二次再热锅炉的现状及运行分析

（论文）摘要由于我国目前面临的环境压力空前巨大，加之我国能源的特点又是多煤、少汽、贫油，在国家节能降耗减排政策的导向下，中国未来的电力市场将向研究高效率低排放低污染方向发展高效高能的火电机组。二次再热机组具有高效率低污染等优点并且满足了低压缸最终排气湿度的要求，是当前解决能源危机、环境污染与经济发展之间矛盾的重要措施。结合目前和未来经济发展和能源需求的情况来看，二次再热机组的参数将会大幅度提高，同时采用二次再热机组，可以获得与IGCC和PFBC发电机组大致相同的效率，二次再热机组的技术优势开始凸显出来。但即便如此，二次再热机组也面临着机组系统复杂，初期投资成本加大，对材料性能要求高等问题。本文志在讨论二次再热机组运行的可行性与优缺点分析以及要克服的难点的探讨，为国内发展研究二次再热机组锅炉提供参考。关键字：二次再热,超临界机组,锅炉ABSTRACTBecauseourcountryisfacinganunprecedentedenvironmentalpressure,combinedwiththecharacteristicsofenergyinChinaismuchlesscoal,steam,boundary,undertheguidanceofthenationalpolicyofenergysavingandemissionsreduction,thefutureofChinaelectricpowermarketwillbetodevelopinthedirectionofresearchonhighefficiencylowemissions,lowpollutionandefficienthighthermalpowerunit.Secondreheatunithastheadvantagesofhighefficiencylowpollutionandmeettherequirementsofthelowpressurecylindereventuallyexhaustthehumidity,isthecurrentsolvetheenergycrisis,environmentalpollutionandeconomicdevelopmentofthecontradictionbetweentheimportantmeasures.Accordingtothefuturedevelopmentoftheultrasupercriticalunit,parameterswillbefurtherimproved,andthesecondreheatunit,canobtaincomparabletoIGCCandPFBCpowergenerationtechnologytotheunitefficiency.Butevenso,thesecondreheatunitsarealsofacingunitssystemiscomplex,theinitialinvestmentcost,highdemandsonmaterialproperties.Thisarticleaimstodiscussthefeasibilityofthesecondreheatunitoperationandtheadvantagesanddisadvantagesofanalysis,andtoovercomedifficulties,fordomesticdevelopmentofresearchonsecondaryreheatunitboilertoprovidethereference.KEYWORDS:doublereheat,super-criticalunit,boiler摘要IABSTRACTII第1章绪论11.1选题背景和意义11.2国内外研究现状11.3论文的主要研究方向及预期目标2第2章二次再热锅炉概况32.1我国二次再热机组设备的现状32.2二次再热锅炉主要技术参数32.2.1主蒸汽压力32.2.2主蒸汽温度42.2.3再热蒸汽温度42.3二次再热与一次在热超临界锅炉区别52.3.1二次再热的热力系统方案5第3章二次再热锅炉特点73.1二次再热机组的特点73.1.1二次再热锅炉汽机的特点73.1.2二次再热锅炉的特点83.1.3受热面的布置方式83.2二次再热锅炉的难点93.2.1热力系统结构布置及优化93.2.2再热蒸汽温度控制93.2.3二次再热机组蒸汽参数的选择93.2.4二次再热锅炉设计难点分析103.2.5二次再热汽轮机设计难点分析103.2.6二次再热系统设计难点分析113.3二次再热机组气温的调整123.3.1煤水比控制123.3.2喷水减温控制13第4章二次再热锅炉的主要问题及应对措施154.1二次再热锅炉面临的主要问题154.1.1受热面布置上的困难154.1.2给水温度提高带来的问题164.1.3二次再热蒸汽调温方式的选择164.2防治二次再热锅炉设备问题的措施164.2.1如何有效的降低水冷壁蒸汽温度164.2.2采用尽可能高的给水温度，引入汽动给水泵174.2.3采用面式减温器调节二次再热汽温17第5章与展望18参考文献19致谢20第1章绪论1.1选题背景和意义煤炭资源在我国能源结构中占最主要的比例，我国大部分电力生产都是以煤炭为燃料的。在当前中国能源开采量占世界的第三位，资源消费水平第二位，但是中国人均石油储量为世界平均水平的11%。