超临界锅炉启动系统的性能分析(3)

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1.2.3 日本

日本发展超临界技术采用的是引进、仿制、创新的技术路线。从引进机组到自制机组只花了1~2年时间,从亚临界到超临界，从300MW、600MW到1000MW，每上一个等级只用了3~4年时间。

自1967年从美国引进第一台超临界机组(660MW、24.12MPa、538°C/566°C)开始,到1985年底已有77台超临界机组投入运行。其中,包括多台700MW和1000MW超临界变压运行机组。机组的参数一般为24.1MPa/538°C/566°C(个别为566°C/566°C)。由于采用美国的成熟技术，450MW以上机组全部采用超临界参数,超临界机组占总装机容量的绝大多数，故供电煤耗为世界最低水平之前列。

由于提高蒸汽参数可进一步提高机组的热效率，日本在24.1MPa/538°C/566°C超临界机组已经成熟的基础上，制订了超超临界计划。第一步将蒸汽参数提高到31MPa/566°C/566°C/566°C，第二步再提高到34MPa/593°C/593°C/593℃，并结合美国EPRI的研究成果成功开发了超超临界机组。因此，日本最初投运的2套超超临界机组，只提高主蒸汽压力而未提高其温度，由于主蒸汽压力和温度不匹配，故采用两次再热以防汽轮机末级蒸汽湿度过高。这2台机组由三菱公司设计,容量为700MW、蒸汽参数为31.1MPa/566°C/566°C/566°C，分别于1989年和1991年在川越电厂投入运行，运行情况良好，可用率也达到了很高的水平。在上世纪90年代，日本投运的新机组几乎都是超临界或超超临界机组。

二次再热虽是成熟技术,但系统复杂。如31MPa、566°C/566°C/566°C二次再热与传统24.1MPa、566°C/566°C一次再热相比,其热效率提高约5%，与24.5MPa/600°C/600°C一次再热等级超临界机组相比,热效率仅提高0.5%，而机组制造成本显著提高,缺乏市场竞争力。所以，近年来各公司都转向开发高温度参数的超临界机组。

目前，日本蒸汽温度参数最高的机组是2000年在橘湾电厂投运的2台由IHI设计的1050MW、25.5MPa/600°C/610°C超临界机组。日本正在酝酿开发参数为34.5MPa/620°C/650°C的超超临界机组。

1.2.4 欧盟

德国是研究、制造超临界机组最早的国家之一，1956年就投运了1台88MW、34MPa/610°C/570°C/570°C的超超临界机组。到1972年投运了1台430MW超临界机组(参数为24.5MPa/535°C/535℃)，1979年投运了1台二次再热的475MW超临界机组(参数为25.5MPa/530°C/540°C/530°C)。

目前，德国已投运和在建的超临界机组近20台，其中具有代表性的超临界机组是：1992年8月在Staudinger电厂投运的500MW机组(参数为26.2MPa/545°C/562°C)；1999

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年在Lippen-dorf电厂投运的933MW、26.7MPa/554°C/593°C超临界机组；2000年在Niederaussem电厂投运的950MW、26.0MPa/580°C/600°C的超临界机组；在Hessler电厂投运的700MW、30MPa/580°C/600°C超超临界机组。

1998年和2001年丹麦投运了2台由丹麦FLS milj/BWE设计制造、蒸汽参数分别为29MPa/582°C/580°C/580°C和30.5MPa/582°C/600°C的415MW超超临界机组，分别安装于Nordjyllandsvaerket ( NVV3 )和Avedore(AVV2)电厂，前者燃煤,后者燃气。在海水冷却的情况下(凝汽器背压2.3kPa),其热效率分别达到47%和49%，是迄今为止世界上热效率最高的火电机组。

欧盟超超临界机组的再热方式的发展与日本类似，除丹麦2台超超临界机组采用二次再热外，其他超超临界机组也都采用一次再热。与日本不同的是主蒸汽压力和温度都进一步提高(30.5MPa/580°C/600℃),其热效率与29MPa、580°C二次再热机组基本相同。

根据欧盟的高参数燃煤电站发展计划，预计到2005年将投运热效率为50%以上的33.5MPa/610°C/630°C机组，到2015年将投运热效率达52%~55%的40.0MPa/700°C/720°C机组[3]。

