1、分類號安徽電氣工程學院畢 業 設 計（論 文） 題目600MW超臨界鍋爐四管泄露運行檢修問題分析 系部動力工程系 專業火電廠集控運行 姓名 班級 12集控 指導教師 職稱 教授 論文報告提交日期 2015年5月 安徽電氣工程學院摘要隨著電力形勢的發展，超臨界發電機組以其經濟性、可靠性、運行靈活性，成為我國電力生產技術的發展趨勢。論文回顧超臨界機組發展歷史，分析其發展的現實意義、經濟效益和環境效益，指出我國發展超臨界機組需解決的關鍵問題，分析我國超臨界發電技術的發展前景，介紹我國超臨界機組的發展現況及分布情況。就超臨界鍋爐在國內的相繼投產后運行中暴露出來的四管泄漏問題進行深入的分析，對國內超臨界

2、機組自投產以來四管泄漏事例現象原因進行了介紹，從設計安裝、檢修、運行等方面提出了解決問題的方法及主要檢修策略。關鍵詞：超臨界鍋爐；運行問題；四管泄露；檢修目錄第一章：超臨界鍋爐技術概述及發展狀況分析第一節 超臨界機組技術分析及我國發展超臨界機組需解決的關鍵技術第二節 我國超臨界鍋爐發展概況及發展前景第三節 600MW超臨界鍋爐與亞臨界機組比較第4節 我國超臨界機組分布狀況第二章 我國超臨界鍋爐運行中存在的主要問題第一節 機組運行主要問題概述第二節 機組運行問題統計表第三章 超臨界鍋爐四管泄露問題概述 第一節 四管泄露問題產生的主要原因 第二節 四管泄露問題檢修及預防的主要措施第三節 四管泄露問

3、題案例分析結束語參考文獻附表第一章 超臨界鍋爐技術概述及發展狀況分析我國是以煤炭作為發電主要燃料。燃煤電站的突出問題是：機組效率低，供電煤耗高。高效超臨界技術基本思想：提高發電效率，減少燃料消耗，降低比電價并減少有害物質的排放。 根據相關資料，我國已探明的煤炭儲量約為一萬億噸，人均擁有煤儲量在世界上屬中等水平。但可采量及開采能力受一定條件的限制，我國的煤炭供需矛盾仍很突出，并將隨火電的發展而進一步擴大。此外，煤炭產地與高用電負荷地區相分隔，導致煤炭的運輸一直是制約電力工業發展的重要因素。因此在建設中加速采用國際上先進的超臨界機組，對節約能源、減少污染無疑具有非常重要的意義。第一節 超臨界機組技

4、術分析及我國發展超臨界機組需解決的關鍵技術一、超臨界機組技術分析工程熱力學將水的臨界狀態點參數定義為:壓力22.115 MPa,溫度374.15 。當水的狀態參數達到臨界點時，在飽和水與飽和蒸汽之間不再有汽、水共存的兩相區存在。與較低參數的狀態不同，這時水的傳熱和流動特性等會存在顯著的變化。當蒸汽參數值大于上述臨界狀態點的壓力和溫度值時，則稱其為超臨界參數。對于火力發電機組，當機組做功介質蒸汽的工作壓力大于水的臨界狀態點壓力時，稱之為超臨界機組。超臨界機組一般可分為兩個層次:一個是常規超臨界機組(Conventional Supercritical)，其主蒸汽壓力一般為24.2MPa，主蒸汽和

5、再熱蒸汽溫度為540560 ;另一個是高效超臨界機組(HighEfficiency Supercritical Cycle)，通常也稱為超超臨界機組(Ultra Supercritical)或者高參數超臨界機組(Advanced Supercritical)，其主蒸汽壓力為28.530.5MPa，主蒸汽和再熱蒸汽溫度為580600 。新一代超臨界鍋爐的技術進步主要表現在:水冷壁、啟動系統、燃燒技術、低污染排放、金屬材料、消除熱偏差等方面。下面主要針對國內目前采用的幾種超臨界鍋爐技術進行分析。1 水冷壁水冷壁無一例外地采用膜式壁結構。除了俄羅斯進口的幾臺機組，目前引進的超臨界機組鍋爐為了實現變壓

6、運行，在爐膛下輻射區全部采用了螺旋管圈水冷壁結構，在爐膛上輻射區的低熱強度區域全部采用垂直管屏結構。但在具體結構上還是有較大的變化。表1列出了不同的螺旋管圈水冷壁結構和工作參數。表1 螺旋管圈水冷壁結構供貨單位管徑/mm節距/mm螺旋管數/螺旋傾角/盤旋圈數質量流速/kg·(m2·s)-1材料管型北京巴威有限公司35 X 65059823.5812412723.615CrMoGSA-213 T12內螺紋光管三井巴布科克有限公司38 X 6.3551.149212 150SA-213 T12內螺紋光管上海鍋爐廠有限公司5432613.951.613 0851 047SA-21

7、3 T12光管1.1 螺旋管圈水冷壁采用內螺紋管新一代超臨界鍋爐技術的重要變化是螺旋管圈水冷壁采用內螺紋管和增大螺旋管圈傾角且增加管屏寬度。在高熱流密度區域采用內螺紋管，可以降低水冷壁安全運行所需的最低質量流速。從壓降損失來看，由于內螺紋管增加的阻力被降低質量流速所抵消，水冷壁的壓降損失仍然維持在1.83MPa左右。從防止傳熱惡化來看，采用內螺紋管可以避免鍋爐在亞臨界壓力運行下的膜態沸騰，推遲或避免超臨界壓力下類膜態沸騰的發生。除灰斗區域以外，所有螺旋管圈水冷壁區域內都使用內螺紋管。增大螺旋管圈傾角，有利于避免汽水流速較低時的汽水分層問題。降低質量流速，就要增加管屏寬度，兩者對減輕熱偏差都不利

