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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 (2)

(1)(2)

第一章 国外早期超临界压力机组的运行情况 (1)

第二章 国外早期超临界压力机组的主要技术问题 (2)

一、设计问题

1.炉型选择不当

美国早期超临界压力机组中有许多台采用苏尔寿直流锅炉。苏联早期超临界压力机组中也有不少用立式多次上升下降的炉膛管圈型式,曾出现过一些严重的问题。如:

1)水动力不稳定性
苏联早期超临界压力机组的锅炉曾出现过水动力流动不稳定性问题,特别是在屏式过热器上产生倒流现象。这主要是炉膛管圈和炉型本身问题造成的。美国单纯使用上升管的炉膛水冷壁结构也有产生水动力问题的。为了避免这个问题,对管路作了一些改进,并采用了特殊的结构,使流速保持在一定的限度以上。美国早期的超临界压力机组,曾有几处因结构不良导致汽水堵塞。但后来采取了适当措施后,便再也没有见到产生这种水动力不稳定问题的介绍了。例如阿逢电站(苏尔寿锅炉,25万千瓦,775吨/时,245公斤/厘米2,593/565℃)原设计的循环系统有问题,在试运行期间曾多次发现管子局部过热爆管事故。机组在啟动和低负荷运行时的最初阶段说发现管子中汽流分布不均匀。为此,作为制造厂的燃烧工程公司只得在全部208根水冷壁入口处补装工节流孔板。在调整锅炉机组时,发现隔离新汽过热器元件的管子上有严重的过热现象。另外一次,由于循环系统发生事故,造成60根管子损坏(弯曲和鼓肚),并有一根管子爆裂,造成锅炉停炉捡修一个月。最后将这些管子中流体的下降运动改为上升运动才解决了问题。
苏尔寿锅炉进出口联箱间的炉膛垂直管组有8个上升下降流程。苏联早期机组如;ТПП—110型锅炉的下辐射区管屏为10次上升下降,上进上出;ТПП—210和ТПП—210A型锅炉改为5次上升下降,下进下出。对大容量超临界压力锅炉来说,这些管圈型式是没有发展前途的。原因是连接复杂,价格昂贵和压力损失大。

2)过多地采用双炉体
美国早期的几台苏尔寿型超临界压力锅炉,如爱迪斯顿电站No。1和No。2(32.5万千瓦机组)、阿逢电站No。8(25万千瓦机组)均采用双炉体结构。苏联30—80万千瓦机组的锅炉中很大一部分是双炉体。如苏联30万千瓦机组中ТПП—110、ТПП—210、ТПП—210A、ПК—39、ПК—50、ПК—41、ПК—41—1、ТГМП—114、ПК—41Ц,其中ТПП—110型机组一个炉体布置过热器,另一个炉体布置再热器。这种炉体布置方式的缺点是,当一个炉体发生故障时,整个机组要停机。而从ТПП—210型开始改为两炉体完全对称布置,优点是当一个炉体发生故障时,机组仍可带部分负荷。苏联50万千瓦中П—49型和80万千瓦中ПП—2500/255Ж这两种型号的机组也采用过双炉体。另外,美国的第一台100万千瓦机组也采用双炉体。
双炉体锅炉的主要缺点是调节回路多,如苏联30万千瓦有4个调节回路,80万千瓦有8个调节回路。除了汽水系统布置复杂外,主蒸汽管路也相当复杂。如美国阿逢电站No。8机组,从锅炉过热器流出的蒸汽经过8根;Φ168x33的主蒸汽管流向节流阀,管材为TP316。每根管长约为90米。节流阀的另外一边是奥氏体—铁素体异种钢焊接的过渡部分。再进入混合联箱,由该混合联箱引出4根Φ292x82.5的蒸汽管送往汽机。所以阀门数量众多,这一切又会增加锅炉的制造费用,并使锅炉和整个机组的运行费用加大。
大量的双炉体机组的运行经验表明,与“一机一炉”的单元机组比较,双炉体在发电量和可用率方面没有明显的优点。而单炉体却具有体积小,阀门数量少、金属消耗量低和安装方便等明显优点,是现在大家公认的大容量锅炉炉体的主要布置型式。后来国外生产的各种超临界压力锅炉已不再采用双炉体的布置方式了。

