.STYLE6 {font-size: 12} .STYLE7 {font-size: 12px; font-weight: bold; } .STYLE11 {font-weight: bold} -->
 

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 (1)

(1)(2)

第一章 国外早期超临界压力机组的运行情况

一、概况[233]—[243]

国外早期超临界压力机组一般泛指50年代末60年代初西德、美国、日本和苏联等国生产的第一批超临界压力机组。这类机组在西德有许尔斯化工厂第二电站No.1 和2、哈丁根电站No.1和 2、乌尔丁根电站No.1、弗兰肯大电站、施门森电站No.1和 2、汉堡电站、格贝尔斯多尔夫第二电站等机组。对美国而言,所谓早期机组指菲洛电站、阿逢电站、布里德电站、克利夫兰电站、爱迪斯顿电站和菲利普斯蓬电站等机组。苏联的早期机组系指ТПП—110、ТПП—210、ТПП—210A、ПК—39、ПК—50、ПК—41、ПК—41—1、ТГМП—114、ПК—41Ц等型号的30万千瓦机组,这些机组采用双炉体。管圈结构多为立式多次上升下降和水平迂回上升。安装这些机组的电站如切列佩斯电站No5—No7、普里德勒托洛夫电站No.11---No.13、柯拉科夫电站No.1和No.2、铁洛伊茨电站No7、克里俄斯电站No.1和罗沃基尔哈士电站No.1和No.2等机组。
 
早在1920年就有人着手超临界压力直流锅炉的研制工作,但尚未达到实用阶段。因为当时材料、给水处理和自动控制技术方面存在一些问题,加上汽机的设计结构不合要求,故产生的超临界压力蒸汽不得不先降压后再使用。但是后来,由于上述项目技术的进步,采用超临界压力蒸汽所带来的各种技术问题,也逐步获得解决,超临界压力火力发电才开始进入实用化阶段。

世界最早的超临界压力火力发电设备是西德许尔斯化工厂第二电站No1,8.8万千瓦机组,1956年正式投运。这是一座自备电站。而公共电站第一台超临界压力机级是1967年投运的美国菲洛电站No6机组, 由美国拔伯葛公司和通用电气公司联合研制。
 
以后美国又相继投运了351公斤/厘米2,649/566/566℃-246公斤/厘米2,566/566/566℃等4种蒸汽参数的6台机组。如继菲洛电站No6机组之后,美国费城电站公司在西屋公司和燃烧工程公司的合作下开始研制当时,也是现在世界最高蒸汽参数的爱迪斯顿电站No1,32.5万千瓦机组(351公斤/厘米2,649/566/566℃)。这台机组于1960年投运。当时耐热钢发展迅速,故按649℃的新汽温度进行设计和制造。但实际上,该机组投运的第一年却按621℃降压状态下运行。当时的主要出发点是害怕出问题,想先降压用一段时间,如没有异常情况发生,再将汽温升回到原来的649℃。与649℃温度相适应的汽机入口蒸汽压力确定为351公斤/厘米2
 
美国第三台超临界压力机组是克利夫兰电气照明公司的阿逢电站No8,25万千瓦机组(246公斤/厘米2,539/566℃),该机组1956年开始研制,1960年投运。其蒸汽参数是目前实用机组中最普通采用的一种。提高了机组的可用率,汽机依然可以采用铁素体钢,不会出现高温故障。美国随后投运的另外几台机组,如布里德电站No1、菲利浦斯蓬电站No5和爱迪斯顿电站No2机组,其汽机入口温度比阿逢电站更低,采用的蒸汽参数为246公斤/厘米2,566℃。适当降低超临界压力机组的蒸汽参数后,尽管电站热效率低一些,但却大大地缓解了当时高参数机组制造上的某些技术难题,减少了运行中的问题。
 
