锅炉原理课件

锅炉原理课件第一页，共四十四页，编辑于2023年，星期五工程热力学将水的临界状态点的参数定义为：压力为22.115MPa,374.15C。当水的状态参数达到临界点时，在饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的二相区存在。与较低参数的状态不同，这时水的传热和流动特性等也会存在显著的变化。当水蒸气参数值大于上述临界状态点的压力和温度值时，则称其为超临界参数。

1、超临界定义：一、超临界参数锅炉的发展

第二页，共四十四页，编辑于2023年，星期五2、超超临界定义：

日本的定义为压力大于24.2MPa,或温度达到593℃；丹麦定义为压力大于27.5MPa；西门子公司的观点是应从材料的等级来区分超临界和超超临界机组等等。我国电力百科全书则将超超临界定义为：蒸汽参数高于27MPa。综合以上观点，一般将超超临界机组设定在蒸汽压力大于25MPa，蒸汽温度高于580℃的范围

第三页，共四十四页，编辑于2023年，星期五图1-2-1超超临界蒸汽循环对热效率的提高

第四页，共四十四页，编辑于2023年，星期五第一个阶段，是从上个世纪50年代开始，以美国和德国等为代表。当时的起步参数就是超超临界参数，但随后由于电厂可靠性的问题，在经历了初期超超临界参数后，从60年代后期开始美国超临界机组大规模发展时期所采用的参数均降低到常规超临界参数。直至80年代，美国超临界机组的参数基本稳定在这个水平。超临界机组发展的三个阶段第五页，共四十四页，编辑于2023年，星期五3、发展的三个阶段：第二个阶段，大约是从上个世纪80年代初期开始。由于材料技术的发展，尤其是锅炉和汽轮机材料性能的大幅度改进，及对电厂水化学方面的认识的深入，克服了早期超临界机组所遇到的可靠性问题。同时，美国对已投运的机组进行了大规模的优化及改造，可靠性和可用率指标已经达到甚至超过了相应的亚临界机组。通过改造实践，形成了新的结构和新的设计方法，大大提高了机组的经济性、可靠性、运行灵活性。其间，美国又将超临界技术转让给日本(GE向东芝、日立，西屋向三菱)，联合进行了一系列新超临界电厂的开发设计。这样，超临界机组的市场逐步转移到了欧洲及日本，涌现出了一批新的超临界机组。第六页，共四十四页，编辑于2023年，星期五第三个阶段，大约是从20世纪九十年代开始进入了新一轮的发展阶段。这也是世界上超超临界机组快速发展的阶段，即在保证机组高可靠性、高可用率的前提下采用更高的蒸汽温度和压力。其主要原因在于国际上环保要求日益严格，同时新材料的开发成功和和常规超临界技术的成熟也为超超临界机组的发展提供了条件。主要以日本(三菱、东芝、日立)、欧洲(西门子、阿尔斯通)的技术为主。这个阶段超超临界机组的技术发展具有以下三方面的特点：3、发展的三个阶段第七页，共四十四页，编辑于2023年，星期五1)蒸汽压力取得并不太高，多为25MPa左右，而蒸汽温度取得相对较高，主要以日本的技术发展为代表。近期欧洲及日本生产的新机组，大多数机组的压力保持在25MPa左右，进汽温度均提高到了580℃-600℃左右。2)蒸汽压力和温度同时都取较高值(28MPa-30MPa，600℃左右)，从而获得更高的效率。主要以欧洲的技术发展为代表，在采用高温的同时，压力也提高到27MPa以上。压力的提高不仅关系到材料强度及结构设计，而且由于汽轮机排汽湿度的原因，压力提高到某一等级后，必须采用更高的再热温度或二次再热循环。近年来，提高压力的业绩主要来源于欧洲和丹麦一些设备制造厂家。3)开发更大容量的超超临界机组以及百万等级机组倾向于采用单轴方案。为尽量减少汽缸数，大容量机组的发展更注重大型低压缸的开发和应用。日本几家公司和西门子，阿尔斯通等在大功率机组中己开始使用末级钛合金长叶片。