超临界锅炉启动系统

超临界锅炉启动系统毕业设计西安电力高等专科学校摘要我国目前火力发电机组正向着高参数大容量、环保指标近零排放的方向快速发展，大批的百万千瓦机组基本都是超超临界参数，超临界机组的技术也日新月异，给我国超临界机组的制造、安装、调试、运行带来了巨大的挑战，面对新技术、新材料、新工艺也存在一些认识不足的地方，需要我们花时间在工作中摸索经验更好地接受新生事物。对于超临界或超超临界机组而言考验最大的仍然是锅炉，首先从锅炉的工艺要求和控制方式上与亚临界机组都有质的不同，而超临界锅炉的启动系统是锅炉中一个最重要的系统。超临界机组启动系统也是超临界锅炉关键技术之一，本文对于超临界锅炉启动系统的技术特点和运行进行了一些简要的分析。首先介绍了超临界机组的国内外发展史，以及超临界启动系统在超临界机组中的重要性。其次介绍了超临界锅炉启动系统的主要任务、超临界锅炉启动系统的类型、启动工况向纯直流运行工况的转换控制。关键词：超临界锅炉；启动系统；汽水分离器；干湿态的工况转换

目录1绪论 31.1超临界锅炉的概念 31.2超临界锅炉的特点 31.3世界各国超临界锅炉的发展状况 51.3.1美国 51.3.2前苏联 61.3.3日本 61.3.4欧盟 71.3.5我国超临界机组的发展状况 82超临界锅炉启动系统的概述和类型 102.1超临界锅炉设置启动系统的主要任务 102.1.1直流锅炉与汽包锅炉的区别 113超临界锅炉启动系统的结构 133.1启动分离器 133.2贮水箱 143.3超临界锅炉启动系统的分类 153.3.1外置式分离器启动系统 163.3.2内置式分离器启动系统 164超临界锅炉启动系统的启停过程 194.1扩容式启动系统的启停过程 194.2带循环泵式启动系统的启动过程 194.3超临界锅炉干湿态转换过程 204.4锅炉的冷态启动 22结论 23参考文献 24致谢 25

1绪论1.1超临界锅炉的概念锅炉内的工质都是水，水的临界压力是：22.115MPa374.15℃；在这个压力和温度时，水和蒸汽转化汽化潜热等于零，不存在两相区，即水变成蒸汽是连续的，并以单相形式进行，就叫水的临界点，炉内工质压力低于这个压力就叫亚临界锅炉，大于这个压力就是超临界锅炉，目前,国内将工质压力大于26MPa被称为超超临界锅炉,准确的说应该叫高效超临界锅炉。1.2超临界锅炉的特点（1）超临界和超超临界火电技术由于参数本身的特点决定了超临界锅炉只能采用直流锅炉，和一般亚临界锅炉相比,取消了汽包，并能快速启停。（2）超临界锅炉和超超临界锅炉本体金属消耗量最少，锅炉炉体重量轻。（3）系统中的汽水分离器在低负荷时起汽水分离作用并维持一定的水位，在高负荷时切换为纯直流运行，汽水分离器起到一个蒸汽联箱的作用。（4）为了达到较高的重量流速，必须采用小管径水冷壁。这样，不但提高了传热能力而且节省了金属，减轻了炉墙重量，同时减小了锅炉的热惯性。（5）超临界机组和一般亚临界机组相比具有无可比拟经济性，单台机组发电热效率最高可达50%，每kW/h煤耗最低仅有255g（丹麦BWE公司），较亚临界压力机组（每kW/h煤耗最低约有327g左右）煤耗低；超临界锅炉和超超临界锅炉的燃烧系统都采用低氧化氮技术，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98%，可实现节能降耗、环保的目的。（7）在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（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。超临界压力临界压力时情况相同，当水被加热到相应压力下的相变点（临界温度）时即全部汽化。因此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，超临界直流锅炉启动到满负荷运行，变负荷速度相比于一般亚临界机组可提高1倍左右。（8）超临界锅炉和一般亚临界锅炉相比水冷壁的金属储热量和工质储热量最小，即热惯性最小，使快速启停的能力进一步提高，

适用机组调峰的要求。但热惯性小也会带来问题，它使水冷壁对热偏差的敏感性增强。当煤质变化或炉内火焰偏斜时，各管屏的热偏差增大，由此引起各管屏出口工质参数产生较大偏差，进而导致工质流动不稳定或管子超温。（9）超临界锅炉在运行时

为保证足够的冷却能力和防止低负荷下发生水动力多值性以及脉动，水冷壁管内工质的重量流速在MCR

负荷时提高到2000

㎏/（㎡·s）以上。加上管径减小的影响，使直流锅炉的流动阻力显著提高。600MW

以上的直流锅炉的流动阻力一般为5.4MPa～6.0MPa，水冷壁的流动阻力的增大全部要靠给水泵来克服，这部分阻力约占全部阻力的25％～30％。所需的给水泵压头高，既提高了制造成本，又增加了运行耗电量。（10）超临界锅炉和一般亚临界锅炉相比汽温调节的主要方式是调节燃料量与给水量之比，辅助手段是喷水减温或烟气侧调节。由于没有固定的汽水分界面，随着给水流量和燃料量的变化，受热面的省煤段、蒸发段和过热段长度发生变化，汽温随着发生变化，汽温调节比较困难。（11）超临界锅炉低负荷运行时，给水流量和压力降低，受热面入口的工质欠焓增大，容易发生水动力不稳定。由于给水流量降低，水冷壁流量分配不均匀性增大；压力降低，汽水比容变化增大，工质欠焓增大，会使蒸发段和省煤段的阻力比值发生变化。

