1 000 MW级超超临界机组主机选型要点分析

2010-04-10孙即红

山西电力 2010年6期

关键词：末级超临界汽轮机

孙即红,林伟

(山西省电力勘测设计院,山西太原 030001)

0 引言

发展大型超临界火电机组,是降低我国火电机组平均发电煤耗、改善环境、实现可持续发展战略的有效途径。在超超临界机组建设项目中,采用标准系列参数,保证机组投运后具有良好性能和可靠性,是超超临界机组主机选型中最重要的内容。

1 汽轮机选型

1.1 容量选择

汽轮机的功率与进汽量和蒸汽焓降有关。在一定的蒸汽初终参数下,汽轮机的蒸汽焓降是一定的,所以汽轮机所能发出的最大功率主要决定于通过汽轮机的最大流量。而汽轮机的最大流量又决定于末级叶片的通流能力,因为蒸汽膨胀到末级出口压力时,容积流量达最大值,所需要的通流面积也最大。

在不增大末级通流面积的情况下,增加汽轮机的进汽量,是可以增大汽机功率的。但是,由于末级动叶排汽速度增大了,余速损失亦随之增大,使得汽轮机的效率降低。一般末级余速损失为整机理想焓降的 1.5%～3%,其绝对值不超过 25～42 kJ/kg,相应的速度为 224～289 m/s。因此,为了提高汽轮机功率,只有通过增大汽机末级叶片的通流面积来实现,有两种途径:增加低压缸的数量,使排汽口的数量增多;或者是增大末级叶片的长度,使单个排汽口的面积增加。

但是,低压缸的数量不能无限制地增加。因为低压缸的数量越多,使得轴系越长、轴系的稳定性就差,设计难度也大;此外,主厂房的投资也会因此增大。目前,国内和国际上的大容量机组普遍采用的是两个低压缸四排汽型式,很少采用六排汽的方案。基于上述原因,世界上各大汽机制造厂都相继开发了大于1 000 mm的末级长叶片,增大单个排汽口的面积。例如德国西门子公司末级叶片长度1 150 mm,排汽面积达到11.5 m2;日本的东芝公司末级叶片长度为1219.2 mm,排汽面积11.87 m2;日立公司1 092.2 mm,排汽面积10.2 m2。在上海外高桥电厂二期2×900 MW的工程项目中,德国西门子即采用了1 150 mm的末级长叶片,在四缸四排汽、背压 4.9 kPa的条件下,余速损失27.3 kJ/kg,排汽湿度0.893 8,余速损失适中,符合设计要求。若在相同条件下,采用该公司生产的860 mm末级长叶片,排汽面积9.2 m2,则余速损失将达到49.5 kJ/kg。如余速损失保持不变,则汽机的功率只能达到700 MW左右,因此必须采用五缸六排汽,才能满足900 MW的发电功率。

随着高强度、低重度的合金材料 (例如钛合金)投入使用,由于叶片产生的离心力减少及许用应力提高,就有可能在保证叶片工作安全的条件下,增加末级叶片的高度,使末级的通流面积增加。根据目前已成熟的末级叶片长度,900～1 000 MW机组容量的汽轮机可采用四缸四排汽,根据不同的排汽面积,容量略有不同。

1.2 汽轮发电机组的布置型式(单轴和双轴)

从单轴、双轴以及全速 (3 000转/min)和半速(1 500转/min)的组合情况来看,各类1 000 MW级的汽轮发电机组在布置型式上有如下几种:单轴全速 (3 000转/min),双轴全速 (3 000转/min),双轴全速 (3 000转/min)和半速 (1 500转/min)的结合、全速和半速各为一轴,单轴半速(1 500转/min)(用于核电机组)。

早期由于单机功率的增长发展很快,并受到当时末级叶片长度 (包括材料)以及机组轴系不宜单轴布置的汽缸数过多的限制,在1 000 MW等级的大功率汽轮机组上有采用双轴布置的应用实例。由于低压部分半速运行,使低压缸的通流能力增加,降低了排汽余速损失,单机功率可以有较大的提高。但低压部分体积大,重量重,造价也增加不少。此外,双轴布置还需配备两台发电机,机组总的机械损失也增大了。

近年来,随着末级长叶片的迅速发展以及低压缸排汽面积的增大,在常规背压下1 000 MW容量的汽轮机可以做到四缸四排汽,因此就为该等级的汽轮机组实现单轴布置提供了条件。国内已建成的和在建的1 000 MW项目均为单轴布置。

