丰鹤电厂600MW机组特性教材Word文档格式.docx

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考虑流体在管子中的流动特性，可以分析出其中的两个原因，那就是内螺纹使管子的内壁产生的螺旋流和边界层分离流。

如图2.3-17所示，螺旋流使流体与管壁的相对速度增加，能够减薄层流底层的厚度。

螺旋流产生的离心力能够将蒸汽中夹带的液滴甩回壁面，从而推迟壁面干涸的出现。

边界层分离流的主要作用是搅动边界层，使该处流体倾向混合均匀。

因此，采用这样的结构使流体旋转之后，在快发生第一类传热恶化的时候，它可以搅动流体拖延汽膜的生成，防止膜态沸腾；

在快发生第二类传热恶化的时候，它能够将蒸汽中夹带的液滴甩回壁面，推迟干涸的出现。

内螺纹可以改善传热的第三个原因是传热面积增大，一般来说，内螺纹管比相同直径的光管可以增大表面积20％～25％。

综合这些效应，内螺纹管因此可以提高管内的流动换热系数，提高临界热流密度，延缓传热恶化的发生。

并且即使发生了传热恶化，它也能够保持改善传热的特性，有效地降低壁温。

图7－2内螺纹管改善传热示意图

6.水冷壁传热恶化与预防

在亚临界压力下，占主导地位的传热机理是沸腾传热，再加上一些强制对流效应。

发生对流沸腾传热恶化时，一般分两种类型：

一类是在欠热区或者低干度区发生的膜态沸腾，也称为偏离核态沸腾（DNB）。

另一类是蒸汽干度较高情况下的液膜蒸干现象，称为干涸（DryOut）。

影响汽水两相流沸腾传热特性的主要因素有压力、质量流速、热负荷以及干度。

应严格控制亚临界压力下的干涸点，避开热负荷最高的燃烧器区域。

由于超临界压力下工质的热物理特性，存在拟临界点，其焓值约为2095kJ/kg，应严格控制下辐射区水冷壁出口的工质温度，将工质吸热能力最强的大比热区避开热负荷最高的螺旋管圈区域，推移到热负荷较低的垂直管圈区域。

下辐射区水冷壁出口的工质温度应控制在不高于相应压力的拟临界温度，以免发生类膜态沸腾。

为监视蒸发受热面出口金属温度，在螺旋管水冷壁管出口处设有测温元件。

在直流锅炉系统中，需要考虑临界热流密度下管子壁温的飞升。

在高热流密度区采用内螺纹管可以推迟或避免超临界压力下类膜态沸腾和亚临界压力下膜态沸腾发生。

本锅炉螺旋水冷壁管（除灰斗区域以外）采用了内螺纹管。

这种管材可以降低炉膛安全运行所需的最低质量流速，进而减小炉膛的压降，同时，在工质干度x=0.9时，一般不会发生传热恶化。

内螺纹管可以改善传热，一般认为有三个可能的原因：

1）内螺纹使管子的内壁产生的螺旋流。

螺旋流使流体与管壁的相对速度增加，能够减薄层流底层的厚度。

2）内螺纹使管子的内壁产生边界层分离流。

3）内螺纹使管子的传热面积增大。

一般来说，内螺纹管比相同直径的光管可以增大表面积20％～25％。

总之，采用内螺纹结构使流体旋转之后，在快发生第一类传热恶化的时候，它可以搅动流体拖延汽膜的生成，防止膜态沸腾；

内螺纹管可以提高管内的流动换热系数，提高临界热流密度，延缓传热恶化的发生。

并且即使发生了传热恶化，它也能够改善传热的特性，有效地降低壁温。

7.变压运行时螺旋管圈水冷壁的工作特点

1）超临界参数锅炉变压运行时，工作压力随负荷变化。

在75%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。

2）超临界压力锅炉在低负荷运行时，下辐射区出口的压力比较低，50%MCR负荷时的中间压力为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）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不变,但是各管内工质流量分配不均或流量时大时小,从而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。

