大型超临界火电机组主设备引进中的技术分析.docx

1 大型超临界火电机组主设备引进中的技术分析韩奎政1，林西奎2，李祥苓3，安殿华3摘 要：超临界技术是火电技术的发展方向，而超临界汽轮机、锅炉、发电机又是超临界技术引进中的关键，在超临界火电机组单机容量、汽轮机、锅炉、发电机的选择中应遵循高效、经济，使机组建设投入和机组经济性处于最佳状态的原则。关键词：超临界火电机组；汽轮机；锅炉；发电机；选型中图分类号：F403.8 文献标识码：B通过技术进步降低燃煤发电对环境的污染，是电力发展面临的重要问题。在诸多洁净煤发电技术中，超临界发电技术配以高效烟气净化技术最具优越性，它可在短时期内实现规模化生产、优化火电结构。引进和建设低煤耗、大容量的超临界大型火电机组已全面展开。科学合理地选择机、炉、电三大主机将对我们引进吸收国外先进技术起到事半功倍的效果。1.1 超临界火电机组单机容量及参数的选择超临界火电机组单机容量的增大，不仅对降低单位千瓦的投资大有好处，而且可以节约一次能源的消耗。考虑到汽轮机设计参数对热耗的影响及我国电网容量、我国现有超临界机组容量(已投产600MW、800MW、900MW等多台超临界机组)和国际技术趋势，应大规模引进1000MW级的超临界火电机组，以形成我国高效、环保的电源结构。1.1.1 超临界汽轮机参数的选择当机组由亚临界参数向超临界参数转变时，汽轮机相对内效率的提高非常明显。但当进汽参数在25.0MPa/600/600的基础上再提高进汽参数到30MPa/600/600时，相对内效率的变化仅为0.5%。而为提高这一参数所消耗在金属上的代价却非常昂贵，得不偿失。在选择再热蒸汽压力与温度时，应优先选择提高再热蒸汽的温度。因为提高温度比提高压力的投入小，并且在运行中还可以降低给水泵的功耗，机组热耗下降明显(再热蒸汽温度每提高10，热耗可下降约0.3%)。另外，提高再热蒸汽温度不仅会降低低压缸排汽湿度、改善低压缸末几级长叶片的工作环境、提高低压缸内效率、延长低压缸末几级长叶片寿命，还可以较充分地发挥超临界技术降低机组热耗的优越性。所以选择再热蒸汽参数时，应使再热蒸汽温度比主蒸汽温度稍高。在一定范围内，汽轮机的新蒸汽温度或再热蒸汽温度每提高10，机组热耗下降0.25%0.3%。若进汽温度及再热温度同时提高30，机组热耗可下降1.5%1.8%；而采用二次再热可进一步提高机组运行的热经济性(一般可降低机组热耗1.5%2.0%)。但管道布置控制及保护系统较复杂，机组造价增加。因此，只有在工作于燃料价格特别昂贵地区的带基本负荷大的机组才考虑采用二次再热。由此可见，二次再热短期内不适应我国国情，技术引进时暂不考虑。1.1.2 超临界锅炉参数的选择超临界大型锅炉蒸汽参数应满足汽轮机的要求，再热器和过热器出口蒸汽的参数应充分考虑压降与温降的影响。我国燃煤价格相对较低。根据综合技术经济比较，主蒸汽管道的压降比不宜过小。参考国外超临界机组主蒸汽系统的参数匹配，在蒸汽压力2530MPa范围内的超临界机组，当蒸汽压力小于28MPa，可选择主蒸汽温降为4，机炉压降为3%4%，以3.5%为宜；当蒸汽压力为28MPa及以上时，主蒸汽温降为5时，机炉压降选择为4%5%，以4.5%为宜。依据以上原则，合理选择于汽轮机相匹配的锅炉供汽参数。1.1.3 超临界汽轮机的选择1.1.3.1 超临界汽轮机单轴与双轴的选择超临界汽轮机为减少轴系长度，通常采用双轴布置，现役机组既有单轴布置亦有双轴布置，都是为满足排汽面积符合低压排汽的需要。当末级长叶片的制造加工可以满足需要且汽轮发电机组在同一直线布置，其轴系的稳定性可以保证时，应首选单轴机组。汽轮发电机组的运行实践证明，相同容量的机组，单轴机组较双轴机组具有更好的经济型规模，且有利于布置、降低造价、节约材料、缩短建设工期的优点。1.1.3.2 超临界汽轮机高、中压通流的选择超临界机组由于进汽参数高，汽轮机的金属部件较为厚重，蒸汽参数的变化会使高压缸、中压缸、主蒸汽管道、高压转子、中压转子、喷嘴汽室等金属部件承受较大的交变热应力，而影响机组变负荷运行能力及灵活性。为提高机组变负荷运行能力及灵活性，在结构设计上通常的措施除采用多层汽缸结构，以降低每层汽缸的内外压差、温差和减少壁厚外，BBC公司采用两半圆筒式无中分面法兰的套嵌式内缸、西门子公司采用过整体圆筒式无水平中分面轴向装配式汽缸，这两种结构对降低汽缸热应力和热变形是有利的，但检修工艺复杂。另一种传统结构是采用尽可能窄的水平中分面法兰，实践证明，采用高窄水平中分面法兰即能满足机组变负荷运行的需要，又便于安装检修。1.1.3.3 超临界汽轮机低压通流的选择现役的1000MW级超临界单轴汽轮机基本上皆为五缸六排汽布置。随着冶金和机械加工技术的不断发展，设计制造四缸四排汽的1000MW级超临界单轴汽轮机在技术和工艺上是完全可行的。设计制造四缸四排汽的汽轮发电机组，即可以缩短汽轮机轴系长度、节约材料，又可以增加轴系的稳定性、提高机组可靠性和经济性。另外，在选择四缸四排汽的1000MW级超临界单轴汽轮机时，应尽量选用单轴瓦结构，如果选用双轴瓦，则轴系太长，汽轮机轴系的稳定性难以保证。