1000mw超临界机组主设备选型及全面性热力系统初步设计说明.docx

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1000mw超临界机组主设备选型及全面性热力系统初步设计说明

题目1000MW超超临界机组主设备选型

及全面性热力系统初步设计

摘要

我国作为煤炭的资源大国，如何提高燃煤发电机组的效率，减少有害气体的排放成为放在决策与科研部门面前的非常迫切的问题。

根据技术统计，九十年代以来投产的超超临界机组的机组效率高达43%-48%，供电煤耗为260g/kw.h-290g/kw.h，比同容量的常规超临界机组效率提高了4%-5%，比亚临界机组效率高约8%-10%。

所以，大力发展超超临界火电机组已经是刻不容缓众望所归，是我国重大的能源发展战略。

本文从全面性热力系统方面论证1000MW发电厂原则性热力系统的新方案，新型锅炉、汽轮机等主设备的选型，通过发电厂原则性热力系统计算确定在阀门全开工况下各部分汽水流量及其参数、发电量、供热量及全厂性的热经济指标,由此可衡量热力设备的完善性,热力系统的合理性,运行的安全性和全厂的经济性。

关键词超超临界机组热力系统热经济性设备参数

ABSTRACT

China'scoalresourcesinthecountry,howtoimprovetheefficiencyofcoal-firedgeneratingunitstoreduceharmfulgasemissionsbecomeverypressingissueonthefrontofthedecision-makingandscientificresearchdepartments.Accordingtothetechnicalstatistics,theultra-supercriticalunitefficiencyoftheunitputintooperationsincethe1990supto43%-48%,supplycoalconsumption260g/kw.h-290g/kw.hthanwiththecapacityofconventionalsupercriticalunitefficiencyimprovedby4%-5%,theShakespearesupercriticalunitsandhighefficiencyofabout8%-10%.Therefore,greateffortstodevelopultra-supercriticalthermalpowerunitsisanurgentneedtobewelcomedbyChina'smajorenergydevelopmentstrategy.Fromtheprincipleofthermodynamicsystemofthedemonstrationpowerplantofacomprehensivethermalsystemsnewprograms,newboilers,turbinesandotherequipmentselection,designofpowerplantsusingnon-standarddesign,andtheprinciplepowerplantthermalsystemtocalculatethemainpurposeistodeterminethevariouspartsofsoftdrinksflowanditsparametersgeneratingcapacityatdifferentloadconditionsforheatandthermaleconomicindicatorsofthewholeplant,thusmeasurableimprovementofthermalequipment,reasonablethermodynamicsystem,safetyofoperationandtheeconomyofthewholeplant,theoptimizationofthethermalsystemisreasonablypracticablemeasures.

KeywordsUltra-supercritical；unitsThermalsystem；Parameter

Efficiency；Equipment；

绪论

0.1超超临界的概念

火力发电厂的工质是水，在常规条件下水加热蒸发产生蒸汽，当蒸汽压力达到22.129MPa时，汽化潜热等于零，该压力称为临界压力。

水在临界压力及超过临界压力时没有蒸发现象，即变成蒸汽，并且由水变成蒸汽是连续的，以单相形式进行。

蒸汽压力大于临界压力的范围称为超临界区，小于临界压力的范围称为亚临界区。

从水的物性来讲，只有超临界和亚临界之分，超超临界是人为的一种区分，也称为优化的或高效的超临界参数。

目前超超临界与超临界的划分界限尚无国际统一的标准，一般人为蒸汽压力大于25MPa蒸汽温度高于580摄氏度的称为超超临界。

0.2发展超超临界火电机组的战略意义

2003年7月中国机械联合会根据对我国能源结构、国家能源政策和未来发电用能源供应状况的分析，在充分考虑水电、天然气、核电和新能源资源的开发基础上，再考虑煤电的开发，经过分析、测算，推荐的全国发电能源需求预测方案见表1。