而我国电力行业以火力发电为发展方向的规划在未来相当长的时间里很难根本取代。再者由于我国资源分布不均，国家经济发展的需要，日益要求严格的节能减排以及环境保护压力的加大，高效合理的生产方式迫在眉睫。要想使有限的资源利用最大化，必须提高机组生产的效率。火电机组的热力循环基本上都是以郎肯循环为基础的，因此要进一步提升火电机组的效率[1]，现阶段主要的技术措施是提高蒸汽参数，降低排汽参数，优化锅炉汽机配置，升高给水温度，选择二次再热技术等。提高蒸汽参数提高给水温度由于在现阶段抗压耐高温材料的研制，很难在短时间内有较大的突破。由此采用超超临界二次再热技术，调高机组效率，降低热耗，减少排污的优势越来越得到国外及国内火电厂发电领域的认可。发电机组再热技术因为提高蒸汽在汽轮机做功后的干度，降低了因末级湿度过大对叶片造成水冲击或者叶片折断等重大事故的风险，并且提升了蒸汽的做功能力，使机组的循环效率增加[2]。与常规超超临界参数相比，二次再热超超临界机组参数大概提高7MPa，压力的提高不仅可以降低汽轮机热耗，而且还提高机组的循环效率[3]。再热蒸汽温度提高20度左右，高再热蒸汽出口温度从而提高因此又进一步提高了循环效率。1.2国内外研究现状总的来说，二次再热火力发电机组发电技术在国外发展的还是比较早，早就在20世纪50年代出现了，西方国家绝大部分二次再热机组锅炉也在二十世纪六七十年代生产[4]。因为金属材料性能的制约，仅仅部分大机组投运了二次再热。典型的二次再热国家有日本，德国，丹麦和美国。但之后生产的二次再热机组并不是很多，从最近的二十几年来看，国际上运行的也就只有4台而已。根据资料显示，全球大约有52台二次再热机组正在使用，美国有23台，德国有11台，日本有12台，丹麦有2台。美国研究超超临界机组技术的起步最早，技术也是最先进的。1959年，在当时世界上汽压和温度最高的机组，美国Eddystone电厂机组投产，该机组容量大小为32.5万千瓦。日本由于资源匮乏，自始至终把降低煤耗，提高发电机组热效率放在首要的位置。日本从20世纪60年代初截止到1976年，总共有11二次再热机组投入运行。1989年，日本投运了2台目前现今全球机组容量最高的二次再热超超临界机组，穿越电厂1号，2号机组[5]。机组容量700万千瓦，热效率百分之四十一，燃料全部为液化天然气。丹麦的一个电厂的机组也是目前世界上热效率最高的机组之一，热效率可达47%-49%。目前国内关于二次再热发电技术理论和研究才刚刚起步，资料大多都是二次再热机组热经济型分析或者循环吸热量的技术分析。截止目前，由于国内尚未有二次再热机组投产，因此在机组的设计、计算、厂房和受热面布置、运行等方面经验都不足。在700度镍基材料能够大规模推广应用之前，发展二次再热机组是提高机组效率的重要措施，完成国家规定的节能减排目标的必然选择。国内在建的二次再热机组有：华能安源六十六万千瓦二次再热机组、华能莱芜一百万千瓦二次再热机组以及国电泰州百万千瓦二次再热机组[6]。由于二次再热机组有两个再热器，气温影响因素更多，锅炉受热面布置更加复杂，机组长时间在高温度高蒸汽参数下运行时要求更加严格。1.3论文的主要研究方向及预期目标1、分析我国二次再热锅炉设备的现状和技术参数，它和一次再热机组的区别。2、分析二次再热机组设备的主要特点、技术难点和优越性。3、分析目前二次再热锅炉运行中遇到的主要问题和防治措施。4、气温控制的特点和主要任务。第2章二次再热锅炉概况2.1我国二次再热机组设备的现状虽然我国开始研究二次再热锅炉设备较西方发达国家晚了许多，但是由于材料性能、系统结构复杂、机组可用率不高等等的限制。上世纪八十年代国外技术机组运行的可靠性和安全性仍然是比较差，所以基本也是处于一种停滞不前的状态。近年来，由于我国在经济的快速发展的同时，在环境保护方面做得并不是很出色，导致我国现在面临的环境压力空前巨大。意识到环境对人类生存的重要性，我国也开始积极的投身于二次再热设备的研究当中。国内来讲，在建的或已经建成的二次再热机组有：华能安源六十六万千瓦二次再热机组、华能莱芜百万千瓦二次再热机组以及国电泰州百万千瓦二次再热机组。华能莱芜电厂1000MW二次再热机组。主蒸汽压力31MPa、主蒸汽温度600℃、再热汽温度620℃、620℃，参数和单机容量均为当前世界最高水平。机组设计热效率达到47.95%左右，比国内常规超超临界一次再热机组高约2.3%，煤耗降低8至10克/kwh[7]。不仅充分利用当前性能先进的材料，而且借鉴西方先进思想和方法提高效率。发电效率提升非常显著，更明显的降低了电厂废汽的排放，是当前中国乃至全球上技术最先进的创新研发成果。国电泰州发电厂于2012年9月开始建设投资的一百万千瓦超超临界二次再热发电机组是国家科技支撑计划的示范工程。动态总投资84.8亿元，将投资建造2台百万千瓦二次再热超超临界发电机组，将于2015年发电。参与研发单位机构主要有:国电公司、上海电气公司、华能国际电力股份有限公司、以及高校(上海交通大学、清华大学和西安交通大学)。该机组设计蒸汽参数31MPa/600℃/613℃/613℃，煤耗256.2g/kWh，机组发电效率将高达47.94%，比当前世界最好的二次再热发电机组高1%左右。锅炉由上海锅炉厂有限公司制造，选取单炉膛单切圆燃烧、通风、露天布局、构架是钢铁材料[8]。华能安源电厂2台660MW二次再热机组主蒸汽压力31MPa、主蒸汽温度600℃、再热汽温度620℃、620℃，和华能莱芜的机组参数相同。