（12）超临界压力直流锅炉水冷壁管内工质温度随吸热量而变，即管壁温度随吸热量而变。因此，热偏差对水冷壁管壁温度的影响作用显著增大。

（13）变压运行的超临界参数直流炉，在亚临界压力范围和超临界压力范围内工作时，都存在工质的热膨胀现象。并且在亚临界压力范围内可能出现膜态沸腾；在超临界压力范围内可能出现类膜态沸腾。

（14）直流锅炉要求的给水品质高，要求凝结水进行100％的除盐处理。（15）控制系统复杂，调节装置的费用较高。（16）直流锅炉启动时约有30％额定流量的工质经过水冷壁并被加热，为了回收启动过程的工质和热量并保证低负荷运行时水冷壁管内有足够的重量流速，直流锅炉需要设置专门的启动

系统，而且需要设置过热器的高压旁路系统和再热器的低压旁路系统。加上直流锅炉的参数比较高，需要的金属材料档次相应要提高，其总成本不低于自然循环锅炉。超临界、超超临界火电机组具有显著的节能和改善环境的效果，超临界机组与亚临界机组相比，热效率要有很大的提高，一年就可节约几千吨优质煤。未来火电建设将主要是发展高效率高参数的超临界（SC）和超超临界（USC）火电机组，超临界和超超临界在许多发达国家已得到广泛的研究和应用。电力工业是能源领域的主要组成部分，我国一次能源消费构成中，煤炭占了67%左右，和世界其他各国相比能源的消费构成从在很大的差别，在“十五”期间，由于国民经济高速发展，对电力能源需求更加迫切，为了响应国家高效、节能、环保的发展理念，而超临界机组正好可以满足当代中国发展的需要，再加之我国于2002年把开发超临界锅炉列为国家863重大项目攻关计划，2003年原国家经贸委和科技部都把超临界和超超临界锅炉列入国家重大技术考研计划，经过十几年的引进发展改革创新，我国在超临界锅炉发展技术所以也逐渐走向成熟，并开始自主研发，所以近年来，我国火电事业也逐渐向大机组，超临界等方向发展迈进。1.3世界各国超临界锅炉的发展状况超临界火电机组是常规蒸汽动力火电机组的自然发展和延伸。提高蒸汽初参数一直是提高这类火电厂效率的主要措施。当蒸汽压力提到高于22.1MPa时就称为超临界机组，如果蒸汽初压力超过27MPa，则称为超超临界火电机组。目前一些发达国家中，超临界和超超临界机组巳是火电结构中的主导机组或是占据一个举足轻重的比例，也就是说火电结构巳经"超临界化"了。以超临界化为特点的对火电结构的更新换代早在20世纪的中叶就已开始。超临界化可以说是火电发展的一种模式，一条道路，是被多国实践证明的成功模式。1.3.1美国美国是发展超临界发电技术最早的国家，早在20世纪50年代初就开始从事超临界和超超临界技术的研究。在1957年投运的第一台125MW超临界机组的参数为31MPa/621℃／566℃／560℃，1958年投运的325MW机组的参数为34.4MPa／649℃／566℃／566℃，它们已是迄今最高参数的超临界机组。鉴于超临界机组的热效率明显高于亚临界机组,在20世纪60年代中期,新建的机组中有一半以上是超临界机组。到60年代中期，新增机组中有一半采用超临界参数，在1967年-1976年的10年期间，共安装118台超临界机组，单机最大容量为1300MW，但由于单机容量增大过快,蒸汽参数选择过高,超越了当时的金属材料技术水平，并采用热负荷偏高的大型正压锅炉,导致早期的超临界锅炉事故偏多,可用率低及维修费用高；由于美国煤价较低,机组运行经济性不显著；适宜带基本负荷的大量核电机组迅速投产,而当时的超临界机组调峰能力较差,不能适应调峰需要。导致从70年代开始,超临界机组订货减少1980~1989年期间仅有7台超临界机组投运。针对燃料价格上涨,环境保护要求日益严格的现状,美国电力研究所(EPRI)在总结了前期超临界机组运行经验和教训后,根据当时的技术水平,对超临界机组蒸汽参数和容量等进行了可行性优化研究,研究认为在技术方面不需要作突破的条件下,机组采用31MPa/566°C~593°C/566°C~593°C蒸汽参数、二次再热、容量700~800MW为最佳;并重新开发了蒸汽参数为31MPa/593°C/593°C/593°C的二次再热超超临界机组。由于美国电力工业大力发展高效的燃气蒸汽联合循环,上述研究成果未能得到实施，却在亚洲和欧洲某些国家得到了应用。1999年，美国能源部提出了发展先进发电技术的Vision21计划。其中，对于超超临界技术，主要是开发35MPa/760°C/760°C/760°C的超超临界火电机组，这种机组的热效率高于55%，污染物排放也比亚临界机组减少30%。1.3.2前苏联前苏联是发展超临界机组最坚定的的国家。1963年，前苏联第一台300MW超临界机组投入运行，其参数为23.5MPa/580°C/565℃。但由于蒸汽参数偏高，超过大量可使用的材料水平，加上设计、制造质量等原因,投运初期出现了高温腐蚀等问题。后经改进和不断完善，并将蒸汽温度降为540°C/540°C,才使机组达到较好的水平，其可靠性与超高压参数机组相当。但是,在超临界蒸汽参数下，300MW机组容量偏小，汽轮机通流部分气动损失大、效率低,其总体经济水平仍偏低。其后投运的500MW、800MW和1200MW机组基本上也采用了上述参数(300MW与500MW机组也有采用565°C/570°C的)。不过，500MW燃煤机组由于可用率低及热耗高而没有被大量应用;800MW和1200MW机组只有燃油和燃气，而且1200MW机组的可用率也较低。前苏联所有300MW及以上容量机组全部采用超临界参数，因此，其超临界机组达200余台，占总装机容量50%以上，且大多数为300MW机组。经长期试验研究，俄罗斯现已拥有一套比较完整的超临界技术。目前，俄罗斯新一代大型超超临界机组采用参数为28~30MPa、580°C~600°C。1.3.3日本日本发展超临界技术采用的是引进、仿制、创新的技术路线。从引进机组到自制机组只花了1~2年时间,从亚临界到超临界，从300MW、600MW到1000MW，每上一个等级只用了3~4年时间。自1967年从美国引进第一台超临界机组(660MW、24.12MPa、538°C/566°C)开始,到1985年底已有77台超临界机组投入运行。其中,包括多台700MW和1000MW超临界变压运行机组。机组的参数一般为24.1MPa/538°C/566°C(个别为566°C/566°C)。由于采用美国的成熟技术，450MW以上机组全部采用超临界参数,超临界机组占总装机容量的绝大多数，故供电煤耗为世界最低水平之前列。由于提高蒸汽参数可进一步提高机组的热效率，日本在24.1MPa/538°C/566°C超临界机组已经成熟的基础上，制订了超超临界计划。