亚临界与超临界参数锅炉.ppt
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亚临界与超临界参数锅炉上海电力学院能环学院孙坚荣,本课程学时数16（8周）（包括考核时数）授课方式多媒体课件主要参考教材：
超超临界及亚临界参数锅炉编者：
樊泉桂中国电力出版社2007年9月,第一节发展高参数发电机组的背景近二十年来在中国电力工业的装机容量中，火电机组装机容量一直保持在75左右。
火电机组的发电量占总发电量的80以上，其中燃煤电站占总发电量的76。
目前，我国发电消耗的煤炭约占煤炭总产量的40以上，且这一比例还会逐年上升。
我国电力工业总体发展水平与国外先进水平相比有较大差距，能耗高和环境污染严重是目前我国火电厂中存在的两大突出问题，并成为制约我国电力工业乃至整个国民经济发展的重要因素。
因此，在增产煤炭的同时，必须更加重视节约发电用煤工作，提高机组的热效率以实现节能降耗，同时尽量降低污染物的排放。
为节约能源和减轻环境污染，国内外正在开发多种洁净煤发电技术，所谓“洁净煤发电技术”就是指“洁净煤技术”中与发电相关的技术项目。
它的重点是为了提高发电机组的效率和控制因燃煤而引起的污染物的排放。
目前“洁净煤发电技术”主要有以下几种：
*超临界燃煤电站加脱硫脱硝装置（SC+FGD+De-NOx）*循环流化床锅炉燃烧技术（CFBC）*增压流化床燃气-蒸汽联合循环发电（PFBCCC）*整体煤气化燃气-蒸汽联合循环发电（IGCC）,尽管在同等蒸汽参数情况下，联合循环的效率比蒸汽循环的效率高10左右，但是，由于我国的PFBC和IGCC尚处于试验或示范阶段，在技术上还存在许多不完善之处，而超临界技术已十分成熟，且积累了良好的运行经验，国外已有一套完整而成熟的设计和制造技术。
因此，技术成熟的大容量亚临界、超临界和超超临界机组将是我国清洁煤发电技术的主要发展方向，也是解决电力短缺、能源利用率低和环境污染严重等问题的比较现实和有效的途径。
其基本设计思想是：
提高机组的发电效率，减少燃料的消耗，降低发电成本并减少有害物质的排放。
超临界发电技术则是在技术已很成熟的传统燃煤发电机组技术基础上进一步改善，采用更高的蒸汽初参数和先进的烟气脱硫脱硝技术。
国外在发展先进的大型超临界火电机组方面已经取得了很大进展，技术日益成熟，并被广泛应用，取得了显著的节能和环保效益。
为迅速扭转我国火电机组煤耗长期居高不下的局面，缩小我国火电技术与国外先进水平的差距，发展国产大容量的超临界火电机组是十分必要的，以达到煤电机组“高效、节能、环保”的目标。
蒸汽动力装置循环理论分析表明，提高循环蒸汽的初参数和降低循环的终参数都可以提高循环的热效率。
除此之外，采用再热循环和回热循环也可以提高循环的热效率。
事实证明，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22.5，采用超超临界参数可提高45。
目前，世界上先进的超超临界机组效率已达到4749。
而超超临界高温机组效率可达到5255。
不同蒸汽参数机组经济性比较（锅炉出口参数）,国外部分超临界机组经济性举例,工程热力学将水的临界状态点的参数定义为：
压力为22.115MPa,374.15C。
当水的状态参数达到临界点时，在饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的二相区存在。
