1000MW超超临界机组及发展技术讲座-01

超超临界1000MW机组技术讲座水的临界状态参数为22.115MPa，374.15℃，在水的参数达到该临界点时，汽化会在一瞬间完成，即在临界点时，在饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的二相区存在，二者参数不再有分别。当机组参数高于这一临界状态参数时，通常称其为超临界参数机组。而在我国通常把主蒸汽压力大于27Mpa或者蒸汽温度大于580℃的机组成为超超临界参数机组。而汽、水在过临界点不再有汽、水共存的二相区存在，也就决定了超临界或超超临界机组所配备的锅炉必须是直流炉。一、国外超超临界机组的发展1.1超临界机组概述在一定范围内,新蒸汽温度或再热蒸汽温度每提高10℃,机组的热耗就可下降0.25-0.3%。常规亚临界循环的典型参数为16.7MPa/538/538℃,发电效率约为38-39%。当汽机进口蒸汽参数超过水临界状态点的参数,即压力为22.115MPa,374.15℃,统称为超临界机组。在70-80年代,一般超临界循环典型的参数为24.1MPa、538/538℃,或24.1MPa、538/566℃,对应的发电效率约为41-42%。超超临界参数实际上是在超临界参数的基础上向更高压力和温度提高的过程。各国、甚至各公司对超超临界参数的开始点定义也有所不同,例如:日本的定义为压力大于等于25MPa,或温度大于566℃；丹麦定义为压力大于27.5MPa；西门子公司的观点是应从材料的等级来区分超临界和超超临界机组；我国电力百科全书则将超超临界定义为蒸汽参数高于27MPa的机组,这些说法都称为超超临界机组,英文为Ultrasupercritical(USC)。1.2超临界机组的发展历史超超临界技术的发展至今已有40多年的历史,其间超超临界机组热力参数经历了高-低-高的演变过程。在超超临界技术的发展初期,蒸汽参数取得比较高,超过了当时的材料技术发展水平,致使超超临界机组的可用率和可靠性都较低,热力参数一度被降低到超临界水平。九十年代以来,由于环保及节约能源的需要,超超临界机组又进入了新一轮的发展时期。世界上超超临界火电技术几十年的发展过程可划分为三个阶段:第一阶段,以美国GE和西屋公司为代表的超超临界参数发展起始阶段(50-70年代)。西屋公司于1959年首台制造的超超临界机组的容量为310MW,进汽压力为34.5MPa,进汽温度达到649℃,该机组目前仍在运行。当时有5台投运的超超临界机组温度达到593℃,11台机组为二次中间再热。由于机组可靠性的问题,在经历了初期超超临界参数后,从60年代后期开始至70年代,美国超临界机组大规模发展时期所采用的参数均降低到常规超临界参数:压力24.1MPa,温度538℃/566℃。直至80年代,美国超临界机组的参数始终稳定在这个水平。这个时期,美国的超临界机组总数达到170余台。第二阶段,从80年代起的超临界机组优化及新技术发展阶段。从70年代起,美国GE及西屋公司分别将超临界技术转让给日本(GE向东芝、日立,西屋向三菱)和欧洲。经过不断完善,美国常规超临界机组的可靠性问题得到解决,到1985年,美国超临界机组的运行可靠性己达到亚临界相同的水平。从80年代起,GE和西屋公司对己投运的170台机组进行了大规模的优化及改造。通过改造,形成了一批经过验证的新设计方法、新结构,大大提高了机组的经济性、可靠性、运行灵活性。与此同时,GE及西屋又将这些新的先进技术与日本日立、东芝、三菱联合进行了一系列超超临界机组的开发设计,使超超临界技术的发展进入了一个新的阶段。第三阶段,90年代新一轮超超临界参数的发展阶段。从90年代开始,以日本、欧洲(西门子、前ABB〉为中心,超超临界火电机组又进入了新一轮的发展阶段。在保证机组高可靠性、高可用率条件下采用更高的温度、更高的压力是目前发展阶段的主要特点。按压力温度和功率的不同,可将这个阶段超超临界机组的发展分为三个层次:(1)压力在25MPa左右,采用高温参数。