由此可以预计，未来二次再热机组在中国将有更好的发展前景。由此，研究二次再热机组对解决我国能源结构分布不均及匮乏等问题具有重要的意义。2.2二次再热锅炉主要技术参数2.2.1主蒸汽压力对于一次再热的机组，由于湿度太大会增加汽机叶片折断的风险，所以低压缸排汽湿度不能太高，使主蒸汽压力的上升受到很大的限制。通常，对于再热汽温不超过620℃的一次再热锅炉，主汽压力一般不超过28MPa左右。对于二次再热机组，其低压缸排汽湿度有所下降，这样在同样的气温状态下，效率就能更加的提升。主汽压力大于27MPa后压力升高1MPa能减小热耗一个百分点左右，因此提高主汽参数可以提高机组效率很多。到30MPa以上时，压力参数的提高对汽轮机效率的影响大幅度减小，经济性因素急剧下降，所以压力太高并不能更好的提高热效率和经济性。自从1997年第一个百万级千瓦容量、高中低模块标准结构组成的黑泵电厂2×874MW机组投运以来。西门子公司己完成3个不同的高中压模块系列的28-30MPa超超临界参数汽轮机的开发，拥有了该压力参数超临界汽轮发电机组产品的设计生产技术。西门子公司经过初步分析和研究，他们认为基于目前现有汽轮机模块，经过结构强度材料性能优化等方而的一些改进，也可制造高达30MPa以上的超超临界机组。国际目前来说运行的超临界机组汽机高压缸最高进汽压力达到32MPa。国内东锅、武锅、上锅推荐的二次再热机组主汽压力为30~35MPa。其中上汽推荐35MPa左右，东汽推荐30MPa左右，哈汽推荐31MPa左右，考虑到主蒸汽压力上升带来的安全成本和经济成本上升的因素，暂且推荐主蒸汽压力为31MPa[9]。经实践证明，增大蒸汽参数确实可以增大机组的效率。主蒸汽汽压力在27MPa以内，提高1MPa进汽压力大约较少汽耗两个百分点，但是没有限制的大幅度提高主汽压力，虽然机组可能升高，但相比对材料性能提高的成本上升来比，对机组材料性能的要求很高，更有可能达到设计极限值，造成相关蒸汽管道、阀门、受热面以及设备部件壁厚增加，带来材料成本上升。所以并不能提高经济性，由于管道及壁厚增加也影响机组的启停和操作性，加大安全运行风险，所以主汽压力在35MPa以内是合理的选择。“定一滑一定”运行的机组，需要注意的是应该考虑32MPa对应的汽机额定工况下的压力。因此应考虑采纳32MPa对应的汽机工况，以提供参考选择的意义。2.2.2主蒸汽温度总的来说，提高1℃过热汽温，机组热耗下降0.025%。因此，增加主汽温度参数对提升机组效率的效果很明显。国外采用先进材料的机组再热器温度也不超过620℃，所以选择620℃作为主汽温度的规定值是合理的。2.2.3再热蒸汽温度经验来讲，提高1℃再热汽温的话热耗会下降大约0.15%左右。参考国外已经运行的机组，二次再热压力只有主汽压力的三分之一不到，远远小于主汽压力。所以，锅炉的受热面及各管道的材料使用现阶段的完全可以满足要求。如果再热汽温提高，二次再热机组的排汽湿度会下降很多。因此这样可以保证末级叶片不发生水冲击事故，保证了机组的安全运行。2.3二次再热与一次在热超临界锅炉区别图2-1（a）一次再热循环温熵图（b）二次再热循环温熵图2.3.1二次再热的热力系统方案如图2-1(b)为理想状况下超临界机组二次再热的温熵图。状态1-2-3-4-5-8-9-0-1是二次再热循环。朗肯循环增加循环2-6-7-1-2主要过程和5-6-3-4-5主要过程就变成了二次再热机组[10]。二次再热机组与一次在热相比在压力、温度和传热等方面有着明显的区别。随着二次再热机组吸热次数和级数的增多，机组的吸热量和烟气与蒸汽侧的压力与一次再热机组有很大的区别。二次再热锅炉与一次再热锅炉比较，水冷壁的运行维护状况发生了主要有以下几个变化：第一：蒸汽流量发生了大幅度的变化，蒸汽的减少量减弱了水冷壁管的冷却能力。第二：蒸汽压力的变化，水冷壁出口压力的提高降低了材料的最大上限温度和水冷壁管管内流动的不稳定性。第三：给水温度的增加提高了水冷壁的出口温度，并且在低负荷运行时减弱了水循环异常的状况发生。这三种原因都导致了水冷壁出口温度的上升，需要我们提升材料的性能和更实用的设计来处理水冷壁的安全和经济性问题。参考汽水的变化状况，二次再热机组与一次再热相比有着在下列明显的困难：(1)增多了一级再热器，受热面也增多了许多，使机组系统更加复杂。(2)气温的调控更加艰难，喷水调节的过程将更加繁琐复杂。(3)锅炉设计温度是600℃/620℃/620℃，三个受热面出口温度达到或超过600℃，两组再热器由于温度高，使其变化温差裕量变小，必然会影响锅炉的安全稳定运行。(4)低再由于汽压特别低，所以体积流量加大，因此对再热器的操作与管理将更加困难。(5)炉膛选择要有稳定的物理燃烧结构和受热面蒸汽参数完成规定要求。(6)省煤器的入口烟温和入口水温增加，要计算研究使水温和烟温达到稳定的受热面布置。(7)主汽流量不断下降，吸热量持续性增大，导致受热面温度持续的增加。第3章二次再热锅炉特点3.1二次再热机组的特点3.1.1二次再热机组汽机的特点二次再热锅炉必须配置有超高压缸，合缸型式的超高压一高压缸可以选择，单独分开的汽缸经实践运行得出的结论也是适用的。合缸型式机组长度短、布局过小、机构不复杂。一千兆瓦级别二次再热机组与一千兆瓦级别一次再热机组长度大致一样，降低锅炉厂房投资;降低了固定支撑轴承量，减小轴承与轴承座之间的磨损。不仅超高压缸的高温进汽布置在汽缸中部，而且高压缸的进汽也放置在中间部位。