毕业设计（论文）-600MW超临界锅炉四管泄露运行检修问题分析.doc

分类号安徽电气工程学院毕 业 设 计（论 文） 题目 600MW超临界锅炉四管泄露运行检修问题分析 系部动力工程系 专业火电厂集控运行 姓名 班级 12集控 指导教师 职称 教授 论文报告提交日期 2015年5月 安徽电气工程学院摘要随着电力形势的发展，超临界发电机组以其经济性、可靠性、运行灵活性，成为我国电力生产技术的发展趋势。论文回顾超临界机组发展历史，分析其发展的现实意义、经济效益和环境效益，指出我国发展超临界机组需解决的关键问题，分析我国超临界发电技术的发展前景，介绍我国超临界机组的发展现况及分布情况。就超临界锅炉在国内的相继投产后运行中暴露出来的四管泄漏问题进行深入的分析，对国内超临界机组自投产以来四管泄漏事例现象原因进行了介绍，从设计安装、检修、运行等方面提出了解决问题的方法及主要检修策略。关键词：超临界锅炉；运行问题；四管泄露；检修目录第一章：超临界锅炉技术概述及发展状况分析第一节 超临界机组技术分析及我国发展超临界机组需解决的关键技术第二节 我国超临界锅炉发展概况及发展前景第三节 600MW超临界锅炉与亚临界机组比较第4节 我国超临界机组分布状况第二章 我国超临界锅炉运行中存在的主要问题第一节 机组运行主要问题概述第二节 机组运行问题统计表第三章 超临界锅炉四管泄露问题概述 第一节 四管泄露问题产生的主要原因 第二节 四管泄露问题检修及预防的主要措施第三节 四管泄露问题案例分析结束语参考文献附表 第一章 超临界锅炉技术概述及发展状况分析我国是以煤炭作为发电主要燃料。燃煤电站的突出问题是：机组效率低，供电煤耗高。高效超临界技术基本思想：提高发电效率，减少燃料消耗，降低比电价并减少有害物质的排放。 根据相关资料，我国已探明的煤炭储量约为一万亿吨，人均拥有煤储量在世界上属中等水平。但可采量及开采能力受一定条件的限制，我国的煤炭供需矛盾仍很突出，并将随火电的发展而进一步扩大。此外，煤炭产地与高用电负荷地区相分隔，导致煤炭的运输一直是制约电力工业发展的重要因素。因此在建设中加速采用国际上先进的超临界机组，对节约能源、减少污染无疑具有非常重要的意义。第一节 超临界机组技术分析及我国发展超临界机组需解决的关键技术一、超临界机组技术分析工程热力学将水的临界状态点参数定义为:压力22.115 MPa,温度374.15 。当水的状态参数达到临界点时，在饱和水与饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的两相区存在。与较低参数的状态不同，这时水的传热和流动特性等会存在显著的变化。当蒸汽参数值大于上述临界状态点的压力和温度值时，则称其为超临界参数。对于火力发电机组，当机组做功介质蒸汽的工作压力大于水的临界状态点压力时，称之为超临界机组。超临界机组一般可分为两个层次:一个是常规超临界机组(Conventional Supercritical)，其主蒸汽压力一般为24.2MPa，主蒸汽和再热蒸汽温度为540560 ;另一个是高效超临界机组(High Efficiency Supercritical Cycle)，通常也称为超超临界机组(Ultra Supercritical)或者高参数超临界机组(Advanced Supercritical)，其主蒸汽压力为28.530.5MPa，主蒸汽和再热蒸汽温度为580600 。新一代超临界锅炉的技术进步主要表现在:水冷壁、启动系统、燃烧技术、低污染排放、金属材料、消除热偏差等方面。下面主要针对国内目前采用的几种超临界锅炉技术进行分析。1 水冷壁水冷壁无一例外地采用膜式壁结构。除了俄罗斯进口的几台机组，目前引进的超临界机组锅炉为了实现变压运行，在炉膛下辐射区全部采用了螺旋管圈水冷壁结构，在炉膛上辐射区的低热强度区域全部采用垂直管屏结构。但在具体结构上还是有较大的变化。表1列出了不同的螺旋管圈水冷壁结构和工作参数。表1 螺旋管圈水冷壁结构供货单位管径/mm节距/mm螺旋管数/螺旋倾角/盘旋圈数质量流速/kg(m2s)-1材料管型北京巴威有限公司35 X 65059823.5812412723.615CrMoGSA-213 T12内螺纹光管三井巴布科克有限公司38 X 6.3551.149212 150SA-213 T12内螺纹光管上海锅炉厂有限公司38.1X6.355432613.951.613 0851 047SA-213 T12光管1.1 螺旋管圈水冷壁采用内螺纹管新一代超临界锅炉技术的重要变化是螺旋管圈水冷壁采用内螺纹管和增大螺旋管圈倾角且增加管屏宽度。在高热流密度区域采用内螺纹管，可以降低水冷壁安全运行所需的最低质量流速。从压降损失来看，由于内螺纹管增加的阻力被降低质量流速所抵消，水冷壁的压降损失仍然维持在1.83MPa左右。从防止传热恶化来看，采用内螺纹管可以避免锅炉在亚临界压力运行下的膜态沸腾，推迟或避免超临界压力下类膜态沸腾的发生。除灰斗区域以外，所有螺旋管圈水冷壁区域内都使用内螺纹管。