超(超)临界空冷机组技术与经济性研究

沈邱农, 赵 峰

(1.上海发电设备成套设计研究院,上海 200240;2.清洁高效煤电成套设备国家工程研究中心,上海 200240)

我国一次能源以煤炭为主,大量煤炭燃烧排放的烟气造成日益严重的大气污染问题.火电污染减排的主要途径是大规模采用清洁高效的超临界和超超临界参数发电技术,在节约煤炭的同时,减少对环境的污染.

在国家重大技术装备研制项目的支持下,我国已经具备了制造600～1 000 MW级超(超)临界机组的能力[1-4].我国现役引进的超临界机组有:华能石洞口第二电厂2台600 MW、华能南京和营口电厂各 2台300 MW、依敏和盘山电厂各 2台500 MW、绥中电厂2台800 MW、上海外高桥电厂2台900 MW和福建后石电厂6台600 MW超临界机组.当前,我国煤炭资源多集中在西北、华北等内陆地区,这些地区大多为缺水干旱地区,在这些富煤、缺水地区因地制宜建设高效率、大容量的空冷发电站可有效地缓解煤炭运输紧张的问题,降低发电成本,意义十分重大.

超(超)临界空冷发电机组的关键设备是汽轮机.由于其具有进口参数高、排汽背压高且随环境温度变化幅度大等特点,使其高中压缸和湿冷机组高中压缸的特性相同,而低压缸则和亚临界空冷汽轮机低压缸的特性基本相同.超(超)临界空冷汽轮机的主要问题在于将超(超)临界高中压缸模块与亚临界空冷机组低压缸模块有机地结合,对通流面积、轴系的稳定性及末级叶片等进行复核、计算和调整,技术上还应满足相关规范的要求.

1 超(超)临界空冷机组选型

1.1 超(超)临界空冷机组参数及其标准

蒸汽参数决定了机组的热经济性.常规亚临界循环的典型参数为16.7 MPa/538°C/538°C,发电效率为 38%～39%.超临界机组典型的参数为24.1 MPa/566°C/566 °C,对应的 发 电 效 率为41%～42%.超超临界参数实际上是在超临界参数的基础上将压力和温度提得更高,典型参数为25 MPa/600°C/600°C,对应的发电效率为44%～45%.

当蒸汽初压不变提高蒸汽初温,机组循环效率将会提高.同时,由于初蒸汽比体积增大和低压缸排汽湿度减小,汽轮机的内效率也可提高,对提高电站热经济性有利,但提高蒸汽初温受到材料的许用温度限制.当蒸汽初温不变仅提高初压时,一定范围内可提高机组热效率,但初压提高过多时机组热效率反而会降低.为了提高大容量机组的经济性,通常采用中间再热的办法提高热力循环的平均工作温度,降低热耗.采用中间再热,还可以降低低压缸末级的排汽湿度,提高汽轮机效率和延长末级叶片寿命.在选用较高蒸汽参数的情况下,给水加热器的级数将增加,从而获得较高的最终给水温度.

一般情况下,应把超(超)临界机组容量选得大些,一是提高机组的热经济性,二是可以明显降低电厂的比投资.但超(超)临界机组单机容量的增加受到全转速末级叶片长度的限制,应根据目前国内汽轮机行业的设计制造能力合理选取.机组的容量选择还受到在电网中运行方式的制约,为了保证超(超)临界机组经济性的优势,应尽量保证机组在较高负荷率下运行.在电网末端及电负荷送出受阻碍的地区,不宜采用大容量的超(超)临界机组.

我国发电设备制造企业分别从日本三菱、东芝和德国西门子引进了超临界和超超临界机组技术.通过对超临界和超超临界机组的技术与经济研究,将提出适合国情的超(超)临界机组参数系列的国家标准,以规范超临界和超超临界机组参数,实现标准化设计和制造.超临界和超超临界机组参数系列为:

(1)600 MW超临界汽轮机额定参数,24.2 MPa/566°C/566 °C;

(2)1 000 MW超临界汽轮机额定参数,24.2 MPa/566°C/566 °C;

(3)600 MW超超临界汽轮机额定参数:25 MPa/600°C/600°C;或26.25MPa/600°C/600°C;

(4)1 000 MW超超临界汽轮机额定参数,25 MPa/600°C/600°C;或26.25M Pa/600°C/600°C.