1.3 参数选择

对于1 000 MW等级超超临界机组参数选择,应从国内各家制造厂引进技术的成熟程度、国外相应的运行业绩和设备最大国产化的可能性角度几个方面综合考虑。

1.3.1 蒸汽初压

主蒸汽的压力提高后,再热蒸汽压力也就相应提高,汽轮机高温区的材料壁变厚,内腔面积变小,从而造成汽轮机启停过程中的热应力变大且汽缸热膨胀速度减慢,动静部分的轴向相对胀差加大。如果启停速度过快有可能使动静部分造成摩擦。根据初步推算,若初压由 25 MPa提高到28 MPa之后,汽轮机冷态及温态的启动时间将会延长30 min左右。再热蒸汽压力升高后,在相同的再热蒸汽温度下汽轮机的末级湿度增大,末级动叶片的水蚀趋于严重。主汽压力提高后,锅炉受热面内壁形成氧化铁及剥落速度加快,从而使汽轮机高压进汽通流部分受固体微粒冲刷的概率增加,既不利于叶片安全性,也不利于通流内效率的持久保持。

20世纪90年代始,日本由31 MPa/654℃/566℃/566℃的超超临界参数,调整为压力24～25 MPa,温度由566℃/593℃向600℃/600℃稳步发展,取得了显著的成功。德国等欧洲国家 (丹麦除外)超超临界机组的压力在25～28 MPa范围,温度也上升为580℃/600℃及600℃/600℃。

针对国内目前不同的技术流派,其对主蒸汽压力的选取也有着不同的观点。东汽 (东方汽轮机有限公司)-日立和哈汽 (哈尔滨汽轮机有限公司)-东芝均采用喷嘴调节方式。在部分进汽情况下调节级叶片会遭遇强度和振动问题,因此高压模块不得不使用双流调节级+单流压力级,这种结构对提高高压缸效率稍有不利。上汽 (上海汽轮机有限公司)-西门子采用全周进汽、节流调节方式,高压第一级采用斜置 (西门子)静叶,第一级动叶的设计与一般压力级无异,不存在特殊的强度和振动问题,对提高汽轮机效率也较有利,但如要满足电网调频要求,运行过程中必须节流 (保留约5%裕量),会降低机组效率。上汽-西门子技术的反动式汽轮机,其高压缸采用筒体结构,提供或参与投标的机型主蒸汽压力一般比东汽-日立或哈汽-东芝机组选择的压力参数要高,在26 MPa以上,由于压力提高、蒸汽的比容小,高压缸所需的通流面积就相对较小。哈汽-东芝和东汽-日立技术生产冲动式汽轮机,虽然这两家在汽机叶片型式上有所不同,但其在汽缸结构上却有一个共同的特点,即均为水平中分面的结构型式,其推荐的主蒸汽压力参数大都在25 MPa左右。

国内已投运的玉环电厂、邹县电厂、泰州电厂和外高桥电厂1 000 MW超超临界等机组中,玉环电厂蒸汽初压为26.25 MPa,邹县电厂、泰州电厂为25 MPa,外高桥电厂为27 MPa。

根据上述分析,结合各技术流派的特点,如采用东汽、哈汽引进日本技术的汽轮机,推荐蒸汽初压为25 MPa;如采用上汽引进西门子技术的汽轮机,推荐蒸汽初压为26.25 MPa。

1.3.2 蒸汽初温

根据国内三大动力集团提供的汽机热平衡图,均推荐蒸汽初温为600℃。蒸汽温度应该说不会对机组的国产化比例产生很大的影响,但对于锅炉的制造成本却有一定的影响,特别是蒸汽初温。超超临界机组的蒸汽温度大幅度提高,从锅炉高温级过热器和再热器管运行的可靠性看,除要求管材具有高热强度外,必须考虑由此引起的烟气侧高温腐蚀和管子内壁的蒸汽氧化问题。当蒸汽温度达到600℃,末级过热器和再热器最高壁温可达到650℃以上,除了要求钢材有很好的热强性外,管子内壁的蒸汽氧化和外壁的高温腐蚀也不能忽视。针对此种情况,可相应采用超级304H(18Cr10Ni3Cu)和HR3C(25Cr20NiNbN)材料。这两种钢材在日本的蒸汽温度达600℃等级的超超临界锅炉已经广泛应用并有良好的运行业绩。在高温集箱和导管材料方面,虽然传统的P91钢材具有高的热强性和良好的焊接性能,但由于锅炉过热器出口蒸汽温度已经达到605℃,在此条件下采用P91集箱壁厚将达到140 mm,抗高温氧化能力也大大降低。因此,可采用新型钢材P122和P92替代。水冷壁管材的使用主要决定于所选用的水冷壁出口温度,由于水冷壁出口温度在450℃以下,因此仍可采用低铬的SA-213T12或15CrMoG管子,这种膜式水冷壁管屏不需作整屏的焊后热处理,现场安装对接焊口也不需要焊后热处理。从总体情况分析,近年新建且已投运的超超临界火电机组主要集中在日本和欧洲市场,汽轮机主蒸汽温度已普遍达到600℃。日本东芝、日立等公司已经分别研发出600℃以上的高温材料并准备应用到汽轮机部件中,以进一步提高进汽温度。因此主汽温度采用600℃,材料方面也是成熟可靠的。