2.部分机组蒸汽参数偏高

如西德许尔斯化工厂第二电站No1(8.8万千瓦,250吨/时,309公斤/厘米2,600/565/565℃),No2(4万千瓦,300公斤/厘米2,555/530℃)和No3(5.8万千瓦,300公斤/厘米2,575/565℃);乌尔丁根电站No1(1.8万千瓦,299公斤/厘米2,525/525℃)和No2(1.8万千瓦,294公斤/厘米2,525/525℃)。又如美国菲洛电站No6(12.5万千瓦,307吨/时,316公斤/厘米2,621/566/539℃);爱迪斯顿电站No1(32.5万千瓦,908吨/时,352公斤/厘米2,649/565/565℃)。

上述蒸汽参数之所以被认为偏高,是因为脱离了当时(50年代末和60年代初)的具体条件。首先是缺乏超临界压力机组的设计、制造和运行经验。许多有关材料科学研究和高蒸汽参数机组必须进行的试验研究工作均没有来得及作。在这样的情况下,一开始就将蒸汽参数选得如此高必然会引起一系列技术问题。如在这样的蒸汽温度下,将造成过热汽温和再热汽温上升,就要求选用高级的过热器和再热器钢材,会出现一些相应的设计结构问题,使高温腐蚀加剧,不得不采用大量的奥氏体不锈钢,从而又明显地影响了机组的投资。另一方面,由于当时奥氏体和异种钢焊接工艺未过关,检验手段差,质量管理不健全,导致机组运行中事故频繁,降低了设备的可用率。

3.部分机组的单机容量偏小

这里主要指的是西德早期的超临界压力机组。西德在发展超临界压力机组的容量选择方面较保守。容量一般为10—20万千瓦。其中相当一部分是各企业自备电站的工业背压小机组。最小的是巴威略乌尔丁根电站No。1和No。2机组,其容量仅为1.8万千瓦。

我国如发展超临界压力机组,单机容量不宜过小。西德原想先上小机组,待取得经验后,再发展大容量机组。由于某些具体原因,西德没有在取得经验后及时上大容量机组,导致西德由世界上发展这种机组最早的国家变为发展速度相对较缓慢的国家,此乃前车之覆,后车之鉴。这里,不是说一点不上小机组,适当发展几台以取得经验是完全必要的,但应以发展大容量机组为主。

4.美国早期机组的炉膛容积热负荷选得过高

美国早期和中期的大量超临界压力机组的锅炉设计中,过份强调了节约钢材,设计欠完善,形状和裕度很小。如燃煤机组的炉膛容积热负荷有的高达280x103大卡/米3时,为西德和苏联的两倍。所以其炉型显得过于“苗条”和“瘦小“。

5.热力系统过于复杂

如美国爱迪斯顿电站No1机组,从省煤器起的回路中,包括下辐射区,设计了4流程。随后每一流程又分为2个流程,结果主蒸汽管变成了8根。这样一来在汽水回路上就必须安装4套很贵重的阀门(每套中有2只停汽阀和1只旁通阀),还有20个喷水点以调节汽温。系统弄得很复杂,非常昂贵,需要很高的运行费用。

同时,当时普遍采用的苏尔寿锅炉和UP直流锅炉,其啟动系统也过于复杂。往往为了保护啟动时炉膛水冷壁和受热面,用排走占锅炉额定负荷30%锅水的保护措施,又会引起单位热耗的急剧增加,而且还要求设计昂贵和复杂的旁路系统。

6. 两次再热机组使用过滥

采用两次再热可以提高电站的发电热效率,对此不难从图2—1的yong流线图中看出来。“yong”是技术上有效功转变的能量。在所有yong流中,燃烧过程的yong损失占22.6%,传热过程的占14—13.4%,这两者占了总损失的一大部分。


图2-1 30万千瓦超临界压力机组的yong流线图

为了减轻传热过程的损失,可提高传热过程的平均蒸汽温度。此外也可以采用两次再热机组。如图2—1所示,两次再热可减少0.58%的传热损失。尽管此时蒸汽参数没有变化,仍可减轻0.43%的yong损失。

是采用提高蒸汽温度或采用两次再热,这得视具体情况而定,它们各有利弊。如提高汽温,便意谓着对材料将提出更苛刻的要求,随之而来的是一些较难以解决的技术问题。若用两次再热,即将高压汽机排出的蒸汽加以压缩和再热,再次返回循环,可使机组的效率提高。

