超超临界直流锅炉变压运行

1、超超临界直流锅炉变压运行特性分析内容摘要我国电力以煤电为主, 在获取相同电能的情况下, 提高燃煤电厂的效率是节约能源的主要途径,而超临界大容量机组恰恰满足这一要求。通过对超超临界锅炉机组技术特点的介绍，分析其变压运行时的有关问题，得出超超临界锅炉机组具有运行可靠性高，经济性高，厂效率高，煤耗低，具有良好的负荷调节特性和显著的环保效益等特点。超超临界锅炉与亚临界相比占有一定的优势，是我国燃煤锅炉技术发展的方向。关键词： 超超临界 直流锅炉 变压运行 技术特点 经济性Abstract ：China's coal-based electricity to the power of acces

2、s to the same circumstances, improve the efficiency of coal-fired power plant is the major means of energy conservation, and large-capacity supercritical generating units precisely meet this requirement. Ultra-supercritical boiler through the introduction of technical features to analyze the issues

3、related to transformer running, come running ultra supercritical boiler with high reliability, economy and high plant efficiency, low coal consumption, with good load regulation characteristics and significant environmental benefits and so on. The ultra supercritical boiler compares with subcritical

4、ly and holds certain superiority. Supercritical and subcritical boiler holds certain advantages in comparison, is China's coal-fired boiler technology development direction .Key words: Ultra-supercritical oncethrough boiler variable pressure operation technique characteristics economic目录第一章 前言3第

5、二章 超超临界直流锅炉变压运行方式41 两种运行方式的介绍42 变压运行的分类43 机组变压运行的特点5第三章 超超临界直流锅炉变压运行的主要问题81 水冷壁系统82 炉膛和燃烧系统153 过热器、再热器系统164 空气预热器系统165 启动循环系统17第四章 机组变压运行的经济性分析211 理论经济性分析212 实际运行经济性分析21第五章 现有机组运行中存在的问题及措施231 运行中存在的重要问题232 解决问题的措施23第六章 结束语25参考文献26附录27第一章 前言在超超临界锅炉内，随着压力的提高，水的饱和温度也随之提高，汽化潜热减少，水和汽的密度差也随之减少。当压力提高到临界压力（

6、22.12Mpa）时，汽化潜热为0，汽和水的密度差也等于零，水在该压力下加热到临界温度（374.15）时即全部汽化成蒸汽，因此超超临界压力下水变成蒸汽不再存在汽水两相区。由此可知，超超临界压力直流锅炉由水变成过热蒸汽经历了两个阶段即加热和过热，而工质状态由水逐渐变成过热蒸汽。因此超超临界直流锅炉没有汽包，启停速度快，与一般亚临界汽包炉相比，超超临界直流锅炉启动到满负荷运行，变负荷速度可提高1倍左右。另外，超超临界机组具有无可比拟经济性，单台机组发电热效率最高可达50%，每kWh煤耗最低仅有255g（丹麦BWE公司），较亚临界压力机组（每kWh煤耗最低约有327g左右）煤耗低；同时采用低氧化氮技

7、术，在燃烧过程中减少65%的氮氧化合物及其它有害物质的形成，且脱硫率可超过98%，可实现节能降耗、环保的目的。机组运行通常有两种方式，即定压运行和变压运行，超超临界锅炉多采用变压运行方式。机组采用变压运行方式时，其各个系统部件与采用定压运行方式时相比较，会有诸多迥异；相对于定压运行，在变压运行过程中亦会产生许多新的运行状况；为什么现在大型机组多采用变压运行方式？变压运行的经济性一定就比定压运行的高吗？针对以上所述，本文将就超超临界直流锅炉变压运行的特性展开一些讨论分析。第二章 超超临界直流锅炉变压运行的方式2-1 两种运行方式的介绍单元机组的运行目前有两种基本形式，即定压运行（或称等压运行）和

8、变压运行（或称滑压运行）。定压运行是指汽轮机在不同工况运行时，依靠调节汽轮机调节汽门的开度来改变机组的功率，而汽轮机前的新汽压力维持不变。采用此方法跟踪负荷调峰时，在汽轮机内将产生较大的温度变化，且低负荷时主蒸汽节流损失很大，机组的热效率下降。因此国内外新装机组一般不采用此方法调峰，而是采用变压运行方式。所谓变压运行，是指汽轮机在不同工况运行时，不仅主汽门是全开的，而且调节汽门也是全开的（或部分全开），机组效率的变动是靠汽轮机前主蒸汽压力的改变来实现的，但主蒸汽的温度维持额定值不变。处在变压运行中的单元机组，当外界负荷变动时，在汽轮机跟随的控制方式中，负荷变动指令直接下达给锅炉的燃烧调节系统和

9、给水调节系统，锅炉就按指令要求改变燃烧工况和给水量，使出口主蒸汽的压力和流量适应外界负荷变动后的需要。而在定压运行时，该负荷指令是送给汽轮机调节系统改变调节汽门的开度。2-2 变压运行的分类根据汽轮机进汽调节汽门在负荷变动时开启的方式不同，变压运行又可分为纯变压运行、节流变压运行和复合变压运行三种方式。2-2-1 纯变压运行在整个负荷变化范围内，汽轮机的进汽调节汽门全开，由锅炉改变主蒸汽压力来适应机组负荷变化。这种运行方式存在很大的时滞，负荷适应性差，不能满足调频的要求。另外在低负荷时，进汽门全开，进汽压力低，机组循环效率下降较多。2-2-2 节流变压运行在正常运行条件下，汽轮机进汽调节汽门不