第一步将蒸汽参数提高到31MPa/566°C/566°C/566°C，第二步再提高到34MPa/593°C/593°C/593℃，并结合美国EPRI的研究成果成功开发了超超临界机组。因此，日本最初投运的2套超超临界机组，只提高主蒸汽压力而未提高其温度，由于主蒸汽压力和温度不匹配，故采用两次再热以防汽轮机末级蒸汽湿度过高。这2台机组由三菱公司设计,容量为700MW、蒸汽参数为31.1MPa/566°C/566°C/566°C，分别于1989年和1991年在川越电厂投入运行，运行情况良好，可用率也达到了很高的水平。在上世纪90年代，日本投运的新机组几乎都是超临界或超超临界机组。二次再热虽是成熟技术,但系统复杂。如31MPa、566°C/566°C/566°C二次再热与传统24.1MPa、566°C/566°C一次再热相比,其热效率提高约5%，与24.5MPa/600°C/600°C一次再热等级超临界机组相比,热效率仅提高0.5%，而机组制造成本显著提高,缺乏市场竞争力。所以，近年来各公司都转向开发高温度参数的超临界机组。目前，日本蒸汽温度参数最高的机组是2000年在橘湾电厂投运的2台由IHI设计的1050MW、25.5MPa/600°C/610°C超临界机组。日本正在酝酿开发参数为34.5MPa/620°C/650°C的超超临界机组。1.3.4欧盟德国是研究、制造超临界机组最早的国家之一，1956年就投运了1台88MW、34MPa/610°C/570°C/570°C的超超临界机组。到1972年投运了1台430MW超临界机组(参数为24.5MPa/535°C/535℃)，1979年投运了1台二次再热的475MW超临界机组(参数为25.5MPa/530°C/540°C/530°C)。目前，德国已投运和在建的超临界机组近20台，其中具有代表性的超临界机组是：1992年8月在投运的500MW机组(参数为26.2MPa/545°C/562°C)；1999年投运的933MW、26.7MPa/554°C/593°C超临界机组；2000年在投运的950MW、26.0MPa/580°C/600°C的超临界机组和700MW、30MPa/580°C/600°C超超临界机组。1998年和2001年丹麦投运了2台由丹麦FLSBWE设计制造、蒸汽参数分别为29MPa/582°C/580°C/580°C和30.5MPa/582°C/600°C的415MW超超临界机组，前者燃煤,后者燃气。在海水冷却的情况下(凝汽器背压2.3kPa),其热效率分别达到47%和49%，是迄今为止世界上热效率最高的火电机组。欧盟超超临界机组的再热方式的发展与日本类似，除丹麦2台超超临界机组采用二次再热外，其他超超临界机组也都采用一次再热。与日本不同的是主蒸汽压力和温度都进一步提高(30.5MPa/580°C/600℃),其热效率与29MPa、580°C二次再热机组基本相同。根据欧盟的高参数燃煤电站发展计划，预计到2005年将投运热效率为50%以上的33.5MPa/610°C/630°C机组，到2015年将投运热效率达52%~55%的40.0MPa/700°C/720°C机组[3]。1.3.5我国超临界机组的发展状况我国超临界锅炉技术研发状况超超临界锅炉技术于上个世纪90年代初在欧洲问世，是国际上最为先进的燃煤发电技术，具有煤耗低、环保性能好、技术含量高的特点。超超临界机组的发电效率比我国近期主要采用的亚临界机组高出10%，比超临界机组高出6～8%。1998年，最早投入运行的超超临界机组安装在丹麦的Nordjyllands发电厂，由丹麦BWE公司设计生产，发电效率创造了新的世界记录，达到47%。2004年11月23日凌晨1时17分,由中国东方电气集团公司东方锅炉为华能沁北电厂提供的国产首台60万千瓦超临界锅炉顺利通过168小时试运行并投入商业运行。该项目成功填补60万千瓦超临界锅炉国产化空白。东方电气由此跻身为全球大容量电站锅炉品种最齐全的锅炉制造商。为抓住国家电力快速发展的机遇,东方电气把列为国家重大技术装备国产化攻关计划的60万千瓦超临界机组锅炉作为开发重点。从2002年5月15日与沁北电厂正式签订供货合同后,东方电气仅用23个月就完成国外大公司要用27个月才能完成的研制任务,比合同期提前4个月零8天,创造出国内外研制同类产品最短周期的新纪录。华能沁北电厂一期工程是我国首台600MW国产化超临界燃煤机组依托项目，建设规模为120万千瓦，安装2台600MW国产化超临界参数燃煤发电机组。机组主设备国产化方案按照引进技术、联合设计、合作生产的方式，锅炉采用了东方锅炉（集团）股份有限公司引进日本巴布科克—日立公司技术制造的DG1900/25.4—Ⅱ1型锅炉，汽轮发电机采用哈尔滨汽轮机厂引进日本三菱公司技术制造的CLN600—24.2/566/566型汽轮发电机。国产首台60万千瓦超临界示范机组锅炉的研制成功和投入运行,用事实证明60万千瓦超临界锅炉、100万千瓦超超临界机组锅炉硬件制造100国产化完全可以实现。这一国产化重大技术装备的研制成功,将大大降低60万千瓦超临界机组锅炉的采购成本,为全国范围内普及高效率、低煤耗、低污染排放的60万千瓦超临界机组创造了条件。据测算,如果今后全国60万千瓦及以上超临界机组能占到发电设备的50以上,每年就可节省煤炭几亿吨。这将对我国电力工业的发展产生深远影响。随着我国国民经济的迅速发展，对电力市场的需求越来越大，而火力发电在电力资源中占据主导地位，积极建设低煤耗，大容量的超临界火电机组和发展超临界火电机组技术势在必行。由于超临界燃煤发电机组具有煤耗低，环保性能好，技术含量高等特点，成为国际上燃煤发电机组的重要发展方向。从我国的国情出发，发展超临界机组，有利于降低我国平均共电煤耗，有利于电网调峰的稳定性和经济性，有利于保持生态环境，提高环保水平（节能环保），有利于技术跨越创建国际一流的火力发电厂。我国从事直流锅炉的制造厂家有上海锅炉厂，哈尔滨锅炉厂和东方电气集团公司。1988年6月，在“多家办电、集资办电”政策推动下，引进国外先进技术，由华能国际电力开发公司和上海市人民政府合作，利用外资在石洞口第二电厂建成我国第一台60万千瓦超临界发电机组。该机组是当时中国热效率最高的机组，供电煤耗稳定在312克/千瓦时，比华东电网最好的60万千瓦亚临界机组少10克/千瓦时，全年可节煤9万吨，在可靠性、等效可用系数等指标上达到国际先进水平。自此，随着国家经济的发展，超临界机组得到大力发展，在总装机容量中所占的比例越来越大。对于火电机组的启动系统，随着装机容量的增大，机组对于设备及蒸汽参数等方面的要求也不断提高，启动系统作为超临界机组启动时不可缺少的环节，为保证过热器等设备不进水以水冷壁运行期间的安全以及正常供汽，对于启动系统中各个设备及部件的要求也进一步提高。