增大螺旋管圈倾角，有利于避免汽水流速较低时的汽水分层问题。降低质量流速，就要增加管屏宽度，两者对减轻热偏差都不利。但在高热强度区域采用耐温能力较高的合金管15CrMoG，同时采用热偏差较小的旋流式燃烧器对冲布置方式以及用内螺纹管的多项措施并举，以保证安全裕度。不使用内螺纹管时，水冷壁的质量流速必须提高，以避免发生膜态沸腾和类膜态沸腾。因此应使并列工作的管子根数减少，管屏宽度减小，螺旋角度相应降低，盘旋圈数略有增加。1.2 垂直管屏内螺纹管水冷壁垂直管屏内螺纹管水冷壁变压运行技术已经成熟，日本已经有采用这种技术的1 000 MW超临界锅炉投入运行，国内浙江玉环电厂1 000MW超临界锅炉采用这一技术。垂直管屏的优势是结构简单，易于制造和悬吊，安装现场的焊接工作量小;运行中灰渣容易脱落，积灰结渣减少;水冷壁吸热变化时，管内流量变化较小;垂直管屏内螺纹管水冷壁技术可以降低质量流速，新一代超临界锅炉水冷壁的质量流速已经降低到2 150 kg/(s)，国内亚临界锅炉的运行证明这种水冷壁在质量流速为1000 kg/(s)就足以避免在亚临界压力运行下的膜态沸腾。可见，也可推迟或避免超临界压力下类膜态沸腾发生的问题。内螺纹管的批量生产已经国产化，完全有条件实现这种技术。2 启动系统启动系统主要采用带大气式扩容器或带循环泵的2种形式。2.1 带大气式扩容器的启动系统这种形式的启动系统比较简单(图1)，设备投资较低，运行操作和控制也比较简易，但低负荷调节性能较差。由于水冷壁的流量比较低，为了保证水冷壁在低负荷运行时的安全性，防止水冷壁发生传热恶化的最低质量流速要求值较高，因而高负荷时质量流速过高。国内石洞口电厂超临界锅炉采用带扩容器的启动系统，水冷壁为光管，最低质量流速设计值为980 kg/ (s) , MCR时达到2800 kg/ (s)，水冷壁阻力达到1.84Mpa。加热器过热器水冷壁省煤器水位控制阀给水泵除氧器扩容器去凝汽器排水阀图1 带扩容器的启动系统2.2 带循环泵的启动系统这种形式的启动系统略微复杂(图2)，主要是增加了设备投资，但低负荷时的运行调节灵活性增强。因为在低负荷时水冷壁中有循环流量通过，因此易于保持低负荷时有足够的流量并达到水冷壁冷却要求的质量流速，高负荷时的质量流速就不至于过高。例如，表1中带循环泵的启动系统的锅炉水冷壁最低质量流速为723 kg/(s)，最大质量流速为2150 kg/(s)2412 kg/(s)。图2 带循环泵的启动系统给水泵高压加热器循环泵省煤器炉膛顶棚管力式分离器至二级喷水减温器至对流烟道包墙至冷凝器当然最大的质量流速降低不只与启动系统有关，同时也和采用内螺纹管、螺旋管倾角增大和采用多种减小热偏差的措施有关。但起决定作用的还是采用带有循环泵启动系统和内螺纹管。3 燃烧技术及低污染排放新一代超临界锅炉对燃烧技术提出了更高的要求，主要体现在所要求的燃烧设备既能满足低负荷下不投油稳定燃烧(当燃用烟煤、30%负荷)的要求，又要求降低NO*的生成量，同时还要求降低燃烧器区域水冷壁的局部热强度。本文简要叙述主要的技术方向。即燃烧配风一般采用多级布风方式(燃烧器本身三级、燃烧器上部两级配风)，火焰燃烧经过过量空气系数1的燃尽区实现完全燃烧。而新技术的主要特点是实现在火焰内脱氮和炉内脱氮。同时采用小功率旋流式燃烧器对冲布置或浓淡浓新型直流式燃烧器四角布置，在大型锅炉上还采用单炉膛双切圆的辐射和对流互补热偏差的综合性技术。4 金属材料超临界机组的主要技术特征是随着蒸汽参数的大幅度提高，锅炉、汽轮机、蒸汽管道、高压加热器等需要采用新材料，以提高耐高温、抗蠕变能力和承受超临界压力的强度，并减小壁厚，提高机组对快速负荷变化的适应能力。蒸汽参数越高，也需要采用高性能的金属材料，造价也高。5 消除热偏差技术5.1 采用小功率旋流式燃烧器对冲燃烧方式引进技术国产化600 MW 超临界锅炉采用对冲燃烧方式。国内运行实践表明，其独特优点是可以减小烟气侧的热偏差。热偏差为1.021.04。同时，为了进一步消除蒸汽侧和烟气侧的热偏差，还采取以下措施:(1)采用小容量的旋流式燃烧器，沿炉膛宽度均匀、对称布置，再通过燃烧调整实现单只燃烧器的风粉均匀分配，使炉膛出口烟气流量和温度偏差都较小;(2)各级过热器以及各级再热器之间集箱间的连接采用大口径管道左右交叉;(3)保持各受热面管排相同的横向节距;(4)合理选择各集箱内径，在进口集箱设计节流孔;(5)屏式过热器管间长度一致，使受热偏差、结构偏差和流量偏差减小。5.2 对流与辐射互补抵消热偏差的双切圆燃烧方式(见图3)单炉膛无双面水冷壁对流热曲线辐射热曲线辐射+对流热偏差对流热曲线辐射热曲线辐射+对流热偏差图 3 对流与辐射互补的双切圆燃烧方式 2个相对独立的反向切圆燃烧方式，将对流热偏差与整体单一火焰辐射系统的辐射热偏差相互补偿或抵消，使热偏差尽可能减小。新一代超临界机组锅炉技术发生了重要变化，主要表现在锅炉水冷壁、燃烧技术、启动系统、金属材料等，其中水冷壁技术和燃烧技术处于优先水平。