华东,高效超临界压力汽轮发电机组

高效超临界压力

汽轮发电机组

（仅供内部参考）

华东电力设计院收集

2002.2

目录

1.目的

1.1做这项研究的理由

1.2背景

2.水/汽循环

2.1引言

2.2主汽压力的影响

对热耗和效率的影响

2.3主汽和再热汽温度的影响

2.4双再热对单再热

2.5凝汽器压力的影响

2.6最终给水温度的影响

2.7最佳最终给水温度

2.8热平衡

3.运行特性

3.1部分负荷运行

3.2负荷范围

3.3负荷变化率

3.4起动期(夜间停、周末停之后)

4.锅炉系统

4.1压力部件

4.2空气和烟气系统

4.3燃烧系统

4.4灰、渣系统

4.5主要锅炉数据

5.汽机系统

5.1高压缸(HP)

5.2中压缸(IP)

5.3高压和中压缸的材料

5.4低压缸(LP)

5.5凝汽器

6.管道系统

6.1材料特性

6.2管子尺寸

6.3蒸汽管道的连接

7.电厂辅机

7.1冷却水系统

7.2低加和高加

7.3给水泵

7.4给泵电动驱动装置

7.5化水和凝结水精处理设备

8.环保系统

8.1静电除尘器(ESP)

8.2除氮氧化物系统(SCR)

8.3烟气脱硫(FGD)

9.热控系统

9.1汽包锅炉的控制

9.2直流保护

10.现场布置

11.利用率和可靠性

11.1蒸汽参数对利用率和可靠性的影响

11.2重复对利用率和可靠性的影响比较

12.净效率

12.1一些现代化电厂的净效率

12.2辅助负荷

12.3寄生损失

12.4净效率

13.国产化分析

13.1设计和制造

13.2安装

13.3运行

14.投资成本

14.1总投资

14.2投资分解

14.3售电价格分析

14.4二氧化硫(S02)对投资收益的影响

14.5投资回收分析

14.6结论

15.结论

1.目的

1.1这项研究的理由

前两年FLSMilj中一直在告诉中国政府各部门丹麦在高效超临界燃煤电厂，

具体地说也就是锅炉方面的设计和运行经验。资料已在中国与中方发电部门管理

人员举行的讨论会和各种会议上散发。这些活动已促成了中国官员几次访问丹麦

几家先进的电站，围绕运行经验进行考察和讨论。

这些会议和会谈已表明中国的发电系统有兴趣探讨这样的机组是否能像在

丹麦已得到证明的那样对中国的电网也有可类比的优点。进行这项探讨的最好办

法是做可行性研究，在研究中，所有参数-具体数值中国和丹麦可能不同-都

可测试对方案履行的影响。中国电力工程咨询公司（CPECC）和FLSMilj①已

同意合作进行这项研究。

1.2背景

在过去的20年，丹麦的燃煤蒸汽动力循环已经逐步从亚临界压力级经过超

临界范围发展到今天的高效超临界循环。这在欧洲也称为超超临界（USC）动力

循环。在丹麦的条件下，这种电厂机组的总发电效率已从40%上升到47%o逐

步发展已经能做到让这些机组维持高利用率并已表明认真的设计意味着利用率

不受高蒸汽参数的影响。同样在这20年中全世界对清洁煤技术的要求也已经提

高，燃煤高效超临界工艺与其他的清洁煤技术相比，经济上已经证明是最好的解

决方法。

在今后几十年，煤仍然是世界上发电的最重要的燃料，中国还有提高燃煤发

电能力的雄心勃勃的规划。这项可行性研究有希望对中国实施这一规划时的决策

作出有效贡献。

按照丹麦设计原则设计的600MW机组在中国的条件下会怎样实施，必须从

布置方式做概念上的介绍。FLSMilj中将集中在锅炉岛，丹麦发电公司ELSAM支

持动力循环和其他设备岛的探讨。CPECC是研究组的一名积极成员，将把中国一

切待测试重要条件带到研究中来并和现在丹麦的参数进行对比。

2.水/汽循环

2.1引言

燃煤电厂技术自第二次世界大战结束以后已取得相当大的发展。这期间第一

阶段燃煤电厂发展的激励因素是为了满足不断增长的电力需求和保持低生产成

本，一个明显的成果就是设备的最大出力在欧洲从100MW范围增长到800MW而没

有影响设备的可靠性和利用率。

工业化国家中电力消耗的增长已经从60年代的迅速增长下降到现在的低速

增长。同时电力生产的发展推动力已从供给和经济上的考虑改变为环保方面。许

多国家对环保越来越重视的一个重大结果就是经济合作和发展组织（0ECD）垓

数政府声明的到2005年将二氧化碳（C02）的排放量与80年代末相比，降低20%。

要达到这一目标很困难，费用很大，留给电厂和电力生产者许多没有解决的问题。

然而，除了减少更大的电力需求外，提高煤-电转换效率是减少全球C02排放

最有效和最便宜的方法之一，而且也适用于快速发展的亚洲经济。

兰金（Rankine）循环曾经在200多年电力生产中担当重任，不断改善该循

环的性能-这也是粉化燃料（PF）技术的基础-这些年一直在不断进行。兰

金循环在过去40年间比较具体的改善列在下面表2.1-1,表示第二次世界大战

以后集中式的电力生产成为普遍现象时经济合作和发展组织（OECD）大多数国家

里主汽压力和温度的发展总趋势。第二栏中的“D”表示汽包锅炉的代表性压力，

“F”表示直流锅炉的代表性压力。第三栏给出60、70和80年代的两种温度等

级，但是看来与该时期汽压的改进没有关联。第四栏列出各10年期间厚壁型材

所用的高温钢。

表2.1-1第二次世界大战以后主汽汽压和温度

171压力（巴）温度（°C）高温钢

50年代D：80-100520-53013CrMo44/Tll

60年代D：120-160530--53010CrMo910/T22

或

F：170-180560-56514MoV63

70年代F：180-190560-565X20CrMoV121

或T22

80年代F：180-190560-565X20CrMoV121

或F：250

90年代250560

X20CrMoV121

表2.1-1最底下一行表示以市场有售已30多年的德国马氏体12%格(Cr)