1.2 超(超)临界空冷机组的技术方案

1.2.1 超(超)临界空冷汽轮机

两缸两排汽超临界空冷600 MW汽轮机是以湿冷超临界600MW机组积木块为原型,根据空冷机组的特殊要求,对高中压通流部分、低压缸及末级叶片采取一些关键改进措施而成,其特点是配合使用单低压缸的空冷末级长叶片,将600 MW等级超临界空冷机组开发为二缸产品(见图1),与三缸600 MW机组相比减少一个低压缸,轴向长度缩短了近8 m.由于排汽口数量减少,轴系缩短,使得机组结构紧凑,轴系稳定可靠.

图1 600 MW两缸两排汽空冷超临界汽轮机纵剖面图(单位:mm)Fig.1 Longitudinal section of a 600MW supercritical tw o-cylinder tw o-exhaust air-cooling turbine(unit:mm)

目前投运或在建的600 MW机组有的也采用三缸四排汽方案.三缸四排汽600 MW超临界空冷机组汽轮机排汽口数量多,轴系增长,设备安装及管道布置需要较多的厂房面积,但每个排汽口面积下降,且国内制造厂具有一定的设计制造经验,技术成熟.两种机型的结构对比见表1.

表1 600 MW机组两种机型的结构对比Tab.1 Structural comparison o f twomodels for 600MW units

1 000 MW超超临界空冷汽轮机通常采用模块化设计方法,采用已有成功运行经验的高、中、低压模块,针对不同的通流能力和蒸汽参数进行模化.高、中压模块以湿冷1 000 MW超超临界汽轮机的高、中压模块为母型,适当调整通流面积.低压模块以成熟的二缸二排汽的600 MW级超临界空冷汽轮机低压缸为母型,保持跨距及外形不变,重新设计低压通流部分,完成1 000 MW超超临界空冷汽轮机低压缸设计.我国各大汽轮机制造厂对 1 000 MW等级超超临界空冷汽轮机均开展了设计研究,形成了具有各自特色的技术方案,多为单轴、四缸四排汽、一次再热、空冷凝汽式汽轮机型式,见图2.

图2 1 000 MW四缸四排汽超超临界空冷汽轮机(单位:mm)Fig.2 Longitudinal section of a 1 000 MW ultra supercritical fou r-cylinder four-exhaust air-cooling tu rbine(unit:mm)

1.2.2 超(超)临界空冷机组所配的锅炉

空冷汽轮机与湿冷汽轮机在进汽量要求上的差异使超(超)临界空冷机组所配锅炉的蒸发量比同容量超(超)临界湿冷机组所配的锅炉蒸发量略大.其他的技术要求如锅炉型式、炉膛容积热负荷、断面热负荷、燃烧器区域热负荷、燃烧器布置、水冷壁形式、受热面布置形式、各受热面材料选择、锅炉启动系统的配置及锅炉控制系统等均与湿冷机组所配的锅炉一样.超(超)临界空冷机组所配的锅炉技术上是成熟的.

1.2.3 超(超)临界空冷机组的排汽冷却系统

超(超)临界机组与亚临界机组配套的排汽冷却(空冷)系统的配置计算、选择和优化的基本方法是相同的,1 000 MW空冷机组配套的空冷系统仍可采用600 MW机组的冷却单元模块.所不同的是1 000 MW机组空冷系统规模更大、冷却风机数量更多,相应的风场更不均匀,因此需进行环境风影响和风机群效应等方面的数学模型试验研究.空冷系统内配置的风机、齿轮箱、电机等设备参数与机组容量大小无关,仅是数量随冷却单元模块数增加而增加.相比而言,1 000MW 机组的直接空冷(直冷)系统比间接空冷(间冷)系统的技术问题少.

