超临界机组论述

超临界机组

2022/11/18

超临界机组的相关知识2.超临界锅炉的中间点温度控制3.螺旋管圈和垂直管屏水冷壁的特点4.超临界机组的金属材料5.超临界锅炉的汽温控制6.超临界锅炉的启动系统7.超临界锅炉的燃烧技术8.超临界机组的旁路系统与启动模式9.结束语

内容简介2022/11/18

1.1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。何谓超超临界机组？世界上尚未有统一的规范划分。行业界认为，蒸汽参数达到27MPa/580℃/600℃以上的高效超临界机组，属于超超临界机组。即由于蒸汽压力和蒸汽温度提高，机组热效率达到43%～48％或以上，供电煤耗为260g/kw.h～290g/kw.h，比同容量的常规超临界机组效率提高5％或更高，且致使锅炉和汽轮机所用钢材发生较大变化的机组。2022/11/18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？2022/11/18

STP2P1PljP2＞P1水蒸汽性质的Ｔ—Ｓ图2022/11/18s2022/11/18

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？2022/11/18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。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。2022/11/18超临界机组直流锅炉的工作原理

给水泵省煤器水冷壁过热器直流锅炉的工作原理2022/11/18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。即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。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

复合循环锅炉的工作原理

复合循环锅炉的工作原理2022/11/18复合循环锅炉的特点

锅炉负荷30%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。2022/11/18

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＋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与给水混合后进入水冷壁，增加水冷壁管内的工质流量。(3)锅炉负荷达到30％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)水冷壁的最小重量流速可按循环泵切除时的负荷选取，质量流速一般为700～2800kg/(m2s)。2022/11/182超临界机组的

热效率与煤耗

1.2.1超临界机组的热效率美国、日本、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。

2022/11/181.2.2

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％。1.2.3

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%。

2022/11/181.2.4蒸汽参数和热效率的关系1.2.5煤耗与热效率的统计关系

1.2.6超临界锅炉的给水和主汽压力

1.2.7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。1.3超临界机组的可靠性和受影响的部件

1.3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%。2022/11/18

1.4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。

1.5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。1.6超临界机组的投资机组类型单位投资(元/kW)含烟气处理设备单位投资(元/kW)供电煤耗(g/kwh)厂用电％超临界2×600MW35075493(含FGD)3246.0超超临界2×600MW36475548(含FGD+SNCR)

3256.2亚临界2×300MWCFB54133417.0亚临界2×600MW33722022/11/181.7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

1.8国内超临界机组参数单位600MW超临界机组

1000MW超超临界机组机组功率MW600600600100010001000蒸汽流量MCRt/h190019001795295329533033过热蒸汽压力MPa25.425.426.1527.5627.6526.25过热蒸汽温度℃543571605605605605再热蒸汽流量t/h1640.31607.61464245724462469.7再热蒸汽进口压力MPa4.614.714.846.04.924.99再热蒸汽出口压力MPa4.424.524.645.84.774.79再热蒸汽进口温度℃297322350359375356.3再热蒸汽出口温度℃569569603603603/613603给水温度℃283284293296297302.4燃烧方式对冲燃烧对冲燃烧四角燃烧双切圆燃烧双切圆燃烧对冲燃烧水冷壁型式螺旋管圈垂直管屏螺旋管圈垂直管屏垂直管屏垂直管屏垂直管屏螺旋管圈垂直管屏水冷壁管内螺纹管内螺纹管内螺纹管内螺纹管内螺纹管内螺纹管锅炉制造厂北京巴威东方锅炉哈尔滨锅炉哈尔滨锅炉上海锅炉东方锅炉电厂兰溪沁北河源玉环邹县超临界锅炉的

水动力特性和传热特性

及中间点温度控制

2.1

超临界锅炉运行的主要特点(1)超临界压力下，水冷壁管内工质温度不像亚临界那样具有恒定的饱和温度，而是随吸热量增加，温度升高，水冷壁金属温度变化较大。(2)控制下辐射区水冷壁出口温度不高于工作压力对应的拟临界温度，将工质吸热能力最强的大比热区避开热负荷最高的燃烧器区。(3)汽温控制应有超前信号，分离器出口温度作为中间点信号，以中间点温度为参考调节煤水比。(4)最佳煤水比随燃料燃烧特性和工作压力而变化，单烧煤粉时煤水比较大，煤油混烧时煤水比较小。2022/11/18蒸汽参数为25.4MPa/570℃/570℃的超临界锅炉水冷壁出口温度在额定负荷时为427℃，工质在水冷壁中的温升大约为94.1℃。在过热器中的温升为144℃，在省煤器中的温升为53℃。可见工质从进入锅炉开始，在包括水冷壁之前的受热面中温度提高幅度占工质总温升的50％以上，而水冷壁是吸热变化最大的区域。2.2600MW超临界锅炉特性

2.3水冷壁工质温度随吸热量变化因为水冷壁中工质温度随吸热量变化，而水冷壁出口工质温度的变化必然首先直接影响到过热汽温。超临界锅炉中间点温度是指水冷壁出口汽水分离器中工质的温度。水冷壁在超临界压力下工作，管内工质温度随着吸热量的增加而提高。当中间点温度变化时，实际上反映的是水冷壁吸热量的变化，这与亚临界压力的汽包锅炉是不同的。

2.4

热强度越大的管子流量越小

超临界锅炉水冷壁为强制流动。强制流动的水冷壁管中工质流量的自调节特性在正常情况下与自然循环汽包锅炉相反，即受热越强的管子中流量越小。这是因为，超临界锅炉水冷壁中随吸热量增加，工质温度上升。而温度上升引起工质比容增大，流速提高，流动阻力相应增加，当工质流动阻力增加到与管组两端的压差相同时，受热强的管中工质流量就会自动减少。