钢(X20CrMoV121)为依据的目前粉化燃料技术限值。不过，重要的是请注意表

2.1-1只表示经济合作和发展组织(0ECD)成员国内的总趋势。经济合作和发

展组织以外的改进由于有许

多原因而可能不一样。

公用事业的电厂采用先进蒸汽参数和远离总趋势的一个里程碑是1958年调

试属于费城P&IEddystone的325MW#1机(350巴，650℃,双再热达566℃)。

不过，由于厚壁奥氏体部件有问题和蒸汽管爆管，这家电厂的运行记录并不好。

早期先进蒸汽参数的另一个例证是属于俄亥俄电力公司，1957年调试后成功运

行多年的Phil。125MW6#机。这是世界上第一台运行在超临界压力(310巴,

双再热和蒸汽温度高达6201的发电机组。最终这条以煤为基础的“高温管线”

被放弃-很可能是由于上述运行上的问题和60年代油价的下降。

50年代，化工厂的基荷发电，比如Bayer化学和化工厂也采用了300-350

巴和600-650℃范围内很先进的蒸汽参数。这些电厂虽然使用奥氏体钢制造蒸

汽管道和转子，但却表现出很优良的运行记录。不过，这些厂都很小并作为不需

负荷循环的纯基荷电厂运行。

兰金循环设计上而不是高汽压气温上的大改进是德国曼海姆大型发电厂在

20年代采用的给水再生预热和在50年代采用降低低压缸废汽湿度的再热。双再

热在50年代和60年代因财政原因采用，但随着油价变便宜和核电承担基荷发电

而又消失。

除了材料和兰金循环的改进，粉化燃料技术的改进非常依赖于锅炉、汽机和

电厂其他主要部件设计上的改进。因此，公用事业电厂的直流锅炉在50年代和

60年代的发展使蒸汽压提高到221巴的临界值以上成为可能。

对电厂整体性能有很大影响的汽机叶片改进，一直进行了好多年。现在的叶

片一般都是整体围带，减少漏汽损失，叶片都进行过最优化，降低形状损失。结

果公用事业电厂汽机各级的效率在过去20年内改善了约4-5%,高压部分达到

90%以上，低压和中压缸达到95%以上。

对给水泵和风机之类的耗电辅机主要部分中的流程情况有了更好的理解也

导致了效率在过去20年内提高了5%左右。

在欧洲，超临界电厂即使在560°C温度也取得同样好的运行效果，如同采用

汽包锅炉技术的老电厂运行在30-540°C左右的蒸汽温度。以先进蒸汽参数运行

的日本电厂也报告了同样好的运行效果。因此，目前运行上还没有表现出先进粉

化燃料电厂的利用率会下降。

过了近40年，Philo和Eddystone的“高温管线”又在锅炉和汽机所有主要

部位用P91和P92之类的新马氏体高温钢代替奥氏体钢的基础上得到采用。马

氏体钢是这样一种结构-由于其中的铭含量，它在空气中从900°C左右以上的

奥氏体相冷却到室温时能形成一种细纹的马氏体结构。

这些类型的钢在今后几年会继续改进并从费用上保证先进粉化燃料技术的

设计生命力，使电厂的设计具有良好的运行弹性和利用率。而且主汽汽压和汽温

能高出表2.2-1最底下一行的值，如表2.1-2所示，这看来可能就在今后十年

之内。

表2.1-22000-2010期间主汽汽压和汽温

m压力（巴）温度（°C）®

温钢

90年代末275-290580-600P91

2000-2005300-310600P91

2005-2010320-350610-630

NF616(P92)

