超超临界机组及发展技术讲座.ppt

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1、超超临界1000MW机组技术讲座,水的临界状态参数为22.115MPa，374.15，在水的参数达到该临界点时，汽化会在一瞬间完成，即在临界点时，在饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的二相区存在，二者参数不再有分别。当机组参数高于这一临界状态参数时，通常称其为超临界参数机组。而在我国通常把主蒸汽压力大于27 Mpa或者蒸汽温度大于580的机组成为超超临界参数机组。而汽、水在过临界点不再有汽、水共存的二相区存在，也就决定了超临界或超超临界机组所配备的锅炉必须是直流炉。,一、国外超超临界机组的发展,1.1 超临界机组概述在一定范围内,新蒸汽温度或再热蒸汽温度 每提高 10,机组的热耗就可下降 0

2、.25-0.3%。常规亚临界循环的典型参数为 16.7MPa/538/538,发电效率约为 38-39%。当汽机进口蒸汽参数超过水临界状态点 的参数,即压力为 22.115 MPa,374.15,统称为超临界机组。在 70-80 年代,一般超临界循环典型的参数为 24.1MPa、538/538,或 24.1MPa、538/566,对应的发电效率 约为 41-42%。,超超临界参数实际上是在超临界参数的基础上向更高压力和温度提高的过程。各国、甚至各公司对超超临界参数的开始点定义也有所不同,例如:日本的定义为压力大于等于 25MPa,或温度大于 566；丹麦定义为压力大于 27.5MPa；西门子公

3、司的观点是应从材料的等级来区分超临界和超超临界机组；我国电力百科全书则将超超临界定义为蒸汽参数高于 27MPa 的机组,这些说法都称为超超临界机组,英文为 Ultra supercritical(USC)。,1.2 超临界机组的发展历史超超临界技术的发展至今已有 40 多年的历史,其间超超临界机组热力参数经历了 高-低-高的演变过程。在超超临界技术的发展初期,蒸汽参数取得比较高,超过了当时的材料技术发展水平,致使超超临界机组的可用率和可靠性都较低,热力参数一度被降低到超临界水平。九十年代以来,由于环保及节约能源的需要,超超临界机组又进入了新一轮的发展时期。世界上超超临界火电技术几十年的发展过程

4、可划分为三个阶段:,第一阶段,以美国 GE 和西屋公司为代表的超超临界参数发展起始阶段(50-70 年 代)。西屋公司于 1959 年首台制造的超超临界机组的容量为 310MW,进汽压力为 34.5MPa,进汽温度达到 649,该机组目前仍在运行。当时有 5 台投运的超超临界机 组温度达到 593,11 台机组为二次中间再热。由于机组可靠性的问题,在经历了初期超超临界参数后,从 60 年代后期开始至 70 年代,美国超临界机组大规模发展时期所采用的参数均降低到常规超临界参数:压力 24.1MPa,温度 538/566。直至 80 年代,美国超临界机组的参数始终稳定在这个水平。这个时期,美国的超

5、临界机组总数达到 170 余台。,第二阶段,从 80 年代起的超临界机组优化及新技术发展阶段。从 70 年代起,美国 GE 及西屋公司分别将超临界技术转让给日本(GE向东芝、日立,西屋向三菱)和欧洲。经过不断完善,美国常规超临界机组的可靠性问题得到解决,到 1985 年,美国超临界机组的运行可靠性己达到亚临界相同的水平。从 80 年代起,GE 和西屋公司对己投运的 170 台机组进行了大规模的优化及改造。通过改造,形成了一批经过验证的新设计方法、新结构,大大提高了机组的经济性、可靠性、运行灵活性。与此同时,GE 及西屋又将这些新的先进技术与日本日立、东芝、三菱联合进行了一系列超超临界机组的开发

6、设计,使超超临界技术的发展进入了一个新的阶段。,第三阶段,90 年代新一轮超超临界参数的发展阶段。从 90 年代开始,以日本、欧洲(西门子、前 ABB 为中心,超超临界火电机组又进入了新一轮的发展阶段。在保证机组高可靠性、高可用率条件下采用更高的温度、更高的压力是目前发展阶段的主要特点。按压力温度和功率的不同,可将这个阶段超超临界机组的发展分为三个层次:(1)压力在 25MPa 左右,采用高温参数。高温、高强度材料的成功应用使投入商业运行一系列超超临界机组的温度参数不断提高,近期欧洲及日本新订购机组,不论功率大小(375MW1050MW),进汽温度均提高到 580 600。新投运最大功率的高效

7、超临界机组为日本三菱公司 2000 年投运的双轴(全/半速)1050MW 机组,其参数达到 25MPa/600/610。,(2)在采用高温的同时,压力也提高到 27MPa 以上,如按 3.445MPa 为一档,超超临界压力有 27.6MPa、31MPa、34.5MPa。压力参数不仅涉及有关部件的材料及强度结构设计，而且由于汽轮机排汽湿度的原因,为保证机组的正常运行,当压力提高到某一数值,必须采用更高的再热温度(如在 31MPa下,温度应在 600 以上)或二次中间再热循环。在目前参数下,二次再热热效率得益 1.315%左右,而投资将增加 1015%。据有关统计资料,日本 1990-2004 年

