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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 (8)

(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]

第五章变压运行的超临界压力锅炉[211]—[226]

一.对变压运行超临界压力机组的概述[222]

1.对超临界压力机组的新要求

近二十年来,随着核电设备的建设以及水电设备的发展,利用火力发电设备进行有效调峰的要求日渐强烈。由于核电和水电一般均带基本负荷,必然希望火电成为中间负荷机组,即要求火电设备必须具备变压运行的能力。
过去的超临界压力锅炉,如UP炉、苏尔寿炉、FW和IHI—FW型炉的调峰性能都很差,虽说复合循环锅炉稍有改善,但这些锅炉由于采用垂直管排或回带管屏的缘故,调峰性能若不从改变管圈的结构型式着手,很难再有所提高。说得严重点,若不发展变压运行的超临界压力机组,便不能满足形势发展的需要。
这种新结构型式的锅炉,是在过去拉姆辛锅炉水平围绕上升管圈的基础上演变而成,它就是螺旋式水冷壁超临界压力锅炉。这种锅炉的炉膛下部高热负荷区采用螺旋上升管圈,上部则为多次上升垂直管屏。对有些小容量的锅炉,也有将整个炉膛全由螺彷上升管圈构成。平行管间吸热均匀。水冷壁管中不另设混合联箱。不存在汽水混合物分配不均匀问题。或自由选择重量流速,不受容量、炉膛周界和管径大小的限制,可选用较大的管径(Φ32—34毫米)和节距(42毫米)。可以带循环泵(如日本川崎和石川岛播磨公司的35和60万千瓦机组),也可不带循环泵(如日本三菱重工公司的60—70万千瓦机组)。不带时在省煤器进口管路上加装啟动给水加热器,在15—30%负荷,将分离器出口的水引进啟动给水加热器回收一部分热量后,再进入除氧器。

2.变压运行超临界压力机组应具备的条件[222]

1)高度的可靠性,即可用率高

2)可根据电力需要,准确、迅速地变化负荷,即啟动时间短,具备适应中间负荷的啟动特性及负荷变动特性,不论在超临界压力或亚临界压力均可稳定地运行;

3)在低负荷、高负荷等不同条件下,均有良好的热效率;

4)应能经受住频繁的啟停;

5)能稳定地在最低负荷运转;

6)自动化程度高;

7)对环境污染小。

二.变压运行超临界压力机组的基本技术

  • 变压运行方式;
  • 螺旋式水冷壁的本生锅炉;
  • 单纯结构的汽机;
  • 锅炉具有低负荷运持装置;
  • 100%容量的汽机旁通装置;
  • 频率变化范围大;
  • 自动化程度高;
  • 排出NOx量少。

现分别介绍如下:

1)变压运行方式 变压运行是一种热效率高、结构简单、能快速啟、停和变化负荷的运行方式。其特点为:

(1)不需要汽机的调速换挡机构 靠蒸汽压力的变化来控制输出功率,故不必用汽机调速挡调节蒸汽流量(图5—2)。可以改变汽机的内部效率,使结构简化。可靠性高,热应力减小,改变啟动时的负荷变化特性。定压运行的情况如图5—1所示。

图5—1 定压运行锅炉靠调速挡控制喷咀开度来调节蒸汽流量

图5—2 变压运行锅炉靠节流控制汽机

(2)在负荷变化时,应保持蒸汽的体积流量的稳定 蒸汽压力基本上随输出功率按比例变化,保持蒸汽体积流量不变。在变压运行时,调节阀经常保持全开状态,故低负荷运行时,汽机也有较高的效率(图5—3和图5—4)。

(3)蒸汽温度受负荷变化的影响少 汽机内部的蒸汽温度在变化负荷时应基本保持稳定状态,使汽机各部分的金属温度不受负荷变化的影响(图5—5),故能大幅度地减少变负荷和啟停时的热应力。此外,在低负荷运行时不会降低高压缸出口的汽温,并能保持较高的再热蒸汽温度,改进了循环热效率。停机过程中也不降低汽机温度,故可缩短再次啟动的时间。

(4)低负荷运行时,给水压力低 低负荷运行时,因降低了蒸汽压力,故给水泵压力低,可大幅度减少给水泵的动力消耗(图5—6)。提高热效率,降低承压部分的工作压力,延长汽机的使用寿命和减少磨损。

图5—3 输出功率、主蒸汽压力和蒸汽调节阀开度的关系

图5—4 高压缸的内部效率

 

