1 超(超)临界锅炉的选择



1.1 超(超)临界锅炉的特点

　　超（超）临界锅炉中水的饱和温度随炉内压力的升高而提高，汽化潜热减少，水和汽的密度差也随之减少。当压力达到临界压力（22.12MPa）时，汽化潜热为零，汽和水的密度差也等于零，水在临界压力下加热到临界温度（374.15℃）时即全部汽化成蒸汽。因此超（超）临界压力下水变成蒸汽不存在汽水两相区，所以超临界锅炉只能采用直流炉。因没有汽包，与一般亚临界汽包炉相比，超（超）临界直流锅炉从冷态启动到满负荷运行中启动速度快，而变负荷速度可提高1倍左右。超（超）临界直流锅炉在亚临界压力和超临界压力范围内工作时，存在工质的热膨胀现象，并且在亚临界压力范围内可能出现膜态沸腾；在超（超）临界压力范围内可能出现类膜态沸腾^［1］。超(超)临界直流锅炉的汽水品质要高，要求凝结水进行100%除盐处理。由于超（超）临界直流锅炉水冷壁的流动阻力全部依靠给水泵克服，所需的压头高，增加了制造成本和运行电耗，且直流锅炉普遍存在着流动不稳定性、热偏差等问题。另外，为了达到较高的质量流速，必须采用小管径水冷壁，与同容量的自然循环锅炉相比，超临界直流锅炉本体金属耗量最少，锅炉质量轻，但由于蒸汽参数高，要求的金属等级高，因而其成本高于自然循环锅炉。

　　超（超）临界机组具有无可比拟的经济性，单台机组发电热效率最高可达50%，煤耗最低仅为255g/kWh（丹麦BWE公司），同时采用低氧燃烧和NO_x还原技术实现低污染排放，在燃烧过程中可以减少65%的NO_x及其他有害物质，可实现节能降耗、环保的要求。

1.2 大型超（超）临界锅炉受热面管型的选择

　　超（超）临界锅炉的汽水特性决定了直流锅炉是超临界锅炉的唯一形式，因此采用何种水冷壁形式成为引进超（超）临界火电技术的一个重要课题。而现代直流锅炉受热面形式主要有：一次垂直上升管屏、多次垂直上升和下降管屏、螺旋围绕上升管屏和垂直内螺纹管等4种形式。其中，一次垂直上升管屏和多次垂直上升和下降管屏型式大多应用于带基本负荷的机组，不适宜滑压运行，故引进的价值不大，基本不予考虑。本文重点分析螺旋围绕上升管屏和垂直内螺纹管屏。

　　螺旋围绕上升管屏式水冷壁是为适应变负荷运行的需要而发展的。水冷壁四面倾斜上升，由于水平管圈承受荷重的能力差，因此有的锅炉在其上部使用垂直上升管屏，就可以采用全悬吊结构（由于炉膛上部的热负荷已经降低，管壁之间的温差不大，采用垂直管屏也不会造成膜式水冷壁的破坏）。水冷壁螺旋围绕上升管屏锅炉结构示意如图1所示。

    

图1 水冷壁螺旋围绕上升管屏锅炉

　　水平管屏吸热比较均匀，因此可以不设置中间混合联箱。在滑压运行时，没有汽水混合不均的问题，所以能够变压运行、快速启停，能适应电网负荷的频繁变化，调频性能好；螺旋管圈热偏差小，适宜采用膜式水冷壁，工质流速高、水动力特性比较稳定，不易出现膜态沸腾，又可防止金属管壁超温，且管子数目可按设计要求选取，不受炉膛大小的影响，也可选取较粗管径以增加水冷壁刚度。该管型煤种适应性强，可燃用挥发分低、灰分高的煤。但是，要把管子沿炉膛四周盘旋起来，并要用垂直围带支吊，螺旋布置管屏的加工与安装复杂，而且费用高，亦不便于检修且系统阻力损失大，输送动力的压头也高。

　　螺旋围绕上升管屏型式是比较流行的一种形式，也是超（超）临界锅炉发展的一个方向。国内超（超）临界机组采用的较多。我国第1台引进的华能石洞口电厂超临界机组的锅炉就是采用这种形式，已积累了丰富经验。

