超(超)臨界空冷機組技術與經濟性研究

沈邱農, 趙 峰

(1.上海發電設備成套設計研究院,上海 200240;2.清潔高效煤電成套設備國家工程研究中心,上海 200240)

我國一次能源以煤炭為主,大量煤炭燃燒排放的煙氣造成日益嚴重的大氣污染問題.火電污染減排的主要途徑是大規模采用清潔高效的超臨界和超超臨界參數發電技術,在節約煤炭的同時,減少對環境的污染.

在國家重大技術裝備研制項目的支持下,我國已經具備了制造600～1 000 MW級超(超)臨界機組的能力[1-4].我國現役引進的超臨界機組有:華能石洞口第二電廠2臺600 MW、華能南京和營口電廠各 2臺300 MW、依敏和盤山電廠各 2臺500 MW、綏中電廠2臺800 MW、上海外高橋電廠2臺900 MW和福建后石電廠6臺600 MW超臨界機組.當前,我國煤炭資源多集中在西北、華北等內陸地區,這些地區大多為缺水干旱地區,在這些富煤、缺水地區因地制宜建設高效率、大容量的空冷發電站可有效地緩解煤炭運輸緊張的問題,降低發電成本,意義十分重大.

超(超)臨界空冷發電機組的關鍵設備是汽輪機.由于其具有進口參數高、排汽背壓高且隨環境溫度變化幅度大等特點,使其高中壓缸和濕冷機組高中壓缸的特性相同,而低壓缸則和亞臨界空冷汽輪機低壓缸的特性基本相同.超(超)臨界空冷汽輪機的主要問題在于將超(超)臨界高中壓缸模塊與亞臨界空冷機組低壓缸模塊有機地結合,對通流面積、軸系的穩定性及末級葉片等進行復核、計算和調整,技術上還應滿足相關規范的要求.

1 超(超)臨界空冷機組選型

1.1 超(超)臨界空冷機組參數及其標準

蒸汽參數決定了機組的熱經濟性.常規亞臨界循環的典型參數為16.7 MPa/538°C/538°C,發電效率為 38%～39%.超臨界機組典型的參數為24.1 MPa/566°C/566 °C,對應的 發 電 效 率為41%～42%.超超臨界參數實際上是在超臨界參數的基礎上將壓力和溫度提得更高,典型參數為25 MPa/600°C/600°C,對應的發電效率為44%～45%.

當蒸汽初壓不變提高蒸汽初溫,機組循環效率將會提高.同時,由于初蒸汽比體積增大和低壓缸排汽濕度減小,汽輪機的內效率也可提高,對提高電站熱經濟性有利,但提高蒸汽初溫受到材料的許用溫度限制.當蒸汽初溫不變僅提高初壓時,一定范圍內可提高機組熱效率,但初壓提高過多時機組熱效率反而會降低.為了提高大容量機組的經濟性,通常采用中間再熱的辦法提高熱力循環的平均工作溫度,降低熱耗.采用中間再熱,還可以降低低壓缸末級的排汽濕度,提高汽輪機效率和延長末級葉片壽命.在選用較高蒸汽參數的情況下,給水加熱器的級數將增加,從而獲得較高的最終給水溫度.

一般情況下,應把超(超)臨界機組容量選得大些,一是提高機組的熱經濟性,二是可以明顯降低電廠的比投資.但超(超)臨界機組單機容量的增加受到全轉速末級葉片長度的限制,應根據目前國內汽輪機行業的設計制造能力合理選取.機組的容量選擇還受到在電網中運行方式的制約,為了保證超(超)臨界機組經濟性的優勢,應盡量保證機組在較高負荷率下運行.在電網末端及電負荷送出受阻礙的地區,不宜采用大容量的超(超)臨界機組.

