国内600MW机组升级为超超临界参数

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　　中国• 海南 中国科协 2004 年学术年会电力分会场暨中国电机工程学会 2004 年学术年会论文集 5

　　国内600MW机组升级为超超临界参数

　　若干技术问题探讨

　　摘要：本文对国内600MW机组升级为超超临界参数的必要性进行了较充分的说明;对600MW超超临界机组的主要设计原则及参数选择进行了论证，并提出了推荐意见;对600MW超超临界机组的主辅机选择原则及国产化程度等进行了较全面的分析。

　　关键词：火电;600MW超超临界机组;技术问题;探讨

　　1 国内600MW机组升级为超超临界参数的必要性

　　自80年代初我国引进300MW和 600MW亚临界机组技术以来，目前300～600MW亚临界机组已成为我国火力发电的主力机组。在我国一次能源构成中煤炭是主要能源，在相当长的时间内燃煤火力发电仍将在我国发电领域占主导地位。提高发电效率、降低污染、节约资源是今后火电机组的发展方向。

　　提高蒸汽参数、发展大容量机组是提高机组热效率的主要手段。目前世界各国火力发电机组参数已由亚临界参数(18.0MPa、540℃)发展到超临界参数(25.0MPa、540℃～566℃)和超超临界参数(24～30.0MPa、580℃～610℃及以上。目前国际上超超临界机组的发电效率可达45%～47%， 比亚临界机组提高6%～7%，比超临界机组高3%～4%，其可靠性与超临界和亚临界机组基本相当，技术成熟。因此，从我国国情出发，发展超超临界燃煤机组有利于提高机组热效率，降低发电煤耗，同时可减少二氧化碳和其他大气污染物的排放，是提高我国火电机组技术水平、实现火电机组技术优化升级最有效又现实的措施，也是我国火力发电机组发展的必然趋势。

　　根据中国电力工业的现状和发展规划，从电网容量上看，需要装设1000MW等级的大机组。但是今后在电网中不可能全部建设1000MW机组。其原因：一是，一些地区的厂址受到建厂条件和运输条件的限制;二是，机组容量越大，电网对它的可靠性要求越高，国产1000MW机组的可靠性在达到一定水平之前不可能在电网中成为主力机组;三是，1000MW机组国产化需要一定的时间，国产化进程将直接关系到工程造价，而工程造价直接影响机组的上网竞争能力。以300MW和600MW亚临界机组为例，它们是80年代初期一同引进的技术，具有同等的技术条件和应用条件， 但是300MW机组却首先成为电网的主力机组，截止到2001年已有186台机组投入运行，而600MW机组却只有22台投入运行，且大部分机组是在90年代后期投入运行的。究其原因主要是由于主机和辅机的国产化进程和可靠性问题导致的结果。600MW机组的主机和辅机在中国开始制造和运行已经近二十年的时间，国产化和可靠性问题已经得到解决，现在开始建设的工程绝大部分已采用600MW机组。将600MW机组参数升级为超超临界，虽然会引起一

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　　些变化，但主要是集中在主机的部件要采用更好的材料上，对于辅机基本上没有影响，与将容量上放大到1000MW机组相比在技术上成熟得多。 因此，可以预测我国600MW超超临界机组在国产化进程和可靠性上将比1000MW超超临界机组更快地达到较高的水平。

　　在今后相当长的时间内600 MW机组将成为火电建设和电网运行的主力机组。只有主力机组的效率得到提高，才能使全国的发电煤耗大幅度的降低，并获得明显的环保效益。因此，研究在我国600MW机组上采用超超临界参数有着非常重要的意义。