本书第Ⅰ部分已对国外超临界压力机组的发展历史及其特点作了介绍,故在此不再赘述。归纳起来,在西德、美国和苏联的早期超临界压力机组中,的确在运行中暴露出了大量的问题。但只有采用辩证的观点去正确认识它们才能不被某些表面现象所迷惑。应该看到,绝大多数问题已得到解决,成了历史问题。但同时也不宜认为这种机组已尽善尽美。我国发展超临界压力机组时既要吸收国外的经验和教训,又要进行深入细緻的研究工作,全盘照搬国外的技术是不足取的,全面否定也是不妥的。今后我国发展超临界压力机组不管走什么样的途径,不管是靠自行研制或者是引进技术,均需要作一番详细的调查研究工作。对国外发展超临界压力机组初期所碰到的各种问题,既不抹煞,也不誇大。力求搞清问题的始末,只有这样才能绕过前进中的暗礁,避免重蹈覆辙而犯历史性的错误。

二、早期机组运行不隹的征兆-可用率低[244]-[262]

美国爱迪生电气研究所提出的资料指出,在1960-1964年时的各种参数锅炉中,大机组,尤其是超临界压力机组的运行可用率最低(图1-1)。总的趨势是运行可用率和机组的容量成反比。如美国当时20万千瓦以上的机组需5年时间才能达到稳定而正常地运行,而20万千瓦以下的机组则只需要1年时间。20万千瓦以下的机组一般为汽包炉。在新汽温度为482513℃时,6—8.9万千瓦机组的总可用率为92.4%,当汽温增加到538-543℃时,13—19.9万千瓦机组的总可用率为90%。当汽温增加到560—570℃时,总可用率降到88.8%。当机组的容量再增加到38.9万千瓦时,可用率降到87.2%。如图1—1所示,美国当时超临界压力机组的运行可用率仅为79%左右,而亚临界压力机组却高达85%。

 

图1-1 1960-1964年美国各种容量机组运行可用率统计

早期超临界压力机组的可用率差是一个共性问题。如美国爱迪斯顿电站No1机组在1962年用649℃汽温运行的一年中,共停机11次。其中除一次定期检修和一次控制阀和主截止阀维修外,其余为给水控制系统故障、电气故障、材料选择不当和制造缺陷造成的爆管事故。应该指出,在这段时间美国大容量亚临界压力机组也同样出现了不少事故。表1—1是美国早期超临界压力机组的运行情况。

表1-1 美国早期机组的可用率和供电热效率

 

年份

爱迪斯顿电站
No1
爱迪斯顿电站
No2
布里德电站No.1 菲利普斯蓬电站
No5
阿逢电站No8
单机容量 可用率 实际供电热效率 单机容量 可用率 实际供电热效率 单机容量 可用率 实际供电热效率 单机容量 可用率 实际供电热效率 单机容量 可用率 实际供电热效率
1961 32.5 57.3 39 32.5 73.5 38.9 45 75 38.7            
1962 35.4 71.4 40 35.4 86.3 39.5 45 75.9 38.6 45 74.4 38.5 23.3    
1963 35.4 27.8 38.2 35.4 85.4 39.5 45 75.3 38.4 45 78.3 38.4 23.3    
1964 35,4 50.6 38.9 35.4 87.3 38 45 68.6 37.9 45 78.6 38.2 23.3 71.6 37.6

注:变化汽轮发电机容量使机组容量产生变化

此外,又如美国蒸汽参数为246公斤/厘米2,538℃丹纳斯河电站No4机组的可用率为67.7%(1964年7月1日-1965年3月1日)。而同样蒸汽参数的海恩斯电站No5,33万千瓦机组,从投运后2个月开始统计,5个月内锅炉故障停炉28次、汽机停机2 次,可用率为70%。

