700℃超超临界燃煤发电机组热力系统设计及分析

2012-07-10蔡小燕张燕平黄树红

动力工程学报 2012年12期

蔡小燕，张燕平，李钰，黄树红，高伟

（华中科技大学能源与动力工程学院，武汉430074）

20世纪90年代末期，欧洲、日本、美国相继提出先进超超临界燃煤电站研究计划，拟将蒸汽参数提高到700 ℃／35MPa或更高［1］.2011年6月24日，中国正式启动700℃超超临界燃煤发电技术研发计划.对于700℃超超临界燃煤发电机组，除了常规的热力系统（简称“常规系统”）布局，丹麦Elsam电力公司提出了一种新型的热力系统结构——MC（Master Cycle）系统［2］.定量评价分析新型 MC系统的热经济性，了解其能耗分布特征，对700℃超超临界燃煤发电技术的发展具有重要的指导意义.

Sven Kjaer等对MC系统进行了汽轮机组主要运行参数的优化及热经济性评价，结果表明MC系统能够改善抽汽过热情况，基于两级再热的MC系统的热效率可以达到53%［2－4］.Pierre Ploumen等在主蒸汽温度分别为600℃和700℃的情况下对单级再热的常规系统和基于两级再热的MC系统全厂热效率及CO2排放量进行对比计算，结果表明：2种情况下MC系统均可提高全厂热效率，降低CO2排放量，且主蒸汽温度为700℃时MC系统效率的提高更明显［5］.目前关于MC系统的文献很少，仅有的文献也并未详细介绍MC系统的结构布局及参数情况，同时基于热力学第二定律来研究MC系统的热经济性及其内部能耗分布特征尚未见文献报道.

根据MC系统的框架结构，设计了基于MC的1 000MW、700℃超超临界燃煤发电机组热力系统结构，并确定了相关热力参数，同时设计了基于常规热力系统结构的对比系统.对2个热力系统进行单元划分，采用分析方法建立平衡方程并计算各单元的指标，对比分析2个热力系统的热经济性及能耗分布特征.

1 热力系统结构设计

1.1 700℃超超临界燃煤发电机组MC系统

MC系统在传统2次再热汽水循环的基础上取消中压缸抽汽，用新增的独立汽轮机T－Turbine的抽汽代替中压缸的抽汽去加热给水.T－Turbine安装在再热冷段逆止阀门的下游，进汽来自高压缸排汽［2－3，6］.根据这一思路，基于 MC的1 000MW 机组的热力系统结构见图1，图中的黑点表示选择的状态点.系统的主要结构特点如下：

（1）汽轮机为单轴6缸6排汽，回热系统包括3个高压加热器（H1～H3）、1个除氧器（H4）、6个低压加热器（H4～H10）.

（2）高压缸排汽分为a、b、c 3个部分：a进入第1级再热器，b进入加热器 H2，c进入 T－turbine.T－turbine设有3级抽汽系统，排汽进入加热器H6.中压缸未设置抽汽系统，排汽直接引入低压缸.低压缸有4级抽汽系统来加热给水，排汽进入凝汽器.

（3）T－Turbine后连接发电机和给水泵，正常运行时T－Turbine驱动给水泵，发电机为发电运行模式；机组启停时，T－turbine停止运行，通过切换SSS离合器，发电机转为电机运行模式驱动给水泵.

图1 MC系统示意图Fig.1 Schematic diagram of the MC system

1.2 700℃超超临界燃煤发电机组常规系统

参照图1的MC系统，设计了700℃超超临界燃煤发电机组的常规热力系统（见图2），图中黑点表示选择的状态点.与MC系统相似，常规系统也设置了2级再热系统，汽轮机的高压缸设有一级抽汽系统.高压缸排汽分为2个部分，分别进入第1级再热器和加热器H2.汽轮机的中压缸IP1和IP2各有2级抽汽系统，低压缸设有4级抽汽系统.小汽轮机驱动给水泵，其进汽由第4级抽汽系统供给，其排汽进入主凝汽器.

图2 常规系统示意图Fig.2 Schematic diagram of a conventional system

2 热力系统参数设计

为了便于对比分析，2个热力系统的主要参数应尽可能取相同数值，发电功率均为1 000MW.目前700℃超超临界燃煤发电机组还处于研究阶段，并无详细的参数资料.经过分析相关文献以及现有机组的参数情况，确定了图1和图2所示的2个热力系统的参数.