　　2 再热方式选择

　　超超临界机组在提高进汽压力的同时，为避免汽轮机末级蒸汽湿度过高，国外一些超超临界机组采用二次再热。与传统的一次再热循环比较，二次再热有如下主要三个优点：

　　(1) 降低低压缸的排汽湿度，减少末级叶片的磨蚀。

　　(2) 降低再热器的温升。一次再热循环系统中再热器的温升为280℃左右，采用二次再热系统每个再热器中的温升在200℃左右，这使得锅炉出口蒸汽温度更加均匀。

　　(3) 提高机组效率。二次再热与一次再热比较，其热效率一般高出1.3%~1.5%。

　　低压缸的排汽湿度与机组的初参数、再热蒸汽参数的选择以及汽机背压都存在一定的关系。根据工程经验，排汽湿度一般控制在10%左右，且最大不应超过12%，否则将造成末级叶片严重的腐蚀。根据哈尔滨汽轮机厂提供的资料，若蒸汽参数选择28.0MPa、580/600℃，汽机背压4.9kPa时，排汽湿度就将达到10.7%，已经达到了较大的排汽湿度。若汽机背压继续降低，则汽机排汽湿度还将增大。日本在川越电厂的两台机组由于主蒸汽压力高(31MPa)，采用了二次再热。丹麦两台机组主汽压力为29 MPa，但由于汽机背压低，也采用了二次再热。

　　虽然采用二次再热循环有上述优点，但根据相关资料介绍，二次再热要求汽轮机增加一个超超高压缸，低压缸进口温度将大于400℃，使低压缸转子进入高温回火脆性区，必须对低压转子材料进行特殊处理，将使汽轮机设备成本增加30%;锅炉增加比例会更多;机组的造价也要高10%~15%。而机组的投资一般约占电厂总投资的45%~48%左右，经折算约要提高电厂投资4.5%~7.2%。由此可见，二次再热所带来的总体经济性并不十分明显。另一方面，二次再热循环系统复杂，运行操作也带来不便，使得二次再热机组的可靠性降低、运行成本增加。

　　我国近期开始建设的华能玉环电厂2×1000MW级超超临界机组和邹县四期2×1000MW超超临界机组均采用一次再热。

　　综合考虑各方面的因素，我国目前阶段超超临界机组采用一次再热比较合适。

　　3 蒸气参数选择

　　3.1 参数与经济性的关系

　　根据1977年在丹麦哥本哈根召开的VGB年会上，提出了超临界参数的具体效益，这些数据得到国际的公认和引用。其中认为将主汽压力由18.5提高到25.0MPa，可降低净热耗2%;若进一步提高到30.0MPa，尚可再降低0.75%。而蒸汽温度每提高10 ℃机组效率的提高见表1：

　　表1 蒸汽温度每提高10 ℃对机组效率的提高汇总表

　　主汽温度 +10oC

　　一次再热汽温度 +10oC

　　二次再热汽温度 +10oC

　　一次再热机组效率变化

　　+0.30%

　　+0.25%

　　--

　　二次再热机组效率变化

　　+0.25%

　　+0.15%

　　0.15%

　　根据国外某公司分析，机组效率变化与参数的关系见图1和图2。

　　从图1中可以看出：机组参数从亚临界参数169kg/cm2、538/538℃提高到超临界参数246 kg/cm2、538/566℃后，机组效率可提高2.5%，其中由于压力的提高，使效率提高1.7%;温度的提高，使效率提高0.8%。

　　从图2中可以看出：机组参数从超临界参数246kg/cm2、538/566℃提高到超超临界参数250 kg/cm2、600/600℃后，机组效率提高约3.2%。

　　从这两个图还可以看出：亚临界参数到超临界参数转变中，对机组效率的影响主要来自于压力的

　　提高;而从超临界参数到超超临界参数的转变中，温度的提高对于机组效率的影响要比压力提高的

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　　影响大得多。

　　3.2 主汽温度选择

　　由于更高温度参数(如温度650℃、700℃、760℃)的实施尚需进行大量的研究及中间实验工作，根据目前超超临界机组已有的运行业绩，近十年火电机组发展可行的主蒸汽及再热蒸汽温度在下列范围内：566℃ /566℃，566℃ /580℃，580℃ /580℃，580℃ /600℃，600℃ /600℃，600℃ /610℃。

　　图1机组效率变化与参数关系曲线

　　图2 机组效率变化与参数关系曲线

　　如前所述，从超临界参数至超超临界参数的转变中，主汽温度的提高对机组经济性效益提高明显。目前国际上主汽温度/再热汽温600℃ /600 ℃运行业绩较多，与之对应的高温材料也已经很成熟。下面将超超临界机组主汽温度分别为580℃C和600℃进行对比分析。

