汽包炉与直流炉区别(超临界机组技术讲座).ppt

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1、超临界机组技术讲座,主讲:,一.超临界参数和节能减排,何为超临界压力及超临界参数超临界压力与亚临界压力的水和蒸汽的特性比较超临界机组的节能效果超临界机组的减排效果,1.何为超临界压力及超临界参数,水的临界压力：PLJ=22.115MPa;临界压力下的相变点温度：t=374.12；低于临界压力的蒸汽参数：称为亚临界或超高压、高压及中压；高于临界压力的蒸汽参数：称为超临界、超超临界以及特超临界；,2.超临界压力与亚临界压力的水和蒸汽的特 性比较,低于临界压力的水加热到饱和温度后产生蒸发，形成汽、水混合物共存，然后变成干蒸汽和过热蒸汽。达到临界压力及超过临界压力后，水加热后达到相变温度时就立刻变成蒸

2、汽，没有汽、水共存现象。蒸汽被进一步加热后变成过热蒸汽。超临界压力下，过热蒸汽的密度高，也就是说比容小，因此，水冷壁和过热器的管子可以采用较小管径，有利于承受高的压力。,我国火力发电蒸汽参数及装机容量的变化过程,蒸汽参数与发电煤耗比较,3.超临界机组的节能效果,与亚临界机组相比，超临界机组可节煤5%，超超临界机组可节煤9%10%；与亚临界机组相比，超临界机组可减少污染物排放量5%10%；目前我国火力发电平均煤耗为362g/kw.h，比国外先进国家高3040g/kw.h，以我国火力发电量每年32亿kw.h计算，要比先进水平多消耗掉11200万标准煤，约合14500万吨普通烟煤。以每吨煤价500元

3、计算，每年浪费掉725亿元。国家已把节能减排工作作为重中之重的任务，因此，发展超临界机组及关停中、小机组已成为当前的紧迫任务。国家规划到2010年我国火力发电平均煤耗降至355g/kw.h以下，到2020年再降到325g/kw.h以下，这是一个十分艰巨的任务，不大力发展超临界机组和同时关停高耗、高排的落后机组，是根本达不到这个目标的。,二氧化碳排放比较,4.超临界机组的减排效果,二.超临界机组的发展史,美国超临界技术的发展概况欧洲超临界技术的发展及特点前苏联（俄罗斯）超临界技术的发展日本的超临界技术超临界机组在中国的快速发展上海锅炉厂有限公司的600MW、1000MW超临界锅炉,全世界超临界机

4、组的发展综述,从1957年美国第一台125MW超临界机组投入运行后，在上世纪60年代、70年代和80年代是超临界机组发展的全盛时期，以美、苏、日、德为领军国家。据不完全统计，截止2000年为止，美国约有160台超临界机组，总容量约86000MW；前苏联（俄罗斯）有232台超临界机组，占全国发电量的40%；欧共体中以德国为主，还有意大利、丹麦等少数国家，目前欧洲约有台超临界机组，但英、法二国没有超临界机组在本国运行；日本是后起之秀，目前约有100多台超临界机组在运行；韩国在90年代开始引进技术，目前约有18台500MW、800MW超临界机组。我们中国1991年第一台600MW超临界机组从瑞士引进

5、，以后从俄罗斯、德国、日本、美国等共引进约20台超临界机组。从2003年开始，国产引进型600MW1000MW机组陆续投入运行，至今投运国产引进型机组超过100台，正在安装和制造的约150台。其发展速度在世界绝无仅有。,1.美国超临界技术的发展概论,1.1957年第一台125MW超超临界机组投运P=31MPa，t=621/566/566。2.1959年第一台325MW超超临界机组投运P=34.4MPa，t=650/566/566。3.因参数太高，发展太快，可靠性较差，后来只好降参数运行。4.机组都为定压运行。5.到目前为止大约有160台超临界机组，总容量为9000万千瓦左右。6.1964年以后

6、，机组参数大多降至24.12MPa538/538,可靠性大为提高。7.1980年以后美国超临界机组订货趋向零，而燃气轮机发电则大量增加。8.目前美国又重视燃煤发电，超超临界机组又将有发展，但汽温将提高到650以上追求节能与环保,2.欧洲超临界技术的发展及特点,1.德国于1956年第一台117MW超临界机组投运P=29.3MPa，t=600。（无再热）2.1972年，1979年二台430MW超超临界机组投运P=24.5MPa，t=535/535。3.1983年德国有16台超临界机组。20世纪90年代后，欧洲超临界机组有较快发展，目前西欧有总共60多台超临界机组，大部分在德国，意大利和丹麦等国。英