图5—5 高压缸内的蒸汽温度

图5—6 定压运行和变压运行给水泵所需动力的比较

采用变压运行对提高电站热效率有较大的影响,因为可提高汽缸内部效率,降低热耗,减少给水泵动力消耗。图5—7表示变压运行和定压运行热效率的比较。该曲线根据一般普通蒸汽参数250公斤/厘2,538/538℃的超临界压力机组得出。

图5—7 变压运行和定压运行汽机热效率的比较

图5—8 变压运行机组的汽机旁路系统

2)螺旋式水冷壁的本生锅炉 由于锅炉采用了螺旋上升管圈,可进行大幅度的变压运行。啟动时需操作的阀门数量少,操作也非常简单。有关内容后面再单独介绍。

3)简化汽机结构 高压缸(即超临界压力缸)采用了一种适合变压运行的不带调速挡的简单筒形汽机。适当放大轴向和径向间隙,并在高、中压部分采用刚性轴,增加结构牢固性。

4)锅炉有低负荷运行装置 由于采用了低负荷运行装置,可以在20%额定负荷下稳定运行。该低负荷运行装置由设在蒸发器出口的汽水分离器和循环泵构成。用循环泵保证在低负荷时蒸发器内所必须的最小流量。该装置也可兼作啟运系统来使用。可缩短啟动时间,并可大幅度地减少啟动损失。

5)100%容量的汽机旁路系统 图5—8是变压运行机组的汽机旁路系统,该系统结构简单,安全可靠。它由从主蒸汽管到低温再热器管旁路的高压旁路和从高温再热器向凝汽器旁路的低压旁路系统组成。该系统旁路蒸汽通过再热器,故汽机卸载时也能充分地保证再热器内的蒸汽流量,可确保再热器的安全。这样一来,锅炉的运行不受汽机负荷的影响。让啟动时锅炉的蒸汽参数适合汽机温度,可缩短啟动时间和延长汽机的使用寿命。设备遇到故障时,不必快速节流燃料,便可顺利地转变为带厂用电的单独运行。

6)频率变化范围大 能够在-5%—+3%的频率变化范围内连续运行(即47.5—51.5赫范围)。

7)自动化程度高 由于变压运行机组要频繁啟、停和调峰,电站的自动化程度比定压运行机组要高一些。一般应采用群控方式工,采用电子油压调速器锅炉输出计算装置、汽机壁温监测装置和锅炉啟动压力感应装置等模拟控制设备来实现自动控制。

8)排出NOx量少 变压运行超临界压力锅炉 均采用了有效措施来降低NOx的排出量。要求降低到250ppm以下,有下列常用措施:

(1)采用低NOx燃烧器
(2)让燃烧器分散布置
(3)采用旋流式风箱
(4)设置两级燃烧设备
(5)设置废气混合设备

三.典型机组概况

1.日本川崎重工设计的35万千瓦[222]

1)主要参数

序号

项目

设计数据

1

额定输出功率

35万千瓦(发电端)

2

额定蒸汽参数
主蒸汽
再热蒸汽

 

250公斤/厘2,538℃
40.7公斤/2,538℃

3

额定真空度
和给水温度

722mmHg(大气压760mmHg)/21℃

4

最大输出

36.7万千瓦(发电端)

5

最低负荷

7万千瓦? 20%(额定负荷)

6

运行方式

变压运行

7

给水泵

凝汽式汽机传动/转速控制

8

负荷变化率

5%/分

9

效率

 

 

 

 

项目 最大输出 4/4负荷 3/4负荷 2/2/4负荷 1/4负荷
输出(万千瓦) 36.7 35 26.25 17.5 8.75
锅炉效率(%) 87.85 87.95 88.12 88.12 87.98
锅炉房效率(%) 87.62 87.66 87.63 87.7 87.66
汽机热耗(大卡/度) 1874 1872 1888 1950 2145
发电输出端热效率(%) 40.21 40.27 39.95 38.68 35.13
厂用电率(%) 3.18 3.14 3.83 4.75 8.88
净设备热效率(%) 38.93 39 38.42 36.84 32.03

* 厂用电率不包括运煤、灰处理、排渣和废水给水设备

10

啟动时间

 

 


项目
极热态 热态 暖态 冷态
停机时间(小时) 2 8 32 1个星期
啟动时间(分) 55 70 150 380

11

啟动损失

 

