5 湖南湘潭电厂二期600MW超临界机组选型
中国超超临界机组与电厂统计
中国已建、在建、拟建1000MW超超临界机组与电厂统计1.浙江华能玉环电厂 位于浙江台州玉环县的华能玉环电厂工程是国家“十五”863计划“超超临界燃煤发电技术”课题的依托工程和超超临界国产化示范项目，规划装机容量为4台1000MW超超临界燃煤机组，一期建设二台1000MW机组，投资约96亿元，机组主蒸汽压力达到兆帕，主蒸汽和再热蒸汽温度达到600度，是目前国内单机容量最大、运行参数最高的燃煤发电机组，该工程是国内机组热效率、环保综合性能最高，发电煤耗最低的燃煤发电厂。自2004年6月开工以来，按照华能集团公司总经理李小鹏提出的建设“技术水平最高，经济效益最好，单位千瓦用人最少，国内最好、国际优秀” 高效、节能、环保电厂的目标，在业主、设计、施工、调试、监理、制造各参建方的共同努力下，坚持技术创新，敢于走前人未走之路，攻克了一个又一个技术难题，创造了一个又一个国内电建史上的第一。 1#机组投产比计划工期提前6个月，2006年11月28日，华能玉环电厂1#机组顺利经过土建、安装、调试、并网试运环节，正式投入商业运行。2#机组于2006年12月投产。 二期3#、4#机组于2007年11月投产，成为我国最大的超超临界机组火力发电厂。 2.山东华电邹县发电厂 地处山东省邹城市。南面是水资源丰富的微山湖，北与兖州煤田相邻，向东4公里，有津浦铁路南北贯通。充足的煤炭，便利的交通，以及丰富的水资源，为邹县电厂的建设与发展提供了非常优越的条件。邹县发电厂一、二、三期工程，是“六五”至“九五”期间国家重点建设工程。现有1台300MW、1台330MW和2台335MW国产改造机组和2台600MW机组，装机总容量2500MW，是目前我国内地最大的火力发电厂之一。四期工程计划再安装2台1000MW等级超超临界机组，华电国际邹县发电厂国产百万千瓦超超临界燃煤凝汽式汽轮发电机组，是国家“863”计划依托项目和“十一五”重点建设工程，是引进超超临界技术建设的大容量、高参数、环保型机组的里程碑工程，也是2006年华电集团突破装机规模和经营效益的标志性项目。7号机组工程从开工到
我国超超临界发电机组容量和蒸汽参数选择探讨
我国超超临界发电机组容量和蒸汽参数选择探讨 国电热工研究院（西安 710032）李续军安敏善 [摘要]根据各国超超临界发电机组容量和蒸汽参数的演绎及发展历史的回顾，对一个超超临界发电机组的热力系统的不同蒸汽参数下的机组热效率进行了计算，并对目前超超临界机组的主要用钢进行了介绍和分析，提出了我国超超临界发电机组机组容量和蒸汽参数的选择方案。 [主题词]超超临界机组容量蒸汽参数 0.前言 从历史发展的过程来看，蒸汽动力装置的发展和进步就一直是沿着提高参数的方向前进的。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[11。根据我国的能源资源状况和电力技术发展的水平，发展高效、节能、环保的超超临界火力发电机组则势在必行。为此，国家有关部委已经制定了超超临界火力发电机组的研发计划和示范工程的试点。 1．国外超超临界发电机组发展历史和研发计划 1.1 世界主要发达国家超超临界机组的发展概况[11 [21 [31 前苏联限于燃料成本与奥氏体钢价格之间的关系，苏联的超临界机组蒸汽参数大多为常规超临界参数，选用24.12MPa、545/545℃。俄罗斯目前正在开发二次中间再热机组，今后计划研制功率为800～1 000MW，参数为31.5MPa、650／650℃的汽轮机，同时将研制单机功率等级为1600MW的汽轮机。 日本1989年日本投运了世界上第一台采用超超临界参数的川越电厂1号机组，该机组为中部电力公司设计制造的700MW机组，燃液化天然气，主蒸汽压力为31MPa,主蒸汽温度和再热蒸汽温度为566/566/566℃，机组热效率为41.9％。 日本在通过吸收美国技术，成功发展超临界技术的基础上，进一步自主开发超超临界机组。日本投运的超超临界机组蒸汽参数逐步由566℃/566℃提高到566/593℃、600/600℃，蒸汽压力则保持24～25MPa,容量为1000MW为多。 以三菱、东芝、日立等公司为代表的制造业，将发展超超临界汽轮机参数的计划分为三个阶段，第一阶段24.5MPa、600／600℃已完成。第二阶段计划采用31.4MPa、593／593／593℃参数。第三阶段则采用更高的34.5MPa、649／593／593℃的蒸汽参数。 美国美国是世界上发展超超临界压力火电机组最早的国家之一。 美国于1957年在俄亥俄州费洛（Philo）电厂投产了世界上第一台试验性的高参数超临界压力机组。机组容量为125MW，蒸汽参数为31MPa、蒸汽温度为621/566/566℃，二次中间再热。由B&W公司制造。 