7、、法国内没有超临界机组。4.欧洲发展超临界机组重视可靠性及环保，技术也比较先进。5.由于受油价及天然气价格不断上升的影响，欧洲又重新重视燃煤超临界火电机组的发展。,3.前苏联（俄罗斯）超临界技术的发展,1.第一台300MW机组于1963年投运；第一台500MW机组于1968年投运；2.第一台800MW机组于1969年投运；第一台1200MW机组于1981年投运。3.前苏联规定300MW以上机组必须采用超临界机组，至今在前苏联地区总共有250台超临界机组在运行，占发电总量的40%左右。4.前苏联超临界机组的参数定为24MPa，545/565,目前正在研发3032MPa。580600/580600

8、的超超临界机组。5.前苏联的超临界机组效率不及西方国家的高，自控、水处理、辅机等技术也不高。,5.超临界机组在中国的快速发展,1.中国早在上世纪80年代初就提出要发展超临界机组，但由于思想保守，资金有限等各种因素影响，没有受到积极响应。2.从1987年开始，陆续引进一批超临界机组，主要是从德国，瑞士和俄罗斯引进。至2000年，共引进300MW至900MW机组共约20台。3.从2001年开始，我国大力发展超临界机组，2003年以后又大力发展超超临界机组。到目前为止，全国已订货600MW机组约250台，1000MW超超临界机组约130台。这种发展速度是世界发电史上前所未有的。4.我国的超临界机组主

9、要依靠技术引进，目前正在消化，吸收之中。我国由于技术储备不足，高级钢材的治金技术不高，所以走自主创新之路还很艰难。5.从2003年到目前，全国已投运国内生产的超临界机组约100多台，总体性能尚可，但可靠性尚有待考验。,4.日本的超临界技术,1.日本超临界技术先依靠全面引进，后进行消化，吸收及自主创新。发展很快，是后起之秀。2.日本自1967年引进第一台600MW超临界机组，1971年自己仿制500MW机组，每34年提高一个等级。现在日本约有120多台超临界机组正在运行，最大为1000MW机组。3.日本从1967年至1980年间投运的约80台超临界机组，都是定压运行，参数为25.4MPa，538

10、/538,并且大多是燃油或燃气机组，所以技术上问题比较少，可靠性比较高。4.从1980年开始，日本率先大力发展变压运行燃煤超临界机组，主要是提高经济性及运行灵活性。5.日本的治金业发达，所以有条件发展更高参数的超超临界机组，正在开发汽温达611650的新一代超超临界机组。,6.上海锅炉厂有限公司的600MW，1000MW机组介绍,1.上海锅炉厂从2001年开始引进阿尔斯通的技术，其中600MW机组主要属于原美国CE和原瑞士SULZER公司的技术，1000MW机组主要属于原德国的EVT塔式炉技术。2.上海锅炉厂600MW超临界机组已订货76台，600MW超超临界机组已订货16台，1000MW超超

11、临界机组已订货36台（截止2008年5月）。3.上海锅炉厂超临界机组参数：600MW：1913t/h 25.4MPa 571/569；660MW：2102t/h 25.4MPa 571/569。4.660MW超超临界机组参数：1991t/h 26.15MPa 605/603。5.1000MW超超临界机组参数：3030t/h 27.46MPa 605/603。,超临界锅炉总图,600MW,三.超临界锅炉的特点-与亚临界汽包炉相比,1、超临界锅炉只能采用直流锅炉，不能采用汽包锅炉。2、超临界锅炉水冷壁可采用螺旋管圈或垂直管圈等多种型式，而汽包锅炉只能采用垂直管圈。3、超临界锅炉起动时需要利用启动旁

12、路系统，而汽包锅炉不需要采用起动旁路系统。4、超临界锅炉的水冷壁及过热器等受热面可采用较小的管径，有利于减轻重量。5、超临界锅炉由于汽压、汽温都比较高，因此受热面的材料等级比亚临界锅炉高。6、超临界锅炉没有排污系统，因此给水品质要求更高。7、超临界锅炉对自动控制的要求更高。8、超临界锅炉的起动过程不同于亚临界汽包炉。9、超临界锅炉容易产生高温蒸汽对管内壁的氧化腐蚀。10、超临界锅炉的一次蒸汽系统阻力降比汽包炉大，增加了给水泵的功率和厂用电。,1、超临界锅炉只能采用直流锅炉，不能采用汽包锅炉,当水的压力超过临界压力22.115MPa以后，由于水和水蒸汽不能存在两相共存，在水冷壁中不可能有汽水混合

13、物存在，因此也就不可能采用汽包锅炉，而只能采用直流锅炉。但是，超临界锅炉在起动过程中，水冷壁在亚临界压力以下运行，也存在汽水温合物共存现象，这时，为了分离汽水混合物，需要采用起动分离器将蒸汽和水分离。因此，超临界锅炉虽然没有汽包，但还需要分离器。图1、图2、图3分别表示自然循环、控制循环、直流锅炉三种不同的水循环方式。从图中可以看出，自然循环和控制循环需要汽包进行汽水分离，而直流锅炉需要分离器进行汽水分离。汽包的直径比较大，壁厚比较厚，而汽水分离器的直径比较小，壁厚也比较簿，我厂生产的660MW超临界锅炉分离器直径813(外径），壁厚90，材质为SA335 P91。汽包是卧式布置，而起动分离器