1.3 国内超临界和超超临界技术的发展

我国从80年代后期开始重视发展超临界火电机组,目前已建成数座超临界机组电站,如上海石洞口二厂、盘山电厂、南京电厂、营口电厂、伊敏电厂、绥中发电厂、漳州厚石电厂等。上海外高桥电厂二期安装的900 MW、蒸汽参数为25.0 MPa、538/566℃的超临界机组也已经投入商业运行,但这些机组均为国外进口机组。

2000年4月,国家有关部委明确将华能沁北电厂(2台600 MW)工程作为600MW超临界机组设备国产化项目的依托工程,这2台机组分别于2004年11月23日和12月13日完成168 h满负荷试运行,并投入商业运行。随后华润常熟电厂等12台国产化超临界600 MW机组相继投入商业运行。目前600MW超临界火力发电机组的建设正在全国各地全面展开,预计近几年为投产的高峰期[4]。

目前我国投运的600MW等级机组绝大部分为亚临界参数机组，现已投入运行的超临界机组不但数量少，而且基本上均为国外制造,其中上海汽轮机有限公司参加了石洞口二厂及外高桥电厂的超临界汽轮机的合作生产。

到目前为止,哈尔滨电站设备集团在沁北工程中获得了我国首台自行研制600MW超临界机组汽轮机、电机任务。沁北工程对于我国火电发展将有里程碑的意义,标志着我国的火电技术已由亚临界领域开始进入超临界领域[5]。

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1.4 启动系统在超临界机组中的重要性

超临界锅炉启动系统是机组关键技术之一，随着超临界直流锅炉的发展和机组在电网中带负荷情况，启动系统出现了多种型式，其目的都是为了改善启动条件，尽可能回收工质的流量和热量，提高系统安全性和经济性。

超临界直流锅炉的启动系统主要有内置式和外置式启动分离器两种。在超临界锅炉发展初期，基本上采用机构相对简单的外置式启动分离系统；随着锅炉超临界技术的发展，目前大型超临界锅炉均采用内置式启动分离器系统。

外置式启动分离器系统仅在机组启动和停运过程中投入运行，而在机组正常运行时解列于系统之外。

内置式启动分离器系统在锅炉启停及正常运行过程中，汽水分离器均投入运行，所不同的是在锅炉启停及低负荷运行期间，汽水分离器呈湿态运行，起汽水分离作用；而在锅炉正常运行期间，汽水分离器只作为蒸汽通道使用。内置式的启动系统可分为扩容式，包括大气式和非大气式；启动疏水热交换器和循环泵方式。由于扩容式低负荷和频繁启停特性较差,但初投资较前者少,适用于带基本负荷的电厂，不适用于参与调峰的电厂。启动疏水热交换式和带再循环泵的启动系统具有良好的极低负荷运行和频繁启动特性,因此适用于带中间负荷和两班制运行[6]。

2 超临界锅炉启动系统的类型

超临界锅炉启动系统是机组的最关键技术之一，启动系统与汽机旁路系统是保证机组安全、经济启停、低负荷运行及妥善进行事故处理的重要手段。因此，启动系统的选型也就非常重要，要综合考虑其技术特点、系统投资及电厂运行模式等因素。

不管超临界直流锅炉的启动系统型式如何变化,按分离器在直流负荷以上的运行,分离器是参与系统工作，还是解列于系统之外，可以分为：内置式分离器启动系统(internal seperator startup system)和外置式分离器启动系统(exteral separator startup system)2种。

外置式分离器启动系统是指启动分离器在机组启动和停运过程中投入的运行，而机组在直流工况运行时解列于系统之外的启动系统。内置式分离器启动系统指在机组启动、正常运行、停运过程中，启动分离器均投入运行，在锅炉启停及低负荷运行期间，启动分离器处于湿态运行，分离器如同汽包一样，起汽水分离作用；而在锅炉正常运行期间，启动分离器处于干态运行，从水冷壁出来的微过热蒸汽经过分离器,进入过热器，此时分离器仅起连接通道作用。

外置式启动系统配置复杂，在解列和投运时操作也很繁琐，汽温波动较大，对汽轮机运行不利。内置式启动系统的启动分离器设在蒸发区段和过热区段之间，启动分离器与蒸

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发段和过热器之间没有任何阀门，系统简单，操作方便，不需要外置式启动系统所涉及的分离器解列或投运操作，从根本上解决了分离器解列或投运操作所带来的汽温波动大的问题，但分离器要承受锅炉全压，对其强度和热应力要求较高。内置式分离器启动系统适用于变压运行锅炉。