1.2 超临界锅炉的选择1.2.1 超临界锅炉的特点超临界火电技术由于参数本身的特点决定了超临界锅炉只能采用直流锅炉。因超临界直流锅炉没有汽包，启停速度快，与一般亚临界汽包炉相比，其启动到满负荷运行，变负荷速度可提高一倍左右。变压运行的超临界直流锅炉在亚临界压力范围内和超临界压力范围内工作时，都存在工质的热膨胀现象，并且在亚临界压力范围内可能出现膜态沸腾，在超临界压力范围内可能出现类膜态沸腾。与相同容量的自然循环锅炉比较，超临界直流锅炉本体金属耗量最少、锅炉重量轻。但由于蒸汽参数高，要求的金属等级高，其成本高于自然循环锅炉。超临界机组具有无可比拟的经济性，单台机组发电热效率最高可达50%，每度电煤耗最低仅有255g(丹麦BWE公司)，采用低氧化氮技术在燃烧过程中可减少65%的氮氧化合物及其它有害物质的形成，且脱硫率可超98%，可实现节能降耗、环保的目的。1.2.2 大型超临界锅炉受热面管型的选择超临界锅炉的汽水特性决定了直流锅炉是超临界锅炉的唯一形式，因此采用哪种水冷壁形式成为引进超临界火电技术的一个重要课题。螺旋围绕上升管屏式水冷壁是德国和瑞士等国为适应变负荷运行的需要发展的。水冷壁四面倾斜上升，由于水平管圈承受荷重的能力差，因此有的锅炉在其上部使用垂直上升管屏，就可以采用全悬吊结构。由于水冷壁四面倾斜上升(见图1)水平管屏吸热比较均匀，因此可以不设置中间混合联箱。在滑压运行时，没有汽水混合不均的问题，所以能够变压运行、快速启停、能适应电网负荷的频繁变化，调频性能好。螺旋管圈热偏差小，适宜采用膜式水冷壁，工质流速高、水动力特性比较稳定，不易出现膜态沸腾，又可防止产生偏高的金属壁温。且管子数目可按设计要求选取，不受炉膛大小的影响，也可选取较粗管径以增加水冷壁刚度。该管型煤种适应性强，可燃用挥发份低、灰份高的煤。但是，由于这些环绕炉膛的管子把炉膛包裹起来而形成炉墙，使得螺旋布置管屏的加工与安装更加复杂，而且费用高。要把管子沿炉膛四周盘旋起来，并要用垂直围带支吊起来，安装十分复杂，亦不便于检修且系统阻力损失大，输送动力需求大。这种冷壁型式是比较流行的一种形式，也是超临界压力锅炉发展的一个方向，国内超临界机组采用的较多。我国引进的第一台超临界压力机组华能石洞口电厂的锅炉就是采用这种形式，已积累了丰富经验。可以大范围内推广引进。西门子KWU公司和B&W公司在一起研究发展了优化多通道内螺纹管，该管能够用一般的挤压方法加工制造，它的内螺纹高度高、螺距小，从而可使管内工质的混合紊流加强，冷却效果明显优于单通道和传统的多通道内螺纹管的冷却效果，可确保锅炉安全可靠的运行。并且加工方法更加简单，成本更加低廉，我国在引进超临界技术时应优先予以考虑。1.2.3 大型超临界锅炉受热面和管道及联箱金属材料的选择高参数大型火电机组直流锅炉的主要设备材料选择的科学合理与否是确保机组安全运行的主要因素之一。对于管道和联箱的壁厚部分，除了提高蠕变强度外，消除或减小热疲劳影响是一个主要问题。出于这个考虑，合金的应用发展集中在包含9%12%Cr的铁素体钢。优化的C、Nb、Mo和V含量以及用W部分的替换Nb，在9%12%Cr铁素体钢中便产生了三种新型合金HCM12A、NF616和E911 (P92、P122和E911)，可提高蒸汽参数到620 /34MPa。若超过620，抗氧化能力则成为一个附加的限制因素，尤其对9%Cr钢，含有Co和更多W的12%Cr新型合金NF12和SAVE12，被认为可能在650应用，当温度超过650可能需要奥氏体钢和镍基合金。对于SH/RH管子，除了提高蠕变强度外，蒸汽侧氧化和烟气侧腐蚀抗力是主要的问题。此外，管壁金属实际温度通常超过蒸汽温度约28。所以铁素体钢之中的任何一种在蒸汽温度为565的SH/RH管子末段中使用是不太可能的，在这些比较高的温度下需要用奥氏体钢。根据煤的腐蚀性，较高含量的Cr钢或包覆层可能是必需的。为了应用于620，在非腐蚀的情况之下超级304H、Tem alloy AA1、 Esheat 1250、17CW-Mo是可接受的。在腐蚀比较严重的情况，则推荐20%25%Cr的合金例如HR3C、NF709及IN72覆层。只有遵循以上原则合理科学地选择锅炉各部件的金属材料，才能有效地避免金属疲劳损坏，确保机组安全运行。1.3 大型超临界锅炉燃烧系统的选择大型超临界锅炉燃烧系统在确保燃烧完全、稳定易于控制的情况下，特别是在降低NOx排放方面更要严格控制，以实现高效、低NOx排放和低负荷稳燃烧。在大容量超临界锅炉上采用角式燃烧和前后墙对冲式燃烧都被证明是可行的并都在不断发展和更新。超临界大型机组最根本的追求是经济性，且我国煤种烟煤居多，对最低稳燃负荷的要求一般为40%MCR。根据PM燃烧器及其改进型A-PM燃器在日本相马共同火力发电有限公司新地发电厂2#锅炉(1000MW)和中国电力公司三隅热电厂1#锅炉(1000MW)上的应用分别长达10年和6年的经验证明，A-PM燃烧器是1 000MW级内螺纹垂直管屏直流锅炉十分明智的最佳选择。1.4 超临界机组发电机的选择1.4.1 定子额定电压的选择发电机单机容量增大之后，由于定子电压和电流的升高和增大，对绝缘材料提出了更高的要求，其中定子主绝缘是发电机绝缘系统中最重要的部分，在一定程度上决定了发电机的运行可靠性和使用寿命。