第八页，共四十四页，编辑于2023年，星期五为了发展高效率的超超临界机组，从80年代初开始美国、日本和欧洲都投入了大量财力和研究人员开展了各自的新材料研发计划，这些材料分别针对不同参数级别的机组，如593℃(包括欧洲的580℃机组和日本的600℃机组)级别、620℃级别、650℃级别和正在研发之中的更高温度级别的机组。新开发的耐热材料在投入正式使用之前进行了大量的实验室和实机验证试验。到目前为止欧洲已经成功投运了主汽温度为580℃的超超临界机组，日本投运了主汽温度为600℃的机组，从材料的实机验证结果来看，国际上目前成熟的材料已经可以用于建造620℃的机组，而据日本最新的报导称已经可以提供650℃机组所需的关键部件材料。第九页，共四十四页，编辑于2023年，星期五第十页，共四十四页，编辑于2023年，星期五第十一页，共四十四页，编辑于2023年，星期五第十二页，共四十四页，编辑于2023年，星期五结论：1.早期(50年代末)以美国为代表，更注重提高初压(30MPa或以上)，并采用两次再热。使结构与系统趋于复杂，运行控制难度趋于提高，机组可用率下降。因此，美国早期只生产了三台超超临界机组之后便停止生产。到80年代，又退回到超临界参数。2.中期(80年代末)日本由川越电厂31MPa／566℃／566℃／566℃超超临界为代表，走的是一条从引进到自主开发，有步骤、有计划的发展之路。3.近期(90年代始)，日本由川越电厂31MPa／566℃／566℃／566℃超超临界参数，压力调整为(24—25)MPa，温度由566℃／593℃稳步上升为600℃／600℃的发展方向，取得了显著的成功。第十三页，共四十四页，编辑于2023年，星期五4.德国等欧洲国家(丹麦除外)超超临界机组的压力在(25-28)MPa范围，温度也上升为580℃／600℃及600℃／600℃。5.丹麦的超超临界机组追求技术上可能达到的最高效率，压力接近30MPa，温度为580℃／580℃／580℃或580℃／600℃，目前又倾向于采用一次再热。6.采用二次再热的超超临界机组，除了早期美国的三台机组外，只有日本川越两台(1989)和丹麦的机组。采用两次再热可使机组的热效率提高1％-2％，但也造成了调温方式、受热面布置、结构等的复杂性，成本明显提高。因此，除早期投运的少数超超临界机组机组外，无论是日本还是欧洲都趋向于采用一次再热。第十四页，共四十四页，编辑于2023年，星期五7.90年代中期以来，世界上已建和在建的超超临界机组的参数和容量的发展有两个特点：欧洲的国家在建设大容量火力发电机组时以追求机组的高效率为主要目标，在提高蒸汽温度的同时，蒸汽压力也随之提高，主蒸汽压力为(25-28)MPa，主蒸汽温度为580℃居多，再热蒸汽温度为(580-600)℃，大多采用一次再热。日本的超超临界机组在大幅度提高机组容量的时候，主要是提高机组的蒸汽温度，而蒸汽压力基本保持在25MPa，日本这种对超超临界机组蒸汽参数(较低的蒸汽压力和较高的蒸汽温度)的选择主要是基于技术经济方面的考虑。第十五页，共四十四页，编辑于2023年，星期五8.锅炉布置型式按各公司传统，有П型布置及半塔型布置。日本超超临界锅炉全部采用П型布置，德国、丹麦全部采用塔式布置，这主要是各自的传统技术所决定的。9.燃烧方式按各公司传统，有切圆燃烧和对冲燃烧。日本IHI、日立公司制造的超超临界П型炉均采用了前后墙对冲燃烧方式三菱重工的锅炉燃烧方式为单炉膛或双炉膛燃烧方式，两种燃烧方式都可以减少炉膛出口烟温偏差。欧洲的超超临界塔式炉不存在烟温偏差问题，燃烧方式既有四角切园燃烧，又有对冲燃烧，还有个别的双切园燃烧和八角单切园燃烧。第十六页，共四十四页，编辑于2023年，星期五10.水冷壁型式为垂直管屏和螺旋管圈二种型式共存。美国早期为垂直管屏，欧洲为螺管圈；90年代后，除日本三菱公司新开发了内螺纹垂直管屏外，其余全部采用螺旋管圈。11.已投运的1000MW级超超临界机组以双轴机组居多，但随着汽轮机超长末级长叶片的开发应用，大容量单轴机组已成为发展的趋势。第十七页，共四十四页，编辑于2023年，星期五第十八页，共四十四页，编辑于2023年，星期五