国外早期超临界压力机组中采用两次再热相当普遍。美国和日本的两次再热机组占全部超临界压力机组的比例均在30%左右。早期机组中占的比例更大。存在着使用缺乏节制的趋向。当时有许多中、小机组也盲目采用两次再热。如西德的许尔斯化工厂第二电站No。1(8.8万千瓦,309公斤/厘米2,600/565/565℃);弗兰肯大电站(350吨/时,285公斤/厘米2,525/535/535℃);格伯尔斯多尔夫第二电站(10万千瓦,304吨/ 时,249公斤/厘米2,520/530/530℃);曼海姆电站(650吨/ 时,275公斤/厘米2,530/540/530℃)。又如美国菲洛电站No。6(12.5万千瓦,315公斤/厘米2,640/565/538℃)。两次再热机组虽可提高电站热效率,但也会增加系统的复杂性有设备的制造成本。运行实践和理论计算均表明,对中、小机组而言,采用两次再热所获得的效益的提高,不足以补偿这些额外投资费用和运行中所遇到的各种麻烦问题。

现代大容量机组,为了进一步提高机组热效率和减少热能损失,过去一般均毫无例外地采用再热机组。不过每增加一次循环,所提高的经济效益将低于前一次,并且由于两次再热蒸汽的压力较低,蒸汽比容很大,这就给再热器和进出汽机与锅炉之间的主蒸汽管道带来很多不利条件,使设备的投资增加,故对中、小机组,采用两次再热机组是不经济的。大容量机组可以适当考虑采用两次再热。但即使是大容量机组,目前总的趨向也是不用或少用两次再热。如苏联50—120万千瓦机组中没有一台用两次再热机组。美国1966—1975年间,美国拔伯葛公司生产的大量UP直流锅炉中绝大部分(82%)是一次再热机组,所有130万千瓦机组都不是两次再热机组。日本鹿岛电站的2台100万千瓦锅炉为一次再热机组。在美国燃烧工程公司生产的复合循环锅炉中,两次再热机组仅占6%。

6.误用外置式过渡区

国外部分机组,如美国爱迪斯顿电站No1和No2;阿逢电站No8;苏联的ТПП—110等,将过渡区作成独立的受热面型式置于对流烟道内,这是错误的。

二、制造工艺问题

大容量超临界压力机组的运行可靠性,即可用率的优劣受很多因素的影响,除前述各种设计问题外,制造工艺、检验方法和严格的产品质量保证体系等都是极其重要的问题。实践得知,后者导致爆管的机率并不低于前者。大容量锅炉那怕一根管子爆管也往往会使机组停机1—3昼夜,使电站蒙受极大的经济损失。
 
国外早期超临界压力机组可用率低的重要原因这一是制造质量低劣。如苏联早期机组事故频繁,其原因也在于此。当时制造工艺问题集中表现在以下几个方面:

1.进厂管材缺乏严格检查和检验方法落后

当时原材料进厂采用抽查的办法作各种金相和机械性能试验。这是不夠的。因为有部分不合格的管子检查不到。欲保证质量,进厂管材应进行100%的全面检查,为此需要相应的设备、方法有行政组织措施。应进行下列工作:

  • 清除管子内外表面的铁锈和其它积层物;
  • 检验管子上的标号是否符合钢号;
  • 根据不同钢号在管子上涂相应的油漆标记;
  • 检验钢管的金相组织;
  • 检验超临界压力锅炉过热器、再热器和主蒸汽管用奥氏体不锈钢的金相晶粒尺寸。

目前现代化锅炉厂的管材除锈工作是有半自动流水线上进行的。钢管先通过环形气体燃烧器加热,然后用旋转钢刷除锈,并缷入料斗。这种方法可以较彻底地板清除掉管子表面的铁锈、氧化皮和其它粘附在表面的积层物。除完锈的管子在操作台上用压缩空气吹净。

钢管的检验工作在专用的自动化流水线上完成。包括用电磁感应探伤仪这种自动检验装置进行管子分选,用磁性探伤仪检查整个管子。用超声波浸没式组织检查仪自动检验奥氏体钢管的晶粒尺寸。

2.焊接工艺水平低

这里主要指对奥氏体不锈钢和异种钢的焊接工艺水平低。

现在人们已普遍采用的一些先进的焊接工艺,当时尚未用到。如热丝钨极惰性气体保护焊、CO2气体保护焊、管子等离子全位置焊和氩弧焊等。许多焊接工艺试验尚未进行。焊前和焊后热处理以及焊缝和焊接接头的100%探伤都存在不少问题。