　　从经济性的角度看，主蒸汽进汽温度从580℃提高到600℃，机组热效率提高约0.5 %～0.6%。

　　对锅炉而言，过热蒸气从585℃提高到605℃，锅炉型式基本一样，仅后屏过热器和末级过热器的工质温度提高，使得后屏过热器部分受热面管子、集箱、管道的材料档次提高。后屏过热器的管子材料还是可以使用T91、TP347H，但管子壁厚将增加约0.5～1mm;而末级过热器管系材料使用TP347HFG的部分要增加，相应使用材料档次提高一挡;集箱和管道的材料由P91改用P92，因此，过热蒸气温度从585℃提高到605℃约增加锅炉总价的1%。

　　

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　　对汽机而言，目前高温600℃参数机组的使用业绩已相当成熟，在日本及德国针对不同的阀门、汽缸、转子等已有系列的标准材料。根据2000年日本三菱公司相应机组在电厂运行的统计数据，不论投运时间长短，进汽温度538℃到600℃的范围内，整机可用小时均达到8300小时左右非常高的水平。材料应用温度的等级为538℃，566℃，600℃。对汽轮机而言，在538℃~ 600℃范围内，设备结构基本相同，价格主要随材料变化。机组的运行特性，启动及变负荷性能体现在温差、变化速率、寿命损耗这三个参数的关系上，进汽温度的高低将使转子的温升变化，影响到变化速率或寿命损耗。

　　表2 进汽温度选择的技术经济比较表

　　主进汽温度/°C

　　538

　　566

　　580

　　600

　　经济性相对提高

　　基准

　　0.75%

　　1.1%

　　1.6%

　　冷态启动至满负荷时间增加(相对同样的寿命损耗)

　　基准

　　15min

　　20 min

　　30 min

　　冷态启动至满负荷寿命损耗增加(相对同样的速率)/%

　　基准

　　0.0025

　　0.034

　　0.005

　　转子材料

　　CrMoV

　　CrMoV

　　12Cr

　　内缸

　　2.24CrMo

　　12Cr

　　12Cr

　　主门

　　2.24CrMo

　　9Cr

　　9Cr

　　蒸汽管道

　　2.24CrMo

　　9Cr

　　9Cr

　　叶片

　　12Cr

　　设备价格

　　基准

　　4%

　　10%

　　10%

　　根据以上的技术经济比较，对主汽温度580°C与600°C，汽机材料完全相同，因此设备价格基本相同。至于主汽温度升高后，对汽轮机启动时间的影响或者是寿命的影响是正常的，对机组的实际运行性能并不产生很大的影响。

　　对主汽管道而言，相同压力下，主汽温度580°C与600°C，对主汽管道的影响分两种情况。第一种情况：对于主汽温度580°C条件下，采用 P91材料，根据国外厂商的研究和运行实绩，P91材料一般最高用到593°C，当主蒸汽温度提高到600°C时，则需采用P92;第二种情况：在温度为580°C时也采用P92或E911(如： NiederauBem电厂950MW

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　　机组参数为24.7MPa/580°C /600°C ，主蒸汽管道，也采用E911)，在这种情况下，主汽温度提高到600°C，材料则不会改变，只是管道壁厚会有所增加。在相同参数下，采用P91的管道壁厚比采用P92的管道壁厚要多44%左右，再考虑钢结构、支吊架的费用，采用P91不一定比采用P92经济。所以，对于主蒸汽温度600°C，推荐采用P92，而对于主蒸汽温度580°C，可以采用P91也可以采用P92，因此，主汽温度580°C与600°C对于主蒸汽管道费用影响不大。

　　对高压给水管道而言，相同压力下，对于主汽温度580°C与600°C，给水的温度都不会有大的变化，所以管材不会改变;由于给水流量变化很小，所以管径不会变化，因此，对管道壁厚也不会有影响。