14、是立式布置的，放在锅炉的前墙上部。600MW超临界机组起动分离器外形图（镇江电厂、太仓电厂等）。,2、超临界锅炉水冷壁的几种型式,超临界锅炉水冷壁的型式，不像汽包炉那样只局限于采用垂直管圈，可以采用螺旋管圈、垂直管圈以及水平上升管圈和垂直多次上升管圈等多种型式。现代超临界锅炉由于采用变压运行方式，因此只能采用螺旋管圈和一次垂直上升二种管圈型式。,2.1、螺旋管圈式,螺旋管圈型水冷壁过去采用的方式有以上四种，但现在主要采用第i种和第iii种，第i种在我国被广泛采用，而第iii种只有在结渣性特强的燃煤锅炉上才采用。我国三大锅炉厂大多采用螺旋管圈，但其中又分二类：第一类是采用光管螺旋管圈，如我厂和哈

15、锅厂，第二类是采用内螺纹管螺旋管圈，如东锅厂。前者采用光管成本较低，但需要比较高的流速，因此汽水阻力降大；后者采用内螺纹管，设计流速较低，汽水阻力降较小。,2.2、垂直管圈,垂直管圈型式的水冷壁，类似于我厂过去生产的300MW UP型直流锅炉，采用细管径管子，一次性垂直上升，但在折焰角下方标高处，也有一次混合，通过混合联箱后再次上升。超临界或超超临界锅炉垂直管圈的管子管径采用28.65.8，材料为SA-213T12或15CrMoG。由哈尔滨锅炉厂生产的1000MW超临界锅炉采用垂直管圈，从日本三菱公司引进技术。目前上锅和东锅还没有生产过垂直管圈的超临界锅炉。,、垂直管圈的优点是：,1、结构简单

16、，便于制造和安装；2、水冷壁支吊和热膨胀比较简单，不需要拉力板等特殊设计；3、汽水阻力降比较小，比螺旋管圈少1/3；4、对结渣性强的煤，不容易结渣和挂渣。,、垂直管圈的缺点：,1、对炉膛燃烧及结渣等因素的产生热力偏差比较敏感，运行中容易产生较大温度偏差，影响安全可靠性。2、对水冷壁需要加装节流圈，运行初期及大修之后都要进行水动力调整试验，增加了运行复杂性。,简单疏水扩容器的启动系统,3、超临界需要配备启动系统,4、超临界锅炉水冷壁、过热器等受热面选用较小口径，有利于减轻重量及便于制造，但材质的品位比亚临界要高许多，因此制造工艺比较复杂。,表1列出亚临界600MW与超临界600MW，超超临界66

17、0MW及1000MW机组各受热面用材的比较。从表中可以看出超临界锅炉水冷壁及高温部位的过热器管径比较小，但材质好，需大量使用S304H，TP347HTG及HR3C等优质不锈管，并且有些还需要在管内喷钢丸冷作处理。,表1 亚临界与超临界 锅炉受热面用材比较,600MW,5、超临界锅炉因为没有水冷壁排污系统，因此给水品质要求比较高,亚临界与超临界锅炉给水标准比较,6、超临界对自动控制的要求更高，其控制理念也与亚临界汽包炉有所不同，由于超临界锅炉是直流锅炉，所以对蒸汽出力，汽温、汽压的自动控制要求更为严格一点。,（1）亚临界汽包炉的自动控制理念是：负荷变化锅炉给水量变化燃料量变化风量 变化；锅炉给水

18、控制汽包水位；锅炉燃料控制汽包和过热蒸汽压力；锅炉减温水控制蒸汽温度。,（2）超临界直流锅炉的自动控制理念是：汽机负荷变化锅炉给水量变化燃料量变化风量变化；锅炉给水控制蒸汽压力和锅炉出力；锅炉给水/燃料比例控制锅炉水冷壁出口（称为中间点）温度；锅炉喷水量中间点温度控制控制出口汽温。,7、超临界锅炉启动过程不同于亚临界汽包炉,由于超临界锅炉是直流锅炉，所以在启动阶段要通过启动旁路系统预先打水循环，循环流量约占锅炉BMCR负荷的30%左右。只有在确立了循环流量后，锅炉才能点火启动。在启动过程中，循环流量始终保持在30%左右不变，而点火后燃料量不断增加,水冷壁中开始产生汽水混合物，通过启动分离器进行