定子额定电压高、电流小，有利于降低定子线棒发热和电动力。国外1000MW级发电机普遍采用2428kV，国内多胶云母带制造已经达到了很高的水平，广泛应用于300MW、600MW的汽轮发电机和700MW的水轮发电机，已经具备制造额定电压为24kV电机的能力。因此，选择定子额定电压为24kV，具有较高的运行可靠性，并且有利于实现国产化。1.4.2 冷却方式的选择目前，各1000MV级汽轮发电机制造厂家对定子绕组的冷却方式均采用水内冷。1000MW级汽轮发电机定子每根线棒的基本铜耗及附加铜耗共约140kW，如采用氢冷，由于定子通风道狭小，通风损耗较大，即使采用加压的氢气，也很难带走这么多损耗。根据哈尔滨电机厂对美国西屋公司发电机冷却方式优化的经验，将300MW汽轮发电机由全氢冷改为水冷，效率可由98.5%提高到98.84%。1000MW等级汽轮发电机转子冷却方式通常采用氢内冷，各制造厂家没有采用水内冷的运行业绩。其中氢内冷分为气隙取气冷却、轴向一径向冷却和轴向冷却三种型式。日立公司和哈尔滨电机厂等采用气隙取气冷却方式，将转子分为若干个进、出风区，转子温度分布均匀，冷却效果较好。阿尔斯通公司采用轴向一径向冷却，该方式定子铁心采用氢气冷却，有径向通风道，转子槽底开有副槽，转子绕组开有径向通风孔，转子两端有风扇向里面压风，这种冷却方式的缺点是转子平均温度偏高。西屋公司采用转子轴向通风冷却系统，在汽轮发电机端轴上装有多级高压轴流风扇，将热风从间隙中抽出，此方式的缺点是风扇级数多，损耗较大。在以上三种冷却方式中，笔者建议采用气隙取气冷却方式。定子铁心的冷却可采用氢冷或空冷，根据上海电机厂试制全水冷汽轮发电机的经验，认为铁心水冷结构件较复杂，而铁心单位体积内的损耗较小，空气完全可以将其热量散去，为提高冷却效果，建议采用氢冷。1.4.3 励磁方式的选择目前，世界各主要公司(或制造厂)生产的大型汽轮发电机励磁系统主要有以下四种型式：交流励磁机静止整流器励磁系统、无刷励磁系统、自并励励磁系统、电势源可控硅整流励磁系统。前两种励磁方式都与发电机同轴串有主励磁机和副励磁机，机组容量大，轴系长；后两种励磁方式的电源分别取自发电机端部和内部，没有同轴旋转的主、副励磁机，缩短了轴系长度34m，减少了23个轴承座，大大降低了轴系振动。因此，采用后两种励磁方式，有利于保持轴系稳定性、减小维护工作量和降低基建造价。后两种励磁方式各有特点，自并励系统电源取自发电机端部，经整流变压器和可控硅整流器供给发电机转子绕组励磁。东芝公司、ABB公司以及日立公司与东方电机厂合作生产的自并励系统应用于300MW，600MW机组，有成熟的运行经验，并可实现国产化。但该励磁方式在电力系统短路时，会因机端电压的下降影响强行励磁能力。电势源可控硅整流励磁系统电源取自发电机内三个“P”棒组成的线圈，在机端附近发生短路故障时，提供的励磁电流较自并励励磁系统大的多，有利于机组和系统的运行稳定性。基于以上原因，笔者认为，后两种励磁方式都可选用。1.5 超临界机组调节方式的选择超临界机组进汽参数高、进汽密度大，特别是在低负荷时，若采用定压喷嘴调节，调节级叶片负荷特别大、将产生巨大的应力，无论在叶片结构上采取何种措施，都是机组的可靠性的一个潜在威胁。如果采用滑压运行、全周进汽方式不仅能减少汽缸及转子的热应力交变循环，而且有利于快速启停和提高机组负荷适应性。在机组滑压运行时，汽轮机进汽容积流量不变，调节汽阀呈全开状态，喷嘴面积不变，此时汽轮机进汽压力和锅炉出口汽压均随电负荷的变化而变化，它是由机、炉、电统一的控制系统来实现的。由于调节汽阀呈全开状态无节流损失，部分负荷下汽轮机内效率可基本保持与设计工况下一样。在部分负荷下，锅炉出口汽压降低了，因此给水压力也可相应降低，这样可以减少给水泵的功耗，以提高部分负荷下的热经济性；由于在不同负荷时，高压缸的压比不变，而且负荷变化时，温度的相对变化幅度小，因此，不仅能保持汽轮机在部分负荷下有较高的内效率，而且由于温度变化小，减少了汽轮机汽缸和转子的热应力交变循环，有利于快速启停和提高机组负荷适应性。总之滑压调节方式即可满足机组调峰的需要，又可确保机组可靠性和经济性，优势十分突出。1.6 结束语根据国家制定的能源发展战略，以技贸协议的形式引进国际上先进成熟的超临界火电技术，选择适应国情的1000MW级单轴、五缸六排汽或四缸四排汽、参数为25.0MPa/600/600或25.0MPa/600/610滑压运行、全周进汽的超临界汽轮机和供汽参数为26.2MPa/605/605或26.2MPa/605/615的垂直内螺纹管屏水冷壁变压直流锅炉，并根据主蒸汽和再热蒸汽参数合理选择经济可靠的锅炉受热面和汽轮机高、中压通流的制造材料，以确保机组的安全经济运行。对于发电机应遵循技术先进性、可继承性、便于国产化的原则推荐选择定子额定电压为24kV、冷却方式为水氢氢的1000MW级发电机。这样就能从根本上提高我国大型火电设备的制造能力，优化我国电源结构，使电力资源成为绿色环保的一次能源。