8、。但在高熱強度區域采用耐溫能力較高的合金管15CrMoG，同時采用熱偏差較小的旋流式燃燒器對沖布置方式以及用內螺紋管的多項措施并舉，以保證安全裕度。不使用內螺紋管時，水冷壁的質量流速必須提高，以避免發生膜態沸騰和類膜態沸騰。因此應使并列工作的管子根數減少，管屏寬度減小，螺旋角度相應降低，盤旋圈數略有增加。1.2 垂直管屏內螺紋管水冷壁垂直管屏內螺紋管水冷壁變壓運行技術已經成熟，日本已經有采用這種技術的1 000 MW超臨界鍋爐投入運行，國內浙江玉環電廠1 000MW超臨界鍋爐采用這一技術。垂直管屏的優勢是結構簡單，易于制造和懸吊，安裝現場的焊接工作量小;運行中灰渣容易脫落，積灰結渣減少;水冷壁

9、吸熱變化時，管內流量變化較小;垂直管屏內螺紋管水冷壁技術可以降低質量流速，新一代超臨界鍋爐水冷壁的質量流速已經降低到2 150 kg/(·s)，國內亞臨界鍋爐的運行證明這種水冷壁在質量流速為1000 kg/(·s)就足以避免在亞臨界壓力運行下的膜態沸騰?？梢?，也可推遲或避免超臨界壓力下類膜態沸騰發生的問題。內螺紋管的批量生產已經國產化，完全有條件實現這種技術。2 啟動系統啟動系統主要采用帶大氣式擴容器或帶循環泵的2種形式。2.1 帶大氣式擴容器的啟動系統這種形式的啟動系統比較簡單(圖1)，設備投資較低，運行操作和控制也比較簡易，但低負荷調節性能較差。由于水冷壁的流量比較低，

10、為了保證水冷壁在低負荷運行時的安全性，防止水冷壁發生傳熱惡化的最低質量流速要求值較高，因而高負荷時質量流速過高。國內石洞口電廠超臨界鍋爐采用帶擴容器的啟動系統，水冷壁為光管，最低質量流速設計值為980 kg/ (·s) , MCR時達到2800 kg/ (·s)，水冷壁阻力達到1.84Mpa。加熱器過熱器水冷壁省煤器水位控制閥給水泵除氧器擴容器去凝汽器排水閥圖1 帶擴容器的啟動系統2.2 帶循環泵的啟動系統這種形式的啟動系統略微復雜(圖2)，主要是增加了設備投資，但低負荷時的運行調節靈活性增強。因為在低負荷時水冷壁中有循環流量通過，因此易于保持低負荷時有足夠的流量并達到水冷

11、壁冷卻要求的質量流速，高負荷時的質量流速就不至于過高。例如，表1中帶循環泵的啟動系統的鍋爐水冷壁最低質量流速為723 kg/(·s)，最大質量流速為2150 kg/(·s)2412 kg/(·s)。圖2 帶循環泵的啟動系統給水泵高壓加熱器循環泵省煤器爐膛頂棚管力式分離器至二級噴水減溫器至對流煙道包墻至冷凝器當然最大的質量流速降低不只與啟動系統有關，同時也和采用內螺紋管、螺旋管傾角增大和采用多種減小熱偏差的措施有關。但起決定作用的還是采用帶有循環泵啟動系統和內螺紋管。3 燃燒技術及低污染排放新一代超臨界鍋爐對燃燒技術提出了更高的要求，主要體現在所要求的燃燒設備既能滿

12、足低負荷下不投油穩定燃燒(當燃用煙煤、30%負荷)的要求，又要求降低NO*的生成量，同時還要求降低燃燒器區域水冷壁的局部熱強度。本文簡要敘述主要的技術方向。即燃燒配風一般采用多級布風方式(燃燒器本身三級、燃燒器上部兩級配風)，火焰燃燒經過過量空氣系數<1 的著火區和氧化氮還原區，最后才經過過量空氣系數>1的燃盡區實現完全燃燒。而新技術的主要特點是實現在火焰內脫氮和爐內脫氮。同時采用小功率旋流式燃燒器對沖布置或濃淡濃新型直流式燃燒器四角布置，在大型鍋爐上還采用單爐膛雙切圓的輻射和對流互補熱偏差的綜合性技術。4 金屬材料超臨界機組的主要技術特征是隨著蒸汽參數的大幅度提高，鍋爐、汽輪機、

13、蒸汽管道、高壓加熱器等需要采用新材料，以提高耐高溫、抗蠕變能力和承受超臨界壓力的強度，并減小壁厚，提高機組對快速負荷變化的適應能力。蒸汽參數越高，也需要采用高性能的金屬材料，造價也高。5 消除熱偏差技術5.1 采用小功率旋流式燃燒器對沖燃燒方式引進技術國產化600 MW 超臨界鍋爐采用對沖燃燒方式。國內運行實踐表明，其獨特優點是可以減小煙氣側的熱偏差。熱偏差為1.021.04。同時，為了進一步消除蒸汽側和煙氣側的熱偏差，還采取以下措施:(1)采用小容量的旋流式燃燒器，沿爐膛寬度均勻、對稱布置，再通過燃燒調整實現單只燃燒器的風粉均勻分配，使爐膛出口煙氣流量和溫度偏差都較小;(2)各級過熱器以及各

14、級再熱器之間集箱間的連接采用大口徑管道左右交叉;(3)保持各受熱面管排相同的橫向節距;(4)合理選擇各集箱內徑，在進口集箱設計節流孔;(5)屏式過熱器管間長度一致，使受熱偏差、結構偏差和流量偏差減小。5.2 對流與輻射互補抵消熱偏差的雙切圓燃燒方式(見圖3)單爐膛無雙面水冷壁對流熱曲線輻射熱曲線輻射+對流熱偏差對流熱曲線輻射熱曲線輻射+對流熱偏差圖 3 對流與輻射互補的雙切圓燃燒方式2個相對獨立的反向切圓燃燒方式，將對流熱偏差與整體單一火焰輻射系統的輻射熱偏差相互補償或抵消，使熱偏差盡可能減小。新一代超臨界機組鍋爐技術發生了重要變化，主要表現在鍋爐水冷壁、燃燒技術、啟動系統、金屬材料等，其中水

