汽包炉与直流炉区别(超临界机组技术讲座)
【知识讲解】汽包锅炉和直流锅炉有何主要区别？各有何优缺点？
【知识讲解】汽包锅炉和直流锅炉有何主要区别？各有何优缺点？【知识讲解】汽包锅炉和直流锅炉有何主要区别？各有何优缺点？汽包锅炉的主要优点：（1）由于汽包内储有大量的水，有较大的储热能力，能缓冲负荷变化时引起的汽压变化；（2）汽包炉由于有固定的水、汽和过热汽分界线，故负荷变化时引起过热汽温变化小；（3）由于汽包内具有蒸汽清洗装置，故对给水品质要求低。
汽包锅炉主要缺点：（1）金属耗量大；（2）对调节反应滞后；（3）只能用在临界压力以下的工作压力。
直流锅炉的主要优点：（1）金属耗量小；（2）启停时间短，调节灵敏；（3）不受压力限制，既可用于亚临界压力锅炉，也可用于超临界压力锅炉。
直流锅炉的主要缺点：（1）对给水品质要求高；（2）给水泵电耗量大；（3）对自动控制系统要求高；（4）必须配备专用的启动旁路。
直流锅炉的特点：水的临界点22.15MPa、374.15℃，大于这个压力，超临界机组。
蒸汽压力超过27MPa，超超临界火电机组。
由于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。
超临界机组不仅煤耗大大降低，污染物排污量也相应减少，经济效益十分明显。
超临界机组与亚临界汽包锅炉结构和工艺过程有着显著不同，其特点：1、超临界直流炉没有汽包环节，给水经加热、蒸发和变成过热蒸汽时一次性连续完成，随着运行工况不同，锅炉将运行在亚临界或超临界压力下，蒸发点会自发的在一个或多个加热区段内移动，汽水之间没有一个明确的分界点。
这要求更为严格保持各种比值的关系（如给水量/蒸汽量、燃料量/给水量及喷水量/给水量等）。
对直流锅炉来说，热水段、蒸发段和过热段受热面之间是没有固定界限的。
这是直流炉的运行特性与汽包炉有较大区别的基本原因。
2、由于没有储能作用的汽包环节，锅炉的蓄能显著减小，负荷调节的灵敏性好，可实现快速启停和调节负荷，适合变压运行。
但汽压对负荷变动反映灵敏，变负荷性能差，汽压维持比较困难。
3、直流炉由于汽水是一次完成，因而不象汽包炉那样。
超临界直流锅炉控制整体介绍
(2) 汽包除作为汽水分离器外，还作为燃水比失调的 缓冲器。
当燃水比失去平衡关系时，利用汽包中的存水和空间
容积暂时维持锅炉的工质平衡关系，而各段受热面积的界 限是固定，使得燃料量或给水流量的改变对过热汽温的影 响较小。因为过热蒸汽温度主要取决于加热段、蒸发段吸 热量与过热段吸热量的比值（Q1＋Q2）：Q3，由于汽包 锅炉各受热面的区域界限是固定的，所以当燃烧率变化时， 即使Q1、Q2、Q3也都发生了变化，但这个比值不会有过 大的改变，因而对汽温的影响幅度较小。
省煤器
水冷壁
过热器
给水
l
加热区 p
h
蒸发区 v
T
过热区
过热蒸汽
图3 直流锅炉原理示意图 p－压力；T－温度；h－焓；v－比容
• 当燃料量增加，给水流量不变时，由于蒸 发所需的热量不变，因而加热和蒸发的受 热面缩短，蒸发段与过热段之间的分界向 前移动，过热受热面增加，所增加的燃烧 热量全部用于使蒸汽过热，过热汽温将急 剧上升。
pT
t
PE
t (a) 燃料量M扰动
t (b) 给水流量W扰动
图5 直流锅炉动态特性曲线
t t t
t t (c) 负荷μT扰动
（１）负荷扰动时，主蒸汽压力的变化没有 迟延，变化很快，且变化幅度较大，这是 因为直流锅炉没有汽包，蓄热能力小。若 负荷扰动时，能保持给水流量不变，就能 减小对过热汽温的影响。
分开，不论负荷、燃烧率如何变化，各受热面的大小是固定不变的。
因此，在控制上具有如下特点：
（1）锅炉蒸发量主要由燃烧率的大小来决定（蒸发量由 加热段受热面的吸热量Q1和蒸发段受热面的吸热量Q2决 定），而与给水流量W的大小无关。所以在汽包锅炉中由 燃烧率调节负荷（实现燃料热量与蒸汽热量之间的能量平 衡），由给水流量调节水位（实现给水流量与蒸汽流量间 的物质平衡地这两个控制系统的工作可以认为是相对独立 的。