2.2主汽压力的影响

主汽压力的影响

炉膛是现代化电厂的大瓶颈之一，现代化直流锅炉的炉膛设计对目前水/汽循

环的改进，尤其是对较高的主汽压力有某种限制。大多数问题都因习惯上用作炉

膛墙的钢材13CrMo44或T11的强度随炉膛墙中水/汽温度开始升高时降低而引

起。传统钢管内表面氧化加剧在水汽温度上升时也可能引起问题。

不过，今后可以使用市场上已经有售的质量更好的钢材减少问题的发生，这

在第4条锅炉中再谈。这里简要地谈炉膛的一些特点，尤其是使炉膛墙起重要

作用的主汽压力。

多年来，炉膛都用炉膛墙包起来，炉墙用鳍片管制造，焊在一起形成不漏（烟）

气的膜式墙，常称为水冷壁。这就不需要耐火材料，保温也就直接放在水冷壁外

面。

很明显，具有水冷壁的炉膛设计从大多数方面看，是一种很好的方案，因为

炉膛墙起吸热和实际边界的双重作用，使炉墙成为锅炉中一个很便宜的受热区。

不过锅炉的设计人员需要接受一点，就是炉膛的吸热面直接和炉膛大小相联系，

在炉墙出现冷却方面的问题时他缺乏自由度。

而口发电的经济成本加大了炉膛的问题，因为电力生产人员需要使用多种多

样的煤，包括费用低、灰份软化温度低的各种煤。这样的煤可能引起炉墙结渣和

火侧腐蚀方面的问题，这些问题又因环保要求现代化的低NOX（氮的氧化物）

燃烧而加重。低NOX燃烧需要大炉膛，这也意味着与老锅炉相比，要增加给炉

墙的热量输入和提高水汽温度。

最后，水、汽的热动力学指出超临界压力也增加了水冷壁中水/汽温度更高的

趋势。图2.2-1表示水/汽温度上升-热焰（对应于给水冷壁的热量输入）的

特性曲线：

•曲线1：亚临界汽包锅炉，出汽压力60巴

•曲线2：超临界直流锅炉，出汽压力250巴

•曲线3：超超临界直流锅炉，出汽压力300巴

图2.2-1水/汽温度与热焰的相互关系

曲线1清楚地表示出亚临界压力下370-380°C左右稳定的低蒸发温度，管

子中蒸发随双相流发生。曲线2和3表示炉墙中超临界水汽温度随主汽压力上升

而一直上升，可以包括：

・蒸发器出来的水/汽温度从亚临界变成超临界汽压时至少上升30K左右。

•只要蒸汽参数停留在300巴和600℃左右以下，炉墙和旋风器中的水/汽

温度值可能被限制在450°C,对水冷壁的设计和使用不会构成大问题。锅炉制造

厂家在两种场合可以使用简单的1%格管，比如德国13CrMo44或美国P11,在

焊接后不需做任何热处理。

・主汽压力超过300巴左右时，就非常需要能承受更高水/汽温度的改进炉墙

材料。随着制造水冷壁的2-1/2%和12%铭的新钢材市场上有售和旋风器中的蒸

汽温度可以从450°C上升到500-520。C范围，这个问题看来可以解决了。

蒸汽工况对高压和中压/低压缸的膨胀管道以及再热的热量输入也有影响。图

2.2-2表示额定负荷下单再热亚临界（SUB）与超临界（SC）或高效超临界

（HESC）循环的膨胀管道，表现出这两种循环之间热动力上的一些主要差异：

・高压缸内超临界（SC）循环的膨胀更大些，结果高压缸以后的汽温低些，

而单再热超临界循环再热蒸汽的温升大些-超临界循环在250K范围，高效超

临界（HESC）循环在280K范围。亚临界循环的再热器温升一般在200K。

•亚临界（SUB）和双再热高效超临界（HESC）循环中，再热冷段蒸汽过

热约为100K,这可以使锅炉设计费用略微省一点，这里通过再热冷段蒸汽管道

中喷水的方法控制再热温度。超临界循环的再热冷段只过热40-50K左右，这迫

使锅炉的制造厂家将再热分成两段并在两段之间喷水。

•由于超临界（SC）循环的最终给水温度较高，具有热动力上的优点，所以

需要的再热压力较高，从而把中压和低压缸的膨胀管道移到左边。如果是用海水

冷却的设备，这可能给单再热循环的低压缸末级叶片带来水滴腐蚀的严重问题。

对双再热循环这个问题不会出现，因为第二再热将中压/低压膨胀管道移到右边,

而且膨胀管道末端蒸汽比较干燥。

热耗和效率的影响

在常规的535℃主汽温度和540℃的再热汽温度，锅炉出口主汽压力从亚

临界的170巴上升到250巴时净热耗下降2%上下，主汽压力再从250巴上升到

310巴净热耗再降1.3%。

在先进的蒸汽工况下，主汽压力上升10巴，净热耗下降0.1%左右。在本研

究所考虑的先进蒸汽参数范围内，这方面的改进比较稳定。

带部分负荷的先进高效超临界（HESC）电厂应该利用滑压运行进行控制，

也就是主汽压力像第3节设备特性中说明的那样和负荷成比例地变化。

在部分负荷下滑压运行意味着水/汽循环效率减低，但运行在较低排汽压力上

的给泵需要的功率降低部分补偿了这一点。部分负荷下效率在其他方面的损失由

较低的给水温度等造成，但是，大部分的循环损失因流量消耗的辅机功率迅速下

降而得到补偿。结果，高效超临界（HESC）技术的净效率在80-100%负荷之

间相当稳定，在35%负荷，净热耗可能仅从额定值下降4-5%。

2.3主汽和再热汽温度的影响

主汽和再热温度对高温部位的钢材蠕变、腐蚀、氧化、退化有很大影响。不

过提高主汽和再热汽温度也意味着设备效率的改善。需要根据材料改进增加的成

本、汽温提高方面的经验和节省的燃料对所有的方面做很好的权衡。

图2.3-1表示在最优化循环中提供蒸汽温度10°C时净效率的提高。在本

研究所考虑的高效超临界（HESC）循环的蒸汽压力和温度范围内这方面的改善

是相当的稳定。

表2.3-1蒸汽温度增加10°C时效率的提高

1'再热

2'再热

单再热0.3%0.25%

双再热0.25%0.15%

0.15%

表2.3-1表明主汽和再热汽二者温度增加相同量值时，单再热和双再热循

环总效率的提高几乎相同，它还表明主汽温度提高取得的效率改善在双再热循环

中因主汽流量减小而降低，如表2.4-12.3-1所示。反之亦然，再热汽温度

提高所产生的效率提高在双再热循环中上升。

如果再热汽温度从580℃升高到600℃,300巴高效超临界（HESC）循环

