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国外超临界压力火力发电机组

江河水编译

 

目录

第一部分 国外超临界压力机组发展概况

第一章 美国


一.美国发展超临界压力机组的原因
1.超临界比亚临界压力机组具有更好的技术经济效益
2.节约能源
3.适应大机组发展的需要

.美国各个时期超临界压力机组发展概况
三.单机容量
四、蒸汽参数
五、美国超临界压力机组生产下降分折


第二章 日本

一.日本发展超临界压力机组前的准备工作
二、采用超临界压力机组的必要性和可行性研究 (2b)
三.日本超临界压力机组发展概况

第三章 苏联

一.苏联超临界压力机组发展概况
二.苏联超临界压力机组的若干特点
三.
苏联各种容量进超临界压力锅炉的特性 (3c)


第四章 西德


一、西德超临界压力机组发展概况 [57]-[61 (4a)
1. 西德电力工业发展情况
2.西德超临界压力机组的特点[60],[62

二a.西德各个时期生产的超临界压力典型机组(4b)
二b
.西德各个时期生产的超临界压力典型机组(4c)(续前)

第二部分 大机组的单机容量和蒸汽参数

第一章 单机容量

一.美国电站锅炉单机容量的发展概况
1.美国各个历史时期的发展情况
2.美国火电设备单机容量下降的原因

二.其它国家电站锅炉单机容量发展概况(包括日本、苏联、西德和英国)
三.发展大容量机组的优点
四.若干国家机组容量发展的比较

第二章 蒸汽参数

一.若干国家蒸汽参数发展历史的回顾
二.蒸汽参数发展的总趨势

第三部分 各种超临界压力锅炉的炉型特点和典型机组概况

第一章 超临界压力UP直流锅炉

一.发展历史回顾
二.设计中的若干具体问题
1.工质流程
2.炉膛结构

三.典型机组概况

第二章超临界压力复合循环锅炉

一.概述
二.主要特点
三a.设计中的若干具体问题

三b.设计中的若干具体问题(续前)
四.典型机组概况

第三章 超临界压力苏尔寿锅炉

一.发展历史回顾
二.主要设计特点
三.典型机组概况


第四章 超临界压力FW型锅炉

一.主要特点
二.典型机组概况


第五章 变压运行的超临界压力锅炉

一.对变压运行超临界压力机组的概述
二.变压运行超临界压力机组的基本技术
三.典型机组概况

第四部分 国外早期超临界压力机组的运行情况及其主要技术问题

第一章 国外早期超临界压力机组的运行情况

一、概况
二、早期机组运行不隹的征兆-可用率低
三、早期机组调峰性能差
四.早期机组啟动热量损失大,啟动时间长
五、运行费用偏高
六、发电成本高


第二章 国外早期超临界压力机组的主要技术问题

一 设计问题
二 制造工艺问题
三 钢材问题
四水处理问题
五 阀门问题


第五部分 发展超临界和亚临界压力机组的经济和技术比较

第一章 发展超临界和亚临界压力机组的经济性比较

一.经济性比较的方法和侧重点
二.燃料消耗的比较
三.基本建设费用的比较
四 发电成本的比较
五 经济比较的结论


第二章 超临界和亚临界压力机组的技术比较较

一.超临界压力机组的可靠性问题
二.技术比较的结论

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


 

第三部分 各种超临界压力锅炉的炉型特点和典型机组概况 (7)

(1)(2)(3)(4)(5)(6)(7)(8)

 

第一章超临界压力UP直流锅炉

第二章超临界压力复合循环锅炉[164]-[186]

第三章超临界压力苏尔寿锅炉[81],[187]-[204]

第四章 超临界压力FW型锅炉 [205]—[209],[210]

一.主要特点 [210], [205]—[207]

