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超临界机组发展、应用及其运行特性1超临界机组及其发展•理论上认为，在水的状态参数达到临界点时（压力22.129MPa、温度374.15℃），水完全汽化会在一瞬间完成，即在临界点时饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的二相区存在，二者的参数不再有区别。由于在临界参数下汽水密度相等，因此在超临界压力下无法维持自然循环即不能采用汽包锅炉，直流锅炉成为唯一型式。•亚临界机组：蒸汽压力16MPa•超临界机组：蒸汽压力22.1MPa•超超临界机组：蒸汽压力27MPa(另一种方法是根据汽温来划分)不同机组的效率对比分类亚临界超临界超超临界参数16~17MPa538/538℃24~28MPa538/538℃30MPa以上566/566℃净效率37~38%40~41%44~46%煤耗330~350g310~320g280~300g•大型超临界机组自1950年代在美国和德国开始投入商业运行以来，发达国家积极开发应用高效超临界参数发电机组。美国（169台）和前苏联（200多台）是超临界机组最多的国家，而发展超超临界技术领先的国家主要是日本、德国和丹麦。•德国是发展超超临界技术最早的国家之一，在早期追求高参数，但后来蒸汽参数降低并长期稳定在25MPa/545℃/545℃的水平上，其后蒸汽参数逐步提高。2003年投产的Niederaussen电厂参数为965MW，26MPa/580℃/600℃，设计热效率为44.5%。•日本因能源短缺，燃料主要依赖进口，因此采用超临界发电机组占总装机容量的60%以上。1989年和1990年，日本的川越（Kawagoe）电厂先后投运两台参数为700MW，31MPa/566℃/566℃/566℃。这是日本发展超超临界发电技术的标志性机组。近年来一批百万千瓦级超超临界发电机组相继投入运行，除达到很高可靠性外，其循环效率可达到45%左右。•丹麦亦十分重视高参数超临界机组的发展，在提高机组蒸汽参数的同时利用低温海水冷却大幅提高机组效率。1998年投运的Nordjylands电厂其机组参数为400MW，28.5MPa/580℃/580℃/580℃，机组效率高达47%。2001年投运的AVV2电厂一台超超临界机组，其机组效率高达49%，这是目前世界上超超临界机组中运行效率最高的机组。•从各国的发展来看，高参数超超临界发电机组是今后的发展方向。•欧盟为了发展超超临界发电技术先后制定了若干研究计划，正在执行的Thermie计划（先进的700℃燃煤电厂，1998～2014），计划建设参数为37.5MPa/700℃/720℃/720℃的超超临界机组，主要目标是：使电厂的净效率由47%提高到55%（对于低的海水冷却水温度）或52%左右（对于内陆地区和冷却塔）；降低燃煤电站的造价。•日本进行了目标分别为31.4MPa/593℃/593℃/593℃、31MPa/630℃/630℃和34.3MPa/649℃/593℃/593℃的超超临界机组研发计划。力争将发电机组设计效率提高到45%以上。•美国也正在组织和支持一项发展更高参数超超临界发电机组的研究项目——“760℃”计划，目标是研制适合蒸汽参数为38.5MPa/760℃的新合金材料，将超超临界机组的主蒸汽温度提高到760℃的水平，从而大大提高超超临界机组的效率。俄罗斯也设计了新一代的超超临界机组，蒸汽参数为30～32MPa/580～600℃/580～600℃，预计电站的效率可达44%～46%。2超临界机组的工作原理•汽包锅炉的工作原理过热器去汽轮机热量水冷壁下降管省煤器水泵给水热量汽包锅炉的汽水流程示意图汽包锅炉的循环倍率K可用下式表示：K=W/D式中，W－进入水冷壁的水流量；D－水冷壁出口的蒸汽流量。汽包锅炉的循环倍率一般为10～30。不同负荷时循环倍率也不同，负荷越低，循环倍率越大。•汽包锅炉的蒸汽压力由燃烧率和汽轮机调节汽门来控制。