超超临界机组的含义

超超临界机组的含义（共8篇）

超超临界机组的含义 篇1

火电厂超超临界机组和超临界机组指的是锅炉内工质的压力。锅炉内的工质都是水, 水的临界压力是:22.115 MPa 374℃;在这个压力和温度时, 水和蒸汽的密度是相同的, 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, 炉内蒸汽温度不低于593℃或蒸汽压力不低于31MPa被称为超超临界。

从国际及国内已建成及在建的超临界或超超临界机组的参数选择情况来说, 只要锅炉参数在临界点以上, 都是超临界机组。但对超临界和超超临界机组并无严格的界限, 只是参数高了多少的1个问题, 目前国内及国际上一般认为只要主蒸汽温度达到或超过600℃, 就认为是超超临界机组。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。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, 它们在发达国家已得到广泛的研究和应用。

超超临界机组的含义 篇2

关键词：锅炉爆管 超超临界机组

中图分类号：TK223文献标识码：A文章编号：1674-098X（2012）09（b）-0114-01

我国是对锅炉设计、制造、安装、使用、修理和改造等环节实行全过程安全管理的国家。随着锅炉容量的不断增加，其对设备制造工艺、安装技术水平的要求也逐渐提高。高压力、高出力的锅炉结构复杂程度在不断增加，因此导致锅炉爆管的潜在因素也在增加。截止目前，国内已投产的超超临界机组在调试、运行过程中基本上都出现了不同程度的爆管现象，锅炉爆管是超超临界机组很难攻克的一道难关，给电厂的生产和运行带来巨大影响，并且因锅炉爆管而产生的非停对电网冲击也很大，严重影响电网的安全稳定运行。

西塞山电厂二期工程设计为两台装机容量680MW的国产超超临界机组，为深入探讨设备设计、制造、安装、运行等环节中会导致超超临界机组发生爆管的原因，有针对性的采取必要的管理和技术措施，本文将对超临界机组的防爆管技术进行研究，旨在将本工程锅炉发生爆管的机率降到最低。

1 超超临界锅炉爆管原因分析

1.1 设备制造原因

超超临界机组锅炉部分管道中安装有节流孔，每一根受热面管中的节流孔圈的直径都是根据水动力计算得出，通过节流管道中的介质来控制管道中介质流量[1]。不同位置受热面管中的介质流量都有所不同，所以节流孔圈孔径也都有所不同。如果在制造过程中，节流孔位置和孔径安装错误，则会造成在运行过程中管内介质流量不能符合原设计水动力。例如节流孔圈孔径比原设计小，在高负荷运行的情况下会造成管内介质流量少于设计值，导致管材冷却不够，造成金属超温而爆管。由此可见，设备制造过程中焊接、材质、内部清洁度、节流孔位置及尺寸等方面产生的质量缺陷是导致锅炉爆管的主要因素。

1.2 设备安装原因

设备安装过程中焊接、材质、内部清洁度等方面产生的质量缺陷是导致锅炉爆管的主要因素，主要有以下几点：

（1）集箱和管子加工过程中会存在切削片、刨花片，拼装组焊过程中容易带入焊条头、石子、氧化皮等杂物。组合安装前，虽有压缩空气吹扫、通球、内窥镜检查等工序，但仍有清理死角，导则杂物存留在受热面内，直到吹管时气流扰动吹出而堵塞在节流孔处，引发锅炉爆管。

（2）受热面出厂时均进行水压试验，管子内存有排放不净的水，部分钻孔铁屑和片状铁片长时间放置后发生锈蚀与受热面内壁粘贴一起，压缩空气吹扫、通球均不能有效清除，锅炉经过酸洗、吹管等过程与管壁剥离，堵塞在集箱管口或节流孔处引发爆管。

（3）受热面安装时高空作业时间长，部分集箱、管子封头脱落，或管子焊接前高空磨口、对口时有杂物落入，不能及时发现及处理，遗留在系统内；打磨坡口时铁屑会留在管内，水压、酸洗临时管道安装时，若直接用电焊焊接，焊渣会进入正式系统内，上述杂物在吹管过程中堵塞节流孔圈引发锅炉爆管。

（4）受热面安装过程中，施工人员对设备要进行鳍片切割、拼缝、对口、密封焊、热处理等操作，如不慎将受热面管子割伤、管材减薄、焊接咬边、热处理时间不到位等，就会产生在高温高压下爆管。

1.3 锅炉调试及运行原因

锅炉运行过程中燃烧调节不当，产生局部超温也将会导致锅炉爆管。由于燃烧器是布置在水冷壁墙上的切圆形式，而不是四角切圆，在特殊情况下，例如在湿态转干态的过程中，锅炉强制循环泵流量有300t/h左右，在停止运行锅炉循环泵后，锅炉给水流量减少，燃烧器喷口二次周界风开度小，若一次风和二次风配风不当，会造成燃烧器出口烟气偏斜，噴口右侧水冷壁管温升过快，长时间运行，会造成管材疲劳，造成爆管。

另外，超超临界机组的固有特性所引起的节流孔堵塞也会导致锅炉爆管。在超超临界锅炉运行过程中，由于机组升降负荷和锅炉燃烧调节，会造成金属温度频繁变化，在管内壁形成多层氧化膜，最终导致氧化皮剥离。剥离的氧化皮会在节流孔位置沉积，造成节流孔孔径减小甚至堵塞，堵塞后的受热面管内没有介质流动，造成管道干烧超温而爆管。

2 预防锅炉爆管采取的主要措施

2.1 严格控制设备质量

设备出厂前，要派出有关技术人员奔赴各个设备制造厂，监督检查、现场见证设备的制作质量。受热面组合前认真检查，首先是原材料材质控制，查看受热面是否有压扁、撞伤、裂纹、重皮和砂眼等现象；对合金材质进行100%光谱复查，重视焊口、鳍片及合金附件的复查；其次是测厚检查，采用测厚仪对受热面弯管、焊口处壁厚测量，对不符合设计要求的换管处理；再次对现场焊缝做100%探伤检查，对有缺陷的焊缝割除后重新焊接，直至拍片检查合格为止。

2.2 加强受热面内部清洁度检查

管排通球时严格按照《电力建设施工及验收技术规范》及厂家技术文件规定选球，严禁钢球以小代大，严禁用其它物品代替。建立完整的领用制度和监督机制，通球时有质检员或技术员在场，监理、总包、业主旁站监督，无旁站通球无效。通球后做好记录，记录上应有通球人员、监护人、旁站人员签字。如有通球不畅现象，用漆笔做好标识，上报专工、监理共同协商制定处理办法后进行处理，通球完成后要及时办理封闭签证。

为了保证西塞山电厂3号机组主要承压部件（集箱、节流孔）内部清洁度满足要求，确保新建机组的安全运行，西塞山项目部委托西安热工研究院有限公司对3号机组集箱进行清洁度检查和节流孔吹管后射线检查，对集箱第一次清洁度检查在安装前、第二次清洁度检查在封口前、第三次清洁度检查在蒸汽吹管后。集箱检查时，由施工单位自检、第三方内窥镜复检合格后由监理、质检人员确认，对所有管口进行可靠封闭，并进行封闭签证。高空安装集箱封闭前，用内窥镜再次检查内部是否干净，发现异物用大功率吸尘器吸出，清理完成后由质检、监理确认，并进行封闭签证。