也有利于扩大机电产品的出口，增强机械制造行业的国际竞争力。参考文献：1中国电机工程学会第四届全国火力发电技术学术年会论文集D，2003，11.2蒋敏华超临界火电机组研究资料汇编G，2003.3杨立洲超临界压力火力发电技术M.上海交通大学出版社，1990.2 华能营口电厂二期工程超超临界2600MW机组设备介绍及技术经济比较张明杰(华能国际营口电厂)提要：超超临界燃煤发电机组具有煤耗低、技术含量高、环保性能好、节约资源的特点，它必将是今后我国火电机组的发展方向。本文着重论述超超临界机组的优势及华能营口电厂二期工程选择超超临界机组的可行性和必要性。文中介绍华能营口电厂二期工程2600MW超超临机组型式和特点，所选择的超超临界600MW机组与600MW超临界机组技术经济性比较。关键词：超超临界技术及优势营口电厂设备技术经济比较华能营口电厂位于营口经济技术开发区，电厂北边紧邻勃海，西南与营口港仅一墙之隔，为北方典型的海滨港口电厂。电厂燃煤为山西晋北煤，经过陆-水联运到营口港，再经过输煤皮带送到到电厂。电厂规划装机容量为1800MW。一期工程安装两台从俄罗斯进口的320MW超临界燃煤机组，于1996年投产。二期工程已得到国家批准，计划安装2600MW日本技术国内生产的超超临界燃煤机组，现已完成初步设，预计于2007相继投产。2.1 超超临界机组的优势及华能营口电厂二期工程选择超超临界机组的可行性和必要性2.1.1 超超临界的优势在工程热力学中，水在临界状态点的参数是压力22.115MPa，温度374.15。当水蒸汽参数大于这个临界点的参数值，则称其为超临界参数。发电厂蒸汽动力装置中汽轮机比较典型的超临界参数为24.2MPa/566(营口电厂一期为23.5MPa/540)。当水蒸汽参数值大于这个临界状态点的参数值，并继续进一步提高到一定数值时，则进入了所谓的超超临界的参数范围内。在我国通常把蒸汽压力高于27MPa称为超超临界，在日本机组主蒸汽温度超过566或者主蒸汽压力超过24.2MPa均被认为是超超临界参数。火力发电厂中的主要环节是热能的传递和转换，将初参数提高到超临界状态，可以提高可用能的品位，使热能转换效率提高。根据资料证明与同容量亚临界火电机组比较，超临界机组可提高效率2-2.5%，超超临界机组可提高效率约5%。超临界机组的部分负荷效率明显高于相应的亚临界机组。在75%负荷条件下，超临界机组的效率约降低2%；50%负荷条件下，超临界机组的效率降低5.5-8%。标准亚临界机组在75%负荷条件下，效率相应降低4%；50%负荷条件下，亚临界机组相应降低10-11%。根据上述数据显示超超临界的优势在于提高了机组效率，效率决定煤耗，由此可见超超临界机组最大的优势在于煤耗低，煤耗的降低既意味着企业的效益和竞争力(煤耗的比较见下文)，同时也意味着环保。2.1.2 营口二期选择超超临界机组可行性和必要性我国电力生产以煤为主、煤炭在我国一次能源的生产与消费中所占比例达70%左右，发电能源构成中以煤为中心的格局仍将保持相当长的时间。目前，我国煤炭的转化利用率较低，我国火电机组的年平均供电标准煤耗比世界先进水平高出约60g/kw.h，差距非常大。同时燃煤排放物已成为大气环境主要污染源，因此，发展高效、低污染燃煤发电技术是实现电力工业可持续发展的重要战略举措。因此华能营口电厂二期工程选择新上2600MW超超临界燃煤机组符合国家产业政策和可持续发展策略。随着辽宁由煤碳大省变成缺煤省份，煤炭价格持续走高已成定局，占发电成本60%-65%煤碳决定着企业生存和发展，因此超超临界机组在世界兴起的今天，营口电厂选择超超临界机组是必要的，它能很好的回避风险。营口电厂一期工程引进的是俄罗斯320MW超临界燃煤机组，经过九年的运行、检修已经积累了丰富的管理经验，可以说为600MW超超临界机组运行、检修作好了充分的技术贮备，提供了充分的人力资源。我国自行设计和制造的600MW超临界机组已在河南沁北投产运行，国内主要制造厂家对超临界、超超临界核心技术已经进行了引进，与此相配套的辅机技术和设备国内已基本上得到解决，因此在适当进口必要关键部件和材料的情况下，选择超超临界是可行的。2.2 华能营口电厂二期工程2600MW超超临机组型式和特点介绍华能营口电厂二期工程2600MW超超临机组为引进日本三菱公司技术，国内哈电集团联合制造。汽轮机为超超临界、一次中间再热、单轴、两缸两排汽、单备压凝汽式汽轮机，型号为CLN6OO25/600/600。汽轮机具有八级非调整回热抽汽，配备一台容量为25%BMCR定速启动用电动给水泵，两台容量为50%BMCR汽动给水泵(排汽进入主机凝汽器)。汽轮机机前主蒸汽参数为25MPa、600、1795t/h(VWO)、汽轮机机前再热主蒸汽参数为4.54MPa、600、1464t/h(VWO)。锅炉为超超临界内螺旋垂直上升水冷壁、变压运行直流炉、带启动循环泵、单炉膛一次中间再热、平衡通风、墙式切圆燃烧、固态排渣、全钢、全悬吊结构型炉。型号为HG1795/26.15YM1，锅炉配备六台MPS225型中速磨煤机，两台三分仓回转式空气预热器。