2023年蒋寻寒超临界机组和超超临界机组的优化设计问题.doc

大型火电机组的一些优化设计问题 蒋寻寒1，马启磊1，阮圣奇1，曹祖庆2 〔1，安徽省电力科学研究院，合肥 230601；东南大学，南京 210018〕 ：从节能角度出发，对目前引进型超超临界火电机组的汽轮机、锅炉方面一些典型的设计问题进行了分析，指出能耗增加的不良后果，建议新机组设计进一步向节能倾斜，并提出一些优化设计方法，以便今后新建的超超临界机组能够充分发挥低能耗、低排放的优势；对于节能相关运行仪表的配置，也给出了一些技术建议。 关键词：超超临界，火电机组，优化设计 Some key points in optimizing design for large scale coal fired power units Abstract: For the super critical coal fired power units in China, there are some typical shortcomings for energy conservation in design, which are pointed out in this paper. Improvements are presented for the units to be setup for lowest energy consumption and waste emission. Instrunments configuration methods for most important parameters are also presented for thermo performance test and analysis. Key words: Ultra super critical, coal fired power unit, design optimization 1 前言 由于种种原因，国内的很多超临界和超超临界机组未能充分发挥其应有的低能耗、低排放优势，需要从设计、安装、调试、运行和维护等诸多方面发现和解决问题。本文探讨设计方面节能相关的一些典型问题。这里的讨论不涉及空冷机组。 2 锅炉 2.1 设计燃料选择 事先需要对燃煤市场进行深入的评估，尽可能选择今后容易购置、即将实际主要使用的燃煤作为设计煤种。为节省投资，可以选择优质煤种作为设计煤种，但投产后实际使用煤种如果品质偏离较大，那么运行中锅炉效率下降、辅机用电增加，增加的代价很大，得不偿失。 2.2 辅机形式和容量 根据合理的设计和校核燃料，优选制粉系统、引风机等重要辅机的形式和容量，保证和机组的整体设计合理搭配。比方引风机或一次风机容量略偏小，一旦使用非设计煤种，热值偏低10%，如果加上空气预热器漏风率增加到10%，就难以满足BMCR工况运行要求。辅机容量偏大的例子也很多。 3 汽轮机 3.1 汽轮机的通流面积配置 目前新国标GB/T 5578-2023[2]尚未普遍使用，除了西门子引进型超超临界汽轮机以外，其它的国产超临界和超超临界汽轮机普遍使用DL/T 892-2023 [1]标准确定铭牌，过于保守[4]。同时，国内三大动力厂的设计，理念有所不同，有的为保证出力，通流面积放大5%左右，通流能力太强，和整个机组搭配并不合理，低负荷运行时，主汽压力偏低，必然增加损失；有的坚持节能的策略，面积安排比拟紧，虽然很容易到达、超过DL/T892-2023的出力要求，但汽轮机容量略低于锅炉的能力，也有改良的余地。需要注意的是，针对开式循环水和闭式循环水系统，由于背压明显不同，同容量、同参数、同系列汽轮机的通流面积应有不同的安排，差异应为2~3%。 3.2 保证铭牌出力 关于容量，目前有一个比拟大的理论问题：按设计规程，每年最热的10%时间的气象条件下，是不保证机组发出铭牌出力的，但电网调度并不认可这个概念，而是要求火电机组在运行中的任何时候都有能力发出铭牌出力。