2超临界锅炉启动系统的概述和类型超临界机组锅炉的主要系统，包括水冷壁系统，过热器系统，再热器系统，燃烧系统，启动系统，给水及省煤器系统，制粉系统，风烟系统，吹灰系统等。然而在这些系统中锅炉启动系统在锅炉的发展中占有绝对的主导地位，也是锅炉最关键的技术之一。2.1超临界锅炉设置启动系统的主要任务超临界锅炉的启动系统是超临界机组的一个重要组成部分也是超临界锅炉所特有的一个系统。由于超临界锅炉没有汽包，即没有固定的汽水分离点，在锅炉启动过程中和低负荷运行时，给水量会小于炉膛保护及维持流动稳定所需的最小流量，设置启动系统的主要目的就是在锅炉启动、低负荷运行及停炉过程中，通过启动系统建立并维持炉膛内的最小流量，以保护炉膛水动力稳定和水冷壁传热不发生恶化，同时满足机组启动及低负荷运行的要求。超临界锅炉都采用直流炉的运行方式，和一般亚临界锅炉相比没有汽包，超临界锅炉启动及在本生负荷以下运行时，水冷壁中出来的工质是单相的水或汽水混合物，因此为保证锅炉在启动及本生负荷以下的负荷运行时，能将汽水混合物分离并保证过热器中不进水，同时由于直流锅炉没有水容积的汽包，因此当锅炉启动发生汽水膨胀时，要将短期内发生汽水膨胀时排出的多余的水疏掉必须设置启动系统满足直流锅炉的特殊要求。当机组的负荷高于其本生负荷时，启动系统串联在机组中呈干态运行，仅起到均衡蒸汽温度及流量的作用。对于超临界机组锅炉须配特有的启动系统，用此系统来获得良好的给水质量条件，以达到快速点火和升温升压的，到最终锅炉启动的目的，并保证锅炉启停和低负荷运行期间水冷的安全运行。超临界锅炉的启动系统是超临界机组的一个重要组成部分。由于超临界锅炉没有固定的汽水分离点，在锅炉启动过程中和低负荷运行时，给水量会小于炉膛保护及维持流动稳定所需的最小流量，设置启动系统的主要目的就是在锅炉启动、低负荷运行及停炉过程中，通过启动系统建立并维持炉膛内的最小流量，以保护炉膛水冷壁，同时满足机组启动及低负荷运行的要求。超临界直流锅炉启动系统的主要任务是：1.辅助锅炉启动：辅助建立冷态冲洗（在常温状况下启动锅炉炉水循环泵对锅炉进行冲洗）和热态冲洗（通过控制燃料和给水流量将分离器入口温度控制在200℃左右对锅炉进行冲洗的过程）循环清洗工况;辅助建立启动压力（超临界锅炉在启动过程中，为了保证工质可以流动而需要一个启动压差，使流体开始流动的得最低压力称为启动压力。）和启动流量（直流锅炉、低循环倍率锅炉和复合2．回收锅炉启动初期排出的热水，汽水混合物，饱和蒸汽以及过热度（相同蒸发压力下蒸汽过热温度和饱和温度之差）不足的过热蒸汽，以实现工质和热量的回收。3．在机组启动过程中实现锅炉各受热面之间和锅炉与汽机之间工质状态的配合。单元机组启动过程初期，汽机处于冷态，为了防止温度不高的蒸汽进入汽轮机后凝结成水滴，造成叶片的水击，启动系统应起到固定蒸发受热面终点，实现汽水分离的作用。从而使给水量调节、汽温调节和燃烧量调节相对独立，互不干扰。4.根据实际需要，启动系统还可设置锅炉与汽轮机协调运行的旁路系统，实现停机不停炉和汽轮机带厂用电的运行方式，也适应机组调峰快事变负荷的调节需要。但近年来为了简化启动系统，实现系统的快速、经济启动，并简化启动操作，有的启动系统不再设置保护再热器的旁路系统，而以控制再热器的进口烟温和提高再热器的金属材料的档次，保证再热器的安全运行。5.启动初期，为防止Fe2O3固体颗粒对汽轮机动叶和静叶冲击，造成汽轮机叶片免受到腐蚀，应将含铁量不合格的蒸汽直接排到凝汽器。2.1.1直流锅炉与汽包锅炉的区别汽包锅炉有自然循环锅炉和强制循环锅炉。自然循环锅炉蒸发受热面内的工质流动依靠下降管中的水和上升管(水冷壁)中的汽水混合物之间的密度差产生的压力差进行循环流动。强制循环锅炉蒸发受热面内的工质除了依靠水和汽水混合物的密度差以外，主要依靠炉水循环泵的压头进行汽水循环流动。自然循环锅炉和强制循环锅炉均带有一个很大的汽包对汽水进行分离，汽包作为分界点将锅炉受热面分为加热蒸发受热面和过热受热面两部分。直流锅炉是靠给水泵的压力，使锅炉中的工质，水、汽水混合物和蒸汽一次通过全部受热面。它只有互相连接的受热面，而没有汽包。自然循环锅炉在点火前锅炉上水至汽包低水位，此时水冷壁中的水处于静止状态，锅炉点火后，水冷壁吸收炉膛辐射热，水温升高，水循环开始建立。随着燃料量的增加，蒸发量增大，水循环加快，受热强的水冷壁管内工质流速增加。因此，启动过程水冷壁冷却充分，运行安全。强制循环锅炉在锅炉上水后点火前，循环泵就开始工作，水冷壁系统建立了循环流动，从而保证了水冷壁在启动过程中的安全。直流锅炉是指靠给水泵压力，使给水顺序通过省煤器、水冷壁（蒸发受热面）、、过热器并全部变为过热水蒸汽的锅炉。由于给水在进入锅炉后，水的加热、水的加热、蒸发和水蒸汽的过热，都是在受热面中连续进行的，不需要在加热中途进行汽水分离。因此，直流锅炉没有自然循环的汽包。在省煤器受热面、蒸发受热面和过热器受热面之间没有固定的分界点，随锅炉负荷变动而变动。直流炉的主要优点是它可用于一切压力，特别是临界压力和以上压力范围内广泛应用。由于直流锅炉没有汽包，因此，加工制造方便，金属消耗量小；水冷壁布置也比较自由，不受水循环限制；调节反应快负荷变化灵活；启停迅速；最低负荷通常低于汽包锅炉。但对给水品质和自动调节要求较高，汽水系数阻力大，给水泵的耗电量也较大。直流锅炉在启动前必须由锅炉给水泵建立一定的启动流量和启动压力，强迫工质流经受热面。只有这样才能在启动过程中使受热面得到冷却。但是，直流锅炉不像汽包锅炉那样有汽包作为汽水固定的分界点，水在锅炉管中加热、蒸发千口过热后直接向汽轮机供汽，而在启停或低负荷运行过程中有可能提供的不是合格蒸汽，可能是汽水混合物，甚至是水。因此，直流锅炉必须配套一个特有的启动系统，以保证锅炉启停和低负荷运行期间水冷壁的安全和正常供汽。因为我国的超临界锅炉都是直流锅炉，而直流锅炉为了保证锅炉的运行都配有启动系统进行辅助锅炉启动，所以启动系统也是超临界锅炉中特有的。