采用引进技术国产化超临界机组，可以弥补国内超临界机组技术单纯依靠进口设备造成的价格过高，又及时引人新技术以缩短国内超临界技术与世界先进技术的差距。在实现国产化后，还需要研究适合中国煤质多变的燃烧技术和系统优化设计以及运行调节技术。二我国发展超临界机组需解决的关键技术对照国外超临界技术发展的经验，结合我国目前的实际情况，可列出我国发展超临界机组需解决的关键技术如下:(1)超临界机组系列选型及系统配置的研究:包括超临界机组锅炉、汽轮机、发电机、主要辅机等系列选型，超临界机组热力系统优化设计，超临界机组汽机旁路系统选型;(2)大型超临界锅炉关键技术研究:包括超临界锅炉炉型及燃烧系统配置方式，关键受压部件结构优化设计和寿命管理;(3)大型超临界汽轮机关键技术研究:包括超临界机组转子动力特性，固体颗粒冲蚀特性和防护措施，末级长叶片振动应力和疲劳寿命，高温高压部件温度场、应力场和蠕变疲劳寿命;(4)大型超临界单轴900 MW(百万千瓦级)机组汽轮发电机关键技术研究:包括发电机转子装配结构件应力水平、配合要求及材料选择，发电机转子通风选择，励磁方式，轴系、振动及汽轮机、发电机联接的分析，定、转子绝缘结构;(5)超临界机组材料的国产化研究:包括超临界汽轮机高温材料和锻件材料，超临界锅炉过热器、再热器材料，国产P91钢管性能试验及管件开发;(6)超临界机组自动控制关键技术研究:包括超临界机组仪表和自动控制系统，超临界机组关键仪表;(7)超临界机组主要辅机设备研制:包括超临界机组锅炉给水泵组，超临界机组锅炉再循环水泵，超临界机组高压阀门国产化;(8)超临界机组运行技术研究:包括超临界机组合理运行方式，超临界机组动态特性，超临界机组安全经济在线监测诊断技术，超临界汽轮机末级长叶片变负荷时的流场和动应力及调峰性能，超临界机组汽水品质控制和停机保养技术。第二节 我国超临界锅炉发展现状及发展前景一、我国超临界机组发展现状到目前为止，我国发电量的75%是由小于300 MW的机组提供的，其电厂效率在27%29%，远低于发达国家的35%40%。我国自20世纪80年代开始陆续引进并投运了一批超临界机组，如已投运的华能石洞口二厂2 x 600 MW、华能南京热电厂2 x 300 MW、华能营口电厂2 x 300 MW,绥中电厂2 x 800MW、外高桥电厂二期2 x 900 MW等发电厂。经过一段时间的运行之后，我国已积累了常规超临界机组较好的运行经验。根据我国1994年可靠性管理中心报告资料，我国当时6台600 MW机组中，石洞口二厂I2机组的等效可用率分别为89.7%和79.15%，强迫停机率为2.20%和0.84%，为国内600 MW机组的第一、第二名。我国已引进或在建的超临界电厂主要参数统计见表2。表2 我国已引进的超临界电厂主要参数统计电厂名制造厂台数功率/MW参数/(MPa/9C/)石洞口二厂ABB /CE-SUI.ZER260024. 2/538/566盘山电厂前苏联250023. 54/540/540华能南京热电厂前苏联232023.54/540/540营口电厂前苏联230025.0/545/545伊敏电厂前苏联250025.0/545/545绥中电厂前苏联280025.0/545/545漳州厚石电厂三菱260024. 6/538/566外高桥电厂二期西门子/阿尔斯通290024.2/538/5662004年11月23日，华能沁北电厂I号机组顺利通过168 h试运行，并正式投人商业运行，标志着我国在引进国外先进技术基础上设计制造的国产首台600 MW超临界机组正式成功投运。该项目填补了600 MW超临界机组国产化空白，使我国在600 MW超临界发电机组这一重大技术装备国产化方面实现了“零”的突破。其中，DG1900/25. 4-II型锅炉为东方电气集团所属核心企业之一 东方锅炉(集团)股份有限公司与日本巴布科克-日立公司及东方日立锅炉有限公司合作设计、联合制造的600 MW超临界本生直流锅炉。168 h试运期间，锅炉主要运行参数与设计值基本一致并保持稳定。二 我国超临界机组发展前景预测经过技术的成熟和发展，目前超临界参数火力发电机组在可靠性和调峰灵活性等方面都可以得到保证，发电效率可达43%47%，最高可到49%，这对煤炭资源的节约、发电机组的经济性以及环境改善，都显示了相当的优越性。国际上超临界机组的发展已经历了40余年，无论从理论上还是从实际应用来讲，都有了相当的基础，有较为成熟的设计、制造、建设和运行经验。为了紧跟世界上较为先进的净效率在45%47%的超临界机组，我国将在超临界和超超临界机组的研究、设计和制造能力的形成和提高上加大投人，引进国外成熟先进技术，发挥国内生产制造能力，以降低电厂造价，并通过引进技术的消化、吸收，缩小我国与先进国家的差距。优化火电结构是个战略性的大问题，它与技术环境、经济环境和体制、机制间有着相互的作用和反作用关系，不同的发展道路就会铸造出不同的发展结果，直接影响今后一个相当长时期内我国电网中火电主力机组的构成。超临界技术在优化火电结构方面有着特殊的作用，可以断言，采用超(超)临界参数和机组容量的大型化将是新世纪我国火力发电厂的主要发展方向。