1959年，艾迪斯顿电厂又投运了一台325MW,34.4MPa((350kgf/cm2),蒸汽温度为650/566/566℃,二次中间再热机组,热耗为8630kJ／(kw·h), 该机组同时打破了当时发电机组最高出力、最高压力、最高温度和最高效率4项纪录。该机组后来将参数降为32.4MPa，610/560/560℃运行。 美国电力研究院(EPRl)从1986年起就一直致力于开发32 MPa、593／593／593℃带中间负荷的燃煤火电机组。 德国德国也是发展超超临界技术最早的国家，但其单机容量较小。1956年参数为29.3MPa、600℃（无再热）的117MW超超临界机组投运。德国近年来很重视发展超超临界机组，目前最具有代表性的超临界机组是1992年投运的斯道丁格电站5号机组，该机组容量
(整理)600MW超超临界机组资料
600MW超超临界汽轮机介绍第一部分 两缸两排汽 600MW超超临界汽轮机介绍 0 前言 近几年来我国电力事业飞速发展，大容量机组的装机数量逐年上升，同时随着国家对环保事业的日益重视及电厂高效率的要求，机组的初参数已从亚临界向超临界甚至超超临界快速发展。根据我国电力市场的发展趋势，25MPa/600℃/600℃两缸两排汽 600MW 超超临界汽轮发电机组将依据其环保、高效、布局紧凑及利于维护等特点占据相当一部分市场份额，下面对哈汽、三菱公司联合制造生产的25MPa/600℃/600℃两缸两排汽600MW超超临界汽轮机做一个详细的介绍。 1 概述 哈汽、三菱公司联合制造生产的600MW超超临界汽轮机为单轴、两缸、两排汽、一次中间再热、凝汽式机组。高中压汽轮机采用合缸结构，低压汽轮机采用一个48英寸末级叶片的双分流低压缸，这种设计降低了汽轮机总长度，紧缩电厂布局。机组的通流及排汽部分采用三维设计优化，具有高的运行效率。机组的组成模块经历了大量的实验研究，并有成熟的运行经验，机组运行高度可靠。 机组设计有两个主汽调节联合阀，分别布置在机组的两侧。阀门通过挠性导汽管与高中压缸连接，这种结构使高温部件与高中压缸隔离，大大地降低了汽缸内的温度梯度，可有效防止启动过程缸体产生裂纹。主汽阀、调节阀为联合阀结构，每个阀门由一个水平布置的主汽阀和两个垂直布置的调节阀组成。这种布置减小了所需的整体空间，将所有的运行部件布置在汽轮机运行层以上，便于维修。调节阀为柱塞阀，出口为扩散式。来自调节阀的蒸汽通过四个导汽管（两个在上半，两个在下半）进入高中压缸中部，然后进入四个喷嘴室。导汽管通过挠性进汽套筒与喷嘴室连接。 进入喷嘴室的蒸汽流过冲动式调节级，然后流过反动式高压压力级，做功后通过外缸下半的排汽口进入再热器。 再热后的蒸汽通过布置在汽缸前端两侧的两个再热主汽阀和四个中压调节阀返回
超临界大型火电机组安全控制技术
I If 编号：SM-ZD-71283 超临界大型火电机组安全 控制技术 Through the p rocess agreeme nt to achieve a uni fied action p olicy for differe nt people, so as to coord in ate acti on, reduce bli ndn ess, and make the work orderly. 编制: 审核: 批准: 本文档下载后可任意修改
超临界大型火电机组安全控制技术 简介：该方案资料适用于公司或组织通过合理化地制定计划，达成上下级或不同的人员 之间形成统一的行动方针，明确执行目标，工作内容，执行方式，执行进度，从而使整 体计划目标统一，行动协调，过程有条不紊。文档可直接下载或修改，使用时请详细阅 读内容。 目前，国内装机容量已突破 4亿千瓦，引进和建设低煤 耗、大容量的超临界大型火电机组可以提高我国发电厂的经 济性，同时也能满足节能、环保的要求，国内已投产600 MW 、 800 MW 、900 MW 级超临界燃煤机组多台，邹县电厂 2 X 1000 MW 超超临界燃煤机组立项在建。随着超临界燃煤机 组占国内装机容量的比重越来越大，其运行情况将对电网安 全产生很大影响。所以根据超临界大型火电机组的特点，实 施科学合理的安全控制监测，将对确保电力安全生产发挥积 极的作用。 1超临界机组安全生产的特点 温度》540 C),和亚临界机组相比在运行过程中存 题有所不同。其主要问题有：①过热器进出口的部分管子过 度磨损和水冷壁管、再热器管的泄漏，这些问题大多与燃料 的含灰量和烟气流速有关；②汽机高压缸第一级叶片根部腐 蚀，此种现象在机组投运 6?8年后渐渐严重，蒸汽品质是 主要的原因；③高压阀门的泄漏问题。 超临界大型火电机组的不可用率（包括强迫停炉、维修 与计划停运）的影响因素是多方面的，超临界压力锅炉的不 超临界大型火电机组蒸汽参数高(压力》 22.12 MPa 、 在的问
西门子超超临界电厂的现代汽轮机技术.pdf