美国福斯特—惠勒(FW)公司早在1964年便在本生式直流锅炉的基础上,研制成了一种新型的超临界压力锅炉,即现在所称的FW型锅炉。日本石川岛播磨公司1969年根据美国福斯特—惠勒公司的专利,于1971年9月投运了第一台60万千瓦FW型锅炉。美国和日本的这种超临界压力锅炉发展很快。主要优点如下

1.炉膛水冷壁采用垂直布管,下部水冷壁为多次上升、上部水冷壁为一次上升膜式水冷壁管屏。

即在高热负荷区域由多次重直上升管屏组成,每个管屏又由几十根并联的上升管及两端的联箱组成。每个管屏宽约1.2—3米。各管屏之间用2—3根不受热的下降管连接,使它们串联起来。在炉膛上部由于热负荷较低,可以采用较低的重量流速,而采用1—2次上升的方案(图4—1)。采用这种受热面布置,有利于获得流动特性稳定的工质,即能克服热力和几何结构的不均匀性,得到稳定的流动特性,并可减少回路出口的工质温度偏差。将炉膛受热面分成好几个回路,致使每个回路的吸热量(焓增)减小。在外界吸热量欠均匀时,这种多回路系统能降低回路出口工质温度的偏差。



图4-1 日本鹿岛电站No2机组锅炉炉膛及对流烟道的水冷壁布置

由于各国和各公司对某台锅炉具体设计的处理方法不同,工质流程并不完全一样。如美国米楚德电站No.3机组的流程为:

省煤器 → 第一回程(炉底)→ 第二回程(两侧墙)→ 第三回程(后墙)→ 第四回程(前墙)→ 第五回程(炉膛上部)→ 转向室及对流烟道水冷壁 → 顶棚 → 一级过热器 →屏式过热器 → 末级过热器。
 
又如美国大赛迪电站No.2机组,其工质流程的特点(图4—2)为:

在屏式及对流过热器间装有啟动扩容器。为满足滑压啟动要求,和扩容器并联的交叉管上装有分隔阀门。旁路管自出口联箱中部引出。在过热器出口装有两根联箱,这样做的好处是利于出口管束汽温均匀和工质混合。

该机组工质在炉膛和对流烟道内的流程为:

图4-2 美国大赛迪电站No2机组的工质流程示意图

图4-3 美国大赛迪电站No2机组的炉膛和对流烟道内工质流程

(第一回路)省煤器 → 第二回路(前墙主要部分)→ 第三回路(两侧墙全部和前后墙的一小部分)→ 第四回路(后墙主要部分)→ 第五回路(上辐射区)→ 第六回路(对流烟道水冷壁)→ 顶棚水冷壁 。如图4—3所示,水冷壁工质分左右对称流动以北降低热偏差。上辐射区的重量流速比下辐射区小。整个水冷壁有4 次混合。让工质在各个回路出口充分混合,可以防止过大的温度偏差,得到较稳定的流动工况,不必采用节流圈。

2.可确保锅炉热负荷高的下辐射区具有足夠的重量流速,采用较大的管径

3.水冷壁刚性好,膜式水冷壁制造工艺简单,比较适合我国目前膜式水冷壁制造工艺的技术传统

工装不需要作大的修改。在炉墙端部鳍片不连续部分采用了FW公司专利—锥形弯曲板,将管屏端部管间横向热应力移至管子表面,以提高承受热疲劳的能力。同时在炉膛上部和下部管屏之间采用了交叉结构,把下部的重量合理地移到上部,并通过吊钩吊掛在锅炉钢架上(图4—4)。

4.每个回路的焓增不大(图4—5)

最大为67大卡/公斤,即使在25%负荷下,一个回路的焓增也仅为108大卡/公斤,所以汽流稳定,对吸热变化不敏感。各回路间任意两管的温差不超过22℃.