我國發電設備制造企業分別從日本三菱、東芝和德國西門子引進了超臨界和超超臨界機組技術.通過對超臨界和超超臨界機組的技術與經濟研究,將提出適合國情的超(超)臨界機組參數系列的國家標準,以規范超臨界和超超臨界機組參數,實現標準化設計和制造.超臨界和超超臨界機組參數系列為:

(1)600 MW超臨界汽輪機額定參數,24.2 MPa/566°C/566 °C;

(2)1 000 MW超臨界汽輪機額定參數,24.2 MPa/566°C/566 °C;

(3)600 MW超超臨界汽輪機額定參數:25 MPa/600°C/600°C;或26.25MPa/600°C/600°C;

(4)1 000 MW超超臨界汽輪機額定參數,25 MPa/600°C/600°C;或26.25M Pa/600°C/600°C.

1.2 超(超)臨界空冷機組的技術方案

1.2.1 超(超)臨界空冷汽輪機

兩缸兩排汽超臨界空冷600 MW汽輪機是以濕冷超臨界600MW機組積木塊為原型,根據空冷機組的特殊要求,對高中壓通流部分、低壓缸及末級葉片采取一些關鍵改進措施而成,其特點是配合使用單低壓缸的空冷末級長葉片,將600 MW等級超臨界空冷機組開發為二缸產品(見圖1),與三缸600 MW機組相比減少一個低壓缸,軸向長度縮短了近8 m.由于排汽口數量減少,軸系縮短,使得機組結構緊湊,軸系穩定可靠.

圖1 600 MW兩缸兩排汽空冷超臨界汽輪機縱剖面圖(單位:mm)Fig.1 Longitudinal section of a 600MW supercritical tw o-cylinder tw o-exhaust air-cooling turbine(unit:mm)

目前投運或在建的600 MW機組有的也采用三缸四排汽方案.三缸四排汽600 MW超臨界空冷機組汽輪機排汽口數量多,軸系增長,設備安裝及管道布置需要較多的廠房面積,但每個排汽口面積下降,且國內制造廠具有一定的設計制造經驗,技術成熟.兩種機型的結構對比見表1.

表1 600 MW機組兩種機型的結構對比Tab.1 Structural comparison o f twomodels for 600MW units

1 000 MW超超臨界空冷汽輪機通常采用模塊化設計方法,采用已有成功運行經驗的高、中、低壓模塊,針對不同的通流能力和蒸汽參數進行模化.高、中壓模塊以濕冷1 000 MW超超臨界汽輪機的高、中壓模塊為母型,適當調整通流面積.低壓模塊以成熟的二缸二排汽的600 MW級超臨界空冷汽輪機低壓缸為母型,保持跨距及外形不變,重新設計低壓通流部分,完成1 000 MW超超臨界空冷汽輪機低壓缸設計.我國各大汽輪機制造廠對 1 000 MW等級超超臨界空冷汽輪機均開展了設計研究,形成了具有各自特色的技術方案,多為單軸、四缸四排汽、一次再熱、空冷凝汽式汽輪機型式,見圖2.

圖2 1 000 MW四缸四排汽超超臨界空冷汽輪機(單位: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)臨界空冷機組所配的鍋爐

空冷汽輪機與濕冷汽輪機在進汽量要求上的差異使超(超)臨界空冷機組所配鍋爐的蒸發量比同容量超(超)臨界濕冷機組所配的鍋爐蒸發量略大.其他的技術要求如鍋爐型式、爐膛容積熱負荷、斷面熱負荷、燃燒器區域熱負荷、燃燒器布置、水冷壁形式、受熱面布置形式、各受熱面材料選擇、鍋爐啟動系統的配置及鍋爐控制系統等均與濕冷機組所配的鍋爐一樣.超(超)臨界空冷機組所配的鍋爐技術上是成熟的.

1.2.3 超(超)臨界空冷機組的排汽冷卻系統

超(超)臨界機組與亞臨界機組配套的排汽冷卻(空冷)系統的配置計算、選擇和優化的基本方法是相同的,1 000 MW空冷機組配套的空冷系統仍可采用600 MW機組的冷卻單元模塊.所不同的是1 000 MW機組空冷系統規模更大、冷卻風機數量更多,相應的風場更不均勻,因此需進行環境風影響和風機群效應等方面的數學模型試驗研究.空冷系統內配置的風機、齒輪箱、電機等設備參數與機組容量大小無關,僅是數量隨冷卻單元模塊數增加而增加.相比而言,1 000MW 機組的直接空冷(直冷)系統比間接空冷(間冷)系統的技術問題少.