与较低参数的状态不同，这时水的传热和流动特性等也会存在显著的变化。
当水蒸气参数值大于上述临界状态点的压力和温度值时，则称其为超临界参数。
超临界定义：
超超临界定义：
日本的定义为压力大于24.2MPa,或温度达到593；丹麦定义为压力大于27.5MPa；西门子公司的观点是应从材料的等级来区分超临界和超超临界机组等等。
我国电力百科全书则将超超临界定义为：
蒸汽参数高于27MPa。
超超临界机组热效率可以达到45%以上，煤耗低到270g/千瓦时,第二节国内外超临界机组的发展现状与趋势一.国外超临界机组的发展早在20世纪60年代初，美国、俄罗斯和日本就开始发展超临界大型机组。
超临界压力机组早期发展的蒸汽参数定在压力25MPa，蒸汽温度（汽温）560左右。
随着蒸汽压力（汽压）温度的提高，主要耐热材料提高了级别，系统辅机阀门全部更新。
受当时工业制造水平的影响，直流锅炉的采用及其系统的复杂化，早期生产的超临界压力机组故障率很高，使其发展速度放慢。
20世纪80年代以后，随着金属材料的进展，辅机及系统方面的成熟，超临界技术得以迅速发展。
据不完全统计，目前，美国有169台超临界机组，俄罗斯224台，日本94台，德国10余台，意大利13台，南非、澳大利亚均有超临界机组。
目前单机最大容量已达1300MW。
经过40多年的不断完善和发展，超临界机组已进入成熟和实用阶段，超超临界参数的机组也已经成功地投人商业运行。
举美国为例，60年代中期，新建机组容量中有一半以上是超临界机组。
1967年到1976年的10年期间，共投运l18台超临界机组，其中最大单机容量为1300MW。
从70年代开始，超临界机组订货减少。
19801989年期间仅有7台超临界机组投运。
其主要原因在于：
单机容量增大过快，蒸汽参数选择过高，超越了当时的金属材料技术水平，并采用热负荷偏高的大型正压锅炉，导致早期的超临界锅炉事故偏多，可用率低及维修费用高；由于美国煤价较低，机组运行经济性不显著；适宜带基本负荷的大量核电机组迅速投产，而当时的超临界机组调峰能力较差，不能适应调峰需要。
为了提高机组可用率，后来发展的超临界机组多采用24.1MPa538538（个别采用541543），二次再热时用552566，并不断完善。
这种蒸汽参数保持了20余年。
到上世纪80年代，针对燃料价格上涨，环境保护要求日益严格的现状，美国电力研究所（EPRI）在总结了前期超临界机组运行经验和教训后，根据当时的技术水平，对超临界机组蒸汽参数和容量等进行了可行性优化研究，认为在技术方面不需要作突破的条件下，机组采用31MPa566593566593蒸汽参数、二次再热、容量700800MW为最佳；并重新开发了蒸汽参数为31MPa593593593的二次再热超超临界机组。
但是，由于当时美国电力工业大力发展高效的燃气蒸汽联合循环机组，上述研究成果未能得到实施。
但这些研究成果却在亚洲和欧洲某些国家得到了应用。
到1992年，美国在役的107台800MW及以上火电机组均为超临界机组，最大单机容量为1300MW。
1999年，美国能源部提出了发展先进发电技术的Vision21计划。
其中，对于超超临界技术，主要是开发35MPa760760760的超超临界火电机组（两次中间再热），使其热效率高于55，污染物排放比亚临界机组减少30。
国际上通常把主蒸汽压力在28MPa以上和主蒸汽、再热蒸汽温度在580及其以上的机组定义为高效超临界（highefficiencysupercritical）机组或先进超临界（advancedsupercritical）机组。