汽包锅炉与直流锅炉结构运行性能特点的分析与比较
汽包锅炉与直流锅炉结构、运行性能特点的分析与比较直流锅炉的特点其实也就是相比汽包锅炉而言的。
应该算是改进型吧。
所以直流锅炉这里的优点。
其实就是汽包锅炉的缺点。
直流锅炉简介：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，所以在锅炉的汽水分离器中会有饱和水分离出来，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。
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％～3 0％。
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，为了回收启动过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。
超超临界锅炉介绍详解
变压运行锅炉的水冷壁型式。
炉膛水冷壁采用螺旋管圈＋垂直管圈方式【即下部炉膛的水冷壁采 用螺旋管圈（内螺纹管），上部炉膛的水冷壁为垂直】，保证质量流 速符合要求。 水冷壁采用全焊接的膜式水冷壁
水冷壁采用一次中间混合联箱来实现螺旋管至垂直水冷壁管的过渡
垂直水冷壁
螺旋管圈+内螺纹管
漩涡效果 > 重力作用
第三章 主要受热面介绍
• • • • 水冷壁 过热器 再热器 省煤器
• 炉膛四周为全焊式膜式水冷壁，炉膛由下部螺旋 盘绕上升水冷壁和上部垂直上升水 冷壁两个不同 的结构组成，两者间由过渡水冷壁和混合集箱转 换连接。 • 炉膛下部水冷壁（包括冷灰斗水冷壁、中部螺旋 水冷壁）都采用螺旋盘绕膜式管圈。 螺旋水冷壁 管（除冷灰斗采用光管外）采用六头、上升角 60°的内螺纹管。 • 由垂直水冷壁进口集箱拉出三倍于引入螺旋管数 量的管子 进入垂直水冷壁，垂直管与螺旋管的管 数比为 3：1。这种结构的过渡段水冷壁可以把 螺旋水冷壁的荷载平稳地传递到上部水冷壁。
管子内表面充满了液体
垂直水冷壁进口 螺旋水冷壁出口 螺旋水冷壁
• •
采用内螺纹管，提高水冷壁安全裕度 管间吸热偏差小，适应变压运行
3：采用前后墙对冲燃烧方式: 锅炉水冷壁出口温度偏差小 技术特点：
上部炉膛宽度方向上的烟气温度和速度分布
比较均匀，使水冷壁出口温度偏差较小，也 就有利于降低过热蒸汽温度偏差，保证过热
左侧墙
器和再热器的安全性。
左侧墙 4ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ0 前墙 右侧墙 后墙
右侧墙 燃尽风口 流体温度(oC) 400
100%MCR
390
燃烧器
380
最大温差 燃烧方式 切圆燃烧 切圆燃烧(设置节流圈) 对冲燃烧方式
超临界机组锅炉设备培训课件.pptx
螺旋管圈
内螺纹管结构
水冷壁出口 介质温度
热负荷
流
流
向
向
燃烧器
前墙
侧墙
燃烧器
后墙
侧墙
垂直管布置水冷壁
燃烧器
燃烧器
前墙 侧墙 后墙 侧墙
螺旋上升式水冷壁
３.采用前后墙对冲燃烧方式
３.采用前后墙对冲燃烧方式
后墙 前墙
热烟气和灰粒冲 刷的几率较小
②
③ ④
①
侧墙布置的吹灰器 可有效控制水冷壁 的积灰
• 17、一个人如果不到最高峰，他就没有片刻的安宁，他也就不会感到生命的恬静和光荣。下午12时42分41秒下午12时42分12:42:4120.9.27
• 14、Thank you very much for taking me with you on that splendid outing to London. It was the first time that I had seen the Tower or any of the other famous sights. If I'd gone alone, I couldn't have seen nearly as much, because I wouldn't have known my way about.