3 结语

随着能源结构的不断调整和升级，具有大容量、高效率、高清洁度、低排放和低能耗等特点的超临界、超超临界机组将逐步取代现有的常规火电机组。本研究所采取的措施可以有效地提高设备的制作和安装质量，可从最大限度上减少超超临界机组发生爆管的机率，提高电厂的经济效益。本研究已应用于西塞山电厂二期工程中，研究项目的实施对于确保电厂连续、安全和稳定运行具有积极的意义。

参考文献

超超临界机组轴承失效分析 篇3

根据润滑理论,对于动压滑动轴承,如果轴承负载过轻,轴承油膜过厚,油膜容易失稳而发生油膜振荡;如果轴承负载过重,油膜容易破裂而产生轴承和轴颈局部干摩擦而使轴瓦温度升高。为使轴承油膜不致过厚也不致过薄,即不发生油膜振荡也不致轴瓦温度过高,就必须找出油膜厚度与轴承负载等参数之间的关系,即通常监视的轴承温度和振动反应油膜厚度状态。影响油膜工作状态的原因很多,大致分析归类如下。

轴承钨金浇铸质量不良。浇铸质量不良,结合不佳,存在脱胎现象,当承受动载荷或温度变化时,结合不牢,脱胎现象将进一步加剧。

轴承负载分配不均。转子中心偏差、轴承温度和扬度变化,轴振动过大,转子受到向下的力过大、转速超过允许值,轴封漏汽引起轴承座标高发生变化等,都可能产生轴承载荷分配不均。

轴承球面自动调整能力差。轴承间隙过小或过大,轴承紧力过大,可倾瓦垫块方向装反限制活动的范围,轴承安装偏斜,轴承底座垫片增加的过多,轴承与轴颈扬度不一致(不同心)等,都可能使轴承球面自动调整能力变差。

轴承润滑油油质差。汽轮机润滑油的主要作用是润滑轴承和减少轴承的摩擦损失以及冷却轴承的作用。润滑油油质的优劣将直接影响着汽轮机运行的可靠性。油温过高或过低、润滑油黏度不符、油流量过大或过小、回油不畅、润滑油断油、油质不良或油质恶化,其中润滑油压力过低或过高,润滑油中杂质的进入是油质劣化的重要原因,油流中或轴承内存在气体或杂物,顶轴油管逆止阀不严,油膜压力下降等,都可使轴承温度升高造成轴承损坏和轴径拉伤。

2 660 MW机组轴瓦温度高的事故简介

某电厂的3号机组为超超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压凝汽式汽轮机机组,型号为N660-25/600/600,机组设计为1号、2号轴承可倾瓦,其余为椭圆瓦。该机组在2011年投运后1号、2号轴承温度一直偏高,其中1号轴承温度达104℃左右。故障首次发生在2012年的一次停机惰走过程,该机组在22:14脱扣,当机组惰走到900 r/min时,1号轴承温度达到105℃,出现高温报警;当转速在60 r/min时突然下降到0,这时1号轴承温度突升到160℃左右。这次停机惰走时间共45分钟,比以往明显缩短。随后手动投入盘车,马达电流23 A,偏心90μm,听棒在前轴承箱处可听到碰擦声音。盘车投入约1小时后马达电流恢复到正常值22 A,偏心逐渐下降到0。这过程大约在23:35结束,从1号轴承回油窗中取出片状和条状的乌金碎屑。解体后发现上下瓦块的水平结合面积聚大量片状乌金碎屑,并有部分乌金碎屑嵌在上瓦乌金面内。通过对轴承油隙的测量,估算下面两块轴瓦乌金至少熔掉0.4 mm,轴颈未发现点蚀和拉毛缺陷。随后使用超声波对该机组的所有轴瓦进行探伤检查,发现多个轴瓦结合面有边缘脱胎现象。检查结果如表1。

此外有部分轴瓦出现线性显示,但处于GB/T18329.1-2001标准允许范围内。

3 超声检测可行性分析

轴瓦是由巴氏合金与钢质基体两种金属结合,如图1所示,对于粘合部位相当于异质界面,而对于未结合部位而言相当于巴氏合金与空气相接。由于轴瓦背面钢质基体形状不规范,因此检测时选择在将探头放在巴氏合金一侧,超声波遇到异质界面时既有透射也有反射,若超声波由巴氏合金层到空气界面时则会发生全反射,若异质界面是钢则反射率R低,根据反射率公式(1)。

Z=ρC(2)

其中P0为入射声压;Pr为反射声压;R为声压反射率,Z1为介质l声阻抗;Z2为介质2声阻抗。在锡基合金结合良好的情况下,介质2为钢,介质1为锡基合金,由式(1)计算可知此时反射声压为:

Pr=0.3P0(3)

在锡金合金未结合情况下,介质2为空气,介质1为锡基合金,由式(1)计算可知此时反射声压为:

Pr=P0(4)

根据有关资料提供的数据和实测结果,取

ρ巴=7.3×103kg/m,

C巴=3.4×103m/s,

ρ钢=7.8×10,

C钢=5.9×103,

代入公式(1)得:

R巴钢=29.5%,

R巴气=100%。

因此以巴氏合金与空气界面的100%反射为基准,则结合部分的异质界面反射波高为29.5%,即低于30%,由于未粘合部位夹层介质的声阻抗介于空气和钢之间,因此反射率会高于30%。由此得出巴氏合金的检验方法如下:调整灵敏度,将曲面探头放到相应的曲面试块上调节波形,使最高次反射波达到满屏高100%,在增益衰减均不变的情况下在工件上检测,若最高次反射波达到30%以上,同时在其他面能出现两次以上回波,则此可判断此位置为未结合部位[1]。

4 事故分析

4.1 系统分析

事故后对机组运行工况与轴瓦温度的变化进行了分析,发现1号轴瓦金属温度与负荷、调门开度、调节方式等有密切关系,在不同的负荷段,该轴瓦温度与负荷之间有相反的变化的关系:在负荷小于600 MW时,轴瓦温度随负荷的增加而增加,而在大于600 MW以后,轴瓦温度却随负荷增加而降低。由图2可以发现:负荷低于600 MW时,4号调门全闭,1、2号调门随负荷增加而开大,3号调门开度虽然较小,但到600 MW以上时也随负荷增加而开大,轴瓦金属温度峰值出现在3号调门开大而4号调门未开时。在负荷大于600 MW以后,1、2号调门全开,3号调门开度达到15%,4号调门开启,之后随负荷增加3、4号调门逐渐开大,在这个阶段轴瓦金属温度出现随负荷增大而降低的趋势。当机组在全周进汽方式运行时,即四个调门开度一致时,负荷的变化不会引起轴瓦金属温度的变化,始终为85℃左右。由上面分析可知,1号轴瓦温度与调门开启过程有明显的关系。