•汽包把整个锅炉的汽水流程分隔成三部分，即加热段（省煤器）、蒸发段（水冷壁）和过热段（过热器）。这三段受热面面积的大小是固定不变的。汽包除作为汽水的分离装置外，其中的存水和空间容积还作为燃水比失调的缓冲器。•当燃水比（给水跟踪燃料流量的比例关系）失调后，在一段相当长的时间里（非事故的范围内），并不改变原来那三段受热面面积的大小。•例如，增加给水流量，给水量的变化就破坏了原来的平衡状态，汽包水位升高了；但由于燃料流量没有变化，所以蒸发段的吸热量及其产生的蒸汽量可近似认为不变。因为过热段的受热面是固定的，因此，出口汽压、汽温都不会有什么变化，如同燃水比未失调一样。•如果燃料方面的变化破坏了原来的平衡状态，比如燃料量增加，蒸发段就会产生较多的蒸汽，但同时过热段也吸收了较多的热量，所以可使汽温变化不大，然而此时出口蒸汽压力和流量却都增加了。由于给水流量没有改变，汽包中的部分水变成了多蒸发的那部分蒸汽，所以汽包水位降低了。•从以上所述可以看出，在汽包锅炉中，水位是燃水比是否失调的标志。用给水流量调节水位，实质上起到了间接保持燃水比不变的作用。超临界机组工作原理•超临界机组的汽水流程中既没有汽包，又没有炉水小循环回路。超临界机组是由受热面以及连接这些受热面的管道所组成。•超临界机组汽水流程示意图•给水泵强制一定流量的给水进入炉内，一次性流过加热段、蒸发段和过热段，然后去汽轮机。它的循环倍率始终为1，与负荷无关。•给水泵出口水压通过三段受热面里的工质，直接影响出口汽压，所以超临界机组的汽压是由给水压力、燃料流量和汽轮机调节汽门共同决定的。•超临界机组汽水流程中的三段受热面没有固定的分界线。在不同负荷时，由于给水温度变化等原因，使三段受热面的吸热量分配比例及与之有关的三段受热面面积之间的比例都发生了变化。WD去汽机给水泵加热段蒸发段过热段θsl参数负荷单位一次蒸汽吸热量/单位二次蒸汽吸热量吸热比例分配（A/B）（%）Pout(MPa)θout(℃)PW(MPa)θW(℃)加热段蒸发段过热段再热段100%17.255521.8255545.3/107.228.5/23.827.7/23.243.8/36.60/16.1470%17.255520.3238575.6/105.830.5/25.830.9/26.138.6/32.50/15.630%17.355517.5193624/90.633.2/2932.7/28.634.1/29.80/12.6SG-1000-170直流炉在三种不同负荷时三段受热面的吸热比例注：1.表中数据均为按设计计算的数据；2.（A/B）：A为不考虑二次蒸汽吸热量时的吸热比例值；B为考虑二次蒸汽吸热量时的吸热比例值；3.Pout，θout为锅炉出口汽压和汽温；4.PW，θW为给水压力和温度。•当负荷减小时，由于高压加热器的抽汽压力下降，给水温度也随着下降，加热段和蒸发段受热面吸热量都有不同程度的增加，而过热段的吸热量却减少很多。因为可以用改变燃水比的办法改变超临界机组三段受热面的吸热比例，所以与汽包锅炉相比，在负荷变化比较大或改变燃料品种时，从静态来讲超临界机组很容易保持出口汽温为设计值。•超临界机组的工质是一次性通过各受热面的，而三段受热面面积又不是固定不变的，所以当燃水比失调后，三段受热面吸热量比例发生变化，对出口汽温影响很大，对蒸汽压力和流量的影响方式也较为复杂。•当给水流量变化破坏了原来的平衡状态时，例如给水流量减小了，则蒸发段向锅炉汽水流程入口方向移动，汽水流程中各点工质的焓值都有所提高。工质焓值上升是由两个因素引起的：一是因为受热面吸热量不变，而工质流量减少，引起流经本区的工质焓值上升；另一个原因是工质焓值随工质流过的受热面面积增加而增加。所以离锅炉出口越近，工质的焓增越大，汽温变化也越大。•燃水比失调1％，出口汽温变化就可达8～10℃。在运行中，燃水比失调往往会超过1%。此外，因负荷变化等原因使各受热面的吸热比例发生变化，以致单独使用喷水减温的办法是无法将出口汽温校正过来的，更无法保证减温器前各受热面的安全运行。