一种720℃高效超超临界二次再热机组的优化方案的制作方法
【专利说明】
(—)技术领域:
[0001]本发明一种720°C高效超超临界二次再热机组的优化方案涉及一种燃煤电站二次再热机组使用的一次再热温度达720°C的高效超超临界二次再热机组技术方案，能显著降低机组热耗，显著降低燃煤机组温室气体排放量，供电热效率有望达到或者超过50%，与7000C /720V /720°C高效超超临界机组相比，制造难度、制造成本大幅下降，性能价格比大幅提高，有望成为世界首台投入商业运行的700°C等级的大型高效超超临界二次再热机组。
(二)【背景技术】:
[0002]迄今为止，全世界在执行中的700 V等级的超超临界燃煤发电技术开发计划共有4个:
[0003]欧洲AD700的17年计划(1998?2014);日本的A-USC的9年计划(2008?2016);美国的A-USC的15年计划(2001?2015);中国于2010年提出700°C超超临界发电技术开发路线图(2010?2015)，路线图目标参数:压力彡35MPa、温度彡700°C、机组容量^ 600MW，2015年开始建设。无一例外，这些计划遭遇到各种困难，在2020年之前难以见到投入商业运行的示范机组。
[0004]以上计划，应该讲对机组的净热效率，也就是机组的供电热效率的期望值并不算太高:中国彡46% ;日本?46% ;美国?45% -47% ;欧盟?50% (LHV)。
[0005]现有技术研发中的示范700°C等级的高效超超临界二次再热机组的主要技术规范数据:
[0006]主蒸汽压力35MPa ;主蒸汽温度700 °C ;—次再热温度720 °C ; 二次再热温度720 V ；最大连续流量2342.4t/h ;铭牌及最大保证连续出力1050MW ;背压4.9kPa ;额定工况给水温度315.50C ;抽汽背压小机汽源I抽10.7MPa 494°C，小机提供2抽、3抽、4抽，排汽至除氧器；2抽压力5.7MPa 422°C，3抽压力3.1MPa 366°C，4抽压力1.78MPa 295°C ;抽汽背压小机进汽量419t/h ;汽轮机组热耗6744kJ/kWh ;发电煤耗(相对锅炉效率94% )244.8g/kWh ;供电标准煤耗(相对厂用电率4% ) 254.6g/kffh ;供电热效率48.3%。
[0007]现有技术认为回热级数越多，抽汽管道压降越小，加热器端差越小，给水温度越高的给水回热系统是越接近理想的给水回热系统；充分利用较低压力的抽汽可以增大回热做功比，降低机组热耗。现有技术研发中的700°C /720°C /720°C二次再热的回热系统配有4级高压加热器和分离的蒸汽冷却器；一级除氧器；5级低压加热器。现有技术认为回热级数由8级增加到10级，可获取约0.2%的热耗得益。
[0008]现有技术采用大、小汽轮机双机回热抽汽系统，以降低回热系统高压加热器的高温风险。高压加热器到除氧器的回热抽汽来自再热前的蒸汽膨胀过程，低加回热抽汽则来自大机再热后蒸汽膨胀过程的低温段。
[0009]现有技术1000丽及以上容量的机组采用双轴、双发电机，超高压缸、高压缸布置在高位；中压缸、低压缸布置在低位的5缸4排汽或者7缸6排汽方案，以减少高温镍基蒸汽管道的长度。
[0010]与同容量的一次再热机组相比，二次再热机组的中压缸进、出口压力要低很多，中压缸进、排汽比容大幅度增加，容积流量是同容量的一次再热机组的两倍以上，700°C等级的高效超超临界二次再热机组比600°C等级的超超临界二次再热机组，容积流量增加得更多。对于1350MW容量的700°C等级的高效超超临界二次再热机组，现有技术需要采用两个中压缸的机型配置。
[0011]与同容量的一次再热机组相比，二次再热机组的低压缸进口压力降低、蒸汽比容增加，中低压联通管及低压缸进汽腔室需要放大；与同容量的600°c等级的超超临界二次再热机组相比，700°C等级的高效超超临界二次再热机组的中低压联通管及低压缸进汽腔室需要更大。
[0012]现有技术典型的锅炉排烟余热利用系统是两级烟气余热利用系统，即在电除尘器的前后各布置一级低温省煤器，用部分/全部凝结水去冷却烟气，获取25K到30K的排烟余热，其限制条件通常是工作温度最低的低温省煤器的壁面温度不低于烟气酸露点以下10K。如果，这部分凝结水吸热不计入汽轮机系统热平衡图的输入热，算是白捡的，排挤了某级抽汽，可以获取约60kJ/kWh的热耗得益。
[0013]湿法脱硫系统已成为火电机组的标配，净烟气出吸收塔的温度与原烟气进吸收塔的温度正相关，当原烟气进吸收塔的温度降到50°C时，净烟气出吸收塔的温度约46°C，仍在脱硫主反应良好的温度范围内(一般在42°C到58°C之间)，原烟气中的部分水蒸汽已凝结，可以帮助维持脱硫塔的水平衡，脱硫工艺水水耗显著下降。