8、投运或即将投运的超超临界机组中,除 1989/1990年有二台东芝超超临界机组采用 700MW,31 MPa-566/566/566 外,其它超超临界 机组的蒸汽压力参数均维持在 24.1MPa 25MPa。1998 年以后提高蒸汽压力的主要业绩是西门子公司的产品,最高初压为西门子一台 375MW,30 MPa/580/600 一次再热机组。,(3)1000MW 等级超超临界机组的开发。超大功率与汽轮机进汽超临界参数无直接关系,它涉及的关键之一是低压缸的排汽能力,功率越大加上背压越低(排汽比容越大),就需要配置更大排汽面积的低压缸,或更多的低压缸数。在采用超超临界压力的二次再热循环时,在高压端

9、又要求增加一个 VHP(超超压力缸)汽缸。从汽缸总数一定的角度,增加了超超临界压力参数下对机组增大容量的限制。此外,当功率大于 700MW等级时还必须考虑高中压分缸以及发电机单轴功率限制等因素。从轴系长度限制的角度,目前单轴汽轮机有业绩的汽缸总数为 5 个,即一般可采用 3 个低压缸,但是对具有 VHP 缸,容量大于 700MW 的超超临界汽轮机只能采用 2 个低压缸,四排汽。,目前新的全速 3000r/min 大功率机组中己普遍采用高度为 1000mm120Omm 的长叶片,排汽面 积在 9m2 11m2左右。最长的有三菱公司用于 50Hz 机组的 1218 mm 叶片(排汽面积 11.3

10、m2,该叶片已用于两缸两排汽 600MW 机组。此外,西门子公司用于我国外高桥四缸四排汽超临界 900MW 机组的 1143mm 长叶片,玉环、北疆10000MW机组末级长叶片1145.8mm。西门子用 于 6OHz 机组的钛合金 1067mm(相当 5OHZ 的 1280 mm）叶片也开始用于产品。出于对低背压及更大功率超超临界机组减少低压缸数量的考虑,目前长叶片的技术储备己相当充分(极小动应力的 ILB 叶片型式,钛合金制造技术),机组容量大型化和采用汽缸数 的限制,将推动今后特大型钛合金叶片在汽轮机中的应用。为减少低压缸的数量,各国公司都致力于开发更长,排汽面积更大的末级长叶片。日本和西

11、门子,ALSTOM 等在大功 率机组中己开始使用钛合金末级长叶片。,1.3 世界各国超超临界技术发展现状1.3.1 美国 美国是发展超临界发电技术最早的国家。世界上第一台超超临界机组 1957 年在 Philo 菲罗电厂(6#)投运,该机组由B&W 和 GE 公司设计制造,主要参数为125MW、31MPa、621/566/538。1958 年,第二台超超临界机组在 Eddystone 艾迪斯顿电厂(1#)投运,该机组由 CE 和 WH 公司设计制造,是世界上参数最高的机组,主要参数为 325MW、34.4MPa 649/566/566。该机组在按设计参数运行 8 年后,因材料问题(锅炉过热器高

12、温腐蚀和汽轮机高压缸蠕变变形等),自 1968 年起参数降至 31MPa,610/557/557,直至目前仍在运行。上述机组为超临界和超超临界机组商业性运行取得了大量宝贵经验。,鉴于超临界机组热效率比亚临界机组有明显提高,美国1967 年到 1976 年共投运 118 台 超临界机组,其中最大单机容量为 130OMW。70 年代开始,超临界机组订货减少,出现此现象的主要原因在于单机容量增大过快,早期的超临界机组的锅炉事故偏多(蒸汽参数偏高,并采用热负荷偏高的大型正压锅炉),可用率低及维修费用高。美国煤价较低,加之大量核电机组的迅速投产,及当时超临界机组调峰能力较差,故当时的超临界机组不能适应市

13、场需要。由于超超临界机组发展初期技术不成熟,蒸汽参数选择过高,超越了当时的金属材料技术水平,运行中出现了很多问题。为了提高机组可用率,美国以后发展的超临界机组多采用 24.1MPa,主蒸汽温度 538,一次再热汽温多为 538,二次再热时用 552/566,并不断完善化。这种蒸汽参数保持了 20 余年。,上世纪 80 年代,针对燃料价格上涨,环境保护要求日益严格的现状,美国电力研究所(EPRI)总结认为超超临界技术发展过程中所发生的问题,主要不是采用超超临界参数所引起的。经过不断改进和完善,美国当时超临界机组的可用率己与亚临界机组相当。此外EPRI 对超临界机组蒸汽参数和容量等进行了各方面可行