　　超（超）临界锅炉水冷壁采用一次上升垂直内螺纹管管屏型式是日本三菱公司和美国CE公司合作研究的一种炉型，该型设计结构简单。内螺纹管具有良好的传动和流动特性，内螺纹表面的槽道可破坏蒸汽膜的形成，即使蒸汽的含汽率（高干度）较高也难以形成膜态沸腾，而维持核态沸腾，从而抑制金属温度的升高。因内螺纹管的金属温度可抑制到较低水平，所以设计采用1500～2000kg/（m² · s）的质量流速是完全没有问题的，在滑压运行时没有汽水混合物分配不均的问题。它适用于滑压运行，能实现高的负荷变化率和快速启停运行。各管壁之间温差较小，可采用膜式水冷壁，具有安全可靠、质量流量降低、阻力损失减少、可节省输送动力以及炉膛水冷壁积灰渣量减少等优点。水冷壁一次上升垂直内螺纹管管屏锅炉结构示意如图2所示。

　　炉膛易于支吊，安装和焊接的工作量少，可靠性高，便于检修。但由于内螺纹加工成本较高，锅炉成本将增加，我国尚未引进这种水冷壁形式。三菱公司和美国GE公司合作研发的4×700MW和3×1000MW超临界机组在日本已有运行，并取得了丰富的经验。水冷壁一次上升垂直内螺纹管管屏锅炉业绩列于表1。

    

图2 水冷壁一次上升垂直内螺纹管管屏锅炉

   

表1 水冷壁一次上升垂直内螺纹管管屏超（超）临界锅炉业绩


电力公司
电厂名称
容量

     / MW
燃料

参数

MPa/℃/℃

　　这种水冷壁形式代表了一个全新的发展方向，和螺旋围绕上升管屏水冷壁相比具有明显的优势：①带部分负荷（亚临界压力区）时蒸发管管壁温度较低；②炉膛蒸发管压力损失小，运行能耗低；③炉膛支撑结构与传统型锅炉相同，蒸发管为自身支撑；④安装时现场焊接部位少；安装工作量小；⑤保养方便。另外，西门子KWU公司和B&W公司在一起研究发展了优化多通道内螺纹管。该管能够用一般的挤压方法加工制造，它的内螺纹高度高、螺距小，从而可使管内工质的混合与紊流加强，冷却效果明显优于单通道和传统的多通道内螺纹管的冷却效果，可确保锅炉安全可靠的运行，并且加工方法更加简单，成本更加低廉，我国在引进超临界技术时应优先予以考虑。

1.3 大型超临界锅炉受热面和管道及联箱金属材料的选择

　　高参数大型火电机组直流锅炉的主要设备材料的选择是确保机组安全运行的关键环节之一。对于管道和联箱的壁厚部分，除了提高蠕变强度外，消除或减小热疲劳影响是一个主要问题。用优化的C、Nb、Mo和V含量以及用W元素替换Nb，在9%～12%Cr铁素体钢基础上便产生了3种新型合金HCM12A、NF616和E911（P92、P122和E911），可将蒸汽参数提高到620℃/34MPa。若超过620℃，抗氧化能力则成为一个附加的限制因素，尤其是9%Cr钢。而新型合金NF12
和SAVE12，被认为可以承受650℃以内的温度。对于过热器/再热器（SH/RH）管子,除了提高蠕变强度外，蒸汽侧氧化和烟气侧腐蚀是主要的问题。在非腐蚀的情况之下，超级304H、Tempalloy
AA1、Esheat 1250、17CW－Mo可承受620℃温度；在腐蚀比较严重的情况下，则推荐20%～25%Cr的合金，如HR3C、NF709及IN72覆层。一些备选合金，如Incone
1617、NF709和Cr30A合金等，在具有Incone 1617（50%Cr）覆层的情况下可在650℃使用；对于水冷壁上半部分，2.5%Cr和12%的2种新钢种HCM2（T23）和HCM12，在蠕变强度和可焊性方面非常有希望，可以在595～650℃的蒸汽温度范围中使用，但当存在烟气侧腐蚀问题时，这些合金则必须包覆或覆焊包含超过18%～20%Cr的合金层。只有遵循以上原则合理科学地选择锅炉各部件的金属材料，才能有效地避免金属疲劳损坏，确保机组安全运行。

1.4 大型超临界锅炉燃烧系统的选择

　　大型超临界锅炉燃烧系统在确保煤完全燃烧、稳定且易于控制的情况下，要求高效、低NO_x排放和低负荷稳燃。在大容量超临界锅炉上角式燃烧技术和前后墙对冲式燃烧技术都有应用，证明是可行的。特别是在降低NO_x排放方面，三菱重工公司（MHI）不断地开发和应用新角式燃烧技术，石川岛播磨公司（IHI）和拔柏葛日立公司（BHK）则不断地开发和应用新的前后墙对冲式燃烧技术。三菱重工的A－PM燃烧器能改善燃烧与空气的扩散混合，NO_x降低约15%～30%，飞灰可燃物也减少了，显示出优良的燃烧性能并使管道结构与管路系统得以简化，钢结构布置和燃烧器辅件也得到改善，操作简单，维护方便，可靠耐久。