可以看出，虽然煤电所占比重从2000年到2020年在逐年下降（从72.7%下降到64.4%），但煤电在电源结构中的主导地位没有改变。

由于超超临界机组与常规火电机组相比，超临界机组的可用率与亚临界机组相当，效率比亚临界机组约提高2%。

超超临界机组效率可比超临界机组再提高约2%～3%，若再提高其主汽压力到28MPa以上，效率还可再提高约2个百分点。

因此它具有明显的高效、节能和环保优势，已成为当今世界发达国家竞相采用和发展的新技术。

我国的能源装备政策是要发展大容量高参数的火电机组，国家计委明确新建600MW及以上容量燃煤机组原则上采用超临界或超超临界参数的火电机组。

表0-1全国电源构成预测

0.3超超临界火电机组国内外现状

美国是发展超临界机组最早的国家，世界上第一台超临界机组1957年在Philo电厂（6#）投运，该机组由B&W和GE公司设计制造。

据统计，到1986年为止，美国已投运的超临界机组有166台，其中多数为超超临界机组，平均每台机组容量为669MW，而到1992年为止，美国在役的117台800MW及以上火电机组均为超临界和超超临界机组，最大单机容量为1300MW。

1999年美国能源部（DOE）提出了火电新技术发展的Vision计划，美国计划开发蒸汽参数为35MPa/760℃/760℃/760℃的大功率超超临界火电机组，热效率将高于55%（比蒸汽温度600℃的超超临界机组热效率提高8%～10%），CO2和其他污染物的排放约减少30%。

前苏联是发展超临界机组最坚决的国家，也是拥有超临界机组最多的国家。

所有300MW及以上容量机组全部采用超临界参数，因此，共有超临界机组224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。

在欧洲德国是研究、制造超临界机组最早的国家之一，在1956年投运了一台容量为88MW的超超临界机组，因容量较小，未获得很大的发展。

丹麦在1998年和2001年投运了二台400MW蒸汽参数为29MPa/582℃/580℃/580℃的超超临界机组，分别安装于Nordjyllandsvaerket和Avedore电厂。

欧洲超超临界机组除丹麦两台机组采用二次中间再热外，都采用一次中间再热。

欧洲国家从20世纪90年代开始实施COST501计划，实现了蒸汽温度为580℃/600℃超超临界机组的研制。

1998年开始实施COST522计划，实现了蒸汽温度为600℃/620℃超超临界机组的研制。

欧盟从1998年1月1日启动了“AD-700℃计划”，使主蒸汽温度可以达到700摄氏度。

0.4中国发展超超临界火电机组的必要性和迫切性

据统计，截止2003年底，我国火电机组平均单机容量不足100MW，平均供电煤耗达379g/kw.h，比国外先进水平高50-60g/kw.h。

由于单位GTP的能耗较大，近年来，随着国民经济的高速发展，国内大部分地区出现了用电负荷的紧张局面，大力发展电力建设迫在眉睫，同时，由于世界能源价格的日益高涨及S0x﹑NOx﹑CO2排放对人类及环境的损害与破坏不断加重，持续提高清洁能源发电的比例及大力发展高效超超临界火电机组成为我国电力管理部门及发电企业面临的重要科题。

特别是我国作为煤炭的资源大国，如何提高燃煤发电机组的效率，减少有害气体的排放成为放在决策与科研部门面前的非常迫切的问题。

根据国外超超临界火电机组的技术统计，九十年代以来投产的超超临界机组的机组效率高达43%-48%，供电煤耗为260g/kw.h-290g/kw.h，比同容量的常规超临界机组效率提高了4%-5%，比亚临界机组效率高约8%-10%。

因此，我国如能在今后十年内，使超超临界机组容量的比例提高至20%，可使全国火电机组平均供电煤耗下降约20g/kw.h，10年可节约标煤约3.6亿吨标煤，折合CO2排放约2亿吨。