一般情況下,直冷系統的投資比間冷系統要小,且有較好的防凍性能[5].直冷系統的真空容積大,是間冷系統的5～6倍,在施工過程必須嚴格執行工藝,保證焊接質量.同時需要選擇較大的真空泵,確保1 h內可將汽輪機組的整個真空系統從大氣壓狀態抽到10 kPa.

相對于直冷系統而言,間冷系統冬季可以取得較低的背壓,通常氣溫在10°C以下就比較明顯,這就使該型機組在我國北方有較高的使用價值,不但具有節省廠用電的優勢,而且還有因背壓降低所得的無能耗微增出力的優勢.如果采用表面式冷凝器的間冷系統,在冷卻水中添加防凍劑,可取得降低背壓和防止冰凍的雙重效果.此外,在一臺主機停用時,兩臺機組的間冷系統可以并聯運行,使機組的冷卻水溫有較大幅度的降低,獲得更低的背壓;間冷機組冬季運行最低背壓控制在約6.0 kPa,比直冷機組低2～4 kPa.為利用冬季天冷優勢,間冷大機組的末葉片必須在直冷機的基礎上加長,同時也應保證夏季運行的安全.

直冷系統和間冷系統是世界各干旱地區節水發電的兩大體系,各有優勢.只有針對工程實際,做出優化方案后才能進行精確的經濟比較.

2 超(超)臨界空冷汽輪機的關鍵技術

2.1 超(超)臨界空冷汽輪機高中壓缸

超(超)臨界空冷汽輪機高中壓缸研制的關鍵技術主要集中在進汽閥門布置方式、汽缸、軸承、轉子、防固體粒子侵蝕技術、冷卻蒸汽結構、汽流激振和通流設計優化等.超(超)臨界機組進汽閥門布置方式與制造廠傳統習慣有關,但一般都布置在汽缸外,通過主汽管與汽缸連接;汽缸形狀復雜,又處于高溫、高壓的工作環境,所以缸壁必須有一定的壁厚滿足強度要求,并采用雙層缸結構;水平法蘭需要增加厚度以滿足結合面的嚴密性要求;軸承的主要型式有可傾瓦軸承和橢圓瓦軸承,且都應具有自動對中能力.為了保證在超高溫下有足夠的強度,超(超)臨界汽輪機高、中壓轉子通常采用12Cr鋼或改良12Cr鋼制造,并在軸頸和推力盤表面堆焊Cr-M o低合金以解決磨損問題.

鍋爐管道內壁脫落的氧化物顆粒引起調節級和中壓第一級靜葉固體微粒侵蝕(SPE)是超(超)臨界機組的關鍵問題之一.防止固體微粒侵蝕的對策與解決辦法主要采取消除固體微粒源、減少通過汽輪機通流部分的固體微粒和減輕固體微粒對部件的沖蝕等方法與措施.

蒸汽冷卻是采用溫度比較低的蒸汽冷卻超(超)臨界汽輪機的高溫部件,以降低高溫部件的工作溫度.當 CrM oV 鋼應用于 566°C、12%Cr鋼應用于600°C時,汽輪機高溫部件一般需要采用蒸汽冷卻措施.

由于汽輪機蒸汽參數的提高導致高壓缸進汽密度增大、流速提高,蒸汽作用在轉子上的切向力對動靜間隙、汽封結構及轉子與汽缸對中度的要求提高,使超(超)臨界汽輪機發生汽流激振的可能性增大,必須采取適當措施以防止汽流激振.

2.2 超(超)臨界空冷汽輪機低壓缸及末級葉片

超(超)臨界空冷機組低壓缸的主要特點是背壓相對較高、變化頻繁,進汽流量大、工況差異大.空冷低壓缸積木塊采用軸承座落地設計,將軸承座與低壓外缸完全分離,單獨支撐在基礎之上,以避免低壓外缸變形影響軸承座標高.為了避免由于轉子與靜子不對中造成動、靜碰磨,在低壓缸積木塊設計上通常采用橢圓汽封、低壓端部軸封支撐在軸承座上、整個低壓內缸設計成整體等方法.