此外，超(超)临界技术与循环流化床(CFB)燃烧技术的结合，也将同时成为这一主要发展方向的一支重要力量。三结论超(超)临界发电技术在电厂净效率方面的特殊优势，决定了它必将成为以燃煤发电为主的中国能源工业的首选技术。新世纪中，超(超)临界发电技术的普遍采用，必将为我国经济发展和环境保护带来巨大的收益，成为我国经济、社会和环境持续、健康、协调发展的重要保障之一。这是一项极其重要的工业发展政策，必须及时加以确立，长期加以坚持。第三节 600MW超临界锅炉与亚临界机组比较随着国民经济和电力负荷的迅速增长, 电网容量将随之增长, 必须采用大容量、高参数机组。在“八五”期间以亚临界的300600 MW机组为主, 从“九五”开始逐步过渡为600 MW机组为主, 并要发展1000 MW机组。电网中这些主力机组集中了当前世界上发电设备的许多先进技术, 代表着我国电力工业技术发展的趋势。本文着重对600 MW级超临界与亚临界参数锅炉作技术比较, 主要以石洞口二厂两台超临界参数机组、平圩电厂和北仑电厂的两台亚临界参数机组为讨论对象。1 蒸汽参数与炉型水的临界压力为22.115MPa , 临界温度为347. 12 。在临界点上, 水与汽的参数完全相同, 两者的差别消失, 汽化潜热趋向于零, 即汽化在一瞬间完成。锅炉的型式主要取决于蒸汽参数和容量, 有自然循环炉、控制循环炉、直流炉及复合循环直流炉4 种。直流炉适合于超临界及亚临界参数, 自然循环及控制循环炉只适宜于亚临界及亚临界以下压力参数。如采用亚临界参数, 则直流炉、自然循环和控制循环汽包炉都是可选用的方案。如元宝山电厂600 MW亚临界参数锅炉采用的是本生型强制循环直流炉; 北仑电厂1 号炉和平圩电厂两台600MW锅炉采用控制循环汽包炉; 北仑电厂2 号炉采用自然循环方式。采用超临界参数时均采用强制循环直流锅炉。目前国际上超临界参数锅炉的过热蒸汽(汽机进口) 压力一般采用24.2、25.3 和26.4MPa 3个级别; 过热和再热蒸汽温度通常设计为538 , 也有采用566 的; 大多采用一次再热, 采用两次再热的只占超临界机组中的15 % , 因两次再热虽能改善经济性, 但管路复杂, 耗用钢材也多。石洞口二厂两台600 MW超界参数锅炉采用的是超临界螺旋管圈直流锅炉, 过热蒸汽(锅炉出口) 压力为25.4MPa , 温度为541 , 中间再热级数为一次,再热蒸汽温度为569 。2 技术经济分析2.1 可靠性美国和前苏联在发展超临界机组的初期, 由于缺乏经验, 设计和运行都存在问题, 机组可靠性低。经过几十年不断完善发展, 现在的技术早已成熟。美国发电可用率数据系统1980 年的分析报告中, 公布了71 台超临界机组和27 台亚临界机组的运行统计数据, 两类机组的平均运行可用率、等效可用率和强迫停运率已经没有差别。据美国EPRI 的统计, 容量为600835 MW具有两次中间再热的超临界机组整机可用率已达90 %。日本的超临界机组可用率在90 %以上, 事故率在1 %以下。德国超临界机组的运行情况也表明, 机组的可靠性同参数之间没有什么必然的联系。石洞口二厂两台600 MW超临界机组投运第2年可用系数分别达到90.8 %和93.97 %。目前运行的超临界机组的运行可靠性已经不低于亚临界机组的数值, 有的甚至还要更高一些。2.2 经济性超临界机组虽然没有汽包耗钢量减少, 但过热器、再热器采用高级合金钢, 阀门价格也提高, 故总成本增加。据石洞口二厂分析, 机炉主设备比亚临界高6 %7 %(设备费占电厂投资1/3) , 工程建设费用仅增加2 %3 %左右。根据技术经济比较, 对于300600 MW机组, 低价煤地区仍以亚临界压力(17 MPa 、540/ 540 ) 较为适宜。但超临界压力机组热效率一般要高于亚临界压力机组, 从亚临界提高到超临界, 机组整体循环效率可提高3 % 4 % , 供电煤耗从331 g/( kWh) 降到300302 g/ ( kWh) 。因此对于采用变压运行的机组, 以及电厂建在煤价较贵的地区时采用超临界参数可获得更好的经济效益。石洞口二厂两台600 MW超临界机组两台机组1996 年平均供电煤耗为311 g/ (kWh) , 供电效率为39. 5 % , 热经济性指标明显优于同容量亚临界机组。该厂超临界机组与平圩电厂、北仑电厂同容量亚临界机组的有关运行数据见表3。表3 6台机组近年的供电煤耗等有关数据表年份项目石二#1石二#2平圩#1平圩#2北仑#1北仑#2 1995等效可用系数/ %82. 7495. 5681. 9379. 4888. 2263. 11发电量/ 105 (MWh)33. 8736. 1333. 31929. 18939. 9625发电煤耗/ g(kWh) -1301301336337308314供电煤耗/ g(kWh) -13143143543553243281996等效可用系数/ %90. 3883. 4782. 8276. 2085. 567. 98发电量/ 105 (MWh)36. 