19、汽水分离。启动分离器保持水位，蒸汽通向过热器，水返回给水系统，随着燃料量增加，30%的启动流量中蒸汽量不断增加，直至完全变成蒸汽为止，这样，启动过程就算结束，分离器中没有了水位，变为“干态”运行，分离器排水系统阀门全部关阀，实现了完全直流锅炉的运行，进行升负荷。,汽包锅炉不需要启动系统，汽包本身就是一只汽水分离器。但在汽包锅炉的汽包中，从启动一直到满负荷运行，始终存在水位，并进行汽水分离。汽包炉的启动过程比较简单方便，但启动速度要比直流锅炉慢一些，主要是因为汽包直径大，壁厚，所以为了减小启动过程中汽包内、外壁的温差以及汽包上、下部位的壁温差，要以较慢的速度启动和升温、升压。汽包内、外壁温差要低

20、于5060C,否则汽包的热应力太大，会减少汽包使用寿命。通常，汽包炉从冷态点火至满负荷要7 8小时，而直流炉为6小时左右即可。,1.锅炉的启动系统,现代锅炉的启动系统都采用内置式启动系统。内置式启动又分为大气式，扩容式，疏水热交换式和采用再循环泵等四种系统（见图）。我国目前采用的启动系统绝大多数是简单疏水扩容器启动系统和带循环泵的启动系统（见图）。,简单疏水扩容器系统的主要部件及作用,简单疏水扩容器的启动系统（图）,带循环泵的启动系统(串联),2.锅炉启动分离器布置位置及其结构。,启动分离器的结构特点（见图）,分离器结构简图,3.锅炉启动过程中分离器水位控制,（1）锅炉点火后，当水冷壁产生汽水

21、混合物后，瞬间会产生汽水膨胀现象，进入分离器的水量由原先的30%瞬间上涨至50%60%，分离器水位产生剧烈波动。该过程大约在锅炉点火后3040分钟左右产生（根据启动方式的不同而不同），持续时间约58分钟。（2）渡过膨胀过程之后，分离器的水位控制比较容易，可投入自动，用HWL阀和NWL阀进行调控，水质合格后，尽量关小HWL阀，用NWL阀进行工质和热量的回收。（3）随着燃料的投入，以及锅炉压力的上升，进入分离器的蒸汽产量不断增加，疏水量不断减少，水位控制更加平稳。当分离器入口工质全部变成饱和蒸汽以及微过热蒸汽之后，分离器水位自动消失，HWL阀及NWL阀全部关闭，分离器由湿式运行转为干式运行，启动过

22、程结束，锅炉随之加燃料，加给水，增负荷，汽温汽压按预定曲线滑参数上升。,4.超临界锅炉启动与汽包锅炉启动的主要区别,（1）超临界锅炉是直流锅炉，为保证启动过程中水冷壁的足够安全必须在点火之前确立30%的启动循环流量，约574t/h。（2）锅炉点火后燃料投入量比汽包锅炉略大，升温升压速度比汽包炉快，因为没有受厚壁汽包内外壁温及上下壁温差的限制。但考虑到水冷壁热膨胀的均匀性，以及启动分离器的内外壁温差不超限等因素，起动速度也应按规定进行。（3）在启动过程中，给水品质应当严格保证，在点火之前先进行30%给水量的循环清洗，使给水含铁量达到规程要求。（4）在启动过程中，检测螺旋水冷壁出口介质温度的上升速

23、度以及其温差值，发现有异常应进行分析及时消除隐患。（5）严格控制分离器水位，防止炉水冲入过热器系统。,5.冷态启动过程（见图）,温度,冷态启动曲线,冷态启动注意事项：,（1）锅炉上水温度应达到120左右，锅炉给水与锅炉水冷壁温度差控制在110左右。（2）必须建立30%给水流量（574t/h）以后才允许点火。（3）利用HWL阀控制分离器水位6.27.2m左右。（4）当分离器疏水含铁量500PPb时可进行工质回收，当分离器出口含铁量100PPb时才允许点火。（5）在汽机同步或过热蒸汽流量达到10%以前，控制燃烧率不可上升太快，炉膛出口烟温探针显示温度应不大于538，保护过热器和再热器。（6）控制燃

24、烧和给水量，当汽机负荷，当锅炉负荷至35%BMCR时，分离器运行方式从湿态正式转入干态运行，HWL，NWL阀前的隔离阀自动关闭。（7）当锅炉负荷达到30%BMCR之前，给水品质必须达到正常运行标准，水处理过程允许由AVT切换至CWT。（8）锅炉负荷在35%以下时，负荷增加率以3MW/min进行，在35%-100%范围可按6MW/min速度升负荷。,冷态启动、疏水量和焓值,温态启动、疏水量和焓值,选大器,汽温,过热器,蒸发器,水位,燃料量,给水流量,汽温设定值,给水量,回水量,蒸汽量,自动切换,给水流量,最小给水流量,2,1,过热器,分离器入口焓,6.热态启动过程（见图）,（1）停机在10小时内