屏式过热器 喷水
低温过热器
高温再热器 喷水
低温HP 高压缸
低压旁路阀 疏水阀
IP 中压缸
L P 低压缸 喷水
水 冷 壁
省煤器
启动分离器
疏水扩容器
冷凝器
储水罐
水位控制阀
启动循环泵
启动排污
再循环管路水位控制阀 给水控制阀
直流锅炉和自然循环锅炉的区别
添加到搜藏已解决直流锅炉和汽包锅炉的问题悬赏分：10 - 解决时间：2009-12-23 00:42直流锅炉和汽包锅炉的区别和各自的特点，在不同工艺流程中的优点和缺点，谢谢提问者：6526556 - 三级最佳答案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，所以在锅炉的汽水分离器中会有饱和水分离出来，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。
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，为了回收启动过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。
660MW超超临界直流锅炉运行中几个问题的分析
锅炉运行中的几个问题的分析徐光学1.几个主要观点。
2.直流炉与汽包炉的本质区别是什么？为何采用不同的控制方式？3.公司机组器启停过程中，锅炉在湿态运行阶段可以把它当作汽包炉进行调整吗？4.锅炉在湿态运行时，如何调节分离器水位？5.为什么说锅炉在120MW到180MW负荷之间不能长时间停留？6.机组负荷达到100MW后，如果需要进行湿态洗硅或因设备故障，短时间内不能升负荷进行干湿态转换时，应如何进行调节？7.在停机过程中，完成干态到湿态转换后，我们的调节目标是什么？应如何进行操作？8.在机组启动和停机过程中，锅炉在湿态下运行时，发现主汽温度下降应如何处理？一、几个结论：1.直流炉与汽包炉的本质区别在于循环倍率不同，蓄热能力差别很大。
在机组并网后，虽然锅炉貌似汽包炉，但随着负荷的增高，锅炉的循环倍率越来越低，其运行特性也逐步呈现出强烈的直流锅炉的特性。
因此不能以干湿态转换为界将锅炉的运行状态进行简单区分。
简单地说：直流锅炉较低的蓄热能力和始终偏低的循环倍率决定了直流炉永远不会变成汽包炉。
煤、水、负荷的协调控制始终是锅炉运行中的首要任务。
2.直流炉湿态运行阶段，分离器水位更多反映的是锅炉的输入和输出热量的平衡，而不是蒸汽流量和给水流量的平衡（忽略了能量的平衡而片面追求汽、水流量的平衡会造成蒸汽温度的失控）。
应通过煤量和机组负荷的共同调节，使水位达到总体平衡，通过给水副阀、BR阀、WDC阀来进行细调，简单地依靠给水流量来调节分离器水位是非常危险的。
3.直流锅炉蓄热能力差，一旦输入、输出热量的平衡遭到破坏，会迅速反应到蒸汽温度上。
无论是湿态还是干态，在进行负荷与其它参数的调整过程中，煤、水、负荷的必须时刻保持一致。
二、直流炉与汽包炉的本质区别是什么？为何采用不同的控制方式？在直流炉中，工质一次性通过受热面，其循环倍率为1.0；汽包炉中,工质在受热面中需经过多次循环加热，其循环倍率一般在4以上。
由于两种锅炉的循环倍率不同，导致锅炉的结构、特性和控制方式存在较大差别。
汽包炉与直流炉区别(超临界机组技术讲座)PPT课件
目前我国火力发电平均煤耗为362g/kw.h，比国外先进国家高 30～40g/kw.h，以我国火力发电量每年32亿kw.h计算，要比先 进水平多消耗掉11200万标准煤，约合14500万吨普通烟煤。以每 吨煤价500元计算，每年浪费掉725亿元。
国家已把节能减排工作作为重中之重的任务，因此，发展超临界 机组及关停中、小机组已成为当前的紧迫任务。
-
23
2.2.1、垂直管圈的优点是：
1、结构简单，便于制造和安装； 2、水冷壁支吊和热膨胀比较简单，不需要拉力板等特 殊设计； 3、汽水阻力降比较小，比螺旋管圈少1/3； 4、对结渣性强的煤，不容易结渣和挂渣。