二、直流炉的自身特点及其与自然循环炉间的不同点。

锅炉的分类

锅炉的分类可以按循环方式、燃烧方式、排渣方式、运行方式以及燃料、蒸汽参数、炉型、通风方式等进行分类，其中按循环方式和蒸汽参数的分类最为常见。

1、按循环方式分类

锅炉按照循环方式可分为自然循环锅炉、控制循环锅炉和直流锅炉。

自然循环锅炉：

给水经给水泵升压后进入省煤器，受热后进入蒸发系统。

蒸发系统包括汽包、不受热的下降管、受热的水冷壁以及相应的联箱等。

当给水在水冷壁中受热时，部分水会变为蒸汽，所以水冷壁中的工质为汽水混合物，而在不受热的下降管中工质则全部为水。

由于水的密度要大于汽水混合物的密度，所以在下降管和水冷壁之间就会产生压力差，在这种压力差的推动下，给水和汽水混合物在蒸发系统中循环流动。

这种循环流动是由于水冷壁的受热而形成，没有借助其他的能量消耗，所以称为自然循环。

在自然循环中，每千克水每循环一次只有一部分转变为蒸汽，或者说每千克水要循环几次才能完全汽化，循环水量大于生成的蒸汽量。

单位时间内的循环水量同生成蒸汽量之比称为循环倍率。

自然循环锅炉的循环倍率约为4～30。

控制循环锅炉：

在循环回路中加装循环水泵，就可以增加工质的流动推动力，形成控制循环锅炉。

在控制循环锅炉中，循环流动压头要比自然循环时增强很多，可以比较自由地布置水冷壁蒸发面，蒸发面可以垂直布置也可以水平布置，其中的汽水混合物即可以向上也可以向下流动，所以可以更好地适应锅炉结构的要求。

控制循环锅炉的循环倍率约为3～10。

自然循环锅炉和控制循环锅炉的共同特点是都有汽包。

汽包将省煤器、蒸发部分和过热器分隔开，并使蒸发部分形成密闭的循环回路。

汽包内的大容积能保证汽和水的良好分离。

但是汽包锅炉只适用于临界压力以下的锅炉。

直流锅炉：

直流锅炉没有汽包，工质一次通过蒸发部分，即循环倍率为1。

直流锅炉的另一特点是在省煤器、蒸发部分和过热器之间没有固定不变的分界点，水在受热蒸发面中全部转变为蒸汽，沿工质整个行程的流动阻力均由给水泵来克服。

如果在直流锅炉的启动回路中加入循环泵，则可以形成复合循环锅炉。

即在低负荷或者本生负荷以下运行时，由于经过蒸发面的工质不能全部转变为蒸汽，所以在锅炉的汽水份离器中会有饱和水份离出来，分离出来的水经过循环泵再输送至省煤器的入口，这时流经蒸发部分的工质流量超过流出的蒸汽量，即循环倍率大于1。

当锅炉负荷超过本生点以上或在高负荷运行时，由蒸发部分出来的是微过热蒸汽，这时循环泵停运，锅炉按照纯直流方式工作。

2、按蒸汽参数分类

锅炉按照蒸汽参数分为低压锅炉（出口蒸汽压力，下同，≤2.45MPa）、中压锅炉（2.94～4.90MPa）、高压锅炉（7.8～10.8MPa）、超高压锅炉（11.8～14.7MPa）、亚临界压力锅炉（15.7～19.6MPa）、超临界压力锅炉（>