5.这种锅炉的容量不受限制,最大机组已生产到90万千瓦。可以根据要求的重量流速来确定下部管屏上升的次数。

6.对冲燃烧方式

每只燃烧器的容量不大,但燃烧器分布面广,高温区分布也广,又有多回路上升方式配合,可以有利于将管屏的热疲劳值缩小到最低。一般在炉膛出口不设置折烟角,模化试验的结果表明,火焰流动情况良好。

 

图4—4 上、下辐射区回路间的交叉结构

图4—5 美国大赛迪电站No2机组的焓—温曲线

7.采用平行回路

炉前烟气通路处布置再热器,炉后烟气通路处布置过热器。采用偏流挡板调节再热汽温。这种调温方式不需要烟气再循环风机,可以减少辅机的耗电量。

8.啟动旁路系统合理 采用一级过热器低压啟动方式。

啟动时用调压阀减压,使一级过热器保持低压力和降低工质温度。由于工质和烟气温差大,改善了一级过热器的吸热,从而使啟动分离器快速产生蒸汽。当啟动流量达到最大连续出力25%时,开始通过冷凝水除盐设备,循环清洗效果良好,减少啟动时间。啟动时能回收热量,故燃料损耗少。啟动时调压阀未完全关闭,用高压差对工质节流。啟动分离器进口调节阀在正常运行时完全关断,不必对高压差的冷水节流,这样,由于分开了啟动旁路系统主要阀门的作用,可降低对啟动工质参数的要求。
 
美国米楚德电站No3机组的啟动系统按最大连续出力的30%设计(图4—6)。基本结构和日本鹿岛电站No2机组相同,但也不尽相同。不同点有:

1)一级过热器出口管进入末级过热器前先交叉,末级过热器出口蒸汽混合后在汽机高压缸前先经过停汽阀。
2)除原有喷水减温点外,在高压缸和再热器间增加喷水点。
3)凝汽器采用双体结构。

该啟动系统主要优点表现在过热器旁通阀泄漏量小,有利于防止气蚀以及汽机温度工况合理。



图4-6 美国米楚德电站No3, 58.5万千瓦机组的啟动旁路系统

冷态啟动顺序为:先使水通过锅炉、扩容器、凝汽器和除盐装置进行循环。然后点火,并使达到15%额定负荷。水冷壁出口水温达到175℃前,靠节流阀W使保持42表压。从而防止开始加温时冷水对W阀的气蚀,这时Y阀一直关闭。当温度超过175℃后,慢慢关小W阀,使水冷壁达到额定压力。继续升温,蒸汽在扩容器内和水分离。同N阀暖主蒸汽管,并经过C阀进入高压给水加热器(No1)而分离出来的水经过E阀进行车No2高压给水加热器。多余的通过D阀排入凝汽器。从汽机冲转直到开始载负荷,扩容器压力一直保持在70表压左右。此时主蒸汽管上的V阀一直关闭。汽机前压力随扩容器压力而定,载荷达到5%后就可用汽机调节阀控制,负荷达10%后,V阀即可打开,负荷自10%升到30%,P阀关闭,然后靠汽机调节阀使压力升到额定値。当达到30%负荷后啟动系统即切除。投入运行前,应对锅炉和给水管路进行化学清洗,并用从扩容器来的蒸汽吹洗主蒸汽管。吹洗要点燃燃烧器,使扩容器压力达到80表压,吹洗后降为28表压.

9.不采用大型支吊件 采用受热面自吊掛结构。

锅炉本体的重量通过顶棚夹层中掛装置而传递到锅炉钢架上去。顶棚夹层上几乎没有穿孔,故炉顶密封性好,上部吊掛装置简单。

10.易于实现组装发货

由于每个管屏宽度不大,可在工厂进行组装,将管屏、下联箱和下降连接管在产品出厂前焊好。减轻工地现场安装的工作量。 缺点为:

1)必须仔细考虑相邻管屏交界处的相对热膨胀.尽管热偏差较小,但因各上升管屏流过的是不同温度的工质,各管屏的热膨胀程度不一致。
2)管系复杂,流程长,流体阻力大。
3)中间联箱和不受热的下降管道多,金属耗量大。

