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1、600MW超临界直流炉机组控制特性分析600MW超临界直流炉机组 控制特性分析华北电科院有限责任公司热控技术研究所王玉山一、国际上超临界机组的现状我国一次能源以煤炭为主，火力发电占总发电量的75%全国平均煤耗为394g/(kWh)，较发达国家高60~80g，年均多耗煤6000万吨，不仅浪费能源，而且造成了严重的环境污染，烟尘，SOx,NOx,CO2的排放量大大增加火电机组随着蒸汽参数的提高，效率相应地提高亚临界机组(17MPa,538/538℃)净效率约为37~38%煤耗330~340g超临界机组(24MPa,538/538
2、℃)净效率约为40~41%煤耗310~320g超超临界机组(30MPa,566/566℃)净效率约为44~45%煤耗290~300g由于效率的提高，污染物排量也相应减少，经济效益十分明显。1957年美国投运第一台超临界试验机组，截止1986年共166台超临界机组投运，其中800MW以上的有107台，包括9台1300MW。1963年原苏联投运第一台超临界300MW机组，截止1985年共187台超临界机组投运，包括300MW,500MW,800MW，1200MW。1967年日本从美国引进第一台超临界600MW机组，截止1984年
3、共73台超临界机组投运，其中31台600MW,9台700MW，5台1000MW，在新增机组中超临界占80%。二、目前超临界机组的发展方向90年代，日本投运的超临界机组蒸汽温度逐步由538/566℃提高到538/593℃，566/593℃及600/600℃，蒸汽压力保持在24~25MPa，容量以1000MW为多，参数为31MPa,566/566℃的两台700MW燃气机组于1989年和1990年在川越电厂投产。目前正在研究参数为34.3MPa,649/593℃及34.3MPa,649/593℃的机组。欧洲超临界机组参数多为25M
4、Pa,540/540℃，机组容量中等，440~600MW。德国两台900MW机组于1999年投产；1998年投运的丹麦一台参数为28.5MPa,580/580/580℃的二次中间再热，411MW机组的净效率达到了47％是目前世界上效率最高的超临界火电机组。欧盟制定了“THERMIE”700℃先进燃煤火电机组发展计划，联合欧洲40家公司于1998年开始，计划用17年时间开发35MPa,700/720/（720）℃的超超临界机组，其净效率达到50%以上。美国电力科学院（EPRI）从1986年起一直致力开发32MPa,593/59
5、3/593℃的带中间负荷的燃煤火电机组。二、国内500及以上超临界直流炉机组投运情况我国自80年代后期开始重视发展超临界火电机组，国家确定以河南沁北电厂作为国产化依托，将超超临界发电技术列为国家高技术发展计划，计划开发30MPa,600/600℃，600MW以上的超超临界机组，供电效率达43～45%。我国前期的超临界机组多为从原苏联直接引进，如营口，盘山，伊敏，绥中等厂，机组运行方式均以定压运行为主，后期主要以从欧洲引进技术的滑压运行机组目前国内已投运的500MW及以上超临界直流炉机组机组机组容量投产时间备注国华盘山#1,2
6、500MW1995俄供定压运行伊敏电厂#1,2500MW1995俄供定压运行国华绥中#1,2800MW2001俄供定压运行石洞口二期#1,2600MW1991/1992欧供滑压运行外高桥二期#1,2900MW2004欧供滑压运行华能沁北#1,2600MW2004欧供滑压运行常熟电厂#1,2600MW2005欧供滑压运行三、超临界直流炉的控制特点－启动系统理论上认为：在临界点（22.129MPa、温度374℃），水的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、水共存的两相区存在，两者的参数不再有区别。由于在临
7、界参数下汽水密度相等，因此在临界压力下无法维持自然循环，不能再采用汽包锅炉，直流炉成为唯一的型式。超临界锅炉与亚临界自然循环锅炉的结构和工作原理不同，启动方法也有较大的差异，超临界锅炉与自然循环锅炉相比，有以下的启动特点：设置专门的启动旁路系统直流锅炉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。为防止低温蒸汽送入汽轮机后凝结，造成汽轮机的水冲击，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。配置汽水分离器和疏水回收系统低于本生流量时，给水流量要保持恒定
8、。因此在本生负荷下超临界锅炉需要设置汽水分离器和疏水回收系统。启动前锅炉要建立启动压力和启动流量超临界直流炉，由于锅炉的蓄质和蓄热量小，因而负荷调节的灵敏性好，可实现快速启、停和调节负荷。三、超临界直流炉的控制特点－滑压运行现代超临界锅炉的重要特点是－变压运行现代超临界机组采用复合变压运行