25、或蒸汽压力大于8.4MPa再启动，可 称为热态启动。（2）热态启动过程与冷态启动基本相同，只是锅炉点火至汽机冲转的过程由240分钟缩短至180分钟。整个机组启动全过程所需时间由481分钟缩短至120分钟。,热态启动、疏水量和焓值,7.锅炉正常运行时蒸汽参数的控制,（1）锅炉主蒸汽温度的控制。,锅炉正常运行时，主蒸汽温度应控制在5715。主蒸汽温度的控制，首先是通过调节燃料与给水的比例（煤/水比）来控制分离器出口（或入口）的蒸汽温度（称为中间点温度）。该点温度的变化速度超前于过热器出口温度，可较早发现煤水比例是否合适，也可检验炉膛设计吸热量是否正确。另外，也可发现炉膛是否有异常，例如受热面严重结

26、渣，或炉膛水冷壁发生爆管。中间点温度随锅炉负荷及滑参数运行而有所变化，应根据性能计算书提供的资料进行参照，必要时可根据实际运行情况作适合修正，但必须保持微过热30以上，中间点温度太高也不利于水冷壁的运行安全。在中间点温度控制良好的状态下，合理试用第一级或第二级喷水减温器进行调节，第二级减温水作细调出口汽温之用，但不宜喷水过多，以免流经屏式过热器的蒸汽量减少。正常运行工况，喷水总量应在3%4%左右。在大幅度负荷波动及切投磨煤机时，应密切监视汽温变化，及时作出超前调节，防止出口汽温剧变。建议装设高温部件出口汽温（或壁温）在线监视系统，为运行提供参数，并及时找出异常的汽温偏差情况，消除隐患。,（2）

27、锅炉再热汽温度的控制,锅炉正常运行时，再热蒸汽温度应保持在5695。再热蒸汽温度调节有摆动燃烧器及喷水减温二种手段。摆动燃烧器作为粗调，减温水作为细调。改变炉膛出口过程空气系数（或氧量计的氧量值），也可协调再热蒸汽温度。建议在再热器高温部件出口装设在线汽温（或壁温）监视系统，为运行提供参数，及时找出异常偏差情况，消除隐患。,8.锅炉停炉与保养,（1）锅炉正常停炉,本机组减负荷速率一般以5MW/min-6 MW/min为宜。当减至210MW时，保持二台磨煤机运行，并投运电动给水泵运行。开启分离器出口三个调节阀的隔离阀，准备启用HWL阀及NWL阀。调整锅炉煤-水比例，使分离器入口气温逐渐降低。随着

28、燃料量的进一步降低，分离器重新产生水位，用HWV阀及NWV阀控制水位，锅炉给水流量降至30%。汽机停机后，控制主蒸汽汽温降速不大于5/min。锅炉熄火后，将给水流量下降至200t/h左右，炉膛继续维持在30%左右通风量进行吹灰及冷却，根据规程最后停送引风机。停炉后通过汽机高低压旁路对过热器、再热器进行降压。停炉后锅炉应尽量保持热状态，以便再启动。,（2）停炉后的保养,锅炉停用时间在三天之内，不采取任何保养方法。停炉在3-5天内，对省煤器、水冷壁和启动分离器采取加药湿态保养，过热器、再热器则自然干燥。停炉在5天以上，锅炉省煤器、水冷壁、过热器和再热器等均采取停炉后热炉放水，余热烘干，或充气加缓蚀

29、剂保护。,最小给水流量,选大器,汽温,过热器,给水流量,蒸发器,水位,燃料量,给水流量,分离器入口焓,自动切换,给水量,回水量,蒸汽量,汽温设定值,过热度消失,1 2 3,9.锅炉运行保护设计值,（1）锅炉厂已提供了锅炉的各种热工保护值，包括锅内与炉内两部分，希望电厂严格安装和投入运行。（2）螺旋管圈水冷壁出口壁温监测点共70点（前后墙各18点，两侧墙各17点）。正常运行时，报警温度为454，跳闸温度为468。在启动和低负荷时，由于热偏差增大，因此报警温度可适当增加到488左右，跳闸温度502左右。,(3)影响螺旋水冷壁出口温度异常偏差的因素有：,炉膛水冷壁严重结渣，使热负荷分布产生较大不均匀