2.1 主蒸汽参数及各汽缸进出口参数

目前，在700℃超超临界燃煤发电技术研究中，世界主要发达国家设计的主蒸汽压力通常为35～38.5MPa［1］.因此，选取锅炉过热器的出口参数为35MPa／700℃.同时根据汽轮机热力系统设计方法，参照文献［2］和文献［7］及现有机组的参数情况，确定了2个热力系统的主蒸汽及各汽缸进出口参数，如表1所示.

表1 主蒸汽及各汽缸进出口参数Tab.1 Main steam parameters and inlet／outlet parameters of various cylinders

2.2 其他参数

其他参数的选取如下：

（1）抽汽参数

根据表1中的相关参数，在假设各级组焓降相等及各级组效率与所在汽缸的缸效率相等的原则下确定常规系统各级抽汽参数.MC系统中各级抽汽压力与常规系统相同，其中T－turbine的排汽压力与常规系统的第6级抽汽压力相同，并根据相对内效率确定排汽焓.根据抽汽压力和相对内效率，确定T－turbine的各级抽汽焓，进而得到2个系统的各级抽汽参数，见表2.

（2）凝汽器参数

假设循环水的进口水温为20℃，循环水压为0.315MPa.取凝汽器压力为排汽压力，凝结水的饱和水温为32.88℃，假设凝汽器传热端差为5K，由此可确定循环水的出口温度为27.88℃.假设经过凝结水泵后，凝结水温度为34℃.

（3）加热器水侧压力与端差

根据文献［7］，高压加热器水侧给水压力取为40.3MPa.根据第4级抽汽的压力，确定除氧器的工作压力.低压加热器水侧压力取为5.5MPa.

表2 抽汽参数Tab.2 Parameters of extraction steam

加热器端差参照现有机组进行选取，见表3.

（4）主要流量计算

根据上述热力系统参数，取抽汽管道压损为5%，锅炉热效率为0.94，机械效率为0.98，发电效率为0.989，然后计算2个热力系统的主要汽水流量，计算结果见表4.

表3 加热器端差Tab.3 Terminal temperature difference of heater

表4 2个热力系统的主要汽水流量Tab.4 Main steam－water flow of two thermal systems t／h

假设环境参数为20℃／0.101 325MPa，根据热力系统中各状态点（即图1和图2中的黑点）的压力和温度，查出相应的焓和熵，然后再根据式（1）和式（2）计算各状态点的值.

式中：ef为单位质量燃料的，称为燃料比，kJ／kg；qnet为燃料的低位发热量，kJ／kg；w（C）、w（H）、w（O）、w（N）分别为燃料中碳、氢、氧、氮的质量分数，%；m 为燃料的质量流量，kg／s；Ef为燃料，kW.本文计算的是平顶山烟煤的燃料值.

4 系统单元划分及分析指标计算

4.1 系统单元划分及指标计算结果

单元划分的基本原则遵循以下3个方面：

（1）高压缸 HP、中压缸IP1、中压缸IP2、低压缸LP各为1个单元，T－turbine或小汽轮机为1个单元.汽轮机进汽的进口点及排汽、抽汽的出口点为划分单元的边界点，详见图1和图2中的黑点.

（2）回热系统中每个加热器、除氧器分别划分为1个单元；凝结水泵、给水泵等分别与其相近的加热器划分为1个单元（各加热器单元如图1和图2中虚线框所示）.

（3）凝汽器为1个单元，边界点为低压缸排汽口（常规系统中包括小汽轮机排汽口）、凝汽器凝结水出口和循环水进出口.

将机组热力系统划分为锅炉单元、汽轮机单元、发电机单元、凝汽器单元和管道单元.汽轮机单元又分为各级汽缸单元和各级加热器单元.根据单元划分情况，对700℃机组的MC系统和常规系统中各单元的损和效率计算结果进行总结，如表5所示.

4.2 结果分析

分以下几方面对计算结果进行分析.

根据表5，对1 000MW机组的MC系统和常规系统的锅炉、汽轮机、凝汽器等的指标进行了计算，结果见表6.由表6可知，锅炉是电厂损最大的设备，这是因为锅炉烟气和水的传热温差大，传热过程的不可逆性很大.采用MC系统的机组热经济性较高，全厂效率比常规系统的效率高0.86%.

对汽轮机单元中的高压缸HP、中压缸IP1、中压缸IP2、低压缸LP及T－turbine或小汽轮机分别进行指标计算，结果见表7.由表7可知，2个系统中各汽缸的效率均大于缸效率.同时LP的损和损系数最大，其他汽缸的损和损系数相对较小.