October 2006 The Second Annual Conference of The Ultra-Supercritical KS12-1： 超超临界电厂的现代汽轮机技术 Dipl.-Ing. Werner Heine 西门子发电部汽轮机生产线管理部部长,德国 摘要 现代的超超临界级燃煤电厂需要高效的汽轮机，以承受高达300 bars 的蒸汽压力和高达600°C 及以上的蒸汽温度。除了经济原因，还有二氧化碳排放的环境问题，使得不仅需要在大型的1000 MW 电厂上采用最新的超超临界技术，也要在相对较小的机组，如600 MW 机组上使用该技术。除了边界条件外，电网波动的稳定能力也是一个关键要求。在这方面西门子公司非常重视，并通过使用额外的阀门，即补汽调节阀，提高进入高压汽机的最大主蒸汽质量流量。利用该技术，理论上可以将功率提高达20％。十多年来，西门子发电部已经积累了很多良好的运行经验，因此在该领域建立了完善的理论。从经济角度看，通过补汽调节阀来扩展功率的方法，比在标准运行工况下对整个汽机节流，或使用控制级要好。除概括地介绍西门子超超临界汽轮机技术外，还重点介绍了高压汽机的新特点，即所谓的内部旁路冷却。配汽方案及同其他方案，如控制级的比较。最后，介绍了一些改善600MW 机汽机热耗率研究的最终结果。 超超临界蒸汽发电厂用西门子汽轮机技术 图 1: 为超超临界开发的SST 6000的3D 视图
几十年来，西门子公司对于汽轮机的配置，一直倾向于单独的高压和中压模块与灵活的低压模块系统相结合，从而对不同的现场工况都能适应和优化。根据设备最高效率的要求，及随之而来的增高的蒸汽参数，西门子公司不断对模块进行地改良，从而确保西门子 汽轮机设备具有较高的可用率和可靠性。 图 2是超临界电厂用西门子高压汽机的典型设计的横向和纵向断面图。 外缸的蒸汽入口区域为铬含量10%的铸钢，其壁厚明显降低。而外缸的高压排汽部位为铬含量1%的铸钢。两个蒸汽入口通道都与汽机的下半部分相连。进汽室分别位于3点钟和9点钟位置。外缸没有水平中分线，汽机为圆筒形设计。 图 2: 典型的超临界电厂用西门子高压汽机断面图 针对最高蒸汽温度高达600 °C，西门子公司开发了高压汽机的内部冷却系统。如上述介绍，该技术可以提高运行的灵活性和安全性，降低材料使用，并改善汽机内部的温度分布。 高压汽机内部旁路冷却 内部冷却概念的示意图如图 3所示。该冷却方式的基本原理是用来自膨胀管路的温度相对较低的蒸汽替代热的节流蒸汽，以冷却推力平衡活塞的第二部分。 October 2006 The Second Annual Conference of The Ultra-Supercritical
超临界火电机组
火力发电革命性变革 ——超临界（超超临界）机组运用 超临界（超超临界）是一个热力学概念。对于水和水蒸气，压力超过临界压力22.129MPa的状态，即为超临界状态。同时这一状态下对应的饱和温度为374.15℃。超临界机组即指蒸汽压力达到超临界状态的发电机组。蒸汽参数达到27MPa/580℃/600℃以上的高效超临界机组，属于超超临界机组。 超临界（超超临界）机组最大的优势是能够大幅度提高循环效率，降低发电煤耗。但相应地需要提高金属材料的档次和金属部件的焊接工艺水平。现在全世界各国都非常重视超临界（超超临界）机组技术的发展。 超超临界机组蒸汽参数愈高，热效率也随之提高。热力循环分析表明，在超超临界机组参数范围的条件下，主蒸汽压力提高1MPa，机组的热耗率就可下降0.13%～0.15%；主蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.25～0.30%；再热蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.15%～0.20%。在一定的范围内，如果采用二次再热，则其热耗率可较采用一次再热的机组下降1.4%～1.6%。 超临界（超超临界）机组的发展在20世纪60～70年代曾经历过低谷时期，主要是因为当时的试验条件所限，没有认识到超临界（超超临界）压力下工质的大比热容特性对水动力特性以及传热特性的影响，因而引发了水冷壁多次爆管等事故。经过理论和技术方面的不断发展，发现了超临界压力下的工质存在类膜态沸腾导致传热恶化问题，克服了技术发展障碍。与此同时，随着金属材料工业的发展，超临界（超超临界）机组获得了新的生命。 超临界（超超临界）机组具有如下特点： (1）热效率高、热耗低。超临界机组比亚临界机组可降低热耗约 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。
超临界和超超临界发电机组