2.5超临界锅炉水动力及传热在超临界压力工作的水冷壁，管内工质温度处于对应压力下的大比热区范围，随着工质吸热量增加，工质温度变化不大，而工质比容急剧增大，温导系数急剧减小，容易引起水动力不稳定或流量分配不均，同时可能引起工质对管壁的传热变差，导致类膜态沸腾(1)对应每一个压力状态，存在一个拟临界温度；在拟临界温度附近，存在一个大比热区；在拟临界温度左边，工质是水，右边是汽；在大比热区内，水和水蒸汽的热物理特性变化很大，即比容、黏度、温导系数等热物性参数变化很大。(2)超临界压力下，水冷壁可能产生类膜态沸腾。主要原因是：吸热增加时，工质温度提高，靠近管壁处的工质比容增大，温导系数下降，使水冷壁传热出现类似于亚临界压力下的膜态沸腾。

2.6

超临界压力下水和水蒸汽的热物性工质热物性是决定水冷壁传热的重要因素：①对应一定压力，工质存在一个大比热区。对应比热最大的温度点叫拟临界温度。在大比热区内，工质温度随吸热量变化不大；在大比热区外，工质温度随吸热量变化很大。②工质比容和温导系数在拟临界温度附近的大比热区内发生急剧变化。③压力越高，拟临界温度向高温区推移，影响水冷壁工作特性的工质热物理特性参数变化(即比热、比容、温导系数)逐渐减弱。

2.6超临界压力下水和水蒸汽的热物性超临界压力下的工质大比热特性2022/11/18超临界压力下工质的温导系数2022/11/18超临界压力下工质的比容2022/11/18超临界压力下工质的黏度2022/11/182.7热物性对水冷壁传热特性的影响1由于管子贴壁处流体温度较高导热系数却降低，使导热性差的流体与管壁接触。对于蒸汽参数为25MPa的超临界锅炉，水冷壁中工质压力大约为30MPa。对这一压力下的工质，温度在400℃左右，正好处于比热最大的拟临界温度。在320℃～440℃的变化范围内，温导系数降低了80％左右，发生传热恶化的机会就会增加。2.7热物性对水冷壁传热特性的影响2.3大比热区内工质比容的急剧变化必然导致工质的膨胀量增大，从而引起水动力不稳定或类膜态沸腾。密度降低时比热同时减小，导致贴壁处的工质温度上升。这种问题主要发生在光管水冷壁，内螺纹管一般不会出现。在大比热区外，工质比热很小，工质温度随吸热变化很大，容易直接引起管壁过热。2022/11/182.8超临界锅炉的水动力多值性G△Pab单相气单相液

(1)需要耐高温、抗蠕变、高强度金属材料,高蒸汽参数部件采用9%Cr、12%Cr新材料。蒸汽温度为580~600℃时，采用新钢材。(2)化学水处理：高参数工质的热力动力特性使水管内部氧化层增厚速度加快，管道温度升高，压降增大。采用氧化处理调整给水含氧量；加强给水质量监督；凝结水必须精处理。(3)锅炉水冷壁的变压运行技术。成熟的技术是螺旋管，采用内螺纹管垂直管屏的锅炉将投入运行。2.9超临界锅炉的特殊问题

2.10中间点温度控制控制中间点温度的目标作为汽温控制的超前信号防止水冷壁发生类膜态沸腾以及过热保护水冷壁的报警信号保证汽轮机正常运行的重要条件2022/11/182022/11/182.10.1防止水冷壁发生类膜态沸腾以及过热变压运行的600MW超临界锅炉在70%负荷以下时，水冷壁在亚临界压力范围内工作，水冷壁中工质温度随压力提高而上升。在70%负荷以上，水冷壁进入超临界压力范围工作，水冷壁中工质温度随吸热量增加而上升。控制水冷壁中工质温度，可以防止超临界压力时的类膜态沸腾和管壁过热超温。更多的技术措施：采用内螺纹管，控制质量流速，增加管圈倾角，控制水冷壁热负荷，抵消热偏差等。2022/11/182.10.2保护水冷壁的报警信号对于内螺纹管水冷壁，由于流体在管内受到旋转作用力，密度高的流体总是贴壁流动，因而可以防止膜态沸腾或类膜态沸腾，但是当热负荷过高或水冷壁流量低于限制发生传热恶化的最低质量流速(例如723.6Kg/m2s)时，管壁过热的可能性仍然存在。因此当锅炉进入纯直流运行状态后，中间点温度超过允许值时应发出警报。2022/11/182.10.3

优化控制中间点温度的重要性

在超临界压力下运行的锅炉，水冷壁中工质温度随吸热量的变化而变化，而水冷壁出口工质温度的变化必然首先直接影响到过热汽温。中间点温度作为控制过热汽温的超前信号或首要参考温度显然是十分关键的。中间点温度的变化不仅与水冷壁的吸热量有关，而且与水冷壁进口工质温度和给水流量调节有关。中间点温度的控制对于防止水冷壁发生膜态沸腾或类膜态沸腾以及防止水冷壁管壁过热是十分重要的。2022/11/182.10.4

优化控制中间点温度的重要性合理控制中间点温度可以使烟气温度最高的区域中保持较低的金属管壁温度，可减轻金属的高温腐蚀，减轻积灰和结渣等，提高水冷壁管子的寿命和运行可靠性。2022/11/182.10.5优化控制中间点温度的重要性对于蒸汽参数接近于25MPa/540/540或25MPa/570℃/570℃的超临界锅炉，水冷壁出口温度的设计值大约都在420℃～430℃范围内，处于微过热状态，参数略有波动，布置在高热负荷区域的出口段水冷壁就可能过热，引起管子超温，800MW超临界锅炉炉膛折焰角上部的费斯顿管爆管事故已经证明了这一问题的存在。因此水冷壁出口管段最好布置在热负荷较低的炉顶或低温烟道中。2022/11/18

2.10.6

中间点温度宁低勿高，但不可过低超临界锅炉在临界压力以上运行时，如遇到煤质变化等影响不易控制时，中间点温度控制值宁低勿高。但最低不超过设计值－10℃。在亚临界压力以下运行时，中间点温度不宜过低，否则会引起分离器带水运行和过热器进水以及蒸汽欠温，影响汽轮机正常运行。2022/11/182.10.7影响中间点温度的主要因素