10、全开，例如只开到90%，留有10%的开度储备，保持一定的节流。在机组加负荷时，全开调节汽门，利用锅炉的蓄能达到快速带负荷的目的。此后，随着蒸汽压力的提高，调节汽门重新恢复到原来的位置。机组加负荷时，通过全开调节汽门，使运行方式由变压加节流压力线下降到纯变压的压力线，从而使锅炉输出贮存的蓄热。这种运行方式解决了纯变压运行时负荷调整时滞大的缺点。但由于正常运行时，调节汽门不能全开，有一定的节流损失，也会降低机组运行的经济性。2-2-3 复合变压运行复合变压运行是定压运行和变压运行组合的运行方式。指机组在高负荷区（一般为80%100%MCR）保持定压运行，用增减喷嘴开度来调节负荷；在中间负荷区（一般

11、30%80%MCR），全开部分调节汽门（如三阀全开）进行变压运行；在极低负荷区（一般为30%MCR以下），恢复定压运行方式（但压力定值较低），这是一种应用较广的复合变压运行方式，也称为定-滑-定复合变压运行。低负荷下采用定压运行的另一个原因，是因为压力低时，dt/dp大，为了避免在省煤器中发生沸腾或在蒸发受热面内产生过大的热应力。定-滑-定的运行方式，既具备高负荷区调频的能力、满足低负荷定压运行的要求，而且在中间负荷区具有较高的运行效率和负荷适应性，所以得到了普遍的应用。2-3 机组变压运行的特点变压运行优于定压运行，主要体现在汽轮机方面。汽轮机的配汽调节方式分节流调节和喷嘴调节，在定压运行时

12、，即使采用相对影响较小的节流调节，汽轮机调节级后的汽温也随工况有较大幅度的下降，而喷嘴调节情况则更严重。当变压运行时，由于调节汽门全开或基本全开(只有1020的节流)，以及过热汽温维持额定工况，因此汽轮机第一级后的汽温几乎不变，见图2-1。第一级后汽温基本不变，代表了其后各级汽温也基本不变。图2-1汽轮机第一级后蒸汽温度的变化因此，变压运行时锅炉出口以及汽轮机各级的汽温变化都很小或几乎不变。这样，汽轮机金属的热应力、热变形小，有利于电站机组快速启运和变负荷运行，极大地提高了机组运行的机动性，尤其适用于调峰。特别对于中间再热机组：定压运行时，当负荷降低时高压缸排汽温度降低，使再热器出口汽温难以维

13、持，引起中低压缸内汽温降低，这不仅影响机组效率，也使汽轮机热应力、热变形增大，这是非常不利的；而在变压运行时，由于初压随负荷减少而降低，使蒸汽比热容减小，因此，过热蒸汽和再热蒸汽都易于提高到规定温度。再热汽温的稳定和不降，使中低压缸的运行条件得到改善，对汽轮机的安全运行带来保障。所以，和定压运行相比，变压运行有如下优点：（1）变压运行时，由于调速汽门基本上全开，因而减少了新蒸汽的节流损失，也改善了汽轮机高压端蒸汽流动情况。因此，变压运行时汽轮机内效率较定压运行时高。负荷越低，这个优点越突出。（2）变压运行时高压缸排汽温几乎不变，从而可在很宽的负荷范围内维持再热汽温不变，提高了低负荷的经济性。（

14、3）变压运行时可以实现各种负荷下一二次汽温基本不变而且汽轮机进汽调节门全开和第一级通流面积不变，因而汽轮机内部工质温度变化不大，使汽轮机的汽缸与转子的相对膨胀值不随负荷的改变而改变，汽缸不易变形，从而保证汽缸和法兰连接处严密不漏，有利于汽轮机的安全。定压运行时温度变化大，会出现较大热应力和热变形，变负荷速度受到限制。变压运行时，限制机组负荷变化速度的不再是汽缸壁，而是与饱和工质接触的锅炉壁厚部件，如锅筒。故机组变压运行时允许的负荷变化速度比定压运行时大。（4）相对定压运行，机组变压运行时，锅炉，汽轮机及主蒸汽管道等承压部件都在较低应力状态下工作，有利于延长机组的使用寿命。（5）变压运行时给水泵

15、功率可节约很多。变压运行时给水泵多采用变速泵，和定压运行相比，在部分负荷时给水泵输入功率不但因流量减少而减低，同时还由于出口压力降低而进一步减少。变压运行也有一定的如下缺点：（1）变压运行时，随着负荷降低机组循环效率明显下降，这主要是由于初压减低使得机组蒸汽可用焓减少的缘故。变压运行的经济性，取决于压力降低使循环效率的减低和汽轮机内效率的提高、给水泵耗功减少以及再热汽温升高而使循环效率提高等各项因素的综合，而且随着机组的结构、参数和采用的变压运行方式而异，不能简单地认为变压运行一定比定压运行经济。即使同一台机组，同一种变压运行方式，在不同的负荷区段，变压运行与定压运行的经济性比较，也会有不同的