综上所述，大力发展超超临界火电机组已经是刻不容缓众望所归，这也就是我毕业设计选题的意义所在。

0.5论文的结构介绍

热力系统就是将热力设备按照热力循环的顺序用管道和附件连接起来的一个有机整体。

通常回热加热系统只局限在汽轮机组范围内，而发电厂热力系统则在回热加热系统基础上将范围扩大至全厂。

因此，发电厂热力系统实际上就是在回热加热系统基础上增加了一些辅助热力系统,如锅炉连续排污利用系统，补充水系统,对于热电厂还有对外供热系统。

凝汽式发电厂的热力系统由锅炉本体汽水系统、汽轮机本体热力系统、机炉间的连接管道系统和全厂公用汽水系统四部分组成。

锅炉本体汽水系统主要包括锅炉本体的汽水循环系统、主蒸汽及再热蒸汽（一、二次蒸汽）的减温水系统、给水调节系统及锅炉排污系统和疏放水系统等。

汽轮机本体热力系统主要包括汽轮机的回热加热器（不包括除氧器）系统、凝气系统、汽封系统、本体疏放水系统。

机炉间的连接系统主要包括主蒸汽系统,低、高温再热蒸汽系统和给水系统（包括除氧器）等。

再热式机组还有旁路系统。

全厂公用汽水系统主要包括机炉特殊需要的用汽、启动用汽、燃油加热、采暖用汽、生水和软化水加热系统、烟气脱硫的烟气蒸汽加热系统等.新建电厂还有启动锅炉向公用蒸汽部分供汽的系统。

据此我将论文分为八章，依次是：

主设备的选择，电厂原则性热力计算，辅助热力系统，主蒸汽再热蒸汽系统，旁路系统，给水系统，回热抽汽系统，疏放水系统。

第一章主设备选型

1.1发电厂类型和容量的确定

发电厂的设计，必须按国家规定的基本建设程序进行。

发电厂设计的程序为：

初步可行性研究、可行性研究、初步设计、施工图设计。

在初步可行性研究报告中就应明确发电厂的类型和容量，通常是根据建厂地区电力系统现有容量、发展规划、负荷增长速度和电网结构并对燃料来源、交通、水源及环保等进行技术经济比较和鸡精效益分析后确定的。

若该地区只有电负荷，可建凝汽式电厂；当有供热需要，且供热距离与技术经济条件合理时，发电厂应优先考虑热电联产。

新建或扩建的发电厂应以煤为主要燃料。

燃料低热值煤（低质原煤、洗中煤、褐煤等）的凝汽式发电厂宜建在燃料产地附近；有条件时，应建矿口发电厂。

在天然气供应有保证的地区可考虑新建、扩建或改建燃气——蒸汽联合循环电厂，以提高发电厂的经济型，改善电网结构和满足环境保护的要求。

影响机组容量选择的因素有：

①电网（单机容量<电网容量的10%）；②汽轮机背压；③汽轮机末级排汽面积（叶片高度）；④汽轮发电机组（单轴）转子长度；⑤发电机组的大容量化，即单轴串联布置或双轴并列布置。

一般而言单机容量增大，单位容量的造价降低，也可提高效率，但根据国外多年分析研究得出，提高单机容量固然可以提高效率，但当容量增加到一定的限度（1000MW）后，再增加单机容量对提高热效率不明显。

国外已投运的超超临界机组单机容量大部分在700MW～1000MW之间。

就锅炉而言，单机容量继续增大，受热面的布置更为复杂，后部烟道必须是双通道，还必须增加主蒸汽管壁厚或增加主蒸汽管道的数目。

单机容量的进一步增大还将受到汽轮机的限制。

近30年来，汽轮机单机容量增长缓慢，世界上现役的单轴汽轮机大部分为900MW以下，最大功率单轴汽轮机仍然是前苏联制造的1200MW汽轮机，双轴最大功率汽轮机是美国西屋公司制造的（60Hz）1390MW。