明显高于常规系统，比常规系统高3.52%.虽然T－turbine的相对内效率与小汽轮机的相对内效率相同，但由于进汽参数和排汽参数的差异，其效率比小汽轮机的效率高6.83%.

表5 700℃超超临界燃煤机组各单元指标计算Tab.5 Calculation of exergy indices for each unit of a 700 ℃ ultra supercritical coal－fired power generating set

注：E为，kW；e为比，kJ／kg；W 为汽轮机出力或泵耗功，kW；D 为蒸汽流量，kg／s.

表6 700℃超超临界燃煤机组全厂指标计算结果Tab.6 Calculation results of exergy indices for the whole ultra supercritical coal－fired plant

MC 系统常规系统项目损／MW 损系数／%效率／%损／MW 损系数／%效率／%系统输入发电机 31.76 1.47 96.92 31.76 1.45 96.92凝汽器 26.07 1.21 1.02 28.02 1.27 0.99管道 17.90 0.83 99.20 19.69 0.90 99.04系统收益燃料2 150.53 100 2 191.33 6.02锅炉 953.50 44.22 55.66 969.04 44.10 55.78汽轮机系统 109.39 5.07 90.41 130.60 5.94 88.76系统100循环水带入5.87损有效循环功 1 000 46.37 1 000 45.51循环水带出17.79 0.82 18.25 0.83

表7 700℃超超临界燃煤机组各汽缸单元指标计算结果Tab.7 Calculation results of exergy indices for cylinder units of the 700℃ ultra supercritical coal－fired power generating set

MC 系统常规系统单元名称损／MW 损系数／%效率／% 缸效率／%损／MW 损系数／%效率／% 缸效率／%8.83 0.41 96.09 90 8.53 0.39 96.09 90中压缸IP1单元 8.06 0.37 96.54 92 19.62 0.89 93.02 92中压缸IP2单元 8.05 0.37 96.65 92 8.14 0.37 96.68 92低压缸LP单元 43.79 2.03 88.78 88 41.79 1.90 88.80 88 T－turbine单元／小汽轮机单元高压缸HP单元6.82 0.32 87.82 80 7.17 0.33 80.99 80

表8 700℃超超临界燃煤机组各级加热器单元指标计算结果Tab.8 Calculation results of exergy indices for all－level heaters of the 700 ℃ ultra supercritical coal－fired power generating set

MC 系统常规系统单元名称损／MW 损系数／%效率／%损／MW 损系数／%效率／%3.60 0.17 93.55 3.48 0.16 93.55 2级加热器 4.77 0.22 93.33 4.61 0.21 93.33 3级加热器 2.64 0.12 96.07 4.19 0.19 93.69 4级加热器 7.10 0.33 91.75 10.19 0.46 88.22 5级加热器 1.13 0.05 93.65 3.78 0.17 81.38 6级加热器 3.55 0.16 89.46 7.76 0.35 79.41 7级加热器 4.91 0.23 69.56 4.58 0.21 68.83 8级加热器 1.70 0.08 85.26 1.94 0.09 83.51 9级加热器 1.74 0.08 79.94 1.93 0.09 78.22 10级加热器1级加热器2.71 0.13 66.51 2.92 0.13 64.95

以上分析结果表明，在700℃超超临界燃煤发电机组的2个热力系统中，锅炉损都占很大的比例，超过44%，而汽轮机系统、发电机、管道的损和损系数相对很小，效率却较高.凝汽器的损系数虽然很小，但效率在所有设备当中最低.

MC系统的机组热经济性比常规系统的机组热经济性高，主要体现在汽轮机系统上.汽轮机系统中低压缸LP、T－turbine／小汽轮机的效率较低.低压缸LP的损和损系数最大，其他汽缸的损和损系数相对较小.各级加热器的损及损系数都较小，而末三级加热器的效率相对较低.对比指标可知，T－turbine的引入降低了第3～6级的抽汽品质，提高了MC系统中压缸及第3～6级加热器的热经济性，从而提高了整体热经济性.

5 结论

（1）相对于700℃超超临界燃煤发电机组的常规系统布局，MC系统取消了中压缸的抽汽，用T－turbine的抽汽代替中压缸的抽汽加热给水，结构变化很小，在系统设计及优化、设备制造、性能评价等方面具有很好的继承性.

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