4)一般情况下不宜作变压运行。

但若加装高压内置分离器(图4—7)以及变更旁路系统,可在过热器后作部分变压运行。

图4-7 啟动分离器结构


值得在此指出的是,超临界压力FW型锅炉的管圈结构主要为下部水冷壁多次上升,上部水冷壁一次上升。但这也不是绝对的。如日本石川岛播磨公司研制的100万千瓦燃煤IHI—FW型辐射二次再热式变压运行超临界压力锅炉,便采用下部螺旋式水冷壁,上部垂直管屏的管圈。关于这台机组的情况,在本书第五章(变压运行超临界压力锅炉)中将作介绍。

二.典型机组概况

表4-1 美国福斯特—惠勒公司生产的部分FW型锅炉 [205],[206]

电站名称得

电力公司名称

单机容量(万千瓦)

压力(公斤/厘2

温度(℃)

蒸发量
(吨/时)

燃料

投运年份

米楚德电站No3

新奥尔良公用事业公司

58.5

250

538/538

1800

天然氯,重油

1967

新迈勒电站

路易斯安那动力照明公司

58.5

250

538/538

1800

天然气,重油

1969

赫德森电站No3

公用事业电气煤气公司

62

250

538/552/565

1800

煤,天然气

1968

维罗.格林电站No3

海湾州公用事业公司

58.5

270

541/538

1840

 

1968.12

罗赛逊电站No3

休斯敦照明电气公司

58.5

256

543/541

1810

天然气

1968.12

荷马城电站No1

纽约州电气煤气公司
宾夕法尼亚电力公司

66

267

541/541

2100

煤粉

1969.5

荷马城电站No2

纽约州电气煤气公司
宾夕法尼亚电力公司

66

267

541/541

2100

煤粉

1969.11

大赛迪电站No2

肯塔基电力公司

83.5

260

543/552/566

2400

煤粉

1969.7

密苏利电站No1

俄亥俄电力公司

83.5

260

543/552/566

2400

煤粉

1970.5

密苏利电站No2

俄亥俄电力公司

83.5

260

543/552/566

2400

煤粉

1971.5

约翰.爱蒙斯电站No1

阿拉巴契亚电力公司

83.5

260

543/552/566

2400

煤粉

1971.6

约翰.爱蒙斯电站No2

阿拉巴契亚电力公司

83.5

260

543/552/566

2400

煤粉

1972.3

阿蒙特.笓契电站No1

南加利福尼亚爱迪生公司

75

253

541/541

2600

天然气,重油

1971.11

阿蒙特.笓契电站No2

南加利福尼亚爱迪生公司

75

253

541/541

2600

天然气,重油

1973.6

哈利逊电站No1

马诺盖希拉电力公司等

66

267

543/543

2220

煤粉

1972.9

哈利逊电站No2

马诺盖希拉电力公司等

66

267

543/543

2220

煤粉

1973.7

亨廷登.笓契电站No6

南加利福尼亚爱迪生公司

75

253

541/541

2600

天然气,重油

1973.6

亨廷登.笓契电站No7

南加利福尼亚爱迪生公司

75

253

541/541

2600

天然气,重油

1973.6

哈利逊电站No3

马诺盖希拉电力公司等

66

267

543/543

2220

煤粉

1972.9

塞达.巴犹电站No3

休斯敦照明电气公司

75

260

543/541

2330

天然气,重油

1974.11

塞达.巴犹电站No4

休斯敦照明电气公司

75

260

543/541

2330

天然气,重油

1975

布鲁斯.曼斯菲尔德电站No1

宾夕法尼亚电力公司

90

266

541/541

2910

煤粉

1974.10

布鲁斯.曼斯菲尔德电站No2

宾夕法尼亚电力公司

90

266

541/541

2910

煤粉

1974.10

吉布森电站No1

印弟安纳公用事业公司

65

271

541/541

2130

煤粉

1975.1

吉布森电站N.2

印弟安纳公用事业公司

65

271

541/541

2130

煤粉

1976.1

表4-2 日本石川岛播磨公司IHI—FW型锅炉

 