14、性优化研究,认为在技术方面不需要作突破的条件下,超超临界机组采用蒸汽压力 31MPa,温度 566593,二次中间再热,容量 700800MW 为最佳,重新开发了蒸汽参数为 31MPa/593/593/593 的二次再热超超临界机组。到1986年为止美国己投运超临界机组166台，平均每台机组容量为680MW；而到1992年为止,美国在役的 107 台 80OMW 及以上火电机组均为超临界机 组,最大单机容量为 1300 MW。近年来,美国 GE 公司还为日本设计制造了蒸汽参数分别为 26.6MPa/577/600 和 25MPa/600/610 的超超临界机组。,1.3.2 俄罗斯1949年，

15、前苏联投运了第一台超超临界试验机组，蒸汽参数12t/h、29.4MPa、600,经节流至 12 MPa后进入汽轮机。以后又投运了29.4MPa、650的100MW超超临界机组，作为改造中压锅炉的前置级。1963 年,300MW超临界机组投入运行（235MPa/580/565）。初期 由于蒸汽参数偏高,材料出现高温腐蚀,以及设计、制造质量等各种技术原因,在运行中发生较多问题,技术经济指标与原设计要求相差较大。后经改进和不断完善,并将蒸汽温度降为 540/540,才使机组的可靠性与超高压参数机组相当。但是,超临界蒸汽参数下,300MW 机组容量偏小,汽轮机通流部分气动损失大,效率低,没有达到设计要

16、求,其总体经济水平偏低。其后投运的 500MW、80OMW 和 1200MW 机组基本上也采用了上述超临界参数(30OMW 与 50OMW 机组蒸汽温度也有采用 565/570 的)。,前苏联所有 300MW 及以上容量机组全部采用超临界参数,其超临界机组达 200 余台,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。前苏联发展超临界技术主要依靠本国力量,以自我开发为主。但是,由于 300MW 机组容量偏小,不适合电网发展,500MW 燃煤机组由于可用率低及热耗高而没有大量采用,800

17、MW 和 1200MW 机组只用于燃油与燃气,且1200 MW 机组的可用率也较低。由于不能吸收别国先进技术,前苏联超临界技术发展不快,总体技术水平不高。目前,俄罗斯研制的新一代大型超超临界机组采用参数为 2830MPa/580600。,1.3.3 日本 日本发展超超临界机组起步较晚,但发展速度很快、收效显著。日立公司于 1967 年向美国 B&W 公司引进第一台超临界机组(660MW、24.12MPa、538/566),日本其他公司也分别引进了美国和德国的超超临界技术。但由美国引进的超临界技术不能适应在广泛范围内变负荷以及快速经济起停,日本各公司从欧洲引进超临界变压运行技术(螺旋管圈锅炉),

18、经过大量的试验及不断提高技术水平,使超超临界机组不仅高效,而且具有亚临界机组同样的可靠性与运行灵活性,能自如地适应变压运行带周期性调峰负荷的要求。后来,日本新建的火电站几乎都是变压运行机组,并以 5001000MW 燃煤变压运行超超临界机组为主体。目前,日本以超超临界机组可靠性高、经济性好、技术发展快而跃居为发展超超临界机组的先进国家。,日本在 24.1MPa/538/566 超临界机组成熟的基础上，又制订了超超临界研究计划,第一步蒸汽参数提高到31MPa/566/566/566,第二步再提高到 34MPa/595/595/595。日本最初投运的两套超超临界机组,只是提高主蒸汽压力而未提高其温

19、度,由于主蒸汽压力和温度不匹配,故采用两次再热以防汽轮机末级蒸汽湿度过高。这两台机组由三菱公司设计,容量为 700MW、蒸汽参数为 31.6MPa/566/566/566,己分别于 1989 年和 1991 年在川越电厂投入运行,运行情况良好,可用率也达到了很高的水平。日本发展超超临界技术采用的是引进、仿制、创新的技术路线。从引进机组到自制机组只需 12 年时间,从亚临界到超超临界,从 300MW、600MW 到 1000MW,每上一个等级只需 34 年时间。,两次再热虽是成熟的技术,但系统复杂。31MPa、566 两次再热与传统的 24.1MPa、566 一次再热相比,其热效率提高约 5%;

20、与 24.5MPa/600/600 等级的超超临界机组相比,热效率仅提高 0.5%。而采用 31MPa 主蒸汽压力和两次再热,机组制造成本明显提高,所以,九十年代以来日本各公司都转向生产高温参数的超超临界机组。19902003 年间,日本投运或预定投运一批压力为 24.5MPa,温度提高至 593/593、600/600 和 600/610 的机组。9798 年,三菱公司 24.1 MPa/593/593 和 24.5MPa/600/600 的 两台 1000MW 超超临界机组分别投入运行。98 年由 B&W 和日立公司设计的容量为 1000MW,参数为 24.5MPa/600/600 的超超

