1000MW超超临界机组及发展技术讲座-01.ppt

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27Mpa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0.25-0.3%。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22.115MPa,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Ultrasupercritical(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580600。新投运最大功率的高效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,31MPa-566/566/566外,其它超超临界机组的蒸汽压力参数均维持在24.1MPa25MPa。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,30MPa/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9m211m2左右。最长的有三菱公司用于50Hz机组的1218mm叶片(排汽面积11.3m2,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1280mm）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24.1MPa/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B1999年在Lippendorf电厂投运的933MW,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Nordjyllandsvaerket(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700MW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,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25.8MPa,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。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1300MW,最高效率达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900MW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2536.5MPa，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300MW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，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,由于上海汽轮机厂汽轮机进口参数选用26.25MPa、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（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、Super304H、Super304HSB(喷丸)、HR3C后屏过热器:Super304H、Super304HSB(喷丸、HR3C。末级过热器:Super304H、Super304HSB(喷丸)、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、Super304HSB(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Super304H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-213TP347H钢,只有部分厂家对Super304H管材进行喷丸处理。每台锅炉SA-213TP347H、Super304H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NOxPM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3.361m。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300mg/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，既会造成自然水资源的大量浪费，又会造成水质处理过程运行费用和热量的浪费。因此，直流锅炉有必要设置专门的回收工质与热量的系统，这种系统就是直流锅炉的启动系统。,2.对于单元机组的成套启动，为了尽可能缩短汽轮机的启动时间，必须使直流锅炉的启动和汽轮机的启动能够密切配合。这就是说，锅炉送出的过热蒸汽参数应该按照汽轮机启动的要求逐渐提高。3.直流锅炉启动过程中存在汽水的热膨胀问题，热膨胀不但会导致水冷壁管内的水动力不稳定，还会导致过热器出口的蒸汽达不到额定参数，甚至出现蒸汽带水，危及机组安全运行。4.对于中间再热机组，机组启动时再热器中无工质通过，需要保护再热器受热面。因而需要汽轮机旁路系统。,二、启动系统的作用1.建立启动压力和启动流量，保证给水连续地通过省煤器和水冷壁，其是保证水冷壁的足够冷却和水动力的稳定性。2.回收锅炉启动初期排出的热水、汽水混合物、饱和蒸汽以及过热度不足的过热蒸汽，以实现工质和热量的回收。3.在机组启动过程中，实现锅炉各受热面之间和锅炉与汽轮机之间工质状态的配合。单元机组启动过程初期，汽轮机处于冷态，为了防止温度不高的蒸汽进入汽轮机后凝结成水滴，造成叶片的水击，启动系统应起到固定蒸发受热面终点，实现汽水分离的作用。从而使给水量调节、汽温调节和燃烧量调节相对独立，互不干扰。4.根据实际需要，启动系统还可设置保护再热器的汽轮机旁路系统。但近年来为了简化启动系统，实现系统的快速、经济启动，并简化启动操作，有的启动系统不再设置保护再热器的旁路系统，而以控制再热器的进口烟温和提高再热器的金属材料的档次，保证再热器的安全运行。,汽水分离器是启动旁路系统中的一个重要组成部分。超临界直流锅炉的启动系统主要有内置式和外置式启动分离器两种。在超临界锅炉发展初期,基本上采用外置式启动分离系统，随着锅炉超临界技术的发展,目前大型超超临界锅炉均采用内置式启动分离器系统。内置式启动分离器系统在锅炉启停及正常运行过程中,汽水分离器均投入运行,所不同的是在锅炉启停及低负荷运行期间,汽水分离器呈湿态运行,起汽水分离作用;而在锅炉正常运行期间,汽水分离器只作为蒸汽通道使用。,内置式启动分离器设在蒸发区段和过热区段之间,与外置式分离器启动系统相比,具有以下特点:1.汽水分离器与蒸发段、过热器之间没有任何阀门,不需要外置式启动系统所涉及的分离器解列或投运操作,从根本上消除了分离器解列或投运操作所带来的汽温波动问题。2.在锅炉启停过程和低负荷运行时,分离器同汽包炉的汽包一样,起到汽水分离的作用,避免了过热器带水运行。3.系统简单,操作方便,对自动控制要求较低,同时有利于设备维修。4.由于分离器强度要求很高,同时对启动分离器的热应力控制较严,将影响升负荷率。同时分离器壁厚相对增加,材料及加工费用增加,但阀门数量减少,又降低了投资,使系统总投资降低。,5.疏水系统相对比较复杂。内置式分离器启动系统由于疏水回收系统不同,基本可分为大气扩容器式、循环泵式和热交换器式3种。对于大气扩容器式,分离器疏水流到扩容器回收箱,在机组启动疏水不合格时,将水放入地沟；疏水合格后,排入凝汽器进行工质回收。同时,分离器疏水还可以排入除氧器,一方面可以回收工质,另一方面也可用来加热除氧器水回收热量。内置式启动系统的三种形式如表所示。,表三种内置式启动系统的优缺点,二、带再循环泵的启动系统（串联）特点(一)启动和低负荷运行时，100%回收工质和疏水热量；(二)可有效缩短启动时间，当冷态启动时，点火至汽机冲转时间可缩短7080分钟，温态启动可缩短1020分钟；(三)可降低给水泵在启动和低负荷运行的功率；(四)适合于频繁启动、带循环负荷。(五)不仅可以带泵运行，也照样可以不带泵启动(六)进入循环泵的水来自下降管或锅炉给水管或同时从这两者中来;使得在各个启动过程中，总是有水流过循环泵，泵的流量恒定，无须设置任何最小流量的泵循环回路；(七)锅炉给水的欠焓可增加循环泵的净吸压头；当分离器由湿态转向干态时，疏水流量为零，但此时循环泵能从给水管道中得到足够的流量，可保证分离器平滑地从干态转向湿态，无须在此时进行循环泵的关停操作。,分离器及其引入、引出管系统：用于启动时将水冷壁系统来的汽水混合物引入分离器靠离心力的作用进行汽水分离，分离出来的蒸汽向上引出送往过热器。水则向下引出汇集到分离器储水箱，启动期间分离器的功能相当于汽包锅炉中的汽包。启动系统分离器引入/引出管位置简图如图所示：,启动系统分离器引入/引出管位置简图,8空气预热器一般对600-1000MW机组的锅炉都配备两台采用引进技术国内制造的三分仓式回转式空气预热器;为防止空气预热器低温腐蚀,冷端传热元件及元件盒选用耐腐蚀的Corten钢制造,冷段蓄热元件的使用寿命不低于50000小时。9锅炉除渣设备刮板捞渣机机械除渣装置,这是lOOOMW锅炉目前所采用的设备.