Latest Developments in the World ′s Wind Power Industry Luo Chengxian (Former SINOPEC Center of Information ，Beijing 100011) [Abstract]In recent years ，renewable energy source-based power generation ，particularly wind power ，has been growing rapidly.Pushed by some wind power foregoer countries ，significant progress has been made in the de -velopment of large-capacity wind turbine power generating sets with single-generator capacity having quickly broken through the key level of 1MW.10MW wind turbine power generating sets are expected to enter the market soon.The development of larger-capacity generators has enhanced the economic viability and competi -tiveness of wind power.The utilization rate of wind turbines will rise to 28%by 2015from the current about 25%and the investment cost will drop considerably.Under GWEC ′s high-growth scenario ，the investment cost will fall to 1093Euro/kW by 2030from 1350Euro/kW in 2009.Given the intermittent and stochastic nature of wind ，power storage technology is an effective approach to introducing renewable energy on a large scale.Japan and many American and European countries have invested in the research and development of power storage technology.A recent IEA research note shows that use in combination with heat and power cogenera -tion technology ，which focuses on heat supply ，can greatly expand the scale of use of renewable energy sources.Smart grids will be the fundamental approach to resolving the problems relating to the large -scale grid integration of wind power and power transmission.Smart grid technology will greatly enhance the overall utilization efficiency of the power system and can effectively reduce the fossil fuel consumption of power plants.China has made some progress in developing smart grids although there are still many problems yet to be resolved.The renewable energy -derived power purchasing policies enacted by countries around the globe have promoted the development of the global wind power industry.Germany ′s wind power purchasing policies can be used by China for reference. [Keywords]wind power generation ；larger generator ；equipment utilization rate ；investment cost ；power storage technology ；smart grid ；wind power purchasing policy ·39· 第5期罗承先.