超超临界汽轮机的发展问题和前景

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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

2、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。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

3、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。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/10

4、00mm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。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600~66

5、0MW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0.2~0.3kPa。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。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1

6、050MW，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%。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

7、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。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

8、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