要配置3.64.0 kPa的额定背压，搭配4排汽/1219mm末级叶片（排汽面积48m2）或6排汽/1000mm末级叶片(排汽面积55m2)，显著降低汽轮机热耗。12001300MW机组，辅机有困难，需要大量进口。基于调峰需求和电网安全考虑，
4、1000MW及以上机组不能太多，主力应为600MW级别机组。,600660MW容量，2排汽/11461219mm末级叶片配置，排汽面积较小，适合较高的循环水温和背压。厂房体积、建设投入、循环水泵扬程增加；不能享受双背压的好处。对于4排汽设计，660MW容量比600MW好。对于大量的闭式循环水系统机组，应推广660MW容量和4排汽/900mm末级叶片的搭配。设计余速损失较小的汽轮机，比如600660MW容量搭配 4排汽/1000mm末级叶片，如果条件具备，可以考虑增加铭牌容量5%，让冷端工作更平衡一些。,关于双背压设计双背压设计可以使平均背压降低 0.20.3 kPa。一般地，循环水温越低，水量
5、越充沛，越不适合双背压设计。这是业内熟知的。另一方面，汽轮机排汽面积越大，热耗-背压修正曲线越陡，膨胀极限背压越低，因此，越适合双背压设计。国内汽轮机末级叶片普遍较长，因此，国内的4排汽汽轮机，适合双背压的循环水温、水量条件较宽。换句话说，其中的绝大多数适合双背压设计。,3 冷端设计的问题和实例,某厂2台1000MW机组，投产不足1年，增加铭牌出力到 1050MW，实际负荷率80%。汽轮机厂家为东方。开式循环水系统，海水冷却，平均水温17。循环水系统为单元制，每台机组配备3台循环水泵。凝汽器为双压型，换热面积45000m2（已经增加，初设为40000 m2），设计冷却倍率55。额定背压4.72
6、5 kPa。汽轮机末级叶片1092mm。如果采用常规的冷端设计，凝汽器面积50000m2，冷却倍率60，额定背压即可降低到4.0 kPa，相应地，搭配1219mm的末级叶片，机组能耗可降低近1%。,3 冷端设计的问题和实例 续,为保证机组安全，冬季仍维持1机2泵的调度方式。现有条件下，膨胀极限（出力阻塞）背压较高，冬季背压很容易更低。如采用较大的冷端设计，增设循环水联络管，冬季采用2机3泵的运行方式，就可以避免这个问题。以上优化设计投入增加很少，机组能耗降低共计 1%。很显然，机组设计没有充分利用循环水温低、水量充沛的优势。冷端设计是平衡的，但方向是节省投资，相应地增加煤耗，且双背压有些勉强。
7、困难是难以改造。冷端优化设计的问题相当普遍。妥善解决类似的优化设计问题，往往能以较少的投入，获得很大的节能效果。,4 二次中间再热 容量限制,二次中间再热，是降低热耗、减少排汽湿度的有效手段。投入增加很多。运行、控制复杂，国内尚无经验。不建议再热汽温620。,二次再热 续,需要设置超高压缸。不应采用高、中压缸合缸设计。这样，1000MW级别4排汽汽轮机，轴系长度可能超过40m，有困难。低压缸6排汽设计也往往受困于此。欧洲机型没有这个问题。泰州2期是世界上首次在1000MW机组上采用超超临界、二次再热。初参数 31 MPa/600/610/610。动力循环优化的结果：增加主汽压到28MPa或以上
8、；增加回热级数到910级，提高给水温度到300以上，泰州2期机组为330；温度过高的抽汽，可以增设冷却器，加热最终给水，降低过热度后再进入高加。需要摸索减少投资的节能设计方案。,5.1 高、中压缸 对于高、中压缸，小根径、多级数是当今趋势，可以有效提高通流效率。Alstom将增加级数做到了极致。西门子的变反动度设计技术，进一步挖掘了潜力。对于中压缸进汽区的冷却，一般思路是用少量低温蒸汽将高温蒸汽和金属部件隔开。西门子用中压缸进汽的一小部分作为冷却蒸汽，节流加速后温度降低约15。Alstom则采用焊接转子技术，高温区采用高级别的金属材料，不需要冷却。都是巧妙的节能设计。,超临界参数、高效辅机仅仅
9、是节能设计的必要条件,5 一些重要的节能设计技术,5.2 调门管理超超临界汽轮机的调节级设计难度很大，必须在材料安全和效率之间寻求妥协。1000MW机组容量太大，必须设置双流调节级，效率受损。不设调节级，则高压缸设计大大简化。取消效率很低的调节级，对高压缸效率有好处。只要调门全开时，高压缸效率提高3%（绝对），则部分负荷运行时，相对顺序阀方式，总体上仍有节能优势。节流配汽汽轮机，部分负荷运行时，原则上调门阀位应位于4550%，以减少节流损失。,因此，在超超临界汽轮机上，节流配汽有重要的应用价值，重新受到重视。国内原来不采用节流配汽的厂家也在积极研究，在新建超超临界机组上采用。补汽阀的设置，提高