3超临界锅炉启动系统的结构超临界锅炉的的启动系统主要由启动分离器、贮水箱、扩容器、再循环泵、水位控制阀、截止阀、管道及其他附件组成。3.1启动分离器1．启动分离器的结构及其特点汽水分离器的筒身上有六个切向且上倾15°的管接头(简称切向管接头)，两端均有锥形封头(其中水侧封头有四个疏水小孔)，筒身和锥形封头均为进口锻件。每台超临界锅炉有2只分离器，整体由上球形封头、筒身、下球形封头，筒身上靠近上封头处有一对非径向倾斜大接管等件组成。图3.1启动分离器的结构图2．启动分离器基本参数启动分离器是设计压力为30．4Mpa，水压试验压力为45．6Mpa，设计温度为445℃，操作介质为水的高温高压设备。通过它对锅炉用水进行汽水分离，输出干饱和蒸汽，参与整体循环，随着负荷逐渐增高，水冷壁出口的工质逐渐达到饱和温度乃至过热，进入纯直流状态运行，到超临界压力时已经没有汽水两相之分，分离器只是流通元件，呈干式运行状态，无水位。3.启动分离器的作用（1）湿式运行起到汽水分离的作用，分离出来的过热蒸汽进入过热器，水则通过水连接通管道进入分离器贮水箱。（2）启动系统由湿态转变为干态;即汽水分离器内全部为蒸汽，它只起到一个中间集箱的作用。一般超临界锅炉有两只分离器，因为超（超)临界锅炉在运行过程中，在水冷壁上段内部工质就全部变成气态了，所以不在需要低参数锅炉气饱所具有的汽水分离作用，而在锅炉启动过程中，因为工质的加热过程是一个连续的过程，所以在启动初期，在水冷壁出口出来的还是汽水混合物，这样就需要有一个装置，把初期运行产生的汽水进行分离，一般在运行达到30%BMCR后，水冷壁出口工质就全部转变为气态了，这时启动分离器就从循环回路中断开（外置式断开，内置式紧关闭相关阀门）。也就是说启动分离器主要作用就是在锅炉启动初期进行汽水分离的作用。4.工作原理启动分离器为圆形筒体结构，直立式布置，内设有阻水装置和消旋器。分离器的分离原理为：蒸汽由周向的六根引入管进入分离器，由于这六根管成切向布置，蒸汽在分离器中高速旋转，水滴因所受离心力大被甩向分离器内壁流下，经底部的轴向引出管引出，饱和蒸汽则由顶部的轴向引出管引出。该型式除有利于汽水的有效分离，防止发生分离器蒸汽带水现象以外，还有利于渡过汽水膨胀期。启动分离器操作介质为水，通过他对锅炉中的用水进行汽水分离，输出干饱和蒸汽，参与整体循环，随着负荷逐渐增高，水冷壁出口工质逐渐达到饱和温度乃至过热，进入纯直流状态运行，到超临界压力达时已经没有汽水两相流之分，分离器只是通流元件，呈干式运行状态。贮水箱3.2贮水箱1．贮水箱的结构特点贮水箱由4节厚壁筒节组成，长约为24m，两端均有锥形封头。筒身上有两只对称的大直径厚壁管接头，还有两组管件。筒节和锥形封头均为进口锻件。贮水箱上部蒸汽连接管、下部出水连接管上各布置一个取压孔，接三个并联的单室平衡容器，用于贮水箱的水位控制，根据水位不同的差压值来控制360阀及361阀开度，从而调节水位。图3.2贮水箱的结构2．贮水箱的作用贮水箱起到炉水的中间贮藏作用，在分离器下部的水空间及四根通往贮水箱的连接管道应包括在贮水系统的容量内，其尺寸必须保证贮水系统能贮藏启动期间在打开各水位调节阀和闭锁阀前的全部工质，以保证过热器无水进入。贮水箱具有足够的水容积和蒸汽气扩散空间。贮水箱上设置有水位测点、压力测点、温度测点、放气、疏水接头等。贮水箱由几节厚壁筒节组成，两端均有锥形封头，筒身上有两只对称的大直径厚壁管接头，还有几组管件，筒节和锥形头均为进口锻件。贮水箱上部为蒸汽连接管，下部为水连接管。（三）扩容器疏水扩容器的作用：扩容器用于承接贮水箱在高水位与高高水位时的疏水、热备用状态时的少量疏水、部分负荷运行时一旦贮水箱出现高水位时的疏水以及过热器、再热器、省煤器、水冷壁、吹灰器和排空气系统等的疏水。其容积应满足启动前冷态、温态大流量水冲洗和启动初期水冷壁出现汽水膨胀时分离器系统大流量疏水的需要。3.3超临界锅炉启动系统的分类超临界锅炉启动系统是机组的最关键技术之一，启动系统与汽机旁路系统是保证机组安全、经济启停、低负荷运行及妥善进行事故处理的重要手段。因此，启动系统的选型也就非常重要，要综合考虑其技术特点、系统投资及电厂运行模式等因素。