一般情况下,直冷系统的投资比间冷系统要小,且有较好的防冻性能[5].直冷系统的真空容积大,是间冷系统的5～6倍,在施工过程必须严格执行工艺,保证焊接质量.同时需要选择较大的真空泵,确保1 h内可将汽轮机组的整个真空系统从大气压状态抽到10 kPa.

相对于直冷系统而言,间冷系统冬季可以取得较低的背压,通常气温在10°C以下就比较明显,这就使该型机组在我国北方有较高的使用价值,不但具有节省厂用电的优势,而且还有因背压降低所得的无能耗微增出力的优势.如果采用表面式冷凝器的间冷系统,在冷却水中添加防冻剂,可取得降低背压和防止冰冻的双重效果.此外,在一台主机停用时,两台机组的间冷系统可以并联运行,使机组的冷却水温有较大幅度的降低,获得更低的背压;间冷机组冬季运行最低背压控制在约6.0 kPa,比直冷机组低2～4 kPa.为利用冬季天冷优势,间冷大机组的末叶片必须在直冷机的基础上加长,同时也应保证夏季运行的安全.

直冷系统和间冷系统是世界各干旱地区节水发电的两大体系,各有优势.只有针对工程实际,做出优化方案后才能进行精确的经济比较.

2 超(超)临界空冷汽轮机的关键技术

2.1 超(超)临界空冷汽轮机高中压缸

超(超)临界空冷汽轮机高中压缸研制的关键技术主要集中在进汽阀门布置方式、汽缸、轴承、转子、防固体粒子侵蚀技术、冷却蒸汽结构、汽流激振和通流设计优化等.超(超)临界机组进汽阀门布置方式与制造厂传统习惯有关,但一般都布置在汽缸外,通过主汽管与汽缸连接;汽缸形状复杂,又处于高温、高压的工作环境,所以缸壁必须有一定的壁厚满足强度要求,并采用双层缸结构;水平法兰需要增加厚度以满足结合面的严密性要求;轴承的主要型式有可倾瓦轴承和椭圆瓦轴承,且都应具有自动对中能力.为了保证在超高温下有足够的强度,超(超)临界汽轮机高、中压转子通常采用12Cr钢或改良12Cr钢制造,并在轴颈和推力盘表面堆焊Cr-M o低合金以解决磨损问题.

锅炉管道内壁脱落的氧化物颗粒引起调节级和中压第一级静叶固体微粒侵蚀(SPE)是超(超)临界机组的关键问题之一.防止固体微粒侵蚀的对策与解决办法主要采取消除固体微粒源、减少通过汽轮机通流部分的固体微粒和减轻固体微粒对部件的冲蚀等方法与措施.

蒸汽冷却是采用温度比较低的蒸汽冷却超(超)临界汽轮机的高温部件,以降低高温部件的工作温度.当 CrM oV 钢应用于 566°C、12%Cr钢应用于600°C时,汽轮机高温部件一般需要采用蒸汽冷却措施.

由于汽轮机蒸汽参数的提高导致高压缸进汽密度增大、流速提高,蒸汽作用在转子上的切向力对动静间隙、汽封结构及转子与汽缸对中度的要求提高,使超(超)临界汽轮机发生汽流激振的可能性增大,必须采取适当措施以防止汽流激振.

2.2 超(超)临界空冷汽轮机低压缸及末级叶片

超(超)临界空冷机组低压缸的主要特点是背压相对较高、变化频繁,进汽流量大、工况差异大.空冷低压缸积木块采用轴承座落地设计,将轴承座与低压外缸完全分离,单独支撑在基础之上,以避免低压外缸变形影响轴承座标高.为了避免由于转子与静子不对中造成动、静碰磨,在低压缸积木块设计上通常采用椭圆汽封、低压端部轴封支撑在轴承座上、整个低压内缸设计成整体等方法.