22.1MPa）和超超临界压力锅炉（>

27MPa）。

3、锅炉技术派系分类

在上世纪，美国、日本和一些欧洲国家已经形成了各具特色的三个技术派系，即承袭美国BabcockandWilcox（B&

W）公司特色、承袭原美国CombustionEngineering（CE）公司特色和承袭美国FosterWheeler（FW）公司特色的三大派系。

三大派系锅炉技术的主要特点如下：

B&

W派系A、亚临界压力下的锅炉都采用自然循环锅炉；

锅炉汽包内采用旋风分离器。

B、采用前墙、后墙或者对冲布置的旋流式燃烧器。

C、过热汽温和再热汽温多采用烟道挡板或烟气再循环调温。

D、对于超临界压力的锅炉采用欧洲本生式直流锅炉和通用压力锅炉。

CE派系A、蒸汽压力在13.7MPa表压以下的采用自然循环，亚临界压力采用控制循环汽包锅炉，汽包内采用轴流式汽水份离器；

B、采用角置切向燃烧摆动直流燃烧器；

C、过热汽温采用喷水调节，再热汽温采用摆动式燃烧器加微量喷水调节；

D、超临界压力采用苏尔寿直流锅炉和复合循环锅炉。

FW派系A、亚临界压力下采用自然循环，汽包内部常用水平式分离器；

B、采用前、后墙或对冲布置旋流式燃烧器；

C、广泛采用辐射过热器，甚至炉膛内设置全高的墙式过热器或双面曝光的过热器隔墙，用烟气挡板调温；

D、超临界压力采用FW－本生式直流锅炉。

另外德国因为自身的煤炭资源较丰富，煤种以褐煤具多，所以德国的锅炉技术发展相对较独立，对于100MW以上机组均采用本生式直流锅炉，而且都考虑变压运行。

前苏联的锅炉技术发展道路也很具特色。

他们不发展亚临界参数，超高压及以下均为自然循环锅炉，从300MW起均为超临界压力直流锅炉，且以拉姆辛锅炉为主。

4、超临界锅炉分类

按水循环方式分，有纯直流超临界锅炉、复合循环超临界锅炉两种型式。

按水冷壁管型来分有光管、内螺纹管、来复线管三种，从传热角度出发，内螺纹和来复线管优于光管。

按水冷壁管组布置分有垂直、螺旋盘绕、盘绕加垂直（复合式水冷壁）三种形式。

5、临界状态

超临界机组的过热器出口主蒸汽压力超过22.129Mpa。

目前运行的超临界机组运行压力均为24Mpa~25Mpa。

水的临界点在相图上是饱和水线和饱和汽线的转化点。

随着压力的升高，饱和水转化成饱和蒸汽所需要的汽化潜热逐渐减少，理论上认为,在水的状态参数达到临界点时（22.115MPa，374.15℃），饱和水瞬间就可以完成向饱和蒸汽的转化，水的汽相和液相之间的性质无差别。