30、性。炉膛热力计算不准，使炉膛吸热量大大高于设计值。个别管子有堵塞或爆管，流量大大偏小。运行时，煤-水比例严重失调，或给水系统出现断水现象。,(4)螺旋水冷壁出口温度不但不能超过极限报警值或跳闸值，而且壁温差的相对值也不能太大。通常相邻管温差不大于50，非相邻管温差不大于80，这种情况正常工况不会产生，只有在启动阶段，或者有管子堵塞的时候才有可能产生。过大的温差会产生热应力拉裂或使水冷壁变形等情况。(5)分离器出口温度报警值446，跳闸温度457。分离器出口（或入口）温度，代表锅炉运行时的中间点温度，是反应锅炉煤-水比调节是否合适的一个重要指标。另外，锅炉炉膛计算不准确或炉膛结渣和吹灰时，也会波

31、及该点温度。因此，不但要监测，使其不超温，另外，该点温度太低时，也应查出原因。正常运行时，分离器出口汽温经常偏离设计值15以上时，就应该分析其原因。,分离器允许水位变动范围为011.5m。分离器最高水位报警为12.0m，超过此水位，有可能使分离器分离效果减弱，并有可能带水至过热器系统。分离器最低水位虽未设报警值，但也不能低于0水位，因为分离器疏水管道内不允许夹带蒸汽，否则会产生管道振动或阀门汽蚀。,(7)过热器、再热器的报警与常规锅炉类同。但为防止高温蒸汽氧化腐蚀，建议装设在线壁温监测系统，帮助分拆和改善运行方式，防止频繁超温或爆管。,(6)分离器水位报警,六阳西电厂600MW锅炉螺旋水冷壁的

32、设计特点,1.采用螺旋管圈水冷壁的优点2.螺旋管圈的缺点3.选取足够的质量流速，保证水冷壁的安全4.螺旋管圈出口的中间混合联箱5.螺旋管圈水平倾角与螺旋圈数的考虑6.螺旋管圈的支吊装置7.螺旋管圈上部出口区域的过渡段,1.采用螺旋管圈水冷壁的优点,（1）我国600MW、1000MW超临界或超超临界锅炉，大多数采用螺旋管圈水冷壁，因为它具有如下优点：,所有水冷壁管子(600MW机组水冷壁管为326根)沿炉膛四周螺旋盘绕上升，因此每一根水冷壁的吸热量是比较均匀的，水冷壁出口的工质温差很小，正常运行时，管间温差仅515左右。管子的直径和壁厚可选择比较理想的尺寸，采用38.16.36的管子作为水冷壁，

33、无论是管子的刚性、管子壁厚和重量，以及对管子传热以及制造工艺等都是很理想的。水冷壁管径很细，例如采用垂直管圈285.5的管子，管子刚性比较差，管子内径也比较小，容易产生吸热偏差，管内堵塞以及管排容易产生变形等问题。对于螺旋式水冷壁，可以便于选取理想的管内质量流速，确保水动力稳定及管子传热和冷却。螺旋管圈水冷壁在锅炉启动时不需要作水动力调整试验。,2.螺旋管圈的缺点,制造和安装比较复杂，特别是水冷套，过渡段及冷灰斗等部位。螺旋管圈的支吊比较复杂，因为水平式倾斜的管子不能单独承受炉膛的垂直荷重。水冷壁系统的汽水阻力降比较大，增加了一些厂用电。与它的优点相比，这些缺点都是属于次要因素。,3.选取足够

34、高的质量流速是水冷壁安全运行的根本保证,水冷壁处在炉膛高温部位，因此管子具有足够高的质量流速来冷却管壁是关键因素。通常，亚临界自然循环炉，质量流速在w=1000Kg/m.s左右，控制循环炉w=1100Kg/m.s左右，螺旋管圈（光管）w=28003000Kg/m.s左右，螺旋管圈（采用内螺纹管）w=15001800Kg/m.s左右，垂直管圈（采用内螺纹管）w=10001700Kg/m.s左右.阳西电厂螺旋管圈w=3093Kg/m.s（BMCR工况），是十分安全可靠的。,4.螺旋管圈出口的中间混合联箱,（1）中间混合联箱的作用,混合联箱的最主要作用是混合和重新飞配螺旋水冷壁出口的工质，消除热偏差

35、（温度偏差），均衡出口压力，有利于326根管子间的流量均匀分配。由于受炉膛上部折烟角以及向水平烟道改向的结构影响，上部炉膛不适合采用螺旋管圈，而只能通过混合联箱及过渡段，使上部炉膛采用垂直管圈。螺旋管圈不能自身承受炉膛巨大的垂直荷重，需采用上部垂直管束来支吊螺旋管圈。,（2）中间混合联箱的设置位置,一般都在炉膛上部折烟角下方1m多的地方，以利于结构上的布置需要。混合联箱区域，在锅炉正常运行时，水冷壁工质已处于汽水混合物的高干度范围（x=0.81.0），这样有利于汽水混合物的混合和再分配，减小上部垂直管圈入口处的汽水流量分配偏差。由于上部垂直管圈的质量流速比较低（BMCR工况下w=1143Kg/

