超临界锅炉-相关知识-樊泉桂

樊泉桂超临界机组

(1)-相关知识2023/2/52023/2/52023/2/52023/2/52023/2/52023/2/52023/2/52023/2/52023/2/52023/2/5凝汽器GCCPCBP顶棚包墙低过屏过高过IPHPLP316LPB361分离器储水罐除氧器给水泵高加低加低加水冷壁省煤器后墙前墙CBAEDF启动油枪暖磨煤粉燃烧器CCP顶棚包墙低过屏过高过低再高再GG汽轮机排汽2023/2/5

超临界机组的热效率与煤耗超临界机组的可靠性和受影响的部国内外发展现状与水平超临界机组的容量和参数5.超临界机组的水汽品质内容简介超临界机组（1）2023/2/5超临界机组的相关知识

超临界机组是指发电机组的蒸汽参数达到临界压力以上的机组。目前，世界上超临界机组的蒸汽参数以24MPa、540℃/540℃为基础。为了追求发电机组的高效率，降低发电煤耗，充分利用能源，实现可持续发展的目标，超临界机组正在逐步向更高参数的方向发展。将来有可能将蒸汽参数提高到40MPa、700℃/720℃的水平，这类机组称为超超临界机组或高效超临界机组。2023/2/5热力学中水和水蒸汽的状态转变有一个条件。即在临界压力以下，水可以由液态经过加热蒸发和过热过程，变为温度高于对应压力下的沸点温度，从而能满足汽轮机要求并推动汽轮机作功的过热蒸汽。而在临界压力以上，由水变为水蒸汽就没有沸腾过程了。虽然在不同压力和温度下水和水蒸汽的密度还在变化，但是在相同压力和温度下水和水蒸汽的密度相同。即水可以直接转变为水蒸汽，中间不需要经过饱和沸腾过程。所谓“超临界”就是指水或水蒸汽的压力达到了“临界压力以上”。超临界机组就是在热机中水和水蒸汽工作压力超过临界压力的机组。

什么是超临界机组？2023/2/5水和水蒸汽的压力由亚临界压力状态过渡到超临界压力状态，中间必然经过一个“临界”状态。根据热力学理论，水和水蒸汽的“临界”状态是由压力决定的，即所谓“临界压力”。

水的临界压力是22.129MPa、对应的温度是374.15℃。这一温度是蒸汽机组的锅炉工质所能达到的最高的饱和温度。

压力低于临界压力的水可以发生饱和沸腾相变过程，且对应一个压力下存在一个饱和温度；而压力高于临界压力的水则直接转变成“干蒸汽”，中间不发生饱和沸腾相变过程。什么是临界压力？2023/2/5

STP2P1PljP2＞P1水蒸汽性质的Ｔ—Ｓ图2023/2/5s2023/2/5超临界机组的锅炉和汽轮机与亚临界机组有何不同？

超临界机组的蒸汽参数大于临界压力，蒸汽和水的密度基本相同，首先受影响的是锅炉的水冷壁。锅炉水冷壁不能采用自然循环方式，必须采用强制流动方式。即以直流锅炉为主，也可采用复合循环方式，水冷壁的工作特性也不同于亚临界机组锅炉。

2023/2/5亚临界机组锅炉即可采用自然循环方式，也可采用直流锅炉形式。超临界机组的汽轮机随蒸汽温度和压力的提高，热应力和胀差将增大，需要采用新金属材料或新技术。但汽轮机的工作特性与亚临界机组汽轮机基本相同。2023/2/52023/2/5超临界机组直流锅炉的工作原理

2023/2/5直流锅炉水冷壁管内工质流量随负荷呈线性变化。低负荷时流量过低，水冷壁冷却不足，成为影响安全运行的主要因素。直流锅炉水冷壁管内工质流动阻力比较大，需要用给水泵的压头来克服。例如，蒸汽参数为25MPa/540℃/540℃的600MW超临界锅炉水冷壁的流动压降在额定负荷时为1.84MPa，而过热器的总压降为1.52MPa，省煤器的总压降为0.23MPa。可见，水冷壁的流动阻力约占汽水流程总阻力的50%以上，需要提高给水泵的总压头。因此，不但要求提高给水泵的设计水平和制造工艺，而且增加运行电耗。直流锅炉的主要问题