3.弯管技术落后,数控弯管线还未采用。校正和放样工作量大。弯头质量也不保证

4.部分机组尚未采用焊接气[密的膜式水冷壁(如菲洛电站No6)。

采用膜式水冷壁的有的也没有进行退火处理。由于当时正值发展膜式水冷壁的初期阶段,技术问题较多。

5.联箱加工技术水平低 管孔靠划线在摇背钻上钻和镗而成,制造误差大。

当时苏尔寿锅炉,UP直流锅炉和苏联早期机组联箱用得特别多。由于加工技术水平低,给安装和焊接质量的保证迼成了很大的困难。

6.质量控制不严

当时厂房条件一般较差,绝大多数都没有空调设备,条件很差。手工焊多,焊条头随处可见。有一些质量事故就是在这样的情况下出现的。
国外早期超临界压力机组因制造质量引起运行事故的例子很多,可谓累见不鲜。如美国阿逢电站No。8在调整和试运行期间,机组停了21次,其中有13次是由于制造厂焊接毛病所致。又如爱迪斯顿电站No。1机组曾因焊接质量不好造成多次爆管。有一次事故是因出口蛇形管中发现了钢管的碎片,碎片卡住管子弯头,引起管壁过热爆裂。该电站还发现了其它一些加工质量问题。其中之一是小R弯管问题。在一些出口蛇形管的小R弯管(r<=87.5毫米)的支管上出现纵向裂纹。当时热加工小弯头时工艺有缺陷。

目前国外超临界压力锅炉生产中的制造工艺问题已成了历史。锅炉制造工艺水平已有了很大的提高。现举例说明如下:
 
在蛇形管制造方面,国外一般都采用数控弯管生产线。如美国福斯特—惠勒公司的过热器生产线,先将管子端部磨光,开坡口,用钨极惰性气体保护焊将管子接长,用数控弯管机弯管。半径小的管子弯头先冷弯后再加热将管子弯曲半径压小。
 
美国燃烧工程公司在数控蛇形管弯管生产线上用三台钨极惰性气体保护焊机将管子接长。焊时管子旋转,对接后最大管长为48.8米。它的二台数控弯管机可弯Φ12.7—76毫米,壁厚12.7毫米以下,最大弯曲半径为230毫米的管子。数控弯管机在每根过热器管子上最多可弯8个头,精度±3毫米。由一名工人和一名辅助工人操作。二台弯管机每年可生产9000吨管子。还可采用感应加弯曲小半径的管子。管子进料台车进给速度最高为70米/ 分,定位精度0.67毫米。为生产超临界压力锅炉的奥氏体不锈钢过热器和再热器管屏,该公司采用中频碰焊对接管子。由感应圈加热管子,金属未熔化,管内无毛剌,顶锻后焊缝处形成环缝加强带,而且主要在外表面。这种不锈钢管子的对接要求特别严格。因为对焊时管端之间的空气会造成弊病。同时还要求感应圈和管子严格同心。故焊接不锈钢时必须用充氮气的罩子罩住焊接区,并用自动定心感应线圈。能根据不同材料的管子预选焊机的焊接参数。用超声波检查这种中频碰焊接头。而采用钨极惰性气体保护焊的接头则采用萤光屏的射线检查。所有过热器、再热器管子都必须经过热处理才允许出厂。装备了大型程控退火炉,最高的热处理温度可达1200℃。

在膜式水冷壁制造方面,各制造公司有各自的特点。如美国福斯特—惠勒公司用“鳍片管+鳍片管”法;拔伯葛公司用“光管+扁钢”;而燃烧工程公司则采用“烧熔金属法”。这三种不同方案采用的设备各不相同。

福斯特—惠勒公司用埋弧焊或熔化极惰性气体保护焊法(将扁钢或方钢)焊在光管上制成“焊接鳍片管”,一次用两个焊头从两面将一条扁钢焊到管子上,然后用同法焊上另一条扁钢。这种方法焊后变形很大,需用专门校直机校直。

“光管+扁钢“法的优点是材料成本低,来源充足。管径和节距的选择比较自由,因此采用比较普遍。拔伯葛公司加拿大分厂有一台六头二氧化碳气体保护焊机,工作台长达55米。扁钢由滾轮压紧,最外侧两根管子也由两只导轮压紧。可焊管子直径φ22—76毫米,焊接速度0.6—3.5米/ 分,焊接電流300—600安。