之所以这样定义是因为这个参数是锅炉、汽轮机只需使用现代超临界机组用钢的上限。
超过这个参数，高温高压部件就必须采用改进或新开发的耐热钢种。
国外超临界和超超临界技术发展并不是按部就班向上发展的，超临界和超超临界机组的开发几乎不分先后。
但根据蒸汽压力和温度以及机组容量的不同，国外超临界技术的发展分为3个层次，即：
（1）压力仍在25MPa左右，仅采用高温度参数，温度参数有566593及以上。
高温、高强度材料的研制成功使近期一系列投入商业运行的超临界机组的温度参数不断提高，欧洲及日本新定购的机组温度均在580600。
（2）采用高温的同时，压力也提高到27MPa以上，如按压力5MPa为一档，目前正在应用和研制的超超临界压力有27.6MPa、31MPa、34.5MPa三档。
压力参数不仅涉及受压件的材料与强度结构设计，而且由于汽轮机排汽湿度的原因，在提高压力的同时，如仍采用一次再热，则必须采用更高的再热温度（如600以上）或二次再热。
采用2次再热可使机组的热效率提高1一2，但也造成了调温方式和受热面布置上的复杂性，成本明显提高。
因此，超临界机组的再热方式除早期投运的及丹麦的少数机组外，无论是日本还是欧洲都趋向于采用一次再热，以降低成本。
（3）开发高压高温参数的1000MW等级超超临界机组。
主要由于汽轮机方面的原因，近期世界上1000MW机组只有压力低于27MPa的一次再热机组，尚没有压力高于27MPa、超高温的1000MW机组投运。
在已投运的超临界机组中，除少数机组为400500MW等级外，其余都在7001000MW之间。
20世纪90年代开始，超超临界技术在美国、日本和欧洲得到迅速发展，并已批量投运，取得了良好的运行业绩，表现出良好的可靠性、经济性和灵活性。
这表明超超临界技术已代表了当代火力发电技术的国际先进水平和发展潮流。
二.国内超临界机组发展情况前几年国内引进的多台300、500、600、900MW等多台超临界火电机组均成功投运，取得了一些重要的调试和运行经验。
近几年来国内三大动力集团在电站设备设计和制造方面的技术、经验、能力和技术装备水平等都有了很大的进步和发展。
所有这些，都为加速我国大型超临界火电机组的研制步伐和实现批量生产，提供了必要的条件和基础。
世界各国超临界机组的起步容量各有不同，如俄罗斯定为300MW，日本定为450MW。
目前600MW级机组在技术上也属于成熟产品，考虑到国内原有5个大电网对单机容量600MW的需求和国内已有亚临界600MW火电机组产品的实际情况（有些配套可以通用），我国发展超临界火电机组的起步容量定为600MW。
从技术性、经济性以及机组配用材料方面考虑，参数初步定为压力2426MPa、温度538566、一次再热。
拿上海举例，上世纪90年代初石洞口二厂就引进了两台600MW超临界机组，而后外高桥电厂在2000年代初投产了两台900MW超临界机组，目前两台1000MW超临界机组也投入运行。
近三年来，华能玉环电厂1、2号、华电邹县电厂7、8号共四台国产超超临界百万千瓦燃煤机组相继投运，,1.外高桥第三电厂21000MW上锅（SBWC）-阿尔斯通公司（API，USA）2.华能玉环电厂21000MW哈锅（HBC）-三菱公司（MHI，JAPAN）3.华电国际邹县发电厂四期21000MW东锅（DBC）-巴布科克-日立公司（BHK，JAPAN）,目前已投产的国内百万等级典型超超临界压力锅炉：