的净热耗会改善0.6%。

部分负荷时蒸汽温度稳定对取得部分负荷时的良好效率非常重要。有许多种

方法保持汽温稳定，但最熟悉的是烟气再循环，它可以在S35%至I」100%负荷内

保证主汽温度稳定。再热汽温度可以在s50-100%负荷内保持稳定。将来，新

式的炉墙会把主汽和再热汽温度的稳定范围向下扩展到s20-25%负荷。

向再热器喷水会用来控制再热器内的温度不平衡。

2.4双再热对单再热

这一小节集中讨论双再热循环，它们和比较常用的单再热循环相比有好多优

点，大的优点有三个：

・低压缸废汽湿度下降，可以减少末级动叶片的腐蚀问题。

・各再热器中温升较小，各再热器中的典型温升将在200°C上下，而单再热

循环再热器内的温度会在280°C上下。这就能保证锅炉出口断面汽温比较均匀。

•转子细长、敏感的高压缸内热焰降较小，双再热循环中高压缸热焰降会在

300KJ/kg上下，单再热循环中会在400KJ/kg上下。所以双再热汽机的高压缸会

短一些、坚硬一些，改善转子的稳定性。

再热是大家熟悉利用兰金循环膨胀管的卡诺化改善效率的方法。而且，再热

还减少了在锅炉的高压部位向循环传输热量的不利情况，因为比较多的热量经过

再热器加给循环过程。表2.4-1表示在蒸汽参数越来越先进和采用双再热时热

传输怎样从昂贵的过热器转移到再热器去。

表2.4-1单再热对双再热循环的热传输分配

再热数目P-主汽（巴）Q再热/Q

过热

1170

0.19

1250

0.23

1300

0.29

2300

0.40

2335

0.43

2375

0.45

兰金循环中再热的数目50年代以后已进行过透彻的讨论，主要是作为基荷

电厂的一项经济问题考虑。60年代期间，德国、意大利和美国建了一些双再热

电厂，但由于油价下降和核电承担了基荷，所以单再热机组变成了优先选择。然

而，对90年代采用的比较先进的蒸汽参数，双再热又成为考虑对象。因增加再

热而引起运行上的问题迄今为止还未有人提出。

日本有两台700MW燃气高效超临界（HESC）双再热机组1989/1990年以来

在中部电力公司川越电厂运行。中部电力公司报告这些机组利用率很好。不过，

日本的电力工业看来在目前的超临界（SC）蒸汽工况下燃煤电厂还是喜欢单再

热机组，但他们在预测中指出对更先进的蒸汽工况，会采用双再热。

在美国，EPRI（电力工业研究院）在80年代初和90年代的几项研究中研究

过先进的粉化燃料电厂技术。这些研究提出过经济上可行的双再热机组。还有美

国能源部(DOE)1995年起的低排放锅炉系统(LEBS)规划也以双再热机组作

为依据。

在丹麦，两套主汽压力290巴，主汽温度580°C,再热温度580°C的双再热

循环自1997/1998年起运行。决定采用双再热是出于经济考虑，但用意也是开始

发展能体现最高效率、最大限度地降低CO2排放、电价有竞争力的“不花太大

费用的最可用技术(BATNEC)”。

效率

双再热循环与单再热循环比较，净效率的提高已经在两种高效超临界

(HESC)循环上进行了探讨：

•300巴/580/580/580℃循环，可望再2005年前后调试

・330巴/610/630/630°C循环，可望再2010年前后调试

以上所列双再热循环与单再热循环相比，幅度在0.5%上下的几项主要的内在效

率提高已包括在二者的比较内：

•由于给水流量减小，给水泵的工作视最终的给水温度减少了10-15%。

•最佳的最终给水温度是高出10-20℃»

•由于主汽流量减少，出口联箱可以设计得内径小一些，可以在主汽压力提高

15-20巴的情况下运行。

净热耗改善的计算结果列在下面表2.4-2中。

表2.4-2双再热循环净热耗的改善

结果列在下面表2.~4-2~o~300~巴/580/580/580°C

300巴/610/630/630°C

-2.5%-3.3%

双再热循环的缺点是费用比较大而且复杂，部件多、控制设备多，第二再热器

中压力损失增加。

最后,很重要的一点是要注意高效超临界(HESC)双再热技术的进一步发展尤

其要依赖于双再热汽机的不断改进，而这又依赖于亚洲尤其是中国的市场.

最佳再热压力

双再热留给设计人员的众所周知的问题是优化他一套蒸汽参数中的再热压

力.再热压力优化的热动力学背景在Springer出版社出版的W.Traupel教授所著的

“热力汽机”一书中有很好的说明。简言之,Traupel的主要结论是再热冷段温度

应该在加给循环热量的平均温度上下，再热压力应该调整到符合这一要求.

双再热循环的两个再热压力的最佳组合用贝纹图表示。图2.4-1表示300

巴高效超临界(HESC)循环的贝纹图.给水温度对热耗的影响利用前置高加从高压

缸放气管抽汽将给水最终温度恒定在300℃的方法加以排除。星号表示压力和

温度的最佳组合，偏离最佳压力所引起的额外损失由偏离最佳净效率的固定偏

差曲线表示。

图2.4-1330巴高效超临界(HESC)循环贝纹图

图2.4-1的贝纹图表示300巴高效超临界(HESC)循环的最佳再热压力,RH1

在105巴上下，RH2在24巴上下。然而，目前再热和最终给水温度不纯粹基于热

动力上的考虑。电厂设计中还需包括锅炉和汽机设计人员的实际需要，一些主要

的制约列在下面：

•考虑炉墙1%铝钢CrMo44(Tll)强度意味着最终给水温度要被限制在310°

C上下。

•只要最终给水温度被限制在310°C附近，从经济上考虑就要排除用前置高

加从高压缸抽汽的方案，而代之以前置高加从第一再热冷段抽汽。

•考虑双再热锅炉有三个冷进汽温度需要协调，以保证再热器、省煤器和空

预器的经济上最好的设计。

结果,300巴高效超临界(HESC)循环的第一再热冷段压力会在90巴上下，给出

最终给水温度310℃,第二再热冷段压力会在30巴上下，便于设计中压2(IP2)的

进汽阀.