项目 极热态 热态 暖态 冷态
停机时间 2 8 32 1 个星期
啟动损失x106大卡 53.2 84.9 182.4 616.6

12

寿命消耗率

 

 

 

 

 

项目 次数(20年内) 高压分离器 中压转子
每一次 共计 每一次 共计
极热态(停机2小时) 100 0.0091 0.91 0.0001 0.01
热态(停机8小时) 3200 0.0071 22.72 0.0115 36.8
暖态(停机32小时) 800 0.0037 2.96 0.017 13.6
冷态(停机1星期) 80 0.0027 0.22 0.015 1.2
负荷变化(大) 4800 0.0002 0.96 0.0001 0.48
负荷变化(小) 30000        
共计     27.77 52.09

注:在锅炉和汽机设备中,只把寿命消耗最大的高压分离器和中压转子作为对象计算了消耗率。
同时,啟动次数和负荷变化次数,根据中间负荷运行采用的通用值计算。

这是一台35万千瓦燃煤变压运行超临界压力机组。一次再热,251大气压,538/538℃。汽机共有8 挡抽汽供4级低压给水加热器和3级高压给水加热器以及除氧器用蒸汽。低压汽机的排汽通往凝汽器。采用海水冷却。在条件最差的夏季也能把排水温度保持在7℃以下。
这台锅炉具有良好的啟动性能和负荷跟踪性能,它以日本东京电力公司大井电站No3机组本生炉为设计基础,同时采用了有关燃煤电站的丰富经验和若干尖端技术,还充分考虑了发展前景,有降低NOx排放量的措施。锅炉不仅效率高,而且可用率也高。
设计用煤的特性如下:

发热值:5100大卡/公斤,固有水份:5.9%,灰分:26.1%,挥发分:36.2%,固定碳:31.8%,硫:0.21%,软化点:1270℃,熔点:1310℃,流动点:1340℃,假定表面水分:8%
煤的元素分折值为:
C:53.9%,H2:4.2%,N:1%,可燃硫:0.1%,O2 :11.5%,灰:29.3%
灰分折值如下:SiO2:60.66%,AI2O3:26.53%,Fe2O3:2.88%,CaO:3.78%,TiO2:1.13%,
MgO:0.95%,SO3:1.19%,Na2O:1.12%,K2O:1.01%,P2O:0.25%,MnO:0.05%

2)锅炉主要特点(图5—9)

图5—9 日本川崎—VKW型35万千瓦机组锅炉的主要特点

3)低负荷运行和汽机旁路系统
低负荷运行装置由蒸发器出口设置的旋风式蒸汽分离器、高压分离器以及锅炉循环泵等构成。当负荷降低到35%以下时,蒸汽分离器分离出的水靠循环泵送回省煤器入口内。锅炉最低负荷可以降低到20%。
汽机旁路装置由蒸汽转换阀、再热器和溢流阀等构成。本低负荷运行和汽机旁路装置具有如下特点:

(1)锅炉啟动时,首先啟动给水的对锅炉进行水冷。当高压分离器达到一定程度后,循环泵自动开啟。由于燃料投入量增多,锅炉蒸发量增加,出口蒸汽压力和温度上升。当过热器出口压力达到变压运行压力,调节蒸汽转换阀。

  • 冷态啟动时,点火后立即发生低压蒸汽,预热主蒸汽管路、再热器和汽机,缩短啟动时间。
  • 锅炉发生的蒸汽经过蒸汽转换阀立即进入再热器,所以一啟动便使再热器得到冷却,可起到保护再热器的作用。此时,再热器由节流阀调节,保证其最低流量。
  • 按蒸发量要求,由给水泵补充给水量,可保证蒸发器内的最低流量。增加了负荷的安全可靠性。啟动时间短,损失小。
  • 热态啟动时,因汽机的金属温度特别高,能同时进行锅炉和汽机的运转,可大幅度地缩短啟动时间,减少啟动损失。

(2)锅炉负荷上升到35%以上后,高压分离器的负荷处于平衡,自动停止循环泵的工作,以后按直流锅炉的运行方法运行。

  • 由循环转变为直流,只靠锅炉内部水和蒸汽状况的变化进行。锅炉从入口到出口间的主回路上完全不需要设置调节阀和截流阀,啟、停均非常简单,易于实现自动化。
  • 冷态啟动和热态啟动的啟动方式基本一致,自动化装置也完全相同。