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。

随着火力发电机组向大容量方向的发展，超临界压力锅炉的使用已是越来越普遍，尤其是在一次能源比较缺乏的发达国家和地区。

采用超临界压力锅炉时，由于机组容量增大，蒸汽参数提高，可使电厂建设速度加快，提高机组热效率，可达40％；

降低热耗，节约一次能源的消耗，煤耗可降低到370g/kw。

提高蒸汽参数并与发展大容量机组相结合是提高常规火电厂效率及降低单位容量造价最有效的途径。

与同容量亚临界火电机组的热效率相比,在理论上采用超临界参数可提高效率2%～2.5%,采用超超临界参数可提高4%～5%。

目前,世界上先进的超临界机组效率已达到47%～49%。

同时先进的大容量超临界机组具有良好的运行灵活性和负荷适应性；

超临界机组大大降低了CO2、粉尘和有害气体（主要SOX、NOX等）等污染物排放，具有显著环保、洁净的特点。

实际运行业绩表明，超临界机组的运行可靠性指标已经不低于亚临界机组的值，有的甚至还要高。

另外还有一个很重要的因素是，相对其它洁净煤发电技术来说，超临界技术具有良好的技术继承性。

进一步发展的方向是保证其可用率，可靠性、运行灵活性和机组寿命等的同时，进一步提高蒸汽的参数，从而获得更高的效率和环保性。

6、直流锅炉的技术特点

1）取消汽包，能快速启停。

与自然循环锅炉相比，直流炉从冷态启动到满负荷运行，变负荷速度可提高一倍左右。

2）适用于亚临界和超临界以及超超临界压力锅炉。

3）锅炉本体金属消耗量最少，锅炉重量轻。

一台300MW自然循环锅炉的金属重量约为5500t～7200t，相同等级的直流炉的金属重量仅有4500t～5680t，一台直流锅炉大约可节省金属2000t。

加上省去了汽包的制造工艺，使锅炉制造成本降低。

4）水冷壁的流动阻力全部要靠给水泵来克服，这部分阻力约占全部阻力的25％～30％。

所需的给水泵压头高，既提高了制造成本，又增加了运行耗电量。

5）直流锅炉启动时约有30％额定流量的工质经过水冷壁并被加热，为了回收启动工程的工质和热量并保证低负荷运行时水冷壁管内有足够的重量流速，直流锅炉需要设置专门的启动系统，而且需要设置过热器的高压旁路系统和再热器的低压旁路系统。

加上直流锅炉的参数比较高，需要的金属材料档次相应要提高，其总成本不低于自然循环锅炉。

6）系统中的汽水份离器在低负荷时起汽水份离作用并维持一定的水位，在高负荷时切换为纯直流运行，汽水份离器做为通流承压部件。

7）为了达到较高的重量流速，必须采用小管径水冷壁。

这样，不但提高了传热能力而且节省了金属，减轻了炉墙重量，同时减小了锅炉的热惯性。

8）水冷壁的金属储热量和工质储热量最小，即热惯性最小，使快速启停的能力进一步提高，适用机组调峰的要求。

但热惯性小也会带来问题，它使水冷壁对热偏差的敏感性增强。

当煤质变化或炉内火焰偏斜时，各管屏的热偏差增大，由此引起各管屏出口工质参数产生较大偏差，进而导致工质流动不稳定或管子超温。

9）为保证足够的冷却能力和防止低负荷下发生水动力多值性以及脉动，水冷壁管内工质的重量流速在MCR负荷时提高到2000㎏/（㎡·

s）以上。

加上管径减小的影响，使直流锅炉的流动阻力显著提高。

600MW以上的直流锅炉的流动阻力一般为5.4MPa～6.0MPa。

10）汽温调节的主要方式是调节燃料量与给水量之比，辅助手段是喷水减温或烟气侧调节。

由于没有固定的汽水份界面，随着给水流量和燃料量的变化，受热面的省煤段、蒸发段和过热段长度发生变化，汽温随着发生变化，汽温调节比较困难。

11）负荷运行时，给水流量和压力降低，受热面入口的工质欠焓增大，容易发生水动力不稳定。

由于给水流量降低，水冷壁流量分配不均匀性增大；

压力降低，汽水比容变化增大；

工质欠焓增大，会使蒸发段和省煤段的阻力比值发生变化。

12）水冷壁可灵活布置，可采用螺旋管圈或垂直管屏水冷壁。

采用螺旋管圈水冷壁有利于实现变压运行。

13）超临界压力直流锅炉水冷壁管内工质温度随吸热量而变，即管壁温度随吸热量而变。

因此，热偏差对水冷壁管壁温度的影响作用显著增大。

14）变压运行的超临界参数直流炉，在亚临界压力范围和超临界压力范围内工作时，都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；

在超临界压力范围内可能出现类膜态沸腾。

15）启停速度和变负荷速度受过热器出口集箱的热应力限制，但主要限制因素是汽轮机的热应力和胀差。

16）直流锅炉要求的给水品质高，要求凝结水进行100％的除盐处理。

17）控制系统复杂，调节装置的费用较高。

7、设置专门的启动旁路系统

直流锅炉的启动特点是在锅炉点火前就必须不间断的向锅炉进水，建立足够的启动流量，以保证给水连续不断的强制流经受热面，使其得到冷却。

一般高参数大容量的直流锅炉都采用单元制系统，在单元制系统启动中，汽轮机要求暖机、冲转的蒸汽在相应的进汽压力下具有50℃以上的热度，其目的是防止低温蒸汽送入汽轮机后凝结，造成汽轮机的水冲击，因此直流炉需要设置专门的启动旁路系统来排除这些不合格的工质。