这使汽缸从中间向两端温度逐渐变化的非常平缓。由于结构的原因使其处在较低温度，这对轴封和轴承的安全操非常有好处。超高压和高压缸转子的前汽封两个安装在一起变为一个，优点是结构更加简单和汽封系统更易操作，使其操作起来更加方便。缺点则是合缸结构的汽缸非常大，内外缸温度变化规律并不是线性分布，所以机组启动运行汽封间隙会随时间波动非常大，因此对其设计要求颇高。分缸型式优点是轴承之间间距较小，很符合转子转动时动态特性的性能，很方便布置排汽管道，但是汽机尺寸要比一次再热汽机长出许多。因为没有布置回热抽汽口的原因，超高压缸的应力要求会比那些有抽气口的高压部分低许多，因此这就为主蒸汽压力的提升提供了方便。由于进汽压力的升高，排汽温度提高等因素的改变，要求高压缸材料更换为材料性能更好、更加耐高温的外缸，阀门数也要增加很多，而且汽缸的壁要增厚[11]。分缸超高压缸:由于二次再热锅炉的主汽参数较高，增加了一级再热，因此必然要配置入口压力更高的超高压缸来满足条件，而且汽缸的排汽参数也会提高许多。因此，超高压缸的进出口容积流量参数也明显要比其他一次再热锅炉的小很多。分缸高压缸:高压缸的进汽参数是处在一次再热机组汽机两汽缸之间。二次再热机组高压缸进出口容积流量、压强和焓降比其一次再热锅炉的中压缸要大一些，所以可以选用较小的中压缸。而针对进汽压力的上升等一些列改变，必须更换性能材料和重新研究汽缸结构，从而提升其性能和对气温的耐受能力。分缸中压缸:中压缸的入口压力相比一次再热锅炉的中压缸要低很多。因为中压缸进汽温度变化不大，过热度变大了许多，这对机组的安全也有一定的影响。必须减小中压缸的排汽压力来满足其入口汽温低于规定标准。分缸低压缸:因为二次再热机组低压入口压力减小、导致比容上升颇大，机组的尺寸必须相应扩大，这增加了机组的生成成本和加大制造工艺的难度。因为选择二次再热，低压排汽的湿度大幅度下降，对转子的安全运行非常有好处并且提升了流通效率[12]。3.1.2二次再热锅炉的特点国内外到目前为止投入运行发电的二次再热锅炉型式有π型和塔式炉。由于增加了一级再热，受热面、燃料量以及回热级数都有较大的变化，因此二次再热锅炉有自己独特的特点和运行方式，我们要了解以便能更好的发挥其优点。(1)主蒸汽、一次再热蒸汽以及二次热再热蒸汽汽温的调节和控制因为直流锅炉的运行特点告诉我们，二次再热机组是由“煤水比+喷水调节”控制的，其调节措施对主蒸汽温度的控制是非常有效的。同一时间对一次再热和二次再热蒸汽调节其参数是其最主要的问题，不管是以上两种炉型的哪一种，因为互相作用，还有运行过程中其他因素如煤种、风量、给水量和给水温度等大小的改变，协调操作相对一次再热而言还是比较困难的。(2)锅炉炉膛两侧烟温偏差的控制再热汽温因为温度已经特别高，已经接近了目前性能最好材料的极限，太大的管道热偏差或者汽温波动将有可能导致再热器超温爆管的发生，危及机组安全运行，因此必须要严格控制炉膛烟温。不管前后墙对冲燃烧或者四角切圆燃烧，都要严谨的分析煤粉的种类、热负荷以及一、二次风的合理配风。(3)炉膛尺寸的变化与结焦性二次再热机组过热蒸汽换热量与一次再热相比减小许多，但是再热蒸汽换热量比一次再热增大许多，所以炉膛结构可以相对减小一些，再热器的大小相应增大一点，导致受热面布置非常的艰难。而在于易结焦性的煤种炉膛减小将更加容易使煤粉结焦，所以容易结焦的煤种应更加仔细分析。(4)省煤器进口给水温度的升高对于锅炉运行的影响因为二次再热机组多加了一级再热，要减小排气量就要增加回热系统的级数，其回热级数增多会提高给水温度，大约在320℃左右。3.1.3受热面的布置方式锅炉的循环系统由启动分离器、下水连接管、贮水罐、启动再循环泵、下降管、水冷壁上升管及汽水连接管等组成。炉膛的水冷壁分上、下两部分，上部水冷壁采用全焊接的垂直上升膜式管屏，下部水冷壁采用全焊接的螺旋上升膜式管屏，螺旋水冷壁管采用了内螺纹管，炉膛渣斗采用膜式螺旋管设计。中间混合集箱形式被用在两种水冷壁的过度衔接上。过热器受热面的布置选取了辐射—对流型，主要由以下几部分组成:(1)顶棚及后竖井烟道四周墙壁及后竖井分隔墙;（2）安排放置在尾部竖井后烟道内的水平对流低温过热器;（3）炉膛上部的屏式过热器;（4）折焰角上方的末级高温过热器。二次再热机组一次再热器受热面的布置应用了对流型模式。构成该受热面的由位于尾部竖井烟道内的水平对流低温再热器和位于水平烟道末端的高温再热器。二次再热机组二次再热器受热面的应用了对流型模式。其位于水平烟道一次高再和末级高再受热面之间。省煤器位于锅炉尾部烟道内，在尾部竖井的前、后分竖井的下部各装有一级省煤器。3.2二次再热锅炉的难点与一次再热机组相比，二次再热机组结构、布置、燃烧更加复杂，热力系统结构布置及优化、再热蒸汽温度控制等关键技术难点都是日后我们需要思考及处理的。3.2.1热力系统结构布置及优化二次再热机组热力系统结构非常复杂，锅炉及其内部受热面、汽轮机、给水回热系统及相应控制阀门管道的布置对机组的经济安全造成很严重的影响。二次再热机组与一次再热机组相比，锅炉的再热级数和再热蒸汽换热量都增加，而过热器受热面的换热量下降，对各个辐射和对流换热面合理正确的配置是本节的难点。由于二次再热受热面内的工质吸热能力较弱且流量很小，热偏差现象可能会存在。回热加热器的数量一般增加2-3级，其抽起点的选择及加热端差的设定及吸热的稳定等问题都需要仔仔细细的斟酌设计。总而言之，应从技术经济学和安全经济学角度进行分析，在保证热效率的同时尽可能降低成本提高机组经济性。