36、m.s），因此混合联箱要设置在较高位置，使上部垂直管圈避开炉膛热负荷区域。,（3）中间混合联箱管子引入和引出管的分布,中间混合联箱引管共326根，是螺旋管圈的出口管子，它们以垂直混合联箱水平线的方向从联箱上部均匀分布引入。中间混合联箱的引出管共1304根，与联箱水平线呈45角均匀分布引出。这样的引入和引出布置方式，有利于汽水混合物的均匀混合和分配。,5.螺旋管圈水平倾角与螺旋圈数的考虑,（1）螺旋管圈的水平倾角是由结构设计自然确定的，它与锅炉容量大小，炉膛尺寸，水冷壁管径、根数、以及节距等几个因素有关。通常，锅炉容量越大，水冷壁根数越多，则倾耶角越大。阳西600MW锅炉的水冷壁倾角为13.94

37、98。一般600MW锅炉螺旋水冷壁倾角在1214之间，1000MW机组倾角1923。倾角大小对锅炉安全运行没有什么直接的联系。（2）螺旋水冷壁的盘绕圈数也与炉膛尺寸、锅炉容量、管子根数等几何因素有关。一般认为圈数越多越有利于水冷壁吸热的均匀性，其实并不如此，国外大量试验及工程实践已经证明，螺旋圈数大于1圈即可，再大对减少热偏差并无多大帮助。本工程螺旋管圈总圈数为1.61圈，已足够。圈数越多，意味着每根管子的长度越长，这样反而会增加螺旋管圈的汽水阻力降，增大厂用电。,6.螺旋管圈的支吊装置,（1）螺旋管圈需要特殊的支吊装置（见图）,张力板上部过度分支结构图,张力板结构示意图,上部水冷壁的出口支吊

38、方式,（2）螺旋管圈管子几乎成水平布置，倾角为13.9498，这种水平管子在承受内压力方面，与垂直管子是一样的，但是在承受垂直方向的外载负方面，其能力要比垂直管屏差得多，是一种“鸡肋”的状态，所以要依靠张力板来帮助支撑。张力板沿炉膛四周均匀分布，其横向分布节距为1500mm，板厚2100mm，由平行的两块板组成一条张力板。在两块板之间，每隔400500mm，布置梳形板作为管子之间的连接件，其作用是既传递重力又起到热桥的作用，将水冷壁的热量传递到张力板，是张力板的温度与水冷壁温度有良好的跟随性，以减少二者间存在的温度应力。,（3）需要强调指出，在锅炉启动和停炉时，以及快速滑压和变负荷时，由于张力

39、板温度的变化跟不上水冷壁的温度变化，产生过大应力。当热应力过大到危险极限时，有可能拉裂热桥处的管壁。另外，起停频繁和大动作交变负荷的次数太多时，也容易在该部位产生疲劳损坏。因此，在锅炉启动和停炉时，注意水冷壁的升、降温速度。在正常运行时，这种结构是安全的，已经有许多运行的锅炉得到了证实。,采用分支结构形式主要是有利于将张力板上的垂直力均匀传递给上部垂直管圈膜式水冷壁，可防止局部荷重过于集中在某一部位。采用分支结构，同时也有利于张力板上部的应力分布。可吸收水冷壁在水平膨胀时产生的热应力不均匀性。,（4）张力板上部过渡区的分支结构,7.螺旋管圈出口的过渡段,（1）过渡段指的是由螺旋管圈过渡到垂直管

40、圈的那个部位（如图），通常，螺旋管圈的根数与垂直管的根数成正倍数管系，有1：2，1：3，1：4和1：5几种，本锅炉为1：4，即326根螺旋管过渡到1304根垂直管。二者的倍数关系也取决于锅炉容量，管子根数和节距，以及质量流速的大小等诸多结构因素。（2）过渡段的结构采用锻件块，每一块与一根螺旋管与四根垂直管相接，采用锻件块的原因是可以加工成多通道连管元件，使水冷壁在该区域保持平整，密封和足够的冷却。过渡段的制造和安装要求比较高，要求平整，密封和减少残余应力。,七超临界锅炉的可靠性,1.没有好的可靠性就没有好的经济性2.水冷壁的结垢与腐蚀3.过热器、再热器等高温管件的内壁蒸汽氧化腐蚀4.水冷壁与支

41、吊点以及与门孔密封盒区域的热应力5.炉膛结渣、吹灰及吹损6.控制高温及厚壁元件的温度变化速率,1.没有好的可靠性就没有好的经济性,（1）超临界机组历史上曾产生可靠性比亚临界机组低的问题，主要原因是：参数（主要是汽温）提得太高，达到600650，金属材料跟不上。机组容量不断增大，性能设计及结构设计不太成熟。水处理技术及自控技术跟不上快速发展的需要。（2）超临界机组大多是600MW以上的大机组，如果可靠性差，停机次数多，将会带来重大经济损失。一台600MW机组，强停一次，抢修3天，电厂直接经济损失将达300-350万元。,2.超临界锅炉水冷壁的结垢和腐蚀,（1）超临界锅炉是直流炉，没有像汽包炉那样