燃料品质变化引起炉内辐射换热量变化，导致水冷壁管内工质温度变化。超临界锅炉水冷壁系统工质和金属的储热量减小，热敏感性增强，从而燃烧工况变化对水冷壁传热的影响要比自然循环锅炉大得多。2022/11/182.10.7影响中间点温度的主要因素超临界锅炉省煤器出口工质温度直接影响下辐射区水冷壁中工质吸热量和出口工质温度，省煤器中工质温升几乎占锅炉给水至蒸发结束的30％，因而成为影响锅炉整体运行调节的重要部分。而省煤器的工作参数不仅与自身传热特性有关，还和加热器尤其是高压加热器的运行有关，致使影响水冷壁工质温度的因素更加复杂化。2022/11/182.10.8控制中间点温度的关键点以水煤比控制为主。运行压力决定工质热物性的变化。控制下辐射区水冷壁出口温度不超过400℃。受热面积灰结渣。高加及给水温度控制影响水冷壁进口水温。2022/11/182022/11/182022/11/182022/11/182022/11/182022/11/183.螺旋管圈和垂直管屏水冷壁特点螺旋管圈和垂直管屏2022/11/18内螺纹管光管2022/11/18

垂直管屏水冷壁2022/11/18

垂直管屏水冷壁结构简单，容易实现膜式壁结构，形成气密式水冷壁，且容易悬吊，检修方便。为了提高炉膛下辐射区水冷壁管内的重量流速[MCR负荷时2800kg/(m2s)，30%MCR负荷时不低于800kg/(m2s)]，避免产生较大的热偏差，下辐射区水冷壁采用二次垂直上升管屏的型式，两个流路之间用不受热的下降管相连接。同时，两个流路之间出现进行工质再分配的中间联箱。

3.1垂直管屏水冷壁特点分析2022/11/18

垂直管屏有中间联箱，使工质重新分配且第一流路出口的工质温度升高，比容增大，故进入第二流路的工质流量分配就可能不均匀，低负荷变压运行时，这种现象更明显。主要原因是：

(1)工质经过亚临界压力区，工质比容变化很大，导致流量分配不均；

(2)工质流量减少，质量流速降低，使得工质流量分配的不均匀程度增大。导致受热较强的水冷壁管中流量反而减少，使个别管子处于危险的工作状态。

传统垂直管屏水冷壁对变压运行的适应性较差。

3.2

传统技术垂直管屏不适应变压运行2022/11/182022/11/183.3

垂直管屏变压运行新技术1.2水冷壁采用内螺纹管、低质量流速、一次垂直上升管屏。设计低质量流速的意图：降低流动阻力压降，提高重位压降所占比例，将强制流动的负流量补偿特性转变为正流量补偿特性，部分抵销热偏差对管壁温度的影响。2022/11/18

(13-21)上升流动：下降流动：垂直管屏和螺旋管圈比较3.3

垂直管屏变压运行新技术3.4.5采用内螺纹管抵抗亚临界压力范围内可能出现的膜态沸腾。下辐射区和上辐射区水冷壁之间采用混合集箱，消除下辐射区水冷壁出口的工质温度偏差。采用无双面曝光水冷壁的单炉膛炉型结构，独立的反向双切圆燃烧方式，用辐射热偏差部分抵销对流热偏差的影响，减小水冷壁的吸热偏差，减小水冷壁的壁温偏差。2022/11/183.3

垂直管屏变压运行新技术6.7在低温烟道内布置蒸发器，解决低压下蒸发不足和水冷壁进口水欠焓过大的问题，保证进入水冷壁的工质处于湿蒸汽区。根据热负荷分配，在水冷壁进口部位加不同孔径的节流圈，减小流量分配偏差。2022/11/182022/11/182022/11/183.4垂直管屏内螺纹管水冷壁的主要优点结构简单，易于实现膜式壁结构；炉型设计灵活，符合各种燃料燃烧的要求；当水冷壁设计成低质量流速时，还具有自补偿特性，可以部分抵消强制流动的流量偏差；垂直管屏内螺纹管水冷壁技术可以降低质量流速,减小了水冷壁的阻力损失，降低了给水泵的功率消耗。2022/11/183.4垂直管屏内螺纹管水冷壁的主要优点制造工艺和悬吊结构简单；安装现场的焊接工作量小；检修工艺简单快速；运行中灰渣容易脱落，积灰结渣减少；水冷壁吸热变化时，管内流量变化较小；2022/11/18积灰、结渣情况：2022/11/18

3.5垂直管屏变压运行实例哈尔滨锅炉厂1000MW超超临界直流锅炉采用了一次上升内螺纹管垂直管屏水冷壁，质量流速为450～1800kg/(m2.s)。而采用螺旋管圈水冷壁的600MW超临界直流锅炉，在额定负荷下的质量流速为2200～2800kg/(m2.s)。

螺旋管圈水冷壁2022/11/18

3.6螺旋管圈水冷壁适合变压运行(1)工作在下辐射区的水冷壁同步经过受热最强的区域和受热最弱的区域。

(2)工质在下辐射区一次性沿着螺旋管圈上升，没有中间联箱，在工质比容变化最大的阶段避免了再分配。

(3)不受炉膛周界的限制,可灵活选择并列工作的水冷壁管子根数和管径，保证较大的重量流速(下辐射区水冷壁达2800kg/m2s,上辐射区2000kg/m2s)。

(4)水冷壁能够工作在热偏差最小和流量偏差最小的良好状态。因此，其水动力稳定性较高，不会产生停滞和倒流，可以不装节流圈，最适合变压运行。

3.7螺旋管圈水冷壁的缺点需要专门的悬吊架，安装、检修工艺复杂。水冷壁热偏差与螺旋管圈盘旋圈数有关，600MW锅炉盘旋圈数1.74圈。盘旋圈数越少，并列工作的水冷壁管数越多，在低负荷运行时，热偏差较大，且流量偏差增大，同样出现水冷壁超温现象。质量流速提高，流动阻力增大，给水泵压头提高。

3.8螺旋管圈水冷壁变压运行特性1.2超临界参数锅炉变压运行时，工作压力随负荷变化。在70％MCR负荷以下时，水冷壁在亚临界压力区工作，管内工质是汽水混合物，比容变化较大。此时如果管外热流密度过高，不仅容易引起膜态沸腾，还会引起较大的工质热膨胀。超临界压力锅炉在低负荷变压运行时，下辐射区出口的压力比较低，50％MCR负荷时的中间点压力为13ＭPa，这时饱和汽的比容是水的比容的8.1倍以上，汽水的比容差显著增大。