16、结果。（2）变压运行是靠主汽压力的变化来调节负荷，而压力调节比较迟缓，所以不宜担任电网一次调频的任务。这是因为当机组负荷增大时，锅炉以加强燃烧来提高主汽压力，但此时锅炉因压力提高要储蓄一部分热量，这样就增加了迟延时间。另外，压力调节要求有较高的技术水平的集中控制与之配合，才能获得最佳的运行方式。所以在设计变压运行时，必须将主机、辅机及机、锅和电网综合考虑才行。第三章 超超临界直流锅炉变压运行的主要问题3-1 水冷壁系统对变压运行超临界压力直流锅炉而言，其运行分为3个阶段，即启动初期循环运行、亚临界直流运行和超临界直流运行。这种变压运行方式使水冷壁的工作条件变得极为复杂，从启动至额定负荷运行，锅

17、炉运行压力从高压、超高压、亚临界压力逐渐增加到超临界压力，水冷壁的工质由双相流体转变为单相流体，工质温度也发生很大变化。在启动过程中和低负荷运行时，由于压力较小，导致汽、水密度差较大，易产生过大的热偏差和流动不稳定；在超临界压力和高负荷下，单相介质的传热系数比亚临界两相流体的传热系数低，流体和水冷壁的温度高，可能产生超温现象。因此，变压运行超临界压力及超超临界压力直流锅炉水冷壁结构的选型和设计，其关键是要防止水动力不稳定和传热恶化，保证在正常的运行条件和允许的负荷变化范围内，水循环安全、可靠。早期国产亚临界直流锅炉水冷壁的结构为垂直管圈式，近几年，随着锅炉容量的不断增大，在600 MW和1 0

18、00 MW 级的国产技术引进型超临界压力及超超临界压力直流锅炉上，引入了螺旋管圈水冷壁结构型式。本章主要针对变压运行下超临界压力及超超临界压力直流锅炉水冷壁的水循环安全性进行分析，并对螺旋管圈水冷壁与垂直管圈水冷壁进行技术比较。3-1-1 水循环安全性分析（1）水动力不稳定性超超临界压力直流锅炉在直流负荷以下和启动过程中，炉膛水冷壁进口工质为未饱和水，出口为汽水混合物，由于两相介质密度的差异，将可能出现水动力不稳定的问题，主要表现为多值性和脉动。a）多值性在亚临界压力下，在汽、水双相蒸发区内，同一片管组的各管子结构和受热情况均相同，在相同的压力差下，不同管子会出现2种甚至3种不同的流量，这种现

19、象即为水动力多值性。并联蒸发管发生多值性流动时，部分流量小的管子会因出口工质温度过高而引起管壁超温，同时管子中的流量还可能随时间而经常变化，使蒸发管中的起沸点经常移动，致使起沸点附近的管壁温度反复波动，从而容易引起管子金属疲劳破坏。对于螺旋管圈，管子进、出口压力差与质量流量的关系主要由摩擦阻力与质量流量之间的关系决定，摩擦阻力与管子内工质的平均质量体积和质量流量的平方有关，由于不同管子工质的平均质量体积有可能不同，因而可能出现多值性。对于垂直管圈，管子进、出口压力差与质量流量的关系由摩擦阻力与质量流量的关系、重位压头与质量流量之间的关系共同决定，由于重位压头与质量流量是线性关系，因而垂直管圈的

20、水动力特性较稳定，出现多值性的可能性较螺旋管圈小。由以上分析可知，产生多值性的根本原因是蒸汽与水的质量体积不同。提高压力，减小汽、水的质量体积差，可有效防止多值性发生。此外，减少或控制管子进口工质欠焓程度，有利于提高水动力的稳定性，这是因为当进口水温等于饱和温度(水的欠焓值为零)时，管子中加热水区段不存在，蒸汽产量不变化，则质量流量与阻力(压力差)成单一关系，而与工质的平均质量体积无关。b) 脉动脉动是指蒸发受热面中质量流量随时间周期性变化的现象，分为全炉脉动、屏间脉动和管间脉动等3种形式，经常发生的是管间脉动。发生管间脉动时，管屏进、出口联箱之间的压力差和总质量流量都没有变化，而各管的质量流

21、量却在波动，并且各管进口水质量流量与出口蒸汽质量流量作相反的变化。脉动会引起管子出口工质温度周期性变化，从而引起金属壁温波动，使管子产生疲劳破坏；脉动还使各并联管出现较大的热偏差，可能造成部分管子超温。产生脉动的根本原因是蒸发受热面中蒸汽与水的质量体积存在差异，引发脉动的外因主要是炉内热负荷突变，特别是蒸发开始区段热负荷的突变，造成局部压力突增，从而引发脉动。在锅炉启动过程中，由于压力低，炉内热负荷不稳定，因而脉动在该阶段最易出现。提高工作压力，减小蒸汽与水的质量体积差，可降低脉动出现的可能性。提高质量流量对消除脉动是十分有利的，这是由于质量流量高，可以将由于热负荷突增而产生的蒸汽很快地带走，

22、防止因局部压力突增而引起脉动。对螺旋管圈，在启动初期提高启动压力和建立足够的启动质量流量是消除脉动的有效措施。提高加热区段与蒸发区段的阻力比也可防止脉动，这是由于提高加热区段阻力后，当蒸发开始区段出现局部压力突升时，对进口工质的质量流量影响较小，一般采取在加热区段进口加装节流圈或在加热区段使用小管径管子的方法来提高加热区段阻力。另外，为防止脉动，应使各并联管的长度、直径、弯曲程度尽量相同，以减小各管质量流量和结构的差异。（2） 传热恶化a) 热偏差由于受热力不均匀、水力不均匀、结构布置不均匀等因素的影响，直流锅炉蒸发受热面会产生热偏差。对于螺旋管圈，由于各管工质在炉膛中的吸热量相差较小，其热偏