隨著超(超)臨界機組進汽參數提高,相同功率下蒸汽流量將有所降低,同時空冷機組背壓較高,排汽體積流量較小.在600 MW等級超臨界機組中選用四排汽顯得過于浪費,900 mm以上的空冷末級葉片完全可以實現,所以600 MW等級超臨界空冷機組應該優先選用兩排汽設計.為此將超臨界高中壓合缸空冷機組設計成為兩缸兩排汽機型,在前二代低壓缸積木塊的基礎上開發了第三代空冷低壓缸積木塊(見圖3),繼承了前二代低壓缸積木塊所有技術[6],仍然采用低壓3級回熱抽汽,有2×6級,軸承跨距7 800 mm,末級葉片為910mm的整圈自鎖型葉片(ILB),根徑1 731 mm,低壓缸采用500 mm帶進口變油槽的可傾瓦軸承,具有較高承載能力的同時具備較好的穩定性.

圖3 第三代空冷低壓缸積木塊Fig.3 Building block for LP cylinder of the third-generation air-cooling tu rbine

同時根據末級葉片出口2×7.5 m2的排汽面積,低壓缸排汽口面積選取54 m2.在低壓缸下部布置的排汽裝置,則通過2根直徑6 000 mm的接管將排汽排入空冷凝汽器.

末級長葉片開發是空冷汽輪機低壓缸設計最關鍵的技術,對機組的經濟性和可靠性有重要影響.由于空冷機組排汽壓力和溫度的大幅頻繁變化,排汽體積也在大幅頻繁變化,要求低壓長葉片能兼顧小流量高背壓工況及大流量低背壓工況下的安全性和經濟性.末級葉片應具備結構、氣動力、變工況和背壓保護四方面特性.

(1)結構性——末級的排汽面積相對較小,葉片較短、較寬,具有較高的級負荷;應采用加強型、高阻尼、小應力集中、極小動應力和能防止顫振的ILB結構;排汽溫度變化小、葉片連接部位應有良好的熱膨脹性.

(2)氣動力性——采用馬赫數不敏感的葉型型線,具有較低的阻塞背壓、較高的零功率背壓、較高的根部反動度、適中的頂部反動度和能很好地控制沿葉高的反動度分布.

(3)變工況性——能承受體積流量劇烈變化,且有良好的變工況性能.

(4)背壓保護性——汽輪機廠應提供末級葉片安全運行的背壓保護曲線.

針對空冷機組末級葉片的特殊性,大型空冷機組長葉片的設計開發工作主要包括:末級葉片高度的選擇、葉片反動度的選擇、三元流場設計(阻塞背壓和失速背壓考核、小體積流量工況)、運行限制、葉片結構設計、葉片強度考核和葉根振動考核及葉片頻率理論設計.以哈爾濱汽輪機廠有限責任公司為例,空冷機組末級葉片系列見表2.

表2 哈爾濱汽輪機廠有限責任公司空冷機組末級葉片系列Tab.2 Last blades of air-cooling power units in Harbin Turbine Co.,Ltd.

空冷機組的背壓特點給低壓長葉片的設計帶來了新課題,對葉片的氣動力性能、強度性能提出了更高的要求.空冷末級葉片的設計要考慮高背壓下的高端負荷和選擇恰當的排汽環形面積,采用強化型結構.末級葉片必須采用沒有任何附件的單片型式,沒有松拉筋、銷釘、焊接和拱型圍帶等連接部件,如540葉片(自由葉片)強化到不調頻葉片的水平,動強度能在最大負荷發生共振條件下安全運行.整圈自鎖阻尼型665葉片靠離心力形成的整圈效應,動應力可達到極低的水平,為保證在鼓風工況下連續運行,強化到有足夠高的抗氣流激振能力.

3 超(超)臨界空冷機組經濟性研究

由于采用更高的蒸汽參數,超(超)臨界參數機組能夠明顯提高電廠的熱效率,降低污染排放.但又由于壓力提高將增加鋼材用量,溫度提高將需要采用價格較高的高溫高強度材料,機組造價將比常規亞臨界機組增加.從節能減排的角度,發展超(超)臨界空冷機組具有戰略意義.但從電站運行的角度,超(超)臨界機組的經濟性研究又十分必要.