空冷干式除渣机,这是国内新应用并在逐步推广的除渣设备,既节约用水,还能回收渣的一部分热量。目前己在300、600MW等级机组上应用,l000MW锅炉上还没有采用。,型锅炉和塔式锅炉的对比分析目前，世界上大容量机组的锅炉型式主要有型锅炉和塔式锅炉两种炉型，这两种炉型在不同的国家因设计理念和燃煤特点不同都受到广泛的发展和应用。在日本、美国和前苏联700MW以上的超临界和超超临界机组基本上是采用型锅炉，而在欧洲塔式炉有很多的应用实绩。,塔式炉总体布置图,型锅炉总体布置图（带SCR）,对于我国的大型电站锅炉，特别是1000MW超超临界机组上，塔式锅炉和型锅炉都有所应用。已经投运的有外高桥二厂2台900MW超临界机组和外高桥三厂2台1000MW超超临界机组均配备上海锅炉厂引进阿尔斯通技术设计制造的塔式锅炉，玉环4台1000MW超超临界机组和泰州电厂2台1000MW超超临界机组均配备哈尔滨锅炉厂引进三菱技术设计制造的型锅炉，华电邹县发电厂四期2台1000MW超超临界机组均配备东方锅炉厂引进东芝技术设计制造的型锅炉。另外还有一些我国引进技术自主设计制造的1000MW锅炉正在建设中，比如宁海二期21000MW机组(塔式锅炉)、北疆电厂和北仑电厂三期21000MW机组等(型锅炉)。下面从几个方面对于塔式锅炉和型锅炉作简单比较。,一、炉膛尺寸的比较目前世界上塔式锅炉制造厂商选择的燃烧器布置均为四角单切园燃烧方式，所有塔式炉的炉膛通常为正方形。所有受热面都布置在炉膛上部的第一烟道，空气预热器的位置与型炉一样，布置在炉膛的后部，第二烟道仅作为连接第一烟道和空气预热器烟气侧进口的烟气通道。采用型布置的1000MW机组的炉膛通常为长方形，这是因为如果采用切圆燃烧方式，为减少炉膛出口烟气温度和流速的不均匀性，采取双火球对切的燃烧方式，即可以看作两个正方形炉膛的结合；如采用前后墙对冲燃烧方式，1000MW机组锅炉的燃烧器较多，全部布置在前后墙，在炉膛高度受到限制的条件下，必然使前后墙的长度大于两侧墙的长度。型锅炉的炉膛上部布置屏式受热面，部分过热器和再热器布置在锅炉水平和尾部烟道、空气预热器和省煤器布置在尾部烟道。因此，塔式炉的炉膛在宽带方向上小于同容量的型炉，在深度方向上大于型炉。,二、炉内烟气流场的比较相比型锅炉，塔式炉炉膛出口及各受热面的左、右两侧烟温偏差要小。由于塔式锅炉烟气场分布比较均匀，加上塔式炉受热面全部布置在第一烟道的特点，塔式炉在一些方面的表现与型炉有所不同，主要表现在以下几个方面。（一）对受热面磨损的影响型炉在局部区域的对流受热面的磨损速率大大高于其它部位。在国内不少型炉的运行实践中已经证明了这一论断。塔式炉的烟灰速度比烟气速度平均降低1m/s。这也是塔式炉的受热面磨损速率远低于其它炉型的重要原因。,（二）对煤粉燃尽率的影响塔式炉未燃尽的煤粉外部包裹的灰与其它灰颗粒碰撞结合后，质量较大的颗粒就不会被携带到第二烟道，而重新回落或悬浮在炉膛中间或上部，继续参与燃烧。且煤粉颗粒在炉膛中的停留时间较长.在其它条件相同的情况下，塔式炉煤粉的燃尽率比型炉高的原因。（三）对大颗粒灰生成的影响大颗粒灰一般是指直径在任何方向上都大于4mm，中空，体积大但质量轻的灰分。对于安装SCR脱硝反应器的锅炉，对于这些灰分，很容易造成反应器内催化剂的堵塞，轻则引起催化剂中毒，重则造成锅炉停炉。大颗粒灰造成催化剂堵塞的情况，在美国的型炉上发生过很多次，许多机组设置了拦截大颗粒灰的拦截屏。而欧洲的塔式炉却很少发生这种情况。,三、受热面布置的比较塔式炉与型炉在过热器、再热器和省煤器布置上的最大区别是塔式炉过热器、再热器和省煤器的所有受热面均为水平卧式布置,而型炉的大部分过热器、再热器和省煤器的受热面为垂直U型布置。水平卧式布置有利于停炉保养,可参与酸洗,有利于减少汽轮机固体颗粒侵蚀(SPE)的危害。SPE现象较多发生在锅炉启停阶段。型炉氧化颗粒一般沉积在U管的底部，直到高负荷阶段，蒸汽动量的增加,这些物体才可能被冲出，此时的蒸汽动量所携带的硬质颗粒对汽轮机叶片所产生的侵蚀性最大。塔式炉的受热面水平布置,启动阶段虽然蒸汽的动量低,但也很容量将氧化颗粒带走,并被旁路系统直接送入凝汽器。除非是较大的氧化剥落物，在机组启动阶段固体颗粒不会进入汽轮机。而较大颗粒的剥落物由于离心力大,受到汽机进汽流道结构的限制,不容易直接冲击汽机的叶片。,百万级别的塔式锅炉与型炉各有优劣，塔式炉由于不存在折焰角，因而能够实现较为均匀的烟气流场和温度场。型炉具备传统的安装方便等优势外，存在如爆管、受热面磨损、结焦等，相当程度上是因为烟气流场不均匀造成的，这些问题在塔式炉上可在不同程度上得到改善。塔式炉在受热面布置和布置方式上与型炉不同，也带来了好处。比如：减少了大颗粒灰的产生，过热器和再热器可进行酸洗，减少汽轮机固体颗粒侵蚀(SPE)等都为电厂直接或间接带来了效益。但是，由于塔式炉的炉架设计更为复杂，对锅炉基础的设计也提出了更高的要求，在锅炉基础施工上存在超大体积混凝土灌注的难点，而炉架高度也比型炉更高，对安装提出了挑战。