15、冷壁技術和燃燒技術處于優先水平。采用引進技術國產化超臨界機組，可以彌補國內超臨界機組技術單純依靠進口設備造成的價格過高，又及時引人新技術以縮短國內超臨界技術與世界先進技術的差距。在實現國產化后，還需要研究適合中國煤質多變的燃燒技術和系統優化設計以及運行調節技術。二我國發展超臨界機組需解決的關鍵技術對照國外超臨界技術發展的經驗，結合我國目前的實際情況，可列出我國發展超臨界機組需解決的關鍵技術如下:(1)超臨界機組系列選型及系統配置的研究:包括超臨界機組鍋爐、汽輪機、發電機、主要輔機等系列選型，超臨界機組熱力系統優化設計，超臨界機組汽機旁路系統選型;(2)大型超臨界鍋爐關鍵技術研究:包括超臨界鍋爐

16、爐型及燃燒系統配置方式，關鍵受壓部件結構優化設計和壽命管理;(3)大型超臨界汽輪機關鍵技術研究:包括超臨界機組轉子動力特性，固體顆粒沖蝕特性和防護措施，末級長葉片振動應力和疲勞壽命，高溫高壓部件溫度場、應力場和蠕變疲勞壽命;(4)大型超臨界單軸900 MW(百萬千瓦級)機組汽輪發電機關鍵技術研究:包括發電機轉子裝配結構件應力水平、配合要求及材料選擇，發電機轉子通風選擇，勵磁方式，軸系、振動及汽輪機、發電機聯接的分析，定、轉子絕緣結構;(5)超臨界機組材料的國產化研究:包括超臨界汽輪機高溫材料和鍛件材料，超臨界鍋爐過熱器、再熱器材料，國產P91鋼管性能試驗及管件開發;(6)超臨界機組自動控制關鍵

17、技術研究:包括超臨界機組儀表和自動控制系統，超臨界機組關鍵儀表;(7)超臨界機組主要輔機設備研制:包括超臨界機組鍋爐給水泵組，超臨界機組鍋爐再循環水泵，超臨界機組高壓閥門國產化;(8)超臨界機組運行技術研究:包括超臨界機組合理運行方式，超臨界機組動態特性，超臨界機組安全經濟在線監測診斷技術，超臨界汽輪機末級長葉片變負荷時的流場和動應力及調峰性能，超臨界機組汽水品質控制和停機保養技術。第二節 我國超臨界鍋爐發展現狀及發展前景一、我國超臨界機組發展現狀到目前為止，我國發電量的75%是由小于300 MW的機組提供的，其電廠效率在27%29%，遠低于發達國家的35%40%。我國自20世紀80年代開始陸

18、續引進并投運了一批超臨界機組，如已投運的華能石洞口二廠2 x 600 MW、華能南京熱電廠2 x 300 MW、華能營口電廠2 x 300 MW,綏中電廠2 x 800MW、外高橋電廠二期2 x 900 MW等發電廠。經過一段時間的運行之后，我國已積累了常規超臨界機組較好的運行經驗。根據我國1994年可靠性管理中心報告資料，我國當時6臺600 MW機組中，石洞口二廠I2機組的等效可用率分別為89.7%和79.15%，強迫停機率為2.20%和0.84%，為國內600 MW機組的第一、第二名。我國已引進或在建的超臨界電廠主要參數統計見表2。表2 我國已引進的超臨界電廠主要參數統計電廠名制造廠臺數功

19、率/MW參數/(MPa/9C/)石洞口二廠ABB /CE-SUI.ZER260024. 2/538/566盤山電廠前蘇聯250023. 54/540/540華能南京熱電廠前蘇聯232023.54/540/540營口電廠前蘇聯230025.0/545/545伊敏電廠前蘇聯250025.0/545/545綏中電廠前蘇聯280025.0/545/545漳州厚石電廠三菱260024. 6/538/566外高橋電廠二期西門子/阿爾斯通290024.2/538/5662004年11月23日，華能沁北電廠I號機組順利通過168 h試運行，并正式投人商業運行，標志著我國在引進國外先進技術基礎上設計制造的國產首

20、臺600 MW超臨界機組正式成功投運。該項目填補了600 MW超臨界機組國產化空白，使我國在600 MW超臨界發電機組這一重大技術裝備國產化方面實現了“零”的突破。其中，DG1900/25. 4-II型鍋爐為東方電氣集團所屬核心企業之一 東方鍋爐(集團)股份有限公司與日本巴布科克-日立公司及東方日立鍋爐有限公司合作設計、聯合制造的600 MW超臨界本生直流鍋爐。168 h試運期間，鍋爐主要運行參數與設計值基本一致并保持穩定。二 我國超臨界機組發展前景預測經過技術的成熟和發展，目前超臨界參數火力發電機組在可靠性和調峰靈活性等方面都可以得到保證，發電效率可達43%47%，最高可到49%，這對煤炭資

21、源的節約、發電機組的經濟性以及環境改善，都顯示了相當的優越性。國際上超臨界機組的發展已經歷了40余年，無論從理論上還是從實際應用來講，都有了相當的基礎，有較為成熟的設計、制造、建設和運行經驗。為了緊跟世界上較為先進的凈效率在45%47%的超臨界機組，我國將在超臨界和超超臨界機組的研究、設計和制造能力的形成和提高上加大投人，引進國外成熟先進技術，發揮國內生產制造能力，以降低電廠造價，并通過引進技術的消化、吸收，縮小我國與先進國家的差距。優化火電結構是個戰略性的大問題，它與技術環境、經濟環境和體制、機制間有著相互的作用和反作用關系，不同的發展道路就會鑄造出不同的發展結果，直接影響今后一個相當長時期

22、內我國電網中火電主力機組的構成。超臨界技術在優化火電結構方面有著特殊的作用，可以斷言，采用超(超)臨界參數和機組容量的大型化將是新世紀我國火力發電廠的主要發展方向。此外，超(超)臨界技術與循環流化床(CFB)燃燒技術的結合，也將同時成為這一主要發展方向的一支重要力量。三結論超(超)臨界發電技術在電廠凈效率方面的特殊優勢，決定了它必將成為以燃煤發電為主的中國能源工業的首選技術。新世紀中，超(超)臨界發電技術的普遍采用，必將為我國經濟發展和環境保護帶來巨大的收益，成為我國經濟、社會和環境持續、健康、協調發展的重要保障之一。這是一項極其重要的工業發展政策，必須及時加以確立，長期加以堅持。第三節 60