3.1 超(超)臨界空冷機組發電成本分析

電站經濟評價的實質,就是估算發電成本和上網電價.通常上網電價是通過試算求得,其與發電成本之間的差額是在財務評價中用來進行贏利能力分析和清償能力分析,即計算內部收益率、投資回收期和借款償還期、投資利潤率、投資利稅率和凈現值率等主要評價指標.當發電成本一定時,為了滿足內部收益率、投資回收期和借款償還期等評價指標的要求,必然對應有一個最低的上網電價.在超(超)臨界空冷電站的經濟評價中,正確評價發電成本和上網電價十分關鍵.

對于電站,發電成本是由以下三部分組成:①

式中:C D為總投資費用折舊成本;C TCR為電站總投資費用的動態現值,其中包括建設期內的貸款利息和價差預備費等;P為電站凈功率,MW;τ為發電設備年利用小時,h;S為發電機終端到售電結算點之間的線損率,一般取3%～7%;C SIC為相對于電站凈功率折算的動態比投資費用,元/MW;n為電站的經濟使用壽命.

由式(1)可知,為了降低發電成本中的折舊成本,應力求減少電站的動態比投資費用C SIC和線損率S,同時應盡量增大電站設備的年利用時數和折舊年限.但對于超(超)臨界空冷電站來說,比投資將比亞臨界空冷電站有所提高,更大于常規濕冷電站.同時空冷電站往往建造在缺水離產煤地較近的地區,離電網的負荷中心較遠,輸電距離較長,線損率比離負荷中心較近的常規濕冷電站大,這將使超(超)臨界空冷電站總投資折舊成本提高.

電站燃料成本一般按如下方法計算:

或

式中:C f為電站燃料成本;C f,2為按燃料發熱量計算的燃料價格,元/GJ;Cf,1為燃料價格,元/t;Qd,ar為燃料的低位發熱量;ˉηnet為機組年平均凈效率.

為了降低發電成本中的燃料成本,應降低燃料的價格,超(超)臨界空冷機組往往建于靠近產煤地區,燃煤運輸成本低,有條件獲得較低的燃料價格.同時還要提高機組的凈效率,既要采用高效率的機組,又要盡可能使機組處在高效率狀態下運行.超(超)臨界空冷機組凈效率比亞臨界空冷機組高3%～5%,可以使燃料成本進一步下降,但應保證超(超)臨界處在高負荷狀態下運行,因為當負荷率低于70%時,超(超)臨界機組參數將下滑至亞臨界水平,失去高參數高效率的優勢.

運行維護成本C m主要包括每年電站運行所耗的水費、材料費、勞務費及福利基金、大修基金、流動資金和貸款利息等費用.據統計,這項費用在發電成本中所占份額比較小.如果按年限平均折算法計算折舊成本時,C m約占發電成本的11%～15%.總投資費用的折舊成本;②燃料成本;③運行維護成本.

按照我國普遍采用的年限平均折舊算法[7],總投資費用折舊成本計算方法為:

由此,計算電站的發電成本公式簡化為:

即:

3.2 超(超)臨界空冷機組發電成本的敏感性分析

發電成本的敏感性分析主要是研究不同因素對發電成本的影響,以了解如何控制各主要因素以獲得良好的運行經濟性.對于按年限平均折算法計算的發電成本,通過對式(5)進行偏微分處理,可得:

式中:A為各主要影響因素的敏感系數.各主要影響因素的敏感性分析如下:

(1)比投資CSIC、電站經濟使用壽命n、發電設備年利用小時τ的相對變化ρCSIC、ρn、ρτ對發電成本C E的相對變化 ρCE的影響是等量的,但 ρn、ρτ的影響與ρCSIC的影響相反.CSIC增大,發電成本CE也增大;電站使用壽命n、發電設備年利用小時τ增大,發電成本C E將減小.