3.2.2再热蒸汽温度控制国外有很多二次再热锅炉在运行过程中经常会出现一次、二次再热汽温达不到设计值的问题，低负荷操作阶段问题尤为严重，可以导致机组经济性大幅度下降。燃料的特性、吹灰方式、过量空气系数、炉膛火焰中心高度等都是干扰再热蒸汽温度的原因。以合适的调温手段结合再热蒸汽热交换及再热受热面的布置方式满足再热蒸汽温度和压力的控制是目前尚需解决的首要问题。3.2.3二次再热机组蒸汽参数的选择蒸汽参数的正确采纳对二次再热锅炉的热效率和安全生产有着至关重要的影响。一般情况下再热蒸汽温度升高，其经济性也会大为升高。实验明，如果选择二次再热锅炉，热耗率下降近一点五个百分点。经验来讲，增加蒸汽温度相比比增加蒸汽压力对机组的效率影响的作用要明显的多。二次再热超临界锅炉的主蒸汽温度因为压力特别大，主汽温度大多数情况下最多为六百摄氏度左右。由于过热器出口管壁厚度和材料性能结构的原因，二次再热机组的再热蒸汽的温度可达到620℃左右。数据表明，二次再热与一次再热比较来说，主蒸汽压力为二十八MPa时，汽机锅炉总投资增加约十八个百分点，效率增加约1.27%左右，每年节约的煤量大概为1.55万吨。因此，我国设计的大部分二次再热机组主汽压力都在三十MPa以上，主汽温度600℃及以上。3.2.4二次再热锅炉设计难点分析(1)二次再热机组是在一次再热的原有基础上增加了一级再热器。在锅炉本体结构上二次再热机组是增加了两组受热面布置，结构更加复杂。过热蒸汽吸收的热量下降，再热蒸汽吸收的热量增加，因此要科学合理的布置受热面使其能受热均匀而不会导致热偏差。(2)再热汽温调节步骤复杂，喷水调节将减小焓降，导致做功能力的损失，降低了热效率。(3)空预器进口烟温升高，降低排烟温度的难度下降。处理办法是锅炉选择先进的π形或塔型锅炉，实施过热器的三级布置结构。提高炉膛出口烟温，采用一系列降低燃料辐射换热，强化对流换热的方法，使受热更加均匀。目前来说国内外再热汽温的控制大部分选择在烟气侧的调节，烟气再循环或者烟气挡板成为了主流的调控方式，辅助方法是摆动燃烧器。3.2.5二次再热汽轮机设计难点分析二次再热机组汽机因为多布置了一级超高压缸，所以汽机容积流量提高的非常多，因此汽缸的设计尺寸、阀门的都要相应的增大许多。这使得机组的成本大幅度上升，降低了机组的经济性。3.2.5.1开发更高压力的超高压缸模块因为螺栓应力的制约，普通中分面结构形式的高压缸所能承载的最大主汽压力大致靠近在二十五MPa左右的水平上。汽压如果增加到二十八MPa及以上，有必要选择特殊的结构。上汽的超超临界高压缸采用的筒型缸设计其外缸为圆筒型，有很好的承压能力。为了满足更大的进汽压力，二次再热需要选择独特结构形式的分缸设计，不过这也加大了设计难度和装配工艺的成本。3.2.5.2汽缸个数增加对轴系稳定性的影响选择二次再热机组，肯定会增多汽缸的个数，因为其独特的结构设计，不能实现两汽缸的形式。对于八百兆瓦容量等级以上二次再热机组由单流超高压缸、单流或双流高压缸、双流中压缸、双流低压缸等组成。因此机组的总长也会加大许多，这将导致轴系的稳定性下降。上汽的超超临界机组采用n+1的轴承支撑方式，五根汽机转子仅仅由六个轴承来支承，布局相对紧凑，轴向尺寸较短。一千兆瓦等级的二次再热汽机总长约三十五米左右，比普通轴系支撑的四缸机组的轴承数少很多、总长短很多，稳定性能大大提高。3.2.5.3更大容量的中压缸中压缸由于进、出口容积流量增加许多，缸体尺寸、进汽阀门尺寸都需要相应的增大，结构和布置更加复杂，所以这对中压缸的要求更加苛刻。对通流部分来说，由于容积流量增大，所以叶片的高度、质量将会大大增加，受设计因素的限制叶片也不能无限制的增加，而且叶根离心力也相应增大了许多，对汽机的安全运行也有影响。一千兆瓦机组设计的中压缸，其末几级叶片高度己达到300mm，其叶片的强度，频率和离心力都已经快达到了该承压部件的极限。所以一千兆瓦的大容量的二次再热火力发电锅炉，一般都应用两个个中压缸。3.2.5.4二次再热机组启动方式当前国内外投入运行的一次再热机组，大都选择高中压联合启动方式，高压调门和中压调门都参于调控，旁路系统较为简单。对于二次再热锅炉，锅炉的启动过程和旁路系统更加复杂，运行方式和受热面布置也更加复杂困难。二次再热有三级旁路，其包括高压旁路、中压旁路和低压旁路，各个旁路都有不同的职能。汽轮机各个缸的启动参数以及限制值的设置均更加复杂、更难操作。超高压调门、高压调门和中压调门三个调门协调配合控制汽机安全平稳的启动，旁路容量的大小、管道的布置和位置布置等。适合的旁路容量大小和启动过程必须由国内设计院和国内各大权威制造厂机构共同商讨协定研究出合理可行的方法。3.2.6二次再热系统设计难点分析(1)由于二次再热锅炉多加了一组再热系统，所以热力系统的设计和布置将非常困难，并且实施难度加大和成本大幅度上升。(2)随着发电技术的进步，二次再热机组规模的持续增大，回热系统级数也将相应增加。百万兆瓦级别的二次再热系统，是把一次再热机组的八级抽汽改为十级抽汽。十级回热加热器分别为四台高加、一台除氧器和五台低加，既增加了吸热量又提高了循环热效率。(3)投入再热系统，中压缸抽气的过热度将会增加，致使各级回热加热器热交换温差上升，压力损失加大，不可逆损失加大，经济性反而会降低很多。内置式冷却器因为结构简单、容易操作所以有些机组也在使用。