西德许尔斯化工厂第二电站No1机组开始投运时也曾碰到大量技术问题,而且这些问题在相当长的时间内(1956-1962年)没有得到妥善解决,可用率只有70%。该机组1962年进行了一次大修,消除了一些与超临界压力无关的炉膛缺陷后,到1963年其可用率达到85%,1964年又进一步上升到88%。该电站No2机组在1961年时由于啟动时汽机发生了与超临界压力无关的事故,可用率75%。但1962年和1963年可用率上升到96和98%。1964年因设备大修了七周,可用率下降为87%。该机组除大修外还按计划进行了10—14昼夜的小修[240],[248]。
 
苏联早期的超临界压力机组,在1964年刚开始大批投运时,由于缺乏经验、设计考虑欠周到、材料问题没过关、以及当时制造质量差,事故频繁。到60年代后期,由于作了一些重大修改,机组逐渐成熟[245],[246]。
 
苏联切列佩斯电站No5和普里德勒托洛夫电站No11机组运行初期的可用率极低。其平均连续运行时间、最大连续运行时间和事故停机次数在1964年时分别为23小时-43;55小时-180小时;25次-19次。1965年1-3月时为150小时—130小时;460小时—270小时;5次-7次。
苏联另两台机组(切列佩斯电站No.6和柯拉科夫电站No.1)的可用率如表1-2所示。

表1-2 苏联切列佩斯电站No.6和柯拉科夫电站No1机组的可用率(%)


运行时间(小时)
切列佩斯电站No.6 柯拉科夫电站No.1
1000 31 77
2000 40 77
4000 46 78
7000 60 76
10000   79

从表1-2不难看出切列佩斯电站No.6的可用率比柯拉科夫电站No.1机组的稍微低一些。这主要是因为锅炉结构上的种种原因造成的。列佩斯电站No.5,No.6和柯拉科夫电站No.1—No.4机组锅炉受热面的事故数,在1966年以后有了大幅度的降低,可靠性逐步增加。柯拉科夫电站No.1和No2和切列佩斯电站No.6在1966年下半年的可用率如表1-3所示。

表1-3 1966年下半年柯拉科夫电站No.1和No.2与切列佩斯电站No.6的可用率(%)


运行时间(年,月)
柯拉科夫电站 切列佩斯电站No.6
No.1 No.2
1966年8   90  
9   84  
10 76 66  
11 69 74 64
12 72 74 68

引起国外早期超临界压力机组可用率低的原因很多。表1—4是苏联对两此机组的事故停机原因分折。在所有事故中,锅炉受热面的问题最严重。这是因为苏联早期机组炉膛下辐射区管圈结构欠合理、制造工艺未过关、质量检查不严格等综合性原因造成的。此外,辅机问题也不少。各国的情况并不完全一样,因为采用的炉型、管圈结构、容量、蒸汽参数、燃料、炉膛容积热负荷和断面热负荷的选择、以及制造工艺水平都有一定差别[246]。

表1-4 苏联切列佩斯电站No.5和普里德勒托洛夫电站No.11的事故停机原因(%)

  切列佩斯电站No.5 普里德勒托洛夫电站No.11
锅炉受热面损坏 61 60
汽机故障   4
阀门及自控系统误操作   4
辅机类的损坏 10 16
电气设备的故障 3 8
其它 26 8
合计 100 100

表1—5是几台机组停机次数的统计,可看出锅炉的停机次数最多,汽机和发电机的停机次数虽少,但停机时间长。

表1-5 苏联切列佩斯电站No.5和No.6和柯拉科夫电站No.1和No.2的事故停机次数

 

切列佩斯电站

柯拉科夫电站

No5

No6

No1

No2

运行时间

1963.10-1966.9

1964.10-1966.9

事故部位

事故次数(停机时间(小时))

锅炉本体

48

27

A
13
(446)

B
24
(1004)

A
23
(905)

B
23
(1003)

引风机

3

 

2(442)

 

空气预热器*

8

1

 

 

汽机

4

3

6(2342)

3(162)

冷凝水泵

1

 

 

 

