超超临界汽轮机的发展问题和前景

超超临界汽轮机的发展问题和前景第1页，共24页，2023年，2月20日，星期四

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第2页，共24页，2023年，2月20日，星期四主要内容第3页，共24页，2023年，2月20日，星期四主汽压力

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Alstom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。第4页，共24页，2023年，2月20日，星期四

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1200~1300MW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：额定背压搭配80%负荷，或者背压6kPa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。第5页，共24页，2023年，2月20日，星期四开式循环水系统：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17~18℃循环水温，水量充沛的条件，1000MW汽轮机可以而且需要配置3.6~4.0kPa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。

1200~1300MW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，1000MW及以上机组不能太多，主力应为600MW级别机组。第6页，共24页，2023年，2月20日，星期四600~660MW容量，2排汽/1146~1219mm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600~660MW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。第7页，共24页，2023年，2月20日，星期四关于双背压设计双背压设计可以使平均背压降低0.2~0.3kPa。一般地，循环水温越低，水量越充沛，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。第8页，共24页，2023年，2月20日，星期四3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40000m2），设计冷却倍率55。额定背压4.725kPa。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4.0kPa，相应地，搭配1219mm的末级叶片，机组能耗可降低近1%。第9页，共24页，2023年，2月20日，星期四3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。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。第10页，共24页，2023年，2月20日，星期四

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℃。第11页，共24页，2023年，2月20日，星期四二次再热–

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

31MPa/600℃/610℃/610℃。动力循环优化的结果：增加主汽压到28MPa或以上；增加回热级数到9~10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。第12页，共24页，2023年，2月20日，星期四

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、高效辅机仅仅是节能设计的必要条件5一些重要的节能设计技术

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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45~50%，以减少节流损失。第14页，共24页，2023年，2月20日，星期四因此，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。第15页，共24页，2023年，2月20日，星期四5.3

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40kJ/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。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。

第16页，共24页，2023年，2月20日，星期四5.5

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20kJ/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。

第17页，共24页，2023年，2月20日，星期四迄今为止，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27MPa/600℃/600℃，背压4.3kPa。4排汽/末级叶片1146mm。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号高加第18页，共24页，2023年，2月20日，星期四

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。第19页，共24页，2023年，2月20日，星期四电厂的实践–

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。如果成功并形成标准设计，则有里程碑式的节能减排意义。第20页，共24页，2023年，2月20日，星期四

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。单位1234额定工况试验热耗kJ/kWh7290720070007320运行热耗kJ/kWh7320724070607420锅炉运行热效率0.935管道效率0.99发电厂用电率0.0350.0350.0350.04运行供电煤耗g/kWh280.0

276.9270.0285.3注：1，较低背压（~4.7kPa），采用0号高加和低温省煤器2，极低背压(~3.6kPa)，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(~5.2kPa)，闭式循环水系统第21页，共24页，2023年，2月20日，星期四可以看到，常规设计下，由于实际背压条件较差，供电煤耗达到285g/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280g/kWh的供电煤耗水平，通过努力，也很可能率先达到270g/kWh。第22页，共24页，2023年，2月20日，星期四