　　综上所述，主汽温度从580 °C提高到600 °C，机组热效率提高约0.5 %～0.6%，锅炉造价增加1%，对汽机造价影响不大，主蒸汽管道壁厚会有少量的增加。从目前国际超超临界机组发展趋势看，主汽温度逐渐提高，近期日本新建的1000MW级超超临界机组主汽温度一般在600°C左右。华能玉环电厂2×1000MW超超临界机组及邹县四期2×1000MW超超临界机组评标结果蒸气参数均为600 °C /600 °C。

　　因此，我国目前超超临界机组主汽温度定为600 °C比较合适。

　　3.3 主汽压力选择

　　资料表明,近十年国际上火电超超临界机组已采用的进汽压力为：25MPa，28MPa，31MPa.，下面分别对三中压力参数的适用性进行分析。

　　当采用31 MPa时，为了降低排气湿度，通常需采用二次再热。因此，在采用一次再热循环的机组上难以应用。

　　对于25MPa和28MPa两个压力参数的比较如下：

　　在机组热经济性方面，提高进汽压力将使机组的热耗降低，28MPa压力与25MPa相比，在额定负荷下热耗相对降低0.2%～0.3%，

　　对锅炉而言，当进汽压力从25 MPa提高到28MPa，整个锅炉的受压件和使用阀门都将改变，锅炉成本将增加约5%。

　　对汽机而言，当进汽压力从25 MPa提高到28MPa，机组进汽端承压部套，如主蒸汽管、阀门、外缸、蒸汽室及喷嘴的强度都要提高，相应的材料也要多消耗一些。汽机设备价格上升3%左右。

　　压力对主汽管道而言，在相同温度下，主汽压力由25MPa提高到28MPa，对主汽的管材选择没有影响，只是管子的壁厚要增加。尽管理论上由于压力升高后，蒸汽的比容减小，在同样流速下管径可以减少，但由于管径规格的限制，实际上是难以做到的。因此，主汽管道的重量会增加。

　　对高压给水管道而言，管道的材料选择也没有影响，只是管子的壁厚需要增加。高加给水系统增加投资20%。

　　综合考虑上述设备价格和管道重量的增加，压力由25MPa提高到28MPa，电站投资增加约1%～2%。

　　从国际上超超临界已有的成熟运行业绩看，在主蒸汽温度达到600℃条件下，主汽压力大多在25MPa以下。如日本三菱、日立、东芝这三家公司在国际超超临界市场上占有较大份额，均没有28MPa的设计及制造业绩，只有西门子公司有此压力参数的业绩，但主汽温度尚未达到600℃。因此，28MPa可供选择的技术范围很小。

　　综合以上几方面因素，主汽压力由25MPa升到28MPa经济效益获得有限，但在其它方面如：电厂投资、安全可靠性、国际上成熟应用业绩等均存在不利因素，综合性价比并不占优，因此，建议目前我国超超临界机组主汽压力参数按25MPa考虑。

　　据了解华能玉环电厂和邹县四期2x1000MW超超临界机组招标文件均按汽机额定进汽压力25MPa进行招标，但最终压力参数确定取决于机组的运行特性。若为纯滑压运行，则在VWO工况汽机进汽压力将达到26.25MPa，再考虑补汽条件，在TMCR工况汽机进汽压力就达到26.25MPa，华能玉环电厂超超临界机组即为此种情况，因此，华能玉环电厂汽机进汽压力最终确定为26.25MPa。山东邹县四期工程通过招标确定汽机由东方-日立公司供货，机组采用定-滑-定运行，汽机额定进汽压力为25MPa。

　　4 汽机型式选择

　　600MW等级超超临界机组是在超临界机组的基础上提高主汽、热再热蒸汽的参数，通流部分、叶片型式及末级叶片长度等会发生一些变化，但变化不大，不会改变汽轮机汽缸结构和数量，现国内外已投运的600MW机组大多采用三缸四排汽或早期的四缸四排汽机型。但随着汽轮机设计制造技术、末级叶片和材料的发展，汽轮机正朝着结构简