“光管+扁鋼”法的缺点是每两根管子之间,要有两个焊头在正反两面各焊一趟,不是一次焊成。就一个焊头的效率来说,比用鳍片管低三倍。加之组件要经常翻转,故需要翻转设备,所以这种方法生产效率低,占地面积大。
 
“烧熔金属法“适用于小直径小节距的膜式水冷壁。燃烧工程公司用PPM焊机,将φ6.2毫米的焊丝为烧熔电极,置于两根光管之间,由引弧电极将其烧熔直接形成鳍片。在烧熔电极下有铜轮冷却,焊有需预热,完成焊接后,鳍片表面粘有一层0.8—1.6毫米的凝固熔渣,然后用自动敲渣机去除熔渣。
 
焊好鳍片的管子以4根为一组放在管屏加工机上再焊成屏。4根管子对准,并用传动辊隔开,由三台埋弧焊机及冷丝送丝机抱住。三部焊机同时将三片鳍片焊至4 根管子的间隔处使形成一狹长的管屏,再由两组这样的管屏构成由10根管子组成的管屏,按管屏宽度需要,再将这些小管屏加上几根散管焊在一起,即成炉膛管屏。

美国福斯特—惠勒公司有一台6头幕尔顿(Molton)焊机。将管子排列在铸铁工作台上,管子之间铺有一层由砂和焊药混合而成的支垫,厚度约0.8毫米,支垫上有一层铁粉。铁粉上有焊药。焊丝在管间距铁粉一定高度垂直引入并熔化,从而形成鳍片,将管子连接在一起。焊机的龙门架沿导轨在工作台上方移动。用液压缸并借助两个由非磁性材料(奥氏体钢或青铜)制成的滾轮压住管子。焊机上有焊药斗、砂粒斗和铁粉斗,可自动完成全部焊接过程。它由6台电动机分别输送焊丝,6个焊头均配有整流器,可自动回收焊药。焊后管屏进入热处理隧道炉进行焊后热处理。
 
一般用卧式或立式液压弯管机进行膜式水冷壁成排弯。如福斯特—惠勒公司有一台长7.62米,高出地面4.88米(地下深2.44米),有三只压力各为500吨的液压缸,总压力为1500吨,最大工作行程1200毫米,工作空间为1800x3660毫米,快速进给速度4625毫米/ 分,工作行程速度231毫米/ 分,快速退出速度5255毫米/ 分。
1968年美国拔伯葛公司采用高频焊接法制造“焊接鳍片管”使生产力达到15米/ 分。此法比埋弧焊或气体保护焊的速度高20倍。电流功率140千瓦,可焊接外径57毫米,长15米的管子,扁钢为7.5x6.3毫米。此法效率高,是“光管+扁钢”方法的改进。
 
在联箱制造方面,在美国,锅炉联箱一般用热压成型的半圆钢板或无缝钢管制造。纵环缝采用埋弧焊焊接。如拔伯葛公司用6500吨水压机成型直径为φ890毫米,壁厚为114毫米以下的联箱毛坯。国外联箱管孔多用数控多轴钻镗床加工。图2—2是西德的一台联箱数控钻床。优点是一次可以钻出许多只孔,不用划线,只需根据图纸编程就可以了。西德几家锅炉厂曾作过一个统计,平均西德每年要生产30000根联箱,约钻200000只孔,工作量很大。现在用这种设备后,既可提高劳动生产率,又可保证产品的加工质量。这是一台三轴数控钻床。联箱吊放在钻床床面的滾轮架上,用夾爪夾牢。钻头可沿联箱轴线移动。联箱可由胀夾带动回转。回转的度数同样用数控。这样便可在联箱的正常孔位置进行钻孔。钻头送进采用液压传动。钻头采用专门组合钻头。一次工作行程除钻孔和镗孔外,还可以同时开好焊接坡口。这台机床上可以加工直径φ63—700毫米的联箱。钻头间的最小中心距为208毫米,最大中心距为480毫米。若开孔间距小于208毫米时可以通过错列安相应的次序进行钻孔。管接头用自动焊机进行焊接,在完成一个循环后自动定位,再开始下一个循环。


图2—2 西德拔伯葛公司生产的联箱数控钻床

三、钢材问题 [273],[275],[276]