3.9螺旋管圈水冷壁变压运行特性3低负荷运行时,螺旋管圈进口工质温度降低，工质欠焓增大，当部分水冷壁结渣或积灰或火焰偏移时，将使各水冷壁管的沸腾点不同步地推迟，此时尽管水冷壁的总流量是不变的，但是各管内工质流量分配不均或流量时大时小，出现流动不稳定现象。因此应特别注意低负荷下的水动力不稳定性。负荷越低压力越低，越容易出现水动力不稳定性。3.10

螺旋管圈水冷壁变压运行特性4变压运行的超临界直流锅炉启动时处于无压或低压状态,随着燃烧率的增加,工质温度和压力不断提高，水冷壁管中的汽水膨胀使得水冷壁出口的流量远大于给水量，这将影响到分离器的水位变化特性和系统的水动力稳定性。70％MCR负荷以上时，水冷壁进入临界压力和超临界压力区工作，影响水动力稳定性和传热特性的主要因素是工质的大比热特性。给水再热蒸汽

4.超临界机组的金属材料

4.2汽轮机中压主要部件材料（ABB）bar/℃/℃ 180/540/540 240/600/599 300/600/600 外缸 2.25%CrMo 2.25%CrMo 1%CrMoV 内缸 1%CrMo 1%CrMo 9%CrMoVNbN转子 1%CrMoV 10%CrMoVNbN 10%CrMoVNbN内螺栓11%CrMoVNbN11%CrMoVNbN 11%CrMoVNbN热屏蔽

9%CrMoVNbN

主汽阀 1%CrMoV 9%CrMoVNbN 9%CrMoVNbN环形管 2.25%CrMo 9%CrMoVNbN 9%CrMoVNbN

2022/11/18

4.3汽轮机高压主要部件材料（ABB）bar/℃/℃ 180/540/540 240/600/599 300/600/600 外缸 2.25%CrMo 2.25%CrMo 2.25%CrMo

内缸 1%CrMo 1%CrMoV 10%CrMoVNbN转子 1%CrMoV 1%CrMoV10%CrMoVNbN内螺栓11%CrMoVNbN11%CrMoVNbNNimonic80A喷嘴套1%CrMoV11%CrMoVNbN11%CrMoVNbN主汽阀1%CrMoV 9%CrMoVNbN 9%CrMoVNbN环形管2.25%CrMo 9%CrMoVNbN 9%CrMoVNbN

注：Nimonic80A为镍基合金2022/11/18

4.4锅炉主要部件材料(史密斯穆勒公司)蒸汽参数250/540/58/540290/582/80/580/23/580305/582/74/600

水冷壁 13CrMo44 13CrMo44 13CrMo44过热器X20CrMoV121 P91 P92

一次再热器 X20CrMoV121 P91 P92

二次再热器 P91

主蒸汽管 X20CrMoV121TPFG347H TPFG347H

一次再热管 X20CrMoV121TPFG347H TPFG347H

二次再热管 TPFG347H

2022/11/18

4.5600MW锅炉金属材料受热面管子材料允许温度℃

螺旋管圈水冷壁垂直管屏水冷壁屏式过热器高温过热器高温再热器低温再热器省煤器13CrMo44（15CrMo）15Mo3（16Mo）10CrMo910（12Cr2Mo）X20CrMoV121X20CrMoV121

X8CrNiNb16B(1Cr19Ni11Nb)10CrMo91015NiCuMoNb5560530580630-650630-6506505805002022/11/184.6800MW锅炉金属材料

4.7采用新材料的考虑(橘湾1050MW机组)

由IHI公司为橘湾电站提供的1号机组蒸汽参数为25.88MPa/605℃/4.61MPa/613℃，该机组采用了大量高强度、耐高温、抗蠕变、抗氧化、耐腐蚀性能强的新材料，降低了汽水分离器、过热器、再热器等管材的壁厚，减小了热应力，提高了锅炉对负荷变化的跟踪性能。

汽水分离器采用SBV62(SBV2mod)。过热器、再热器采用18Cr10NiTiNb、18Cr9Ni3CuNbN。温度超过600℃时，若采用奥氏体不锈钢TP347，壁厚将超过11mm；若采用25Cr20NiNbN或20Cr25NbNTiB，可使壁厚减少到8.4mm。

2022/11/18

4.8超临界机组金属材料主要决定于参数由亚临界参数提高到超临界参数，当蒸汽温度限制在545℃以下时，受影响的部件主要是锅炉的水冷壁，汽轮机与亚临界参数机组基本相同；当蒸汽温度提高到580℃，主蒸汽压力提高到28MPa以上时，锅炉水冷壁、过热器、再热器、联箱、蒸汽管道、汽轮机高压缸和第一、二级叶片、喷嘴、主汽门等必须采用新金属材料。4.9材料与蒸汽参数及热效率的关系

25.0MPa27.030.031.535.0

540/585585/600600/620620/620700/7204.10耐高温铁素体钢适用范围≤565℃X12CrMo91(T9)美X20CrMoV121(F12)德(转子、汽缸、叶片、螺栓)

X16CrMoVNbN92(H46)英(转子、汽缸、叶片、螺栓)X10CrMoVNbN92(EM12)法X22CrMoWV121(AISI422)美X13CrMoVNbN101(FV488)英(叶片、螺栓)X19CrMoVNbN111(56T5)法(叶片、螺栓)11CrMoVNbN(GE)美(转子)12CrMoWVNbB(TAF)日本(叶片、螺栓)4.11新开发的耐高温铁素体钢适用范围≤600℃9CrMoWNbV(NF616)日11CrMoWCuNbVB(NF12)日11CrWCuNiMoNbV(HCM12A)日.欧10MoWCuMoVNbTa(SAVE12)日X10CrMoVNb91(T91)美X18CrMoVNbB91欧洲X12CrMoWVNbN1011欧洲X20CrMoVNb121欧洲4.12奥氏体钢适用范围600~650℃25Cr20NiNbN(HR3C\火SUS310J1HTB),≤650℃27Cr30NiNbCo(AC66)，≤650℃20CrNiNb(合金)，≤650℃20Cr25NiNbNTiB(NF709)，≤650℃X12CrNiWTi1613，≤650℃X6CrNiMo1713(TP316H)，≤650℃18Cr10NiNb(火SUSTP347HTB)，≤600℃18Cr10NiTiNb(火SUS321J1HTB)，≤600℃18Cr9NiCuNbN(火SUS304J1HTB)，≤600℃4.13金属和非金属元素的性质