随着超(超)临界机组进汽参数提高,相同功率下蒸汽流量将有所降低,同时空冷机组背压较高,排汽体积流量较小.在600 MW等级超临界机组中选用四排汽显得过于浪费,900 mm以上的空冷末级叶片完全可以实现,所以600 MW等级超临界空冷机组应该优先选用两排汽设计.为此将超临界高中压合缸空冷机组设计成为两缸两排汽机型,在前二代低压缸积木块的基础上开发了第三代空冷低压缸积木块(见图3),继承了前二代低压缸积木块所有技术[6],仍然采用低压3级回热抽汽,有2×6级,轴承跨距7 800 mm,末级叶片为910mm的整圈自锁型叶片(ILB),根径1 731 mm,低压缸采用500 mm带进口变油槽的可倾瓦轴承,具有较高承载能力的同时具备较好的稳定性.

图3 第三代空冷低压缸积木块Fig.3 Building block for LP cylinder of the third-generation air-cooling tu rbine

同时根据末级叶片出口2×7.5 m2的排汽面积,低压缸排汽口面积选取54 m2.在低压缸下部布置的排汽装置,则通过2根直径6 000 mm的接管将排汽排入空冷凝汽器.

末级长叶片开发是空冷汽轮机低压缸设计最关键的技术,对机组的经济性和可靠性有重要影响.由于空冷机组排汽压力和温度的大幅频繁变化,排汽体积也在大幅频繁变化,要求低压长叶片能兼顾小流量高背压工况及大流量低背压工况下的安全性和经济性.末级叶片应具备结构、气动力、变工况和背压保护四方面特性.

(1)结构性——末级的排汽面积相对较小,叶片较短、较宽,具有较高的级负荷;应采用加强型、高阻尼、小应力集中、极小动应力和能防止颤振的ILB结构;排汽温度变化小、叶片连接部位应有良好的热膨胀性.

(2)气动力性——采用马赫数不敏感的叶型型线,具有较低的阻塞背压、较高的零功率背压、较高的根部反动度、适中的顶部反动度和能很好地控制沿叶高的反动度分布.

(3)变工况性——能承受体积流量剧烈变化,且有良好的变工况性能.

(4)背压保护性——汽轮机厂应提供末级叶片安全运行的背压保护曲线.

针对空冷机组末级叶片的特殊性,大型空冷机组长叶片的设计开发工作主要包括:末级叶片高度的选择、叶片反动度的选择、三元流场设计(阻塞背压和失速背压考核、小体积流量工况)、运行限制、叶片结构设计、叶片强度考核和叶根振动考核及叶片频率理论设计.以哈尔滨汽轮机厂有限责任公司为例,空冷机组末级叶片系列见表2.

表2 哈尔滨汽轮机厂有限责任公司空冷机组末级叶片系列Tab.2 Last blades of air-cooling power units in Harbin Turbine Co.,Ltd.

空冷机组的背压特点给低压长叶片的设计带来了新课题,对叶片的气动力性能、强度性能提出了更高的要求.空冷末级叶片的设计要考虑高背压下的高端负荷和选择恰当的排汽环形面积,采用强化型结构.末级叶片必须采用没有任何附件的单片型式,没有松拉筋、销钉、焊接和拱型围带等连接部件,如540叶片(自由叶片)强化到不调频叶片的水平,动强度能在最大负荷发生共振条件下安全运行.整圈自锁阻尼型665叶片靠离心力形成的整圈效应,动应力可达到极低的水平,为保证在鼓风工况下连续运行,强化到有足够高的抗气流激振能力.

3 超(超)临界空冷机组经济性研究

由于采用更高的蒸汽参数,超(超)临界参数机组能够明显提高电厂的热效率,降低污染排放.但又由于压力提高将增加钢材用量,温度提高将需要采用价格较高的高温高强度材料,机组造价将比常规亚临界机组增加.从节能减排的角度,发展超(超)临界空冷机组具有战略意义.但从电站运行的角度,超(超)临界机组的经济性研究又十分必要.