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　　单、尺寸减小、效率高的方向发展。目前日本三菱公司生产制造600MW两缸两排汽汽轮机，今年4月已在日本广野(Hirono)电厂投运。

　　因此，目前600MW超超临界汽机机型可考虑2个方案：

　　方案1：三缸四排汽机型

　　方案2：两缸两排汽(或三缸两排汽)机型。(日本三菱公司技术为两缸两排汽机型，高中压合缸;德国西门子公司技术为三缸两排汽机型，高中压缸分缸)

　　根据目前汽机本体技术及制造水平，以及汽机末级叶片发展应用结果，结合近期600MW机组招标汽机厂商的投标方案和价格，建议今后我国600MW超超临界机组应优先考虑采用两缸(或三缸)两排汽机型。理由如下：

　　(1)技术发展的必然趋势。随着汽轮机设计制造技术和材料的发展，大功率火电机组朝着结构简单、尺寸小效率高发展，是火电机组永恒的追求目标。600MW机组采用两缸两排汽或三缸两排汽是今后600MW等级机组的发展趋势。据了解，目前国内汽机制造厂也都大多积极推荐600MW超超临界机组采用两排汽机型。

　　(2)技术上可行。目前国际上可用于600MW机组两排汽的末级叶片只有西门子公司1146mm和三菱公司的1220mm末级叶片。西门子公司的1146mm末级叶片自1997年运行至今已运行超过30000h，在矶子电厂1#机、外高桥二期等有成功运行业绩;据介绍，西门子公司目前已完成1430mm钛合金末级叶片的设计及试验验证工作，其排汽面积可达到13.5m2,比1146mm钢叶片降低热耗0.6%，该叶片用于两排汽机型。三菱公司1220mm末级叶片是由神户电厂60Hz机组40英寸末级叶片模化而成，神户电厂运行1年后对40英寸末级叶片进行检查，情况良好;且模化成的1220mm末级叶片已在日本广野电厂5#机应用，情况良好。因此采用两缸(三缸)两排低压缸模块已基本成熟，技术可行。

　　(3)运行经济性差别不大。目前阶段两排汽机组与三缸四排汽机组相比，采用目前可选用的1146mm和1220mm两种末级叶片，在额定负荷工况下，由于其排汽面积小于四排汽面积，排汽的余速损失增加，使汽机效率略有降低，从汽机制造厂计算结果看，额定负荷时两排汽比四排汽热耗高20kJ/kwh左右;但在部分负荷运行时两排汽热耗还低于四排汽机型，因此，经济性上的差别主要取决于机组实际的运行工况。在假定条件下，考虑了年平均运行工况后，两排汽比四排汽热耗高6kJ/kwh左右，所以，两排汽与四排汽的年平均经济性相差不大。随着西门子公司1430mm末级叶片的开发成功，排汽面积进一步加大，排汽损失随之减少，两排汽的经济性会优于四排汽机型。4、降低汽机造价。由于两排汽比四排汽少1个低压缸，按照三菱在广野5#机组情况，两缸两排汽比三缸四排汽汽机长度可缩短7米，汽机成本将降低。因此，国内汽机厂也认为，若今后三菱公司能把1220mm末级叶片的技术转让给国内汽机制造厂，两缸两排汽机型国产化率提高，两缸两排汽机型造价最终肯定会低于三缸四排汽机型，600MW机组已成为我国主力机组，今后可为国家节约大量的工程投资。