Cr：铬ge，防锈，强度高，韧性大，耐磨，耐腐蚀。Mo：钼mu，强度高，耐热。V：钒fan，在常温中不易氧化。Ni：镍nie，硬度高，坚韧，强度高，有朔性，耐温、耐蚀。Ti：钛tai，坚韧性，耐高温。Nb：铌ni，延展性，耐磨，硬度高，耐热。W：钨wu，坚硬，坚韧，耐高温，高温下硬度和形状不变。Cu：铜tong，导热性，延展性。Co：钴gu，超耐热。Ta：钽tan，延展性，抗酸，抗碱。N：氮dan，惰性元素。B：硼peng，耐磨，热稳定性高。4.14新材料的开发+W

+W,CuNF616

HCM124STBA28+V,Nb

STBA24SUS304+Cu,N,-TiSUS321J1HSUSTP347HSUS310J1+Cr,Ni,Nb,N+Nb,-Ti+NbSUS321H改良型9~12%Ｃr铁素体材料奥氏体材料9CrMoVNb

4.15

水冷壁金属壁温与材料的关系

4.16

水冷壁金属材料蒸汽参数为（24~25MPa）/540℃/（540~560℃）的超临界机组锅炉水冷壁金属材料采用铁素体钢13CrMo44，适用温度为450℃~460℃，不需要焊后热处理。蒸汽参数为（28MPa）/580℃/（580℃）的超临界机组锅炉水冷壁金属材料采用马氏体钢T91（9%Cr）和HCM12（12%Cr），这两种钢不需要焊后热处理，HCM12比T91的耐高温、抗腐蚀性能更强。HCM2S的高温抗蠕变强度高于低铬铁素体钢，可焊性好，焊后不需要热处理，列为SA213-T23。

4.17

汽水分离器的金属材料汽水分离器是超临界直流锅炉的厚壁元件，主要承受低周疲劳应力。机组启动过程中负荷变化率越大，汽水分离器承受的应力也越大。蒸汽参数为25MPa/540℃/540℃时，汽水分离器采用15NiCuMoNb5、X20CrMoV121（F12）。蒸汽参数为28MPa/580℃/580℃时，汽水分离器采用的金属材料为P91，与X20CrMoV121相比，

P91的强度更高，可减小壁厚，提高锅炉的变负荷性能。

4.18

过热器的金属材料蒸汽参数为24MPa~26MPa/540℃/540℃的超临界机组锅炉过热器，过热器采用的金属材料在日本为TP321H、18Cr10NiTi、TP347H、18Cr10NiNb。在德国为13CrMo44、10CrMo910、X20CrMoV121（F12）。蒸汽参数为28MPa/580℃/580℃的超临界机组锅炉过热器，过热器采用的金属材料为HCM12和奥氏体钢。在600℃/600℃汽温下，管壁温度达到650℃~670℃，应选奥氏体钢TP347H、TP347HFG、Super340H，部分高温段管子用20~25Cr奥氏体钢HR3C、NF709，奥氏体钢的热疲劳性能不高，对于小管径薄壁的管束问题不大。SUS310JITB(25%Cr)：用于汽温为600℃的过热器和再热器管束。

4.19

高温过热器出口联箱的金属材料高温过热器出口联箱既承受低周疲劳应力，又承受高温蠕变应力。在启动过程和高负荷运行中都承受较大的应力。蒸汽参数24~26MPa/540℃/540℃的超临界机组，高温过热器出口联箱采用的金属材料为马氏体钢X20CrMoV121(德)，2.25CrMo和HCM12(日)。近年来采用马氏体钢P91，P91可承受快速负荷变化产生的应力。P91允许的极限温度为580℃，比P22/X20CrMoV121提高40℃，壁厚可减薄50%，但可焊性较差。NF616、HCM12A为新一代9%Cr~12%Cr钢，在600℃汽温下，壁厚比P91可减薄40%。20G为5800元／吨；15CrMoG为7500元／吨；12Cr1MoVG为8500元／吨；SA213-T91为24000元／吨。