23、0MW超臨界鍋爐與亞臨界機組比較隨著國民經濟和電力負荷的迅速增長, 電網容量將隨之增長, 必須采用大容量、高參數機組。在“八五”期間以亞臨界的300600 MW機組為主, 從“九五”開始逐步過渡為600 MW機組為主, 并要發展1000 MW機組。電網中這些主力機組集中了當前世界上發電設備的許多先進技術, 代表著我國電力工業技術發展的趨勢。本文著重對600 MW級超臨界與亞臨界參數鍋爐作技術比較, 主要以石洞口二廠兩臺超臨界參數機組、平圩電廠和北侖電廠的兩臺亞臨界參數機組為討論對象。1 蒸汽參數與爐型水的臨界壓力為22.115MPa , 臨界溫度為347. 12 。在臨界點上, 水與汽的參數完

24、全相同, 兩者的差別消失, 汽化潛熱趨向于零, 即汽化在一瞬間完成。鍋爐的型式主要取決于蒸汽參數和容量, 有自然循環爐、控制循環爐、直流爐及復合循環直流爐4 種。直流爐適合于超臨界及亞臨界參數, 自然循環及控制循環爐只適宜于亞臨界及亞臨界以下壓力參數。如采用亞臨界參數, 則直流爐、自然循環和控制循環汽包爐都是可選用的方案。如元寶山電廠600 MW亞臨界參數鍋爐采用的是本生型強制循環直流爐; 北侖電廠1 號爐和平圩電廠兩臺600MW鍋爐采用控制循環汽包爐; 北侖電廠2 號爐采用自然循環方式。采用超臨界參數時均采用強制循環直流鍋爐。目前國際上超臨界參數鍋爐的過熱蒸汽(汽機進口) 壓力一般采用24.

25、2、25.3 和26.4MPa 3個級別; 過熱和再熱蒸汽溫度通常設計為538 , 也有采用566 的; 大多采用一次再熱, 采用兩次再熱的只占超臨界機組中的15 % , 因兩次再熱雖能改善經濟性, 但管路復雜, 耗用鋼材也多。石洞口二廠兩臺600 MW超界參數鍋爐采用的是超臨界螺旋管圈直流鍋爐, 過熱蒸汽(鍋爐出口) 壓力為25.4MPa , 溫度為541 , 中間再熱級數為一次,再熱蒸汽溫度為569 。2 技術經濟分析2.1 可靠性美國和前蘇聯在發展超臨界機組的初期, 由于缺乏經驗, 設計和運行都存在問題, 機組可靠性低。經過幾十年不斷完善發展, 現在的技術早已成熟。美國發電可用率數據系統

26、1980 年的分析報告中, 公布了71 臺超臨界機組和27 臺亞臨界機組的運行統計數據, 兩類機組的平均運行可用率、等效可用率和強迫停運率已經沒有差別。據美國EPRI 的統計, 容量為600835 MW具有兩次中間再熱的超臨界機組整機可用率已達90 %。日本的超臨界機組可用率在90 %以上, 事故率在1 %以下。德國超臨界機組的運行情況也表明, 機組的可靠性同參數之間沒有什么必然的聯系。石洞口二廠兩臺600 MW超臨界機組投運第2年可用系數分別達到90.8 %和93.97 %。目前運行的超臨界機組的運行可靠性已經不低于亞臨界機組的數值, 有的甚至還要更高一些。2.2 經濟性超臨界機組雖然沒有汽

27、包耗鋼量減少, 但過熱器、再熱器采用高級合金鋼, 閥門價格也提高, 故總成本增加。據石洞口二廠分析, 機爐主設備比亞臨界高6 %7 %(設備費占電廠投資1/3) , 工程建設費用僅增加2 %3 %左右。根據技術經濟比較, 對于300600 MW機組, 低價煤地區仍以亞臨界壓力(17 MPa 、540/ 540 ) 較為適宜。但超臨界壓力機組熱效率一般要高于亞臨界壓力機組, 從亞臨界提高到超臨界, 機組整體循環效率可提高3 % 4 % , 供電煤耗從331 g/( kW·h) 降到300302 g/ ( kW·h) 。因此對于采用變壓運行的機組, 以及電廠建在煤價較貴的地區時

28、采用超臨界參數可獲得更好的經濟效益。石洞口二廠兩臺600 MW超臨界機組兩臺機組1996 年平均供電煤耗為311 g/ (kW·h) , 供電效率為39. 5 % , 熱經濟性指標明顯優于同容量亞臨界機組。該廠超臨界機組與平圩電廠、北侖電廠同容量亞臨界機組的有關運行數據見表3。表3 6臺機組近年的供電煤耗等有關數據表年份項目石二#1石二#2平圩#1平圩#2北侖#1北侖#2 1995等效可用系數/ %82. 7495. 5681. 9379. 4888. 2263. 11發電量/ 105 (MW·h)33. 8736. 1333. 31929. 18939. 9625發電煤耗

29、/ g·(kW·h) -1301301336337308314供電煤耗/ g·(kW·h) -13143143543553243281996等效可用系數/ %90. 3883. 4782. 8276. 2085. 567. 98發電量/ 105 (MW·h)36. 8033. 3733. 82029. 6583829. 8發電煤耗/ g ·(kW·h) - 1299299333336308313供電煤耗/ g ·(kW·h) - 13113113513543223242.3 運行靈活性現代超臨界機組采用變

30、壓運行方式, 能滿足快速變動負荷和低負荷運行的要求。在高負荷時保持額定的主蒸汽壓力, 在低負荷時保持最低的許可供汽壓力, 負荷調節采用改變汽輪機調節閥開度的方式; 在中間負荷范圍, 采用變壓運行,用改變鍋爐主蒸汽壓力的方式調節負荷。例如石洞口二廠的600 MW機組, 在85 %負荷以上, 采用定壓運行, 保持汽輪機進口汽壓為24.2MPa ;在85 %37 %負荷, 采用變壓運行, 蒸汽壓力隨負荷降低而降低, 汽輪機進口汽壓由24.2MPa 降低到9.6MPa ; 在37 %負荷以下, 再采用定壓運行, 保持汽輪機的進口汽壓為9.6MPa 。3 鍋爐本體與主要系統的特點超臨界機組與亞臨界機組在