1号轴瓦采用的是自位式可倾瓦,共有4块轴瓦,其位置同图3所示的喷嘴弧段位置一致,轴瓦的温度测点在右下半底部瓦块上。该种轴承适用于温度变化较大的场合,但为了适应转子倾角的变化,对转子中心度有较高要求。当机组采用喷嘴调节时,调速汽门相应开启,蒸汽进入不同的喷嘴弧段,通过调节级叶片做功,这时轴承上承受的负载的大小和方向是处于变化状态的。在1号、2号调门同步开启过程中,转子受向下的作用力,随着1号、2号调门开大,轴瓦负载变大,温度升高。但3号调门开启后,转子又受到一个指向右上方的作用力而使转子向右下方偏移,使右下部瓦块的负载变大,导致轴瓦温度进一步升高。随着4号调门开启后,转子的偏移量得到扼制,亦改善了轴瓦的偏载量,因此轴瓦温度开始下降。1号轴瓦下部两块瓦块温度和调门开度的关系如图4所示,图4中可以清楚看出两块瓦块的温度差异。因此换成部分进汽方式后,1号轴瓦温度会明显升高,且随部分进汽量的改变而变化。进汽方式的变化以及部分进汽量的改变,相应改变了原来作用在1号轴瓦上的均匀分布载荷,这种不平衡达到一定程度后,油膜稳定性被破坏,从而导致轴瓦温度的突然升高。

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考虑到在同型号的其他机组中也出现1号轴瓦温度过高的情况,这说明该类机组的1号轴瓦在工作稳定性设计上是可能存在问题的。查阅厂家图纸发现该型号机组在设计上1号轴承没有顶轴油,由于转子太重,转动时轴颈在轴承内无法形成油膜或者油膜不稳定,可能导致1号轴瓦运行中温度偏高。为了维持和提高运行中轴瓦工作稳定性,保持良好的润滑,经与厂家商榷,变更设计,增加顶轴油,适当放大1号轴瓦的润滑油进油节流孔板孔径,加大该轴瓦的供油应是一个可行的方法。另外1号轴瓦乌金磨损在低转速下即油膜失稳后加剧,分析原因主要是该机组主机油温切换目前是定在转速为900 r/min时进行,即转速在900 r/min以上油温为42℃,900 r/min以下为35℃。机组冷态启动时,由于须在1 900 r/min进行中速暖机,所以油温的提高有足够的时间,而在停机转子惰走中,由于无中间转速停留,油温下降的速度相对滞后于转速的下降,易发生低转速下油膜破坏现象。所以可以适当提高油温的切换转速值来改变这种问题的发生[2]。

4.2 理化分析

针对其他瓦块出现脱胎现象,使用752型紫外可见光光度计对脱胎的下瓦合金层取样进行了化学成分和金相分析,化学分析结果见表2,其中轴瓦合金材料为:ZSnSb12Cu6Cdl。

由表2可见到锑含量满足标准要求;两次检验铜含量均超出了标准要求上限,镍、镉和砷含量均低于标准要求的下限,杂质元素铅和锌含量均超出了标准要求的上限。轴瓦下瓦锡基合金元素总量明显偏离了标准要求。因此汽轮机轴瓦下瓦巴氏合金化学成分明显偏离标准要求。

此外对巴氏合金层基体和靠近结合面处取试样进行金相试验。在显微组织中可观察到合金组织如图5所示,分三种:黑色基体、白色方形和白色颗粒,根据最新金相图谱大全分析判断黑色基体为α固溶体、白色方形相为β(SnSb)、白色小颗粒相为ε(Cu6Sn5)。由下瓦靠近结合面处金相试样分析可看到,如图6所示,组织中化合物在靠近结合面处存在厚度不均匀的连续的β相层+零星浅色颗粒或断续的浅色层,存在轻度偏析[3]。β相硬而脆,在结合面处存在连续并且厚度不均匀的β相有可能会降低界面的结合强度。合金层与钢背结合处附近合金层的显微组织对轴瓦的粘合强度影响很大,硬而脆的ε和β相如偏聚在结合面附近,容易构成脆性带,当轴瓦受冲击载荷时,合金层容易剥落。

由化学分析可知,下瓦铜元素含量明显超标,ε相比例增加,这导致合金强度增加,但同时塑性和韧性却大大降低,合金抗交变和抗冲击载荷作用的能力降低,影响巴氏合金与钢质基体的结合质量,容易碎裂和剥落。此外,铸造温度一般只需高出初晶温度50℃～100℃即可,而ε相结晶温度是随铜含量变化的,所以铸造温度一般由铜含量决定。铜含量超标容易使得根据名义成分确定的浇铸温度可能显著低于实际成分对应的最佳浇铸温度,从而影响合金层的浇铸质量。合金层中含有过多的铅将降低合金的冲击韧度及高温性能。锌含量的变化会明显影响β相的变形和聚集。综合以上化学分析及金相分析得知,下瓦锡基巴氏合金元素总量超出标准要求,β相在靠近结合面处出现轻度偏析等导致下瓦巴氏合金层出现脱胎[4]。

5 结论

5.1 运行方面

机组启动和正常运行中,将轴承温度作为重要的监视参数,并且根据机组工况变化,分析变化趋势,与历史数据、控制数值、机组首次安装启动或与大修后数值对比,进行风险分析和预控。调速汽门开启顺序优化,既要考虑轴承载荷又要考虑转子稳定性;机组油温和压力保持在正常范围内,油质符合规定;轴封压力保持在正常范围内,保证不外漏和油中不进水。

5.2 检修工艺

制定严格的轴承检修工艺标准,按照检修文件来进行,加强人员的培训和学习。轴承承载力按照设计负荷进行分配,轴承重载比轴承轻载抗气流激振性能强,提高轴承的稳定性,轴承检修后各部间隙、进油流量、接触面积、轴瓦紧力,轴系扬度、轴承载荷等负荷检修工艺规程。汽封间隙要合理,符合制造厂规定,间隙过大轴封漏汽过大、加热轴承座,使轴承座标高抬高,尤其#2轴瓦,使#1轴瓦承载力减小,稳定下降。

5.3 制造工艺

在制造过程中应加强对轴瓦材料质量及制造过程的控制,防止产生轴瓦挂锡层,从而预防剥落现象发生。在锡基轴承合金中,由于α、β、ε三种相间存在比重差别,当离心铸造时,在离心力的作用下,比重大的ε相于外层析出较多,而比重小的β相则在内层出现,因此容易构成偏析。为防止此类缺陷的产生,可采取如下的措施:在浇铸前尽力搅拌溶液,使其均匀分布而ε相不致下沉;或在采用离心铸造时,根据轴承的大小,选择适当的转速来改善比重偏析。

摘要：针对某电厂660 MW超超临界机组运行中出现汽轮机轴承失效的问题,采用系统分析、无损检测、理化分析等方法对汽轮机工况、失效部件进行分析。结果表明:1号轴瓦设计没有顶轴油,影响油膜工作的稳定性,可通过增设顶轴油和提高油温的切换转速值来解决;此外,下瓦锡基合金元素总量超标、β相在靠近结合面处轻度偏析等导致结合不良,当承受动载荷或温度变化时,脱胎加剧,应在制造过程中加强对材料质量及制造工艺的控制,防止产生偏析。

关键词：超超临界,轴承,顶轴油,金相分析

参考文献

[1]国家能源局.汽轮发电机合金轴瓦超声波检测[M].北京:中国电力出版社,2011.

[2]汪玉林.汽轮机设备运行及事故处理[M].北京:化学工业出版社,2006.

[3]高强.最新有色金属金相图谱大全[M].北京:中国冶金工业出版社,2005.