8033. 3733. 82029. 6583829. 8发电煤耗/ g (kWh) - 1299299333336308313供电煤耗/ g (kWh) - 13113113513543223242.3 运行灵活性现代超临界机组采用变压运行方式, 能满足快速变动负荷和低负荷运行的要求。在高负荷时保持额定的主蒸汽压力, 在低负荷时保持最低的许可供汽压力, 负荷调节采用改变汽轮机调节阀开度的方式; 在中间负荷范围, 采用变压运行,用改变锅炉主蒸汽压力的方式调节负荷。例如石洞口二厂的600 MW机组, 在85 %负荷以上, 采用定压运行, 保持汽轮机进口汽压为24.2MPa ;在85 %37 %负荷, 采用变压运行, 蒸汽压力随负荷降低而降低, 汽轮机进口汽压由24.2MPa 降低到9.6MPa ; 在37 %负荷以下, 再采用定压运行, 保持汽轮机的进口汽压为9.6MPa 。3 锅炉本体与主要系统的特点超临界机组与亚临界机组在燃烧系统、过热器和再热器系统的差异不是太大, 这里主要分析差别比较大的水冷系统、锅炉启动系统与汽机旁路系统。3.1 水冷系统北仑电厂1 号炉和平圩电厂锅炉都是CE 型亚临界控制循环锅炉。在其下降管回路中均设循环泵, 以提供足够的压头来保证在任何运行工况下能进行充分的强迫循环。每炉有3 台循环水泵,每泵能满足60 %的额定负荷。考虑到亚临界参数下汽包壁厚增加, 起停过程中上下壁温差值较大因而限制起停速度, 汽包壁采取上下不等壁厚结构, 并采用环形夹层, 使汽包内壁温接近于汽水混合物温度, 使上下壁温差均匀而且减小, 可快速起停。锅炉汽包的工作水位比一般自然循环锅炉低, 可运行范围达300 mm, 这是因为有循环水泵来产生循环动力, 水位已不是产生循环动力的重要因素, 而且给水直接引入下降管入口处, 欠焓较大, 水位低时该处亦不易产生汽化。超临界直流炉的水冷壁主要采用螺旋式水冷壁管型和一次垂直上升管屏式。早期的超临界直流锅炉大多采用B &W公司的UP 型直流炉、CE公司的复合循环型直流炉和F &W公司的F &W型直流炉。70 年代中期开发螺旋管圈直流炉, 由于能满足变压运行和快速变负荷要求, 因此发展较快。石洞口二厂的两台超临界机组均采用螺旋式水冷壁。水冷壁采用光管焊成膜式壁从冷灰斗盘旋上升, 到炉膛出口折焰角中间集箱, 然后有集箱引入上部垂直上升水冷壁, 另一部分引入折焰角, 然后全部进入置于前墙的汽水分离器。螺旋式水冷壁的所有管子沿炉膛四周盘旋上升, 均匀地分布在炉膛四周, 在任一高度所有管子的受热几乎相同, 故比较适用于变压运行。直流锅炉水冷壁的设计往往难以兼顾炉膛周界尺寸与必需具有足够的质量流速的矛盾。而螺旋管圈水冷壁只要增减螺旋上升角度, 就可以改变管数, 在保证足够的质量流速的同时, 其管径和管数可不受炉膛周界尺寸的限制, 在管径选用上有一定的灵活性。圈数太少会丧失螺旋管圈减少吸热量偏差方面的优点, 而太多会增加水的流通阻力, 一般推荐圈数为1.52.5 圈, 石洞口二厂锅炉的圈数为1.74 圈。3.2 锅炉启动系统平圩电厂锅炉过热器设有一根5 %额定负荷容量的启动小旁路管, 将汽包饱和蒸汽经减压后排至凝汽器。此小旁路在启动过程中全开, 直到汽机并网后才关闭。该旁路可提高过热器出口温度并限制蒸汽压力的上升速度, 使蒸汽参数可较快地达到汽机冲转要求。根据美国经验, 采用5%小旁路系统, 可使锅炉热态启动从点火到汽机冲转并网仅40 min 即可完成。超临界直流锅炉启动时要求保证从启动到MCR 全过程的安全性, 防止亚临界参数下的膜态沸腾和超临界参数下的管壁超温以及沿宽度方向上的温度偏差。根据要有一定的启动流量和启动压力。一开始升压就必须不间断地向锅炉进水,维持足够的工质流速和压力使受热面得以冷却。但考虑到启动热损失和分离器容量, 原则上在可靠冷却前提下质量流量尽量选得小些, 通常为25 %35 %MCR。超临界锅炉内的炉水被加热到相应压力下的临界温度时全部汽化, 不再存在汽、水两相区。由水变成蒸汽经历两个阶段, 即加热阶段和过热阶段。水冷壁自启动至37 %MCR 负荷时, 运行方式与汽包锅炉相似, 汽水分离器充当汽包的作用, 分离出的水排入疏水扩容器实现工质回收。当负荷到37 %MCR 时, 汽水分离器由湿态切换到干态。37 %MCR 到85 %MCR 时, 锅炉作变压直流运行, 这时内置式汽水分离充当集汽箱的作用。汽水分离器是直流锅炉启动系统中的一个重要部分, 有内置式和外置式之分。石洞口电厂锅炉采用内置式汽水分离器。启动时汽水分离器能起固定蒸发终点的作用, 启动完毕后不从系统中切除, 而是串联在汽水流程内。当分离器切换到干态运行后, 自动控制由水位控制改变为工质温度控制, 工作参数(压力和温度) 要求比较高, 但因不需切除, 控制阀门可以简化。3.3 汽机旁路系统中间再热单元机组要设置旁路系统, 以便在机组启停和汽机故障时协调匹配机炉的工况, 实现工质的回收。石洞口二厂锅炉设有100 %容量的高压旁路和65 %容量的低压旁路, 两级旁路串联, 这是欧洲国家采用的典型系统。