世界促进风电产业发展最新动向·能源知识· 超临界和超超临界发电机组 火电厂超临界和超超临界机组指的是锅炉内工质的压力。锅炉内的工质都是水，水的临界压力是22.115MPa ，温度为347.15℃。在这个压力和温度时，水和蒸汽的密度是相同的，这就叫水的临界点，炉内工质压力低于这个压力就叫亚临界锅炉，大于这个压力就是超临界锅炉，炉内蒸汽温度不低于593℃或蒸汽压力不低于31MPa 则称为超超临界。 超临界机组具有无可比拟的经济性，单台机组发电热效率最高可达50%，每千瓦时煤耗最低仅为255g(丹麦BWE 公司)，较亚临界压力机组(最低约327g 左右)煤耗低；同时采用低氧化氮技术，在燃烧过程中减少65%的氮氧化合物及其他有害物质，且脱硫率超98%，可实现节能降耗、环保的目的。超临界、超超临界火电机组具有显著的节能和改善环境的效果，超超临界机组与超临界机组相比，热效率还要高1.2%，一年就可节约6000t 优质煤。未来火电建设将主要发展高效率、高参数的超临界(SC)和超超临界(USC)火电机组。我国已成功掌握先进的超超临界火力发电技术，并为百万千瓦超超临界机组产业化创造了条件。目前一批百万千瓦超超临界机组项目正在建设中。(供稿舟丹)
700℃超超临界燃煤发电机组发展情况概述
700℃超超临界燃煤发电机组发展情况概述（一） 目前，在整个电网中，燃煤火力发电占70%左右，电力工业以燃煤发电为主的格局在很长一段时期内难以改变。但是，燃煤发电在创造优质清洁电力的同时，又产生大量的排放污染。为实现2008年G8（八国首脑高峰会议）确定的2050年CO2排放降低50%的目标，提高效率和降低排放的发电技术成为欧盟、日本和美国重点关注的领域。洁净燃煤发电技有几种方法，如整体煤气化联合循环（IGCC）、增压流化床联合循环（PFBC）及超超临界技术（USC）。目前，超超临界燃煤发电技术比较容易实现大规模产业化。 超超临界燃煤发电技术经过几十年的发展，目前已经是世界上先进、成熟达到商业化规模应用的洁净煤发电技术，在不少国家推广应用并取得了显著的节能和改善环境的效果。据统计，目前全世界已投入运行的超临界及以上参数的发电机组大约有600余台，其中美国约有170台，日本和欧洲各约60台，俄罗斯及原东欧国家280余台。目前发展700℃超超临界发电技术领先的国家主要是欧盟、日本和美国等。700℃超超临界机组作为超超临界机组未来发展方向，本文对其发展情况进行概述，供参考。 一、概念 燃煤发电机组是将煤燃烧产生的热能通过发电动力装置（电厂锅炉、汽轮机和发电机及其辅助装置等）转换成电能。燃煤发电机组主要由燃烧系统（以锅炉为核心）、汽水系统（主要由各类泵、给水加热器、凝汽器、管道、水冷壁等组成）、发电系统（汽轮机、汽轮发电机）和控制系统等组成。燃烧系统和汽水系统产生高温高压蒸汽，发电系统实现由热能、机械能到电能的转变，控制系统保证各系统安全、合理、经济运行。 燃煤发电机组运行过程中，锅炉内工质都是水，水的临界点压力为22.12MPa，温度374.15℃；在这个压力和温度时，水和蒸汽的密度是相同的，就叫水的临界点。超临界机组是指主蒸汽压力大于水的临界压力22.12 MPa的机组，而亚临界机组是指主蒸汽压力低于这个临界压力的机组，通常出口压力在15.7～19.6 MPa。习惯上，又将超临界机组分为两个类型：一是常规超临界燃煤发电机组，其主蒸汽压力一般为24兆帕左右，主蒸汽和再热蒸汽温度为566～593℃；二是超超临界燃煤发电机组，其主蒸汽压力为25～35 MPa及以上，主蒸汽和再热蒸汽温度一般600℃以上，700℃超超临界燃煤发电机组是超超临界发电技术发展前沿。在超临界与超超临界状态，水由液态直接成为汽态，即由湿蒸汽直接成
600MW超临界机组考试试题
600MW超临界机组试题 600MW超临界机组补充试题 一、填空题 1.小机盘车可分为手动和油涡轮两种；其中油涡轮盘车盘车时，可以将转子 盘车转速控制在80~120 转/分左右（高速），它是靠控制进入油涡轮的压力油量来实现盘车的启停和转速高低。 2.中速磨煤机防爆蒸汽分别从一次风室、机壳＿、分离器＿入磨，用于防止磨煤机启动 和停止过程中的爆炸。 3.磨煤机的变加载是接受给煤机的电流信号，控制比例溢流阀压力大小，变更蓄能器和 油缸的油压，来实现加载力的变化。 4.密封风用于磨煤机传动盘、拉杆关节轴承、磨辊。 5.冷一次风的用户有密封风机风源、给煤机密封风、磨一次冷风。 6.汽轮机密封油主油源是空侧密封油泵，第一备用油源（即主要备用油源）是汽机 主油泵。当主油源故障时，第一备用油源自动投入运行。第二备用油源由主油箱上备用交流电动密封油泵供给，当汽机转速小于2/3 额定转速或第一备用油源故障时，第二备用油源自动投入。