超超临界机组给水处理方式探讨 篇4

我国从20世纪80年代后期开始重视超临界机组的发展, 现已在役的超 (超) 临界机组已经达到数百台。自上海石洞口二厂引进的超临界机组投运至今, 我国对超 (超) 临界机组水化学控制有了相当丰富的经验积累。由于超 (超) 临界机组采用直流锅炉, 不能进行锅炉排污以排去炉内杂质, 因此超临界锅炉不能采用固体碱化剂调整炉水p H。国内外超 (超) 临界机组给水处理方式有两种, 即全挥发性处理 (AVT) 和加氧处理 (OT) , 而国内超 (超) 临界机组主要采用AVT方式。

1 AVT方式

AVT方式包括还原性全挥发处理 (AVT (R) ) 和氧化性全挥发处理 (AVT (O) ) 两种。AVT (R) 是指不向炉水中添加任何固体药剂, 只添加氨和联氨调节给水p H的给水处理方式。它所适用的给水系统为铜铁混合系统, 联氨的加药点一般设置在除氧器出水管道上。AVT (O) 是指锅炉给水只加氨的给水处理方式, 适用的给水系统为无铜系统。AVT方式一般将氨加在给水或凝结水中。AVT方式与磷酸盐处理方式相比, 不会增加给水和炉水中的溶解固形物, 而且控制简单、易于调整、检测项目少, 而且在给水品质得到保证时可以获得更高的蒸汽品质。

但是在实践运行中发现, 尽管按照标准严格控制水汽各项指标, 但是给水中的铁含量依然较高。其主要原因是AVT方式都存在着不同程度的流动加速腐蚀, 腐蚀产物会随给水迁移到高温段沉积, 引起省煤器节流孔阀发生污堵, 省煤器管和水冷壁管结垢率高等问题。绥中发电责任有限公司1号机组于2000年6月正式投入运行, 给水采用AVT (R) 方式。水质控制指标为联氨20~60μg/L, p H为9.0~9.2, 溶解氧小于10μg/L。机组投产后运行中水质合格率在98%以上, 凝结水完全进行精处理。由于投产初期启停机较为频繁, 而停炉保护工作却没有根据实际情况做出相应的调整。另外由于凝汽器严密性较差, 导致海水漏入系统造成凝结水水质变差, 进而加剧了热力系统的腐蚀和结垢。1#机组在AVT工况运行期间, 给水含铁量始终维持在8~10μg/L, 热力系统的腐蚀情况并没有得到很好的控制[1]。华能玉环电厂1#、2#机组给水采用AVT (O) 处理方式, 给水p H为9.3~9.6。2008年10月后2#机组陆续发生过几次锅炉水冷壁超温管超温及爆管, 爆口显现短时间过热形貌。经检查发现, 其主要原因是节流孔板处发生严重堵塞导致工质流通不畅, 引起水冷壁管超温。经分析, 节流孔板处的结垢物质主要成分为磁性氧化铁 (Fe3O4) 和Fe2O3, 同时还发现水冷壁下集箱存在较多的黑色Fe3O4粉末[2]。

给水采用AVT方式后给水中含铁量较高是由金属表面形成的氧化膜的性质决定的。给水采用AVT (R) 方式后, 金属表面氧化膜的主要成分是Fe3O4。而给水采用AVT (O) 后, 金属表面氧化膜的主要成分为Fe3O4和Fe2O3。AVT (O) 的弱氧化性条件下形成的保护膜质量优于AVT (R) 但比OT差, 因此给水系统中仍存在不同程度的流动加速腐蚀 (FAC) 。另外, 给水含铁量较高还会引起高的炉管结垢率、汽机结垢积盐率升高, 并使凝结水精处理运行周期缩短等问题。

2 OT方式

所谓的加氧处理 (OT) 是指向给水加氧的处理方式, 它适用于无铜的给水系统, 并通过加氨来调节给水的p H。OT的基本原理是:由于不断向给水系统金属表面均匀提供氧气, 从而使Fe3O4层扩散出的Fe2+迅速氧化形成溶解度很低的Fe2O3, 并封闭了Fe3O4膜表面和孔隙, 形成致密的双层保护膜, 从而使热力系统金属的腐蚀得到有效的抑制。因此OT方式可减缓水冷壁管壁水垢的形成, 锅炉长期运行压降也不会增大。采用OT方式金属氧化膜结构示意图如图1所示。OT方式常使用氧气作为氧化剂, 加氧点设置在凝结水精处理出水母管和除氧器出口。

OT最先在德国开始发展, 后来德国、日本等多个国家广泛采用。我国自1988年首次在亚临界燃油直流锅炉上进行了OT的试验, 取得一定经验。在OT工况发展的数年中, 先后有华能石洞口电厂、国华盘山电厂、华能营口电厂、华能南京电厂等多家电厂的超临界机组给水处理方式由AVT转换为OT, 并取得了明显的效果。与AVT方式相比, 给水采用OT方式后给水含铁量降低, 系统沉积物减少, 凝结水精处理周期延长, 给水管道FAC大有改善[4]。

信阳电厂二期3#机组为660 MW国产超超临界燃煤发电机组于2009年3月通过168性能试验, 并于2009年12月开始实施给水加氧处理。采用给水加氧处理后, 水汽系统内铁离子浓度明显下降, 凝结水精处理高速混床制水周期也由原来的15万t增至40万t。氧气代替联氨后, 避免了毒性药剂的使用, 改善了现场工作环境, 同时降低了生产成本和劳动强度。并且OT工况所控制的p H低于AVT工况, 所以降低了液氨的使用量, 降低了生产成本和劳动强度[5]。

具体来说, 给水采用OT方式与AVT方式相比具有以下优点:

(1) AVT方式运行后, 垢表面晶粒粗大, 较疏松, 晶体基体表现有局部腐蚀。OT方式运行后, 省煤器管的结垢层表面晶粒较细, 比较均匀, 且垢的颜色偏红。由于OT方式下生成了致密的保护膜使得给水中的含铁量大大降低, 也很好的抑制了流动加速腐蚀 (FAC) 。

(2) 给水采用OT方式后, 锅炉水冷壁结垢率降低, 抑制造成锅炉压差上升的波纹状铁垢的生成, 并使原来的波纹趋于平滑, 锅炉压差上升速度降低。按结垢率估算, 锅炉化学清洗的周期大大延长。

(3) 由于给水p H值降低, 给水中氨含量降低, 大大减轻了凝结水精处理混床中阳树脂的负担, 因此凝结水精处理运行周期大大延长, 精处理出水水质也有一定的改善。

(4) 从锅炉启动情况看, 采用OT运行方式后, 系统冷态开放冲洗至汽水分离器排水含量达到规定值的时间大为缩短, 减少了冷态清洗的用水量。

此外, 给水采用OT方式还会减少高压加热器正常疏水调节阀阀门的阀芯调节孔被磁性氧化铁污堵等问题[6]。

尽管给水采用OT方式与AVT方式相比具有较大的优势和益处, 但是由于国内对OT方式的认识不足, 一些电厂仍对OT方式存有疑问。因此, 以下就对给水处理采用OT方式一些常见问题进行探讨:

(1) 氧化剂的选择。空气和氧气均可用于转化和正常OT运行, 但是应选择O2为首选的氧化剂。这是因为, 使用空气可能导致阳电导率超过0.15μs/cm。

(2) 流动加速腐蚀 (FAC) 。OT方式能够大大降低流动加速腐蚀的发生, 但是与采用AVT (R) 和AVT (O) 工况的机组相同, OT方式并不能完全消除流动加速腐蚀, 给水采用OT方式的机组仍然存在两相流动加速腐蚀, 典型的是除氧器、给水加热器等部件。

