浅谈蒸汽发生器配置方案的选择

发表时间:2019/3/12   来源:《电力设备》2018年第27期   作者:王漫1
[导读] 摘要:介绍蒸汽发生器配置和选型的相关建议。
        (1.中电哈密太阳能热发电有限公司  哈密  839000)
        摘要:介绍蒸汽发生器配置和选型的相关建议。
        关键词:蒸汽发生器;配置和选型;
        引言
        蒸汽发生系统(SGS)用于将光场收集的热量传递给高压给水,产生过热蒸汽驱动汽轮发电机组产生电能,其主要设备包括:过热器、再热器、蒸发器(含汽包)和预热器,统称蒸汽发生器(Steam Genarator System,SGS)。蒸汽发生器是光热电站的重要设备之一,其配置方案影响整个蒸汽发生系统的设计、启动运行的可靠性以及投资成本。从单双列SGS 设计、设备本体设计等方便进行对比分析。
        1 单列SGS与双列SGS系统设计对比
        对于单列(100%)SGS 系统,设计工况下熔盐侧高温熔盐并联进入过热器和再热器,汇合后再依次进入蒸发器、预热器,完成换热的熔盐温度降至约300℃返回冷盐罐;汽水侧从发电单元来的给水进入蒸汽发生器(除再热器),与高温熔盐逆流换热,产生高温过热蒸汽(主蒸汽)进入汽轮机做功。高压缸排出的冷再热蒸汽,进入再热器与高温熔盐换热,生成约高温热再热蒸汽再次进入汽轮机中压缸做功发电。
        对于双列(A、B 两列,2×50%容量)SGS系统,熔盐侧高温熔盐并联进入A 列的过热器和再热器、以及B列的过热器和再热器,经过过热器和再热器的熔盐汇合后,进入各列蒸发器后经预热器完成换热,完成换热后的熔盐需独立返回冷盐罐;汽水侧从发电单元来的给水并联进入蒸汽发生器A/B 列(除再热器),与高温熔盐逆流换热,过热器A/B 出口过热蒸汽汇合后进入汽轮机做功。高压缸排出的冷再热蒸汽,并联进入再热器A/B 与高温熔盐换热,产生过热蒸汽(再热蒸汽)汇合后再次进入汽轮机做功发电。
        双列SGS 系统存在熔盐及汽水侧流量分配控制,过热器(再热器)A、B 出口蒸汽温度同步控制等问题,对整个SGS 系统控制要求高,较单列更为复杂。但优势在于,任意一台设备故障,只需切除故障列SGS,机组可维持约50%负荷运行,无需全厂停机。若要实现一列运行,另一列打开人孔门堵管,由于汽水侧温度压力均较高,则从安全角度考虑,必须设置完备的汽水侧及熔盐侧隔离阀,确保阀门内漏不影响人身安全。单列SGS 工艺系统简单、控制简单,但当任意一台设备(除再热器)故障,将需要全厂停机检修。
        2 蒸汽发生器设备设计
        蒸汽发生器是一组换热器,用于将高温熔盐热量传递给水/蒸汽,产生高品质蒸汽。就换热器本身而言,是一种常见的、成熟的工业过程设备,但高温熔盐的特殊物性及太阳能热电站运行工况的特殊性赋予了蒸汽发生器新的特性。蒸汽发生器的合理设计、选材、选型和制造对整个光热电站有着非常重要的意义。目前,蒸汽发生器的主流设计结构均选用管壳式换热器,因为管壳式换热器具有结构简单,操作可靠,材料适应性广,能在高温、高压下使用等优势,但具体型式依据换热器的运行压力、温度、介质特性等有所不同。如过热器和再热器进出口蒸汽温差较大,通常选用U管U壳式换热器(即发卡式);
        蒸发器中介质存在相变,从水动力角度将,通常选用汽包式或釜式,从蒸汽发器设备结构来讲可采用U 管直壳,也有采用U管U壳设计,蛇形管。布置形式立式或卧式均有。就目前国内市场上,蒸发器采用U管直壳汽包式卧式布置较为普遍;
        预热器为熔盐与水换热,通常选用U管直壳式换热器或U管U壳式。从设备制造能力来看,结合国内火电机组高压加热器的制造能力,参与本项目的各投标方均有制造能力,对于50MW光热工程,单列(100%)或双列(2×50%)蒸汽发生器设备设计能力和制造技术难度是一样的,均可以保证其运行安全性或具有相同的可靠性。
        目前在建世界最大塔式熔盐光热电站,有确切资料表明摩洛哥努奥三150MW 塔式熔盐工程,选用单列SGS,智利Atacama110MW 塔式熔盐电站也选用单列SGS。据未经考证的信息,新月沙丘电站采用双列SGS。