42、配有炉水排污系统，因此在水冷壁内容易产生结垢和腐蚀，其主要成分是Fe3O4或者Fe2O3。（2）我国在上世纪90年代初投运的600MW超临界锅炉，水冷壁管内结垢速度曾达到每年100g/m，在一个大修期最高可达300 g/m。,水冷壁结垢以后会产生如下不良效果：促使水冷壁外壁温度升高，产生管外高温腐蚀。管壁逐渐变薄，影响管子强度裕量。管子内部通流截面减少，增加流动阻力，以每年0.40.5MPa的速度增加，一个大修期可增大阻力降1.5MPa左右，使给水泵功率增加800-1000千瓦。,（3）采用给水中加氧的技术（CWT），能使水冷壁内产生致密的暗红色的Fe2O3有效地保护了管壁，阻止了管壁的进一步

43、氧化，锅炉酸洗次数由每3-4年一次延长至10年以上。,3.过热器、再热器高温管件的内壁蒸汽氧化腐蚀,（1）高温蒸汽氧化腐蚀是当前我国超临界锅炉遇到的主要问题之一，已严重影响了机组运行的可靠性。在国际上，早期发展的气温较高的机组也出现过同样的问题。（2）高温蒸汽氧化腐蚀不是由于超临界机组压力高引起的，主要是与蒸汽温度，材质及运行工况偏差有关，因此不但在超临界的过热器上产生，也会在中压的再热器上发生。,（3）产生高温蒸汽氧化腐蚀的主要原因有：,蒸汽温度很高。当管子内壁温度接近或大于600时，就容易产生，温度越高，氧化腐蚀速度也越快，在650左右时达到顶峰。材质的抗氧化性能差，在高温条件下，较快地产

44、生Fe3O4及部分Fe2O3。材质的热膨胀系数越大，越容易引起氧化皮的脱落。奥氏体不锈钢的线膨胀系数比较大（约1910-6），而珠光体钢的线膨胀系数为12-1410-6，比较接近氧化皮的线膨胀系数910-6，因此不锈钢的高温氧化腐蚀比珠光体钢更严重一些因为氧化皮易剥落。频繁起停及停炉时快速冷却，使氧化皮更容易脱落，堆积在管子下部弯头内。过热器、再热器热偏差太大，使个别管子容易超温，快速氧化。,（4）减少或防止高温蒸汽氧化腐蚀的方法,对过热器、再热器高温部件加强管壁温度的监测，发现有异常超温现象应分析和处理。采用抗腐蚀性较好的材质。减少机组起停次数，控制停炉冷却速度。对于汽温高达600以上的超超

45、临界锅炉，采用高级奥氏体钢（如HR3C）以及采用细晶粒或管内喷丸等金属处理方法。,4.螺旋水冷壁与支吊板（张力板）之间的热应力引起的管子拉裂,螺旋管圈水冷壁由张力板进行支吊，在锅炉起停和快速滑压运行时，由于水冷壁的温度变化快，张力板的变化速度慢，因此产生热膨胀（或冷收缩）应力，当应力过大，或引起应力集中系数偏大时，会产生拉裂，温差应当控制在50-60之内，应力集中系数偏大，大多是由于焊接有咬边、裂纹等引起的，需要检查张力板生产和安装时的质量。,5.炉膛严重结渣，频繁吹灰以及吹损管子,（1）螺旋水冷壁比垂直水冷壁更容易掛渣，因此对燃用结渣性强的煤时，更应该注意防止局部地区严重结渣，并增加吹灰次数

46、，保持水冷壁比较干净的状态。（2）由于严重结渣而长时间集中吹灰时，会引起该局部水冷壁的壁温交变，甚至有吹损管子的可能，水冷壁管子冷热交变温差过大或交变频率过高时，容易产生热应力疲劳破坏等诸多问题。（3）水冷壁严重结渣时，会减少炉膛吸热，影响分离器出口中间点气温偏低较多，如果单纯用煤-水比来校正该中间点汽温达到设计值，容易引起因煤量过投而使主蒸汽或再热蒸汽喷水量增加，也不利于安全经济运行。,6.要监督和控制高温及厚壁元件的温度变化速率,超临界锅炉的高温蒸汽集箱、三通、启动分离器等均属于厚壁元件，这些厚壁元件在锅炉启动和快速停炉冷却时，多会产生比较大的内外壁温差。温差太大或温度变化频繁等都有可能减损其疲劳寿命，因此要注意对它们的温度监控。,欢迎留下您的宝贵意见!,谢谢大家！,