23、差较小。减小热偏差的措施有：在设计上尽量使各管的长度和结构保持均匀；燃烧器的布置尽量分散，运行时尽量使炉内热负荷均匀；在水冷壁入口加装节流圈或节流阀。b) 膜态沸腾在亚临界压力下，直流锅炉水冷壁管圈可能发生膜态沸腾。膜态沸腾是指在内壁面形成一层汽膜的沸腾状态，由于汽膜热阻力很大，因而管壁温升十分剧烈，易使管子金属过热损坏。在超临界压力下，当热负荷大，且管内流速较低时，在紧贴壁面的地方，会发生与亚临界压力下膜态沸腾类似的放热恶化(称为类膜态沸腾)，导致壁温急剧上升，其壁温飞升值取决于热负荷和管内质量流量的大小。膜态沸腾和类膜态沸腾还会造成壁温波动，使管子金属疲劳损坏。对于直流锅炉，完全避免膜态沸

24、腾是不可能的，主要的办法是推迟和抑制。3-1-2 超超临界直流锅炉螺旋管圈水冷壁的基本型式为了在水冷壁顶部采用结构技术较成熟的悬吊结构及发挥垂直管圈水动力稳定性较好的优点，现代超临界压力及超超临界压力直流锅炉的螺旋管圈水冷壁一般采用下部为螺旋管圈与上部为垂直管圈相结合的结构型式，两者之间采用中间联箱连接(图3-1)，或使用锻造管件过渡连接(图3-2)。另外，为确保水冷壁管子安全、可靠，在炉膛高负荷区，螺旋管圈可使用内螺纹管。图3-1 螺旋管圈与垂直管圈以中间联箱连接图3-2 螺旋管圈与垂直管圈以锻造管件连接 3-1-3 螺旋管圈水冷壁的技术特点螺旋管圈水冷壁的技术特点有以下几点：（1）管间热偏

25、差小螺旋管在盘旋上升的过程中，每根管子都经过炉膛四周，途经深度、宽度方向热负荷分布不同的区域，所以每根管子的吸热都是相当均匀的。因此，螺旋管圈中并联的各个管子，以整个长度而言，热偏差较小，尤其当负荷变化、燃烧工况改变时，因热力不均产生的热偏差很小。图3-3为日本巴布科克日立公司(BHK) 1台1 050 MW 超临界锅炉分别在30额定负荷、50额定负荷和100额定负荷下的螺旋管圈水冷壁出口工质温度实测值。从图3-3可见，采用螺旋管圈可以保证在不同负荷下热偏差很小。3-3 不同负荷下螺旋管圈出口工质温度 （2）抗燃烧干扰能力强螺旋倾斜上升的水冷壁管圈，其每根管子都通过炉膛不同受热区域，即使采用切

26、圆燃烧方式，当火焰中心发生较大偏斜时，仍能保证每根管子的吸热偏差较小，使各管出口温度偏差保持较小值。这与一次垂直上升管圈比，在抗燃烧干扰方面要有利得多。（3）布置与选择管径灵活与垂直上升管圈相比，在满足同样的流通断面以获得一定质量流量的条件下，螺旋管圈水冷壁所需管子数量和管径，可通过改变管子水平倾斜角度来调整，使之获得合理的设计值，以确保锅炉安全运行和水冷壁自身的刚性合适。与垂直管圈水冷壁相比，螺旋管圈水冷壁的管子数量大大减少，而且不需加大管子之间的节距，使管子和肋片的金属壁温在任何工况下都安全。（4）水动力稳定性高由前可知，螺旋管圈可获得较高的质量流量。例如600 MW 级超超临界压力直流锅

27、炉，采用螺旋管圈与垂直管圈相结合的结构，其锅炉最大连续蒸发量(BMCR)和最低负荷工况下的质量流量比纯垂直管圈的质量流量高约40。较高的质量流量对消除脉动和降低管子进口欠焓值以防止多值性发生是十分有利的，并可有效地抑制膜态沸腾和类膜态沸腾的发生。另外，超超临界压力直流锅炉在高热负荷区采用了内螺纹管结构的螺旋管圈，使传热系数大大提高，进一步提高了水冷壁管子的安全性。（5）不必设置水冷壁进口节流圈对于垂直管圈，为了减少热偏差和脉动的影响，必须在水冷壁进口按照沿宽度方向的热负荷分布曲线设置流量分配节流圈或节流阀。这样一方面增加了水冷壁的阻力；另一方面，针对某一锅炉负荷和预定的热负荷分布而设置的节流圈

28、，在锅炉负荷发生变化或热负荷偏离预定曲线(如煤质变化或炉膛发生结渣)时会部分地失去作用，而且直流锅炉随着运行时间的加长，管子内壁会发生不同程度的结垢，导致节流圈的设计条件发生变化。受热面积灰和结焦引起的热偏差也会使节流圈的作用降低。上述问题导致节流圈给水冷壁的安全运行带来很大的隐患。对于螺旋管圈，因热力不均引起的热偏差很小，并可通过选择合适的管径和质量流量来防止脉动，因而不需要设置节流圈，这样不仅提高了锅炉的可靠性，而且大大减少了锅炉投运初期的调试工作量和运行后的设备维护量。（6）煤种变化和负荷变化的适应性好采用较高质量流量设计，且进口不需设置节流圈，螺旋管圈水冷壁的传热、流量分配和介质出口温