然而，新的水冷壁钢材已研制出来,它为循环的设计人员提供了选择最佳再热

压力的大得多的自由度。在丹麦，一台属于ELSAM,由FLSMilj①/BWE建造的

新生物量小锅炉已经运行了3年，它的炉墙是新型12%铭钢HCM12。这种钢材

允许炉墙出口的水/汽温度升高到500°C以上。其他目前正在世界各地的试验装

置上由其他生产厂家进行试验。

最大330巴高效超临界（HESC）循环的贝纹图已经由ELSAM在其他研究

项目进行过研究，与图2.4-1只有很小的差别。要在2.6谈到的高加的联接对

贝纹图会有比较大的影响。

最后，为了表示循环参数的改进如何影响热动力性能，计算出了两套高效超

临界（HESC）循环的平均热动力温度，和再热冷段温度一起表示在下面表2.4-

3中。

蒸汽参数300E/580/580/580℃330巴

/610/630/630℃

平均温度420℃450℃

RH1冷段温度385℃410℃

RH2冷段温度405℃375℃

上表表示最大高效超临界（HESC）循环的第二再热器入口-应该认为这是

一种比300巴高效超临界循环更自然和更不受限制的循环-怎样能比第一再热

器入口温度低，这意味着第二再热器的第一段应该直接放在从烟气方向看的省煤

器上游。

低压缸末级动叶片的腐蚀

采用双再热的一个很重要的理由是为了降低低压缸废汽的湿度，如图2.4-3

所示。废汽中的水滴侵蚀和损坏末级长动叶的末端，双再热减少了蒸汽中的含水

量，低于8%,这时叶片腐蚀和损坏变得不严重了。

由于低压缸采用新的改进设计，排汽面积加大，所以过去10年期间凝汽器

压力明显降低，而口还采用了双压凝汽器，这些都加重了腐蚀问题。还有在寒冷

的冬季，凝汽器压力会很低，膨胀管线末端蒸汽中的含水量在常规的单再热循环

中可能上升到13%以上。

丹麦的运行经验表明，1992年调试的Esbjerg3由于废汽中的额定含水量超

过13%,末级动叶出现严重的腐蚀问题。还有1991年调试的Fyn7也有严重的

运行问题，因为目前设备是在末级动叶因水滴腐蚀而截短300mm的情况下运行。

提高再热温度会减小腐蚀问题，因为膨胀管线末端移到废汽湿度降低了的部

位。然而即使再热温度在600°C,再热压力也在比较低的60巴，丹麦Avedore2

-在2001年开始运行-的运行人员也很关心末级动叶的腐蚀问题。

另一个大问题是需要加硬末级动叶片的上前缘部分以降低单再热循环的腐

蚀。这方面已经出现过叶片断裂的许多问题，在1995年，运行5年以后，

Amagervarket3#机曾停机两星期更换加硬区末端断裂的末级动叶。

末级动叶出现的运行问题全都得出这样的结论：额定负荷下膨胀管线末端含

水量不允许超过12%,这一条应该认为也适用于中国境内高效超临界（HESC）

电厂的运行。

2.5凝汽器压力的影响

凝汽器压力对主汽压力300巴和主汽/再热汽温度580℃的双再热高效超临

界（HESC）循环设备净热耗的强烈影响示于图2.5低压缸的排汽损失保持

不变。

目前大多数汽机制造厂家已经采用了叶片改进、末级叶片较长和排汽面积较

大的新低压缸，以承担得起的成本和适度的排汽损失应用于较低的凝汽器压力.

所以，欧洲电厂的设计人员现在把有湿冷却塔的电厂的凝汽器压力瞄准在35毫

巴上下而不是现有电厂的40-45毫巴.凝汽器压力还可以采用双压凝汽器而进一

步降低，让凝汽器像一台对流换热器那样工作。

本项研究的热平衡依据的凝汽器额定压力为49毫巴，这在中国是标准值.然

而，图2.5--1清楚地表明设备的性能对凝汽器的压力是怎样的敏感以及在欧

洲蒸汽循环冷端的优化包括了所有的季节性差异，以便在冬季气温和凝汽器压力

很低时也取得良好的性能.

图2.5-1热耗变化s凝汽器压力

可以得出这样的结论，现代化的低压缸设计和探讨凝汽器的最佳压力对取得

良好的设备性能非常重要.所以我们建议在采购汽机前先根据气温、湿度、负荷

系数等的年度变化进行详细的电厂性能、成本的费用/收益分析.

2.6最终给水温度的影响

利用抽汽进行给水和主凝结水再生预热是提高兰金循环效率的最引人注意

的方法之一。但是预热的最佳使用被限制在主要蒸汽参数给出的某范围内.前置

高加-运行在最高抽汽压的高加-设定再生预热能达到的最终给水温度。

2.7最佳最终给水温度

最佳的最终给水温度很大程度上取决于蒸汽参数以及是单再热还是双再热

循环，图2.6-1表示边缘净效率-给水温度升高1K时净效率的提高-怎样随

给水温度变化.