(1)炉膛出口烟温偏差

容量（MW）200 300 600

最大偏差(°C)100 150 200

原因：

炉膛出口气流的残余旋转；煤粉颗粒的燃尽延迟；单股煤粉气流螺旋运动的影响。二、切圆燃烧煤粉炉大型化面临的燃烧新问题第十九页，共四十四页，编辑于2023年，星期五按照传统设计，容量增加，燃烧器层数并不按比例增加。300MW增大至600MW时燃烧器层数由5层增加至6层，燃烧器个数由20增加至24。那么从600MW增加到1000MW等级，燃烧器也最多增加一层左右。如果设计不当，可能给燃尽带来不利影响，尤其是对于燃尽特性差的煤。这点与我国大量电厂运行事实一致，即：到300MW容量等级为止，随锅炉容量增大，未燃q4不断下降。从300MW增加600MW容量，q4下降趋缓，有的甚至不降反升[4]。

（2）燃烧器问题第二十页，共四十四页，编辑于2023年，星期五第二十一页，共四十四页，编辑于2023年，星期五第一容量阶段（100MW以下）：通常是根据煤种选择炉膛容积热负荷Qv。Qv不变意味着炉内燃料的平均停留时间也不变。在这一容量区间由于炉膛温度较低燃烧通常处于动力控制区域。随锅炉容量增大炉膛温度升高化学反应速率随之增大，因此未燃尽炭损失也随之下降。控制q4：化学反应动力学（速度）扩散停留时间第二十二页，共四十四页，编辑于2023年，星期五第二容量阶段（100-300MW）炉膛温度已经足够高了燃烧通常已进入分子扩散控制区。炉温继续升高但炭的燃尽速率不再明显增大。在实际锅炉设计上由于水冷壁受热面的布置原因，炉膛容积热负荷Qv随锅炉容量的增大而下降。而Qv的下降即意味着燃料在炉内的平均停留时间的增大，正是因为停留时间的增大，未燃尽损失q4才得以进一步随容量的增大而下降第二十三页，共四十四页，编辑于2023年，星期五第三容量阶段（300MW以上）燃烧逐步进入湍流混合控制区。其原因一方面是随火炬尺寸增大所需的湍流混合时间增加；而另一方面随锅炉容量增大，燃烧器层数增加，比值HB/HF增大，因而停留时间的分布特性变坏。虽然平均停留时间继续随炉子容量增大而加长。但实际最短的停留时间min却有可能下降，比较所需混合时间mix与炉子可提供的停留时间min随容量的变化趋势。即可见在这一容量区间如设计不当，炭未燃尽损失q4就有可能随锅炉容量的增大而加大第二十四页，共四十四页，编辑于2023年，星期五受热面塔式布置燃烧器的单炉膛双切圆布置（前后墙旋流燃烧器）

三、解决超大型切向燃烧锅炉问题的方法第二十五页，共四十四页，编辑于2023年，星期五图1-3-1

锅炉整体布置方式(a)Π型布置，(b)Γ型布置；(c)T型布置；(d)塔型布置；(e)改良塔型布置，(f)箱型布置；(g)U型布置；(h)N型布置；(i)И型布置

第二十六页，共四十四页，编辑于2023年，星期五1、塔式锅炉（一）历史

塔式锅炉最先出现于欧洲。促进塔式锅炉发展的原因主要可归结为燃料及灰渣特性，以及锅炉容量增大引发的结构布置上的问题两个方面。

欧洲大陆的许多国家，如德国、捷克、波兰，罗马尼亚、比利时、瑞士、南斯拉夫等国家的褐煤资源非常丰富，为了燃用这种高灰分、水分、低热值的褐煤，解决飞灰对对流受热面磨损，以及锅炉容量增大，布置困难的问题，于60年代开发了适合于褐煤的塔式锅炉。其后在容量上也经历了由小到大的发展，被广泛应用于燃用不同煤种。第二十七页，共四十四页，编辑于2023年，星期五70年代末引进了几台300MW级机组的塔式锅炉：元宝山电厂l号锅炉系引进瑞士苏尔寿公司945t／h低循环倍率塔式褐煤锅炉；姚孟电厂二期工程的锅炉系引进比利时制造、苏尔寿专利的2台923.74t／h塔式直流锅炉(螺旋管圈)。80年代中期，我国又分别引进了300MW及500MW级机组的塔式锅炉：太原一电厂五期工程系引进波兰制造、苏尔寿专利的2台1025t／h低循环倍率塔式、多灰分贫煤锅炉神头二电厂一期工程系引进捷克制造、苏尔寿专利的2台1650t／h低循环倍率塔式、多灰分烟煤锅炉。我国塔式锅炉第二十八页，共四十四页，编辑于2023年，星期五（二）塔式锅炉特点：1.防磨性能。