29、度等不会受到燃烧器、磨煤机切换等工况的影响，对煤种变化、炉膛结渣以及机组负荷变化所引起的吸热量的变化适应性好，变负荷、变压力运行能力强。另外，采用中间混合联箱作为螺旋管圈与垂直管圈的过渡连接，解决了工质由螺旋管圈进人垂直管圈时汽、水分配不均的问题，更加适应变压运行的要求。（7）螺旋管圈的制造及安装工艺要求高由于螺旋管圈水冷壁结构较复杂，给制造和安装带来较大困难，主要体现在以下几方面：a)单片管排的弯度及宽度尺寸控制要求严格；b)螺旋管圈燃烧器区域的开孔处、螺旋管圈灰斗的制造和安装工艺复杂；c)超长、超宽及管径较小的管排吊装组合困难；d)焊接工艺较复杂，尤其在螺旋管圈与垂直管圈的连接过渡段，容易

30、引起变形。螺旋管圈水冷壁结构可使其在各种工况下，特别是在启动和低负荷工况下，让各水冷壁管内具有足够的质量流量，管间吸热均匀，炉膛出口工质温度偏差小，水动力较稳定，可有效抑制在亚临界压力下的膜态沸腾及超临界压力、超超临界压力下的类膜态沸腾，防止传热恶化。在机组负荷变化的适应性、燃料变化的适应性等方面具有明显的优势，特别是采用内螺纹管的螺旋管圈水冷壁，其变压运行技术性能更具有卓越的优势，随着标准化设计的大量采用和设备制造、安装工艺的逐渐成熟，传统螺旋管圈水冷壁制造、安装工艺复杂的缺点将逐渐得到克服，螺旋管圈水冷壁将成为超临界压力及超超临界压力直流锅炉水冷壁结构的主要型式。3-2 炉膛和燃烧系统3-

31、2-1 考虑变压运行时燃烧器的设计变压运行机组锅炉的燃烧系统的特点，主要是要求变负荷调节简便灵敏，变负荷与低负荷时燃烧稳定。锅炉燃烧稳定性与炉膛形式、燃烧器性能、炉膛热强度、煤质等因素有关，很多时候取决于燃烧器的性能。下面介绍几种效果较好的煤粉燃烧器。（1）美国CE公司的宽调节比燃烧器。煤粉炉稳定燃烧技术主要依据高煤粉浓度稳定燃烧的原理。例如美国CE公司采用该原理设计的宽调节比燃烧器，它在喷嘴的水平段内布置水平分隔板，煤粉流90度转弯后送入水平段时，由于离心力的作用使高煤粉浓度的气流进入分隔板的上部通道。在正常负荷时，出口端两个喷嘴方向一致，两股不同浓度的气流离开喷嘴后迅速混合，起到相互补充空

32、气和煤粉的作用；低负荷时，上下两个喷嘴反方向转动，高浓度煤粉气流离开上喷嘴后仍能保持较高的煤粉浓度，提高了燃烧稳定性。这种燃烧器的调节比可达2.53.1。（2）CE公司在上述宽调节比燃烧器的基础上又设计成固定式的宽调节比的燃烧器，喷嘴出口装有钝体，该燃烧器燃烧煤不投油助燃的最低负荷可达20%MCR。（3）B&W公司在调峰机组上采取了两个措施：减小单只助燃器的热功率，使其在32.238.1MW/只得水平；同时助燃器采用分隔小风箱结构。另外，锅炉低负荷运行时常只有23台磨煤机投运，故给煤系统的可靠性十分重要。近年来，有的一台上采用两种容量规格的磨煤机，其中小容量磨煤机在低负荷时使用。3-2

33、-2 锅炉在运行中提高低负荷燃烧稳定性的措施（1） 适当降低一次风率，提高煤粉浓度。（2） 尽可能投运下层燃烧器，停用上层燃烧器。（3） 适当减少煤粉细度，提高一次风温。（4） 适当降低炉膛负压，减少漏风。（5） 加强火焰监视，一旦出现燃烧不稳定，要及时采取措施稳定燃烧。3-3 过热器、再热器系统机组在变压运行时，过热汽温与再热汽温额定值的负荷范围有所扩大，但负荷低到一定程度后，汽温仍会随负荷降低而下降。有必要时，可以增加过热器、再热器的受热面积，同时相应增大调温能力。变负荷时，过热器与再热器受热面金属易超过其材料的许用温度，故对受热面金属材料有更高的要求。低负荷时，流经过热器和再热器的蒸汽流

34、量偏小，而且流量分配不均匀，使个别管子因为冷却能力不足超温过热；锅炉低负荷时，炉内燃烧容易偏斜，加上蒸汽流量在并联管中分配不均，将会造成较大热偏差。所以，要加强运行调整，如注意维持过量空气系数不要过多，控制负荷变动率，增加管壁温度测点以加强监视，保持运行燃烧器的匀称等。3-4 空气预热器系统低负荷时，空气预热器容易堵灰和腐蚀，这就要求空气预热器在低负荷时能提供一定温度的空气，提高管壁温度以防止低温腐蚀。3-4-1 低负荷时提高空气温度的方法低负荷时提高空气温度的方法如下：（1） 空气预热器前的烟道或磨煤机前的风道内投入辅助燃料的燃烧，加热烟气或空气。（2） 高温烟气部分短路至空气预热器进口处。