这个问题目前并未显现，主要原因是DL/T 892-2023对汽轮机的性能要求较低，设备有较大的余量。如果普遍使用GB/T 5578-2023标准，问题就开始显现，而使用IEC-45-1[3]的时候，问题可能会比拟突出。 3.3 主、辅机容量搭配 机、炉容量需要合理匹配，600MW机组的锅炉配660 MW汽轮机是非常荒唐的搭配，同样，在660MW机组上配置600MW机组的辅机，也不合理，必须制止。 3.4 冷端设计 3.4.1 不均衡问题 假设额定背压较低，又按THA工况设计，那么选配较长的末级叶片可以获得更好的经济性[5]。而国内600MW级别超临界和超超临界汽轮机冷端设计普遍存在的问题是，末级叶片过长而冷端设备容量偏小。这个问题的主要原因是设计规程陈旧。对于闭式循环水系统机组，背压额定值过于乐观[6]。值得注意的是，北方机组冷却塔面积小得多，循环水冷却倍率也较小，实际背压条件和南方机组差异一般并不大。额定背压取值不合理，往往造成汽轮机末级叶片选择过长，既增加能耗，又降低汽轮机的夏季最大出力。考虑机组多数需要调峰，那么损失更大。国内600MW亚临界、超临界机组数量巨大，这个损失累计起来是相当惊人的。90年代及以前，300~600MW亚临界汽轮机末级叶片只有900mm左右的尺寸，没有其它选择；引进型超临界汽轮机开始增加1000mm左右长度的末级叶片可选，但国内600MW机组多数选择不当，而660MW机组直接套用600 MW汽轮机的低压缸，情况就要好得多。 3.4.2合理确定背压和低压缸配置的要点 过硬的原始环境数据。对于闭式循环水系统，年平均气象条件；对于开式循环水系统，真实的平均取水温度。 平均环境条件和额定出力下，合理的循环水调度方式。不能按夏季的调度方式考虑[6]。 还必须考虑机组负荷特性的准确定位：基荷还是调峰。这相当困难。经常参与调峰的机组，应考虑适当减少低压缸排汽面积。设计院需要了解不同低压缸配置下的汽轮机微增出力的变化情况[6][7]。 目前同容量的汽轮机，往往有2、3种不同的低压缸配置可供选择，但选对并不容易。 通过大量验收试验，国内一些电科院已经发现，总体趋势上，越是高参数机组，局部负荷下似乎能耗增加幅度越大。很容易验证，按厂家的设计数据，容量相同、低压缸一致的不同初参数汽轮机，低负荷下热耗升高的比例大致相同。因此，出现这个现象，主要原因就是高参数汽轮机排汽面积配置过大。至少可以有结论：排汽面积增加一档，同厂家、同初参数、同容量、同技术系列的汽轮机，THA工况热耗差异较小，但〔50%负荷热耗率-100%负荷热耗率〕增加较多，可以到达THA工况热耗的1%上下。因此，排汽面积宁可稍偏小，不应偏大。国内发电机组备用容量比例逐步增加的大趋势是明确的，因此，即使是超超临界机组，一般也要考虑在一定程度上参与调峰。 3.4.3 充分发挥双背压的优势 目前600MW~1000MW汽轮机普遍使用4排汽、双背压设计，因此，有些机组的两个低压缸可以针对不同的背压，分别选用不同长度的末级叶片，到达最大的节能效果[6]。 3.4.4 600~660MW超超临界汽轮机，能否采用双排汽设计？ 基荷机组：一般不应采用双排汽设计，因为不经济，除非使用1270mm(50in)以上的钛合金末级叶片。1145~1220mm(45~48in)的钢制末级叶片，如果是双排汽设计，那么排汽面积偏小，只适合500~550MW容量，用于600MW超超临界机组，额定背压要到达6.5 kPa左右才合理，只适合海南、广东等地配备闭式循环水系统的少数机组。 调峰机组：平均负荷率按80%或以内考虑，600MW，甚至660MW汽轮机采用45~48in末级叶片的双排汽设计，从汽轮机运行角度看，可能是经济的选择。 另外，双排汽设计造成凝汽器宽度和高度尺寸增加，而且低压缸起吊高度增加，因此，厂房深度和高度增加，体积不减反增，总体投入增加；凝汽器高度增加，循环水泵需要提高扬程，增加厂用电消耗[5]；不能享受双背压的好处。