高温、高强度材料的成功应用使投入商业运行一系列超超临界机组的温度参数不断提高,近期欧洲及日本新订购机组,不论功率大小(375MW~1050MW),进汽温度均提高到580℃~600℃。新投运最大功率的高效超临界机组为日本三菱公司2000年投运的双轴(全/半速)1050MW机组,其参数达到25MPa/600℃/610℃。(2)在采用高温的同时,压力也提高到27MPa以上,如按3.445MPa为一档,超超临界压力有27.6MPa、31MPa、34.5MPa。压力参数不仅涉及有关部件的材料及强度结构设计，而且由于汽轮机排汽湿度的原因,为保证机组的正常运行,当压力提高到某一数值,必须采用更高的再热温度(如在31MPa下,温度应在600℃以上)或二次中间再热循环。在目前参数下,二次再热热效率得益1.3~15%左右,而投资将增加10~15%。据有关统计资料,日本1990-2004年投运或即将投运的超超临界机组中,除1989/1990年有二台东芝超超临界机组采用700MW,31MPa-566℃/566℃/566℃外,其它超超临界机组的蒸汽压力参数均维持在24.1MPa~25MPa。1998年以后提高蒸汽压力的主要业绩是西门子公司的产品,最高初压为西门子一台375MW,30MPa/580℃/600℃一次再热机组。(3)1000MW等级超超临界机组的开发。超大功率与汽轮机进汽超临界参数无直接关系,它涉及的关键之一是低压缸的排汽能力,功率越大加上背压越低(排汽比容越大),就需要配置更大排汽面积的低压缸,或更多的低压缸数。在采用超超临界压力的二次再热循环时,在高压端又要求增加一个VHP(超超压力缸)汽缸。从汽缸总数一定的角度,增加了超超临界压力参数下对机组增大容量的限制。此外,当功率大于700MW等级时还必须考虑高中压分缸以及发电机单轴功率限制等因素。从轴系长度限制的角度,目前单轴汽轮机有业绩的汽缸总数为5个,即一般可采用3个低压缸,但是对具有VHP缸,容量大于700MW的超超临界汽轮机只能采用2个低压缸,四排汽。目前新的全速3000r/min大功率机组中己普遍采用高度为1000mm~120Omm的长叶片,排汽面积在9m2~11m2左右。最长的有三菱公司用于50Hz机组的1218mm叶片(排汽面积11.3m2,该叶片已用于两缸两排汽600MW机组。此外,西门子公司用于我国外高桥四缸四排汽超临界900MW机组的1143mm长叶片,玉环、北疆10000MW机组末级长叶片1145.8mm。西门子用于6OHz机组的钛合金1067mm(相当5OHZ的1280mm）叶片也开始用于产品。出于对低背压及更大功率超超临界机组减少低压缸数量的考虑,目前长叶片的技术储备己相当充分(极小动应力的ILB叶片型式,钛合金制造技术),机组容量大型化和采用汽缸数的限制,将推动今后特大型钛合金叶片在汽轮机中的应用。为减少低压缸的数量,各国公司都致力于开发更长,排汽面积更大的末级长叶片。日本和西门子,ALSTOM等在大功率机组中己开始使用钛合金末级长叶片。1.3世界各国超超临界技术发展现状1.3.1美国美国是发展超临界发电技术最早的国家。世界上第一台超超临界机组1957年在Philo菲罗电厂(6#)投运,该机组由B&W和GE公司设计制造,主要参数为125MW、31MPa、621℃/566℃/538℃。1958年,第二台超超临界机组在Eddystone艾迪斯顿电厂(1#)投运,该机组由CE和WH公司设计制造,是世界上参数最高的机组,主要参数为325MW、34.4MPa649℃/566℃/566℃。该机组在按设计参数运行8年后,因材料问题(锅炉过热器高温腐蚀和汽轮机高压缸蠕变变形等),自1968年起参数降至31MPa,610℃/557℃/557℃,直至目前仍在运行。上述机组为超临界和超超临界机组商业性运行取得了大量宝贵经验。鉴于超临界机组热效率比亚临界机组有明显提高,美国1967年到1976年共投运118台超临界机组,其中最大单机容量为130OMW。