3.1 超(超)临界空冷机组发电成本分析

电站经济评价的实质,就是估算发电成本和上网电价.通常上网电价是通过试算求得,其与发电成本之间的差额是在财务评价中用来进行赢利能力分析和清偿能力分析,即计算内部收益率、投资回收期和借款偿还期、投资利润率、投资利税率和净现值率等主要评价指标.当发电成本一定时,为了满足内部收益率、投资回收期和借款偿还期等评价指标的要求,必然对应有一个最低的上网电价.在超(超)临界空冷电站的经济评价中,正确评价发电成本和上网电价十分关键.

对于电站,发电成本是由以下三部分组成:①

式中:C D为总投资费用折旧成本;C TCR为电站总投资费用的动态现值,其中包括建设期内的贷款利息和价差预备费等;P为电站净功率,MW;τ为发电设备年利用小时,h;S为发电机终端到售电结算点之间的线损率,一般取3%～7%;C SIC为相对于电站净功率折算的动态比投资费用,元/MW;n为电站的经济使用寿命.

由式(1)可知,为了降低发电成本中的折旧成本,应力求减少电站的动态比投资费用C SIC和线损率S,同时应尽量增大电站设备的年利用时数和折旧年限.但对于超(超)临界空冷电站来说,比投资将比亚临界空冷电站有所提高,更大于常规湿冷电站.同时空冷电站往往建造在缺水离产煤地较近的地区,离电网的负荷中心较远,输电距离较长,线损率比离负荷中心较近的常规湿冷电站大,这将使超(超)临界空冷电站总投资折旧成本提高.

电站燃料成本一般按如下方法计算:

或

式中:C f为电站燃料成本;C f,2为按燃料发热量计算的燃料价格,元/GJ;Cf,1为燃料价格,元/t;Qd,ar为燃料的低位发热量;¯ηnet为机组年平均净效率.

为了降低发电成本中的燃料成本,应降低燃料的价格,超(超)临界空冷机组往往建于靠近产煤地区,燃煤运输成本低,有条件获得较低的燃料价格.同时还要提高机组的净效率,既要采用高效率的机组,又要尽可能使机组处在高效率状态下运行.超(超)临界空冷机组净效率比亚临界空冷机组高3%～5%,可以使燃料成本进一步下降,但应保证超(超)临界处在高负荷状态下运行,因为当负荷率低于70%时,超(超)临界机组参数将下滑至亚临界水平,失去高参数高效率的优势.

运行维护成本C m主要包括每年电站运行所耗的水费、材料费、劳务费及福利基金、大修基金、流动资金和贷款利息等费用.据统计,这项费用在发电成本中所占份额比较小.如果按年限平均折算法计算折旧成本时,C m约占发电成本的11%～15%.总投资费用的折旧成本;②燃料成本;③运行维护成本.

按照我国普遍采用的年限平均折旧算法[7],总投资费用折旧成本计算方法为:

由此,计算电站的发电成本公式简化为:

即:

3.2 超(超)临界空冷机组发电成本的敏感性分析

发电成本的敏感性分析主要是研究不同因素对发电成本的影响,以了解如何控制各主要因素以获得良好的运行经济性.对于按年限平均折算法计算的发电成本,通过对式(5)进行偏微分处理,可得:

式中:A为各主要影响因素的敏感系数.各主要影响因素的敏感性分析如下:

(1)比投资CSIC、电站经济使用寿命n、发电设备年利用小时τ的相对变化ρCSIC、ρn、ρτ对发电成本C E的相对变化 ρCE的影响是等量的,但 ρn、ρτ的影响与ρCSIC的影响相反.CSIC增大,发电成本CE也增大;电站使用寿命n、发电设备年利用小时τ增大,发电成本C E将减小.

(2)燃料价格和平均净效率¯ηnet的相对变化ρC f(1)、ρ¯ηnet对 ρCE的影响程度也是等量的 ,但影响的方向彼此相反.即燃料价格增大,发电成本也将增大;平均净效率提高,发电成本将降低.