这都是需要考虑的。 因此，如果600~660MW超超临界机组负荷率不按80%或以内考虑，那么应慎用双排汽设计。 我们很容易看到国内近几年来大机组定位方面，思路的前后不一致、不连贯：超临界600MW级别汽轮机的末级叶片选择显然是按机组带基荷考虑的〔根本都是4×1000mm〕，而超超临界600 MW级别机组排汽总面积多数小一些〔660MW机组多为4×1000mm或4×900mm，600 MW多为2×1220mm〕，更多的是按调峰机组考虑的。 为真正改良汽轮机冷端设计，电厂和发电集团需要改变汽轮机的性能验收条件，除了THA工况外，应增加80%负荷的热耗验收，并合理设置该工况的热耗权重。 3.4.5 1000MW级别汽轮机的低压缸 同样的角度看国内已经投产的1000MW级别机组，在THA工况下，末级叶片的安排是大致合理或略偏长，但仍需要考虑机组的实际负荷定位，按80~90%的平均负荷设计会更合理。这样，一些1000MW汽轮机，如果采用原末级叶片，那么容量可以有所增加，适当增大高、中压缸通流面积即可；或者容量不变，高背压的低压缸采用短一级的末级叶片。 3.4.6 冷端设备容量 末级叶片长较长，排汽面积偏大，那么要求较低的背压，而国内机组实际上冷端设备容量普遍略偏小。具体表现在冷却塔面积偏小，填料性能有改良余地，循环水泵容量选型各不相同，但扬程普遍过大。相比欧美70年代及以前，国内新建火电机组的冷却塔容量是比拟大的，但相比90年代末以后投产的欧洲机组，又明显小一些。建设更大的冷却塔，会受到技术、投资、审批等多方面的限制。根据目前的实际情况，适当增加循环水泵容量，降低扬程1~3m，是既节能，又节省投资的有效措施。循环水泵一般不宜设置变频器，投入太大，投资回收期限过长。 国内目前还没有13000m2以上巨型冷却塔的设计、建造技术，为此，针对1000~1100MW的火电机组冷却塔，建议电力设计院进行12500m2〔长江沿岸地区1000MW目前配12500m2冷却塔〕和2×9000m2〔华东地区600MW机组一般配9000m2冷却塔〕这样不同配置的技术经济比拟。国内需要掌握一机双塔的设计和运行技术。内陆地区即将建设一批大型核电机组，由于汽轮机热耗很高，冷却塔负荷太大，必须是一机配置双塔。 3.4.7 辅机 凝结水泵扬程普遍过大，完全没有必要。从亚临界机组到超超临界机组，凝结水泵设计扬程只需要240~280m就已经足够，而实际往往到达330~380m，余量太大，浪费严重。考虑到这个因素，配备变频器的时候，还可以显著减少投资。 小汽轮机的选配。小机的厂家较多，需要注意，小机必须能够适应在VWO和BMCR工况下连续运行的要求，还需要考虑锅炉整体压损可能不同，对小机的转速要求也就不同。 1000MW级别汽轮机，对于双列高加配置，需要研究水侧旁路容量的合理配置。 3 运行仪表配置 性能监测需要的测点和仪表设置。国产机组的DSC仪表为运行和控制而设置，热力性能检测、能耗分析等方面存在缺陷，测点缺乏、仪表位置或设置不当的情况较多[9][10]。比方，机侧主汽压力、温度，机侧再热压力、温度，在主汽阀和中联门前的支管上都应有测点设置；高、中压缸排汽压力、温度，应在离汽缸5米上下的位置设置测点，等等。很多现役国产机组并不满足这些要求。 关于汽轮机的试验测点，还有一个趋势需要关注：汽缸内外的汽流组织越来越复杂，甚至原本简单的冲动式汽轮机，现在也有诸如高排端轴封到中排端轴封、中压缸冷却蒸汽、高压门杆漏汽到热再等汽流，为此，厂家需要考虑在某些混合点前、后设置温度测点和仪表，以便热力试验中确定辅助流量，更有效地进行能耗分析。 除氧器进水流量应使用标准喷嘴而不是孔板，甚至较贵的ASME标准长颈喷嘴都是良好的选择。 90年代以前，国内不能生产绝压变送器，汽轮机背压测量、考核都是用真空表，在目前的条件下，为防止大气压变化的干扰，应当逐步淘汰真空概念，统一使用绝压表测量汽