[0014]燃用易着火、易燃尽的高热值烟煤，必须控制中速磨煤机出口一次风风温，现有技术通常用冷一次风与热一次风混合取得需要的一次风温，流过空气预热器一次风流道的流量减少，往往导致锅炉排烟温度的相应升高。
(三)
【发明内容】
:
[0015]所要解决的技术问题:
[0016]1.超高压缸增加专用回热抽汽级，大幅度减少给水回热过程exergy (火用)损失，以数量充足、低过热度的新2抽、新3抽、新4抽顶替现有技术由抽汽背压小机提供的2抽、3抽、4抽；现有技术的抽汽背压小机进汽量只有419t/h，2抽、3抽、4抽数量明显不充足，给水回热的最大焓增由I抽承担，而现有技术的I抽压力10.7MPa 494°C，过热温度178K，以焓值表示的过热度达638.28kJ/kg ;以数量充足的新2抽、新3抽、新4抽顶替现有技术由抽汽背压小机提供的2抽、3抽、4抽，明显降低机组热耗、提高运行安全性、提高机组对中调加负荷指令的快速响应能力；
[0017]2.用高速变频电动给水泵(中频变频异步电动机驱动或者高速变频同步电动机驱动)替代抽汽背压小机驱动的给水泵，显著降低二次再热机组发电热耗；现有技术抽汽背压小机的内效率只有72%，在机组带中低负荷时抽汽背压小机的内效率更低；用高速变频电动给水泵的轴功率总传递效率在大范围变速条件下，均可达87%到85% ；
[0018]3.用超低温省煤器和热一次风凝结水加热器加热凝结水，取代10号低压加热器、9号低压加热器、8号低压加热器、7号低压加热器，6号低压加热器大幅度减少凝结水回热过程exergy (火用)损失，明显增加发电机输出功率，降低机组热耗；
[0019]4.现有技术主蒸汽压力35MPa、主蒸汽温度700°C、一次再热温度720°C、二次再热温度720°C，主蒸汽压力35MPa与700°C /720°C /720°C蒸汽温度明显匹配不佳，没有足够的蒸汽膨胀压力差，超高压缸排汽温度高达494°C，高压缸排汽温度高达578°C，不仅严重限制了一次再热系统和二次再热系统的吸热量，增加了锅炉高温过热器、高温一次再热器、高温二次再热器的镍基合金受热面的用量，而且造成锅炉尾部烟道内低温一次再热器受热面、低温二次再热器受热面短缺，进入SCR脱硝装置烟温过高，锅炉排烟温度升高，锅炉效率下降；
[0020]5.取代35MPa 700°C的主蒸汽参数，优化为40MPa 585°C的主蒸汽参数，锅炉主蒸汽系统可以不使用镍基高温合金材料；
[0021]6.取消中压缸，原中压缸前级合并到高压缸，改称高中压缸；大幅降低二次再热压力到1.98MPa，显著增加高中压缸焓降，并降低高中压缸排汽温度；
[0022]7.取消中压缸，原中压缸后级合并到低压缸，改称中低压缸；
[0023]8.机组汽缸数减少，轴系总长度明显缩短，有利于轴系的稳定性，有利于单轴机组大型化；
[0024]9.4台二次再热联合汽门分为2组，分列在2台双流的中低压缸进汽部位的两侧，切向全周进汽；
[0025]10.取消中低压联通管，减少近9kPa中低压联通管和中压缸排汽、低压缸进汽的阻力损失，机组发电热耗明显下降；
[0026]11.为避免低压末叶片进入湿度小于4%的威尔逊区，二次再热温度优化为600°C，也可以有效避免主机高背压、低负荷工况时低压末叶片出现鼓风过热的现象，锅炉二次再热系统可以不使用镍基高温合金材料；
[0027]12.主汽压力40MPa时主汽温度585°C，当主汽压力滑降到30MPa时，主汽温度滑升到600°C，可以充分利用现有技术的成熟材料的高温抗蠕变性能。
[0028]解决其技术问题采用的技术方案:
[0029]本发明的目的是提供一种720°C高效超超临界二次再热机组的优化方案，采取与现有技术完全不同的技术路线。
[0030]给水回热和凝结水回热是汽轮机组最早最普遍采用的提高热经济性的技术手段，但是，对于再热机组，特别是对于720V /720°C的二次再热机组，高再热温度显著减少了给水回热和凝结水回热对降低机组热耗的贡献量。与现有技术完全不同，本发明将用于给水回热的抽汽减少到4级并且全部由未经再热的超高压缸提供，用于2号高压加热器、3号高压加热器和除氧器的新2抽、新3抽、新4抽的过热度显著下降，回热做功比显著提高，大幅度减少给水回热过程exergy (火用)损失；与现有技术完全不同，本发明将用于凝结水回热的共4级/5级抽汽全部取消，高中压缸、中低压缸均不抽汽，经过一次再热和二次再热的蒸汽全部用于发电；凝结水加热的任务改由超低温省煤器和热一次风凝结水加热器来承担，足以把超低温省煤器入口的33°C的凝结水加热到110°C。
[0031]