(3) 氧化皮。在过热器和再热器中, 氧化皮是金属在高温水汽中发生氧化的结果, 蒸汽中氧气的浓度对氧化物的增长和脱落没有影响。过热器、再热器内壁氧化皮的脱落有两个主要条件: (1) 氧化皮达到一定厚度 (临界值) ; (2) 母材集体与氧化膜间的应力达到临界值。材质和温度是影响氧化皮脱落的主要因素, 材质较差和快速的启、停过程都可能造成氧化膜的开裂和剥落。有资料表明, 选用细晶材质的钢管抗蒸汽氧化性能较强, 其蒸汽侧氧化皮的生长速度较低, 能够有效减少氧化皮危害[7,8]。

(4) 汽轮机低压缸相变区。根据EPRI加氧导则, 相变区形成的液膜中基本没有氧气存在。在OT方式的机组中, 高浓度的氧并没有增加汽轮机低压缸故障, 而是使得低压缸相变区 (PTZ) 变得更清洁。

3 结论

超超临界机组有着高效、节能、环保等方面的优势, 已经成为世界火力发电机组的主要方向, 也成为我国发展火力发电机组的趋势。由于采用OT方式后, 金属表面形成了致密完整的保护膜, 所以采用OT处理方式能够有效减少水汽循环回路中的含铁量、降低锅炉的结垢速率和压力损失、减少锅炉沉积物及腐蚀、提高锅炉热效率。同时, 与AVT方式相比, OT方式能够减少化学药品的消耗、延长精处理运行周期, 因而会减少再生废液的排放、延长机组清洗周期、能够达大改善流动加速腐蚀。因此, 建议对于给水系统为全铁系统的机组在能够保证水质良好的情况下, 采用或转换为OT方式。

摘要：锅炉给水的处理方式对机组的安全经济运行有着极其重要的意义。文章介绍了超超临界机组常用AVT和OT给水处理方式原理, 并详细讨论了两种给水方式的处理方法。通过对两种工况下金属表面生成氧化膜的分析, 讨论了AVT方式和OT方式的优缺点, 并且对一些OT方式常见的问题进行了说明。通过对AVT和OT各个方面综合讨论分析, 建议超超临界机组给水处理方式应选择OT方式。

关键词：超超临界机组,给水处理,AVT,OT

参考文献

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超超临界机组经济运行负荷研究 篇5

关键词：超超临界,经济运行,热耗率

0 引言

超超临界机组的经济运行优越性要高于超临界和亚临界机组,所以应尽量保证超超临界机组在较高的负荷状态下运行。对超超临界机组的经济性运行的研究，对维持超超临界机组的经济性稳定运行有指导意义。

1 亚临界机组的运行经济性

经过多年的自行开发、进口以及技术引进与优化设计、技术改造，亚临界机组的经济性和可靠性都达到了与国外机组相近的标准。直到2011年，300 MW和600 MW的亚临界机组仍被广泛的参与在各大电网的调峰运行中。

亚临界机组不同负荷工况条件下的试验结果表明，汽轮机中压缸效率变化比较小，而调节汽阀的节流损失对高压缸效率产生较大的影响，高压缸效率随负荷的不同有较大的变化。高压缸效率的降低是机组部分负荷时热耗率上升的主要原因。

2 超临界机组的运行经济性

同样，亚临界机组的供电煤耗率和厂用电率也在逐年降低。以辽宁绥中电厂800 MW超临界机组为例，供电煤耗为302.4 g/(kW·h)，热负荷曲线为图1所示。性能试验表明，当负荷低于70%，高压缸效率将会明显下降，引起机组热耗率上升。

3 超超临界机组的运行经济性

3.1 超超临界锅炉经济运行负荷

超超临界和超临界机组的锅炉在调整和设计都合理的情况下35%～50%的额定负荷以上时的主汽温度都可以达到额定值，70%额定负荷以上时的再热蒸汽温度也可以达到额定值[1]。因此，超超临界机组运行在70%～100%额定负荷时，再热蒸汽温度不影响机组运行效率;如果运行在50%～100%额定负荷时，主蒸汽温度不影响机组运行效率。在以上范围变化时，即50%～100%的额定负荷时，只有蒸汽压力影响机组效率[2]。

3.2 超超临界机组汽轮机经济运行负荷

漕泾电厂2×1 000 MW机组在不同的负荷时的系统热耗率设计值见表1，热耗率曲线见图2。可见，负荷的下降，使得即使与100%额定负荷热耗率比较，超超临界机组的热耗率也明显上升。机组在80%、75%、50%、40%、30%额定负荷时的热耗率分别上升了约0.5%、0.8%、4.1%、6.7%、12.1%。当机组负荷低于50%额定负荷时，热耗率出现加速上升的趋势。

4 讨论与分析

亚临界、超临界和超超临界的系统热耗率设计值曲线见图3。当超超临界的负荷率低于65%时，其设计值将低于工作在额定工况下超临界800 MW机组的热耗率;当超超临界的负荷率低于35%时，其设计值将低于工作在额定工况下亚临界600 MW机组的热耗率。

5 结论

根据以上的数据分析，在相同的负荷调峰下，超超临界机组的运行效率要明显高于超临界和亚临界机组。但是，当超超临界机组负荷低于35%时，热耗率将会低于亚临界600 MW机组工作在额定工作状态时的热耗率。同样，当超超临界机组负荷低于65%时，其热耗率将低于超临界机组工作在额定工作状态时的热耗率。超超临界机组的热耗率在机组达到50%额定负荷后呈加速上升的态势。所以，应尽量保证超超临界机组在高负荷状态下运行，使其经济负荷不少于60%～70%额定负荷。应尽量保证超超临界机组的高负荷运行，从而达到经济性运行优化的目的。

参考文献

[1]于达仁,徐志强.超临界机组控制技术及发展[J].热能动力工程,2001,16(2):115-121.

600MW超超临界机组锅炉概述 篇6

在电力系统运行技术的综合发展中, 超超临界机组成为一种全新的系统控制模式, 由于其具备直流运行特性及参数变化的运行方式, 因此, 在锅炉控制中有很大运用价值。在600 MW超超临界机组的整体技术控制中, 结合当前锅炉运行的综合原理, 在具体实际运行中, 形成科学有效的运用模式, 并通过对超临界机组整体分析, 可更好地形成整个锅炉的有效控制与作用发挥。

1 600 MW超超临界机组运行特征

1.1 火电机组相关技术要点

针对600 MW超超临界机组的多方面运行特征, 对于锅炉运行原理中整个参数的运用, 及在电容量、效率等要素中的表现, 要形成整体控制, 尤其是对于过热器出口出的气压控制, 在过热器出口主蒸汽压力不能超过22.129 MPa。从目前机组运行压力状态来看, 主要是在水温的控制参数在临界点时, 一般温度在374℃, 就会形成水完全汽化的现象。同时, 在一定的临界参数控制中, 要对临界参数下汽水密度进行分析, 形成600 MW超超临界机组在压力状态下自然循环的模式。因此, 火电机组的技术运用对于整个锅炉技术控制都有很大综合价值。在目前对超超临界参数的要求中, 已提出了更高的参数要求。