目前世界上900MW以上的机组，无论50Hz还是60Hz，都是以双轴布置占多数。

但是随着近年来参数的不断提高，更长末叶片的开发以及叶片和转子材料的改进，单轴布置越来越成为新的发展趋势。

机组蒸汽参数和机组容量的选择应该从现有国内制造业基础及技术可行性考虑，从效率、单位千瓦投资、占地、建设周期、我国经济和电力工业发展的需要进行综合考虑，选择符合我国国情的大型化超超临界机组方案。

1.2主要设备选择原则

机组的蒸汽参数是决定机组热效率，提高热经济性的重要因素。

提高蒸汽参数（蒸汽的初始压力和温度）、采用再热系统、增加再热次数，都是提高机组效率的有效方法。

根据工程热力学原理，工质参数提高必然使得机组的热效率提高，这主要是改善热力循环系统所致。

从研究成果可知，主蒸汽温度每提高10℃，热效率值可提高约0.28%；再热蒸汽温度每提高10℃，热效率可提高约0.18%。

对于一次中间再热的超临界参数以上的机组，工质压力每提高1MPa，热效率大约可提高0.2%。

因此，在同比条件下（均为一次再热），主蒸汽压力从25MPa升至31MPa，机组热效率相对只提高约1%，只有单纯将温度从566℃/566℃提高至600℃/600℃时效率提高值的一半。

部分专家的分析意见认为，我国目前超超临界机组的主汽压力应取在世界先进水平28～31MPa的下限，这主要是考虑到提高设备的可靠性。

根据早期超超临界机组的运行情况看，机组事故的产生多是由于高压段参数所引起。

另一个考虑就是降低设备的造价。

主汽参数的选择对造价影响非常大，特别是在锅炉受热面和汽轮机高压缸。

但对于主汽压力25MPa的情况来说，采用25MPa/600℃/600℃与相同容量常规超临界24.2MPa/566℃/566℃机组相比，除部分材料及图纸需要更改外，大部分图纸可以通用，技术继承性较好。

从近年来国际上超超临界机组参数发展看，主流是走大幅度提高蒸汽温度（取值相对较高600℃左右）、小幅度提高蒸汽压力（取值多为25MPa左右）的技术发展之路。

此技术路线问题单一，技术继承性好，在材料成熟前提下可靠性较高、投资增加少、热效率增加明显，即综合优点突出，此技术路线以日本为代表。

另一种技术发展是蒸汽压力和温度都取值较高（28～30MPa，600℃左右）、从而获得更高的效率，主要以丹麦的技术发展为代表。

近年德国也将蒸汽压力从28MPa降至25MPa左右。

超超临界今后发展重点仍偏重在材料研发与温度提高上。

将目前已经达到的600～610℃平台，依次跃升到650～660℃、700～710℃及750～760℃三个台阶。

与此同时，在技术已经成熟及不断降低制造成本、提高自动化水平前提下，也会继续尝试升压之路，把初压最终提高到35Mpa以上并采用两次再热，使汽轮机效率达到最高境界。

应该看到，世界上先进的超临界和超超临界电站的发展经验表明，机组效率的提高来源于许多方面的因素，如：

较低的锅炉排烟温度，高效率的主、辅机设备，煤的良好燃烧，较高的给水温度，较低的凝汽器压力，较低的系统压损，蒸汽再热级数，等等。

据国外研究报告估计，仅由于提高蒸汽参数而提高的效率最多为效率总提高量的一半左右。

因此，发展超超临界机组的工作不仅仅是简单地提高蒸汽参数就可以实现，还必须同时注重其他相关技术的开发和研究工作。

1.2.1汽轮机组

对汽轮机组的选择，是指容量、参数和台数的选择。

（1）汽轮机容量

发电厂的机组容量应根据系统规划容量、负荷增长速一台机组发生事故时，电网安全和供电质量（电压和频率）才能得到一定的保证，以便迅速启动事故度和电网结构等因素进行选择。