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24
2.2.2、垂直管圈的缺点：
1、对炉膛燃烧及结渣等因素的产生热力偏差比较敏感， 运行中容易产生较大温度偏差，影响安全可靠性。 2、对水冷壁需要加装节流圈，运行初期及大修之后都 要进行水动力调整试验，增加了运行复杂性。
3. 从2001年开始，我国大力发展超临界机组，2003年以后又 大力发展超超临界机组。到目前为止，全国已订货600MW 机组约250台，1000MW超超临界机组约130台。这种发 展速度是世界发电史上前所未有的。
4. 我国的超临界机组主要依靠技术引进，目前正在消化，吸收 之中。我国由于技术储备不足，高级钢材的治金技术不高， 所以走自主创新之路还很艰难。
-
25
3、超临界需要配备启动系统
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简单疏水扩容器的启动系统
4、超临界锅炉水冷壁、过热器等受热面选用较小 口径，有利于减轻重量及便于制造，但材质的品 位比亚临界要高许多，因此制造工艺比较复杂。
据不完全统计，截止2000年为止，美国约有160台超临界机组， 总容量约86000MW；前苏联（俄罗斯）有232台超临界机组，占全 国发电量的40%；欧共体中以德国为主，还有意大利、丹麦等少数 国家，目前欧洲约有６０台超临界机组，但英、法二国没有超临界 机组在本国运行；日本是后起之秀，目前约有100多台超临界机组 在运行；韩国在90年代开始引进技术，目前约有18台500MW、 800MW超临界机组。
超超临界锅炉介绍详解
左侧墙
410 100%MCR
前墙
右侧墙
后墙
400
390
380
最大温差
燃烧方式 切圆燃烧
切圆燃烧(设置节流圈) 对冲燃烧方式
20oC 10oC 7oC
前后墙对冲燃烧方式:热空气配风简单可靠
来自AH 大风箱
燃尽风 燃烧器 燃烧器 燃烧器
来自AH
4：锅炉旁路系统采用带炉水再循环泵的启动 系统，虽然系统相对复杂，但在锅炉启动和 低负荷运行时可以回收大量的工质和热量， 同时保证启动系统的运行更加安全可靠。
• 4：
• 日期：2006年11月12日
• 运行方式：机组负荷降至150MW(主汽压8.5Mpa、主 汽温530℃,燃油CD层8支、C、D磨、电泵、炉湿态),
• 动作情况：汽机手动跳闸,电气自动解列。炉手动 MFT。
• 动作原因：四过泄漏，停炉检修,三过管更换1根(变 色)、四过管更换2根（1根爆管、1根变形）、割口 检查清理14处，共焊口28个,拍片970处，新增壁温 测点312支，更换壁温测点128支
垂直水冷壁
垂直水冷壁进口 螺旋水冷壁出口
螺旋水冷壁
螺旋管圈+内螺纹管 漩涡效果 > 重力作用
管子内表面充满了液体
• 采用内螺纹管，提高水冷壁安全裕度 • 管间吸热偏差小，适应变压运行
3：采用前后墙对冲燃烧方式: 锅炉水冷壁出口温度偏差小
左侧墙
右侧墙燃Βιβλιοθήκη 风口燃烧器流体温度(oC)
技术特点：
上部炉膛宽度方向上的烟气温度和速度分布 比较均匀，使水冷壁出口温度偏差较小，也 就有利于降低过热蒸汽温度偏差，保证过热
• 5：
• 日期：2006年11月12日
超临界直流锅炉
超临界锅炉和直流锅炉
超临界锅炉－－从压力 上分类
直流锅炉－－从有无汽 包分类
超临界锅炉一定是直流 锅炉
直流锅炉不一定是超临 界锅炉，可以是亚临界 或以下压力锅炉．
直流炉可以适用于任何压 力，但如果压力太低，则 不如自然循环锅炉，所以 一般应用在P≥16MPa的锅 炉上。当然超（超）临界 参数锅炉必须采用直流型 式
直流锅炉的技术特点