35、3-4-2 低负荷时防止空气预热器低温腐蚀的方法低负荷时防止空气预热器低温腐蚀的方法如下：（1） 高温烟气短路至空气预热器进口。（2） 空气预热器进口装置暖风器，用辅助汽源加热空气。（3） 热风再循环，提高空气预热器的进口风温。（4） 加强对空气预热器的吹灰。3-5 启动循环系统超临界机组启动系统在超临界直流锅炉中，为适应变压运行的要求，随启动时间长短及启动频率的大小，其启动系统存在着两种运行模式：一种是带BCP(锅炉循环泵)的循环系统，另一种就是不带BCP的循环系统。3-5-1 带BCP的循环系统（1）带BCP的循环系统图带BCP的启动循环系统由大循环回路和小循环回路组成。大循环回路由汽水分

36、离器、分离器储水罐和储水罐水位控制阀(361阀)组成。小循环回路由汽水分离器、分离器储水罐、BCP循环泵(包括其辅助系统)和360阀组成。BCP循环泵的辅助系统包括：再循环泵的加热系统、再循环泵加热管路排水系统、再循环泵过冷管系统、再循环泵最小流量回流管路、再循环泵冲洗系统(包括高压水冲洗和低压水冲洗系统)、再循环泵冷却水系统等等。各再循环泵辅助系统设置的功能简述如下：最小流量回流管路的设置是为了改善BCP的调节特性及防止再循环泵过热而设置的；过冷管系统的设置是为了防止在快速降负荷时，再循环泵进口循环水发生闪蒸；再循环泵的加热管路设置是为了防止再循环泵受到热冲击；再循环泵的高压冲洗系统是为了防

37、止再循环泵马达部分的冷却水系统异常，低压冲洗系统的设置是在锅炉停止运行进行化学清洗时，防止再循环泵马达进水；再循环泵冷却水系统是为了控制再循环泵马达部分的水温。该种启动系统的循环回路图如图3-4（2） 带BCP循环泵启动系统的优缺点从启动时间看，配置高低压汽机旁路与锅炉循环泵是可以确保最短的启动时间；从锅炉热效率看，带BCP循环泵启动系统由于在启动时利用了高、低压加热器及炉内的热量，因此相比较没有BCP循环泵的系统而言，其热效率要高。但是带BCP循环泵的系统由于辅助系统多，设备费用高，增加的投资大，而且系统的复杂随之也带来了每年必需的高额检查维修费用。图3-4 带BCP的循环系统回路图3-5-

38、2 不带BCP的循环系统（1）该种启动系统的循环回路图如图3-5不带BCP的启动循环系统由汽水分离器、分离器储水罐和储水罐水位控制阀(361阀)组成。与带BCP的循环系统相比就是不包括BCP泵、360阀及其BCP的辅助系统部分。图3-5 不带BCP的循环系统回路图（2）不带BCP循环泵启动系统的优缺点不带BCP循环泵的启动系统，其优点为：系统构成简单，运行安全、可靠，并能节约大量投资。缺点就是：单从启动时间看，配置高低压汽机旁路与不带锅炉循环泵的启动系统，其启动时间相对于带BCP循环泵的启动系统来说要长一些；从锅炉热效率看，不带BCP循环泵的启动系统由于在启动时高、低压加热器及炉内的热量，要通

39、过冷凝器来冷却，在启停时热量有一定的损失，因此相比较带BCP循环泵的系统而言，其热效率要低些。3-5-3 两种启动循环系统的综合经济比较选定锅炉启动系统时，必须先考虑机组是带基本负荷运转为主还是以其它方式运转为主以及选用的燃烧设备情况后再确定最适宜该锅炉岛的启动系统。而在当前我国电力发展及运行的实际情况看，大型的超临界直流锅炉在我国还处于起步、发展阶段，从国外优良的运行业绩和较高的锅炉效率来看，大型超临界直流锅炉的变压运行特点适合我国电力技术发展的要求，能参与调峰，并在运行初期，锅炉的启动和停炉次数较少，热量的损失也就相对有限。而启动时间的长短也并非完全由启动方式确定，事实上，燃煤炉的实际启动

40、时间与燃料系统磨煤机的选型有很大的关系。一般情况下磨煤机启动前的热机时间非常长。锅炉的实际启动时间可以说受磨煤机启动时间的限制，而与配置高低压汽机旁路或锅炉循环泵并没有很大的关系。带与不带BCP的启动循环系统，在国外成熟的市场中，根据运行情况两种启动方式都采用过，从我国目前的情况分析来看，在现阶段不带BCP的启动循环系统较为适合中国的电力发展技术的要求，并具有较高的经济实用价值。但是随着经济发展以及一次能源的受限，电力需求又增大，眼前的电力格局将被打破，此时将考虑启动时间的缩短和热量损失问题与增加BCP循环系统所带来的设备投资及运行维修费用进行综合经济性比较后，再决定是否需要设置锅炉循环泵。第