最大机组容量不宜超过系统总容量的10%。

这样，当最大备用机组，保证安全供电。

对于负荷增长较快的形成中的电力系统，应选用效率高的600、1000MW机组。

（2）汽轮机参数

我国电网容量超过1000MW的大电网已越来越多，因此符合采用高效率大容量中间再热式汽轮机组的条件。

近年建设的大型凝汽式火电厂汽轮机组大多为600～1000MW，其参数为超临界压力和超超临界压力。

截至2008年9月底，全国已有10台百万千瓦超超临界压力机组投运。

（3）汽轮机台数

火电厂最终的汽轮发电机组台数不宜过多，一般以4～6台、机组容量等级以不超过两种为好。

且同容量机、炉宜采用同一制造厂的同一类型或改进类型，其配套设备的类型也宜一致。

这样可使主厂房投资少，布置紧凑、整齐，备品配件通用率高，占用流动资金少，便于运行管理。

对兼有热力负荷的地区，经济技术比较证明合理时，应采用供热式机组。

供热式机组的类型、容量及台数，应根据近期热负荷和规划热负荷的大小和特性，按照以热定电的原则，通过比较选定，同样宜优先选用高参数、大容量的抽汽式供热机组。

对于有稳定可靠的热负荷，可考虑选择背压式机组或抽汽背压式机组。

至于热电厂中机组的台数，为了确保热用户在任何时候都能获得所需要的热负荷，最终规模控制在四机五炉。

当热电厂是分期建设时，第一期工程如安装一台汽轮机，必须有备用锅炉，所以配一机二炉为好。

当汽轮机或锅炉发生故障时，也不会影响热用户。

1.2.2锅炉机组

（1）锅炉参数

大容量机组锅炉过热器出口额定蒸汽压力通常选取汽轮机额定进气压力的105%，过热器出口额定蒸汽温度选取比汽轮机额定进气温度高3ºC。

冷段再热蒸汽管道、再热器、热段再热蒸汽管道额定工况下的压力降宜分别取汽轮机额定工况下高压缸汽压力的1.5%～2.0%，5%，3.5%～3.0%。

再热器出口额定蒸汽温度比汽轮机中亚缸额定进汽温度高3ºC为宜，主要是为减少主蒸汽和再热蒸汽的压降和散热损失，提高循环热效率。

（2）锅炉类型

大型火电厂锅炉几乎都采用煤粉炉，其效率高，可达90%～93%。

容量不受限制，目前与1000MW机组配套的锅炉蒸发量已达3000t/h以上。

因此锅炉类型的选择还要考虑水循环方式。

水循环方式与蒸汽初参数有关，通常亚临界参数以下多菜采用自然循环汽包炉，循环安全可靠，热经济性高；亚临界参数可采用自然循环或强制循环，后者能适应调峰情况下承担低负荷时水循环的安全；超临界参数只能采用强制循环直流炉。

（3）锅炉容量与台数

凝汽式发电厂一般一机配一炉，不设备用锅炉。

锅炉的最大连续蒸发量（BMCR）按汽轮机最大进汽量工况相匹配。

对装有供热式机组的发电厂，选择锅炉容量和台数时，应核算在最小热负荷工况下，汽轮机的进汽量不得低于锅炉最小稳定燃烧的负荷（一般不宜小于1/3锅炉额定负荷）以保证过路的安全稳定运行。

选择热电厂锅炉容量时，应当考虑当一台容量最大的锅炉停用时，其余锅炉（包括可利用的其他可靠热源）应满足以下要求：

（1）热力用户连续生产所需的生产用汽量；

（2）冬季采暖、通风和生活用热量的60%～75%，严寒地区取上限。

此时，可降低部分发电出力。

当发电厂扩建供热机组，且主蒸汽及给水管道采用母管制时，锅炉容量的选择应连同原有部分全面考虑。

1.3主设备选择

锅炉选择为XX锅炉厂有限责任公司设计的超超临界变压运行直流锅炉（型号：

HG-2953/27.56-YM1），最大连续蒸发量为2996.3t/h，额定蒸发量为2909.03t/h，主蒸汽额定温度为605ºC，主汽压力27.56MPa，再热汽温600ºC，再热汽压5.746MPa；启动系统采用内置式汽水分离器和炉水循环泵；点火系统同时配备了油枪和等离子系统。