玉环电厂1000MW机组锅炉总剖面图,最大连续蒸发量B-MCR2950t/h额定蒸汽压力（过热器出口）26.25MPa（a）额定蒸汽温度605再热蒸汽蒸汽流量（B-MCR/BRL）2457/2279t/h再热器进口/出口蒸汽压力（B-MCR）5.27/5.07MPa（a）再热器进口/出口蒸汽温度（B-MCR）359/603给水温度（B-MCR）298双炉膛直流燃烧器双切圆燃烧方式,邹县电厂1000MW机组锅炉总剖面图,旋流燃烧器前后墙对冲燃烧方式,外高桥三期1000MW锅炉剖面图,纵切面,主蒸汽820.8kg/s（2,955t/h）29.7MPa（设计压力）6050C再热蒸汽678.6kg/s（2,443t/h）7.0MPa（设计压力）0C给水2970C煤种烟煤直流燃烧器切向燃烧方式,第三节亚临界和超临界锅炉基本型式及工作原理1.基本型式电厂锅炉按工质在蒸发受热面内的流动方式可以将锅炉分成：
自然循环锅炉、强制循环锅炉和直流锅炉亚临界锅炉均可以采用上述三种型式
（1）自然循环锅炉。
蒸发受热面内的工质，依靠下降管中的水和上升管中的汽水混合物之间的密度差所产生的压力差进行循环的锅炉，称为自然循环锅炉。
（2）控制循环锅炉。
控制循环锅炉都是在自然循环锅炉的基础上发展起来的，蒸发受热面内的工质除了依靠下降管中的水和上升管中的汽水混合物之间的密度差所产生的压力差以外，主要依靠锅水循环泵的压头进行循环的锅炉，称为控制循环锅炉。
控制循环锅炉的循环系统在水冷壁上升管的人口处加装了节流圈，目的是调节各根上升管中的流量分配，避免在蒸发系统中出现多值性、脉动、停滞及倒流等循环故障，以及减轻水冷壁管子的热偏差。
（3）直流锅炉。
给水靠给水泵的压头，一次通过锅炉各受热面产生蒸汽的锅炉，称为直流锅炉，直流锅炉的特点是没有汽包，整台锅炉由许多管子并联，然后用联箱连接串联组成。
在给水泵压头的作用下，工质依顺序一次通过加热、蒸发和过热受热面。
进口的工质是水，出口工质则是符合设计要求的过热蒸汽。
由于所有受热面内工质流动是靠给水泵的压头来推动的，所以在直流锅炉中，受热面中工质都是强制流动。
直流锅炉既可用于临界压力以下的锅炉，又可用于临界压力以上的锅炉，而超临界压力时只能采用直流锅炉。
2.直流锅炉基本工作原理工质依靠给水泵的压头一次通过预热、蒸发、过热各受热面而加热成为过热蒸汽。
给水流量G蒸发量D,给水泵省煤器水冷壁过热器,直流锅炉没有汽包，在水的加热受热面和蒸发受热面间，及蒸发受热面和过热受热面间无固定的分界点，在工况变化时，各受热面长度会发生变化。
沿直流锅炉管子工质的状态和参数的变化情况：
工质的压力p沿受热面长度不断降低；工质的焓值h沿受热面长度不断增加；工质温度t在预热段不断上升，而在蒸发段由于压力不断下降，工质温度不断降低，在过热段工质温度不断上升；工质的比容v沿受热面长度不断上升。
3.直流锅炉的特点直流锅炉的结构特点：
直流锅炉无汽包，工质一次通过各受热面，各受热面之间无固定的界限，随着锅炉负荷和工况的变动而变动。
直流锅炉的结构特点主要表现在蒸发受热面和汽水系统上。
直流锅炉的省煤器、过热器、再热器、空气预热器及燃烧器等与自然循环锅炉相似。
直流锅炉适用于压力等级较高的锅炉根据直流锅炉的工作原理，任何压力的锅炉在理论上都可采用直流锅炉。
但实际上没有中、低压锅炉采用直流型，高压锅炉采用直流型的较少，超高压、亚临界压力等级的锅炉可较广泛地采用直流型，而超临界压力的锅炉只能采用直流型。