第三备用油源是直流密封油泵提供的。 7.主油箱事故排油门应设 2 个钢质截止门，操作手轮上不允许加锁，并应挂有明 显的警告牌。 8.汽机房内着火时，当火势威胁至主油箱或油系统时，应立即破坏真空紧急停机， 并开启主油箱事故放油门，并控制放油速度应适当，以保证转子静止前润滑油不中断。 9.轴封溢流正常情况下溢流至#8低加，当#8低加停运时溢流至凝汽器。 10.除氧器滑压运行时可避免除氧器汽源的节流损失。 11.汽轮机正常运行中的配汽方式为喷嘴配汽。 12.汽轮机停运后，如果转子短时间无法转动，转子会向_下__弯曲，此时应将转子高点置 __最高位___，关闭__汽缸疏水__，保持__上下缸温差_，监视转子__挠度__，当确认转子正常后，再手动盘车180o。当盘车电机电流过大或转子盘不动时，不可__强行盘车___，更不可用吊车__强制盘车或_强行冲转。停盘车_8__小时后，方可停止润滑油系统。
超临界大型火电机组安全控制技术示范文本
超临界大型火电机组安全控制技术示范文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
超临界大型火电机组安全控制技术示范 文本 使用指引：此解决方案资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 目前，国内装机容量已突破4亿千瓦，引进和建设低 煤耗、大容量的超临界大型火电机组可以提高我国发电厂 的经济性，同时也能满足节能、环保的要求，国内已投产 600 MW、800 MW、900 MW级超临界燃煤机组多台， 邹县电厂2×1000 MW超超临界燃煤机组立项在建。随着 超临界燃煤机组占国内装机容量的比重越来越大，其运行 情况将对电网安全产生很大影响。所以根据超临界大型火 电机组的特点，实施科学合理的安全控制监测，将对确保 电力安全生产发挥积极的作用。 1 超临界机组安全生产的特点 超临界大型火电机组蒸汽参数高（压力≥22.12 MPa、
温度≥540 ℃），和亚临界机组相比在运行过程中存在的问题有所不同。其主要问题有：①过热器进出口的部分管子过度磨损和水冷壁管、再热器管的泄漏，这些问题大多与燃料的含灰量和烟气流速有关；②汽机高压缸第一级叶片根部腐蚀，此种现象在机组投运6～8年后渐渐严重，蒸汽品质是主要的原因；③高压阀门的泄漏问题。 超临界大型火电机组的不可用率（包括强迫停炉、维修与计划停运）的影响因素是多方面的，超临界压力锅炉的不可用率约为汽轮机、发电机和电站辅机的3倍。水冷壁管泄漏是锅炉方面的主要问题，大部分是由于过热所致。管壁结垢和水冷壁中质量流量过低、管内紊流程度不够，使锅炉在高热负荷区发生核态沸腾所引起。造成上述问题的原因大多是锅炉水冷壁无法得到足够的冷却和缺少凝结水除盐设备或除盐设备不完善。水的品质对于超临界机组的可靠运行极为重要。
超超临界机组介绍
超超临界锅炉介绍 国家政策情况 节能调度 一、基本原则和适用范围 （一）节能发电调度是指在保障电力可靠供应的前提下，按照节能、经济的原则，优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次调用化石类发电资源，最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放。 （二）基本原则。以确保电力系统安全稳定运行和连续供电为前提，以节能、环保为目标，通过对各类发电机组按能耗和污染物排放水平排序，以分省排序、区域内优化、区域间协调的方式，实施优化调度，并与电力市场建设工作相结合，充分发挥电力市场的作用，努力做到单位电能生产中能耗和污染物排放最少。 （三）适用范围。节能发电调度适用于所有并网运行的发电机组，上网电价暂按国家现行管理办法执行。对符合国家有关规定的外商直接投资企业的发电机组，可继续执行现有购电合同，合同期满后，执行本办法。 二、机组发电序位表的编制 （四）机组发电排序的序位表（以下简称排序表）是节能发电调度的主要依据。各省（区、市）的排序表由省级人民政府责成其发展改革委（经贸委）组织编制，并根据机组投产和实际运行情况及时调整。排序表的编制应公开、公平、公正，并对电力企业和社会公开，对存在重大分歧的可进行听证。 （五）各类发电机组按以下顺序确定序位： 1.无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组； 2.有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电机组； 3.核能发电机组； 4.按“以热定电”方式运行的燃煤热电联产机组，余热、余气、余压、煤矸石、洗中煤、煤层气等资源综合利用发电机组； 5.天然气、煤气化发电机组； 6.其他燃煤发电机组，包括未带热负荷的热电联产机组； 7.燃油发电机组。 （六）同类型火力发电机组按照能耗水平由低到高排序，节能优先；能耗水平相同时，按照污染物排放水平由低到高排序。机组运行能耗水平近期暂依照设备制造厂商提供