电站名称

 

电力公司

单机容量(万千瓦) 压力
(公斤/厘2
温度
(℃)
蒸发量
(吨/时)
 

燃料

 

订货年份

 

投运年份

鹿岛电站No2 东京电力公司 60 255 541/568 1950 重油,原油 1969.3 1971.9
姉崎电站No4 东京电力公司 60 255 541/568 1950 重油,原油 1970.4 1972.9
姬路第二No6 关西电力公司 60 255 541/554/568 1780 重油,原油   1973.10
川内电站No1 九州电力公司 50 255 541/540 1750 重油,原油 1970.11 1974.7
西名古屋电站No6 中部电力公司 50 255 541/540 1700 重油,原油   1875.1

1.日本鹿岛电站No2,60万千瓦机组(图4-9)[205],[206],[209]

这是一台辐射再热式超临界压力锅炉,由日本石川岛播磨公司和美国福斯特—惠勒公司技术合作,共同设计,在日本制造。采用露天布置。炉膛膜式水冷壁管的管子外径为38.1毫米,材料采用0.5Cr0.5Mo低合金钢。

再热器和一般自然循环锅炉相同,在卧式再热器的同一回路中装有垂直布置的再热器。为使再热汽温均匀,在上述受热面之间设有中间联箱,让蒸汽充分混合。
共采用了32只IHI—FW型旋流燃烧器,每只燃烧器有单独风道来调节进风量,可以低氧燃烧。燃烧器采用前后墙对冲布置,前后墙各有四排四列。给水温度为283℃。锅炉效率为87.12%。

2.美国米楚德电站No.3,58.5万千瓦机组 [208],[210]

这台机组主要特性为:配套单机容量56万千瓦,最大出力58.5万千瓦,1805吨/时,253表压,540/540℃。炉膛尺寸为11米深,16.4米宽,32米高。烧天然气。采用单炉体,于1967年投运。
这台锅炉采用电子式调节系统,低负荷调节信号来自炉膛出口的烟温,而高负荷时来自主蒸汽温度。
刚投运时,曾发生多起停机故障,但均与锅炉关系不大,不久即正常。

3.美国大赛迪电站N0.2, 83.5万千瓦机组[209]

这是美国福斯特—惠勒公司生产的这种容量级超临界压力锅炉首批五台订货中的第一台。烧具有下列特性的烟煤:高位热值6680大卡/公斤;Ap=10—20%;Wp=3—15%;Cp=35—55%V=25—40%;Sp=1—6%;哈氏可磨系数不胜数=45—70。
锅炉无折烟角,对冲布置燃烧器,炉膛宽度方向烟气分布均匀。对流烟道装有导向隔板。
烟气自炉膛出口先通过高压屏式过热器,然后流过对流出口段过热器。对流竖井上部烟道将前后分隔为两个,分别布置高、低压再热器。烟气再进入省煤器,省煤器蛇形管的方向与再热器管垂直。用烟气挡板调节汽温。额定负荷时炉膛出口过剰空气系数为18%;到67%负荷时,增加到50%,可保持再热汽温的稳定。每级再热器入口有5%的事故喷水,过热汽温靠改变给煤量和喷水减温器调节。不设置外置过渡区,低负荷可到25%,欲再降低负荷需投入旁路系统。

 

图4-8 日本鹿岛电站No.2, 60万千瓦机组锅炉纵剖视图
(1950吨/时,255公斤/厘2,541/568℃,烧重油或原油)

 

图4-9 美国米楚德电站No3机组锅炉纵剖视图

 

图4-10 美国大赛迪电站No2机组锅炉纵剖视图