1.2 超超临界机组的启动效果

在600 MW超超临界机组运行中, 主要是实现对整个技术控制的整体把握。在整个临界自然循环的锅炉结构处理中, 要结合整个工作具体原理, 进行一定的启动效果控制。在具体启动中, 要启动盘路系统的专用设置, 在直流电锅炉的启动运行中, 要形成进水方式的综合管理, 并建立相应启动流量, 从而可确保整个单元系统的综合管理与运用。在高参数大容量的直锅炉中采用单元制式系统, 要求暖机、冲转的蒸汽在相应压力下形成50℃以上温度控制, 可更好形成对整个系统的综合管理。同时关注整个系统的优越性。在600 MW超超临界机组正常管理中, 采用水泵压头直接过煤器的方式, 并实现水冷壁及过热器的综合处理, 达到相对较小的负荷。

1.3 置式汽水分离器的系统控制

在超临界机组控制系统中, 主要具有外置式启动分离器及内置式启动分离器。在具体运用中, 结合内置式启动器分离器在湿态与干态下的控制点, 在压力升高的背景下, 对于湿干状态转换主要是考虑在符合较小的情况, 在锅炉整体控制中, 对于整个负荷的控制要低于35%, 尤其是在冷水壁流量控制中, 对于产生的各种蒸汽, 要形成一定的流量控制, 这样就能形成汽水分离器在一定状态下的运行机制, 形成一定的温度控制方式。

2 600 MW超超临界机组锅炉的系统概述

2.1 机组系统运行存在的相关问题

在自动化运行过程中, 对于整个参数集中的储能元件控制, 在直流电运行状态中要有明确分界点, 主要是形成一种常规的系统控制方式, 尤其是在锅炉、机组及常规运行中, 在直流电锅炉汽水流程一次循环特性中, 这样能对整个蒸发、加热及过热处理形成一定控制。形成相应变化模式, 导致整个功率整体下降。尤其是在燃料、给水、汽机调门开度等干扰中, 就会形成更大的影响力。

2.2 锅炉耦合性的影响

在直流锅炉汽水一次性循环中, 要形成对超临界锅炉动态化的综合管理, 在末端实现对阻力的整体控制, 就要综合多方面影响因素。从这些综合因素出发, 更好地发挥出600 MW超超临界机组锅炉的综合功能。a) 在锅炉燃料扰动的情况下, 对压力、温度、功率等部分形成不同的管理, 在加热段缩短的同时, 针对整个锅炉储水量、燃烧功率等干扰因素, 就会形成压力功率等因素的增加;b) 给水系统的运用不同。在温度及功率控制措施中, 在给水量受干扰的情况下, 在加热段及蒸发段延长中出现的蒸汽现象会造成压力与功率不同, 最终对整个蒸汽流量增加有很大影响, 也不能实现在某一温度上的整体控制;c) 被控参数之间的耦合关联。在直流锅炉的运用中, 压力控制是一个重要因素。尤其是在没有采用整体管理方式的情况下, 会对整个锅炉运行带来影响, 因此, 要形成多方面技术控制, 形成600 MW超超临界机组主要参数的控制, 对压力、温度等都要形成严格的管理, 增强直流锅炉输入输出相互耦合关联的被控特性。

3 600 MW超超临界机组锅炉的工艺运用

3.1 工艺原理

600 MW在锅炉受热面组合安装过程中:a) 制定专题方案和设计专用工具对设备部件质量进行检查控制;借助压缩空气压力将受热面管排内部细小颗粒或质量小的杂物吹出。然后进行“通钢球”试验, 进一步检验管子内部是否有杂物及验证管子椭圆度;使用内窥镜对受热面集箱内部进行全面检查, 特别是检查困难设备, 能清楚发现遗留在集箱内部各个角落的杂物, 并予以清除。采用EDTA (四乙酸二氨基乙烷, 是一种重要的络合剂) 点火酸洗及分阶段降压冲管的方式, 利用化学和温差变化原理, 进一步剥离附着在受热面内部的杂物;b) 对可能存有杂物的设备 (如节流孔区域) 进100%射线及割管检查, 以确保最终受热面内部洁净度。

3.2 施工工艺流程及操作要点

事前策划、制定方案, 编制控制文件。通过地面清洁施工设备, 检查控制设备缺陷, 以此来控制节流孔圈安装, 实现高空安装对口壁温测点安装。检查酸洗、清理下部集箱冲管后的节流孔圈检查、清理运行壁温偏差分析, 洁净化实现600 MW超超临界锅炉机组防爆管施工工法。事前策划, 制定方案, 编制控制文件并进行交底:a) 技术人员根据工艺流程策划制定施工方案, 并编制相应控制文件, 找出施工控制难点, 根据难点的特点进行分析, 选择确定先进的检查工具, 设计制造特殊测量工具, 以便进行各个环节的有效控制;b) 编制工艺流程环节检查检验控制点计划, 对各个环节进行控制记录;c) 对参加项目施工的人员进行交底, 施工人员按照检查检验控制计划进行控制。同时, 工程师和监理工程师进行见证控制。

3.3 工艺运用

受热面组合安装前吹扫和通钢球。首先用压缩空气对每根管子逐一吹扫, 吹扫干净后进行通球试验, 通球完毕立即封口, 在管排上标明通球日期及通过情况, 并办理通球签证。若出现通球不过的, 做好清晰标识和记录, 按照设备管理程序上报, 按批准的方案进行处理, 然后重新进行通球试验。大口径管道或集箱采取人员进入设备内部用抛光机或钢丝刷进行清理;无法进人的管道和集箱, 如果内部锈蚀或重皮比较严重的采取喷丸处理, 然后用压缩空气吹扫干净或用大功率吸尘器进行清理, 保证内部清洁。对于无法观察的设备采用内窥镜对其内部进行检查, 特别是要检查集箱接管处有无钻孔底片等, 确保清理干净。如有污垢特别严重的, 需单独进行酸洗清理, 酸洗完成后再用常规检验方法检查, 确保管道和集箱内部清洁。

3.4 不同运行方式的控制

在600 MW超超临界机组锅炉运行中, 对于内置式分离器的超临界机组, 主要是从干式与湿式的运用方式出发, 在启动过程中形成最小工作流量, 要在蒸汽流量小于最小给水流量的综合运行中发挥出应有优势。在不同方式的控制中, 要形成相应的测量方式, 尤其在基本燃烧系统定位燃料的控制方式中, 对于给水系统流动控制, 要启动相应分离器进行控制, 形成对水位的整体控制。在锅炉蒸汽流量相对大的状况下, 就要形成干式处理效果, 形成对直流电的针对性控制模式, 这样就能实现整个系统管理的有效性。

4 结语

充分发挥出600 MW超超临界机组锅炉的综合优势, 形成多方面控制措施, 尤其在整个技术控制过程中, 要突出对锅炉温度、水温、压力等的整体性研究, 增强对设备运行的整体检修与管理, 融入现代化操作系统与技术, 更好地发挥出整个综合管理的职能, 并结合锅炉原理运用的综合方式, 在整个系统控制中, 形成严格、规范、科学的运用, 从而实现600MW超超临界机组锅炉的综合运用效果。

摘要：主要围绕600 MW超超临界机组锅炉相关内容进行阐述, 针对超超临界机组特点及控制系统的运用, 提出有效控制策略, 以更好地发挥出600 MW超超临界机组锅炉的整体效能。