国外早期超临界压力机组的主要技术问题中,有关设计和制造工艺方面的问题,绝大部分已得到解决,但钢材问题仍然存在。我国欲发展超临界压力机组,应首先加强材料科学的研究。因为,从这种机组的发展历史分折,各国在发展过程中都不同程度地受到过钢材问题的烦扰,曾因钢材选择不当而造成过很多次爆管事故。

从1956年西德许尔斯化工厂第二电站No。1世界首台工业运用的超临界压力机组投运以来,经历了40多年的发展历程。现在看来,对这种机组的钢材问题多采用一种回避退让的办法。可以更直截了当地说,国外早期超临界压力机组碰到的材料问题多,研究工作进展又较迟缓,为了满足一时发展的需要,多采用一种实惠的折衷措施——适当降低蒸汽参数。即采用246公斤/厘米2,538℃级蒸汽参数的实用超临界压力机组。目前国外用得最多的这种蒸汽参数,所用钢材基本上和亚临界压力机组相仿。
 
对超临界压力机组的钢材有下列要求[19]—[21],[274]

  • 高温强度好,尤其是汽机叶片用材料必须具有优良的抗振减衰性能;
  • 锅炉钢管应具有耐高温腐蚀的能力;
  • 应合理设计锅炉的结构,降低钢材的热疲劳;
  • 材料的热膨胀系数小,传热系数大;
  • 防止材料因高温疲劳、时效变化和残余应力而造成脆性断裂;
  • 可焊性好(尤其是异种钢焊接);
  • 具有较隹的高温稳定性;
  • 加工工艺性好;
  • 钢材应基本上立足于国内;
  • 价格应尽可能便宜。

1.早期超临界压力机组所用的耐热钢

1)锅炉使用的耐热钢

美国菲洛电站No6机组的末级过热器用18—8系奥氏体不锈钢。比菲洛电站No6机组的蒸汽参数高的爱迪斯顿电站No1机组,其末级过热器采用更高级的17—14—Cu—Mo钢,同时侧墙辐射过热器高温段用TP316钢,低温段用TP321钢(表2—1)。

美国爱迪斯顿电站No1机组开始运行的第一年采用621℃降温运行。一年运行结果,锅炉因TP316钢管爆管停炉5次;17—14—Cu—Mo钢管爆管停炉2次。事故原因分折表明,TP316钢管爆管是由于管内的碎片滞留,蒸汽被反堵塞和管子过热所致,钢材本身没有问题,这些管子后来在649℃温度下使用也是安全的。

爱迪斯顿电站No1和其它机组,由于积灰腐蚀,在屏式和悬吊式过热器的一部分造成磨损和蚀坑,后来采用镀铬工艺收到了良好的效果。
 
此外,菲洛电站No。6机组的屏式过热器出口和二次过热器入口联箱及其连接管中由于奥氏体和铁素体钢异种钢焊接工艺当时未过关,曾因应力集中造成开裂,后来对选用的钢材进行设计修改,使这一情况得到了改善。

表2-1 美国爱迪斯顿电站No.1机组使用的奥氏体不锈钢和超级合金钢[275],[278],[279],[310]


使用部位
过热器管 主截止阀和旁路阀 汽机轴(超临界压力部分) 第一级叶片
材质 TP316 TP321 17-14-Cu-Mo G18B(锻件) (Discaloy)燃气轮机叶片用耐热合金)* K42B
 

化学成份

C 最大0.08 0.04---0.1 0.10---0.13 0.36---0.43   最大0.03
Cr 16---18 17---20 15.3---16.3 12.7---16.3 13.5 18
Ni 11---14 9---13 14---14.7 12.6---13.7 26 42
Cb     0.5---0.65 2.8---3.1    
Mo 2---3   2.1---2.4 1.6---2.0 2.75  
 

其它

   

Ti
最小4xC%
最大0.6

 

Cu 3---3.5
Ti 0.2---0.35

 

Co 9.2---10.1
W 2.3---2.9

 

Ti 17.5
Mn 0.9
Si 0.8

Co 22
Ti 21
Mn 0.7
Si 0.7
Al最大 0.2

注:燃气轮机叶片用耐热合金(25Ni,13Cr,3Mo,2Ti,0.7Mn,0.7Si,0.5Al,0.05C,余量Fe)