(2)燃料價格和平均凈效率ˉηnet的相對變化ρC f(1)、ρˉηnet對 ρCE的影響程度也是等量的 ,但影響的方向彼此相反.即燃料價格增大,發電成本也將增大;平均凈效率提高,發電成本將降低.

(3)當電站比投資費用C SIC較低時,燃料價格Cf,1和年平均凈效率ˉηnet對發電成本CE的影響將大于電站比投資C SIC、電站經濟使用壽命n、發電設備年利用小時τ對發電成本CE的影響.而當電站比投資費用C SIC較高時,影響將出現反向變化,即電站比投資C SIC、電站經濟使用壽命n、發電設備年利用小時τ對發電成本CE的影響將大于燃料價格Cf,1和年平均凈效率ˉηnet的影響.其轉折點為:

C SIC,L2的單位為元/MW.

超(超)臨界空冷機組比投資費用C SIC相對較高,而燃煤價格相對較低,在這種特定的情況下,影響發電成本的主要因素將是電站比投資C SIC、電站經濟使用壽命n和發電設備年利用小時τ.

3.3 實例分析

以2臺600 MW超臨界空冷電站作為研究對象,根據《2009中國電力行業年度發展報告》提供的有關數據,比投資費用(單位造價)基數取3 728元/kW,電站使用壽命n取25年,發電設備年利用小時τ基數取4 000 h,年凈平均效率基數取41.7%(供電標準煤耗295 g/(kW?h)),標準煤煤價基數取400元/t.然后分別對比投資費用、發電設備年利用小時、標準煤煤價變化時對發電成本的測算,在加上一定比例的資金回報率以后,即可以測算上網電價.圖4～圖6是按發電成本占70%,資金回報率占30%進行測算的上網電價.

圖4 不同煤價下的上網電價Fig.4 On-grid pow er price vs.coal price

圖5 不同比投資下的上網電價Fig.5 On-grid pow er price vs.SIC

圖6 不同年運行小時下的上網電價Fig.6 On-grid power price vs.annual operation time

從圖4～圖6可以看出,在一定的比投資下,上網電價總是隨煤價的上升而提高.且在一定煤價下,比投資提高,上網電價也將提高.在兩個因素同時作用下,上網電價上升趨勢更為明顯.如果以2008年華北電網平均上網電價0.361 9元/(kW?h)計,在不同比投資、年運行小時數情況下對應的最高標準煤價大約在500～600元/t.當標準煤價達到800元/t時,各種比投資和年運行小時數情況下的上網電價均高于平均值.如果按照華北電網內蒙西部上網電價0.284 9元/(kW?h)計,在不同比投資、年運行小時數情況下對應的最高標準煤價大約在400～450元/t之間.在一定煤價和比投資情況下,年運行小時數增加,上網電價下降,這主要是因為設備折舊等固定成本和回報是分攤到發電量里面去的,當年運行小時數增多時,發電量也就增大,分攤后的成本就減會少,上網電價降低.

4 結 論

(1)超(超)臨界參數機組由于采用更高的蒸汽參數,能夠明顯提高電廠的熱效率,降低污染排放,但機組造價將比常規亞臨界機組高.目前國內已經具備了設計制造600～1 000 MW級超(超)臨界機組的能力,有條件在國內已有的先進和成熟技術基礎上,通過重點開展關鍵部件、關鍵技術的研究和開發,形成具有我國自主知識產權的超(超)臨界空冷機組成套設計制造技術.

(2)超(超)臨界空冷汽輪機的主要問題在于將超臨界高中壓缸模塊與空冷機組低壓缸模塊有機地結合,對于流通面積、軸系的穩定性及末級葉片等關鍵參數進行復核、計算和調整,技術上滿足相關規范的要求.

(3)在一定的比投資下,上網電價總是隨煤價的上升而提高;且在一定煤價下,比投資提高,上網電價也將提高;在兩個因素同時作用下,上網電價上升趨勢更為明顯.

(4)空冷電站的年平均熱效率與電廠運行方式和空冷機組的熱效率密切有關,提高年平均熱效率是減少發電成本、提高運行經濟性的關鍵之一.在空冷機組的選型上,應選用高效率的超(超)臨界機組,并使機組在高負荷狀態下運行.

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