2023/2/5复合循环锅炉的工作原理

复合循环锅炉的工作原理2023/2/5复合循环锅炉的特点

锅炉负荷35%0100%水冷壁工质流量直流工况循环流量采用复合循环，锅炉在低负荷运行时，水冷壁中的工质流量增加。2023/2/5

复合循环锅炉的特点(1)复合循环锅炉的主要技术是：直流锅炉系统＋复合循环泵。解决了直流锅炉低负荷运行时，水冷壁中因工质流量降低导致管子冷却不足和水动力不稳定的问题。(2)锅炉低负荷运行过程中，水冷壁出口的汽水混合物通过汽水分离器，分离出的水由循环泵加压后送入位于省煤器前或省煤器后的混合器，与给水混合后进入水冷壁，增加了水冷壁管内的工质流量。(3)锅炉负荷达到70％MCR以上时，循环泵停止工作，锅炉进入纯直流运行。循环管路中无工质通过。(4)负荷变化时，水冷壁管内工质流量变化不大，工作可靠性显著提高。2023/2/5复合循环锅炉的特点(5)水冷壁的重量流速可按循环泵切除时的负荷选取，与直流锅炉相比，水冷壁的重量流速降低，一般为1100～1500kg/(m2s)，仅为直流锅炉的1/2左右，因而流动阻力小，可降低给水泵的能量消耗。(6)启动系统的容量小，可减小启动过程中的工质损失和热量损失。锅炉的最低负荷可降低到10％MCR，启动热损失仅为直流锅炉的15％～25％。(7)低负荷范围内运行时，工质流量变化小，温度变化幅度小，减小了热应力。有利于提高锅炉的变负荷性能。(8)锅炉出力很低时就可启动汽轮机，可以不设置保护再热器的低压旁路系统，并提高机组低负荷运行的经济性。(9)复合循环锅炉也可在全负荷范围内使水冷壁中有再循环工质通过，采用这种循环方式的锅炉称为低倍率循环锅炉。2023/2/5G△Pab单相气单相液2023/2/5超临界机组的热效率与煤耗2023/2/5

1.1超临界机组的热效率日本、美国、俄罗斯、丹麦、韩国、德国等国家都十分注重发展超临界和超超临界机组。例如，丹麦的一台411MW纯凝汽式机组蒸汽参数为285bar/580℃/580℃/580℃，循环热效率达到47％。据推算发电煤耗约为255g/kw.h。

国内亚临界机组的循环热效率为37%，发电煤耗约为340g/kw.h。与世界目前及未来先进水平的热效率相差10~18%，多消耗燃料量25~30%以上，污染物的总排放量也相应增加了25~30%以上。石洞口、绥中、盘山等电厂的10台超临界机组发电煤耗约为320g/kw.h。

2023/2/51.2

蒸汽参数及再热对热效率的影响

据ABB公司和日本东芝公司的研究:一次中间再热机组，蒸汽温度提高20℃，循环热效率大约可提高1％；蒸汽压力每提高10bar，循环热效率大约可提高0.2％。二次中间再热与一次再热相比，热效率大约可提高2％。

蒸汽参数条件由180bar/540℃/540℃提高到300bar/600℃/600℃时，相对热效率大约可提高6％。2023/2/51.4蒸汽参数和热效率的关系2023/2/51.5煤耗与热效率的统计关系2023/2/51.3

凝汽器压力和给水温度对热效率的影响(1)GEC-ALSTHOM改进型汽轮机凝汽器背压由2.3KPa降低到2.1KPa，热效率提高0.3%。(2)GEC同台机组给水温度由275℃提高到300℃，给水泵功率下降6%，热效率提高2%。(3)ABB改进型汽轮机凝汽器背压由4.6KPa降低到3.7KPa，热效率提高0.7%。(4)ABB同台机组给水温度提高10℃，汽轮机相对效率提高0.6%；高压加热器由2台增加到3台，汽轮机相对效率提高0.15%；低压加热器由4台增加到5台，汽轮机相对效率提高0.1%。