8配置汽水分离器和疏水回收系统

超临界机组运行在正常范围内，锅炉给水靠给水泵压头直接流过省煤器、水冷壁和过热器，直流运行状态的负荷从锅炉满负荷到直流最小负荷，直流最小负荷一般为25%~45%。

低于该直流最小负荷，给水流量要保持恒定。

例如在20%负荷时，最小流量为30%意味着在水冷壁出口有20%的饱和蒸汽和10%的饱和水，这种汽水混合物必须在水冷壁出口处分离，干饱和蒸汽被送入过热器，因而在低负荷时超临界锅炉需要汽水分离器和疏水回收系统，疏水回收系统是超临界锅炉在低负荷工作时必需的另一个系统，它的作用是使锅炉安全可靠的启动及其热损失最小。

9启动前锅炉要建立启动压力和启动流量

启动压力是指直流锅炉在启动过程中水冷壁中工质具有的压力，启动压力升高。

汽水体积质量差减小，锅炉水动力特性稳定，工质膨胀小，并且易于控制膨胀过程，但启动压力越高对屏式过热器和再热过热器的保护越不利。

启动流量是指直流锅炉在启动过程锅炉的给水流量。

10内置式汽水分离器的运行

如前所述，锅炉负荷小于35%时，超临界锅炉运行在最小水冷壁流量，所产生的蒸汽要小于最小水冷壁流量，汽水分离器湿态运行，汽水分离器中多余的饱和水通过汽水分离器液位控制系统控制排出。

当锅炉负荷大于35%以上时，锅炉产生的蒸汽大于最小水冷壁流量，过热蒸汽通过汽水分离器，此时汽水分离器为干式运行方式，汽水分离器出口温度由煤水比控制，即由汽水分离器湿态时的液位控制转为温度控制。

在湿态运行过程中锅炉的控制参数是分离器的水位和维持启动给水流量，在干态运行过程中锅炉的控制参数是温度控制和煤水比控制，在湿干态转换中可能会发生蒸汽温度的变化，故在此转换过程中必须要保证蒸汽温度的稳定。

对于具有内置式启动分离器的超临界机组，具有干式和湿式两种运行方式。

在启动过程锅炉建立最小工作流量，蒸汽流量小于最小给水流量，锅炉运行在湿式方式，此时机组控制给水流量，利用疏水控制启动分离器水位，启动分离器出口温度处于饱和温度，此时直流锅炉的运行方式与汽包锅炉基本相同。

控制策略基本是燃烧系统定燃料控制、给水系统定流量控制、启动分离器控制水位、温度采用喷水控制。

当锅炉蒸汽流量大于最小流量，启动分离器内饱和水全部转为饱和蒸汽，直流锅炉运行在干式方式，即直流控制方式。

此时锅炉以煤水比控制温度、燃烧控制压力。

我们讨论的超临界直流锅炉的控制策略主要讨论锅炉处于直流方式的控制方案。

假如直流锅炉处在定压力控制方式，那末对于直流锅炉机组负荷、压力、温度三个过程变量中就具有两个稳定点，一个是压力，另一个是温度。

因为压力一定分离器出口的微过热温度也就确定了。

在机组负荷变化过程中对压力和温度的控制应该是定值控制。

在锅炉变压力运行时，机组负荷、压力、温度是三个变化的控制量，在负荷发生变化时，压力的控制根据负荷按照预定的滑压曲线控制，分离器出口温度按照分离器出口压力的饱和温度加上微过热度控制。