21、临界 机组投入运行。目前日本参数最高的机组是2000年1050MW、25.5MPa/600/610 的超超临界机组。日本各公司正在酝酿开发蒸汽参数为34.5MPa/620/650 的超超临界机组。,1.3.4 欧洲德国1956 年投运了一台蒸汽参数为34MPa/610/570/570 容量为 88MW 的超超临界机组,72 年投运了一台 430MW 超临界机组(参数为 24.5MPa/535/535),79 年投运了一台二次再热的 475MW 超临界机组(参数为 25.5MPa/530/540/530)。目前,德国己投运和在建的超超临界机组近 20 台,其中具有代表性的超临界机组 是:1992

22、 年 8 月在 Staud-inger 电厂投运的 500MW 机组(参数为 25MPa/540/560);1999 年在 Lippendorf 电厂投运的 933 MW,蒸汽参数为 26.7MPa/554/593 的超超临界机组;2000 年在 Nideraubem 电厂投运的 965MW,蒸汽参数为 26.9MPa/580/600 的超超临界机组 在 Hessler 电厂投运的 700MW,蒸汽参数为 30MPa/580/600 的超超临界机组。,丹麦1998 年和 2001 年投运了二台参数分别为 29MPa/582/580/580 的 40OMW 超超临界机组,分别安装于 Nordjy

23、llandsvaerket(NVV3)和 Avedore(AVV2)电厂,前者燃煤,后者燃气,在海水冷却的情况下,其热效率达到 47%,从而成为迄今为止世界上报导的热效率最高的火电机组。欧洲超超临界机组的再热方式的发展与日本类似,除丹麦两台超超临界机组采用两次再热外,欧洲其他超超临界机组也都改为采用一次再热。与日本不同的是主蒸汽压力和温度同时提高(30.5MPa/580/600),其热效率与29MPa、580 两次再热机组基本相同。,1.3.5 目前世界超超临界机组容量及参数状况的分析 日本三家公司技术来源于GE和西屋。其结构特点是以 700MW 作为汽轮机高中压缸是否合缸的分界线,容量超过7

24、00MW采用分缸。高压缸改为双流，使高压叶片高度下降,出现效率下降、成本向上的突跳。因此,日本基本没有 700MW-900MW 功率以内的机组。日本各公司近期机组多为1000MW 等级。此外,原来由于发电机最大功率的限制,在2002年前,日本 1000MW 机组均采用双轴形式。东芝制造的单轴 1000MW 的机组在 2002 年 11 月投运。德国西门子公司自 90 年代后期在发电机功率方面有所突破,己有多台 900MW-1025MW 单轴机组投运,但蒸汽压力为 21.8MPa-26.5MPa,且均为一次再热(更高压力 28.5MPa-30MPa 机组的功率在 400MW 左右)。九十年代以来

25、,尚没有超过 27MPa 压力百万千瓦级汽轮机机组设计和投运的报道。,新材料是近期超高温超临界机组发展的关键。国外已形成用于 566 以下的 CrMoV钢,566 的 225%Cr 钢,600 等级的 9%Cr 钢及 12%钢等标准材料系列。新高温铁素体-马氏体 9%-12%Cr 材料己可用于 31MPa,600/610 参数。经过汽轮机各高温高压 部件近十多年的应用,该材料系列己相当成熟，并已形成标准。日本,美国及欧洲正在 开发的 34.3MPa/650 以及 40MPa/700 新钢种系列,开发新材料的目的是使将来的火电机组热效率能够达到 55%以上。目前新的超超临界火电机组均集中在日本和

26、欧洲市场,目前的参数状况为:进汽温 度:普遍达到 600,根据对日本电厂的统计,目前不论功率大小,所有机组均已采用 600 参数。现役机组的实际年均运行小时均达到 8300 小时左右,可靠性高,整体技术己 相当成熟。,进汽压力:日本三家公司 1990 年以来所有机组进汽压力均为 25MPa 左右。西门子 1998 年后相继有 25.8 MPa,26.5MPa,27.5MPa,28.5MPa,30MPa 的业绩,但目前投运的大功率(大于 700MW)机组的进汽压力均不大于 26.5MPa。机组容量:日本三家公司均有双轴 1000MW 的业绩,最大的为三菱 2001 年投运的 1050MW 机组。

27、日本 2002 年前单轴最大功率为 700MW,第一台由东芝制造 100OMW 单轴机组(6OHZ)将于 2002 年 11 月投运。西门子 1998 年后有多台容量大于 900MW 投运的业绩,最大单轴机组的铭牌功率达到 1025MW,1.3.6 超临界和超越临界机组的可靠性 美国和德国等国家早期开发的超超临界机组投运初期曾出现一系列问题,导致超超 临界机组的可靠性较低,影响了超临界和超超临界技术的进一步发展。出现的问题主要是因为的蒸汽参数的选择超出了当时的金属材料技术水平,过分依赖并大量使用了奥氏体钢。此外,大多数超临界锅炉按正压燃烧而不是负压燃烧设计和运行。为此,在以后的超临界机组的设计