10、了部分负荷下的主汽压力。实质是损失过负荷时的效率，提高部分负荷下的效率，有节能效益。传统结构的高压缸，难以开大口径孔洞，不易设置补汽阀。如用节流配汽，则提高额定主汽压力是有价值的。低负荷下，复合配汽损失较大，可以在顺序阀模式下进行滑压优化，节能效果更好。,5.3 高、中压分缸高、中压合缸设计，可以有效缩短汽轮机长度，但热耗代价很大，设计为40 kJ/kWh左右，实际损失更大，因为过桥漏汽量一般明显大于设计要求。5.4 改进低压缸设计，提高实际效率 降低分缸点 结构级减少，有效率优势。中压缸进出口温差大，设计难度可能有所增加。降低低压缸进汽温度，降低低压缸膨胀变形的动力。低压缸尺寸减小，刚性增加
11、。轴承座落地，轴瓦中心固定。改变内缸结构，增强内缸刚性。低压缸改造的主要手段。总体效果：低压缸效率提高，且维持时间长；实际轴系长度减少。,5.5 降低管道压损 主汽，冷、热再，连通管从外三项目建设开始，属于设计院范围的工作。目前一般认为，可降低热耗约 20 kJ/kWh。中、低压缸连通管，是汽轮机厂家进行优化，目的同样是降低压损。5.6 低压缸相关杂项抽空气管系并联设计，充分发挥双背压的优势。夏季循环水温高，则为真空泵设置低温水源。低背压低压缸接近中压缸，让低背压低压缸多做功。,迄今为止，外三的2台1000MW机组仍是世界上供电煤耗最低的常规燃煤火电机组（纯凝）。参数27 MPa/600/60
12、0，背压 4.3 kPa。4排汽/末级叶片1146 mm。汽轮机设备和玉环相同，并无特殊之处。基建阶段的节能措施：提高主汽压力；减少主管路压损；设置单台高效汽泵；小机单独设置凝汽器，降低大机背压。年平均循环水温19，难以采用6排汽设计。机组没有增加铭牌出力。补汽阀从未使用，因为主汽压力提高，不需要。,6 电厂的实践 外三的0号高加,电厂的实践 续补汽阀后导汽管上设置三通，用高压缸5级后的蒸汽加热给水，设置0号高加。进汽管设置调节阀，可以保证40%负荷以上，给水温度保持额定。给水温度升高，则锅炉排烟温度升高，实现脱硝系统全天候运行，还有很多其它优点。锅炉效率降低，理论上，损失和汽轮机得到的效益相
13、当或稍大。通过低温省煤器，将排烟温度降低到90，挽回锅炉的全部损失以外，尚有大量收益。汽轮机抽汽加热空预器进风，消除空预器堵灰。,电厂的实践 续2富有想象力、成效显著、系统性的创新节能减排技术。但给水温度可以不必提得那么高，关键是脱硝系统入口烟温达到要求。低温省煤器出口烟温保持达到90，节能效果就可以差别不大，但投入节省。更重要的是 该技术应用不应仅限于欧洲技术汽轮机。对于传统结构高压缸，可以考虑开较小的孔（新机），只要给水温度有所提高，保证AGC下限负荷时，脱硝设备进口烟气温度高于300即可。汽轮机和锅炉厂家需要联合研究，配合一些辅助措施。行业管理避免片面提高脱硝效率，电厂注意脱硝设备维护。
14、如果成功并形成标准设计，则有里程碑式的节能减排意义。,7 煤耗目标 下表是大致的煤耗目标，以燃用烟煤、平均负荷80%为依据。,注：1，较低背压（4.7 kPa），采用0号高加和低温省煤器 2，极低背压(3.6 kPa)，采用0号高加和低温省煤器 3，二次再热，极低背压，采用0号高加和低温省煤器 4，常规设计(5.2 kPa)，闭式循环水系统,可以看到，常规设计下，由于实际背压条件较差，供电煤耗达到285 g/kWh也非常不容易。如果循环水温很低，水量充沛，则设置极低背压，配合较大的汽轮机排汽面积，是降低煤耗的有力手段。0号高加+低温省煤器是节能减排的有效途径，需要摸索推广的方法。这可能成为一座
15、新的里程碑。二次再热可以大幅度（近2%）降低煤耗，但投入很大。运行、维护、改造中，需要重视经验和成果的积累和应用。这历来是中国电厂的强项。在纯凝机组领域，中国首先达到280 g/kWh的供电煤耗水平，通过努力，也很可能率先达到 270 g/kWh。,8 结语,基建设计优化-电厂节能工作的基础和关键组成部分。在超超临界发电技术方面，国内消化吸收引进技术取得了一些成果和进步，已经开始在原有基础上进行一些创新性的设计。同时，借鉴兄弟厂的先进技术，进行集成创新，是可见的趋势。电厂、科研单位摸索出一些重要的节能经验和创新成果电站设计方面仍有较大的节能潜力，目前的一些设计规范和标准流程、数据已经过时，需要更新。总体上，一次再热的超超临界机组设计尚未达到成熟的阶段，二次再热刚起步，都需要大量的摸索。,谢 谢！,