2.便于疏水。塔式锅炉的过热器、再热器及省煤器均为水平布置，所以管内疏水可全部排尽，有利于启动、停炉检查和保养。此外也有利于过热器，再热器酸洗。而Π型锅炉则难于做到。3.对流受热面布置方便。Π型布置时，由于受到尾部烟道空间位置的限制，烟速很难降到塔式布置的烟速。以300MW机组Π型布置的直流锅炉为例，如果其他条件不变，省煤器烟速从8m／s下降到6m／s，传热系数约减少18％，受热面积约需增加22％，同样高温过热器的烟速从12.5m/s降到8m／s，传热系数约下降27.6％，受热面积约需增加40％，显然，Π型布置锅炉要增加如此多的受热面谈何容易，而塔式布置锅炉则容易做到。第二十九页，共四十四页，编辑于2023年，星期五4.煤种适应性广。凡Π型布置能适应的煤种，塔式布置都能适应．反之，Π型布置较难实施的煤种，塔式锅炉也能实施。根据德国电厂的实践，塔式锅炉不仅适用于燃油、燃气，也适用于燃煤；更适于燃用高灰、多水、低熔点、低热值的褐煤以及高灰分的烟煤、贫煤等。5.占地面积小，且有利于制粉及燃烧系统设备和烟、风、煤粉管道的布置。6.炉顶的穿墙管大量减少，易于解决炉顶的密封问题。7.锅炉钢架金属耗量大。由于塔式布置的锅炉炉体高，整个炉体悬吊在炉顶，荷载高且集中，使锅炉支撑结构金属耗量相对增大。8.安装与检修复杂。由于塔式锅炉炉体高，使设备安装和检修复杂化，锅炉吊装需使用高型起吊设备或液压提升装置及专用机具，且难度也较大，安装工期也较其他常用炉型长。

第三十页，共四十四页，编辑于2023年，星期五图1塔式布置1.一级过热器

2.三级过热器3.二级再热器

4.二级过热器

5.一级再热器

6.省煤器

无水平烟道，不存在烟温偏差第三十一页，共四十四页，编辑于2023年，星期五采用美国CE公司80年代初开发的低NOx同轴燃烧系统（TheLowNOxConcentricFiringSystem,LNCFS）。其切圆布置如图2所示，炉内旋转为顺时针(从炉膛上面向下看),一

、二次风燃烧器轴线与炉膛侧墙夹角为51°和39°，偏转二次风在一次风基础上同向向外偏转一角度

(20°-25°)，目的在于低NOx分级燃烧。多喷射燃烧器（multi-jetburner），每个燃烧器由两个煤粉燃烧器喷嘴组成，即由一根煤粉管在炉前经分配器沿高度方向一分为二而成。因此在保持燃烧器层数（6层）不增加的情况下，喷嘴只数增加一倍，减少湍流混合时间。虽然燃烧器总高度有所增加，但由于塔式炉炉膛较高，不会减少煤粉最小停留时间（对应于最上层煤粉燃烧器），从而解决了火焰燃尽问题。

第三十二页，共四十四页，编辑于2023年，星期五（一）历史美国燃烧工程公司(CE)自1968年为宾夕法尼亚州的Keystome电厂制造了第一台850MW的单炉膛双切圆燃烧锅炉起，至今至少有十台容量大于700MW的锅炉采用了这种燃烧方式。锅炉采用了8组燃烧器，在炉内形成两个切圆，但是炉膛中部却没有双面水冷壁。日本三菱公司至少也已有16台这样的机组在运行，其中10台为燃煤机组，包括我国福建新近投产的后石电厂1号超临界锅炉(600MW)在内，最小的机组容量为600MW。现三菱公司对外提供的单炉膛四角切向燃烧与单炉膛双切圆燃烧方式适用机组容量为：单炉膛四角切向燃烧方式适用的锅炉容量上限大约为800MW，而单炉膛双切圆燃烧方式自500MW起用到1100MW。2、单炉膛双切圆第三十三页，共四十四页，编辑于2023年，星期五图3双切园布置示意图(从炉膛上面向下看)