汽机冲转后带上少量负荷时, 随着汽机进汽量的增加, 高压旁路阀逐渐关小。当汽机主调门开度达到90 %时, 高压旁路阀门全关, 当锅炉蒸汽压力超过预定的安全值时,可通过特殊的控制回路将旁路阀快速打开, 起到锅炉安全阀的作用, 故锅炉过热器不另设安全阀。用高压旁路来代替安全阀, 可减弱噪音, 并使蒸汽通过减压减温装置进入凝汽器, 实现工质回收。低压旁路将再热器出口蒸汽绕过汽机中低压缸而直接排入凝汽器。由于该旁路只具备65 %容量, 不能作为安全阀, 故再热器前后均另设安全阀。在汽机甩部分或全部负荷时, 低压旁路调节阀会接受-脉冲信号, 以增加其开度而快速排出因汽机中压缸进汽减少而多余的蒸汽。平圩电厂和北仑电厂亚临界机组也设有高压和低压旁路系统, 其作用与石洞口二厂超临界机组的旁路系统相仿, 但容量较小。平圩电厂的高低压旁路的容量都为30 %额定负荷, 北仑电厂高低压旁路的容量分别为50 %和60 %额定负荷。4结束语经过40 多年的不断完善和发展, 超临界机组的发展已进入成熟和实用阶段, 运行可靠性和热经济性指标不低于亚临界机组, 运行灵活性也大为提高。为进一步降低能耗, 减少CO2 排放, 改善环境, 在材料技术发展的前提下, 超临界机组正朝更高参数的超超临界技术方向迅速发展。第四节 我国超临界机组分布状况经过技术的成熟和发展，目前超临界参数火力发电机组在可靠性和调峰灵活性等方面都可以得到保证，这对煤炭资源的节约、发电机组的经济性以及环境改善，都显示了相当的优越性。我国在超临界和超超临界机组的研究、设计和制造能力的形成和提高上加大投人，发挥国内生产制造能力，新建了一大批超临界机组。我们小组通过各方面调研，对全国的超临界机组进行统计列表，详情见附表1。由于资源、经济、交通等各方面因素影响，我国各省超临界机组建设状况并不均衡，在资源丰富、经济发达、交通便利的地方，机组建设较多，图4是根据调研资料经过统计的全国各省市机组分布情况。图4 我国各省市超临界机组分成情况 第二章 我国超临界锅炉运行中存在的主要问题第一节 机组运行主要问题概述 我国从2004年国产超临界机组投运以来，运行状况总体较好，但也出现了一些问题，我们通过对多家电厂的调研，总结出了几种常见事故，详情见图5。图5国产超临界锅炉常见事故统计哈尔滨锅炉厂、上海锅炉厂、东方锅炉厂是国内最大的三家锅炉生产厂家，代表国内锅炉发展的最高水平，我们通过对所调查的几十家电厂锅炉发生事故次数的比较，统计了三家电厂锅炉事故率，对三家锅炉厂做了简单的比较，见图6，由于三家锅炉产量及所调研资料的不足，此表有一定的缺憾，仅供参考。图6 国内超临界锅炉生产厂家锅炉比较表第三章 超临界锅炉四管泄露问题概述水的临界压力为22.115MPa,临界温度为347.15 .在临界点上，水与汽的参数完全相同，两者的差别消失。超临界锅炉工作在超临界压力范围内，水冷壁与过热器的功能类似，水冷壁热偏差导致流量偏差扩大、偏差管内工质热物理特性剧烈变化，进而产生流量偏差和传热特性恶化，致使水冷壁壁温偏差增大。同时超临界机组再热器、过热器材质品种繁多，基建施工中错用钢材和焊接工艺问题导致的锅炉故障问题比较突出，其危害比亚临界自然循环锅炉的程度严重得多。针对超临界锅炉机组四管泄漏问题进行技术攻关和不断探索，在设计施工、检修、运行等方面进行了有益的尝试和改进部分问题得到有效解决。对提高超临界锅炉的设计水平、设备可用率及安全运行具有重要价值。统计资料表明, 机组因锅炉问题造成非计划停运占机组非计划停运的60% 80% , 而锅炉“四管”(水冷壁管、过热器管、再热器管、省煤器管) 泄漏引起的非计划停运时间占机组因锅炉问题非计划停运时间的70% 以上, 少发电量占全部事故少发电量的50% 以上, 是影响电厂安全经济运行的主要因素。因此, 如何有效预防锅炉爆管, 是一个很有意义的课题。第一节 四管泄露问题产生的主要原因1长期、短期超温爆管泄漏锅炉受热面管壁造成长时超温过热的原因主要有两种：一是管子内进入异物使管子堵塞，或是焊接时的焊瘤等易造成管子堵塞；二是氧化物太多。第一种情况管子内进入异物主要是基建安装时造成,短时间内就发生爆管。如某超临界锅炉级屏在168h试运期间曾发生5次爆管，其材质为12Cr18Ni12Ti规格为32 mm6 mm.破口宏观特征为：爆破口较大，呈尖锐喇叭形，管壁减薄较多，胀粗明显，破口边缘薄而锋利。爆管原因为：安装时酸洗不合格，管子里有异物堵塞。第二种情况氧化物脱落造成爆管的过程为：大型电站锅炉的高温过热器和再热器多为立式布置，每级过热器和再热器由数百根竖立的U形管并列组成。机组在停机和启动时，以及负荷、温度和压力变化较大时，锅炉受热面上达到剥离条件的氧化皮开始逐渐剥离下来，堆积在锅炉过热器蛇行管受热面底部。剥离下来的氧化皮垢层，一部分被高速流动的蒸汽带出过热器，另有一些会落到U形管底部弯头处。当某一根管子开始有了一些脱落物堆积后，由于流动阻力增加，它的管壁温度就会比周围的管子高，由于底部弯头处氧化皮剥离物的不断堆积，使得管内通流截面减小，造成流动阻力增加，导致管内的蒸汽流通量减少，使管壁金属温度升高。