28、中选用了与金属材料技术水平相称的相对较低的压力和温度,从而使超临界机组的可靠性达到了亚临界机组的相同水平,而其经济性则高于亚临界机组。与此同时,美国、日本和欧洲各国适应更高蒸汽参数的新型铁素体钢和改进奥氏体耐热钢的开发和研究,并取得了成功。在日本,450MW 以上的机组均采用超临界参数,并采用美国成熟的技术,事故较少,因而并没有超临界机组可靠性比亚临界机组低的评价。,德国大电厂技术协会(VGB)19781987 年对大容量超临界和亚临界机组的统计结果表明,亚临界和超临界机组的可用率基本相同,且与机组的容量和参数无关。由此可见,现代燃煤电厂采用超超临界参数机组不会降低其可用率。近十余年来,超超临

29、界技术在日本和欧洲得到迅速发展。日本、欧洲和美国等己掌握了超超临界机组的技术，并己批量生产、投运，取得了良好的运行业绩，具有良好的可靠性、经济性和 灵活性，表明超超临界技术己代表了当代火力发电技术的国际先进水平和发展潮流。,1.4 国外超超临界机组研发计划材料的发展水平决定了不同时期的火电站的运行参数。经历了碳钢、Mo 钢、CrMo 钢。到 1965 年,机组的主流运行参数保持在 17MPa 和 525,到 70 年代中期为 24MPa/538 或 19MPa/566。目前高参数的超临界机组己是成熟、高效、商业化的技术；超超临界机组技术也正趋于成熟；超临界机组最大容量己达1300 MW,最高效

30、率达 49%。国外超超临界机组发展的近期目标为 1000MW 级机组,参数为 31MPa,600/600/600,并正在向更高的水平发展。下一代高效超临界机组 的蒸汽初温将提高到 700,再热汽温达 720,相应的压力将从目前的 30MPa 左右提高到(3540)MPa,机组的发电厂供电效率可达到 50%55%。根据英国贸工部对超临界蒸汽发电的预测:今后 5 年内,超临界机组蒸汽温度将达到 620。到 2020 年,蒸汽温度将达到(650700),循环效率可达到 50%55%。,二、我国超超临界机组的发展概况,近年来国内的三大动力集团在电站直流锅炉的方面的技术、经验、能力和技术装备水平等都有了

31、很大的进步和发展。发展超超临界机组，有利于降低我国平均供电煤耗，有利于电网调峰的稳定性和经济性，有利于保持生态环境、提高环保水平，有利于实现技术跨越、创建国际一流的燃煤电厂。华能玉环电厂、上海外高桥三厂、华电邹县电厂、国电泰州电厂的1000MW的超超临界机组已经正式投入商业运行。全国投入运行的1000MW超超临界机组已经超过十台，且运行稳定，带来了良好的社会经济效益。国内目前在建或规划建设百万机组已经有几十台，在数量和质量上均达到了世界先进水平，也标志着我国电力工业又跨入了一个新的时期。,哈尔滨锅炉厂针对“超超临界燃煤发电技术”、“超超临界发电机组技术选型研究”开展了超超临界燃煤锅炉选型的研究

32、工作，在超超临界锅炉的制造方面也走在了国内这一行业的前列。80年代末,上海锅炉厂与ABB-CE公司合作制造石洞口二厂的600MW超临界压力直流炉（国内第一台超临界机组）;1998年,与美国ALSTOM合作制造外高桥二期900 MW超临界锅炉项目。2003年后,引进了美国ALSOTM 公司6001000MW超临界和超超临界锅炉成套设计和制造技术。引进的技术的主要内容主要包括变压运行的螺旋管圈技术以及垂直管圈技术,蒸汽参数为压力2536.5 MPa，温度为（538654）/（538600）。世界上只有ALSTOM和三菱公司在800MW以上机组采用垂直管圈技术。东方电气集团制造的三大主机已经在华电国

33、际邹县电厂四期工程得到了验证，百万千瓦等级火电机组已投入运营。,（一）锅炉,超超临界直流炉的工作原理直流锅炉依靠给水泵的压头将锅炉给水一次通过预热，蒸发，过热各受热面而变成过热蒸汽。在直流锅炉蒸发受热面中，工质的流动不是依靠汽水密度差来推动，而是通过给水泵压头来实现。直流锅炉没有汽包，在水的加热受热面和蒸发受热面间，及蒸汽受热面和过热受热面间无固定的分界点，在工况变化时，各受热面长度会发生变化。如果在直流锅炉的启动回路中加入循环泵，则可以形成复合循环锅炉。即在低负荷或者本生负荷以下运行时，由于经过蒸发面的工质不能全部转变为蒸汽，所以在锅炉的汽水分离器中会有饱和水分离出来，分离出来的水经过循环泵