　　三菱新的燃烧技术为炉内脱硝法（MACT），采用三菱PM燃烧器的MACT法与主燃烧器一体化的OFA（上二次风），确保在燃烧器上部有充分的空间进行NO_x还原，设置了附加空气（AA）喷口，使NO_x进一步降低。在主燃烧器的燃烧区维持空气/煤的比例在理论空气比以下，使燃烧缓慢进行，在抑制NO_x产生的同时生成还原性碳氢化合物。在NO_x还原区之后气流中残留的飞灰可燃物由AA喷口供给的空气进行完全燃烧，来实现低NO_x燃烧。此燃烧系统可燃用着火性能较差的无烟煤等煤种，1991年在碧南发电厂1号锅炉中得到成功应用。

　　BHK公司的超低NO_x排放的HT－NR型燃烧器，应用NO_x的焰内还原技术，在不降低火焰温度的同时,使NO_x的排放量急剧减少。因而可使NO_x排放的减少和未燃烬损失增加这一矛盾得到很好解决，可以达到高效率，低NO_x排放燃烧。
BHK公司陆续开发了几代HT－NR燃烧器并得到应用。改进后的HT－NR2燃烧器较HT－NR燃烧器可降低NO_x排放量10%～15%、飞灰含碳量降低30%以上。而最新一代的HT－NR3燃烧器采用了新的结构，性能更佳，大多应用在燃煤螺旋管圈本生型超临界锅炉，垂直内螺纹管屏水冷壁锅炉尚无应用实例。


　　为使燃煤机组与燃油机组性能更近而实现更低的稳燃负荷率。IHI公司开发了高调节比的IHI型宽调节比煤粉燃烧器，实践证明该燃烧器可降低煤粉炉的最低稳燃负荷，并能减少锅炉启动时的用油量。苫东厚真电厂2号机组（600MW）的锅炉证明可在15%负荷下作最低负荷稳燃运行。

　　我国煤种以烟煤居多，对最低稳燃负荷的要求一般为40%BMCR。根据PM燃烧器及其改进型A－PM燃器在日本相马共同火力发电有限公司新地发电厂2号锅炉（1000MW）和中国电力公司三隅热电厂1号锅炉（1000MW）上分别长达10年和6年的应用，经验表明A－PM燃烧器是1000MW级内螺纹垂直管屏直流锅炉较好的选择。

2 超（超）临界汽轮机的选择



2.1 超（超）临界汽轮机单轴与双轴的选择

　　超临界汽轮机为减少轴系长度，通常采用双轴布置。现役机组既有单轴布置的亦有双轴布置。无论单轴布置还是双轴布置，都是为满足排汽面积符合低压排汽的需要。当末级长叶片的制造加工可以满足需要且汽轮发电机组在同一直线布置，且其轴系的稳定性可以保证时，应首选单轴机组。汽轮发电机组的运行实践证明，相同容量的机组单轴机组较双轴机组具有更好的“经济型规模”，且易于布置、造价低、材料节约、建设工期短^［2］。

2.2 超（超）临界汽轮机高、中压通流的选择

　　超临界机组由于进汽参数高，汽轮机的高中压汽缸、主蒸汽管道等金属部件较为厚重，蒸汽参数的变化会引起高、中压汽缸，主蒸汽管道，高、中压转子，喷嘴汽室等金属部件有较大的交变热应力，而影响机组变负荷运行能力及灵活性。为提高机组变负荷运行能力及灵活性，在结构设计上通常采用多层汽缸结构，以降低每层汽缸的内外压差、温差，减少壁厚外，BBC公司采用两半圆筒式无中分面法兰的套嵌式内缸，西门子公司采用过整体圆筒式无水平中分面轴向装配式汽缸。这2种结构对降低汽缸热应力和热变形是有利的，但检修工艺复杂。另一种传统结构是采用尽可能窄的水平中分面法兰。实践证明：采用高窄水平中分面法兰既能满足机组变负荷运行的需要，又便于安装检修。