当堆积物数量较多时，造成管壁超温引起爆管。爆破口特征为：爆破口外壁颜色较深，表面有多道蠕变纵向裂纹，爆破口处无明显胀粗，边缘减薄不明显。2材质不良导致发生爆管超临界锅炉机组材质规格繁多，如某电厂锅炉一级屏式过热器材质为12CrlMoV，二级屏式过热器、三级屏式过热器材质为12Cr18Ni12Ti,二级对流过热器、二级对流再热器材质为12Cr18Ni12Ti，水冷壁材质为12CrlMoV,一级对流再热器材质为12CrlMoV,一级对流过热器材质为12CrlMoV,省煤器材质为CT20,如基建安装时由于检验把关不严导致材质错用，则很容易发生爆管问题，爆管宏观特征为爆破口异常剧烈，破口呈大喇叭状，边缘粗钝，为典型脆性断裂。3管材磨损引起锅炉泄漏原因(1)易磨损部位受热面防磨瓦脱落!烟气磨损使管子泄漏；(2)锅炉蒸汽吹灰器设计安装位置角度不合理，蒸汽长时间工作直吹受热面管某一固定部位导致泄漏。4因设计、安装原因引起锅炉泄漏某电厂超临界锅炉在投产初期启停过程中!出现过几次下辐射区水冷壁前后墙和侧墙连接处水冷壁撕裂现象。分析引起水冷壁撕裂的原因为：该电厂锅炉属于典型的“一炉两锅”，两个流道的沿程受热面汽水互不混合，运行中易形成温度偏差，前后墙水冷壁的热膨胀程度与侧墙水冷壁热膨胀程度不同，但整个水冷壁通过鳍片焊接成一个整体，造成前后墙与侧墙连接处焊缝存在拉应力，而且这种拉应力在锅炉停炉时表现得尤为剧烈。由于锅炉的频繁启停，这种拉应力使前后墙与侧墙连接处金属的局部组织产生疲劳，引起撕裂，属设计不合理。采取的改进措施为:将10 m处前后墙与侧墙连接鳍片从中间割开1 m多，边缘磨出止裂孔，使前后墙与侧墙分开，两个流道停炉时自由收缩。运行表明改造效果明显。5. 异种钢接头失效造成爆管某直流炉过热器的异种钢焊口布置在炉顶，珠光体钢12CrlMoV和奥氏体钢12Cr18Ni12Ti，两种钢的耐热能力相差很大，当炉内管出现过热时一定首先体现出12CrlMoV材质胀粗过热和泄漏，因此检查炉内异种钢过热器超温情况时应重点检查热室中的异种钢焊口及12CrlMoV管材的过热和胀粗。异种钢接头失效的过程主要体现在如下方面：(1)在运行温度下，碳原子从低合金母材侧进入奥氏体焊缝，在熔合线附近形成脱碳层和增碳层。脱碳层的形成使接头强度和蠕变性能降低，蠕变强度不匹配更加严重。(2)由线膨胀系数的差异引起的热应力和残余应力与正常的管运行应力相叠加，在接头熔合区产生应力集中。在该区可能还存在马氏体相组织。(3)由于蠕变强度的差异在应力集中的作用下，应变主要集中在蠕变强度较低的区域，即低合金母材侧熔合线附近，运行一段时间后，该区域内部产生蠕变裂纹，外部产生类似咬边缺陷的沟槽。(4)长期运行产生的蠕变裂纹相互联合。(5)联合的裂纹沿熔合线扩展，最终导致接头断裂。第二节 四管泄露问题检修及预防的主要措施1. 解决锅炉四管泄漏方法1.1 设计与材质选用超临界机组高压蒸汽管道、过热器、再热器、水冷壁、联箱等部件的工作条件相对较为苛刻，对材料要求也比较严格，其常见的典型失效机制最主要表现为蠕变：疲劳、腐蚀和磨损等。因此，机组用热强钢应满足以下几个基本方面的要求:500600 的工况下应具有足够高的高温蠕变强度、持久强度和热疲劳强度；具有良好的高温组织稳定性；具有良好的高温抗氧化性，耐腐蚀性；具有良好的冷加工性能和焊接性能。在锅炉设计或投运以后的改造中，更换Cr含量高的管材以提高金属抗氧化能力，氧化皮脱落的现象在铁素体和奥氏体材料上均有发生，各种材料在抗氧化和剥落上有所差别，材料中Cr含量的提高有助于提高抗氧化能力，减缓氧化皮剥落的发生。T91抗氧化性能优于T22材料，其允许管壁温可在620650 以上。大量的研究和试验工作还表明:细晶TP347FG钢管在550 以上时的抗蒸汽氧化性能较强，其蒸汽侧氧化皮生长速度较低，已在国内外电厂开始应用。1.2 受热面检修解决方法根据超临界机组运行实际情况和几年来积累的经验确定检查周期，冲刷严重部位每年检测一次，其他部位进行常规检查，在一个大修期内做到全部检查一遍。以下重点部件需详细检查：(1)穿墙管、悬吊管、管卡处管子和省煤器、水平烟道内过热器上部管段、卧式布置的再热器等易磨损部位受热面。(2)水冷壁四角管子、燃烧器喷口和孔、门弯管部件的管子、工质温度不同而连在一起的包墙管、包烟、风道滑动面连接处的管子等易因膨胀不畅而拉裂的部位。(3)受蒸汽吹灰器的汽流冲击的管子及水冷壁或包墙管上开孔装吹灰器部位的近邻管排。(4)屏式过热器、高温过热器和高温再热器等有经常超温记录的管排。(5)在大、中修期间采用氧化皮监测仪对过热器、再热器进行氧化皮检测，同时对管材进行寿命评估并及时更换氧化较严重的管材。检查的重点项目是: 包墙过热器鳍片焊口咬边及顶棚过热器对接焊口检查；炉外小管一次门前焊口、弯头磨损检查；一、二级屏式过热器、末级过热器内圈吹灰器附近磨损部位；检查低温再热器悬吊管根部是否有异常情况。2. 