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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。
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。
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。
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。
W型火焰锅炉 可延长煤粉颗粒在炉内停留时间，达到3.4s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）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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