41、四章 机组变压运行的经济性分析4-1 理论经济性分析从热力循环的理论角度考虑，机组在变压运行时，一方面进汽阀的节流损失降低，漏汽损失也减少，高压缸的效率有所增加，高压缸的排汽温度增高使机组更容易达到其设计的再热蒸汽温度，机组的汽动给水泵耗功也会因锅炉的给水压力降低而降低，小机耗汽量减少使得机组的经济性得以提高；另一方面由于汽轮机高压缸的焓降减少循环热效率要减少，而机组的绝对内效率就是相对内效率和循环热效率的乘积，所以机组变压运行的负荷范围和参数选择必须综合考虑这两个方面的因素，分析比较相对内效率的增加幅度和循环热效率的下降幅度，才能寻找出合理的滑压运行和定压运行点。针对这个问题有关专家的计算和

42、实验表明，在远离额定负荷时运用变压比定压经济，而在接近额定负荷时认为定压为好。具体取决于热力循环的初压、调节级的计算焓降、调节级速度比的选取以及其他，因为，这些参数可以确定某一临界负荷，机组低于该负荷时宜采用变压运行、高于该负荷时应用定压运行方式。从经济角度看，定-滑-定的复合变压运行方式较为合理。4-2 实际运行经济性分析现代超临界机组采用复合变压运行的方式，即在高负荷时保持额定的蒸汽压力，在低负荷时保持最低允许的供汽压力，在中间负荷时采用变压运行。也即在高负荷及低负荷区，负荷调节采用改变汽轮机调节阀开度的方式，而蒸汽压力保持不变；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

43、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24.2 MPa；在85到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24.2 MPa降低到9.6 MPa；在37负荷以下，再采用定压运行，保持汽轮机的进口汽压为9.6 MPa。这种复合变压运行方式可使机组在高负荷运行时保持额定压力，具有最佳的循环效率和良好的负荷调节性能；在中间负荷，采用变压运行，使汽轮机通流部分的容积流量基本不变，保持较高的内效率，并使汽轮机高压缸的蒸汽温度保持稳定，因而热应力较小，具有快速变负荷的能力；在低负荷时定压运行可防止压力过低出现流动不稳定等问题，因而

44、具有最佳的综合性能。通过对华能德州电厂的660 MW 机组定滑压运行数据分析，得到以下结论：（1）确定在现有调节系统的情况下，机组经济的运行方式应按照定-滑-定的运行曲线运行，即在额定负荷下采用定压运行方式，在90%额定负荷和50%额定负荷之间运行时按照综合得出的滑压曲线运行，低于50%额定负荷时采用定压运行，以使机组获得较高的运行经济性。（2）机组在部分负荷下变压运行时，汽轮机高压缸效率较高给水泵功耗降低，变压运行的综合经济性优于定压运行。（3）对于一般的大型汽轮发电机组来说，部分负荷时采用变压运行方式不仅能够提高机组的经济性，增强参与机组调峰的灵活性同时，使汽轮机组的安全性也有所提高，使机

45、组在改变负荷时部件所受的热应力冲击较小，降低了设备的寿命损耗。（4）变压运行时过热器减温水量一般足够，但再热器减温水取自给水泵中间抽头，而变压带部分负荷运行时给水泵中间抽头出水压力降低，而再热蒸汽的压力与满负荷的压力相差不多，因此有可能造成再热器事故喷水减温器失效，所以机组变压运行时必须考虑到这一点。第五章 现有机组运行中存在的问题及措施邹县电厂1000MW 超超临界机组锅炉为DG3000/26.15-1 型高效超超临界参数变压直流炉，采用单炉膛、一次中间再热、平衡通风、运转层以上露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构 型锅炉。设计煤种，校核煤种为兖矿煤和济北煤矿的混合煤。5-1 运行存在的

46、重要问题：结焦（1）结焦情况邹县电厂1000MW超超临界7号锅炉在07年7月21日1:02发生掉大焦现象，造成渣斗第3个事故放渣门被鼓坏，锅炉水封失去。07年7月30日6:30，掉大焦造成7号锅炉事故放渣门泄漏。7月份夜间降负荷后经常能够听到7号锅炉炉膛有掉焦的声音。1000MW超超临界8号锅炉在168小时满负荷试运行期间，也曾经发生过掉大焦造成集控室发生明显振动的现象。（2）原因分析7号锅炉在设计值时考虑了设计煤种和校核煤种的结焦倾向，设计的容积热负荷，断面热负荷和燃烧器区域壁面热负荷均取用了烟煤锅炉的低限，可以有效减轻锅炉结焦。但是值得注意的是分割屏过热器入口烟温，其设计值为1373，而设

47、计煤种和校核煤种的软化温度分别为1350和1290，显然分割屏过热器入口烟温高于软化温度，这很可能造成分割屏过热器下部的结焦。 7号锅炉从2006 年12 月投产以来，一直没有发生明显的结焦现象。运行半年以后出现结焦现象，应该与水冷壁粘污有一定关系，水冷壁粘污能减弱水冷壁的传热能力，减少水冷壁的吸热量，造成进入分割屏过热器的烟气温度上升，发生结焦。锅炉掉焦一般发生在前夜降负荷后，这说明结焦发生在白天高负荷条件下，此时炉膛烟温较高易于发生结焦，当前夜降负荷后，炉膛温度下降，焦块冷却收缩，破碎脱落发生掉焦。根据以上分析，可以得出以下结论：锅炉结焦发生在分割屏过热器下部，是由于进入分割屏过热器的烟气