2023/2/5汽轮机叶片和汽封以及阀门技术GEC-ALSTHOM公司的技术(1)高压缸采用可控涡叶型，与径向叶片相比高压缸效率提高1.2%，中压缸效率提高0.8%；(2)采用复合倾斜式叶型，提高透平级效率0.1%；(3)低压缸采用超音速叶片型，效率提高2.7%；(4)采用新长叶片，增大出口环形面积，降低出口流速以减少排汽损失,出口流速由290m/s降低到210m/s，马赫数由0.76降低到0.55，排汽损失由22kJ/kg降低到12kJ/kg,汽轮机效率提高0.8%。2023/2/5SIEMENS公司技术

(1)采用微反动式叶片。SIEMENS公司为外高桥电厂提供的900MW汽轮机高中压缸采用全三维，各级采用优化的变反动度，并带一定倾斜度的叶片，降低了叶型损失及二次流损失，能大幅减少超音速流动在叶片背弧引发的冲击波所造成的损失，其综合内效率可提高2%。第一级以后的各级叶片的反动度在30％～60％。(2)末级长叶片。上海汽轮机有限公司与西门子公司合作设计制造的玉环电厂参数为26.25MPa/600C/600C以及外高桥参数为27MPa/600C/600C的1000MW汽轮机组，采用三种长叶片977mm、1146mm、1430mm。(3)外高桥电厂900MW超临界机组汽轮机末级为1146mm长叶片，SIEMENS公司为解决湿汽冲蚀叶片问题，在空心的末级静叶内通入较高温度的三级抽汽蒸汽，使静叶片表层水膜被加热而逐步蒸发,避免了动叶受水膜脱落产生的大水滴的冲蚀。同时也避免了由于水滴大都会撞向动叶背侧而导致的蒸汽动能消耗，因而也相应提高了级效率。2023/2/52023/2/52023/2/5汽封、单流中压缸技术

(1)GEC-ALSTHOM采用可调间隙的汽封结构，可提高高压缸级效率0.2%；

(2)采用单流中压缸，降低进口部位的端部损失，中压缸效率提高2%；(3)俄罗斯新一代汽轮机采用新叶型和可调间隙的汽封结构。(4)外高桥电厂900MW超临界机组汽轮机高中压缸的第一级静叶无叶顶间隙及漏气损失，同时与采用冲动式动叶，减少动叶压降相结合的措施，提高了高中压部分的级效率。低压级采用独特的推杆技术，减小了动、静之间的间隙，提高了低压部分的级效率。2023/2/5汽轮机进汽调节阀门补汽技术玉环电厂1000MW超超临界机组汽轮机配置2个主调门和3个小流量补汽阀。通过补汽阀的蒸汽是主调节阀前的新蒸汽，约占进汽量的5％～10％。经补汽阀后温度降低30℃。这部分蒸汽通入高压第5级动叶。全周进汽具有叶片应力低，无附加汽隙激振，滑压运行经济性和安全可靠性高的特点。补汽阀技术在保持全周进汽的优势的同时，使全周进汽滑压运行额定工况的进汽压力提高到额定压力，从而提高机组经济。补汽阀开启时，机组由滑压运行转变为定压运行，阀门全开时，汽轮机进汽量是额定工况的108%，补汽阀流量为8%，热耗下降23kJ/(kWh)左右。2023/2/52个电厂采用汽轮机补汽技术的热耗值。从图3的数据可以看到，采用补汽技术的机组，虽然在整体上因为在高负荷阶段转变为定压运行和无节流损失，因而运行经济性随负荷增加而提高，但在特定工况下，随着补汽量增加，机组热耗略有增加，经济性略有下降。例如，两电厂1000MW超超临界机组的补汽量分别为8.03%和3%，机组负荷大于90%后热耗比补汽量为0％时相应增加47kJ/(kWh)和20kJ/(kWh)。2023/2/52023/2/5图

汽轮机补气时热耗随负荷的变化725073007350740074507500755076007650770010001500200025003000蒸汽流量t/h热耗kJ/(kWh)玉环电厂外高桥电厂2023/2/5