亚临界,超临界,超超临界火电机组技术
亚临界、超临界、超超临界火电机组技术区别 一、定义 所谓的"临界"是指锅炉工作情况下承受的一定温度和压力的蒸汽状态。可以查出水的临界压力为22.115MPa ，由此知，此压力对应下的状态叫临界状态； (1)水在加热过程中存在一个状态点——临界点 (2)低于临界点压力，从低温下的水加热到过热蒸汽的过程中要经过汽化过程，即经过水和水蒸汽共存的状态； (3)而如果压力在临界压力或临界压力以上时，水在加热的过程中就没有汽水共存状态而直接从水转变为蒸汽。 T-S图 临界点 T 饱和水线饱和汽线 S 水的临界点 1.1 压力低于25MPa（对应的蒸汽温度低于538摄氏度）时的状态为亚临界状态；亚 临界自然循环汽包锅炉的燃烧室蒸发受热面与汽包构成循环回路。受热面上升管吸热量越大，则上升管内的含汽率增大，与下降管比重差增大，因此推动更大的循环量。其特性是带有“自补偿”性质的。而直流锅炉燃烧室内的平行上升管组吸热量越大则工质比容增大，体
积流速变大，阻力增大。对带有联箱的平行管组，吸热多的管子质量流量必然降低，其特点是“直流”性质的。 1.2 压力在25MPa 时的状态（对应的蒸汽温度高于538摄氏度）为超临界状态；超临界是物质的一种特殊状态，当环境温度、压力达到物质的临界点时，气液两相的相界面消失，成为均相体系。当温度压力进一步提高，即超过临界点时，物质就处于超临界状态，成为超临界流体。超临界水是一种重要超临界流体，在超临界状态下，水具有类似于气体的良好流动性，又具有远高于气体的密度。超临界水是一种很好的反应介质，具有独特的理化性质，例如扩散系数高、传质速率高、粘度低、混合性好、介电常数低、与有机物、气体组分完全互溶；对无机物溶解度低，利于固体分离，反应性高、分解力高；超临界水本身可参与自由基和离子反应等等。 1.3 压力在25-31MPa 之间(温度在600度以上）则称为超超临界状态。 二、 参数 水的临界状态参数为压力22.115MPa 、温度374.15℃ 2.1 亚临界火电机组蒸汽参数： P=16~19MPa ，T= 538℃/ 538℃或T= 540℃/ 540 ℃。超临界压力下朗肯循环过程的T —S 图
600MW超临界机组给水控制的分析
一、超临界机组给水系统的控制特性 汽包炉通过改变燃料量、减温水量和给水流量控制蒸汽压力(简称汽压)、蒸汽温度(简称汽温)和汽包水位，汽压、汽温、给水流量控制相对独立。而直流炉作为一个多输入、多输出的被控对象，其主要输出量为汽温、汽压和蒸汽流量（负荷），其主要的输入量是给水量、燃烧率和汽机调门开度,由于是强制循环且受热区段之间无固定界限，一种输入量扰动将对各输出量产生作用，如单独改变给水量或燃料量，不仅影响主汽压与蒸汽流量，过热器出口汽温也会产生显著的变化，所以比值控制(如给水量/蒸汽量、燃料量/给水量及喷水量/给水量等)和变定值、变参数调节是直流锅炉的控制特点。 实践证明要保证直流锅炉汽温的调节性能，维持特定的煤水比来控制汽水行程中某一点焓（分离器入口焓）达到规定要求，是一个切实有效的调温手段。当给水量或燃料量扰动时，汽水行程中各点工质焓值的动态特性相似；在锅炉的煤水比保持不变时（工况稳定），汽水行程中某点工质的焓值保持不变，所以采用微过热蒸汽焓替代该点温度作为煤水比校正是可行的，其优点在于： 1) 分离器入口焓（中间点焓）值对煤水比失配的反应快，系统校正迅速； 2) 焓值代表了过热蒸汽的作功能力，随工况改变焓给定值不但有利于负荷控制，而且也能实现过热汽温（粗）调正。 3) 焓值物理概念明确，它不仅受温度变化影响，还受压力变化影响，在低负荷压力升高时（分离器入口温度有可能进入饱和区），焓值的明显变化有助于判断，进而能及时采取相应措施。 因此，静态和动态煤水比值及随负荷变化的焓值校正是超临界直流锅炉给水系统的主要控制特征。 二、超临界机组给水系统工艺介绍 某电厂2×600MW超超临界燃煤锅炉（HG-1792/26.15-YM1），由哈尔滨锅炉厂引进三菱技术制造，其形式为超超临界、П型布置、单炉膛、墙式切园燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、带再循环泵的启动系统、一次中间再热。锅炉采用平衡通风、半露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，燃用烟煤。主要参数见表一：
关于超超临界1000MW机组参数选型的报告(锅炉)