2)汽机使用的耐热钢

超临界压力机组汽机材料,美国菲洛电站No。1机组的汽机的内缸用Cr—Mo—V钢,蒸汽从外缸进入内缸的部分采用奥氏体不锈钢衬里,第一级叶片采用12Cr1Mo—1W—0.25V钢。

爱迪斯顿电站No。1机组,汽机内缸和喷咀室的材料全部采用TP316,外缸则采用2.25Cr—1Mo—0.25V钢。而汽机的主截止阀、调节阀和旁路阀等都采用G18B。同时汽机的第一级叶片用K42B,汽机轴选用透平叶片用的镍铬钼钛钢。

阿逢电站No。8机组汽机的超临界压力部分的外缸、内缸、喷咀室和阀等全部采用2.25Cr—1Mo—0.25V钢,而汽机轴则采用1Cr—1.25Mo—0.5Ni—0.25V钢。
布里德电站No。1汽机材料没有正式公布,但从汽温只有566℃来看,使用的奥氏体钢不会太多。
菲洛电站No。6机组汽机主截止阀的司太立合金(钨铬钴)阀座面上曾产生裂纹,后来变更设计后才解决了问题。
阿逢电站No。8机组,由于阀桿的磨损严重,后来不得不将材料改用司太立合金。

3)主蒸汽管使用的耐热钢[20],[310]—[312]

由于主蒸汽管承受的压力和温度均较高,故对材质、设计和制造工艺均进行特殊的考虑。

菲洛电站No6机组的主蒸汽管采用18Cr—11Ni—1[Cb+Ta],而爱迪斯顿电站No1和阿逢电站No8采用TP316。这些由奥氏体钢制造的主蒸汽管,由于口径大,增加了管子制造、焊接等技术上的困难,价格也显著上升。采取的措施是根据机组的容量和压力,采用增加主蒸汽管的根数,以避免使用大口径的管子。
从已发表的资料得知,在菲洛电站No。6机组中,和奥氏体钢主蒸汽管具有同样材料的钢管悬吊装置,在焊接时曾产生过应力集中裂纹。

布里德电站No1机组的主蒸汽管原来也考虑采用奥氏体钢,因考虑价格和制造工艺问题,后来决定改用铁素体钢(2.25Cr—1Mo)。但因壁厚较大,最后改为锻件。

丹纳斯河电站No4机组,由于蒸汽温度降为538℃,对于这样的温度,一般趋向性的意见是使用1.25Cr—0.5Mo钢为主蒸汽管的材料。

在538℃时,1.25Cr—0.5Mo钢的许用应力比在566℃时2.25Cr—1Mo钢约高35%,故前者可采用较薄的主蒸汽管壁厚。因此,当蒸汽温度为538℃时主蒸汽管的设计和制造均较容易,而且价格也便宜一些。

2.运行中碰到的主要钢材问题[19]—[21]

1)由于钢材选用不合理,高温强度不夠而引起爆管

在耐热金属材料中,高温强度是很重要的一个问题。在各种奥氏体钢材料中使用最多的是18Cr—8Ni系不锈钢,有的这种钢材中添加有Nb、Mo和B等合金元素。它具有优良的性能,通常这种材料多用在570—600℃的金属温度范围[283]—[287]。

但是,这种奥氏体钢含有很多高价镍,所以价格高昂。此外,它还有热膨胀系数较大(图2—3),传热系数偏低(图2—4)和对焊接技术要求高等一系列缺点。

图2-3 奥氏体钢和低合金钢膨胀系数的比较

图2—4 奥氏体钢和低合金钢传热率的比较


在早期投运的超临界压力机组中,由于没有很好掌握这种镍铬不锈钢的性能,在运行中出了不少因钢材应用不当而引起的爆管事故。当时人们还不清楚铬和镍之比和钢材组织稳定性的关系。后来研究发现:

当Cr/Ni≥1 時(如1X18H9T、1X18H12T、ЭП17),钢材的组织便是不稳定的。在长时间加热或运行过程中,在这些钢材中会折出σ相或碳化物M23C6。
当Cr/Ni<1时(ЭИ694,ЭИ695Р),钢材的组织则是稳定的。
当Cr/Ni=1时(ЭИ257,ЭП184)稳定性居中间状态。

图2—5 奥氏体钢和低合金耐热钢在高温气氛中1000小时的氧化量

 

图2—6若干耐热钢适用的温度范围