1.6超临界锅炉的给水和主汽压力2023/2/5

1.8锅炉压降损失对循环热效率的影响蒸汽压力提高1MPa，循环热效率提高0.2%。但是蒸汽参数相同的超临界机组，循环热效率未必相同，除了汽轮机的技术因素外，影响热效率的主要因素在于锅炉的压降损失。其中水冷壁压降损失阻力约占50%。石洞口600MW锅炉的压降损失100%负荷时约为4MPa，而同参数绥中电厂800MW锅炉的压降损失100%负荷时约为6MPa。比亚临界600MW锅炉大2~4MPa。2023/2/5蒸汽参数相同的超临界机组，循环热效率未必相同，除了汽轮机的技术因素外，影响热效率的主要因素在于锅炉的压降损失。其中水冷壁压降损失阻力约占锅炉总压降损失的50%以上。例如Q电厂600MW超临界机组锅炉水冷壁的流动压降在额定负荷时为1.84MPa，而过热器的总压降为1.52MPa，省煤器的总压降为0.23MPa。2023/2/5采用内螺纹管结构，降低质量流速，其中主要降低了最大质量流速。根据采用内螺纹管的数量，最大质量流速多数维持在2150~2412kg/m2s。流动阻力有所降低，但因为降低质量流速减小的阻力被内螺纹管增加的阻力部分抵消了。某电厂600MW超临界机组锅炉内螺纹管水冷壁的阻力仍然保持在1.83MPa，比石洞口电厂600MW超临界机组锅炉光管螺旋管圈水冷壁仅低0.01MPa。2023/2/5玉环电厂1000MW超超临界机组锅炉在降低水冷壁系统阻力方面采取了卓有成效的技术措施。即在炉内采用内螺纹管垂直管屏水冷壁，低质量流速设计，在BMCR时的设计质量流速为1840Kg/(m2.s)。而采用内螺纹管垂直管屏水冷壁的600MW超超临界锅炉在BMCR时的设计质量流速为1800Kg/(m2.s)。启动阶段的质量流速约为450Kg/(m2.s)2023/2/5顶棚和尾部烟道包墙系统采用二种旁路系统，第一个旁路系统是顶棚管路系统，第二个旁路为包墙管系统的旁路，包墙管旁路管上装有电动旁路阀。在70%BMCR时旁路阀打开，在70%~100%BMCR范围内，旁路阀的开度由0线性变化到50％。包墙管旁路系统可使水冷壁阻力降低1MPa，相当于汽水侧总阻力的28％。而邹县电厂1000MW超超临界机组锅炉内螺纹管螺旋管水冷壁的阻力为1.52MPa，从省煤器进口至分离器的压降仅为1.74MPa。2023/2/5降低凝汽器背压和提高给水温度