直流锅炉可采用布置自由的小直径蒸发管直流锅炉采用小直径蒸发管会增加水冷壁管的流动阻力，但由于水冷壁管内的流动为强制流动，且采用小直径蒸发管大大降低了水冷壁管的截面积，提高了管内汽水混合物的流速，因此保证了水冷壁管的安全。
由于直流锅炉内工质的流动为强制流动，蒸发管的布置较自由，允许有多种布置方式，但应注意避免在最后的蒸发段发生膜态沸腾或类膜态沸腾。
在工作压力相同的条件下，水冷壁管的壁厚与管径成正比，直流锅炉采用小管径水冷壁且不用汽包，可以降低锅炉的金属耗量。
与自然循环锅炉相比，直流锅炉通常可节省约2030的钢材。
但由于采用小直径蒸发管后流动阻力增加，给水泵电耗增加，因此直流锅炉的耗电量比自然循环锅炉大。
直流锅炉的给水品质要求高直流锅炉没有汽包，不能进行锅内水处理，给水带来的盐分除一部分被蒸汽带走外，其余将沉积在受热面上影响传热，且这些盐分只有停炉清洗才能除去，因此为了确保受热面的安全，直流锅炉的给水品质要求高。
因此直流锅炉通常要求凝结水进行100的除盐处理。
直流锅炉的自动控制系统要求高直流锅炉无汽包且蒸发受热面管径小，金属耗量小，使得直流锅炉的蓄热能力较低。
当负荷变化时，依靠自身锅水和金属蓄热或放热来减缓汽压波动的能力较低。
当负荷发生变化时，直流锅炉必须同时调节给水量和燃料量，以保证物质平衡和能量平衡，才能稳定汽压和汽温。
所以直流锅炉对燃料量和给水量的自动控制系统要求高。
直流锅炉需设专门的启动旁路系统。
为了保证受热面的安全工作，且为了减少启动过程中的工质损失和能量损失，直流锅炉需设专门的启动旁路系统。
增加了设备投资，也增加了系统操作的复杂性。
直流锅炉的启停速度及变负荷速度快直流锅炉由于没有汽包，在启停过程及变负荷运行过程中的升、降温速度可快些，锅炉启停时间可大大缩短，锅炉变负荷速度提高。
三.超临界锅炉与亚临界锅炉的特点比较超临界机组优点很多，中国近几年在大力发展超临界机组。
与亚临界压力机组相比较，超临界机组有下列一些有利因素和不足之处,有利因素：
（1）热效率高、热耗和煤耗低。
超临界机组比亚临界机组可降低热耗2.5，故可节约燃料，降低能源消耗和大气污染物的排放量。
（2）超临界压力时水和蒸汽比容相同，状态相似，单相的流动特性稳定，没有汽水分层和在中间集箱处分配不均的困难，并不需要象亚临界压力锅炉那样用复杂的分配系统来保证良好的汽水混合，回路比较简单。
（3）超临界锅炉水冷壁管道内单相流体阻力比亚临界汽包炉双相流体阻力低。
（4）超临界压力下工质的导热系数和比热较亚临界压力的高。
（5）超临界压力工质的比容和流量较亚临界的小，故锅炉水冷壁管内径较细，汽机的叶片可以缩短，汽缸可以变小，降低了重量与成本。
（6）超临界压力直流锅炉没有大直径厚壁的汽包和下降管，制造时不需要大型的卷板机和锻压机等机械，制造、安装、运输方便。
同时取消汽包而采用汽水分离器，汽水分离器远比亚临界锅炉的汽包小，内部装置也很简单，制造工艺也相对容易，相应地降低了成本。
（7）启动、停炉快。
超临界压力直流锅炉不存在汽包上下壁温差等安全问题，而且其金属重量和储水量小，因而锅炉的储热能力差，所以其增减负荷允许的速度快，启动、停炉时间可大大缩短。
一般在较高负荷（80100）时，其负荷变动率可达10/min。
（8）超临界压力锅炉适宜于变压运行。