超超临界机组的含义 篇7

随着社会经济的发展和科技水平的不断提高,节能降耗已成为我国经济发展的重要指导理念之一。各行各业也在积极探索新的发展途径,力求进一步减少能源消耗,保护我们赖以生存的环境。就电力行业来说,节能降耗技术更是发展较快,尤其是超超临界1 000 MW机组的应用,使得能耗进一步减少,这也是该机组得以广泛应用的重要原因之一。下面,笔者将对超超临界1 000 MW机组节能降耗技术的应用进行深入探讨。

1超超临界1 000 MW机组出现的背景

国民经济的发展使得我国电力资源出现了供不应求的局面,用电负荷较为紧张,且煤炭资源能耗较高,利用率偏低,造成了极大的环境污染。为了充分落实可持续发展的基本理念,我国电力行业在努力探索新的超超临界燃煤发电技术,力求从根本上提升发电机组的热效率和煤炭的利用率,从而改善我国的环境状况。正是在这种发展理念的指导下,近年来,我国的火电机组发展较快,正朝着系列化、高参数、大容量的方向发展,1 000 MW等级超超临界发电机组已成为我国电源未来建设中的主力机型。

2超超临界1 000 MW机组应用的必要性

由于受到经济发展水平等因素制约,我国的燃煤发电技术发展相对缓慢。超超临界1 000 MW机组作为重要的机组有着很多优点:第一,安全性能更好,有利于维护我国电网体系的安全;第二,与国内发电机组平均发电煤耗相比,超超临界1 000 MW机组的煤耗要低20 t/h;第三,在机组设计方面,超超临界1 000 MW机组采用内螺纹管+螺旋管圈水冷壁形式,并采用分级燃烧方式和再循环泵的锅炉启动系统;第四,燃烧器的结构可以分为直流一次风、内二次风和旋流三次风,燃烧器的喷口处容易形成外浓内淡的环形煤粉浓度分布,并使煤粉气流与直流二次风混合延迟,扩大还原区面积,减少NOx的生成。因此,超超临界1 000 MW机组的应用研究对机组的安全运行及我国的“节能减排”工作都具有十分重要的意义。

3超超临界1 000 MW机组节能降耗技术应用分析

3.1凝结水泵运行方式的优化与改造

某电厂采用超超临界1 000 MW燃煤汽轮发电机组,系统采用三台定速中压的凝结水泵,耗电较多。而在负荷降低时,凝结水的流量也随之降低,这就需要调整凝结水再循环的调门开度来缓解精除盐入口压力,在负荷降低到额定负荷的一半时,凝结水流量会很小,这样采用单凝泵运行方式就能满足需要,因此可以采用一台运行、两台备用的方法,根据再循环流量来调节凝结水泵的运行方式。当机组达到一定负荷时,要保持两台凝结水泵运行;在负荷降低到一定值时,要及时停用其中一台凝结水泵,保持一台凝结水泵运行即可。这种运行方式使得凝结水再循环阀门保持全关的状态,有效减少了回流的损失。同时,除氧器的水阀也保持较大的开度,有利于降低节流损失,节约电能的效果更加显著。

3.2吹灰器优化

吹灰器优化的根本目的是通过对受热面的积灰结渣、锅炉炉膛出口烟气温度等进行监测和分析计算,从而计算和分析出锅炉受热面的运行状态、污染程度及受热面磨损程度等,从整体上提高机组运行的经济性与安全性。吹灰系统的优化可以达到节能降耗的目的。吹灰器优化能够有效减少吹灰蒸汽量,机组的排烟温度能够降低,以实现节约煤耗。吹灰器优化能减少“四管”的磨损,实现按“需”吹灰,避免锅炉出现爆管现象,这样既增强了锅炉运行的安全性,也提高了经济效益。吹灰器优化能实现锅炉受热面污染的量化,并对其进行实时监测,实现可视化,减少了锅炉内不必要的吹灰,降低了吹灰频率;并可通过计算分析采用低品位吹灰汽源代替高品位蒸汽吹灰汽源,进一步提高吹灰经济性。

3.3改造磨煤机,降低炉渣的含碳量

首先,要改造磨煤机的分离器,采用二次携带轴向型双挡板煤粉分离器,防止分离器堵塞的同时,也提高了粉煤细度的调节性能,使得煤粉更为均匀。煤粉细度的调节范围较大,能将那些燃烧性能较差的煤粉细度控制在15%~25%之间。其次,改造磨煤机的衬板。要充分考虑磨煤机的型号、实际运行情况等各种要素,采用新型节能型磨煤机,减少研磨的死区,提升其耐磨性。改进料位系统,将护板改为耐腐蚀的不锈钢材料,保证料位管线安全可靠地运行。定期清理磨煤机的分离器,就地倾听炉粉管异音,按照分离器异音的情况,及时进行清理,并按规定验收,保证分离器的质量。磨煤机料位指示要保持在一定范围之内,如指示不正常,要对测量管线及时进行吹扫,并保证一定的吹扫时间(最少5 min以上);如吹扫没有效果,要及时进行维修处理。保证磨煤机料位的正常,避免出现料位过低情况下运行。要对燃料进行管理,防止煤中的杂物进入磨煤机,保证进入磨煤机的煤质量,同时实时控制运行参数,保证煤能够充分燃烧。总之,改造磨煤机,降低炉渣的含碳量,才能保证磨煤机内的煤充分燃烧,实现节能降耗的目的。

3.4改善暖风器

为保证机组安全运行,要对机组的暖风器进行改造,采用节能暖风器。为保证输水通畅,暖风器管束坡向输水侧,坡度控制在5°左右最为合理。它能提高空预器及其后烟道、设备的温度,减轻这些设备由于温度较低出现的腐蚀现象,延长它们的使用寿命。采用节能暖风器,可以降低吸风机、送风机和一次风机的电流,从而大大节约电能,实现节能降耗的目的。

3.5其他措施

除了以上提到的几个方面之外,启停制粉系统不投油方案的实施能有效降低燃油消耗量;冬季单循环水泵的运行,降低了机组的厂用电率;加装的真空泵制冷装置,当制冷装置切除时处于正常运行状态,当制冷装置投入时处于节能运行状态;对机组的厂用电率、排烟温度、氧气量等参数加强管理,对影响节能降耗的参数进行分析,找出原因并制定相应措施,也有利于实现超超临界1 000 MW机组节能降耗的目标。

4结语

综上所述,随着我国工业化、城镇化进程的不断加快,人民生活水平日益提高,但我国资源储备率下降严重,节能减排工作形势严峻。提高资源的利用率、保护环境已成为我国经济可持续发展的重要要求。相关人员应做好研究工作,加强超超临界1 000 MW机组的节能降耗,充分利用资源,减少污染物的排放,保护生态环境,从而促进我国经济的可持续发展。

摘要：对超超临界1000 MW机组的应用进行了分析,并对影响其经济性的因素进行了探讨,得出了节能降耗的主要规律及工作要求,不仅为超超临界1 000 MW机组的经济性分析提供了参考,也为后续超超临界机组的经济运行等提供了重要的经验指导。