9.汽温调节困难。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 分界面，随着给水流量和燃料量的变化， 受热面的加热段、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。
直流锅炉工作原理
直流锅炉没有汽包，给水在给水泵压头的作用下，顺序流过热水段、 蒸发段和过热段受热面一次将给水全部变成过热蒸汽，蒸发区循环倍
高而提高，超临界压力机组比亚临界机组
热效率提高2—3%。
电厂名称
容量 MW
供电煤耗 g/kWh
发电煤耗 g/kWh
厂用电 率%
华能南京电厂
300
324.5
309.8
4.53
华能营口电厂
320
337.2
320.7
4.90
华能伊敏电厂
500
329.5
3l1.2
5.55
国华盘山电厂
500
331.O
3l1.1
直流锅炉的技术特点
7.热惯性小。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， 进而导致工形式
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4.
5.
5. 超临界机组在中国的快速发展
1. 中国早在上世纪80年代初就提出要发展超临界机组，但由 于思想保守，资金有限等各种因素影响，没有受到积极响 应。
从1987年开始，陆续引进一批超临界机组，主要是从德国， 瑞士和俄罗斯引进。至2000年，共引进300MW至900MW机组 共约20台。 从2001年开始，我国大力发展超临界机组， 2003年以后又 大力发展超超临界机组。到目前为止，全国已订货 600MW机 组约250台，1000MW超超临界机组约130台。这种发展速度 是世界发电史上前所未有的。
4. 5.
3. 前苏联（俄罗斯）超临界技术的发展
1. 2. 3. 第一台300MW机组于1963年投运；第一台500MW机组 于1968年投运； 第一台800MW机组于1969年投运；第一台1200MW机组 于1981年投运。 前苏联规定300MW以上机组必须采用超临界机组，至 今在前苏联地区总共有250台超临界机组在运行，占 发电总量的40%左右。 前苏联超临界机组的参数定为24MPa，545/565℃,目 前正在研发30～32MPa。580～600℃/580～600℃的 超超临界机组。 前苏联的超临界机组效率不及西方国家的高，自控、 水处理、辅机等技术也不高。
2.超临界压力与亚临界压力的水和蒸汽的特 性比较
水混合物共存，然后变成干蒸汽和过热蒸汽。
• 低于临界压力的水加热到饱和温度后产生蒸发，形成汽、 • 达到临界压力及超过临界压力后，水加热后达到相变温
度时就立刻变成蒸汽，没有汽、水共存现象。蒸汽被进 一步加热后变成过热蒸汽。 • 超临界压力下，过热蒸汽的密度高，也就是说比容小， 因此，水冷壁和过热器的管子可以采用较小管径，有利
特超临界35MPa 700 ℃ /720 ℃
t/year
-335000
-780000
二. 超临界机组的发展史
1. 美国超临界技术的发展概况
2. 欧洲超临界技术的发展及特点
3. 前苏联（俄罗斯）超临界技术的发展
4. 日本的超临界技术 5. 超临界机组在中国的快速发展 6. 上海锅炉厂有限公司的600MW、1000MW超临界锅炉
1、超临界锅炉只能采用直流锅炉，不能采用汽包锅炉
当水的压力超过临界压力22.115MPa以后，由于水和水蒸汽不能 存在两相共存，在水冷壁中不可能有汽水混合物存在，因此也就不 可能采用汽包锅炉，而只能采用直流锅炉。但是，超临界锅炉在起 动过程中，水冷壁在亚临界压力以下运行，也存在汽水温合物共存 现象，这时，为了分离汽水混合物，需要采用起动分离器将蒸汽和 水分离。因此，超临界锅炉虽然没有汽包，但还需要分离器。图 1、 图2、图3分别表示自然循环、控制循环、直流锅炉三种不同的水循 环方式。从图中可以看出，自然循环和控制循环需要汽包进行汽水 分离，而直流锅炉需要分离器进行汽水分离。汽包的直径比较大， 壁厚比较厚，而汽水分离器的直径比较小，壁厚也比较簿，我厂生 产的660MW超临界锅炉分离器直径φ813(外径），壁厚90，材质为 SA335 P91。汽包是卧式布置，而起动分离器是立式布置的，放在 锅炉的前墙上部。