6.4主汽温度与水冷壁最大工质温度的关系主蒸汽温度580/580600/600560/580545/563超临界锅炉

的汽温调节

2022/11/185.1水煤比作为主调手段超临界锅炉过热汽温的调节以水煤比作为主调手段。调节水煤比最关键的仍然首先是控制中间点的温度。因为超临界锅炉水冷壁中工质温度的变化与过热器类似，超临界锅炉的水冷壁多吸收热量的结果是工质温度升高，等于过热器多吸收热量。而不像汽包锅炉那样，水冷壁多吸收热量反映出来的参数变化首先是压力变化，而温度变化并不剧烈。2022/11/185.2喷水减温作为微调超临界锅炉的汽温调节不宜采用大量喷水减温方式，喷水减温只作为细调，100%MCR负荷的过热器总减温水量一般不超过总蒸发量的4～8％。减温水量增大时，喷水点前的受热面，尤其是水冷壁和省煤器中的工质流量必然减小，加剧下辐射区出口工质温度提升，使得水冷壁出口工质温度升高，加大汽温调节幅度，引起喷水点前的过热器超温。另外温度很低的给水对于温度很高的蒸汽联箱或过热器管子造成冷冲击，影响寿命。2022/11/185.3调节再热汽温必然影响过热汽温超临界锅炉的再热汽温调节多数采用烟气挡板或摆动式燃烧器，调节再热汽温，必然影响过热汽温。因此主汽温调节还需要掌握再热汽温调节与主汽温调节之间的静态关系和动态特性，但主要取决于锅炉过热器和再热器的辐射和对流传热比例。烟气挡板调节再热汽温的锅炉，主蒸汽侧减温水量随负荷升高而单调增加。摆动式燃烧器调节再热汽温的锅炉，主蒸汽侧减温水量的变化比较复杂，减温水量与负荷变化、过热器系统传热特性、燃烧器摆角、煤质特性、变压运行参数等多种因素的耦合结果有关。2022/11/182022/11/182022/11/185.4影响汽温调节的因素－1燃用煤质变化导致的辐射、对流传热比例变化和变压运行时工质参数变化导致的热物性剧烈变化是运行调节的主导因素。此外，直吹式磨煤机制粉系统的调节滞后性、省煤器出口水温以及蒸发系统的储热量都会影响调节效果。2022/11/185.4影响汽温调节的因素－2对于超临界600MW锅炉，影响汽温的因素和变量耦合复杂化，不像汽包锅炉那样有调节缓冲带，即对给水调节与燃料以及燃烧调节的动态配合要求更高。由于给水调节反应快，而燃料和燃烧调节反应慢，因此水煤比调节既要比较准确的掌握与主机和附机系统范围内的静态关系，又要定量掌握有关煤、水系统之间的动态响应特性。2022/11/185.5过热器的湿态与直流运行末级过热器出口汽温控制分两个运行区间，一个是湿态运行区，一个是直流运行区。湿态运行发生在机组启动期间，此时通过炉膛的水流量大于通过过热器的蒸汽流量，多余的水被收集在贮水箱中。当通过炉膛的工质全部进入过热器时，则锅炉进入直流运行区，此时除了要控制末级过热器出口汽温外，还要防止每个过热器管组入口进入饱和状态。

2022/11/18

5.6湿态与直流运行的汽温调节在湿态运行期间，通过炉膛的工质流量是固定的，此时过热器减温器的运行类似于汽包炉的减温器运行，用它来控制汽温的升高。在直流运行区，过热器减温器仅用作瞬时的汽温控制，而长期的汽温控制是通过给水流量控制调节燃料∕给水比来实现的。在直流运行区，每级减温器的温降都控制在一个目标值，这样当汽温在整定值时，就能使减温水量维持在设计值，使减温器能对每个方向的汽温偏差都作出响应。2022/11/186.超临界锅炉的启动系统

6.1超临界锅炉启动过程问题之一超临界压力直流锅炉无储存汽水的汽包，启动一开始就必须不间断地向锅炉送进给水。如果启动流量按30％额定流量计算，一台容量为2000T/h的600ＭＷ锅炉启动初期就需要600T/h的启动流量。由于给水既要经过水质的化学处理，又要在锅炉内吸收燃料燃烧放出的热量，如果不利用，就会造成热量浪费和水质处理过程运行费用以及工质浪费。因此，直流锅炉有必要设置专门的回收工质与热量的系统，这种系统就是直流锅炉的启动系统。6.2

超临界直流锅炉启动过程问题之二

超临界压力直流锅炉启动过程中，存在强烈的汽水热膨胀现象，汽水膨胀会导致水冷壁管内的水动力不稳定性，即并列工作的管屏中有的管子流量多，有的管子流量少；或同一根管子中，瞬间流量有时大，有时小。

汽水膨胀还会导致过热器出口的蒸汽达不到额定参数，甚至引起蒸汽带水，危及机组的安全运行。6.3超临界锅炉启动过程问题之三同亚临界锅炉一样，超临界锅炉启动过程也需要使锅炉生产的蒸汽符合汽轮机的进汽要求；在启动过程中保护再热器；缩短启动时间，尽快实现机、炉联合运行；启动过程中，防止温度不高的蒸汽进入汽轮机而凝结成水，启动系统应固定蒸发受热面的终点，进行汽水分离，使给水调节、汽温调节和燃烧调节相互独立，互不干扰。6.4启动系统的作用（1.2.3）建立启动压力和启动流量，保证给水连续地通过省煤器和水冷壁，尤其是保证水冷壁的足够冷却和水动力的稳定性。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不足的过热蒸汽，以实现工质和热量的回收。启动初期，将含铁量不合格的蒸汽直接排到凝汽器，防止Fe2O3固体颗粒对汽轮机的冲击，以使汽轮机叶片免受侵蚀。2022/11/18再热第1级喷嘴的SPE侵蚀损伤

2022/11/18调节级喷嘴内的粒子运动轨迹

2022/11/18中压第一级静叶固粒腐蚀高压喷嘴固粒腐蚀2022/11/186.5启动系统的作用（4）设置保护再热器的旁路系统。在机组启动过程中，实现锅炉各受热面之间和锅炉与汽轮机之间工质状态的配合。尽快实现机、炉联合运行。内置闸阀启动分离器点火启动快速旁路调压阀疏水阀节流阀启动扩容器水冷壁省煤器再热器凝结水泵除氧器给水泵凝汽器除盐装置高加低加6.6800

MW超临界锅炉启动系统

6.7超临界600MW锅炉启动系统凝汽器来经凝结泵和低加去凝汽器旁路

6.8橘湾1号启动及旁路系统水冷壁省煤器顶棚包墙1234高压卧再立再低压低加高加汽水分离器冷凝水除盐装置冷凝泵凝汽器除氧器冷凝增压泵主蒸汽疏水M排水调节阀循环水调节阀循环水泵给水泵旁路阀再热器喷水再热器旁路低压旁路高压旁路7.超临界锅炉的燃烧技术

7.1燃烧新技术火焰内脱氮新技术

PM型浓淡煤粉燃烧器浓--淡--浓直流煤粉燃烧器多极化配风的旋流式燃烧器(2)炉内脱氮新技术多级配风降低NOx。降低水冷壁局部热荷，提高安全性。(3)煤粉浓缩提高稳燃能力(4)单炉膛反向双切圆燃烧，辐射与对流互相抵消热偏差。2022/11/187.1B&W-DRB-4ZTM