关键词：超超临界,1000 MW机组,节能降耗,应用

参考文献

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超超临界机组热力系统经济性分析 篇8

超超临界火电机组经过几十年的发展,已经是成熟先进的发电技术,在经济发达国家中已大量投入商业运行,并且正进一步向更高参数方向发展。由于其显著的节能和减少环境污染的效果,将成为21世纪很具有竞争力的燃煤火电机组。为迅速扭转中国火电机组煤耗长期居高不下的局面,优化火电结构,缩小与国外先进水平的差距,发展国产大容量超超临界火电机组十分必要。中国有条件立足于较高的起点,把近期目标定在当前国际水平,充分利用当今世界最新的科技成果,尽快跨入发展超超临界机组的发展阶段[1]。

从中国国情出发,发展超超临界燃煤机组利于提高机组热效率,降低发电煤耗,同时可减少CO2和其他大气污染物的排放,是提高中国火电机组技术水平,实现火电机组技术优化升级最有效又现实的措施,也是中国火力发电机组发展的必然趋势。

国外发展超超临界技术的历程告诉我们,对先进技术要走吸收并创新的路线,由此,超超临界机组的技术选型、参数及热力系统优化变成为1个新的课题。为了更好的吸收创新,对热力系统进行定性、定量分析是很必要的工作,也是研究学者应共同探讨的问题。

2 热力系统热经济性分析理论

2.1 等效焓降法

等效焓降法是基于热力学的热功转换原理,利用导出的有关热力参量Hj,ηj等,研究热功转换及能量利用程度的一种方法。对于有回热抽汽的汽轮机(见图1),1 kg新蒸汽做功为:

式中,yr为抽汽做功不足系数;h0为蒸汽进汽轮机的初焓,k J/kg;hc为汽轮机排汽焓,k J/kg;r为任意抽汽级的编号;αr为抽汽份额;S为抽汽级数。

2.2 抽汽等效焓降

在图2所示的热力系统中,假设在No.1加热器中加入1个纯热量q,使No.1加热器中回热抽汽减少1 kg,这1 kg蒸汽称为排挤抽汽。这个被排挤的抽汽中有一部分做功到排汽口,另一部分做功到后面各抽汽口再被抽出用于加热给水。这1 kg排挤抽汽在随后各抽汽口上的分配可由热平衡方程得出。

No.1排挤1 kg抽汽返回汽轮机的做功等于:

式中,h1、h2、h3分别为1、2、3处的汽轮机排汽焓,k J/kg;hc为汽轮机排汽焓,k J/kg;

2.3 抽汽的Hj,ηj的计算通式

从靠近凝汽器侧开始,研究各级抽汽等效焓降,发现Hj的计算公式的规律是从排挤1 kg抽汽的焓降hj-hc中减去某些固定成分,可归纳为下列通式:

式中,Ar取τr或者γr,视加热器换热型式而定。如果j为汇集式加热器,则Ar均以τr替之;如果j为疏水放流式加热器,则顺着凝结水或给水来流方向从j以上直到(包括)汇集式加热器用γr代替Ar而顺着凝结水或给水来流方向在汇集式加热器以上无论是汇集式或疏水放流式加热器,则一律以τr代替Ar;r为加热器j后更低压力抽汽口脚码。

3 超超临界机参数选择的技术经济性分析

3.1 超超临界的热力学概念

火电厂超超临界机组和超临界机组指的是锅炉内工质的压力。锅炉内的工质都是水,水的临界压力是:22.115 MPa 347.15℃;在这个压力和温度时,水和蒸汽的密度是相同的,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,炉内蒸汽温度不低于593℃或蒸汽压力不低于31 MPa被称为超超临界[2]。但当温度超过临界温度时,水的液相就不存在,与临界温度相对应的饱和压力称为临界压力,临界点的压力和温度是水的液相和汽相能够平衡共存的最高值,为固有物性常数。在临界点以及超临界状态时,将看不见蒸发现象,水在保持单相的情况下从液态直接变成汽态。

3.2 温度的影响

热力循环分析表明,对于一定容量的机组,当蒸汽初压不变提高蒸汽初温,循环效率将会提高。同时,由于新蒸汽比容增大和低压缸排汽湿度减小,汽轮机的内效率也可提高,提高蒸汽的温度对提高机组热效率更有益。根据分析,在一定的范围内,主蒸汽温度或再热汽温每提高10℃,机组的热耗就可下降0.25%~0.3%。从理论上讲,超超临界机组蒸汽参数提高,热效率也随之提高,在主蒸汽压力不变的情况下,主蒸汽和再热蒸汽温度从538℃/566℃提高到593℃/593℃,机组热效率能够改善2%~2.5%[3]。

3.3 压力的影响

当新蒸汽初温不变仅提高初压时,一定范围内可提高机组热效率。但单独提高初压过大,机组热效率反而会降低,其主要原因是初压提高时蒸汽比容减小,将使汽轮机超高压通流部分叶片高度减小,甚至需要采用部分进汽,这样将使叶片级的二次流损失和轴封漏汽损失都增大,将抵销一部分提高压力参数所带来的好处。初温一定的情况下存在一个最佳初压,超过最佳初压后,机组的热耗率将趋于上升。根据分析,在相同的初温下,将主蒸汽压力从24.1 MPa提高到31 MPa,超超临界机组热效率能够改善1%~1.5%。

3.4 再热的影响

为了提高大容量机组的经济性,通常采用中间再热的办法提高热力循环的平均吸热温度,降低热耗。采用中间再热,还可以减小低压缸末级的排汽湿度,提高汽轮机效率和延长末级叶片寿命。目前世界上投运的超超临界机组均采用中间再热。关于再热次数,采用二次再热循环能比一次再热更能提高机组的热效率。二次再热循环的收益将进一步提高,在相同的蒸汽参数下采用二次再热循环够能得到的热效率改善为1.5%~2.0%。

3.5 容量的影响

超超临界机组的容量一般情况下应选得大些,其理由一是因为超高压部分蒸汽容积流量很小,如果机组容量选得不足够大,通流部分叶片高度过小,将引起气动损失增大,使提高参数带来的热经济性不明显;二是单机容量增大,降低了按千瓦分摊的设备费用、土建费用以及其它辅助设施费用,可使电厂的比投资明显降低。

3.6 给水加热级数

为了在超超临界蒸汽参数下最大限度地获得热耗率的改善,给水加热器的布置和最终给水温度要进行最优化。在选用较高蒸汽参数的情况下,给水加热器的数量将增大,给水加热的级数可以增加到10级,从而获得较高的最佳最终给水温度。

同时在超超临界循环中,还选用温度高于冷再热点的加热器(HARP),以进一步提高最终给水温度,使机组进一步获得收益。研究实例证明,在热力学最优化点对热耗率进行比较,采用HARP带来的改善大约可达0.5%。同时采用HARP后,可以降低最佳再热器压力,而获得较高的最佳最终给水温度,这两个参数对锅炉的设计和造价将产生有利影响。

4 结论

等效焓降法适合局部定量分析和手工计算,它对模型进行了一定的简化,分析方法简洁快速,但是分析结果有一定的近似性。随着火电机组单机容量和总装机容量的日益增大,所造成的煤耗分析偏差不容忽视。

参考文献

[1]吴季兰.300 MW火力发电机组丛书——汽轮机设备及系统[M].北京:中国电力出版社,1998:3-8.

[2]林万超.火力发电厂热力系统节能分析[M].北京:水利电力出版社,1987:163-186.