啟动电动给水泵

 

1

1(302)

4(300)

驱动给水泵汽机*

8

1

3(1084)

2(212)

发电机

3

1

5(1202)

2(233)

主变压器

 

 

1(1200)

 

注:*引起机组出力降低

锅炉受热面损坏最常见的现象是锅炉爆管事故和腐蚀问题。美国阿逢电站No8,爱迪斯顿电站No1和No2、苏联切列佩斯电站No5、普里德勒托洛夫电站No11、铁洛伊茨电站No7等机组均发生过爆管事故。爆管的主要原因是焊接不良、材质缺陷、汽水系统方面的问题等。苏联铁洛伊茨电站曾为了防止爆管和延长奥氏体钢屏式过热器的寿命,在最初6个月试运行中将蒸汽温度降为540/540℃。

美国丹纳斯河电站No4(主蒸汽温度538℃)曾产生旋风炉水冷壁的腐蚀问题。苏联烧煤的超临界压力机组曾发生过大量受热面积灰腐蚀和附着物妨碍传热等问题。

三、早期机组调峰性能差

国外早期超临界压力机组,尤其是美国和苏联的机组同,由于炉型和管圈结构型式的限制,一般只能带基本负荷运行。如美国早期机组中有的用回带管屏,有的用垂直管排;苏联有的用多次立式上升下降,有的为水平迂回上升管屏,均不能带中间负荷,低负荷运行性能不好。故改进超临界压力机组的调峰性能是形势发展的迫切需要。考虑到苏尔寿锅炉、UP直流锅炉以及苏联早期机组存在着调峰性能差问题,人们在以下方面谋求出路:

1.发展复合循环锅炉

复合循环锅炉的特点是在低负荷时用循环泵使锅水循环,在高负荷时自动切换成直流锅炉的运行方式。这种锅炉除具有比一般直流锅炉的啟动旁路系统简单、低负荷运行安全、可选择较低的工质重量流速、炉膛水冷壁各部分温度均匀、炉膛水冷壁结构简单,合理外,并可满足微正压燃烧的要求、由啟动系统切换成主系统时蒸汽温度变化小、负荷调节性能好、甩负荷性能良好和降低给水泵消耗电能等优点外,还有一个重要的优点是可局部变压运行。因为装有节流阀等装置,增加了锅炉的机运性,可供给啟动用的低压高热焓蒸汽,从而使这种锅炉的局部变压运行性能得到改善。

复合循环锅炉的调峰性能虽不理想,但并不比汽包炉逊色。它没有汽包炉调峰时令人头痛的厚壁受压元件周期疲劳应力问题,故更适合于调峰。复合循环锅炉曾经在世界上风靡一时,如今虽说不如过去时兴,但仍不失为一种较成熟的超临界压力锅炉的炉型。

2.发展螺旋式水冷壁的变压运行锅炉[211],[215],[217],[218],[222]

在锅炉下部高热负荷区采用螺旋上升管圈,上部为多次上升垂直管屏。有的锅炉因容量较小,整个炉膛全由螺旋上升管圈构成。这种锅炉的优点是平行管间的吸热均匀,水冷壁管中不另加混合联箱。不存在汽水混合物分配不均匀问题。可自由选择重量流速,不受容量、炉膛周界长度和管径大小的限制,可选用较大的管径(Φ32—34毫米)和节距(42毫米)。可带循环泵(如日本川崎重工和石川岛播磨公司的35和60万千瓦机组),也可以不带循环泵(如日本三菱重工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%负荷时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。

3.发展其它型式的变压运行锅炉

如采用带垂直蒸发管圈的大容量超临界变压运行直流锅炉。特点是用内螺纹管来解决变压到亚临界压力时的膜态沸腾问题。和螺旋式水冷壁锅炉相比较,在部分负荷亚临界区域)时,垂直型的蒸发管管壁温度比螺旋式的低。运行特性几乎没有差别。受力情况较隹。炉膛尺寸和锅炉基础荷重两者之间没有差别,现场焊接接头少,安装工时少。比螺旋式水冷壁维修容易。