旋流式燃烧器

2022/11/18

DRB-4ZTM燃烧器的主要特点是供风分为四个区域：第一个区域是一次风的空气和煤粉的混合物，第二个区域为环绕在一次风外围的过渡区，在一次风外围设置了过渡性风，第三和第四区域分别为内外二次风。燃料的初始燃烧阶段发生在煤粉浓度比较高的喷嘴附近。处于过渡区域的空气推迟内二次风与着火后的煤粉气流的混合，并增强了煤粉气流卷吸火焰核心区高温烟气的作用，同时在火焰外围富氧区形成的NOx被还原成氮气。内外二次风按一定的比例通过调风器进入燃烧器。这股空气可提供煤粉充分燃烧所需的氧气，并且在锅炉炉墙附近保持氧化性的氛围。OFA在锅炉前后墙最上层燃烧器之上布置OFA系统。它的作用是实现火焰在炉膛内进一步脱氮和为煤粉的充分燃尽补充充足的氧量。采用滑动套筒用来控制每个OFA喷口的空气流量。进入每个OFA喷口的空气分为中心风和外部风量部分。中心风具有一定的穿透力，可以使空气和炉膛深处的火焰混合；外部风具有一定的旋流强度，可以促进可燃物和空气的充分混合。每只OFA喷口的各股风量可以调节和控制，手动的可调风盘用以调节中心风的空气流量；手动的可调节叶片用以调节外围风的旋流强度；进入OFA喷口的二次风量由风箱入口的挡板来控制。2022/11/18OFA燃烧器区NOx还原区燃尽区2022/11/187.2日立NR煤粉燃烧器

2022/11/18①挥发分燃烧区②还原区③NOx分解区④碳燃尽区2022/11/18新型低ＮＯx旋流式燃烧器是在燃烧器一次风管中设置调节杆，一次风管出口装有齿状环形稳焰器，在环形二次风管内装有隔板。调节杆可沿轴向移动，控制火焰位置。齿状环形稳焰器可将一次风管出口的煤粉引向中心回流区，阻止粗煤粉颗粒向回流区外扩散，并在齿环的外围形成小回流区，有利于着火区的高温烟气回流，促使煤粉快速、稳定着火。但也应注意齿状环形稳焰器可能引起的副作用，即引导一次风气流向中心回流区集中，致使中心回流区遭到破坏。隔板的作用是将三次风（即外二次风）分割为两股，从不同位置上送入着火后的煤粉气流中，实际上推迟了三次风与火焰的混合，以利形成还原性气氛和宽广的还原区，促进NＯx的还原。在还原区后，送入二次风，促进还原区残留的未燃尽物与空气混合，实现完全燃烧。2022/11/18东方锅炉公司与巴拨科克－日立公司合作制造的600MW超临界锅炉和1000超超临界锅炉采用日立技术的NR燃烧器。NR燃烧器由环形稳焰器、煤粉浓缩器、外周空气导管、调风器等组成。NR燃烧器供风也分为三个区域，煤粉由一次风送入，助燃风由内二次风和外二次风（或称三次风）供给。环形稳焰器为陶瓷制的齿形环状，稳焰环的内侧形成一次空气旋流，促进卷吸高温烟气使煤粉颗粒迅速着火。2022/11/18煤粉气流通过煤粉浓缩器时，获得周向运动的速度分量，大部分煤粉靠近环形稳焰器周围，从而提高了稳焰环附近的煤粉浓度，增强了稳燃能力，适应于低负荷稳定燃烧。外周空气导管用于控制最外周的三次风的混合，加强火焰内脱氮效果。调风器由旋流叶片组成，二次风通过旋流叶片，促进火焰外周三次风和内部高温还原火焰间的混合，以提高燃烧效率。2022/11/18NR燃烧器能快速点燃煤粉，维持高浓度煤粉火焰，急速降低火焰中的氧气浓度。使烟气中产生的一部分NO，在高温缺氧火焰中被CH等碳氢化合物分解，并最终还原成N2，从而减少NOX的产生。在煤粉燃烧器的上部布置了一层燃烬风喷口（AAP），其作用是补充燃料后期燃烧所需的空气，同时实现分级燃烧，抑制NOX的生成，其实质仍然是实现在炉膛内脱氮。2022/11/187.3轴向叶轮式

旋流式燃烧器

2022/11/182022/11/18轴向叶轮式多级配风旋流式燃烧器供风分为四级，一次风为煤粉空气的混合物，二次风通过轴向可动叶轮式旋流器产生旋转射流，三次风（即外二次风）沿火焰外围通过调节叶片形成弱旋转气流，既防止火焰贴壁，又满足火焰后期的可燃物与空气混合。主要特点是在内二次风和三次风之间增设了另一股直流四次风。这股四次风的主要作用是在高温火焰外围形成空气屏蔽，推迟三次风与火焰的混合，以利还原火焰中NOX。同时，在燃烧器上方的炉膛四壁上还设置高速OFA燃尽风，使高温火焰与高速OFA风均匀混合，促进燃料燃尽。2022/11/18轴向叶轮式旋流式燃烧器的主要特点是：(1)一次风／燃料混合物在与弯头成一体的铸钢蜗壳的作用下产生涡流，并在出口锥体中靠燃料提升器折射，从而在主管入口处产生分布均匀的燃料／空气混合物。涡流状燃料／空气混合物沿管道进入粉状燃料收集器，粉状燃料收集器控制进入燃烧火焰的燃料的密度，加强了燃料和空气在火焰中的分级效果。(2)二次风和三次风气流由环状管锥形人口处的涡流发生器的作用下形成不同程度的独立涡流。这就使得供给主火焰区的空气与燃料混配比得到控制。这—理想的混配比被控制在一个足以支持挥发份充分燃烧，同时最大限度地减少NOx生成量。发生涡流的程度是由固定叶片式涡流发生器轴向运动进行调节。2022/11/18(3)三次风的气流控制最大限度地减小初始理想配比对火焰最终形状和长度以及燃烧总效率的影响。但在正常情况之下，三次风的气流并不能独立地进行控制。·利用涡流气体对燃烧过程进行的空气动力控制，促进了高温燃烧产物的内部再循环，从而保证了燃料在主区实现稳定、迅速点燃。(4)火焰稳定器进一步加强了燃料流在主燃烧区内被迅速和均匀点燃。从而保证了含有N2的挥发分在低氧燃烧火焰区内被充分排出。燃烧器喉口是—个渐扩形的耐火砖碹口。该渐扩形耐火砖碹口的造形是为使燃料空气流在燃烧器出口处得以充分展，并使火焰中部的燃烧生成物实现再循环。这就提供了一个点火源，并使各个气流混入火焰，以遏制NOx的生成。油点火燃烧器安装在供气芯管内的轴线上。2022/11/182022/11/18常规高速OFA2022/11/182022/11/18