（二）减少烟温偏差原理第三十四页，共四十四页，编辑于2023年，星期五图4单炉膛双切圆降低炉膛出口烟温偏差的原理示意(a)切向燃烧炉膛出口的速度分布(b)切向燃烧炉膛出口的烟气热偏差(c)单炉膛双切圆的烟气热偏差第三十五页，共四十四页，编辑于2023年，星期五在无双面水冷壁的单炉膛双切向燃烧锅炉中，如果正确选择切圆的旋向，将两个相对独立燃烧系统的对流热偏差与整体单一火焰辐射系统的辐射热偏差进行合理的搭配和补偿，则炉膛出口区域总的烟气热偏差将有可能大大降低。这也是国外П型布置切向燃烧锅炉超大型化后采用单炉膛双切圆燃烧方式的原因。相反，如果是采用双炉膛双切圆的布置方式，则两个炉膛的辐射场也是独立的，不可能取得辐射与对流偏差互补的效果，其结果只相当于锅炉容量减小一半，热偏差略有下降。可见，双切圆燃烧锅炉取消双面水冷壁不仅仅是为了简化制造工艺，更重要的是应从消除热偏差的性能设计来考虑。第三十六页，共四十四页，编辑于2023年，星期五双切圆八角布置在不增加燃烧器层数（与600MW相比），使燃烧器个数增加1倍，大大减少了减少湍流混合时间，同时燃烧器总高度没有明显增加，有利于提高燃尽率。

第三十七页，共四十四页，编辑于2023年，星期五1.单炉膛双切圆燃烧方式能有效地降低炉膛两侧的烟温偏差。由于双切圆的旋转方向相反，炉膛出口烟气沿炉膛宽度方向旋向相反，相互叠加抵消，使炉膛出口烟温偏差大大降低，有利于锅炉安全运行。2.单炉膛双切圆由于燃烧器八角布置能降低一次风单只喷嘴热功率，其热功率仅为常规四角布置切向燃烧方式的50％，为前后墙对冲燃烧方式的62.5％左右。由于单只喷嘴热功率的降低，有利于防止水冷壁结焦的产生。3.单炉膛双切圆燃烧方式炉膛内温度场更加均匀，并且温度水平适中，使锅炉水循环更加可靠。（三）单炉膛双切圆的特点第三十八页，共四十四页，编辑于2023年，星期五4.单炉膛双切圆燃烧方式运行时应注意的问题：1)油枪点火时应先在同层进行，同层油枪点火时又应在同一炉膛内进行，在确认点火成功后，在另一侧炉膛进行点火。同一层点火成功后，再点燃下一层，以此类推。2)当锅炉燃油具备投粉条件后，投入与油枪相邻的一台磨煤机。当确认投运成功后，再进行下一台磨煤机的投运。无论哪一台磨煤机的投停都应确保按层运行。3)双切圆锅炉存在两火球相互配合、防止偏斜等问题。

第三十九页，共四十四页，编辑于2023年，星期五炉膛截面尺寸:21.48m×21.48m锅炉大板梁顶标高：114.5m炉膛容积：31869m3炉膛容积热负荷：77.4MW/m2炉膛截面热负荷：5.35MW/m2炉膛宽×深 32.084m×15.67m大板梁下沿标高 81m炉膛容积 28000m3炉膛容积热负荷82.7MW/m3炉膛截面热负荷 4.59KW/m2塔式双切圆5、比较第四十页，共四十四页，编辑于2023年，星期五切向燃烧燃烧锅炉达到百万千瓦等级后，塔式和单炉膛双切圆布置是目前两种较好选择。两种方式分别从两个方面：受热面布置和燃烧器布置着手，两种方式的比较如下：（1）塔式布置由于过热器、再热器和省煤器受热面布置炉膛上部。从根本上解决了由于水平烟道烟气能量不平衡问题所带来的过热器、再热器超温。而单炉膛双切圆方式则采用反向切圆相互