超临界锅炉均为直流炉，因此必须配套特有的启动系统以保证锅炉启停和低负荷运行期间水冷壁的正常运行和供气，不管超临界直流锅炉的启动系统型式如何变化,按分离器在直流负荷以上的运行,分离器是参与系统工作，还是解列于系统之外，可以分为：内置式分离器启动系统和外置式分离器启动系统2种。3.3.1外置式分离器启动系统外置式分离器启动系统是指启动分离器在机组启动和停运过程中投入的运行，而机组在直流工况运行时解列于系统之外的启动系统。内置式分离器启动系统指在机组启动、正常运行、停运过程中，启动分离器均投入运行，在锅炉启停及低负荷运行期间，启动分离器处于湿态运行，分离器如同汽包一样，起汽水分离作用；而在锅炉正常运行期间，启动分离器处于干态运行，从水冷壁出来的微过热蒸汽经过分离器,进入过热器，此时分离器仅起连接通道作用。外置式启动系统配置复杂，在解列和投运时操作也很繁琐，汽温波动较大，对汽轮机运行不利。内置式启动系统的启动分离器设在蒸发区段和过热区段之间，启动分离器与蒸发段和过热器之间没有任何阀门，系统简单，操作方便，不需要外置式启动系统所涉及的分离器解列或投运操作，从根本上解决了分离器解列或投运操作所带来的汽温波动大的问题，但分离器要承受锅炉全压，对其强度和热应力要求较高。3.3.2内置式分离器启动系统内置式分离器启动系统适用于变压运行锅炉。内置式的启动系统可分为扩容式，包括大气式和非大气式；启动疏水热交换器和循环泵方式。由于扩容式低负荷和频繁启停特性较差,但初投资较前者少，适用于带基本负荷的电厂，不适用于参与调峰的电厂。启动疏水热交换式和带再循环泵的启动系统具有良好的极低负荷运行和频繁启动特性,因此适用于带中间负荷和两班制运行。随着近年来我国电力的飞速发展，高效的大型机组也逐渐增多，使大机组不再像过去一样只需要承担基本符合，而要求其应具有一定的调峰能力，所以内置式分离器启动系统的优点也就显现出来。分离器设置在蒸发段与过热段之间，没有任何隔绝门，在锅炉启动和低负荷运行时，分离器如同汽包一样，起汽水分离作用。高负荷时，分离器处于干态运行，其蒸气通道作用，其优点是操作简单，不需切除分离器，但分离器要承受锅炉全压，对其强度和热应力要求较高，内置式分离器启动系统适用于变压运行锅炉。启动疏水热交换式和带再循环泵的启动系统具有良好的极低负荷运行和频繁启动特性，适用于带中间负荷和两班制运行。扩容式(大气式和非大气式)的低负荷和频繁启停特性较差，但初投资较前者少，适用于带基本负荷的电厂。简单疏水扩容式启动系统3.3.1简单的扩容器系统启动系统主要由除氧器、给水泵、大气式扩容器、集水箱、AN阀、ANB阀及启动分离器等组成。在机组启动过程中，启动分离器中的疏水经大气式扩容器扩容，二次汽排入大气，二次水经集水箱、疏水泵排至凝汽器。对于简单疏水扩容启动系统而言，在分离器切除之前，除了能回收部分的工质和热量之外，大部分的疏水经大气式扩容器扩容后仅回收部分工质，热量全部浪费了。带循环泵的启动系统在该系统中启动分离器的疏水经再循环泵送人给水管路，根据循环泵在系统中与给水泵的联接方式分为串联和并联两种型式。部分给水经混合器进入循环泵的称为串联系统，给水不经循环泵的称为并联系统。循环泵和给水泵串联的启动系统;优点:(1)循环泵主要运行工质过冷水一旦压力下降，泵进口处不存在汽化的危险性；（2）循环泵和给水泵串联的启动系统可以允许较高的降压速度；（3）可以用水和热循环系统直至混合器，水充满再循环系统直至泵进口；（4）再循环泵排量只有微小的变化（5）再循环泵水位控制阀可以用一只简单的开关阀代替。缺点：（1）分离器的疏水与给水的混合需要一只特殊的混合器；（2）再循环系统必须同时考虑饱和水的运行（启动给水故障等）；（3）混合器与分离器之间另外进行预热；（4）一旦在循环泵故障需要给水补偿时，再循环泵必须采用特殊的手段与给水进行隔离。循环泵和水泵并联的启动系统：优点：（1）不需要混合器；（2）在混合始终由给水进行冷却；（3）可以同时预热整个系统；（4）循环泵的故障能够立即用较大的给水流量加以补偿，不需要隔离泵体。缺点：（1）再循环泵充满饱和水，一旦压力降低，存在汽化的危险；（2）只允许的降压速度；（3）过冷需要额外注水；（4）再循环泵的排量虽负荷波动较大；（5）通常需要安装一只在循环控制阀（UC阀）。3.3.2带循环泵的启动系统3.热交换式的启动系统优点：系统简单；运行操作方便。容易实现自动控制，工质和热量回收效果较好，维修工作量小。缺点：金属消耗量大，要求除氧器安全阀容量增大。