5.1凝汽器背压对热效率的影响(1)GEC-ALSTHOM改进型汽轮机凝汽器背压由2.3KPa降低到2.1KPa，热效率提高0.3%。(2)ABB改进型汽轮机凝汽器背压由4.6KPa降低到3.7KPa，热效率提高0.7%。(3)采用二次再热可提高效率，但主要是考虑排汽湿度降低影响汽轮机长期可靠运行。例如，丹麦某电站汽轮机背压为2.1KPa，采用二次再热，可使排汽湿度降到8％；不采用二次再热，排汽湿度为15％。(4)汽轮机背压与机组容量和末级叶片长度以及排汽口数量有密切关系。对于单轴汽轮机，如采用4缸4排汽方式，背压过低时，排汽比容过大，致使机组容量受限。同时较低的背压要求有冷却效果良好的深海水源。2023/2/55.2凝汽器双背压与单背压的影响北仑港电厂的东芝600MW亚临界机组采用双背压、单流程，凝汽器为串联运行方式。其特点是：循环水流量小；循环水温升大于10℃时，两个凝汽器中的平均温度低于单背压运行时的温度，故可提高平均真空度，降低汽轮机的冷源损失。据资料介绍，汽轮机热耗可降低0.2~0.3%。当然，选用双背压的设备投资相应增大，尤其是需要增加凝结水泵投资。石洞口电厂的ABB600MW超临界机组采用单背压、双流程、双进双出凝汽器，并联运行方式。其特点是：在相同真空度下，循环水流量大、温升小，汽轮机热耗较大。但设备投资较小。玉环电厂1000MW超超临界机组选用了单背压型式。双背压和单背压选择需要根据燃料价格、气候环境、冷却水源、再热蒸汽参数、设备投资等综合性条件进行评估，没有绝对的优劣之分。2023/2/55.3给水温度对热效率的影响(1)GEC-ALSTHOM的研究：给水温度由275℃提高到300℃，给水泵功率下降6%，热效率提高2%。(2)ABB的的研究：给水温度提高10℃，汽轮机相对效率提高0.6%；高压加热器由2台增加到3台，汽轮机相对效率提高0.15%；低压加热器由4台增加到5台，汽轮机相对效率提高0.1%。(3)对于1000MW超临界机组，锅炉给水温度下降10℃，将使汽机热耗上升20kJ左右。对于采用单列高加系统，如果高加系列将解列，锅炉进水温度将大约从294.4℃降低到189.6℃，降低了104.8℃，汽机热耗上升209.6kJ左右。若采用双列高加，一列高加解列，另一列高加继续运行，锅炉进口水温度仅降为244.1℃，锅炉给水温度下降51.3℃。采用单列高加汽耗要比双列高加大100kJ/(kWh)左右【5】。玉环电厂1000MW超超临界机组和外高桥电厂900MW超临界机组即采用双列高加系统。2023/2/52023/2/52023/2/5变压运行一台600MW超临界机组不同运行方式的热效率数据表明：机组在70％以下的低负荷范围内采用变压运行方式可获得比较高的热效率。超临界机组在不同运行方式时热耗变化值，数据表明完全滑压方式比部分滑压运行方式具有降低热耗的优势。采用变压运行对于超临界机组在低负荷运行时的发电效率影响较大。其中对给水泵消耗功率的影响最大。600ＭＷ超临界机组在50％额定负荷变压运行时，给水泵电耗只有额定负荷的45％～50％，图8给出600MW超临界机组在定压运行和变压运行时的给水泵消耗功率的比较。实际上，采用变压运行对机组发电效率的影响不仅限于给水泵，能够使锅炉和汽轮机在低负荷运行阶段及早的并网发电是变压运行的又一优势所在。但完全滑压运行方式使机组调频能力受到限制。2023/2/526.25MPa（105％）25MPa2023/2/52023/2/52023/2/52023/2/52023/2/5

日本广野600MW机组1950t/h、24MPa、540/540℃机组负荷（%）运行时数热效率节约燃料Kg定压变压1001040.640.675439.939.519924050338.637.426584825733.832.25586812023/2/56辅机及其它因素6.1辅机特别值得注意的是优化辅机配置，降低辅机能耗等措施对于整体提高超临界和超超临界机组发电效率也起着至关重要的作用。我国电站锅炉辅机容量的裕量偏大。主要表现在：(1)配煤品质比较复杂，煤质特性变化比较大，由此引发磨煤机选型需要留有较大的裕量。(2)回转式空气预热器漏风量变化较大，致使一次风机、二次风机、引风机设计选型裕量偏大。国内运行情况表明，空气预热器漏风率在新机组投产1年内保证值为10％以内，但运行1年以后，漏风率一般在20％左右，以后漏风率继续增加，最大可达50％。(3)季节变化导致的空气容积流量变化。(4)煤质变化和受热面污染程度变化导致的排烟温度变化，引起烟气容积流量变化。(5)过量空气控制导致的空气容积流量和烟气容积流量变化。2023/2/5漏风率又是最大的可变因素。一次风机的容量和功率也需要与磨煤机和漏风率相匹配，一般设计40％的裕量加温度裕量。二次风机一般也要求设计留有50％的裕量。由此进而导致引风机设计裕量偏大，辅机运行效率降低，电耗增加。如果能够控制空气预热器的漏风在10％以内，其它几项因素的影响大约只有7％～10％，那么，风机裕量可以设计为17％～20％。其运行经济性就会显著提高。可见，空气预热器的漏风是制约电站辅机投资成本和运行经济性的首要因素。以引风机为例，玉环电厂1000MW机组的引风机裕量设计为17％再加10℃温度的容积裕量，引风机裕量的设计也没有得到考验。而外高桥电厂900MW超临界机组的引风机裕量设计为15％再加15℃温度的容积裕量。2023/2/52.超临界机组的可靠性和受影响的部件2023/2/5