(3)汽机旁路装置按100%负荷考虑。

  • 机组满负荷运行时,如汽机突然解列,锅炉负荷不必急降到初始“稀释点
  • 汽机以厂内负荷运行时,锅炉可继续低负荷运行或单独运行。
  • 由凝汽器回收啟动和低负荷运行的冷凝水,可减少水损失。

(4)防止锅炉积灰、结渣和磨损的措施 日本川崎公司自称具有丰富的燃煤超临界压力锅炉经验可对任何煤种均可以设计出最隹的和最可靠的锅炉。有下列措施: 设计炉膛容积时考虑了煤粉能完全燃烧,炉膛的尺寸能确保将炉膛出口烟气温度控制在灰的软化点以下。

  • 为了防止水平烟道积灰,不设置悬掛式受热管屏(二级过热器和二次再热器),充分考虑了安全性。在实际设计时,这些受热面都布置在尾部烟道内。
  • 尾部烟道最上面为板式二级过热器,每个隔板在炉宽方向的间距较宽,以减少积灰。
  • 冷灰斗有足夠的宽度,以避免煤渣堵塞。
  • 炉膛水冷壁装有足夠数量的吹灰器,以防止水冷壁的结渣。
  • 为尽量控制锅炉灰渣,希望对流受热面管屏内的烟气速度不超过10米/秒。
  • 在烟气转向部位,设置有防磨导板。
  • 为进一步保险起见,在易结渣的部位还设置了特殊的保护装置。

2.日本石川岛播磨公司设计的100万千瓦机组[216],[217]

1)主要参数

最大连续负荷时的蒸发量:3050吨/时
过热器出口最高使用压力:349公斤/厘2
过热器出口蒸汽压力:325公斤/厘2
过热器出口蒸汽温度:570℃
一次再热器出口蒸汽温度:568℃
二次再热器出口蒸汽温度:568℃
燃烧方式:全部烧煤
通风方式:负压
受热面型式:

炉膛:膜式水冷壁
下部炉膛:螺旋式水冷壁
上部炉膛:垂直管排膜式水冷壁
一次和两次再热器:接触式裸管
省煤器:接触式裸管。

 

图5—10 IHI—FW型100万千瓦变压运行超临界压力锅炉

2)锅炉本体设计 燃煤锅炉的炉膛尺寸决定于煤的性能。因此和过去炉膛尺寸的决定方法几乎完全相同。炉膛上部设有隔壁,后壁设置有鼻部。

3)低负荷运行和汽机旁路装置

(1)低负荷运行装置 汽水分离器按小而多的原则进行设计,从而使容器薄壁和小口径化。通过该装置可减少啟动和低负荷运行时的热量损失。

(2)汽机旁路系统 由于这台锅炉用于中间负荷,啟、停频繁,采用本旁路系统可确保啟动时过热器和再热器内的蒸汽流量。靠调节投入燃料量和本旁路系统来控制主蒸汽温度。


图5—11 低负荷运行和汽机旁路系统

4)锅炉的性能

可在25%—额定负荷范围内控制主蒸汽温度。可在50%—额定负荷范围内控制一次和二次再热器出口的蒸汽温度。从点火到带满负荷运行的半热态啟动时间为290分钟,热态啟动时间为170分钟。 负荷变化速度如下:

满负荷←→50%负荷: 5% / 分

50%负荷←→30%负荷: 3% / 分

30%负荷←→20%负荷: 2% / 分。

5)各部分应用的材料

步骤

1

2

3

项目

A

B

炉膛水冷壁

STBA20

STBA22(上部)
STBA20(下部)

STBA22(上部)
STBA20(下部)

STBA22

末级过热器管

SUS321HTB
(内部喷丸处理)

SUS321HTB
(内部喷丸处理)

SUS347HTB
(内部喷丸处理)

17—14CuMo
Incoloy807
Incoloy617

末级再热器管

SUS321HTB
(内部喷丸处理)

SUS321HTB
(内部喷丸处理)

SUS321HTB
(内部喷丸处理)

SUS347HTB
(内部喷丸处理)

主蒸汽管

STPA24

STPA24

9Cr—2Mo

SUS316HTP

汽水分离器

SBV2

SBV2

SBV2

2.25Cr—1Mo

安全阀

WC9

WC9

9Cr—2Mo

SUS

调节阀

WC9

WC9

9Cr—2Mo

SUS

锅炉再循环泵

WC6

WC6

WC6

WC6