4、超临界锅炉的水冷壁及过热器等受热面可采用较小的管径，有利于减 轻重量。
5、超临界锅炉由于汽压、汽温都比较高，因此受热面的材料等级比亚临 界锅炉高。 6、超临界锅炉没有排污系统，因此给水品质要求更高。 7、超临界锅炉对自动控制的要求更高。 8、超临界锅炉的起动过程不同于亚临界汽包炉。 9、超临界锅炉容易产生高温蒸汽对管内壁的氧化腐蚀。 10、超临界锅炉的一次蒸汽系统阻力降比汽包炉大，增加了给水泵的功 率和厂用电。
300MW 亚临界 16.7 540/540 38 5 314 330
600MW 亚临界 17.5 541/541 39 4.8 310 324
600MW 超临 界 25.4 （543/569） 571/569 40.5/41 4.6 295/290 312/308 (-3.7%) -4.9%
660MW 超 超临界 26.15 605/603 43 4.5 282 295
全世界超临界机组的发展综述
从1957年美国第一台125MW超临界机组投入运行后，在上世纪 60年代、70年代和80年代是超临界机组发展的全盛时期，以美、苏、 日、德为领军国家。 据不完全统计，截止2000年为止，美国约有160台超临界机组， 总容量约86000MW；前苏联（俄罗斯）有232台超临界机组，占全 国发电量的40%；欧共体中以德国为主，还有意大利、丹麦等少数 国家，目前欧洲约有６０台超临界机组，但英、法二国没有超临界 机组在本国运行；日本是后起之秀，目前约有100多台超临界机组 在运行；韩国在90年代开始引进技术，目前约有18台500MW、 800MW超临界机组。 我们中国1991年第一台600MW超临界机组从瑞士引进，以后从 俄罗斯、德国、日本、美国等共引进约20台超临界机组。从2003年 开始，国产引进型600MW～1000MW机组陆续投入运行，至今投 运国产引进型机组超过100台，正在安装和制造的约150台。其发展 速度在世界绝无仅有。
4.超临界机组的减排效果
二氧化碳排放比较
参数
亚临界 18MPa 540℃/540℃ 超临界25MPa 540 ℃ /565 ℃ 超超临界27MPa 580 ℃ /600 ℃
单位
t/year t/year t/year
燃煤量
基准 -52000 -115000
CO2排放
基准 -120000 -270000
于承受高的压力。
我国火力发电蒸汽参数及装机容量的变化过程
蒸汽参数与发电煤耗比较
压力等级
汽压Mpa 汽温℃ 电厂效率% 厂用电率%
6MW 中压
3.83 450 28 7 ＞400 430
50-100MW 高压 9.8 540 32 6.5 365 390
125MW 超高压 13.7 540/540 32 6 338 360
1000MW 超超临界 27.46 605/603 43.3 4.5 278 290
特超临界
35 650/0 ～47
发电煤耗 g/kW·h
供电煤耗 g/kW·h 耗煤比较
～250
﹢32.7%
﹢20.3%
﹢11%
﹢0.02%
±0%
-8.9%
-10%
-20%
3.超临界机组的节能效果
与亚临界机组相比，超临界机组可节煤5%，超超临界机组可节煤 9%～10%； 与亚临界机组相比，超临界机组可减少污染物排放量5%～10%； 目前我国火力发电平均煤耗为362g/kw.h，比国外先进国家高 30～40g/kw.h，以我国火力发电量每年32亿kw.h计算，要比先进水 平多消耗掉11200万标准煤，约合14500万吨普通烟煤。以每吨煤价 500元计算，每年浪费掉725亿元。
2.