31、燃燒系統、過熱器和再熱器系統的差異不是太大, 這里主要分析差別比較大的水冷系統、鍋爐啟動系統與汽機旁路系統。3.1 水冷系統北侖電廠1 號爐和平圩電廠鍋爐都是CE 型亞臨界控制循環鍋爐。在其下降管回路中均設循環泵, 以提供足夠的壓頭來保證在任何運行工況下能進行充分的強迫循環。每爐有3 臺循環水泵,每泵能滿足60 %的額定負荷。考慮到亞臨界參數下汽包壁厚增加, 起停過程中上下壁溫差值較大因而限制起停速度, 汽包壁采取上下不等壁厚結構, 并采用環形夾層, 使汽包內壁溫接近于汽水混合物溫度, 使上下壁溫差均勻而且減小, 可快速起停。鍋爐汽包的工作水位比一般自然循環鍋爐低, 可運行范圍達300 mm,

32、 這是因為有循環水泵來產生循環動力, 水位已不是產生循環動力的重要因素, 而且給水直接引入下降管入口處, 欠焓較大, 水位低時該處亦不易產生汽化。超臨界直流爐的水冷壁主要采用螺旋式水冷壁管型和一次垂直上升管屏式。早期的超臨界直流鍋爐大多采用B &W公司的UP 型直流爐、CE公司的復合循環型直流爐和F &W公司的F &W型直流爐。70 年代中期開發螺旋管圈直流爐, 由于能滿足變壓運行和快速變負荷要求, 因此發展較快。石洞口二廠的兩臺超臨界機組均采用螺旋式水冷壁。水冷壁采用光管焊成膜式壁從冷灰斗盤旋上升, 到爐膛出口折焰角中間集箱, 然后有集箱引入上部垂直上升水冷壁, 另一

33、部分引入折焰角, 然后全部進入置于前墻的汽水分離器。螺旋式水冷壁的所有管子沿爐膛四周盤旋上升, 均勻地分布在爐膛四周, 在任一高度所有管子的受熱幾乎相同, 故比較適用于變壓運行。直流鍋爐水冷壁的設計往往難以兼顧爐膛周界尺寸與必需具有足夠的質量流速的矛盾。而螺旋管圈水冷壁只要增減螺旋上升角度, 就可以改變管數, 在保證足夠的質量流速的同時, 其管徑和管數可不受爐膛周界尺寸的限制, 在管徑選用上有一定的靈活性。圈數太少會喪失螺旋管圈減少吸熱量偏差方面的優點, 而太多會增加水的流通阻力, 一般推薦圈數為1.52.5 圈, 石洞口二廠鍋爐的圈數為1.74 圈。3.2 鍋爐啟動系統平圩電廠鍋爐過熱器設有

34、一根5 %額定負荷容量的啟動小旁路管, 將汽包飽和蒸汽經減壓后排至凝汽器。此小旁路在啟動過程中全開, 直到汽機并網后才關閉。該旁路可提高過熱器出口溫度并限制蒸汽壓力的上升速度, 使蒸汽參數可較快地達到汽機沖轉要求。根據美國經驗, 采用5%小旁路系統, 可使鍋爐熱態啟動從點火到汽機沖轉并網僅40 min 即可完成。超臨界直流鍋爐啟動時要求保證從啟動到MCR 全過程的安全性, 防止亞臨界參數下的膜態沸騰和超臨界參數下的管壁超溫以及沿寬度方向上的溫度偏差。根據要有一定的啟動流量和啟動壓力。一開始升壓就必須不間斷地向鍋爐進水,維持足夠的工質流速和壓力使受熱面得以冷卻。但考慮到啟動熱損失和分離器容量,

35、原則上在可靠冷卻前提下質量流量盡量選得小些, 通常為25 %35 %MCR。超臨界鍋爐內的爐水被加熱到相應壓力下的臨界溫度時全部汽化, 不再存在汽、水兩相區。由水變成蒸汽經歷兩個階段, 即加熱階段和過熱階段。水冷壁自啟動至37 %MCR 負荷時, 運行方式與汽包鍋爐相似, 汽水分離器充當汽包的作用, 分離出的水排入疏水擴容器實現工質回收。當負荷到37 %MCR 時, 汽水分離器由濕態切換到干態。37 %MCR 到85 %MCR 時, 鍋爐作變壓直流運行, 這時內置式汽水分離充當集汽箱的作用。汽水分離器是直流鍋爐啟動系統中的一個重要部分, 有內置式和外置式之分。石洞口電廠鍋爐采用內置式汽水分離器

36、。啟動時汽水分離器能起固定蒸發終點的作用, 啟動完畢后不從系統中切除, 而是串聯在汽水流程內。當分離器切換到干態運行后, 自動控制由水位控制改變為工質溫度控制, 工作參數(壓力和溫度) 要求比較高, 但因不需切除, 控制閥門可以簡化。3.3 汽機旁路系統中間再熱單元機組要設置旁路系統, 以便在機組啟停和汽機故障時協調匹配機爐的工況, 實現工質的回收。石洞口二廠鍋爐設有100 %容量的高壓旁路和65 %容量的低壓旁路, 兩級旁路串聯, 這是歐洲國家采用的典型系統。汽機沖轉后帶上少量負荷時, 隨著汽機進汽量的增加, 高壓旁路閥逐漸關小。當汽機主調門開度達到90 %時, 高壓旁路閥門全關, 當鍋爐蒸