图2.6-1表明主汽参数在300巴和580°C上下的单再热循环热动力角度上

的最佳最终给水温度在325℃左右.不过重要的是请注意纯热动力角度的最佳值

不考虑增加的投资成本。

提高最终给水温度增加的投资一般来自增加高加、空预器和省煤器的受热面

以冷却烟气。根据一些出版资料•，由于提高最终给水温度而增加投资可能把经济

上的最佳最终给水温度降低到热动力角度最佳值以下20-30°C左右。

所以，经济上的考虑倾向于将300巴高效超临界（HESC）单再热循环的最

终给水温从其325°C的最佳值降到305°C上下，对应于抽汽压力在90巴上下，

这就需要三台高加、高压缸中-抽汽和再热压力整定在65-70巴左右的最佳

值。

比较常规的高压缸无抽汽的单再热设计中，前置加热器都连到再热冷段管道

抽汽。这些循环的热动力角度最佳最终给水温度约在290。左右，配合75巴左右

的再热压力。不过这样高的再热压力在有湿冷却塔的单再热电厂中可能出现废汽

湿度太大的问题。

图2.6-1净效率的边缘增益s最终给水温度

比较先进的蒸汽参数和双再热铺平了提高给水温度的道路，尤其是双再热循

环没有废汽湿度方面的问题。而且双再热循环只需要两台高加并提供了比较便宜

的机会，从第一低温再热器给前置加热器抽汽而取得高的最终给水温度。

图2.6-1表明了300巴双再热高效超临界（HESC）循环的热动力角度最佳

最终给水温度在340℃左右。所以根据以上经济可行性方面的考虑，技术上可

行的最终给水温度将在310-320°C范围，这是本项研究的基础。

最后，图2.6-1表明蒸汽参数为335巴和610/630℃的最大高效超临界

（HESC）双再热循环的热动力角度最佳最终给水温度灾355℃℃上下。根据

ELSAM进行的其他研究，看来仍有可能设计适用这样高最终给水温度、且经济

上可行的高压系和锅炉。

高加系列

高加系列的重要性随蒸汽参数的改进而提高。尤其是提高主汽压力和最终给

水温度需要和高加联接上的改进相协调。本小节将着重讨论一些可能性。

图2.6-2表示高加的一种得到很好证明的常规联接方式，它在单再热循环中

已使用多年。NVV3双再热循环的高加系列也立足于这种联接方式，但有小的更

改，让除氧器从第二低温再热器进汽而不从中压缸抽汽。需要两台高加和一台减

温器，所有的凝结水都回送给除氧器。

图2.6-2常规高加系列

图2.6-3表示为高效超临界（HESC）循环研究的先进的高加联接方式。和

三台高加单再热高效超临界（HESC）的高压系相比，先进的联接方式在效率和

成本方面尤其优越，因为它只有两台高加的和一台前置减温器（E）-尺寸和重

量全都减小。

图2.6-3先进的高加系列

先进的高加系列的基础是高加采用凝结水泵，因为这在低加已使用多年。欧

洲的大给泵生产厂家已证实能没有大问题地设计运行于大进水压力和高温下的

凝结水泵。先进联接方式泵的成本与常规联接方式相比不会增加，如两个数字所

示，总的来讲，先进的联接方式可以看得到投资成本降低。

而［且，先进联接方式的高最终给水温度可能导致锅炉和汽机进一步结合，如

图2.6-3所示。这里前置减温器移到的位置把流过减温器的给水和通过省煤器

后的主给水流混合。这样流过省煤器的给水温度降低，能减小省煤器再热器（冷

段）和空预器的尺寸和成本。

虽然先进的高加系列立足于经验丰富的部件，但还缺乏运行上的经验。不过,

如果双再热高效超临界（HESC）循环在中国取得突破，则和双再热循环紧密联

系在一起并投资成本也比较低的先进高加系列也应该采用。

2.8热平衡

这一小节提供为本项研究准备的一些热平衡。

附图2.7-1-2.7-3表示额定负荷的热平衡和75%、50%额定主汽流量的部

分负荷热平衡。

2.7-4表示用汽动给泵的电厂的100%热平衡。

3.运行特性

现代化的高效超临界（HESC）技术是烧煤粉（PF）技术的最新和得到很好

的证明的状态，它是上世纪末开始发电以来分许多小步骤逐步发展起来的。它的

发展一直很保守，粉化燃料技术作为发电技术发展的推动力在20世纪80年代期

间从成长和需求改变为目标环保和效率时确实受到挑战。

然而，高效超临界技术所有部位的改进技术和新型的钢材已经出现，依然保

证高效超临界（HESC）技术在五个重要方面或'5个E'的竞争力。

・效率

・弹性（考虑运行和燃料两方面）

•经验

・环保

•经济