3.
4.
我国的超临界机组主要依靠技术引进，目前正在消化，吸 收之中。我国由于技术储备不足，高级钢材的治金技术不 高，所以走自主创新之路还很艰难。
从2003年到目前，全国已投运国内生产的超临界机组约 100 多台，总体性能尚可，但可靠性尚有待考验 。
5.
4. 日本的超临界技术
1. 2. 日本超临界技术先依靠全面引进，后进行消化，吸收及 自主创新。发展很快，是后起之秀。 日本自1967年引进第一台600MW超临界机组，1971年自己 仿制500MW机组，每3～4年提高一个等级。现在日本约有 120多台超临界机组正在运行，最大为 1000MW机组。 日本从1967年至1980年间投运的约80台超临界机组，都 是定压运行，参数为25.4MPa，538/538℃,并且大多是燃 油或燃气机组，所以技术上问题比较少，可靠性比较高。 从1980年开始，日本率先大力发展变压运行燃煤超临界 机组，主要是提高经济性及运行灵活性。
600MW超临界机组起动分离器外形图（镇江电厂、太仓电厂等）。
2、超临界锅炉水冷壁的几种型式
超临界锅炉水冷壁的型式，不像汽包炉那样只局限于 采用垂直管圈，可以采用螺旋管圈、垂直管圈以及水平
上升管圈和垂直多次上升管圈等多种型式。现代超临界
锅炉由于采用变压运行方式，因此只能采用螺旋管圈和
一次垂直上升二种管圈型式。
2.
3.
600 MW 超 临 界 锅 炉 总 图
三. 超临界锅炉的特点---与亚临界汽包炉相比
1、超临界锅炉只能采用直流锅炉，不能采用汽包锅炉。 2、超临界锅炉水冷壁可采用螺旋管圈或垂直管圈等多种型式，而汽包锅 炉只能采用垂直管圈。 3、超临界锅炉起动时需要利用启动旁路系统，而汽包锅炉不需要采用起 动旁路系统。
超临界机组技术讲座
主讲:
一. 超临界参数和节能减排
1. 何为超临界压力及超临界参数 2. 超临界压力与亚临界压力的水和蒸汽的特性比较 3. 超临界机组的节能效果 4. 超临界机组的减排效果
1. 何为超临界压力及超临界参数
• 水的临界压力：PLJ=22.115MPa; • 临界压力下的相变点温度：t=374.12℃； • 低于临界压力的蒸汽参数：称为亚临界或超高压、高压 及中压； • 高于临界压力的蒸汽参数：称为超临界、超超临界以及 特超临界；
国家已把节能减排工作作为重中之重的任务，因此，发展超临界 机组及关停中、小机组已成为当前的紧迫任务。
国家规划到2010年我国火力发电平均煤耗降至355g/kw.h以下， 到2020年再降到325g/kw.h以下，这是一个十分艰巨的任务，不大 力发展超临界机组和同时关停高耗、高排的落后机组，是根本达不 到这个目标的。