汽轮机为XX汽轮机厂（德国西门子公司提供技术支持）设计的一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机（型号：

N1000-26.25/600/600（TC4F）），额定功率1000MW，主蒸汽额定温度为600ºC，主汽压力26.25MPa，再热汽温600ºC，再热汽压力5.746MPa；采用八级不可调整抽汽。

给水系统设置两台50％容量的汽动给水泵和1台25％容量的电动启动给水泵在正常运行工况下，给水泵汽轮机的汽源来自第四级抽汽；在低负荷和启动工况下，给水泵汽轮机的汽源来自冷再热蒸汽。

给水泵汽轮机的排汽经排汽管道和排汽蝶阀排到主机凝汽器；旁路系统采用容量为40%BMCR的高、低压两级串联系统。

回热抽汽系统里，高压缸设有一级抽汽,第二级抽汽采用高压缸排汽，中压缸有两级抽汽、低压缸有四级抽汽，分别供给三只高加,一只除氧器，四只低加。

第四级抽汽还供给两只给水泵小汽轮机用汽。

本机组设有两级串联的高、低压旁路系统。

该旁路系统配置瑞士CCIAG/SULZER公司制造的AV6＋旁路控制系统，由高低压旁路控制装置、高低压控制阀门、液压执行机构及其供油装置等组成。

该旁路系统具有40％BMCR高压旁路容量和40%BMCR+高旁喷水量的低压旁路容量。

主蒸汽管与汽机高压缸排汽逆止阀后的冷段再热蒸汽管之间连接高压旁路，使蒸汽直接进入再热器；再热器出口管路上连接低压旁路管道使蒸汽直接进入凝汽器。

在机组启停、运行和异常情况期间，旁路系统起到控制、监视蒸汽压力和锅炉超压保护的作用。

第二章原则性热力计算

2.1发电厂热力系统计算目的

在热力发电厂的设计或运行中,常需进行全厂热力系统计算。

例如:

论证发电厂原则性热力系统的新方案;

新型汽轮机本体的定型设计;

设计电厂采用非标准设计;

扩建电厂时,新旧设备共用的热力系统;

运行电厂对原有热力系统作较大改进;

分析研究发电厂热力设备的XX一特殊运行方式,如高压加热器停运后减少出力,增大推力轴承的应力是否超过设计值等。

前四项为电厂设计时后两项为电厂运行时进行的全厂热力系统计算。

发电厂原则性热力系统计算的主要目的就是要确定在不同负荷工况下各部分汽水流量及其参数、发电量、供热量及全厂性的热经济指标,由此可衡量热力设备的完善性,热力系统的合理性,运行的安全性和全厂的经济性。

如根据最大负荷工况计算的结果,可作为发电厂设计时选择锅炉、热力辅助设备、各种汽水管道及其附件的依据。

对于凝气式电厂,根据平均电负荷工况计算结果,可以确定设备检修的可能性。

如运行条件恶化（夏季冷却水温升高至30℃等）,而电负荷又要求比较高时,还必须计算这种特殊工况。

对于仅有全年性工艺热负荷的热电厂,一般只计算电、热负荷均为最大时的工况和电负荷为最大、热负荷为平均值时的工况两种。

对于有季节性热负荷（如采暖）的热工厂,还要计算季节性热负荷为零时的夏季工况,校对热电厂在最大热负荷时,抽汽凝气是汽轮机最小凝气流量。

热电厂在不同热负荷下全年节省的燃料量也需要通过计算获得。

2.2热力系统计算方法与步骤

全厂性热力系统的计算方法有:

常规计算法、等效焓降法、循环函数法、等效抽汽法等。

这里主要采用常规的手工计算法。

为便于计算,凡对回热系统有影响的外部系统,如辅助热力系统中的锅炉连续排污利用系统、对外供热系统等,应先进行计算。

因此全厂热力系统计算应按照“先外后内,由高到低”的顺序进行。