2.3 超（超）临界汽轮机低压通流的选择

　　现役的1000MW级超临界单轴汽轮机基本上皆为5缸6排汽布置，并积累了丰富的成功经验，技术非常成熟。随着冶金和机械加工技术的不断发展，加工制造43in(1092.2mm)以上长度的低压末级长叶片技术已十分成熟，因此设计制造4缸4排汽的1000MW级超临界单轴汽轮机在技术和工艺上完全可行的。设计制造4缸4排汽的汽轮发电机组，即可以缩短汽轮机轴系长度，节约材料，又可以增加轴系的稳定性，提高机组运行可靠性和经济性。另外，在选择4缸4排汽的1000MW级超临界单轴汽轮机时，应尽量选用单轴瓦结构，如果选用双轴瓦，则轴系太长，汽轮机轴系的稳定性就难以保证。

3 超（超）临界机组发电机的选择



3.1 定子额定电压的选择

　　发电机单机容量增大之后，由于定子电压和电流的升高，对绝缘材料提出了更高的要求，其中定子主绝缘水平是发电机绝缘系统中最重要的部分，在一定程度上决定了发电机的运行可靠性和使用寿命。定子额定电压高，则定子电流小，有利于降低定子线棒发热和电功率。国外1000MW级发电机普遍采用24～28kV，国内多胶云母带制造已经达到了很高的水平，广泛应用于300、600MW的汽轮发电机和700MW的水轮发电机，已经具备制造额定电压为24kV电机的能力。因此，选择定子额定电压为24kV，可提高运行的可靠性，并且有利于实现国产化。

3.2 冷却方式的选择

　　目前，各汽轮发电机制造厂家对1000MW级机组定子绕组的冷却方式均采用水内冷，原来发展定子绕组氢冷的美国西屋公司、德国西门子公司等发电机制造厂家制造的600MW及以上容量发电机定子绕组也全部改为水冷。1000MW级汽轮发电机定子每根线棒的基本铜耗及附加铜耗共约40kW，如采用氢冷，由于定子通风道狭小，通风损耗较大，即使加压，也很难减少损耗。根据哈尔滨电机厂对美国西屋公司发电机冷却方式优化的经验，将300MW汽轮发电机由全氢冷改为水氢氢，效率可由98.5％提高到98.84％。

　　1000MW等级汽轮发电机转子冷却方式通常采用氢内冷，各制造厂家没有采用水内冷的运行业绩。其中氢内冷分为气隙取气冷却、轴向－径向冷却和轴向冷却3种型式。日本日立和哈尔滨电机厂等公司采用气隙取气冷却方式，将转子分为若干个进、出风区，转子温度分布均匀，冷却效果较好。阿尔斯通公司采用轴向－径向冷却，定子铁心采用氢气冷却，有径向通风道，转子槽底开有副槽，转子绕组开有径向通风孔，转子两端有风扇向里面压风。这种冷却方式的缺点是转子平均温度偏高。西屋公司采用转子轴向通风冷却系统，在汽轮机端轴上装有多级高压轴流风扇，将热风从间隙中抽出。此方式的缺点是风扇级数多，损耗较大。在以上3种冷却方式中，笔者建议采用气隙取气冷却方式。

　　定子铁心的冷却可采用氢冷或空冷。根据上海电机厂试制全水冷汽轮发电机的经验，认为铁心水冷结构件较复杂，而铁心单位体积内的损耗较小，空气完全可以将其热量散去。为提高冷却效果，建议采用氢冷。

3.3 励磁方式的选择

　　目前，世界各主要公司或制造厂生产的大型汽轮发电机励磁系统主要有4种型式：交流励磁机静止整流器励磁系统、无刷励磁系统、自并励磁系统、电势源晶闸管整流励磁系统。前2种励磁方式都在发电机同轴串有主励磁机和副励磁机，1000MW机组容量大，轴系长；后2种励磁方式的电源分别取自发电机端部和内部，没有同轴旋转的主、副励磁机，可缩短轴系长度3～4m，减少二、三个轴承座，大大降低了轴系振动。因此，采用后2种励磁方式，有利于保持轴系的稳定性、减小维护工作量和降低基建造价。后2种励磁方式各有特点，自并励系统电源取自发电机端部，经整流变压器和晶闸管整流器供给发电机转子绕组励磁，东芝公司、ABB公司以及日立公司与东方电机厂合作生产的自并励系统应用于300、600MW机组，有成熟的运行经验，并可实现国产化，但该励磁方式当电力系统短路时，会因机端电压的下降而影响强行励磁能力。电势源晶闸管整流励磁系统的电源取自发电机内3个“P”棒组成的绕组，当机端附近发生短路故障时，提供的励磁电流较自并励励磁系统大得多，有利于机组和系统的运

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