目前1000MW机组塔式炉本体的价格要高于型炉，塔式锅炉地基处理及基础费用和四大管道的投资也较型炉大。,（二）汽轮机,1国内公司生产的1000MW级汽轮机典型参数,（二）汽轮机1国内公司生产的1000MW级汽轮机典型参数汽轮机典型数据,1国内公司生产的1000MW级汽轮机典型参数,2国内公司生产的1000MW级汽轮机主要技术特点.东方汽轮机有限公司,超超临界1000MW汽轮机纵剖面图,2004年依托邹县四期21000MW项目,从日立公司全面1000MW技术引进，东汽600MW、1000MW技术均源自日立公司,因此机组结构、配汽、运行与600MW机组相似,技术继承性好,便于电厂很快掌握安装、运行、维护技术。东汽在技术引进一一消化吸收一一自行研发合作设计的技术路线指引下,在超超临界100OMW技术引进消化基础上,借鉴成熟的空冷和供热技术,目前正在进行百万系列机组开发:一一超超临界130OMW等级汽轮机一一超超临界100OMW等级供热汽轮机一一超超临界100OMW等级空冷汽轮机一一超超临界100OMW等级空冷供热汽轮机,东方的单轴N1000-25/600/600型超超临界汽轮机的技术支持方是日本日立公司,其技术源自GE公司,是冲动式机型,具有低的故障率、高的可靠性及高的经济性。一次中间再热、双背压、四缸四排汽凝汽式。总体结构布置从机头到机尾依次串联一个单流高压缸、一个双流中压缸及两个双流低压缸。高压缸呈反向布置(头对中压缸,由一个双流调节级与8个单流压力级组成喷嘴调节。中压缸共有26个压力级。两个低压缸压力级总数为226级。中压缸、低压缸均为双流反向布置,机组总长为38.1m末级叶片高度为431092.2mm,根径为731F(1854.2mm),轴向排汽面积为10.11m2,总轴向排汽面积为40.44m2。,机组运行方式为定-滑-定,采用高压缸启动方式,不设高排逆止门,主蒸汽通过布置在机头的4个主汽门和4个调门进入高压缸。再热蒸汽经2个中压联合汽门由2个进汽口进入中压缸,做功后再进入2个双流反向布置的低压缸。采用喷嘴调节方式,在滑压变负荷过程中部分阀门全开。在部分进汽情况下调节级叶片遭遇一定程度的强度、振动问题,因此高压模块采用双流调节级+单流压力级的结构,但对提高高压缸效率不利。汽轮机4根转子由8只径向轴承支承,其中,高、中压转子支持轴承采用可倾瓦、落地式轴承；2个低压转子支持轴承采用椭圆形轴承,轴承直接座落在低压外缸上。轴承采用球面座水平中分自调心型。推力轴承位于高压缸和中压缸之间的2号轴承座内,也采用可倾瓦式轴承。,冲动式机组的转子由于采用轮盘式结构,启动过程中转子的热应力相对较小,同时高中压合缸使得汽缸及转子温度基本上同步升高,保证了机组的顺利膨胀。同时启动过程中采用先进的复合配汽方式,降低了启动过程中热应力的产生。广泛采用当代通流设计领域中最先进的全三元可控涡设计技术。在高压缸部分级采用分流叶栅,叶顶采用多齿汽封。高压调节级采用新的斜面喷嘴型线技术和Cr-C保护涂层技术:中压第一级加大动静叶间距,高压喷嘴和中压第一级静叶表面有Cr-C保护涂层。高、中、低压缸除第1级外的所有隔板汽封和部分轴封采用保护齿汽封,该型汽封是美国MDA公司的专利产品。动叶自带围带,叶顶汽封采用两个高齿和两个低齿,形成迷宫效果以减小叶顶漏汽。,由于高压及中压部分进汽温度的升高,在材料、结构及冷却上采取相应措施。根据不同高温区域、不同应力水平的另部件采用不同的耐高温材料。高压外缸、中压缸进汽部分、中压转子温度最高的中间部位采取冷却措施。高温动叶材料采用新型12Cr锻钢,高压部分汽缸采用Cr-Mo-V-B钢,该材料具有优良的高温性能；在结构上保证内缸的最大工作压力为喷嘴后的压力与高排压差,外缸最大工作压力为高排压力与大气压之差,有效的降低了汽缸的工作压力,同时进汽口及遮热环的布置保证汽缸有一个合理的温度梯度,以控制它的温度应力,保证寿命损耗在要求的范围内；,2主要技术特点百万等级功率机组对近期最新技术组合,使其总体性能达到了世界一流的先进水平。2.1经济性好2.1.1非定场全三维通流设计先进技术2.1.2动叶叶顶整圈自带冠2.1.3平衡扭曲动叶BV叶型2.1.4高负荷CUC、HV静、动叶技术2.1.5多维弯曲静叶技术2.1.6薄出汽边技术,级效率提高0.60.9%2.1.7汽封技术CFD流场优化研究高压轴汽封和部分隔板汽封采用新型“Guardinsea1”汽封、动叶叶顶多齿汽封技术、椭圆形螺旋弹簧支承敏感式汽封,天地向间隙大于左右向间隙、进口铁素体不锈钢汽封齿不会淬硬,即使动静摩擦,仍保持较低硬度,不损伤转子,汽封间隙小,结合尖齿结构,可提高封汽效果。用户可放心按动静间隙下限安装,不必人为放大通流间隙,提高机组经济性。,2.1.8优化阀门进汽方式、主汽阀及调节阀的阀碟和阀座型线、阀壳内部型线及结构2.1.9高、中压排汽缸优化2.1.10对低压排汽缸优化，适当增加排汽缸的径向和轴向尺寸,增强汽缸的扩压能力,使低压排汽缸具有良好的静压恢复能力,减少能量损失。增加曲线型导流板2.1.11机