4超临界锅炉启动系统的启停过程启动系统的工作过程是：给水进入省煤器入口集箱，经过省煤器、炉膛到汽水分离器，分离后的水通过分离器下部的贮水箱由送入省煤器。分离后的蒸汽进入锅炉尾部包墙，然后依次流经一级过热器、屏式过热器、中间过热器和末级过热器，最后由主蒸汽管道引出。在30%以上的负荷，启动系统关闭，锅炉进入直流运行状态。此时给水量与进入汽机的蒸汽量相等。4.1扩容式启动系统的启停过程启动给水泵向锅炉上水，直到储水箱中水位正常,开启水位调节阀来控制水位。上水完成后，将锅炉给水流量增至25％BMCR以上对锅炉进行冷态清洗。冷态清洗时给水经省煤器、炉膛到分离器和储水箱，再经341阀排至疏水箱（疏水箱中的水根据水质情况确定是否回收）。冷态清洗合格后保持给水流量不低于25%BMCR进行锅炉点火，此期间由于锅炉产汽量为零，因此储水箱水位由341阀来控制。锅炉点火后不久，产生汽水膨胀，导致锅炉中的水被快速排到储水箱，而使储水箱水位迅速升高，为防止储水箱满水，此时两个341阀应快速打开，以便将水排出系统。汽水膨胀过后，随着蒸汽的产生，储水箱水位开始下降，此时341阀逐渐关小以保持一定的水位。当离开分离器的蒸汽量接近给水流量时，储水箱中的水位下降到水位的下限值以下后自动关闭341阀，当过热器出口主汽流量达到30％BMCR时，锅炉进入直流运行模式。锅炉转直流且341阀关闭后启动系统暖管控制阀将打开，用省煤器出口的少量热水来加热341阀，使启动系统处于热备用状态，以防止出现热冲击对阀门和管道产生疲劳伤害。锅炉的停运过程则与启动过程相反，随着燃烧率和给水量的减少，锅炉负荷逐渐降低，当蒸汽流量降至30％时，分离器中开始逐渐有水被分离出来，暖管系统停运，341阀打开调节水位，启动系统投入运行，维持30％的给水流量，锅炉燃烧负荷继续降低，直至熄火，停止给水，锅炉停运。4.2带循环泵式启动系统的启动过程启动给水泵以约10％BMCR左右的流量向锅炉上水，直到储水箱中水位升到高水位区间,并开启水位调节阀来控制水位。上水完成后，启动循环泵并尽可能提高循环泵流量，将炉膛给水流量增至30％MCR以上（给水泵出口流量约10％MCR）对锅炉进行冷态清洗。冷态清洗时约10％MCR的给水经省煤器、炉膛和顶棚到分离器和储水箱，再经341阀排至地沟。冷态清洗合格后，首先将给水泵流量减小至7%MCR（防止省煤器沸腾，确保没有汽水混合物进入水冷壁管而造成水冷壁管损坏）进行锅炉点火。在这期间，由于仍有约7％MCR的给水进入锅炉而产汽量为零，因此储水箱水位仍由341阀来控制，并通过341阀将水排到扩容器。锅炉点火后不久，产生汽水膨胀，导致锅炉中的水被快速排到储水箱，而使储水箱水位迅速升高，为防储水箱满水，此时两个341阀应快速打开，以便将水排出系统。汽水膨胀过后，随着蒸汽的产生，储水箱水位开始下降，水位调节阀逐渐关小以保持一定的水位。当离开分离器的蒸汽量超过总给水流量（7％MCR）时，储水箱中的水位下降到高水位的下限值以下，导致341阀关闭，同时循环泵出口调节阀（简称“381阀”）开始控制储水箱水位。随着产汽量的继续增加，为了维持一定的储水箱水位，381阀需不断关小，使循环泵到省煤器的循环流量不断减小，为了维持炉膛水冷壁的流量不低于最小流量，给水泵流量将相应地增加。在分离器出口蒸汽流量大约为23％MCR时，循环泵的流量接近其最小流量，此时循环泵再循环阀（382阀）将打开来维持循环泵的流量大于其所需的最小流量。当分离器出口蒸汽流量接近28％MCR时，进入分离器的介质将全部是蒸汽，导致水位进一步下降，当储水箱水位低于正常水位下限值时381阀关闭。当过热器出口主汽流量达到30％MCR时，锅炉进入直流运行模式，启动循环泵停运。在循环泵停运期间，如储水箱水位升高，则341阀将开启。