内置式的启动系统可分为扩容式，包括大气式和非大气式；启动疏水热交换器和循环泵方式。由于扩容式低负荷和频繁启停特性较差,但初投资较前者少，适用于带基本负荷的电厂，不适用于参与调峰的电厂。启动疏水热交换式和带再循环泵的启动系统具有良好的极低负荷运行和频繁启动特性,因此适用于带中间负荷和两班制运行[7]。

随着近年来我国电力的飞速发展，高效的大型机组也逐渐增多，使大机组不再像过去一样只需要承担基本符合，而要求其应具有一定的调峰能力，所以内置式分离器启动系统的优点也就显现出来，所以将本文重点内置式分离器启动机组。

2.1 内置式启动系统分类

分离器设置在蒸发段与过热段之间，没有任何隔绝门。在锅炉启动和低负荷运行时,分离器起汽水分离作用，这点与汽包的作用是一致的。高负荷时，分离器处于干态运行，只起蒸汽通道作用。内置式分离器的优点是操作简单,避免了切除分离器的过程，但分离器要承受锅炉全压,对其强度和热应力要求较高，所以金属造价也就比较高。内置式分离器启动系统适用于变压运行锅炉。

大气扩容式启动系统是将机组启动期间汽水分离器中的疏水先进行扩容器扩容，扩容后的二次蒸汽直接排入大气，二次疏水由疏水泵直接打入凝汽器。这种启动方式的低负荷运行能力和适应机组频繁启动的能力均较差，会损失部分工质以及全部热量。

带启动疏水热交换器的启动系统是在高压加热器与省煤器之间增加一个启动疏水热交换器。汽水分离器内的疏水首先对高压给水进行加热以提高给水温度，然后被排入除氧

器或凝汽器。该类系统适应机组低负荷和频繁启动的能力均较强，但由于涉及到的设备较

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多，使系统复杂，运行操作也较为烦琐，所以应用较少。

上述两类启动系统都没有启动再循环泵，均由机组配置的电动给水启动泵为锅炉强制流动提供动力。

带再循环泵的启动系统是现今新一代超临界直流锅炉较常使用的一种启动系统系统。该系统结合锅炉冷、热态启动的特点，通过设置单独的启动循环泵实现不同阶段对工质的质量和热量最大程度的回收利用。如图2—1所示，带再循环泵的启动系统由启动分离器、启动分离器贮水箱、启动再循环泵、再循环泵控制阀、水位控制阀、排污控制阀、锅炉供水用循环阀及相关管路组成。

锅炉启动前，首先应进行冷态清洗。此时关闭再循环泵，系统通过水位控制阀和排污控制阀排出锅炉冷态清洗的不合格水。当水质达到要求的标准后关闭排污控制阀，开启再循环泵，对锅炉进行热态清洗，直到水质合格后锅炉才能开始进行升温升压。当锅炉升温升压到汽水分离器内只有干蒸汽通过时，启动系统工作结束，此时再循环泵及水位控制阀均关闭，锅炉进入直流运行工况。带再循环泵的启动系统在锅炉整个启动运行过程中均不脱离系统，在启动初期和低负荷运行阶段均可及时投入，保障了超临界直流锅炉启动的安全。目前国外大部分机组均采用此类启动系统,国内几大主要的锅炉制造厂家也已经采用了该系统作为锅炉的启动系统[8]。

选择启动系统时，应根据启动系统的配置特点、运行特性、并结合电网中的作用进行选择。

（1）当机组只承担基本符合，不参与调峰时，可选用比较简单的大气式启动系统或带疏水扩容器的启动系统，以减少系统的复杂性。

（2）当机组既要承担基本负荷，又要参与调峰时，应选用带疏水扩容器或带再循环泵的启动系统。

（3）当机组用作调峰或两班制运行时，最好选用带再循环泵的启动系统。

2.2 外置式启动分离器系统

外置式启动分离器系统在亚临界直流锅炉广泛应用，我国125 MW和300 MW亚临界机组锅炉均采用外置式启动分离器系统。美国的超临界锅炉也采用外置式启动分离器系统。外置式启动分离器系统的分离器属于中压容器，一般压力为7 MPa，设计制造简单,投资成本低，适于定压运行的基本负荷机组。其主要缺点有以下几点：

（1）在启动系统解列或投运前后过热蒸汽温度难以控制，波动较大，对汽轮机运行不利；切除或投运分离器时操作比较复杂，不适应快速启停的要求；

（2）机组正常运行时，外置式分离器处于冷态，在停炉进行到一定阶段要投入分离器时，就必然要对分离器产生较大的热冲击；

（3）系统复杂，阀门多，维修工作量大[9]。

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