锅炉出口主蒸汽参数为26.15MPa、605、1795t/h(BMCR)、再热主蒸汽参数为4.62MPa、603、1464t/h(BMCR)。2.2.1 汽轮机特点2.1.1哈汽与三菱公司为营口电厂设计的两缸两排汽超超临界汽轮机是按照日本广野#5机组设计的，主要设计特点如下：48英寸自带围带末级动叶片高效全三维自带围带高、中、低压叶片三胞胎调节级动叶片中压转子的冷却蒸汽系统高压和中压排汽涡壳最优设计，最小的压力损失低压全三维设计的排汽缸转子直接支撑在基础上高温材料具有高的抗蠕变强度特性设计特点： 高中压合缸积木块 12%Cr转子 48”自带围带末级动叶片 低压全三维设计的排汽缸 转子直接支撑在基础上 可倾瓦轴承TC2F-24.6/600/600图1广野#5汽轮机示意图2.1.2机组设计有两个主汽调节联合阀，分别布置在机组的两侧。阀门通过挠性导汽管与高中压缸连接，这种结构使高温部件与高中压缸隔离，大大的降低了汽缸内的温度梯度，可有效防止启动过程缸体产生裂纹。主汽阀、调节阀为联合阀结构，每个阀门由一个水平布置的主汽阀和两个垂直布置的调节阀组成。这种布置减小了所需的整体空间，将所有的运行部件布置在汽轮机运行层以上，便于维修。2.1.3喷嘴防固粒腐蚀措施对于高压汽轮机，采用了冲动式调节级，在冲动式喷嘴中蒸汽流速比动叶高的多，所以仅在喷嘴上采用涂层。在高压汽轮机第一级喷嘴采用扩散渗透法利用雾化硼来涂层以防止杂质造成的腐蚀，扩散涂层厚度最小50m，涂层硬度最小950Hv。实践证明采用渗硼的方法强化喷嘴表面腐蚀程度下降到原来的20%。2.1.4预防蒸汽激振力措施为防止营口电厂汽轮机中，高压缸发生蒸汽激振，三菱公司采用下列设计措施。2.1.4.1阀开启顺序保证任何运行条件下在HP/IP转子上都会产生适当的向下的力。2.1.4.2单跨的刚性临界速度(一阶模式频率)应在2000rpm以上。2.1.4.3高中压缸采用可倾瓦轴承以便给转子系统提供足够的阻尼。2.1.4.4为防止调节级的汽流扰动造成的强迫振动，将高压缸中调节级出力限制在20%左右。这不仅降低调节级激振力水平而且减少了蒸汽涡动。2.1.4.5两缸两排汽设计方式降低了汽轮机总长度(21m)，紧缩了电厂布局，缩短了厂房长度，降低了厂房造价。2.2.2 锅炉特点哈锅与三菱公司为营口电厂设计的超超临界锅炉采用正方形单炉膛、型布置、悬吊结构。燃烧器布置为CUF强化型单切园燃烧方式，水冷壁采用垂直管圈。具有如下特点：图2汽轮机外形图2.2.1采用改进型的内螺纹管垂直水冷壁，即在上下炉膛之间加装水冷壁中间混合集箱，以减少水冷壁沿各墙宽的工质温度和管子壁温的偏差，取消早期的在大直径水冷壁下集箱内装设小直径节流孔圈的设计，改为在小直径的下联箱外面较粗的水冷壁入口管段上装焊直径较大的节流孔圈以加大节流度，提高调节流量能力，然后通过三叉管过渡的方式与小直径的水冷壁管(28.6)相接，用控制各回路的工质流量的方法来控制各回路管子的吸热和温度偏差。2.2.2在保证水冷壁出口工质必需的过热度的前提下，采用较低的水冷壁出口温度(437)，并把汽水分离器布置于顶棚、包墙系统的出口，这种设计和布置可以使整个水冷壁系统包括顶棚包墙管系统和分离器系统采用低合金钢SA213-T12(P12)，所有膜式壁不需作焊后整屏热处理，也使工地安装焊接简化，对保证产品和安装质量有利。2.2.3由于过热器和再热器大量采用优质高热强钢，管壁相对较薄。因此，各级过热器可以采用较大直径的蛇形管(44.563.5)保证较低的过热器阻力，而在很多其它公司(特别是欧洲公司)的设计中，超临界和超超临界锅炉过热器均采用小直径管(3844.5)以控制壁厚，这样导致较高的过热器阻力。2.2.4汽温调节手段的多样化，除过热器采用三级六点的喷水外，直流运行时主要靠改变煤/水比来调节过热汽温，再热汽温主要调节手段为烟气分配挡板，而以燃烧器摆动作为辅助调节手段，再热器还在一、二级之间加装事故喷水减温装置，过热器采用三级喷水能更好消除工质通过前级部件所造成的携带偏差，也增加了调温能力。2.2.5降低过热器阻力，过热器在顶棚和尾部烟道包墙系统采用二种旁路系统，第一个旁路系统是顶棚管路系统，只有前水冷壁出口的工质流经顶棚管；第二个旁路为包墙管系统的旁路，即由顶棚出口集箱出来的蒸汽大部分送往包墙管系统，另有小部分蒸汽不经过包墙系统而直接用连接管送往后包墙出口集箱。2.2.6锅炉启动系统采用带炉水再循环泵的启动系统，虽然系统相对复杂，但在锅炉启动和低负荷运行时可以回收大量的工质和热量，同时保证启动系统的运行更加安全可靠。2.2.7过热器正常喷水水源来自省煤器出口的水，这样可减少喷水减温器在喷水点的温度差和热应力，再热器喷水水源来自给水泵中间抽头。2.2.8防止锅炉爆管措施2.2.8.1水冷壁采用垂直管圈形式，并在入口装设截流孔圈以保证出口汽温的均匀，减小偏差；水冷壁中间设有混合集箱；水冷壁管采用低合金钢的内螺纹管。2.2.8.2采用多种措施减小偏差，降低受热面的沿锅炉横向的工质侧偏差。2.2.8.3高温过热器和再热器受热面采用在日本同参数锅炉上有成熟运行经验的25Cr材料，不但能够满足该受热面设计压力和温度的要求，还可以有效克服烟气侧和蒸汽侧的腐蚀。