        3 蒸汽发生器的布置对比
        蒸汽发生器平台布置一般有两种布置形式,即同层布置和分层布置。同层布置,即蒸汽发生器中的每个换热器均布置在同一层。换热器设备管道、阀门和仪表较集中,减少管道及电伴热用量,同时也便于运行监视。
        分层布置,可将预热器、蒸发器和过热器及再热器布置在不同的高度的平台,换热器间的管道柔性较好,对设备接口推力小,且有利于设备、管道排盐。本工程采用此种布置方案,即将预热器、蒸发器、过热器和再热器分层布置。SGS的单列或双列方案对SGS平台的高度影响不大,当采用单列(100%)SGS时,SGS平台较小;当采用双列(2×50%)SGS时,SGS平台较大。显然,单列方案布置空间较小,综合管道量少,相应的熔盐侧管道及设备伴热、平台结构成本均有降低。
        4 运行可靠性对比
        由于全容量单列SGS熔盐管道、给水管道和蒸汽管道均为单路,相对双列SGS系统简单,运行控制相对较方便。但如出现某台蒸汽发生器(除再热器)故障,单列SGS 需全部切除,机组停机;如采用双列SGS,只需切除故障列SGS,机组维持50%负荷运行即可。
        由于50MW蒸汽发生器容量并不大,单列和双列而引起的换热器设备故障率不会因为设备容量增大而增大,如管板太厚等。对于本项目,采用单列还是双列换热面积或换热管总数基本不变,则换热管与管板的焊接数基本不变。假设换热器制造厂提供的设备可靠率(或可用率)不论单列和双列,均为一定值,如假定蒸汽发生器一年故障检修一次的概率为1次,每次检修前后需要48小时。则采用A、B 双列方案时,可以实现单列运行,在隔离A、B 之间的阀门关闭完好,无内漏时,另一列可实现检修,此时机组连续运行(需增加比上述更多的阀门隔离);同时由于AB 两列是独立的换热器,则一年各列按概率应当均故障一次。总故障次数为2 列*1 次/列=2 次。而当采用单列方案时,蒸汽发生器一年总故障次数为1 列*1 次/列。双列方案故障两次,每次可实现汽轮机50%负荷左右运行,单列方案故障一次,需要停机。因此单列和双列方案可靠性对年发电量的影响不存在明显差异。
        但是由于蒸汽发生器各级换热器之间配置有一定数量的熔盐阀门、汽水阀门,同时各个独立的设备上配置有安全阀和放气口的一次阀门、仪表阀门。当采用双列方案时,上述系统阀门的数量近似翻倍。熔盐阀门要求密封形式和运行条件较为苛刻,阀门的故障也会导致系统的停运。因此从减少系统阀门数量,优化及简化系统配置角度,采用单列更有优势。熔盐阀门的运维与汽水侧阀门有不同之处,汽水侧阀门小流量外漏是不易察觉也不会引起事故的,而熔盐外漏,凝固后导致阀杆卡死,严重情况会影响到执行机构的安全,阀门无法工作,需全部切除更换。
        因此从蒸汽发生器工艺系统的角度考虑,不仅要关注蒸汽发生器各设备运行的可靠性,也要重视阀门等附属工艺系统的重要性,一个可取的途径就是简化系统设置,减少阀门数量,即采用单列方案。
        双列方案运行过程中两列蒸汽出口温度偏差需要调整,对调节阀要求高。
        5 结论
        通过以上对50MW光热电站蒸汽发生器的分析,以及单列SGS和双列SGS的技术比较,得出以下结论:
        (1)单列SGS 和双列SGS 的制造工艺都是可行的。
        (2)从运维简单和维护成本角度考虑,由于单列熔盐管道、给水管道和蒸汽管道均为单路,相对双列SGS,系统简单,运行控制较方便。
        综上所述,从工程设计及电站运维角度,结合近期国际上几个塔式熔盐电站的设计理念,采用100%容量的单列SGS 方案较为可靠成熟。
        6 参考文献:
        [1] GB/T 26972—201l聚光型太阳能热发电术语[S].2011.
        [2] 袁建丽,林汝谋,金红光,等.太阳能热发电系统与分类(1)
        [作者简介:王漫,中电哈密太阳能热发电有限公司,主要从事安全、技术管理工作。]
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