(3)当电站比投资费用C SIC较低时,燃料价格Cf,1和年平均净效率¯ηnet对发电成本CE的影响将大于电站比投资C SIC、电站经济使用寿命n、发电设备年利用小时τ对发电成本CE的影响.而当电站比投资费用C SIC较高时,影响将出现反向变化,即电站比投资C SIC、电站经济使用寿命n、发电设备年利用小时τ对发电成本CE的影响将大于燃料价格Cf,1和年平均净效率¯ηnet的影响.其转折点为:

C SIC,L2的单位为元/MW.

超(超)临界空冷机组比投资费用C SIC相对较高,而燃煤价格相对较低,在这种特定的情况下,影响发电成本的主要因素将是电站比投资C SIC、电站经济使用寿命n和发电设备年利用小时τ.

3.3 实例分析

以2台600 MW超临界空冷电站作为研究对象,根据《2009中国电力行业年度发展报告》提供的有关数据,比投资费用(单位造价)基数取3 728元/kW,电站使用寿命n取25年,发电设备年利用小时τ基数取4 000 h,年净平均效率基数取41.7%(供电标准煤耗295 g/(kW◦h)),标准煤煤价基数取400元/t.然后分别对比投资费用、发电设备年利用小时、标准煤煤价变化时对发电成本的测算,在加上一定比例的资金回报率以后,即可以测算上网电价.图4～图6是按发电成本占70%,资金回报率占30%进行测算的上网电价.

图4 不同煤价下的上网电价Fig.4 On-grid pow er price vs.coal price

图5 不同比投资下的上网电价Fig.5 On-grid pow er price vs.SIC

图6 不同年运行小时下的上网电价Fig.6 On-grid power price vs.annual operation time

从图4～图6可以看出,在一定的比投资下,上网电价总是随煤价的上升而提高.且在一定煤价下,比投资提高,上网电价也将提高.在两个因素同时作用下,上网电价上升趋势更为明显.如果以2008年华北电网平均上网电价0.361 9元/(kW◦h)计,在不同比投资、年运行小时数情况下对应的最高标准煤价大约在500～600元/t.当标准煤价达到800元/t时,各种比投资和年运行小时数情况下的上网电价均高于平均值.如果按照华北电网内蒙西部上网电价0.284 9元/(kW◦h)计,在不同比投资、年运行小时数情况下对应的最高标准煤价大约在400～450元/t之间.在一定煤价和比投资情况下,年运行小时数增加,上网电价下降,这主要是因为设备折旧等固定成本和回报是分摊到发电量里面去的,当年运行小时数增多时,发电量也就增大,分摊后的成本就减会少,上网电价降低.

4 结 论

(1)超(超)临界参数机组由于采用更高的蒸汽参数,能够明显提高电厂的热效率,降低污染排放,但机组造价将比常规亚临界机组高.目前国内已经具备了设计制造600～1 000 MW级超(超)临界机组的能力,有条件在国内已有的先进和成熟技术基础上,通过重点开展关键部件、关键技术的研究和开发,形成具有我国自主知识产权的超(超)临界空冷机组成套设计制造技术.

(2)超(超)临界空冷汽轮机的主要问题在于将超临界高中压缸模块与空冷机组低压缸模块有机地结合,对于流通面积、轴系的稳定性及末级叶片等关键参数进行复核、计算和调整,技术上满足相关规范的要求.

(3)在一定的比投资下,上网电价总是随煤价的上升而提高;且在一定煤价下,比投资提高,上网电价也将提高;在两个因素同时作用下,上网电价上升趋势更为明显.

(4)空冷电站的年平均热效率与电厂运行方式和空冷机组的热效率密切有关,提高年平均热效率是减少发电成本、提高运行经济性的关键之一.在空冷机组的选型上,应选用高效率的超(超)临界机组,并使机组在高负荷状态下运行.

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