2.2.8.4低温受热面采用可靠的防磨设施，省煤器采用防磨性能优越的H型鳍片省煤器。2.2.9防止烟气偏差措施2.2.9.1采用燃烧器装设在水冷壁四面墙上的强化单切园燃烧方式，炉膛充满度高，热流分配均匀，炉膛出口烟温均匀。这种燃烧方式已成功应用于MHI公司多台600MW、700MW及以下超临界锅炉上。2.2.9.2合理布置上炉膛受热面，以减弱烟气侧的残余旋转。2.2.9.3过热器采用三级六点喷水(左右各三点)以尽量减少左右偏差，再热器采用单级左右喷水(事故喷水)，这种系统已在MHI公司数十台超临界锅炉上成功运行。2.2.9.4水冷壁装设带有二级混合器的中间混合集箱，能显著减少垂直水冷壁沿炉膛四墙工质出口温度的偏差，已有六台MHI装有中间混合集箱的垂直水冷壁超临界和超超临界锅炉在运行中，试验实测表明水冷壁出口温度场分布均匀。2.2.9.5水冷壁管入口按热负荷分布及管子几何尺寸，装设不同孔径节流孔圈以使各根水冷壁管吸热与流量匹配，所有MHI生产的11台垂直水冷壁上均装有节流孔圈，运行良好，可以满足日本燃用多达100种以上进口煤的锅炉安全运行。2.2.9.6顶棚、包墙系统用多次汇集总管的方法进行工质的混合和分配，以尽量减少工质侧的偏差。2.2.10防止结渣措施2.2.10.1选取合适的炉膛热力参数炉膛热力参数是表征炉膛内燃料燃烧后放热强烈程度的参数，选取合适的炉膛热力参数，是保证炉内不结焦的有效手段。同时燃烧器的选取根据炉膛截面和灰熔点确定燃烧器单只热功率，并且根据所却定的单只热功率选取不产生结焦的上下一次风喷嘴的中心距。由于采用墙式切圆燃烧，因此燃烧器区域无过热区，确保燃用设计、校核煤均不会产生结焦。2.2.10.2采用墙式布置切圆燃烧方式墙式布置切圆燃烧方式使燃烧器出口射流两侧具有较大的均等空间，气流刚性好不易受到水冷壁的影响造成贴墙，从而有利于防止水冷壁结焦的产生。2.2.10.3较小的单只喷嘴热功率燃烧器采用墙式切向布置，六台磨共24只一次风PM燃烧器，每只PM燃烧器又分成浓淡两只喷嘴，共计48只煤粉喷嘴。单只喷嘴热功率较低，因而炉膛温度场相对较低有利于防止结焦。2.2.10.4燃烧器的合理位置燃烧器在炉膛中的位置合理，具有足够的燃尽高度(19.1m)能保证煤粉粒子充分燃尽和冷却，在到达过热器前，烟气温度降至确保与受热面接触不产生结焦的温度以下，而避免产生炉膛上部受热面结焦现象。燃烧器下一次风喷嘴到水冷壁拐点具有足够距离(7.39m)，保证下部有足够的燃尽空间，使燃尽火焰不会冲刷冷灰斗而结焦。2.2.10.5大风箱结构大风箱结构保证了墙式切圆配风均匀，使墙式燃烧器出口风量均等，四面墙动量的均等保证了炉内燃烧旋转火球在炉内的理想位置和同心度。大风箱结构也可以保证墙式二次风出口气流的均匀性，能正确引导一次风沿设计方向进入炉内。在采取前述防止结焦措施的基础上，无论燃用设计煤还是校核煤，无论燃烧器区域还是炉膛上部受热面、冷灰斗都不会产生炉内结焦现象。2.2.10.6炉膛出口烟气温度控制炉膛出口烟气温度，确保熔化的和粘性的灰不能进入节距比较小的对流受热面，否则即使有较多的吹灰器也不能清除对流受热面迅速结渣和积灰。最可靠的办法是选择适当的炉膛出口烟气温度，使其低于灰的T1温度。2.2.11防止过热器超温措施本工程为超超临界直流锅炉，锅炉在最低直流负荷以上均处于直流运行状态，此时锅炉的汽水分界是在水冷壁中完成，水冷壁上部的部分受热面实际上是起到低温过热器的作用。过热蒸汽温度是通过煤水比进行控制，及对于相同的给水流量(即相同的蒸汽流量)当入炉煤量增加时，过热蒸汽温度就升高；而入炉燃料量减少时，过热蒸汽温度降低，与带汽包的循环锅炉相比，过热蒸汽温度的调节和控制相对容易。2.2.12防止再热器超温措施本工程再热器采用尾部分隔烟道烟气挡板调温，通过调节尾部竖井前后烟道挡板的开度来控制前后烟道(再热器烟道和过热器烟道)的烟气分配比例，在不同负荷调节再热器的吸热量。本工程再热器受热面全部布置在锅炉后部对流吸热区域，当负荷降低时，通过调节尾部调温挡板的开度来增加再热器烟道的烟气量，提高再热器受热面的对流换热能力，保证汽温，当负荷继续降低时，可辅以调整过量空气系数来增加再热器的对流吸热量。烟气调节挡板布置在尾部竖井烟道省煤器出口，烟温相对较低，同时采用成熟可靠的结构，保证挡板运行的安全性。在再热器入口设有事故喷水减温器，当因故引起再热蒸汽入口温度意外升高时，可通过该减温器保护再热器。2.3 华能营口电厂二期工程选择的超超临界600MW机组与超临机600MW技术经济性比较2.3.1 机组技术经济性比较华能营口电厂在启动二期工程初期曾计划安装2600MW国产超临界燃煤机组，后改为2600MW超超临界燃煤机组。