当锅炉负荷大于40％MCR时，启动系统的暖管控制阀将打开，启动系统的暖管是用省煤器出口的少量热水来加热循环泵和341阀，使启动系统处于热备用状态，即暖管水从省煤器出来经341阀和循环泵返至贮水箱，再从贮水箱引至二级减温器用作减温水，暖管水在进入二级减温水之前有一调节阀，该调节阀用以锅炉在直流状态时控制贮水箱水位至正常。该启动系统也可不带循环泵启动，启动过程与扩容式启动系统启动过程类似。4.3超临界锅炉干湿态转换过程超临界锅炉具有良好的经济性、可靠性，启动速度较快等诸多优点，而且超临界锅炉和亚临界汽包炉相比存在着较大的差别，超临界锅炉启停过程中需要一个干、湿态转换过程，这个过程需要平稳顺利的度过，否则会引起干、湿态交替转换，造成工况的较大变化，不仅会延误锅炉启停时间，严重时还会威胁机组安全，为此锅炉启停时干、湿态的研究也是超临界锅炉启动系统研究中的重要一环。根据锅炉的运行方式、参数可分为三个阶段；（湿态、湿态到干态过度、干态）1第一阶段：锅炉启动及低负荷运行阶段（湿态）不同容量的锅炉其转干态直流运行的最低负荷有所不同，一般在25%～35%BMCR之间，在湿态情况下，其运行方式与强制循环汽包炉是基本相同的。汽水分离器及贮水罐就相当于汽包，虽然两者容积相差甚远，但是贮水罐的水位变化速度也就更快。由炉水循环泵将贮水罐的水升压进入省煤器入口,与给水共同构成最小循环流量。其控制方式较之其它超临界直流锅炉（不带炉水循环泵，贮水罐的水经361阀直接排放至锅炉疏扩、除氧器、凝汽器等）有较大不同，控制更困难。给水主要用于控制贮水罐水位，炉水循环泵出口调阀控制省煤器入口流量保证锅炉的最小循环流量，贮水罐水位过高时则通过361阀排放至锅炉疏水扩容器。在第一阶段可能会出现的几种状况：（一）工质膨胀：工质膨胀产生于启动初期，水冷壁中的水开始受热初次达到饱和温度产生蒸汽阶段，此时蒸汽会携带大量的水进入分离器，造成贮水罐水位快速升高，锅炉有较大排放量，此过程较短一般在几十秒之内，具体数值及产生时间与锅炉点火前压力、温度、水温度、投入油枪的数量等有关。此时要及时排水，同时减少给水流量，在工质膨胀阶段附近，应保持燃料量的稳定。（二）虚假水位：虚假水位在整个第一阶段都有可能产生，汽压突然下降出现的情况较多，运行中应对虚假水位有思想准备，及时增加给水满足蒸发量的需要，加强燃烧恢复汽压。运行中造成汽压突然下降的原因主要有：汽机调门、高旁突然开大、安全阀动作、机组并网，切缸过中都有可能造成虚假水位，这一点和汽包炉是基本相同的。（三）给水主旁路切换：此时应保持锅炉负荷稳定，切换过程中匀速稳定，保持省煤器入口足够流量及贮水罐水位的稳定，必要时排放多余给水。（四）投入制粉系统：投入煤粉后负荷会升的很快，贮水罐水位波动很大，很难控制。2第二阶段：亚临界直流运行阶段在负荷大于25%～35%BMCR以上时锅炉即转入直流运行方式。此后锅炉运行在亚临界压力以下。锅炉进入直流状态，给水控制与汽温调节和前一阶段控制方式有较大的不同，给水不再控制分离器水位而是和燃料一起控制汽温即控制燃水比B/G。如果燃水比B/G保持一定，则过热蒸汽温度基本能保持稳定；反之，燃水比B/G的变化，则是造成过热汽温波动的基本原因。因此，在直流锅炉中汽温调节主要是通过给水量和燃料量的调整来进行。对于直流锅炉来说，在本生负荷以上时，汽水分离器出口汽温是微过热蒸汽这个区域的汽温变化，可以直接反映出燃料量和给水蒸发量的匹配程度以及过热汽温的变化趋势。所以在直流锅炉的汽温调节中，通常选取汽水分离器出口汽温做为主汽温调节回路

3第三阶段：超临界直流运行阶段在机组负荷达75%MCR左右时转入超临界状态。从理论上讲，机组过临界时存在一大比热区，蒸汽参数如比容、比热变化较大，实际运行情况是基本上无明显变化，原因是锅炉的蓄热减缓了影响，而且协调方式下参数的自动调整在一定程度上弥补了波动所以，第三阶段运行调节情况和第二阶段无明显区别。4.4锅炉的冷态启动锅炉冷态启动时，首先通过给水泵给锅炉上水