34、再输送至省煤器的入口。当锅炉负荷超过本生点以上或在高负荷运行时，由蒸发部分出来的是微过热蒸汽，这时循环泵停运，锅炉按照纯直流方式工作。,直流锅炉的技术特点1.取消汽包，能快速启停。直流炉从冷态启动到满负荷运行，变负荷速度可提高一倍左右。2.直流炉适用于亚临界和超临界以及超超临界压力锅炉。3.锅炉本体金属消耗量减少。一台300 MW自然循环锅炉与相同等级的直流炉相比,大约可节省金属2000t。加上省去了汽包的制造工艺,锅炉制造成本降低。4.水冷壁的流动阻力全部要靠给水泵来克服，这部分阻力约占全部阻力的2530。所需的给水泵压头高，既提高了制造成本，又增加了运行的耗电量。5.直流锅炉启动时约有30

35、额定流量的工质经过水冷壁并被加热，为了回收启动过程的工质和热量并保证低负荷运行时水冷壁管内有足够的重量流速，直流锅炉需要设置专门的启动系统。加上直流锅炉的参数比较高，需要的金属材料档次相应提高，其总成本不低于自然循环汽包锅炉。,6.系统中的汽水分离器在低负荷时起汽水分离作用并维持一定的水位，在高负荷时切换为纯直流运行，汽水分离器起到一个蒸汽联箱的作用。7.为了达到较高的重量流速，必须采用小管径水冷壁。这样，不但提高了传热能力而且节省了金属，减轻了炉墙重量，同时减小了锅炉的热惯性。8.热惯性减小，使快速启停的能力进一步提高，适用机组调峰的要求。但热惯性小也会带来问题，它使水冷壁对热偏差的敏感性增

36、强。当煤质变化或炉内火焰偏斜时，各管屏的热偏差增大，由此引起各管屏出口工质参数产生较大偏差，进而导致工质流动不稳定或管子超温。9.为保证足够的冷却能力和防止低负荷下发生水动力多值性以及脉动，水冷壁管内工质的重量流速在MCR负荷时提高到2000/（.S）以上。加上管径减小的影响，使直流锅炉的流动阻力显著提高。600MW以上的直流锅炉的流动阻力一般为5.4MPa6.0MPa。,10.汽温调节的主要方式是调节燃水比，辅助手段是喷水减温或烟气侧调节。由于没有固定的汽水分界面，随着给水流量和燃料量的变化，受热面的省煤段、蒸发段和过热段长度发生变化，汽温随着发生变化，汽温调节比较困难。11.低负荷运行时，

37、给水流量和压力降低，受热面入口的工质欠焓增大，容易发生水动力不稳定。由于给水流量降低，水冷壁流量分配不均匀性增大；压力降低，汽水比容变化增大；工质欠焓增大，会使蒸发段和省煤段的阻力比值发生变化。12.水冷壁可灵活布置，可采用螺旋管圈或垂直管屏水冷壁。采用螺旋管圈水冷壁有利于实现变压运行。13.超临界压力直流锅炉水冷壁管内工质温度随吸热量而变，即管壁温度随吸热量而变。因此，热偏差对水冷壁管壁温度的影响作用显著增大。,14.变压运行的超临界参数直流炉，在亚临界压力范围和超临界压力范围内工作时，都存在工质的热膨胀现象。在亚临界压力范围内可能出现膜态沸腾；在超临界压力范围内可能出现类膜态沸腾。15.启

38、停速度和变负荷速度受过热器出口集箱的热应力限制，但主要限制因素是汽轮机的热应力和胀差。16.直流锅炉要求的给水品质高，要求凝结水进行100的除盐处理。17.控制系统复杂，调节装置费用较高。18.直流锅炉对水质的要求比较严格。1 锅炉制造厂家及技术支持方 目前国内具有制造超超临界锅炉能力的锅炉厂有四家,即哈尔滨锅炉厂(哈锅)、上海锅炉厂(上锅)、东方锅炉(集团)股份有限公司东锅和北京巴布科克威尔科克斯有限公司北京巴威。,2 锅炉主要设计参数 根据我国对超超临界机组的技术认证,推荐超超临界汽轮机进口参数为 25MPa、600/600,相应锅炉的设计参数为 26.25MPa、605/603。但是,由

39、于上海汽轮机 厂汽轮机进口参数选用 26.25 MPa、600/600 的方案,因此,与上汽厂配套的锅炉 其主汽压力将有所提高,约 27.5Mpa 左右。锅炉蒸发量的选取一般与汽轮机的 VWO 工况相匹配。,3 锅炉的总体型式国内制造的 100OMW 超超临界锅炉有四种炉型:(1)哈锅单炉膛八角切圆燃烧垂直管圈水冷壁-型炉(2)上锅单炉膛八角切圆燃烧-螺旋管圈水冷壁-型炉(3)上锅单炉膛切圆燃烧螺旋管圈水冷壁塔式炉(4)东锅、北京巴威单炉膛前后墙对冲燃烧螺旋管圈水冷壁-型炉,煤粉锅炉主要有两种燃烧方式:墙式燃烧和切圆燃烧,切圆燃烧型炉炉内旋转气流造成炉膛出口两侧烟温偏差加大,因此机组容量达到百