现阶段国内超超临界机组与压临界机组比较的文章已很多，体现的经济效益非常突出已显而易见，本文不在表述，现将超超临界600MW与超临界600MW及超超临界100MW两种类型机组技术经济指标比较如下：表1超超临界600MW与超临界600MW技术经济指标比较项目600MW超超临界机组600MW超临界机组主蒸汽参数25MPa/600/60024.5MPa/566/566汽机热耗(kJ/kWh)7428(THA)7522(THA)锅炉效率(%)93.34(设计煤种)93.3(设计煤种)管道效率(%)9999机组绝对效率(%)48.46547.86发电厂热效率(%)44.844.06发电煤耗(g/kWh)274.65279.15厂用电率%(含脱硫)6.6236.29供电标准煤耗292.898297.887效率提高(%)+1.30说明：按设计煤种，每年按5500小时计算，锅炉按负荷MBCR考核表2超超临界营口600MW机组与玉环1000MW机组技术经济指标比较项目营口600MW超超临界机组玉环1000MW超超临界机组25MPa/600/60025MPa/600/60025MPa/600/600机热耗(kJ/kWh)74287316锅炉效率(%)93.393.65管道效率(%)9998发电热效率44.78545.16发电煤耗(g/kWh)274.65272厂用电率%6.6236.5供电标准煤耗292.898290.9说明：按设计煤种，每年按5500小时计算，锅炉按负荷MBCR工况考核表3超超临界600MW与超临界600MW消耗资源及排放经济比较项目2600MW超超临界机组2600MW超临界机组比较结果(1104T)年耗煤量(万吨)258.5272.8-14.3年100%脱硫石灰石用量(万吨)3.954.141-0.19年灰渣量(万吨)58.7260.9733-2.25年耗二级反渗透水(万吨)7782.5-5.5年排二氧化硫(万吨)0.22550.2387-0.0132年排烟尘量(万吨)0.0880.0924-0.0044说明：按设计煤种，每年按5500小时计算，锅炉按负荷MBCR工况考核2.3.2 主要经济效益说明:1.节煤14.3万吨，按350元/吨购煤，节省支出5005万元。2.节省石灰石1900，按65元/吨购矿石，节省支出12.35万元。3.节水(二级反渗透水)55000吨，按4.5元/吨成本价制水，节省支出24.75万元。4.少排二氧化硫132吨，按700元/吨收费，少交排污费9.24万元。合计年少支出费用5051.34万元2.4 总结超超临界燃煤发电机组具有煤耗低、技术含量高、环保性能好、节约资源的特点，它必将是今后我国火电机组的发展方向。华能营口电厂二期工程选用超超临界机组，引进国外先进技术，符合国家863号文件精神。项目建成后，华能营口电厂将成为国内综合节能和环保水平较高的燃煤电厂之一，同时也将极大地提高我国发电设备制造能力和技术水平，缩短与世界电力技术先进水平的距离。3 超临界状态(SC)自从1869年Andrews首先发现临界现象以来，各种研究工作陆续开展起来，其中包括1879年Hannay和Hogarth测量了固体在超临界流体中的溶解度，1937年Michels等人准确地测量了CO2近临界点的状态等等。在纯物质相图上，一般流体的气液平衡线有一个终点临界点，此处对应的温度和压力即是临界温度(Tc)和临界压力(Pc)。当流体的温度和压力处于Tc和Pc之上时，那么流体就处于超临界状态(supercritical状态，简称SC状态)。超临界流体的许多物理化学性质介于气体和液体之间，并具有两者的优点，如具有与液体相近的溶解能力和传热系数，具有与气体相近的黏度系数和扩散系数。同时它也具有区别于气态和液态的明显特点：(1)可以得到处于气态和液态之间的任一密度；(2)在临界点附近，压力的微小变化可导致密度的巨大变化。由于黏度、介电常数、扩散系数和溶解能力都与密度有关，因此可以方便地通过调节压力来控制超临界流体的物理化学性质。与常用的有机溶剂相比，超临界流体特别是SCCO2、SCH2O还是一种环境友好的溶剂。正是这些优点，使得超临界流体具有广泛的应用潜力，超临界流体萃取分离技术已得到了广泛的医药方面应用。超临界流体萃取(Super critical Fluid extrac-ion，SPE)是一项新型提取技术，超临界流体萃取技术就是利用超临界条件下的气体作萃取剂，从液体或固体中萃取出某些成分并进行分离的技术。超临界条件下的气体，也称为超临界流体(SF)，是处于临界温度(Tc)和临界压力(Pc)以上，以流体形式存在的物质。通常有二氧化碳(CO2)、氮气(N2)、氧化二氮(N2O)、乙烯(C2H4、三氟甲烷(CHF3)等。超临界流体萃取的基本原理：当气体处于超临界状态时，成为性质介于液体和气体之间的单一相态，具有和液体相近的密度，粘度虽高于气体但明显低于液体，扩散系数为液体的10100倍，因此对物料有较好的渗透性和较强的溶解能力，能够将物料中某些成分提取出来。并且超临界流体的密度和介电常数随着密闭体系压力的增加而增加，极性增大，利用程序升压可将不同极性的成分进行分部提取。提取完成后，改变体系温度或压力，使超临界流体变成普通气体逸散出去，物料中已提取的成分就可以完全或基本上完全析出，达到提取和分离的目的。物质的四种状态(固态、液态、气态和超临界状态)随着它的温度和压力而改变。以CO2为例，CO2在三相点(T)上，固、液、气三相共存的温度T(tr)为-56.4(217K)，压力P(tr)为5.2105Pa。