7.4

PM型燃烧器

2022/11/18MACT的核心技术是控制主燃烧区的燃料与空气比为0.8~0.9，在主燃烧器上方设置OFA供风，使主燃烧区产生的碳氢化合物被活化，并在OFA的上部留有足够的空间，使主燃烧区生成的ＮOx到达OFA区时，由于缺氧而被还原成N2。在主燃烧器的上二次风OFA喷口上部再设置一层附加空气AA，还原区的未燃尽物进入燃尽区后与AA供风混合，被充分燃烧。这种方式用于煤粉燃烧，称为MACT燃烧技术。将AA供风进一步细分为上、下两层或多层，不仅可促进未燃物与空气的均匀混合，提高燃烧效率，而且能提高附加风的调节性能。这种方式称为A--MACT燃烧技术。2022/11/18低NOxPM燃烧器辅助风高浓度煤粉火焰(浓相)低浓度煤粉火焰(淡相)一次风/粉比一次风/粉比常规火焰低NOx(PM)火焰煤粉分离器2022/11/182022/11/18

7.5

单炉膛双切圆燃烧方式2022/11/18+=+=+=单炉膛双炉膛双切圆单炉膛双切圆有双面水冷壁无双面水冷壁热偏差维持在1/2容量等级水平DT82<DT4DT81<<DT47.6炉内脱氮2022/11/187.6炉内脱氮新技术容积18400m热负荷82kW/m2NOx还原区停留时间1.4秒燃尽区停留时间2.1

秒总停留时间3.5秒OFA标高燃烧器区NOx还原区燃尽区Burnout不包括水平烟道

7.6

四角切圆布置及配风方式

2022/11/18燃烧器火焰低氧燃烧＋风包煤＋多级配风。风包煤和多级配风的意图是加强保护炉膛水冷壁不受高温火焰的直接侵蚀，避免水冷壁高温腐蚀，降低超临界锅炉水冷壁的局部热强度，OBA配风的主要作用是使燃烧初期产生的NＯx被还原，从而控制并降低燃烧过程中NＯx的生成量，同时也进一步保护了水冷壁。燃烧器顶部的OFA配风独创性的从炉膛四壁上沿切圆周向垂直射入，加强了火焰后期空气与可燃物的混合，避免了两层贴壁风包着火焰可能造成的混合不良问题，同时对四角切圆燃烧固有的残余旋转造成的热偏差起消弱作用。2022/11/18

超临界汽轮机2022/11/18

汽轮机新技术(1)采用特高压缸和高中压合缸技术；(2)采用热力屏蔽技术，减少壁厚；(3)降低内缸和转子温度；(4)采用新材料9%~12%Cr，抗蠕变极限提高，与1CrMoV相比，膨胀系数降低15%，传热系数降低25%，耐温600℃~625℃，有利于汽轮机的冷、热态启动。(5)高温螺栓采用新材料Nimonic80A，具有优良的抗蠕变松弛性能。2022/11/18

411MW热电联供汽轮机GECALSTOM生产的2×411MW超超临界机组(28.5MPa/580℃/7.4MPa/580℃/1.9MPa/580℃)，(背压2.3kPa)汽轮机由5缸(一个特高压缸VHP、一个高中压合缸HP/IPO、一个不对称的双流中压缸IP1/IP2、两个双流低压缸LP1/LP2，两个纯凝汽排汽口和两级供热排汽口组成。2个主汽阀、2个一次再热进汽阀、2个二次再热进汽阀。特高压缸主汽阀承受28.5MPa/580℃,阀体结构小，阀盖采用热压密封联接，不用粗大螺栓，9%Cr材料，厚度减小，阀杆导向套靠近阀芯。

411MW机组特高压缸(VHP)

(1)内、外缸材料不同，壁厚120mm，全周进汽，喷嘴室为上下两个半圆弧形；(2)1个调节级，13个压力级，整锻转子，轮毂直径Φ600mm，轴承距4550mm；(3)小直径转子具有增加叶片通流高度，减小二次流和漏汽损失，瞬间热应力小的优点。(4)调节级有少量负反动度，部分级后降温的蒸汽绕流至调节级进汽侧以冷却蒸汽室、叶轮和轴汽封，冷却高压和中压的进汽部位。2022/11/18

411MW机组高中压合缸(HP/IPO)(1)内、外缸材料不同，壁厚分别为100和80mm，上下缸两路全周进汽，通流为反向单流程；(2)高压8个压力级，中压6个压力级，整锻转子，轮毂直径Φ640mm，中段汽封直径Φ680mm，轴承距5550mm；(3)高压和中压再热蒸汽进口是高温区，采用热屏蔽保护内缸，并由特高压缸来的降温蒸汽冷却高压和中压的第一级叶轮。2022/11/18

不对称双流中压缸和双流低压缸(1)汽缸分三段，中段铸钢结构，两端为焊接结构，上缸两路进汽；(2)IP1为6个压力级，IP2为8个压力级；(3)排汽缸的上缸由连通管与相对应的低压缸LP1和LP2连接；(4)411MW机组为热电联供，从中压缸排汽抽汽，实现两级供热；(5)在纯凝汽工况下，虽然双流级数不对称，LP1为2×5级，LP2为2×3级，但中压缸出口参数也不对称，实现两低压缸背压相同。2022/11/18

汽轮机叶片新技术(GEC公司)(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0.8%；(4)采用新长叶片，增大出口环形面积，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%。2022/11/18汽封、单流中压缸技术GEC-ALSTHOM采用可调间隙的汽封结构，可提高高压缸级效率0.2%；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%；俄罗斯新一代汽轮机采