40、万千瓦级时,采用了八角切圆(双切圆)燃烧的长方型炉膛,有利于减小炉膛出口两侧烟温偏差。而墙式燃烧系统的燃烧器布置方式能够使热量输入沿炉膛 宽度方向均匀分布,使得在过热器、再热器区域的烟温分布也比较均匀。对 900-100OMW 塔式锅炉,由于不存在炉膛出口两侧烟温偏差大的问题,可采用单炉膛四角切圆燃烧方式。燃烧方式同样与水冷壁的结构有着密切的关系,如果切圆燃烧配螺旋管圈水冷壁,在结构处理上比较困难,这也是采用切圆燃烧的制造厂家在不断开发适应超临界参数垂直管圈水冷壁锅炉的原因之一。,4 超超临界锅炉的水冷壁超临界锅炉的水冷壁管圈型式目前只保留了两种:即下水冷壁螺旋管圈+上水冷壁垂直管圈和上下水冷

41、壁全部为垂直管圈。一次上升垂直管圈水冷壁主要特点是,采用内螺纹管来防止变压运行至亚临界区域时,水冷壁系统中发生膜态沸腾;采用较低的质量流速,阻力损失减少,节省运行费用；炉膛结构简单；炉膛灰渣容易脱落,使炉膛水冷壁积灰渣量减少；由于摩擦阻力小,因此具有保持正向流动的特性,即个别管子吸热量增加时,管内流量也会随之增加,具有部分自补偿的能力。其缺点是对煤种变化较为敏感,水冷壁各回路之间热力和水动力特性有可能出现偏差较大,使汽水分离器的工作条件恶化 和因热力偏差还可能造成水冷壁超温爆管,并且需要装设节流孔圈。求对管壁加工精度要求更高。,螺旋管圈水冷壁的设计特点对于螺旋管圈水冷壁而言，由于每根螺旋管都经

42、过炉膛四周所以每根管子的吸热都是相当均匀的。燃烧系统为反向切向燃烧，故炉膛每侧的热负荷曲线是基本一致的。综合炉膛结构和热负荷分布可以知道，采用螺旋管圈水冷壁方案能够确保螺旋段和垂直段出口热负荷分布在所有负荷内都很均匀，这一方面可以确保锅炉运行的安全性，同时也可以保证锅炉长期高效运行。倾斜上升的水冷壁管保证每根管都通过炉膛不同受热区域。下图表示带有切向燃烧和不同吸收的水冷壁炉膛结构图。水冷壁倾斜管环绕圈数为1周，每根蒸发器管通过炉膛热和冷的区域，使得水冷壁均匀吸热,不受火球位置影响（火球位于中心或转入一角），水冷壁出口温度较为均匀。,图 吸热不均的炉膛和螺旋水冷壁,倾斜管环绕与切向燃烧方向相反（

43、如图所示）。这样的设计能有效防止气流分层。,环绕上升原理图,螺旋管圈水冷壁主要由螺旋冷灰斗、下部螺旋管圈、上部垂直管屏以及燃烧器水冷套螺旋管圈和垂直管屏的转换区等部分组成。（一）冷灰斗结构下图为北疆电厂超临界锅炉冷灰斗螺旋管布置示意图。冷灰斗下部出渣口,螺旋管在出渣口周界上以中心对称排列。形成出渣口后的管子盘旋上升至冷灰斗转角构成螺旋冷灰斗。,螺旋冷灰斗立体图,（二）下部螺旋管圈向上部垂直管屏的过渡区为了便于水冷壁的悬吊，再加上炉膛上部热负荷低，垂直管屏内工质的质量流速已足以冷却管壁，因此螺旋管圈通常在折焰角下方转换成垂直管屏。螺旋管圈向垂直管屏的过渡有二种型式，一种用分叉管，一种采用中间混合

44、联箱。螺旋管和垂直管的过渡区是一个结构较复杂的部位。它既要实现螺旋管圈向垂直管屏的过渡，又要处理好螺旋管圈重量负载的均匀传递，还要解决穿墙管处的密封问题。螺旋管向垂直管的过渡是依靠特殊铸造的单弯头、双弯头以及中间混合集箱及其引入、引出管来实现。下图展示了水冷壁过渡区的结构布置。,螺旋管圈和垂直管屏过渡区结构布置图,(2)水冷壁的材料 目前国内己订货的超超临界锅炉，水冷壁的材料选用15CrMoG、SA-213T2、T12,最高的用到 SA-213T22。压力再提高,上水冷壁的材料有可能选用 T23、T24、HCM1205 过热器和再热器材质 超超临界机组(25MPa 及以上、600/600)过热