1.3.3 再热汽温

再热蒸汽温度 (汽机侧)可有两种方案:600℃和610℃,即锅炉末级再热器出口的温度分别为603℃和613℃。影响再热器管材允许使用温度的限制因素有三个:高温蠕变断裂强度、抗烟气侧高温腐蚀能力和抗蒸汽侧氧化能力。在不同使用条件下,三个因素中任何一个都有可能成为决定材料许用温度极限的主要因素。以目前的锅炉设计的技术水平来看,这两种方案都是可行的,都有相应的设计和运行经验。在锅炉汽水系统设计、受热面的调整、燃烧系统的设计上,两种方案都不存在本质区别。在目前的参数下,除强度方面的考虑外,材料的抗烟气侧腐蚀和蒸汽侧氧化方面的性能及焊接性能成了最为重要的选材因素。对两种温度方案,各锅炉厂普遍采用了超级304H或H R3C用于受热面。根据材料科学发展现状,620℃是目前理论上可以实现的最高蒸汽参数,到目前为止世界上还没有一个成功运行的商业项目采用此参数。而610℃方案锅炉再热器出口温度约为613℃,再考虑温度偏差后距离此温度限已经非常接近。两方案在烟气侧的腐蚀方面均不存在风险,然而,613℃方案最高的蒸汽出口温度已接近铁素体钢和奥氏体钢焊接的最高允许温度。因此610℃方案在运行时抗干扰能力略逊于600℃方案。

1.4 关于一次再热和二次再热

根据三菱公司有关资料,二次再热与一次再热比较,其热效率一般略高出1.3%～1.5%,机组的造价也要高10%～15%,经折算约要提高电厂投资4%～6.8%。当既要满足一次再热汽温,又要满足二次再热汽温时,除采用常规的再热汽温调节手段外,势必将采用一部分喷水调温的手段,这反而将影响到机组的效率。此外,二次再热循环系统复杂,压力损失也增加了。采用二次再热的超超临界机组,除了早期美国的三台机组外,只有日本川越两台 (1989年)和丹麦的机组。目前无论是日本还是欧洲都趋向于采用一次再热。从电厂投资以及热经济性角度考虑,一般采用一次再热是合适的。国内已建和在建的百万机组项目也均采用一次中间再热。

2 锅炉选型

2.1 锅炉炉型

为了提高理论热循环效率,大容量机组都向着高参数方向发展,目前国内900～1 000 MW机组均采用超临界或超超临界参数,在临界点以上参数没有明显的汽水分相界面,超超临界机组的汽水循环只能采用直流循环方式,汽水工质一次通过锅炉各个受热面。

2.2 主蒸汽参数

锅炉的参数及容量必须与汽轮机匹配,才能充分发挥汽轮机的性能。国内引进的1 000 MW容量汽轮机有两种技术流派,一种是日本技术,定型产品的主蒸汽参数为25.00 MPa,600℃;一种是德国西门子技术,定型产品的主蒸汽参数为26.25 MPa,600℃。按照《火力发电厂设计技术规程》(DL/T 5000—2000)的推荐意见进行机炉主参数匹配,如果选用引进日本技术的汽轮机,锅炉的主蒸汽参数按照26.25 MPa、605℃选取,如果选用引进西门子技术的汽轮机,锅炉的主蒸汽参数按照27.56 MPa、605℃选取。

2.3 锅炉布置型式

国内1 000 MW容量的锅炉布置型式有两大类:“П”形布置和塔形布置 (见表1)。

目前国内东方锅炉 (集团)股份有限公司、哈尔滨锅炉厂有限公司、上海锅炉厂有限公司、北京巴布科克◦威尔科克斯有限公司四大锅炉制造厂都能设计制造1 000 MW容量 “П”形布置的锅炉,其中上海锅炉厂有限公司和北京巴布科克◦威尔科克斯有限公司具有设计制造塔形布置锅炉的技术。

3 发电机选型

相对锅炉与汽轮机,发电机的技术比较成熟,除了少数关键技术,一般均能实现国产化。且各制造厂均有一套完整的运输方案。对于1 000 MW等级单轴全速汽轮发电机一般需要24～27 kV电压。上电 (上海电机有限责任公司)、哈电 (哈尔滨电机有限责任公司)及东电 (东方电机有限责任公司)均引进并消化了该电压等级的绝缘系统,技术上是成熟的并已经应用到实际工程中。对于额定电压26～27 kV来说,防晕体系将采用一次成型防晕或者涂刷型防晕,关键绝缘材料将采用进口。发电机冷却方式采用目前国际上较为普遍的 “水—氢—氢”方式,即定子绕组水冷、定子铁芯、转子绕组氢内冷。励磁系统为自并励静止可控硅励磁或旋转励磁系统。