三、发变组保护、励磁系统的配置、功能及特点。

发变组部分

1、保护配置

我公司发变组保护采用许继公司生产的WFB-800微机型成套保护装置。

共分五个保护屏。

A、C屏为第一套电量保护，B、D屏为第二套电量保护。

E屏为非电量保护。

A、B屏WFB-801装置中，配置有发电机和励磁变的保护。

C、D屏WFB-802装置中，

配置有主变的保护，WFB-803装置中，配置有高厂变和高公变的保护。

E屏WFB-804

则为非电量保护。

WFB-801中保护包括：

发电机差动、发电机匝间、定子接地基波、定子接地三次谐

波、转子两点接地、对称过负荷、不对称过负荷、失磁、失步、过电压、过励磁、逆功

率、程跳逆功率、低频累加、复压记忆过流、起停机、突加电压、发电机断水、励磁变

差动、励磁变速断、励磁变过流、励磁绕组过负荷、励磁系统故障。

WFB-802中保护包括：

主变差动、主变零序过流、阻抗保护、过励磁、电流闭锁、

主变通风启动、DL失灵联跳、断口闪络、非全相。

WFB-803中保护包括：

高厂变差动、高厂变复压过流、高厂变A分支零序过流、高

厂变B分支零序过流、高厂变A分支过流、高厂变B分支过流、高厂变通风启动、高公

变差动、高公变复压过流、高公变分支零序过流、高厂变低压侧分支过流、高公变通风

启动。

WFB-804中保护包括：

主变重瓦斯、主变压力释放、主变油温超高、主变绕组温度

超高、主变冷却器故障、主变压力突变、主变油位超低、主变油位低、主变轻瓦斯、主

变油温高、主变绕组温度高、高厂变重瓦斯、高厂变压力释放、高厂变油温超高、高厂

变绕组温度超高、高厂变冷却器故障、高厂变压力突变、高厂变轻瓦斯、高厂变油温高、

高厂变绕组温度高、高厂变油位低、高公变重瓦斯、高公变压力释放、高公变油温超高、

高公变绕组温度超高、高公变冷却器故障、高公变压力突变、高公变轻瓦斯、高公变油

温高、高公变绕组温度高、高公变油位低、励磁变温度高。

2、硬件

保护装置采用许继公司新一代32位基于DSP技术的通用硬件平台。

整体大面板，

全封闭机箱，硬件电路采用后插拔式的插件式结构，CPU电路板采用6层板，表面贴装

技术，提高了装置可靠性。

机箱采用19英寸6U全宽机箱，抗干扰能力强。

硬件框图如

下。

装置有两个完全独立的、相同的CPU板，并各自具有独立的采样、A/D变换、逻辑

计算功能；

两块CPU板硬件电路完全一样，两块CPU板“与”启动出口。

另有一块人机

对话板，由一片DSP专门处理人机对话任务。

人机对话担负键盘操作和液晶显示功能。

正常时，液晶显示当前时间、机组的主接线、各侧电流、电压、差电流。

人机对话中所

有的菜单均为简体汉字；

通过本公司为保护提供的软件，可对保护进行更为方便、详尽

的监视与控制。

装置核心部分采用德州仪器公司（TexasInstruments）的32位数字信号处理器

TMS320C32，主要完成保护的出口逻辑及后台功能，使保护整体精确、高速、可靠。

图4.1.2CPU部分硬件框图

模拟量变换由3块交流变换插件完成，功能是将TA、TV二次电气量转换成小电压信

号。

保护出口和开入由两块跳闸出口插件和4块开入开出插件构成，完成跳闸出口、信号

出口、开关量输入等功能。

3、软件

软件平台采用ATI公司的RTOS系统NucleusPlus。

NucleusPlus是一个经过测试的

内核，保证软件运行的稳定性。

励磁部分

我厂励磁采用ABB公司生产的UN5000静态励磁系统（即自并励）。

励磁变压器接于发电机出口，灭磁

开关位于直流侧、配有两套相互独立的励磁调节器，五套可控硅整流单元并联使用。

在此系统中，励磁电源取自发电机机端，发电机励磁电流由励磁变、灭磁开关、可控

硅整流器构成回路。

励磁变将发电机机端电压降低到可控硅整流器所要求的输入电压，在

发电机端