CO2的蒸气压线终止于临界点C(Tc=31.3，Pc=73.8105Pa，c=0.47g/cm3)。超过临界点以上，液气两相的界面消失，成为超临界流体(SF)2。SF的扩散系数(10-4cm2/s)比一般液体的扩散系数(10-5cm2/s)高一个数量级，而它的粘度(10-4Ns/m2)要低于一般液体(10-3Ns/m2)一个数量级。与液-液萃取系统相比，SF系统具有较快的质量传递和萃取速度。因此能有效地穿入固体样品的空隙中进行萃取分离。SF的密度随着温度和压力改变，导致它的溶解度参数(solubility parameter)的改变。在较低的密度下，SF-CO2的溶解度参数接近己烷；在较高的密度下，它可接近氯仿。因此控制SF的密度(温度和压力)，可获得所需要的溶剂强度。这种能力使得SF可任意改变溶剂强度而适合于不同的溶质。一般而论，SF能有效地溶解非极性固体，它亦能按溶质的极性做选择性的萃取，这在分离和分析化学的领域用途很广。CO2具有较低的临界温度和压力，且价格便宜，无毒，具有较低的活性，因此SF-CO2常被用来萃取非极性和略有极性的物质。在超临界状态下，流体兼有气液两相的双重特点，既具有与气体相当的高扩散系数和低粘度，又具有与液体相近的密度和对物质良好的溶解能力。其密度对温度和压力变化十分敏感，且与溶解能力在一定压力范围内出成比例，故可通过控制温度和压力改变物质的溶解度。超临界流体已用于药物的提取合成分析及加工。在国际上，超超临界汽轮机(Ultra Super critical Steam Turbine)与超临界汽轮机的蒸汽参数划分尚未有统一看法。有些学者把蒸汽参数为超临界压力与蒸汽温度大于或等于593称为超超临界汽轮机，蒸汽温度593可以是主蒸汽温度，也可以是再热蒸汽温度；有些学者把主蒸汽压力大于27.5MPa且蒸汽温度大于580称为超超临界汽轮机。超超临界机组热效率可以达到48%以上，煤耗低到270g/千瓦时。火电厂超超临界机组和超临界机组指的是锅炉内工质的压力。锅炉内的工质都是水，水的临界压力是：22.115MPA，347.15；在这个压力和温度时，水和蒸汽的密度是相同的，就叫水的临界点，炉内工质压力低于这个压力就叫亚临界锅炉，大于这个压力就是超临界锅炉，炉内蒸汽温度不低于593或蒸汽压力不低于31MPa被称为超超临界。超临界、超超临界火电机组具有显著的节能和改善环境的效果，超超临界机组与超临界机组相比，热效率要提高1.2%，一年就可节约6000吨优质煤。未来火电建设将主要是发展高效率高参数的超临界(SC)和超超临界(USC)火电机组，它们在发达国家已得到广泛的研究和应用。600MW超临界机组汽轮机的叶轮常常采用27CrMo1V，20Cr3MoWV，汽缸一般采用ZG20CrMO或ZG20CrMoV。4 发展超超临界发电机组若干技术问题探讨摘要：总结国外超临界和超超临界机组的发展现状及趋势，探讨超超临界机组技术选型的若干问题，提出了我国发展超超临界机组的发展思路。关键词：超超临界发电机组技术选型4.1 前言我国在未来相当长的时期内电力生产仍是以煤为主的格局。为保证电力工业可持续发展，加快电力结构调整的步伐，最现实、最可行的途径就是加快建设超临界机组，配备以常规的烟气脱硫系统。目前，CFB，PFBC，IGCC等技术仍处于试验或示范阶段，在大型化方面还有很长的路要走，而超临界和超超临界机组的发展已日趋成熟，其可用率、可靠性、运行灵活性和机组寿命等方面已接近亚临界机组。超临界机组是指主蒸汽压力大于水的临界压力(22.12MPa)的机组。习惯上又将超临界机组分为2个层次：常规超临界参数机组，其主蒸汽压力一般为24MPa左右，主蒸汽和再热蒸汽温度为540560；高效超临界机组，通常也称为超超临界机组或高参数超临界机组，其主蒸汽压力为2535MPa及以上，主蒸汽和再热蒸汽温度为580及以上。理论和实践证明常规超临界机组的效率可比亚临界机组高2%左右，而对于高效超临界机组，其效率可比常规超临界机组再提高4%左右。4.2 国外超临界机组的发展状况与计划4.2.1 发展现状大型超临界机组自20世纪50年代在美国和德国开始投入商业运行以来，随着冶金工业技术的发展，提供了发电设备用的碳素体钢、奥氏体钢及超合金钢。到今天超临界机组已大量投运，并取得了良好的运行业绩。近十几年来，发达国家积极开发应用高效超临界参数发电机组。美国(169台)和前苏联(200多台)是超临界机组最多的国家，而发展超超临界技术领先的国家主要是日本、德国和丹麦。德国是发展超超临界技术最早的国家之一，在早期追求高参数，但后来蒸汽参数降低并长期稳定在25MPa/545/545的水平上，其后蒸汽参数逐步提高。2003年投产的Niederaussen电厂参数为965MW26MPa/580/600，设计热效率为44.5%。日本因能源短缺，燃料主要依赖进口，因此采用超临界发电机组(占总装机容量的60%以上)。1989年和1990年，日本的川越(Kawagoe)电厂先后投运两台参数为700MW31MPa/566/566/566。这是日本发展超超临界发电技术的标志性机组。近年来一批百万千瓦级超超临界发电机组相继投入运行，除达到很高可靠