粉化燃料技术的利用率和可靠性很高，ELSAM在从亚临界汽包锅炉向超临

界直流锅炉转变时注意到强迫停机时间没有任何增加。他们也没有看到蒸汽温度

从540°C上升到560°C和580°C对利用率有任何影响。

由于整个20世纪粉化燃料技术和高压电网在国际上的发展，高效超临界

（HESC）技术已作到了很好的调整，符合高压电网的特性和负荷国内、国际调

度的需求。虽然蒸汽参数比较高，高效超临界（HESC）技术也被证明和比较常

规的电厂一样具有同样的运行弹性。

高效超临界技术表现出很好的燃料弹性，能够烧世界上采出的大多数煤，含

氯量方面可以有几个小例外。而且高效超临界锅炉还会从煤的混合控制煤质量上

获益。丹麦的经验依据国际上的交易硬煤，其只要特性如下：

低位热值23-27MJ/kg

灰份10-20%

水分5-15%

挥发份20-40%

硫0.3-3%

哈德格罗夫可磨指数40-95

灰软化温度1100-1400℃

这一小节包括高效超临界设备的主要运行特性，第11点将谈到丹麦…些超

临界（SC）和高效超临界电厂利用率方面的经验。

3.1部分负荷运行

丹麦高效电厂的运行经验清楚地表明基荷电厂在部分负荷时也表现出良好

性能这一点很重要。一个主要原因就是运行10-15年后，新设备接管基荷运行，

然后良好的部分负荷性能对保证老厂每年运行合理的运行小时就变得很重要。

丹麦和欧洲高效超临界技术的优越性能都建立在电厂部分负荷时滑压运行

的基础上，这意味着主汽压力根据负荷成比例地降低，如图3.1-1。

图3.1-1中，NVV3从滑压运行过渡到稳压运行是在30%负荷，这对部分

负荷下的电厂效率有益。ELSAM的其他超临界设备，过渡点甚至还要低。

滑压联合控制-这在欧洲早期直流锅炉的电厂中是传统做法-在图3.1-

1也有表示。在美国和日本滑压联合控制目前仍在实行，过渡点这里表示在代表

性的40%负荷。

图3.1-1部分负荷下主汽压力控制

滑压控制和滑压联合控制相比的几个优点列在下面：

•高压缸有两只在大多数工作范围内都全开的进汽阀。汽机叶片的进汽可以

做得很简单。高压缸内的汽温和金属温度都保持恒定，这对厚壁部件的热灵活性

有利。锅炉也从部分负荷下低温再热器中的恒定温度获益。

•在滑压联合控制运行方式中，高压缸有4只进汽阀，第一级是控制级。所

以，高压缸比较昂贵，在额定负荷下，设备的热耗比滑压控制的设备高出0.2-

0.3%o控制级的叶片高度比较小成为高效超临界技术的一个问题，因为提高主汽

压力也就意味着叶片高度要小，对热耗产生额外影响。

・恒压运行也意味着进汽阀中主汽的调节引起高压缸汽温和金属温度的变

化。而且控制级上热量下降发生变化，加大了高压缸汽温和金属温度的变化。

•部分负荷运行的特性是炉膛出口烟气温度低，这也意味着吸热量增加，可

能引起炉墙管冷却方面的问题。滑压运行，按其含义就是需要比较低的蒸汽压力

和比较多的蒸发热量来补偿这一趋势。

•用滑压运行控制的电厂控制系统比较简单。

•化水不受•影响。

•滑压控制还能很好满足电动给泵的要求，见7.3介绍。

电厂的设计可能受到部分负荷运行方式的影响。丹麦和现代化的电厂都在部

分负荷下滑压运行，他们的设计额定负荷等于最经济负荷，保证整座电厂运行在

额定负荷时所有的设备都运行在额定负荷。

设计为滑压联合运行的电厂一般都在最经济状态运行，三四只阀开着，过载

时打开第4只阀。然而，尽管开三只阀经济，但大多数电厂辅机都减负荷运行，

而且在此负荷上效率比较低。

在亚洲，汽机凝汽器的冷却条件随季节变化很大，表3.1-1给出对620MW

电厂设计条件的影响概况。表中的缩写意为：

TRL：汽机额定负荷

TMCR：汽机最大连续功率

VWO：阀门全开

ECR：经济连续功率

锅炉的最大连续功率规定为1.10XB

表3.1-1所列设计条件的大变化也意味着电厂出力的大变化，如图3.1-2。

图上清楚地表明在TRL=620MW和最坏情况下运行意味着电厂在平均情况

VWO下出力会增加11-12%o所以电厂的净效率在ECR下会显著降低，因为

大多数设备都在部分负荷下运行，高压缸进汽阀处在调节状态。

表3.1-1电厂出力整体设计情况

负荷背压补给水蒸汽流量

TRL620MW118mbar3%计算

值=“A”

TMCR计算值49mbar0“A”

VWO计算值49mbar01.05

X“A”

ECR620MW49mbar0

“B”