四.早期机组啟动热量损失大,啟动时间长[269]—[272]

早期机组,如UP直流锅炉和苏尔寿锅炉的啟动系统都较复杂,为了保护啟动时和低负荷运行时炉膛水冷壁和其它锅炉受热面的安全,采取排走占锅炉额定负荷30%锅水的办法。这种不得不采取的措施造成了单位热耗的骤增。

另一个问题是锅炉的啟动时间较长。如美国丹纳斯河电站No。4机组,从点火到并网发电,冷态啟动时间需要4小时。但采用同样蒸汽参数的海恩斯电站No。5机组的冷态啟动时间却长达12小时,热态啟动时间仅为1小时。

早期机组如布里德电站No。1、菲利浦斯蓬电站No。5机组的冷态啟动时间也需要12小时左右。

苏联早期机组的啟动时间一般也大于或等于10小时,后来缩短为8.5小时。

苏联50万千瓦机组吸取了30万千瓦机组的经验,在啟动时采用20公斤/厘米2,250℃左右的蒸汽暖机,仅需5.5小时便可以采用变压运行将压力升至250公斤/厘米2。

西德许尔斯化工厂第二电站为了缩短超临界压力机组的啟动时间,曾采取了一些措施,如在50%负荷以下时用亚临界压力啟动,超过50%负荷后,便改用超临界压力。

五、运行费用偏高

电站的运行费用一般由工资、维修费、其它费用和 燃料费用组成。早期超临界压力机组由于设备故障多,可用率相对较低,维修费用高,其节约燃料的优点往往被上述缺点所埋没。仅就运行费用而论,本可以更低一些,但却显得偏高。
 
表1-6是1961年美国三台超临界压力机组运行费用的比较。其中,爱迪斯顿电站No.1机组由于蒸汽参数特别高,故维修费用较高是必然的。

六、发电成本高

发电成本随燃料价格、可用率、折旧年限、固定资产回收率、机组容量和蒸汽参数等因素而变化。早期超临界压力机组由于蒸汽参数偏高、奥氏体不锈钢用量大设备投资大,若的旧年限一定,则固定资产回收率相对较高。又因为当时缺乏设计、制造和运行方面的经验,故设备运行事故多,可用率低。电站热效率高,可节约燃料。但发电成本方面的优点被抵销。本来,如果照正常情况,应该低一些,但实际上却同当时亚临界压力机组的发电成本相差无几。
 
由于具体国家、地区、公司的条件不一致,发电成本也不尽相同。但总的趋向性的观点是认为采用超临界压力机组比用亚临界压力机组的发电成本稍低一点。
日本关西电力公司指出,机组容量越大,超临界和亚临界发电成本差距便越大,采用超临界压力机组也越有利。国外早期超临界压力机组(尤其是西德的机组)单机容量偏小,这也是造成当时超临界机组发电成本偏高的原因。

表1-6 1961年美国超临界压力机组运行费用的比较

  爱迪斯顿电站
No.1
布里德电站
No.1
菲利浦斯蓬电站
No.5
当时电站装机总容量
(万千瓦)
65 45 106
发电量(106度) 3725.8 2953 6586
工资 106円 212 142 335
分/度 5.7 4.8 5.1
维修费 106円 754 218 511
分/度 20.2 7.4 7.8
其它费用 106円 89 53 85
分/度 2.4 1.8 1.3
燃料费用 106円 4130 1752 4065
分/度 111 59.6 61.7
总计运行费用 106円 5185 2165 4996
分/度 1393 73.6 75.9
燃料 消耗量
103吨
1069.2 1080.2 2359.8
热值
大卡/公斤
7574 6074 6409
单价
分/103大卡
49.6 26.7 26.8