（9）超临界锅炉机组的水质要求较高，使水处理设备费用增加，例如蒸汽中铜、铁和二氧化硅等固形物的溶解度是随着蒸汽比重的减小而增大，因而在超临界压力下，即使温度不高，铜、铁和二氧化硅等的溶解度也很高，为防止它在锅炉蒸发受热面及汽机叶片上结垢，超临界锅炉需100的凝结水精处理，除盐除铁。
（10）超临界压力锅炉的蓄热特性不及汽包炉，外界负荷变动时，汽温、汽压变化快而必须有相当灵敏可靠的自动调节系统，锅炉机组的自控水平要求也较高一些。
变压运行的超临界压力锅炉压力随机组负荷变化而变化，不需用汽轮机调节门控制机组负荷，而且部分负荷运行时，由于蒸汽容积流量变化小，能保持较高的汽机效率，并通过改善锅炉过热器和再热器的流量分配，提高了机组效率。
不足之处：
（1）超临界压力锅炉由于参数高，锅炉停炉事故的概率比亚临界多，降低了设备的可用率和可靠性。
另外，超临界压力锅炉出现管线破裂和起动阀泄漏故障时影响较大。
（2）超临界压力锅炉虽然热效率高，但锅炉给水泵、循环泵却要消耗较多的电耗，压力参数的提高又会增加系统的漏泄量，实际上对热效率的提高和热耗的减少都会有一定的影响。
（3）超临界压力锅炉为了保证水冷壁和过热器的冷却，启动时要建立一定的启动压力和流量，为此要配置一整套专用的启动旁路系统，因而启、停的操作较复杂，热损失也大。
（4）超临界直流锅炉水冷壁的安全性较差。
直流锅炉的水冷壁出口处，工质一般已微过热，故管内会发生膜态沸腾，自然循环有自补偿特性，而直流炉没有这种特性，因此，直流炉水冷壁管壁的冷却条件较差，较易出现过热现象。
另外，由于超临界锅炉的温度和压力比亚临界锅炉高，因此对锅炉提出了一些特殊的要求：
超临界锅炉受热面工作条件就较亚临界锅炉为差，故对于受热面钢种、管道规格等选择上提出较高的要求。
尤其是过热器管选择时，更应注意所用钢材的抗腐蚀性和晶粒度指标。
需要采用更好的材料，否则易形成氧化层（Fe3O4），脱落后将引起汽轮机的“硬粒冲蚀”的问题。
保证锅炉在各种工况下水动力的可靠性，在各种负荷下，从超临界压力到亚临界压力广泛的运行工况范围内，各水冷壁出口温度上下幅度须限定在规定范围内，确保水动力稳定性不受破坏；尤其当水冷壁悬吊管系中设有中间联箱时，必须采取措施避免在启动分离器干湿转换、工质为两相流时，联箱中出现流量分配不均匀而使悬吊管温差超限，导致悬吊管扭曲变形等问题。
超临界变压运行锅炉水冷壁对炉内热偏差的敏感性较强，当采用四角切园燃烧方式时必须采取有效的消除烟气温度偏差的措施（锅炉出口两侧最大烟温差不得大于50）。
四.直流锅炉的基本型式直流锅炉的结构特点主要表现在蒸发受热面和汽水系统两方面上，根据蒸发受热面的结构不同，早期直流锅炉有三种基本型式，即水平围绕上升管圈式（拉姆辛式）、多次串联垂直上升管屏式（本生式）和回带管圈式（苏尔寿式）。
三种型式直流锅炉的结构如下图所示。
拉姆辛式直流锅炉在所有蒸发受热面管的进口处设有节流孔板，且此种锅炉无下降管和中间联箱，因此具有水动力较稳定、热偏差较小、金属耗量较少、疏水排气方便、适宜滑压运行等优点。
但由于各水冷壁管的结构不同，难以将其预先组合，且由于水冷壁管多方向膨胀，不能采用简便的敷管炉墙，因此具有现场组装工作量大、膨胀问题不易解决、支吊困难等缺点。
本生式直流锅炉的蒸发受热面由多组垂直布置的管屏构成，管屏又由几十根并联的上升管和两端的联箱组成，每个管屏宽1.22m，各管屏间用23根不受热的下降管连接，相互串联。
本生式直流锅炉的管系简单，且较多的中间联箱可起到平衡各管因吸热不均造成的热偏差，因此具有安装组合率高、制造方便、热偏差不大等优点。