45、器、再热器所用的耐热钢材料比超临界机组要提高一个等级,目前国外应用比较多的新钢种有TP347HFG、Super304H、HR3C、T/P92、T/P122、E911。,目前国产 100OMW 超超临界锅炉过热器、再热器采用的材料:低温过热器:15CrMoG、12CrlMoVG、SA-213T91、SA-213T91、SA-213TP347H分隔屏过热器:SA-213T23、SA-213T91、Super 304H、Super 304H SB(喷丸)、HR3C后屏过热器:Super304H、Super 304H SB(喷丸、HR3C。末级过热器:Super304H、Super 304H SB(喷

46、丸)、HR3C。低温再热器:2OG、SA210C、15CrMoG、12CrlMoVG、SA-213T22、SA-213T23、SA-213T91、SA-213TP347H末级再热器:SA-213TP347H、Super304H、Super 304H SB(喷丸。,国产 1000MW 超超临界锅炉过热器、再热器的用材与国外的差别是:(1)国产锅炉在末级过热器、再热器上大量使用 HR3C 钢,达 150-220 吨,而国外只用于局部。(2)国外的末级过热器、再热器基本使用 Super 304H 和细晶粒化的 TP347EEG,并建议对管材进行喷丸处理。而我国用的是非细晶粒化的 SA-213TP34

47、7H 钢,只有部分厂家对 Super 304H 管材进行喷丸处理。每台锅炉 SA-213TP347H、Super 304H 的总重量大部分厂家为 550-580 吨,个别厂家高达 980 吨。,6 低 NOx 燃烧技术 在世界范围内所有低 NOx 燃烧器,大多数已经成功运行。根据煤质的不同,低 NOx 燃烧器可以减少多达 4070%的 NOx 排放量,挥发份含量越高的煤,NOx 减少的就越多。哈锅厂燃烧器采用三菱公司(MHI)的低 NOx PM 燃烧器,该燃烧器利用燃烧器 入口弯头的离心分离作用将煤粉气流分成上下浓淡两股,分别进入炉膛。将较大比例的分离燃尽风布置在炉膛上部,构成 MACT 燃烧

48、系统,进一步实现分级配风,降低 NOx 的生成。上锅厂采用 ALSTOM 低 NOx 切向燃烧系统(LNTFSTM)设计和炉膛布置匹配,来满足降低 NOx 的要求。,东锅厂燃烧器采用 BHK 研制的低 NOx 排放 HT-NR3 燃烧器,该燃烧器带有煤粉浓缩器和稳燃环,并采用火焰内还原技术,降低 NOx 的生成。OFA 采用优化的双气流结 构,中央部位是直流,外圈是旋流。北京巴威公司燃烧器采用美国 BW 公司 DRB-4Z 双调风旋流燃烧器,该燃烧器采用分级送风,按照着火、稳燃和燃尽的要求分段燃烧,抑制 NOx 的生成,降低 NOx 排放。分离燃尽风(SOFA）距上排燃烧器中心线为 3.361

49、m。OFA 的结构为双气流结构,中央部位是直流,外圈是旋流。对于 1000MW 锅炉,不论是切圆燃烧,还是前后墙对冲燃烧,采取以上措施可使 氮氧化物排放量大幅度降低：烟煤 350mg/Nm3,贫煤 550mg/Nm3,无烟煤 700mg/Nm3。特别是对于烟煤锅炉,NOx 排放有可能达到 300 mg/Nm3 左右。,7 超临界锅炉的几种典型的启动系统(l)带循环泵,品质合格的清洗水和多余工质全部排汽机冷凝器的系统。其优点是能将启动期间工质和热量的损失减少到最低程度。但汽机冷凝器的设计在容量上要做特殊考虑。(2)带循环泵,启动期所有的水冷壁系统清洗水、汽水膨胀的水量以及启动期间各阶段多余的蒸汽

50、全部排入大气式扩容器,属于工质只能局部回收的启动系统。(3)不带再循环泵、启动期间分离器疏水排往除氧器和扩容器的启动系统。其特点是启动系统初期投资较少,既无再循环泵也无启动热交换器,但不适用频繁调峰、经常以极低负荷运行或频繁启停的机组。目前国内厂家都选用带循环泵的启动系统,一、直流锅炉启动过程的主要问题1.直流锅炉无储存汽水的厚壁部件，启动一开始就必须不间断地向锅炉送进给水。如果启动流量按30额定流量计算，一台容量为3102t/h的1000MW锅炉启动初期就需要约900t/h左右的启动流量。这样多的给水流量既要经过水质的化学处理，又要在锅炉内吸收燃料燃烧放出的热量，如果不利用，既会造成自然水资