2.1超临界机组的可靠性70年代早期以前，超临界机组的可靠性明显的低于亚临界机组，主要表现为锅炉水冷壁爆管频繁。由于当时没有认识到超临界压力下管内工质存在着类似于亚临界压力下的膜态沸腾现象，同时，因为耐高温高压的金属材料数量少，价格高，性能差。80年代以后，随着耐高温高压金属材料的生产水平不断提高和超临界机组技术逐步趋于成熟，其可靠性与亚临界机组接近，可达80%以上。国际先进水平可达90%。2023/2/5

2.2亚临界转变为超临界时受影响的部件锅炉压力部件与启动系统：水冷壁、过热器、集汽联箱、内置式分离器；汽轮机特高压缸：汽缸、转子、主汽阀等；机炉间的联结管道：主蒸汽管、高压旁路；给水管道--高压加热器；给水泵及其驱动机；凝结水精处理装置--化学水处理。

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2.3不受影响的部件发电机与辅机及输配电系统与亚临界机组相同；汽轮机低中压缸模块、凝汽器、低压加热器所用钢材与亚临界机组相同；输煤、制粉系统、除尘设备与亚临界机组相同。2023/2/52.4超临界机组的投资

丹麦史密斯穆勒公司的估算：与相同功率的亚临界机组相比，超临界机组的投资增加5%。德国的统计数据为：锅炉价格提高5~10%，机组价格提高2~3%。

ABB公司比较了650MW亚临界机组和超临界机组单位KW的总投资增加3.33%，相对热效率提高5.755%：蒸汽参数180/540/540270/580/600投资预算750美金/KW775美金/KW热效率41.744.12023/2/5

(1)技术问题：采用二次再热可提高效率，但主要是考虑排汽湿度降低影响汽轮机长期可靠运行。例如，丹麦S.N电站汽轮机背压为2.1KPa，采用二次再热，可使排汽湿度降到8％；不采用二次再热，排汽湿度为15％。

(2)投资影响：德国HESSLER电站700MW机组(27MPa/580℃/600℃)，若采用二次再热，投资需提高6％。(德国电站投资较高，资料介绍为1500～1800美金/kw)

2.5二次再热技术及其对投资的影响2023/2/53.国内外发展现状与水平2023/2/561628123624223366554284862023/2/5

3.1国内超临界机组的发展动向

为了实现高效利用能源和控制污染物总排放量的可持续发展目标，国电公司计划在全国范围内发展和推广高效超临界机组。外高桥电厂二期2×900MW超临界机组，由SIEMENS提供汽轮机，由ALSTOMEVT提供锅炉，蒸汽参数为25MPa/538℃/566℃。机组热效率为42%。另有沁玉环、沁北、王曲等90多个电厂正在筹建200多台超临界机组。2023/2/53.2国外的研究现状与水平

日本三菱公司和瑞士苏尔寿、美国燃烧工程公司正在合作研究垂直管屏水冷壁的变压运行技术。欧洲几个国家正在研究蒸汽压力达到40MPa，蒸汽温度达到700℃的超超临界机组，循环热效率将超过55%，发电煤耗将进一步降低。

ABB公司、东芝公司等正在研制超超临界汽轮机。2023/2/53.3国外超临界机组发展目标年份 1998 200120052015高压蒸汽压力 290 305 335400高压蒸汽温度582 582 610 700再热蒸汽压力 80 74 93 112再热蒸汽温度 580 600630 720蒸汽循环效率47 49 >50 55

2023/2/54国内80年代运行的超临界参数机组2023/2/54