37、汽壓力超過預定的安全值時,可通過特殊的控制回路將旁路閥快速打開, 起到鍋爐安全閥的作用, 故鍋爐過熱器不另設安全閥。用高壓旁路來代替安全閥, 可減弱噪音, 并使蒸汽通過減壓減溫裝置進入凝汽器, 實現工質回收。低壓旁路將再熱器出口蒸汽繞過汽機中低壓缸而直接排入凝汽器。由于該旁路只具備65 %容量, 不能作為安全閥, 故再熱器前后均另設安全閥。在汽機甩部分或全部負荷時, 低壓旁路調節閥會接受-脈沖信號, 以增加其開度而快速排出因汽機中壓缸進汽減少而多余的蒸汽。平圩電廠和北侖電廠亞臨界機組也設有高壓和低壓旁路系統, 其作用與石洞口二廠超臨界機組的旁路系統相仿, 但容量較小。平圩電廠的高低壓旁路的容量

38、都為30 %額定負荷, 北侖電廠高低壓旁路的容量分別為50 %和60 %額定負荷。4結束語經過40 多年的不斷完善和發展, 超臨界機組的發展已進入成熟和實用階段, 運行可靠性和熱經濟性指標不低于亞臨界機組, 運行靈活性也大為提高。為進一步降低能耗, 減少CO2 排放, 改善環境, 在材料技術發展的前提下, 超臨界機組正朝更高參數的超超臨界技術方向迅速發展。第四節 我國超臨界機組分布狀況經過技術的成熟和發展，目前超臨界參數火力發電機組在可靠性和調峰靈活性等方面都可以得到保證，這對煤炭資源的節約、發電機組的經濟性以及環境改善，都顯示了相當的優越性。我國在超臨界和超超臨界機組的研究、設計和制造能力的

39、形成和提高上加大投人，發揮國內生產制造能力，新建了一大批超臨界機組。我們小組通過各方面調研，對全國的超臨界機組進行統計列表，詳情見附表1。由于資源、經濟、交通等各方面因素影響，我國各省超臨界機組建設狀況并不均衡，在資源豐富、經濟發達、交通便利的地方，機組建設較多，圖4是根據調研資料經過統計的全國各省市機組分布情況。圖4 我國各省市超臨界機組分成情況 第二章 我國超臨界鍋爐運行中存在的主要問題第一節 機組運行主要問題概述 我國從2004年國產超臨界機組投運以來，運行狀況總體較好，但也出現了一些問題，我們通過對多家電廠的調研，總結出了幾種常見事故，詳情見圖5。圖5國產超臨界鍋爐常見事故統計哈爾濱鍋

40、爐廠、上海鍋爐廠、東方鍋爐廠是國內最大的三家鍋爐生產廠家，代表國內鍋爐發展的最高水平，我們通過對所調查的幾十家電廠鍋爐發生事故次數的比較，統計了三家電廠鍋爐事故率，對三家鍋爐廠做了簡單的比較，見圖6，由于三家鍋爐產量及所調研資料的不足，此表有一定的缺憾，僅供參考。圖6 國內超臨界鍋爐生產廠家鍋爐比較表第三章 超臨界鍋爐四管泄露問題概述水的臨界壓力為22.115MPa,臨界溫度為347.15 .在臨界點上，水與汽的參數完全相同，兩者的差別消失。超臨界鍋爐工作在超臨界壓力范圍內，水冷壁與過熱器的功能類似，水冷壁熱偏差導致流量偏差擴大、偏差管內工質熱物理特性劇烈變化，進而產生流量偏差和傳熱特性惡化，

41、致使水冷壁壁溫偏差增大。同時超臨界機組再熱器、過熱器材質品種繁多，基建施工中錯用鋼材和焊接工藝問題導致的鍋爐故障問題比較突出，其危害比亞臨界自然循環鍋爐的程度嚴重得多。針對超臨界鍋爐機組四管泄漏問題進行技術攻關和不斷探索，在設計施工、檢修、運行等方面進行了有益的嘗試和改進部分問題得到有效解決。對提高超臨界鍋爐的設計水平、設備可用率及安全運行具有重要價值。統計資料表明, 機組因鍋爐問題造成非計劃停運占機組非計劃停運的60% 80% , 而鍋爐“四管”(水冷壁管、過熱器管、再熱器管、省煤器管) 泄漏引起的非計劃停運時間占機組因鍋爐問題非計劃停運時間的70% 以上, 少發電量占全部事故少發電量的50

42、% 以上, 是影響電廠安全經濟運行的主要因素。因此, 如何有效預防鍋爐爆管, 是一個很有意義的課題。第一節 四管泄露問題產生的主要原因1長期、短期超溫爆管泄漏鍋爐受熱面管壁造成長時超溫過熱的原因主要有兩種：一是管子內進入異物使管子堵塞，或是焊接時的焊瘤等易造成管子堵塞；二是氧化物太多。第一種情況管子內進入異物主要是基建安裝時造成,短時間內就發生爆管。如某超臨界鍋爐級屏在168h試運期間曾發生5次爆管，其材質為12Cr18Ni12Ti規格為32 mm×6 mm.破口宏觀特征為：爆破口較大，呈尖銳喇叭形，管壁減薄較多，脹粗明顯，破口邊緣薄而鋒利。爆管原因為：安裝時酸洗不合格，管子里有異物

43、堵塞。第二種情況氧化物脫落造成爆管的過程為：大型電站鍋爐的高溫過熱器和再熱器多為立式布置，每級過熱器和再熱器由數百根豎立的U形管并列組成。機組在停機和啟動時，以及負荷、溫度和壓力變化較大時，鍋爐受熱面上達到剝離條件的氧化皮開始逐漸剝離下來，堆積在鍋爐過熱器蛇行管受熱面底部。剝離下來的氧化皮垢層，一部分被高速流動的蒸汽帶出過熱器，另有一些會落到U形管底部彎頭處。當某一根管子開始有了一些脫落物堆積后，由于流動阻力增加，它的管壁溫度就會比周圍的管子高，由于底部彎頭處氧化皮剝離物的不斷堆積，使得管內通流截面減小，造成流動阻力增加，導致管內的蒸汽流通量減少，使管壁金屬溫度升高。當堆積物數量較多時，造成管