因此，超临界机组运行的主要任务之一是调节燃水比为一定值。•那么取什么信号作为燃水比的校正信号呢？这是设计超临界机组调节系统时首先要明确的重要问题。当发生给水流量或燃料流量扰动时，锅炉出口汽温变化曲线的迟延都很大，因此很难用给水流量或燃料流量来直接调节出口汽温。而微过热汽温变化曲线的迟延铰小，所以一般可作为燃水比的校正信号，以间接控制出口汽温。汽包炉与直流炉对比•（1）汽包炉•蒸汽流量小于给水流量；•蒸汽压力由燃烧率和汽轮机调节汽门开度决定，与给水流量（给水压力）无关；•燃水比失调后，加热、蒸发、过热三段受热面吸热面积不变，出口汽压、汽温都不会变化。•（2）直流炉•蒸汽流量等于给水流量；•蒸汽压力由燃烧率和汽轮机调节汽门开度及给水流量（给水压力）共同决定；•燃水比失调后，加热、蒸发、过热三段受热面吸热面积变化，出口汽压、汽温都变化明显（尤其汽温变化显著）。从控制特性角度来看，直流锅炉与汽包锅炉的主要不同点表现在燃水比例的变化，引起锅炉内工质储量的变化，从而改变各受热面积比例。影响锅炉内工质储量的因素很多，主要有外界负荷、燃料流量和给水流量。对于不同压力等级的直流锅炉，各段受热面积比例不同。压力越高，蒸发段的吸热量比例越小，而加热段与过热段吸热量比例越大。因而，不同压力等级直流锅炉的动态特性通常存在一定差异。下图为直流锅炉动态特性曲线：3.超临界机组动态特性分析上图(a)所示为外部负荷扰动下直流锅炉有关参数响应曲线。假定汽机耗汽量正比于调节阀开度与蒸汽压力的乘积，在阶跃增加的情况下，蒸汽流量阶跃增加，使得蒸汽压力开始时以一定速度下降。由于给水流量和燃料流量没有变，蒸汽流量逐渐回落至与给水流量相应的值，蒸汽压力则逐渐稳定。汽机功率的变化与蒸汽流量成比例，其增加的总能量来自锅炉金属和工质所释放的蓄热量。过热蒸汽温度在蒸汽流量增加之后，先以一定速度下降，随着蒸汽流量降至原来的值而回升至原来的值。这反映锅炉燃水比例没有改变。即总蒸发量与各受热面吸热量比例没有改变。p（1）外部负荷扰动下直流锅炉动态特性图所示为燃料量扰动下直流锅炉有关参数响应曲线。在燃料量阶跃增加的情况下，经过短暂迟延后，各受热面吸热量迅速增加，使蒸汽流量迅速增加（通常称之为附加蒸发量）。对过热段受热面来说，吸热量与蒸汽流量同时增加，使得开始时过热汽温基本不变。由于给水流量没有改变，附加蒸发量使锅炉内工质储量减少，加热与蒸发受热面积减少，蒸汽流量经过一个峰值后逐渐减少，直至与给水流量相等。同时，过热段受热面的增加及炉膛发热量增加，过热蒸汽温度经过一端时间迟延后迅速上升，最后的明显偏差反映了燃水比例的变化。M（2）燃料量扰动下直流锅炉动态特性蒸汽压力首先是随着蒸汽流量增加而上升，随后虽然蒸汽流量逐步下降，但蒸汽温度升高而造成蒸汽容积流量的增大、沿程压力降的增加而使蒸汽压力保持较大的偏差。与此相似，机组功率的增加是蒸汽流量的暂时增加与蒸汽温度的升高的综合效果，其根本原因还在于燃料量增加后，工质总吸热量的增加。给水流量扰动下直流锅炉动态特性如图(c)所示。由于水是不可压缩的，所以给水流量的变化瞬间即可影响到加热段各受热面内工质流量。但蒸汽是可压缩的，给水流量扰动对蒸发段和过热段蒸汽流量的直接影响是有迟延的。给水流量增加，使之大于蒸发量会造成蒸发段长度的改变而产生附加蒸发量，这个过程同样具有一定惯性迟延。因此，在给水流量阶跃增加的情况下，蒸汽流量的增加有一定的迟延和惯性；而过热汽温的变化与燃料量扰动下相似，在较大的迟延。W（3）给水流量扰动下直流锅炉动态特性给水流量扰动最终改变各受热面积比例，过热汽温呈现的较大稳态偏差反映燃水比例的改变。蒸汽流量的增加，造成蒸汽压力随着上升，之后由于温度下降而下降，最终由于工质总吸热量不变，而蒸汽流量增加造成排汽损失增加从而使蒸汽压力略低于扰动前的值。超临界机组控制的主要难点•机、炉之间耦合严重,常规的控制系统难以达到高的控制效果•非线性特性强烈,动态特性参数随负荷大范围变化•现有燃水比调节的反馈信号无法兼顾快速性和准确