　　综上所述，建议我国600MW超超临界机组应优先考虑采用两排汽机型。

　　5 600MW超超临界机组设计特点

　　5.1 三大主机设计特点

　　汽机：600MW超超临界汽轮机可采用一次中间热、三缸(或四缸)四排汽或两缸(或三缸)两排汽、单轴、凝汽式。

　　锅炉：锅炉可采用塔式或Л型炉，单炉膛，一次中间再热，对冲燃烧或四角燃烧，垂直管圈或垂直上升内罗纹管圈，平衡通风、固态排渣、全钢构架。

　　发电机：600MW等级超超临界机组与超临界机组容量是相等的，发电机不受超超临界及超临界参数影响，设计及结构上没有区别。

　　5.2 主要附属系统及辅机配置特点

　　锅炉配套辅机(磨煤机、风机、除尘器)不受超超临界参数影响，仅仅是烟风制粉系统在燃料和烟、风量的减小，在系统配置上与超临界机组相同。

　　汽机配套辅机中高压加热器和给水泵受高参数的影响，其材料的选用和强度计算会有变化，但

　　配置的型式和数量不变，与常规600MW超临界机组相同。

　　汽机回热系统为8级抽汽，即3高+1除氧+4 低。旁路系统采用100%旁路(代替安全阀)或30%二级串联或一级大旁路。

　　给水系统采用二汽+一电泵。凝结水系统为二凝泵或三凝泵。

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　　总之，600MW超超临界机组除汽机配套辅机

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　　中高压加热器和给水泵受高参数的影响，给水泵关键部件需进口外，其他配套辅机如：磨煤机、风机、除尘器、低压加热器等设备选择与超临界机组和亚临界机组基本相同，均可在国内采购设备。

　　6 600MW超超临界机组国产化程度分析

　　6.1 主机设备国产化

　　目前国内制造厂已经掌握了超临界机组的部分设计和制造技术，而600MW超超临界机组和600MW超临界机组相比，锅炉和汽机方面已无实质性技术问题，主要差别在材料的应用方面，但差别不大，而且不论600MW超超临界机组还是600MW超临界机组，其大部分材料均需进口。以目前国内主机制造厂的技术水平以及制造能力，同时再以国外公司为技术支持方，目前国内主机制造厂能够生产制造600MW级及以上容量超超临界机组，华能沁北电厂一期2x600MW超临界机组、常熟第二发电厂2x600超临界机组已经开始设计制造并供货，并将很快投入运行;阚山电厂600MW超超临界机组三大主机的招标工作也正在进行之中。华能玉环电厂1000MW超超临界机组和邹县四期1000MW级超超临界机组也已签订供货合同，目前正在施工或筹建之中。通过以上工程消化吸收可迅速实现国产化。

　　6.2 电厂系统设计能力

　　(1) 设计能力

　　超超临界机组的工程设计，原则上与超临界机组并无大的差别，只是主汽、热再热汽、高旁系统、给水系统参数提高而引起部分设备和管道材质及壁厚等的变化，其它系统及设备与亚临界和超临界机组没有差别，国内电力设计院已完成了多个600MW容量及以上机组的电厂设计，有这些工程设计经验的支持，国内设计院完全可以完成600MW超超临界机组电厂的设计工作。

　　(2)设计标准

　　国内设计院已形成了比较完整的600MW机组工程设计标准和规范;通过以往涉外工程设计，已基本掌握了国际标准和规范。因此，在超超临界机组设计时可在现有国内标准基础上参考使用国际标准和规范。

　　(3)计算方面

　　超超临界机组参数提高后，对管道应力计算、设备推力核算要求相应增加。国内部分设计院是可以承担超超临界机组的应力计算的，如：华能沁北电厂、常熟第二发电厂2x600MW超临界机组电厂设计计算就是由西北电力设计院完成;外高桥二期2X900MW机组西门子承包的汽机岛管道的具体设计包括应力计算、华能玉环电厂1000MW超超临界机组电厂设计计算是由华东院完成的。

　　作者简介：

　　孙锐：现为中国电力工程顾问集团公司暨电力规划设计总院总工程师。曾在电力设计院工作近二十年，在设计院从事电厂热能动力专业设计、设计总工程师及总工程师工作;其后在电力规划设计总院从事设计咨询、评审等设计管理管理工作多年，有丰富的火电厂工程设计、及设计咨询和评审等工作经验，对国家有关电力方面的政策和电力行业标准有较广泛和深刻了解。

　　赵敏：现为中国电力工程顾问集团公司暨电力规划设计总院机务处专业工程师。在电力规划设计总院从事设计咨询、评审等设计管理工作近二十年，有较丰富的火电厂工程项目前期设计咨询、评审等工作经验，对国家有关电力方面的政策方针和电力行业标准较为了。

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