44、壁超溫引起爆管。爆破口特征為：爆破口外壁顏色較深，表面有多道蠕變縱向裂紋，爆破口處無明顯脹粗，邊緣減薄不明顯。2材質不良導致發生爆管超臨界鍋爐機組材質規格繁多，如某電廠鍋爐一級屏式過熱器材質為12CrlMoV，二級屏式過熱器、三級屏式過熱器材質為12Cr18Ni12Ti,二級對流過熱器、二級對流再熱器材質為12Cr18Ni12Ti，水冷壁材質為12CrlMoV,一級對流再熱器材質為12CrlMoV,一級對流過熱器材質為12CrlMoV,省煤器材質為CT20,如基建安裝時由于檢驗把關不嚴導致材質錯用，則很容易發生爆管問題，爆管宏觀特征為爆破口異常劇烈，破口呈大喇叭狀，邊緣粗鈍，為典型脆性斷裂。3

45、管材磨損引起鍋爐泄漏原因(1)易磨損部位受熱面防磨瓦脫落!煙氣磨損使管子泄漏；(2)鍋爐蒸汽吹灰器設計安裝位置角度不合理，蒸汽長時間工作直吹受熱面管某一固定部位導致泄漏。4因設計、安裝原因引起鍋爐泄漏某電廠超臨界鍋爐在投產初期啟停過程中!出現過幾次下輻射區水冷壁前后墻和側墻連接處水冷壁撕裂現象。分析引起水冷壁撕裂的原因為：該電廠鍋爐屬于典型的“一爐兩鍋”，兩個流道的沿程受熱面汽水互不混合，運行中易形成溫度偏差，前后墻水冷壁的熱膨脹程度與側墻水冷壁熱膨脹程度不同，但整個水冷壁通過鰭片焊接成一個整體，造成前后墻與側墻連接處焊縫存在拉應力，而且這種拉應力在鍋爐停爐時表現得尤為劇烈。由于鍋爐的頻繁啟停

46、，這種拉應力使前后墻與側墻連接處金屬的局部組織產生疲勞，引起撕裂，屬設計不合理。采取的改進措施為:將10 m處前后墻與側墻連接鰭片從中間割開1 m多，邊緣磨出止裂孔，使前后墻與側墻分開，兩個流道停爐時自由收縮。運行表明改造效果明顯。5. 異種鋼接頭失效造成爆管某直流爐過熱器的異種鋼焊口布置在爐頂，珠光體鋼12CrlMoV和奧氏體鋼12Cr18Ni12Ti，兩種鋼的耐熱能力相差很大，當爐內管出現過熱時一定首先體現出12CrlMoV材質脹粗過熱和泄漏，因此檢查爐內異種鋼過熱器超溫情況時應重點檢查熱室中的異種鋼焊口及12CrlMoV管材的過熱和脹粗。異種鋼接頭失效的過程主要體現在如下方面：(1)在運

47、行溫度下，碳原子從低合金母材側進入奧氏體焊縫，在熔合線附近形成脫碳層和增碳層。脫碳層的形成使接頭強度和蠕變性能降低，蠕變強度不匹配更加嚴重。(2)由線膨脹系數的差異引起的熱應力和殘余應力與正常的管運行應力相疊加，在接頭熔合區產生應力集中。在該區可能還存在馬氏體相組織。(3)由于蠕變強度的差異"在應力集中的作用下，應變主要集中在蠕變強度較低的區域，即低合金母材側熔合線附近，運行一段時間后，該區域內部產生蠕變裂紋，外部產生類似咬邊缺陷的溝槽。(4)長期運行產生的蠕變裂紋相互聯合。(5)聯合的裂紋沿熔合線擴展，最終導致接頭斷裂。第二節 四管泄露問題檢修及預防的主要措施1. 解決鍋爐四管泄漏

48、方法1.1 設計與材質選用超臨界機組高壓蒸汽管道、過熱器、再熱器、水冷壁、聯箱等部件的工作條件相對較為苛刻，對材料要求也比較嚴格，其常見的典型失效機制最主要表現為蠕變：疲勞、腐蝕和磨損等。因此，機組用熱強鋼應滿足以下幾個基本方面的要求:500600 的工況下應具有足夠高的高溫蠕變強度、持久強度和熱疲勞強度；具有良好的高溫組織穩定性；具有良好的高溫抗氧化性，耐腐蝕性；具有良好的冷加工性能和焊接性能。在鍋爐設計或投運以后的改造中，更換Cr含量高的管材以提高金屬抗氧化能力，氧化皮脫落的現象在鐵素體和奧氏體材料上均有發生，各種材料在抗氧化和剝落上有所差別，材料中Cr含量的提高有助于提高抗氧化能力，減緩

49、氧化皮剝落的發生。T91抗氧化性能優于T22材料，其允許管壁溫可在620650 以上。大量的研究和試驗工作還表明:細晶TP347FG鋼管在550 以上時的抗蒸汽氧化性能較強，其蒸汽側氧化皮生長速度較低，已在國內外電廠開始應用。1.2 受熱面檢修解決方法根據超臨界機組運行實際情況和幾年來積累的經驗確定檢查周期，沖刷嚴重部位每年檢測一次，其他部位進行常規檢查，在一個大修期內做到全部檢查一遍。以下重點部件需詳細檢查：(1)穿墻管、懸吊管、管卡處管子和省煤器、水平煙道內過熱器上部管段、臥式布置的再熱器等易磨損部位受熱面。(2)水冷壁四角管子、燃燒器噴口和孔、門彎管部件的管子、工質溫度不同而連在一起的包

50、墻管、包煙、風道滑動面連接處的管子等易因膨脹不暢而拉裂的部位。(3)受蒸汽吹灰器的汽流沖擊的管子及水冷壁或包墻管上開孔裝吹灰器部位的近鄰管排。(4)屏式過熱器、高溫過熱器和高溫再熱器等有經常超溫記錄的管排。(5)在大、中修期間采用氧化皮監測儀對過熱器、再熱器進行氧化皮檢測，同時對管材進行壽命評估并及時更換氧化較嚴重的管材。檢查的重點項目是: 包墻過熱器鰭片焊口咬邊及頂棚過熱器對接焊口檢查；爐外小管一次門前焊口、彎頭磨損檢查；一、二級屏式過熱器、末級過熱器內圈吹灰器附近磨損部位；檢查低溫再熱器懸吊管根部是否有異常情況。2. 運行操作的主要預防措施(1) 注意主汽溫及鍋爐金屬壁溫的監視與調整，啟動