运行操作的主要预防措施(1) 注意主汽温及锅炉金属壁温的监视与调整，启动时严格按运行规程控制好升温速度，防止运行中超温。滑停过程中控制汽温下降率小于1.85 min平稳下降，机组负荷降至100MW以下时少用二级减温水。尽量避免紧急停炉，严禁停炉后通风快速冷却，以防止氧化皮脱落。但机组大修停炉时快速停炉冷却，使氧化皮尽快脱落在大修期间得到一次彻底清除。(2)做好停炉防腐工作，防止过热器、再热器弯头积水造成停运期间腐蚀。(3)采用汽轮机启动旁路系统对氧化皮进行吹扫，在机组启动初期利用机组本身的一、二级旁路系统对锅炉过热器!再热器进行蒸汽吹管，通过监测凝结水中铁含量的变化判断是否有氧化皮脱落。(4)超临界锅炉大多采用直吹式制粉系统，改善磨煤机出口煤粉均匀性，保证其偏差不大于10，煤粉均匀性改善后优化调整配风降低炉膛出口烟气温度，降低过热器、再热器超温以减小氧化皮产生。第三节 四管泄露问题案例分析一、对广东大唐国际潮州发电厂600 MW 超临界机组锅炉爆管过程进行了详细介绍, 并对爆管原因进行了分析, 提出了有效的处理和预防措施, 可供同类型机组的运行和维修人员参考。1 设备概况广东大唐国际潮州发电厂2 号炉系哈尔滨锅炉厂引进英国三井巴布科克能源公司(MB) 技术生产的HG21890/ 25142YM4 型锅炉, 为一次中间再热、超临界压力变压运行带内置式再循环泵启动系统的本生(Be nson) 直流锅炉, 单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、 型露天布置。锅炉受热面结构和材质如下:（1)屏式过热器位于折焰角上方, 共30 片管屏, 每屏由28 根管绕制而成, 入口段管的设计材料为SA-213 T91、规格为38.5 mm5.6 mm(6.6 mm) , 底部和出口段管的设计材料为SA-213TP347 H、规格为38.5 mm 6.6 mm 。(2) 末级过热器位于折焰角上方, 共30 片管屏, 每屏由20 根管绕制而成, 入口段管的设计材料为SA-213 T91、规格为44.5mm 7.5mm ,底部和出口段管的设计材料为SA-213TP347H 、规格为44.5 mm 7.5 mm 。(3) 高温再热器共95 屏, 每屏采用10 根管,入口段管的规格为57 mm 4 mm 、材料为12Cr1MoV G , 中间段管的规格为51 mm 4 mm 、材料为SA2213 T91 , 出口段的管的规格为51 mm4 mm、材料为SA2213 TP347 H 。（4) 折焰角处吊挂管由95 根规格为76 mm 12.5 mm 、材料为15CrMoG 的管组成。图7爆口形状图(5) 折焰角由385 根规格为44.5 mm 6.3mm 、材料为15CrMoG、节距为57.5 mm 的管组成。2 爆管经过及处理2006 年6 月21 日锅炉运行过程中, 发现锅炉屏式过热器左数第30 排、内数第27 根管超温, 并有泄漏报警, 停炉冷却降温后, 进入炉内检查, 发现屏式过热器入口管屏内数第27 管泄漏, 内数第28 管变形严重, 爆口如图7 所示。对这两根管进行换管处理, 同时在屏式过热器处搭设脚手架, 对屏式过热器管排进行全面检查, 未发现其他胀粗等缺陷。2006 年6 月27 日2 号机组启动进行168 h 试运时, 炉管泄漏装置开始报警, 白天各方人员到锅炉进行查看、听声, 发现炉内末级过热器区域声音有异常; 6 月28 日6 时左右, 炉内发生一声较大声响, 然后炉内声音明显增大, 可以确认炉内发生管屏泄漏; 锅炉灭火, 进行冷却, 并到炉内对破坏情况进行了全面检查。检查发现, 末级过热器管、高温再热器管、水冷壁吊挂管均有泄漏、损坏, 即末级过热器左数第16 排、内数第1 管泄漏, 损坏4 根管; 末级过热器左数第15 排、内数第2 管泄漏, 损坏12 根管。通过对屏式过热器、末级过热器全面检查, 发现屏式过热器左数第30 排、内数第5 根管, 末级过热器入口左数15 排、内数第5 根和第9 根管有胀粗, 进行换管处理; 高温再热器左数第41 排损坏3 根管,左数第42 排损坏15 根管, 左数第43 排损坏9 根管,左数第44 排损坏7 根管; 水冷壁吊挂管左数第43 根管泄漏, 吊挂管左侧1 根水冷壁管泄漏, 对其进行更换。在锅炉顶部将左数第1、第10、第30 屏式过热器入口集箱手孔和左数第15、第16 末级过热器入口集箱手孔割开, 进行检查, 未发现异常。检修后锅炉重新点火, 不久发现屏式过热器左数29 排、内数第15 管超温, 经确认, 炉左数第2排屏式过热器发生泄漏。停炉后经炉内检查, 发现屏式过热器入口左数第14 管泄漏, 内数第1 根管有涨粗, 对这两根管进行了更换。屏式过热器第29 排管、内数第15 管由于有超温现象, 也进行了更换, 本次检修共更换3 根管, 焊口26 道。图8集箱中杂物示意图本次泄漏发生后, 对屏式过热器、末级过热器、高温再热器、尾部低温再热器、低温过热器、省煤器、水冷壁进行了全面检查。在炉顶处将屏式过热