但由于此种锅炉需炉外下降管，且联箱数量较多，所以其金属耗量较大。
而且，此种锅炉对滑压运行的适应性较差。
苏尔寿式直流锅炉的蒸发受热面由多行程回带管屏构成。
依据回带迂回方式的不同，可分为水平回带和垂直回带，苏尔寿式锅炉无炉外下降管，且很少采用中间混合联箱，因此具有布置方便、金属耗量较少的优点。
但由于锅炉两联箱间的管子很长，管子间及管屏间的热偏差很大；另外还具有制造困难、垂直升降回带不易疏水排气、水动力稳定性较差等缺点。
随着锅炉技术的发展，超临界直流锅炉在型式上逐渐趋于一致。
主要有三种主要型式：
一次垂直上升管屏式（UP型）；螺旋围绕上升管屏式；炉膛下部多次上升、炉膛上部一次上升管屏式（FW型）。
1UP型直流锅炉美国拔柏葛锅炉公司首先采用一次垂直上升管屏式直流锅炉（UP型），此种锅炉是在本生锅炉的基础上发展而来的，锅炉压力既适用于亚临界也适用于超临界。
由于一次上升型垂直管屏采用一次上升，各管间壁温差较小，适合采用膜式水冷壁；一次上升垂直管屏有一次或多次中间混合，每个管带入口设有调节阀，质量流速约为20003400kg/（m2s）可有效减少热偏差；一次垂直上升型管屏还具有管系简单、流程短，汽水阻力小、可采用全悬吊结构、安装方便的优点。
但由于一次上升型垂直管屏具有中间联箱，不适合于作滑压运行，特别适合于3000MW及以上的带基本负荷的大容量锅炉。
见下图,2螺旋围绕上升管屏式直流锅炉此种锅炉是西德、瑞士等国为适应变压运行的需要发展起来的一种型式。
水冷壁采用螺旋围绕管圈，由于管圈间吸热较均匀，在蒸汽生成途中可不设混合联箱，因此锅炉滑压运行时不存在汽水混合物分配不均问题。
由于螺旋管圈承受荷重的能力差，有时在锅炉上部采用垂直上升管屏。
下图为石洞口二厂引进的600MW机组锅炉简图。
该锅炉为中国首次采用的超临界参数锅炉，水冷壁下部采用螺旋围绕管圈，上部采用一次上升垂直管屏，两者间采用中间混合联箱。
锅炉压力随负荷而变，在034负荷时，锅炉压力为10.2MPa；在3489时，锅炉压力为10.225.1MPa；在89100负荷时，锅炉压力为25.125.4MPa。
这台600MW机组于1992年投入运行，运行初期测得的发电煤耗率为281.2g（kW.h），热效率为42。
螺旋围绕上升管屏式,3FW型直流锅炉该锅炉蒸发受热面的结构特点是炉膛下部多次上升、上部一次上升管屏式直流锅炉是美国福斯特惠勒公司以本生型锅炉为基础发展起来的一种型式。
该类型锅炉的蒸发受热面采用较大管径，由于炉膛下部热负荷较高，通常下部采用23次垂直上升管屏，使每个流程的焓增量减少，且各流程出口的充分混合可使管子间的热偏差减少；而炉膛上部热负荷低，且工质比容大，故采用一次上升管屏。
炉膛上、下部间由于采用了中间混合联箱，故不适合滑压运行。
第四节超临界机组锅炉的技术特点一.超临界火电机组的参数、容量及效率水的临界状态点的参数为22.13MPa、374.15理论上认为，在水的状态参数达到临界点时，水完全汽化会在一瞬间完成，即在临界点时，在饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的两相区存在，二者的参数不再有区别。
与较低压力下水的特性不同，在压力很高的情况下，特别在临界点附近，水的质量定压热容c值会有较显
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