外置式冷却器与加热器是分开布置，换热面积很大，换热效率较高，使用方便，回热加热器端差将会大幅度减小，给水温度将会提高，这将使二次再热机组的热效率调高许多，由于外置式冷却器优点很多，所以二次再热机组大都采用外置式冷却器。(4)主厂房的规划应正确安排高温和低温管道，由于高温再热管内温度特别高，流量较大，管径粗，布置不合理将会增加不必要的成本和空间的浪费，更有可能由于应力设计不合理造成安全生产隐患，因此综合考虑各方面计算因素是主厂房合理布置最重要的步骤。因为二次再热多了一级再热，受热面增加，所以主厂房内管系增多，需要合理调整其空间位置，避免出现管系与管系靠的很近或者接触的情况发生[13]。3.3二次再热机组气温的调整二次再热锅炉布置的依据是根据锅炉基本负荷下最高的效率设定最合理的再热器受热面布置和再热气温控制方法。众所周知，二次再热锅炉虽然可以提高机组的效率，但是也使得受热面布置和蒸汽调温方式变得非常困难复杂。二次再热机组不仅要控制主汽温度，还要控制两级再热汽温，所以说相比一次再热技术难度要大很多。由于三个温度调节之间的相互影响，其汽温要比一次再热锅炉运行控制难度大很多，需要思考的其他影响因素更多，之前的蒸汽调温方并不适合调节二次再热汽温，这也是其发展停滞不前的一个影响因素。再热汽温系统的特点具有非线性、惯性大、迟延较长的动态特性，而且过热气温、一次再热气温、二次再热气温之间能相互影响相互作用。比如机组负荷、给水量、燃料量、燃烧器倾角以及挡板开度等变化会都能引起三个温度同时变化，这就使二次再热的热工控制更加复杂，三个气温快速准确稳定的调节将更加困难。而锅炉的类型和炉膛内受热面的布置又会影响三个温度调节，不同的锅炉对应有不同的气温调节方法，例如汽汽热交换、烟气挡板、摆动燃烧角等。因为当前中国并没有二次再热机组投产，所以有关二次再热汽温控制方面的相关研究相对来说还比较少。随着国电泰州、华能莱芜以及华能安源等二次再热机组的投产运行，二次再热机组的经济性、环境友好污染小等优点将得以体现。由于我国环境压力比较大，响应国家节能减排政策，二次再热机组必然是未来的发展趋势，所以二次再热的气温控制的好坏就显得尤为重要。3.3.1煤水比控制超超临界机组一般都选择直流锅炉，而直流锅炉的气温变化主要是由煤水比变化引起的。稳定煤水比不变，热器出口汽温的维持就基本不变。如果把过热器出口蒸汽温度作为被调量，其对给煤量、给水量的控制具有较大的滞后延长性。因此如果选取过热器出口温度作为反馈信号，其温度变化并不能快速准确反映当前煤水比的变化，所以，通常情况下把汽水运行过程中的某一中间点的参数作为调节控制信号。在一定的负荷情况下，中间点的温度对煤水比的变化反应特别灵敏快速，因此可以近似为一阶惯性环节，所以完全可以用它作为煤水比的提前控制信号。中间点的选择在较大范围内如果没有一点微过热度，这样将会由于负荷的波动而使该点的温度下降到饱和温度以下。水冷壁出口处的汽水分离器在过热器之前，中间点温度的改变显示了其吸热量的改变。因此通常选择分离器出口作为提前预测出煤水比变化的中间点控制中间点温度，又可以对水冷壁的金属安全起到保护作用，所以选择其位置为中间点温度适合且容易操作的。因为中间点温度主要表现的是工质在炉膛内的辐射吸热量，锅炉负荷较低的时候，蒸汽温度升高，微过热汽温也随着升高，过热度也很大。当负荷升高的时候，因为风量加多，对流吸热量加多，主汽温度及主汽压力不变的情况下，中间点的温度所以会有所下降，过热度也会发生有所降低的情况，中间点的焓值也会有相同的变化趋势。二次再热超临界锅炉的启动过程一般都需经历亚临界、超临界及超超临界等过程，工质的过热度越低，工质的焓、温度和压力之间的非线性就会越强，同样的给水量变化会使中间点焓值发生明显变化，而中间点温度的变化却很小。由此中间点焓值与中间点温度相比更能够灵敏地反应煤水比的变化量，综上煤水比调节时最优先的选择应该是中间点焓值。3.3.2喷水减温控制理论上表明，一定的煤水比必然对应一定的过热蒸汽温度，二者是一一对应的关系。实际运行中，因为燃料种类的选取、燃烧器的位置、一、二次风的比例选取等因素的干扰，燃料量和给水量并不能按照理论过程实现，所以只能将煤水比调节作为保持主汽温正常稳定的粗调手段，通常选择喷水减温控制方式对其进行细调。喷水减温器前后的温度改变量与锅炉的负荷、喷水量的多少、蒸汽压力都有关系。喷水量一样时，锅炉负荷下降，蒸汽压力降低时，喷水减温的作用越明显，但这将使做功损失更加严重，热效率会有所下降。而且喷水减温的大量使用会用去经过省煤器的给水，排烟温度将会大幅度升高，热效率将降低，因此喷水减温并不是完全经济的措施。如果减温水是出自给水泵出口话，那么减温水的增加就会导致高压加热器的给水量减少，那么来自高压缸的抽气量也会相对降低，减弱了回热循环的热效率。虽然喷水减温能影响机组的热效率，但由于其控制简单、调温快速灵敏的调节特点，被目前大多数电厂采纳。喷水减温因为消耗了部分的给水，所以如果大量的使用喷水减温会导致喷水点前的受热面水量减少，温度急剧上升，这将会大大影响水冷壁和蒸汽管道的安全运行。大量的低温度的减温水还会对过热的管道造成冷态的冲刷，减少金属管道的使用寿命，所以，喷水调节不应该大量使用。大容量二次再热机组锅炉通常会布置二级以上喷水减温器的。第一级布置在分隔屏式过热器入口集箱处，因为该处的蒸汽温度相对较高、波动幅度也特别大，所以该级可以作为主汽温的粗调。第一级减温器又能防止屏式过热器温度超过极限值，避免管壁的爆管。第二级喷水减温布置在末级过热器进口，因为此处离过热器的出口比较近，温升率也比较小，因此喷水减温的调节滞后性较小，灵敏度较高，反映也较快，所以该级是对过热气温的精细调节，并且维持了汽温的稳定[14]。