可以得出这样的结论：必须透彻地研究-不在本研究的范围-其他保证电

厂出力的最糟情况的方法。

图3.1-2国际上的设计情况

部分负荷下采用滑压运行的高效超临界（HESC）技术，部分负荷的效率示

于表3.1-2。良好的结果绝大部分是因为减少了泵和风机等所需的辅机，补偿了

部分负荷下水/汽循环方面比较差的性能。而月.，ELSAM超临界电厂的运行表明

负荷在80-100%之间净效率几乎保持稳定。

表3.1-2高效率临界技术部分负荷下的相对净效率

负荷%1006040

相对净效率%10097.7

93.6

3.2负荷范围

高效超临界电厂的负荷在锅炉最大连续功率（BMCR）的20-100%之间变

化，锅炉可能能在锅炉最大连续功率的30%以上时用煤运行。直流锅炉在锅炉最

大连续功率得35%左右以上开始运行。

在与高压电网隔离，以孤岛方式运行时，丹麦的电厂全都能以锅炉的额定负

荷运行，将蒸汽经高压和低压旁路送给凝汽器。

3.3负荷变化率

表3.3-1表示高效超临界技术根据燃料和负荷范围的情况可能出现的负荷

变化率

表3.3-1高效超临界电厂可能出现的负荷变化率

负荷范围/燃料煤油和燃

气

最大连续功率（MCR）的50-90%4%MCR/分钟8%MCR/

分钟

最大连续功率（MCR）25-50和90-100%2%MCR/分钟4%m2MCR/

分钟

因为厚壁部件中的热应力是限制因素，所以在某一时间内降负荷通常比提高

负荷严格。

负荷跃变

高效超临界电厂在最大连续功率（MCR）的70-95%范围内，负荷可以跃变

5%,单纯通过停掉凝结水结合使用所选抽汽管道中快关阀的方法在5秒钟内增

加功率2.5%,其余的2.5%在30秒内增加。这里％是指额定负荷（不是跃变开始

时实际负荷）的百分比。在70%以下，需调节汽机的其他阀门完成5%的负荷跃

变，也就是电厂在负荷跃变前必须处在改进的滑压方式。在最大连续功率的40%,

需要进行8-10%的调节来达到5%这一数值。

3.4启动期（夜间停、周末停以后）

表3.4-1中列出高效超临界电厂启动时间的一些代表性的数字。表中给出

从第一只燃烧器点火到并网的设计时间以及再从并网到额定负荷的时间。

重要的是请注意表3.4-1的起动时间是绝大部分只适用理论考虑的最短时

间，是在采购电厂时作各制造厂家之间的相互比较。现实中在锅炉开始点火前最

要关心的是化水情况良好，它主宰起动过程和起动时间。

表3.4-1高效超临界电厂的起动时间

点火到并网时间并网到额定负荷时间

热态起动35-45分钟30-45分钟

半热态起动100-115分钟90-80分钟

冷态起动100-190分钟150-95分钟

锅炉和汽机二者都在高温的热态起动一般发生在夜间停机以后。热汽机和无

压锅炉（压力低于10巴）的半热态起动一般发生在周末停机以后。在这两种情

况下，代表性的问题是锅炉出来的蒸汽温度和汽机的金属温度协调。

4.锅炉系统

塔式单道锅炉是优先采用的整体设计。这是悬式锅炉结构的最佳方案，因为

这意味着

相邻压力部件之间不需要竖向的相对膨胀。而且这种类型的锅炉会给出最紧凑的

省材料设计，它的高度要比双道锅炉大，但支撑锅炉的主体钢构架无论如何要简

单和便宜。

4.1压力部件

高效超临界锅炉内新蒸汽的压力很大，水/汽系统需要采用直流设计，根据我

们45年的经验，提出的方案是本生锅炉。图4.1-1是锅炉的垂直剖面。如第2

章所介绍，双再热的动力循环意味着锅炉要包括三套压力系统：

•HP高压系统，出汽压力305巴

•IP1中压系统1,出汽压力91.5巴

•IP2中压系统2,出汽压力28.6巴

动力循环中这三套压力系统的结合可在图2.7-1中看到。锅炉中这些系统

的连接如图4.1-2所示，所示，其中你会看到锅炉的一示意剖面，画出各热量

传输组的相对位置。水/汽会这样流过锅炉：

4.1.1HP

水流从给水的入口FW开始，去省煤器ECO。水向上流往炉顶，从那儿经

外部连接管向下到炉底，进入炉膛灰斗底部的水冷壁。在灰斗和炉膛内，水向上

流经全焊接膜式水冷壁，这里管子沿着与水平方向成16°倾角的螺旋线。大约在

半途上有过渡区，过了过渡区后管子就在顶部通道墙上垂直走。

在某一高度，水流经过有管子接到旋风分离器的联箱离开水冷壁管。在小负

荷有2相流离开水冷壁时，水会在旋风器中分离并送往“给水分配器”。蒸汽会

离开旋风器顶部去支撑管系统，在这些管子里蒸汽向下流往管束底下的辐射保护

屏。过了这些屏以后将汽收集在联箱中送往1.喷水。

蒸汽从1.喷水经第1过热器组件HP1流往2.喷水，再从那儿去第2过热器组

HP2,去高压(HP)出口。

4.1.2IP1

蒸汽从高压缸回到IP1进汽口，经过第1IP加热器组IPL1去IP1喷水和通

过第2IP加热器组IP1.2去IP1出汽口。

4.1.3IP2

蒸汽从中压1(IP1)缸回到IP2进汽口，从那儿经IP2第1加热器组IP2.1

流往1P2喷水和经IP2第2加热器组IP2.2去IP2出汽LL

汽流系统可在以下流程图中作更详细的研究：

图4.1.2压力部件系统

蒸发器图4.1.3

高压过热器图4.1.4

IP1加热器图4.1.5

IP2加热器图4.1.6

压力系统的各种部件，即炉膛、顶部通道墙、水分离系统、支撑管系统、管

束、保护屏、旁路系统以及联系管束和水冷壁在下面说明:

4.1.4炉膛

锅炉的下部布置成燃烧室，横截面积是16.25平方米，从灰斗顶到辐射保护

屏之间的高度是41米。选择方形截面是因为燃烧系统是切向燃烧。方形的角被

“切掉”，使燃烧器有最好的安装可能性。图4.1—7表示炉膛的代表性横截面。

图上还画出刚梁系统。

从图4.1-8你可以看到炉墙整个螺旋线部分的展开图，你会注意到墙角的燃

烧器和燃烧器风（OBA）洞，靠近正常墙的顶部你会看到两层二次风（上部引

入风）（OFA）洞。你还会看到大约40个壁式吹灰器洞。因为燃烧器放在角上，

所以墙能很好地清理。

在灰斗和炉墙内，水向上流经全焊接膜式水冷壁，那儿管子沿着和水平方向

成16度的倾角走。大约在半途有一过渡区，过了过渡区，管子在顶部通道中垂

直走。

4.1.5顶部通道墙

螺旋线在炉膛顶部过渡区中结束，那儿管子全部接到外部联箱。4倍数的管

子从这些联箱返回，形成了顶部通道墙的垂直管。图4.1-9表示过渡区，用锻

造的过渡构件在那儿实现管子尺寸和数目的改变。管子尺寸和过渡构件的设计一

起形成很有效的壁式结构，充分体现了本生锅炉中多用灵活设计的可能性。从火

一侧看，在整个过渡区墙面的特性不变。在联箱中，压力和流量会在进入顶部通

道管之前取得平衡。墙在联箱里终止，从那儿气流通过连接管去旋风分离器。

4.1.6水分离系统

从图4.1-10你会看到水分离系统的设计。通常，也就是负荷在35—100%范围

内，（过热蒸汽）汽流直接经过分离器，从它顶部出来，回到锅炉。只在启动和

负荷低于35%,系统按循环方式低压运行时,才会在顶部通道墙以后出现2相流。

在旋风器中分离出来，服在室墙上向下流进接收“瓶”，用水位控制回路将水从

那儿放出。然后用湿式循环泵将水送回

系统。

4.1.7支承管系统

这套冷却吊架系统由竖管组成，以适合支承管束的形式分布在顶部通道内。

这些管束编排成屏式结构，这会在支承管的形式上反映出来。这意味着和屏垂

直的管子间距会不一样，下端间距最宽。这些管子中的流向是蒸汽始终全部平行

向下一，意味着各水平剖面上的管子之间的温差始终很小。这就是这样一种吊架系

统的设计目标。

支承管的下端精心嵌进屏中，保护最外露的管束，防下面的强烈热辐射。这

些保护屏间距大（约800毫米），避免烧难烧的煤时屏之间结渣。图4.1-11给