51、時嚴格按運行規程控制好升溫速度，防止運行中超溫?；＿^程中控制汽溫下降率小于1.85 min平穩下降，機組負荷降至100MW以下時少用二級減溫水。盡量避免緊急停爐，嚴禁停爐后通風快速冷卻，以防止氧化皮脫落。但機組大修停爐時快速停爐冷卻，使氧化皮盡快脫落在大修期間得到一次徹底清除。(2)做好停爐防腐工作，防止過熱器、再熱器彎頭積水造成停運期間腐蝕。(3)采用汽輪機啟動旁路系統對氧化皮進行吹掃，在機組啟動初期利用機組本身的一、二級旁路系統對鍋爐過熱器!再熱器進行蒸汽吹管，通過監測凝結水中鐵含量的變化判斷是否有氧化皮脫落。(4)超臨界鍋爐大多采用直吹式制粉系統，改善磨煤機出口煤粉均勻性，保證其偏差不

52、大于10，煤粉均勻性改善后優化調整配風降低爐膛出口煙氣溫度，降低過熱器、再熱器超溫以減小氧化皮產生。第三節 四管泄露問題案例分析一、對廣東大唐國際潮州發電廠600 MW 超臨界機組鍋爐爆管過程進行了詳細介紹, 并對爆管原因進行了分析, 提出了有效的處理和預防措施, 可供同類型機組的運行和維修人員參考。1 設備概況廣東大唐國際潮州發電廠2 號爐系哈爾濱鍋爐廠引進英國三井巴布科克能源公司(MB) 技術生產的HG21890/ 25142YM4 型鍋爐, 為一次中間再熱、超臨界壓力變壓運行帶內置式再循環泵啟動系統的本生(Be nson) 直流鍋爐, 單爐膛、平衡通風、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構、

53、型露天布置。鍋爐受熱面結構和材質如下:（1)屏式過熱器位于折焰角上方, 共30 片管屏, 每屏由28 根管繞制而成, 入口段管的設計材料為SA-213 T91、規格為<38.5 mm×5.6 mm(6.6 mm) , 底部和出口段管的設計材料為SA-213TP347 H、規格為38.5 mm× 6.6 mm 。(2) 末級過熱器位于折焰角上方, 共30 片管屏, 每屏由20 根管繞制而成, 入口段管的設計材料為SA-213 T91、規格為44.5mm ×7.5mm ,底部和出口段管的設計材料為SA-213TP347H 、規格為44.5 mm ×7.

54、5 mm 。(3) 高溫再熱器共95 屏, 每屏采用10 根管,入口段管的規格為57 mm ×4 mm 、材料為12Cr1MoV G , 中間段管的規格為51 mm ×4 mm 、材料為SA2213 T91 , 出口段的管的規格為51 mm×4 mm、材料為SA2213 TP347 H 。（4) 折焰角處吊掛管由95 根規格為76 mm ×12.5 mm 、材料為15CrMoG 的管組成。圖7爆口形狀圖(5) 折焰角由385 根規格為44.5 mm ×6.3mm 、材料為15CrMoG、節距為57.5 mm 的管組成。2 爆管經過及處理2006

55、 年6 月21 日鍋爐運行過程中, 發現鍋爐屏式過熱器左數第30 排、內數第27 根管超溫, 并有泄漏報警, 停爐冷卻降溫后, 進入爐內檢查, 發現屏式過熱器入口管屏內數第27 管泄漏, 內數第28 管變形嚴重, 爆口如圖7 所示。對這兩根管進行換管處理, 同時在屏式過熱器處搭設腳手架, 對屏式過熱器管排進行全面檢查, 未發現其他脹粗等缺陷。2006 年6 月27 日2 號機組啟動進行168 h 試運時, 爐管泄漏裝置開始報警, 白天各方人員到鍋爐進行查看、聽聲, 發現爐內末級過熱器區域聲音有異常; 6 月28 日6 時左右, 爐內發生一聲較大聲響, 然后爐內聲音明顯增大, 可以確認爐內發生管

56、屏泄漏; 鍋爐滅火, 進行冷卻, 并到爐內對破壞情況進行了全面檢查。檢查發現, 末級過熱器管、高溫再熱器管、水冷壁吊掛管均有泄漏、損壞, 即末級過熱器左數第16 排、內數第1 管泄漏, 損壞4 根管; 末級過熱器左數第15 排、內數第2 管泄漏, 損壞12 根管。通過對屏式過熱器、末級過熱器全面檢查, 發現屏式過熱器左數第30 排、內數第5 根管, 末級過熱器入口左數15 排、內數第5 根和第9 根管有脹粗, 進行換管處理; 高溫再熱器左數第41 排損壞3 根管,左數第42 排損壞15 根管, 左數第43 排損壞9 根管,左數第44 排損壞7 根管; 水冷壁吊掛管左數第43 根管泄漏, 吊掛管

57、左側1 根水冷壁管泄漏, 對其進行更換。在鍋爐頂部將左數第1、第10、第30 屏式過熱器入口集箱手孔和左數第15、第16 末級過熱器入口集箱手孔割開, 進行檢查, 未發現異常。檢修后鍋爐重新點火, 不久發現屏式過熱器左數29 排、內數第15 管超溫, 經確認, 爐左數第2排屏式過熱器發生泄漏。停爐后經爐內檢查, 發現屏式過熱器入口左數第14 管泄漏, 內數第1 根管有漲粗, 對這兩根管進行了更換。屏式過熱器第29 排管、內數第15 管由于有超溫現象, 也進行了更換, 本次檢修共更換3 根管, 焊口26 道。圖8集箱中雜物示意圖本次泄漏發生后, 對屏式過熱器、末級過熱器、高溫再熱器、尾部低溫再熱器、低溫過熱器、省煤器、水冷壁進行了全面檢查。在爐頂處將屏式過熱器入口集箱、末級過熱器入口集箱手孔全部割開, 使用內窺鏡進行全面檢查, 發現屏