第4章二次再热锅炉的主要问题及应对措施4.1二次再热锅炉面临的主要问题二次再热机组设计研究面临诸多问题，其热力系统的设计问题也显得尤其突出。由于二次再热较一次再热在实践运行环节仍处于摸着石头过河阶段，并不是很成熟，由于多了一级受热面，热力系统便截然不同，二次再热机组的设计研究关键是汽轮机热力系统与锅炉受热面设计如何达到统一协调控制。起初，汽轮机一侧由于蒸汽流量的加大，加之低压缸压力较低，所以必须加多低压缸数量或者增加叶片长度，但由于技术材料的限制，末级叶片也不能无限制加长，而低压缸的数量也受厂房大小和成本因素的影响。所以，解决这一难题的措施就是在回热系统中尽最可能地多抽汽，降低低压缸排汽量，从而保证机组容量增大的同时，排汽量并不增加很多，以至于不用多加低压缸数量或者加长叶片。第二，锅炉一侧多布置一组受热面。但是维持与一次再热相同的出口烟温的前提下，锅炉出口烟温的增加不仅会增加工质的吸热量，还会增加二次再热工质的换热量所以为了降低锅炉受热面布置上的难度，需要提高炉膛出口烟气温度，减小给水温度和省煤器之间的传热温差，使其出口温度尽可能没有损失的接近规定值。降低再热蒸汽的流量，从而降低再热蒸汽换热量，缓解二次再热其受热面布置的困难。选择汽动给水泵较大的提高抽气流量的方法之一，但是一般给水泵功率约占机组额定发电量的3%左右，可见，用汽量也很大。所以，必须在二次再热机组上采用小汽轮给水泵，否则机组的热经济型将不能得到保证。采用小汽轮机的原因是合理解决热力系统，增加汽轮机抽汽量，减少汽轮机的排气量，优化锅炉受热面布置和汽机装配的协调统一[15]。4.1.1受热面布置上的困难二次再热机组锅炉其他锅炉相比，在压力、温度、过热蒸汽和再热蒸汽吸热量的协调统一等方面都有非常大的区别。锅炉容量加大，锅炉的总吸热量增加了特别多，但是由于多增加了二次再热受热面，再热蒸汽的吸热级数增加了一级，吸收的热量增加了。所以说，其过热蒸汽换热量与一次再热相比而言其实是相对降低的。而且蒸汽测与烟气侧之间的温压降低，导致了锅炉受热面不同于一次再热的全新布置方式，在计算设计时需要再次考虑过热器和再热器的受热面，满足二次再热换热量的要求。因为二次再热的加入，高温受热面的数量增加许多，由原来的两组高温受热面增加至三组高温受热面。高温受热面的增加将会导致烟气和蒸汽之间换热的新问题，而且由于空间的限制，增加了受热面布置的难度和成本。因此应该重新设计受热面的布置形式，合理的利用空间。由于低再压力非常小，蒸汽的容积流量变的更大，压降的合理调节将变得更加困难，因此要布置更多的受热面管束来增加蒸汽需要增加蒸汽流通面积。4.1.2给水温度提高带来的问题研究表明，由于炉膛出口后的对流受热面加多了二次再热器受热面，为了保证再热器出口汽温能达到设定值，而且具备一定的汽温调节裕量，所以给水温度调高了许多。因此，增加水平烟道与尾部竖井的烟气换热量就成了必然，提高炉膛的燃料量是一个途径。因此锅炉设计中应尽量升高炉膛出口烟气温度，降低给水温度。缺点就是较高的烟气温度会造成受热面严重结渣，影响锅炉的稳定燃烧和传热特性，更危险的是有可能影响锅炉的安全运行，甚至造成重大的人生安全及电厂事故。给水温度过低，汽机循环效率会下降不少，机组的热效率会下降很多，影响机组的经济性和安全性。4.1.3二次再热蒸汽调温方式的选择二次再热锅炉的不同之处就是多加了一组受热面，从而使再热汽温的控制便困难了许多。全球投入运行的二次再热锅炉，目前达到设计要求的汽温还很困难。烟气侧调节温度的方法大部分是采用烟气挡板、烟气再循环等等，蒸汽侧调节温度大部分选择的是喷水减温，然而一般的喷水减温调节方式由于存在做功能力损失将使机组效率大为降低，然而这并不符合设计二次再热锅炉提高热效率、节能减排的初衷。所以，改善蒸汽侧调节二次再热汽温方式便迫在眉睫，这需要设计者综合整体考虑。主蒸汽及一、二次再热汽温的调控方法，相互作用，为了达到蒸汽调温的标准，这都大大加大了设计和计算的复杂程度。4.2防治二次再热锅炉设备问题的措施4.2.1如何有效的降低水冷壁蒸汽温度（1）如果减小炉膛尺寸，则会降低炉膛换热量。炉膛尺寸的大小反映了水冷壁吸换热量的多少。较小的炉膛由于水冷壁吸热量的减少从而降低水冷壁出口工质温度，提高了水冷壁的安全运行，使机组的可靠性增加。但是对于燃煤锅炉，炉膛尺寸变小预示着锅炉适应煤种的能力降低，并且燃烧也更趋于不稳定和易结焦性。我国大部分电厂都并没有因为要降低水冷壁出口工质温度而以牺牲运行安全为代价。减小锅炉尺寸对于燃油/燃气锅炉来说，还是可以选择采用的。（2）降低省煤器换热的面积，减小其与烟气的换热量。减小省煤器面积虽然确实可以在一定程度上降低水冷壁出口工质温度，但是由于省煤器吸收的热量只是很小的一部分，从根本上解决不了问题。假设锅炉不设置省煤器，炉膛出口工质温度也将近达到近460℃，仍然处于很高的温度。所以仅仅单纯减小省煤器换热面积的措施并不能解决问题。（3）炉膛火焰温度的下降可以采取烟气再循环的方法，火焰温度降下降可以减少水冷壁的吸热量。烟气再循环可以在维持炉膛结构尺寸不变，不改变炉膛对煤种适应能力的情况下，降低炉膛吸热量，增大对流受热面的吸热量[16]。4.2.2采用尽可能高的给水温度，引入汽动给水泵二次再热锅炉尾部布置双烟道，使各个受热面容易构成逆流的形式，这样是传热效率更。