48、温度高于灰的软化温度引起的。5-2 防止结焦的对策（1）有停炉机会应检查炉膛水冷壁和屏式过热器粘污程度，进一步确认锅炉结焦部位。停炉后应彻底清理炉膛结焦。（2）化验锅炉燃煤的灰成分和灰熔点，如果灰熔点偏低，应考虑以后掺烧高灰熔点的煤。（3）加强炉膛吹灰。水冷壁吹灰能保持水冷壁清洁，强化炉膛吸热，降低进入锅炉分割屏过热器的烟气温度；屏式过热器吹灰能及时清除分割屏过热器上的结焦，防止焦块长大导致掉大焦砸坏渣斗或冷灰斗水冷壁。（4）消除炉膛漏风，防止炉膛下部漏风抬高火焰中心。（5）控制煤粉细度，煤粉过粗会导致燃尽困难，火焰拖长，火焰中心上升，屏区烟温升高。（6）高负荷时适当提高运行氧量。提高运行氧量

49、一方面可以降低炉膛烟温，另一方面富氧燃烧可以防止产生还原性气氛，而还原性气氛会降低灰熔点导致结焦发生。建议省煤器出口氧量不要低于3.5%。（7）减缓降负荷的速率，防止由于急速降负荷造成的大量焦块同时下落；可以通过多次升降负荷使生成的焦块分批脱落。（8）加强燃烧调整，降低炉膛火焰中心位置。例如可以适当降低一次风速，提高一次风温，增大燃尽风风量，采用较细的煤粉细度等。使炉膛火焰不偏斜，不发生贴壁燃烧现象；定期测量煤粉管温度，防止煤粉管道堵塞，造成炉内火焰分配不均，没有特殊情况，必须保证一台磨煤机的八只燃烧器同时运行。（9）根据煤种变化，合理调整运行方式，及时调整锅炉一次风压力和磨煤机出口温度。当煤

50、质较差，挥发份较低时，可以采用相对较低的一次风压和较高的磨煤机出口温度，以使煤粉气流着火点提前，有利于煤粉的完全燃烧；当煤质较好，挥发份较高时，可以采用较高的一次风压和较低的磨煤机出口温度，以使煤粉气流着火点推迟，有利于防止燃烧器喷口周围结焦。（10）锅炉低负荷运行如发生炉膛负压波动大时应及时查明原因，采取相应的调整措施，保证锅炉负压运行，严禁冒正压。磨煤机容量风档板晃动造成磨煤机风量晃动时，可以切为手动控制；如果因空预器漏风造成炉膛负压波动大，可以适当降低扇形板位置，降低空预器漏风。第六章 结束语通过几十年的发展，超超临界机组技术成熟可靠，具有热效率高、运行成本低和污染小等优点，且超超临界机

51、组在可用率、变负荷运行等方面可以与亚临界机组相媲美，且大容量超超临界机组比超临界机组热效率更高，当前我国已有许多台1000MW超超临界机组在运行,未来一两年还将有一大批机组投运，所以1000MW 超超临界机组是我国当前发展高效洁净火电机组的首要选择，加强超临界和超超临界机组专业技术研究是非常紧迫的，这对于掌握超超临界机组特性、优化运行具有非常重要的意义。 此次毕业设计得到了姜锡伦老师的大力帮助，得鉴于姜老师许多宝贵的经验及意见。最后衷心感谢姜锡伦老师对此次毕业设计的悉心指导！参考文献：1.姜锡伦编 锅炉设备及运行 中国电力出版社2.华东六省一市电机工程学会编 锅炉设备及其系统 中国电力出版社3

52、.李聪编 电厂设备运行 水利电力出版社4.樊泉桂编 超超临界及亚临界参数锅炉 中国电力出版社5.田子平编 大型锅炉装置及其原理 上海交通大学出版社6.西安热工研究院编 超临界、超超临界燃煤发电技术 中国电力出版社7.张磊，廉根宽编 锅炉设备运行技术问答 化学工业出版社8.张磊编 超临界火力发电机组问答精选 化学工业出版社附录：BOILER1Introduction of the boilerBoiler use heat to convert water into steam for a variety of applications. Primary among these are elec

53、tric power generation and industrial process heating. Steam has become a key resource because of its wide availability, advantageous properties and nontoxic nature. The steam flow rates and operating conditions can vary dramatically ;from 0.1 kg/s in one process use to more than 1260kg/s in large el

54、ectric power plants; from about 1 bar and 100 in some heating applications to more than 310 bar and 593 in advanced cycle power plant.2Boiler classificationModern steam generating systems can be classified by various criteria. These include end use, firing method, operating pressure, fuel and circul

55、ation method.Utility steam generation are used primarily to generate electricity in large central power stations. They are designed to optimize overall thermodynamic efficiency at the highest possible availability. A key characteristics of newer units is the use of a reheater section to increase ove

56、rall cycle efficiency.Industrial steam generators generally supply steam to processes or manufacturing activities and are designed with particular attention to process controlled (usually lower pressure), high reliability with minimum maintenance, use of one or more locally inexpensive fuels, especi

57、ally process byproducts or wastes, and low initial capital and minimum operating costs. On a capacity basis, the larger users of such industrial units are the pulp and paper industry, municipal solid waste reduction industry, food processing industry, petroleum/petrochemical industry, independent power producers and cogenerators，and some large manufacturing operations. Operating pressures range from 10 to 124 bar with saturated or superheated steam conditions. 3System arrangement and key componentsModern ste