70年代开始,超临界机组订货减少,出现此现象的主要原因在于单机容量增大过快,早期的超临界机组的锅炉事故偏多(蒸汽参数偏高,并采用热负荷偏高的大型正压锅炉),可用率低及维修费用高。美国煤价较低,加之大量核电机组的迅速投产,及当时超临界机组调峰能力较差,故当时的超临界机组不能适应市场需要。由于超超临界机组发展初期技术不成熟,蒸汽参数选择过高,超越了当时的金属材料技术水平,运行中出现了很多问题。为了提高机组可用率,美国以后发展的超临界机组多采用24.1MPa,主蒸汽温度538℃,一次再热汽温多为538℃,二次再热时用552℃/566℃,并不断完善化。这种蒸汽参数保持了20余年。上世纪80年代,针对燃料价格上涨,环境保护要求日益严格的现状,美国电力研究所(EPRI)总结认为超超临界技术发展过程中所发生的问题,主要不是采用超超临界参数所引起的。经过不断改进和完善,美国当时超临界机组的可用率己与亚临界机组相当。此外EPRI对超临界机组蒸汽参数和容量等进行了各方面可行性优化研究,认为在技术方面不需要作突破的条件下,超超临界机组采用蒸汽压力31MPa,温度566~593℃,二次中间再热,容量700~800MW为最佳,重新开发了蒸汽参数为31MPa/593℃/593℃/593℃的二次再热超超临界机组。到1986年为止美国己投运超临界机组166台，平均每台机组容量为680MW；而到1992年为止,美国在役的107台80OMW及以上火电机组均为超临界机组,最大单机容量为1300MW。近年来,美国GE公司还为日本设计制造了蒸汽参数分别为26.6MPa/577℃/600℃和25MPa/600℃/610℃的超超临界机组。1.3.2俄罗斯1949年，前苏联投运了第一台超超临界试验机组，蒸汽参数12t/h、29.4MPa、600℃,经节流至12MPa后进入汽轮机。以后又投运了29.4MPa、650℃的100MW超超临界机组，作为改造中压锅炉的前置级。1963年,300MW超临界机组投入运行（235MPa/580℃/565℃）。初期由于蒸汽参数偏高,材料出现高温腐蚀,以及设计、制造质量等各种技术原因,在运行中发生较多问题,技术经济指标与原设计要求相差较大。后经改进和不断完善,并将蒸汽温度降为540℃/540℃,才使机组的可靠性与超高压参数机组相当。但是,超临界蒸汽参数下,300MW机组容量偏小,汽轮机通流部分气动损失大,效率低,没有达到设计要求,其总体经济水平偏低。其后投运的500MW、80OMW和1200MW机组基本上也采用了上述超临界参数(30OMW与50OMW机组蒸汽温度也有采用565℃/570℃的)。前苏联所有300MW及以上容量机组全部采用超临界参数,其超临界机组达200余台,占总装机容量的50%以上,且大多数为300MW机组。由于大量采用超临界机组,前苏联火电机组的平均供电煤耗位居世界水平的前列,达到326g/KWh。前苏联发展超临界技术主要依靠本国力量,以自我开发为主。但是,由于300MW机组容量偏小,不适合电网发展,500MW燃煤机组由于可用率低及热耗高而没有大量采用,800MW和1200MW机组只用于燃油与燃气,且1200MW机组的可用率也较低。由于不能吸收别国先进技术,前苏联超临界技术发展不快,总体技术水平不高。目前,俄罗斯研制的新一代大型超超临界机组采用参数为28~30MPa/580~600℃。1.3.3日本日本发展超超临界机组起步较晚,但发展速度很快、收效显著。日立公司于1967年向美国B&W公司引进第一台超临界机组(660MW、24.12MPa、538℃/566℃),日本其他公司也分别引进了美国和德国的超超临界技术。但由美国引进的超临界技术不能适应在广泛范围内变负荷以及快速经济起停,日本各公司从欧洲引进超临界变压运行技术(螺旋管圈锅炉),经过大量的试验及不断提高技术水平,使超超临界机组不仅高效,而且具有亚临界机组同样的可靠性与运行灵活性,能自如地适应变压运行带周期性调峰负荷的要求。后来,日本新建的火电站几乎都是变压运行机组,并以5