二次再热机组汽轮机与锅炉的设计均要求增加回热系统的抽汽量，因为这样可以减少低压缸的排气量，并不用增加低压缸数量或者加长叶片的长度。提高给水温度从而增加了回热级数，这样便必须增加汽轮机抽汽量来加热给水，但是提高给水温度会使锅炉省煤器的出口烟温升高，从而导致换热面的布置更加困难，而且减小了机组的热效率。因此仅通过提高给水温度来增加回热级数来从而提高抽汽量的做法并不是十分有效。另外，大量增加抽汽流量的有效途径是采用汽动给水泵，超临界机组其用汽量特别大。所以，选择汽动给水泵在二次再热机组上应用是非常合适的。4.2.3采用面式减温器调节二次再热汽温一次再热器还可以采用喷水，二次再热器也可采用烟气再循环来调整再热气温。烟气挡板调温方式设备相对来说特别简单，容易操作，但是由于材料性能的原因，长时间高温的环境下挡板容易产生热变形，调温的灵敏度下降。而且，烟气挡板在低负荷调温的时候因为烟气流量和阻力的下降，调节温度的能力大幅度降低。烟气再循环蒸汽温度的控制，在中低负荷时控制作用非常显著。但是在再循环风机入口接在省煤器的出口时，循环风机的可靠性能下降，电厂的电能消耗增加，成本相应增加，所以机组的经济性便下降了。再循环风机进口安装在除尘器外边时，增大了空预器烟气侧的流量，致使烟气不能充分的冷却，致使锅炉排烟的温度升高，机组热效率进一步下降。面式减温器是一种管式换热器，冷却水在管内运动，蒸汽流体在管束间运动，变化给水量调节温度。该种减温器的优点是冷却水与蒸汽分别在管内和管外流动，不直接接触，调节灵敏度较高，滞后性较小。第5章总结与展望二次再热超超临界机组对国内外来说在目前降低节能减排，降低排污和提高机组循环效率等方面具有很重要的研究意义。在降低排汽湿度，避免汽机叶片断裂事故，提高做功能力方面也具有不可小觑的作用。本文主要探讨了二次再热机组的分析我国二次再热锅炉设备的现状和主要技术参数，它和一次再热超临界锅炉的主要区别。分析二次再热锅炉设备的主要特点、技术难点和优势。分析目前二次再热锅炉运行中遇到的主要问题和防治措施。还有气温控制的重要性和任务以及机组受热面的布置。由于本文只是对二次再热锅炉的概况、特点及应用前景做了简单的论述，由于时间和条件设施的限制，没有进行更深入的研究，希望本文对将来二次再热机组的研究具有参考意义。参考文献[1]朱军.1000MW二次再热超超临界机组技术特点及经济性[J].电力勘测设计,2013,06:24-29.[2]张方炜,刘原一,谭厚章,张经武.超临界火力发电机组二次再热技术研究[J].电力勘测设计,2013,02:34-39.[3]李海新.超超临界二次再热锅炉受热面布置及热力计算分析[D].华北电力大学,2014.[4]王亚瑟.二次再热机组热经济性分析方法及系统开发研究[D].华北电力大学（河北）,2010.[5]王凤君,黄莺,刘恒宇,栾世建.二次再热超超临界锅炉研究与初步设计[A].中国动力工程学会锅炉专业委员会.中国动力工程学会锅炉专业委员会2012年学术研讨会论文集[C].中国动力工程学会锅炉专业委员会:,2012:8.[6]高昊天,范浩杰,董建聪,张忠孝.超超临界二次再热机组的发展[J].锅炉技术,2014,04:1-3+33.[7]殷亚宁.二次再热超超临界机组应用现状及发展[J].电站系统工程,2013,02:37-38.[8]马新立.国电泰州二次再热示范机组锅炉技术特点[A].浙江省科学技术协会、上海市科学技术协会、江苏省科学技术协会.海洋经济与电力发展——第十届长三角电机、电力科技分论坛论文集[C].浙江省科学技术协会、上海市科学技术协会、江苏省科学技术协会:,2013:4.[9]方联,呼和哈达.1000MW二次再热机组主机参数选择[J].吉林电力,2014,03:22-23.[10]谷雅秀,王生鹏.一种超超临界二次再热发电系统及其热经济性分析[J].西安理工大学学报,2013,03:357-361.[11]刘杨,郭锋.1000MW二次再热机组优化配置[J].能源研究与管理,2014,01:84-86+92.[12]余炎,刘晓澜,范世望.二次再热汽轮机关键技术分析及探讨[J].热力透平,2013,02:69-72.[13]施爱阳,陈云芬,邵爱华.二次再热超超临界机组的设计探讨[J].锅炉制造,2014,02:5-6.[14]张永波.超超临界二次再热机组汽温控制策略研究[D].华北电力大学,2014.[15]赵永明.1350MW二次再热超超临界双轴机组热力系统设计研究[D].华北电力大学,2014.[16]夏良伟.二次再热锅炉参数特点及汽温控制[J].锅炉制造,2015,01:5-7+11.致谢转眼之间，大学四年就要结束了，大一入学时的情景仿佛就在昨天。在大学期间收获了太多欢笑与泪水，收获了感动与辛酸，更收获的是满满的友情和师生情。不得不说，大学就是一个小小社会，教会了我为人处世的道理。在此，感谢我的大学我的老师我的小伙伴们。本学位论文是在xxx老师的悉心指导下，历经两个多月完成的，中间经历了很多的问题和困惑，对亏了xxx老师在旁孜孜不倦的教导协助，从论文的选题、修改、完成最终都离不开xxx老师的帮助和那诲人不倦的态度。而且xxx不仅在学术上对我帮助，在生活上也是无私的关心和呵护。xxx老师以她严谨的治学态度和渊博的知识体系使本论文能有质的飞越，再一次感谢xxx老师，正是由于她我才能克服重重障碍完成此论文。当然，本论文的完成也少不了和我几年同窗的同学们，在我最困难的时候伸出了援助之手。本文的最后再次感谢一下我的家人，在这段时间内对我默默的付出和关心。