关于沙洲二期超超临界机组参数选型的报告 一、百万超超临界机组材料选型范围 1、锅炉方面 目前百万超超临界机组锅炉受热面管材选型主要考虑奥氏体钢TP347HFG、Super304、HR3C、NF709，材料方面国内外均没有新的突破。 表1-1奥氏体钢Super304、HR3C主要规格及使用条件 ＊数据来源于北京科技大学《新型奥氏体耐热钢HR3C的研究进展》2010.10 再热器出口管道目前百万超超临界机组全部采用P92，P92的温度使用上限为650℃。 2、汽机方面 汽轮机叶片、转子、汽缸、阀体选用材料为铁素体9-12%Cr耐热钢，目前主要形成两个等级，600℃/625℃。 上表数据来源：上海发电设备成套设计研究院《超超临界机组材料》 我公司二期工程主机参数选型目前涉及到两大方案，即600℃/600℃型和600℃/620℃型。 1）600℃的9-10%Cr耐热钢汽轮机至今已运行10年以上，无论含W或不含W都能在600℃下安全运行，属于有成熟运行业绩产品。 2）625℃的9%Cr钢已完成用于产品前的全部试验，试验数据表明“625℃的超超临界参数”汽轮机已不存在材料技术问题。但目前此参数机组国内仅有产
品订单但无投运业绩（安徽田集660MW机组）。国外德国达特尔恩有产品业绩，无投运业绩。仅日本有投运业绩，时间不长。 二、再热器出口603℃提升到623℃技术 1、技术上的实现手段主要是增加低温再热器和高温再热器的受热面面积 2、材料使用情况：从选材上可以看出，为了确保再热蒸汽温度提高至623℃后锅炉再热器的安全性，将高温再热器的出口散管由T92材料提升至SA-213 S 304H，高温段的材料仍然采用Super304、HR3C。 三、选用623℃参数后，管壁温度的运行情况分析： 1、根据AMSE的标准一般炉内管壁温度取蒸汽温度+（25 ~ 39）℃，国内计算取50℃，选用623℃参数后，高温再热器出口段平均壁温在（648 ~ 662）℃，HR3C的允许管壁温度672℃，上限壁温还有10℃的安全余量，但是由于并列管排的热偏差的存在，炉内可能有局部管壁超过672℃。 热偏差一般塔式炉比Π型炉小，热偏差系数选取1.2左右。 2、再热器汽温选用623℃，根据运行控制（-10 ~ +5）℃，炉侧再热器汽温最高628℃连续运行，考虑并列管偏差的存在，局部联箱、出口管道的温度640℃，据P92的允许管壁温度650℃，有10℃的余量。如果选用623℃炉型，考虑选用P122管道，因为600℃以上9%Cr钢的蒸汽氧化性能略显不足。 3、主汽压力的选取，一般百万超超临界机组压力等级从27.0 MPa~29.27 MPa不等，现建议主汽压力选取锅炉侧压力为29.27 MPa，相应汽机侧为28.0MPa。因为从安全、经济角度考虑，主汽压力每提高 1.0 MPa，机组热效率上升0.18%~0.29%。 不建议继续提高主汽压力的原因： a)目前主蒸汽集箱及出口管道采用的材质是P92，属于9%C钢，允许的承压为30MPa。29.27 MPa的参数选型能够充分将材料的性能发挥至极限，如果继续提高压力等级，管道的壁厚增加量过多，投资费用大幅增加，且联箱、管道管壁过厚，温差应力大，容易导致材料过早失效。 b)压力的提高不仅关系到材料强度及结构设计，而且由于汽轮机排汽湿度的原因，压力提高到某一等级后，必须采用更高的再热温度或二次再循环,目前技术上还没有成熟。
600MW超临界机组旁路系统简介
2009年12月(下 ) ［摘要］现代大型燃煤机组为了能保证机组安全和调峰快速启停都装配有旁路系统，本文以东方汽轮机和锅炉厂600MW 机组旁路系统为 例介绍了其构成和功能，为正常启停、调峰运行和事故处理时提供参考。［关键词］旁路；旁路系统；回收工质；快速启停600MW 超临界机组旁路系统简介 马旭涛 王晓晖 （广东红海湾发电有限公司，广东汕尾516600） 广东红海湾发电有限公司一期工程＃1、＃2机组为国产600MW 超临界压力燃煤发电机组，循环冷却水取自海水，为开式循环，三大主设备由东方电气集团公司属下的东方锅炉厂、东方汽轮机厂、东方电机股份有限公司制造，容量及参数相互匹配。汽轮机型号：N600-24.2/566/566，型式：超临界压力、一次中间再热、单轴、双背压、三缸四排汽、凝汽冲动式汽轮机。 1设备概况 机组旁路采用高压和低压两级串联的旁路系统，其中高压旁路容量为40%锅炉最大容量，布置在汽机房的6.4m 平台上。低压旁路设置两套装置，总容量为高压旁路的蒸汽流量与喷水流量之和，布置在汽机房的13.7m 平台上。高、低压旁路各由一套液压控制装置驱动控制。 高压旁路系统从汽机高压缸进口前的主蒸汽总管接出，经减温减压后接入再热蒸汽冷段总管上。低压旁路系统从汽机中压缸进口前的再热蒸汽总管接出，经两路减温减压后，分别接入A 、B 凝汽器。 高、低压旁路各设有独立的液压控制装置，通过电液伺服阀调节。高、低旁正常调节全行程开、关均需20~30秒，在事故状态下，高、低压旁路均可实现快开（2秒全开）和快关（2秒全关），高压旁路减温水来自给水母管，低压旁路减温水来自凝结水精处理装置出口母管。高、低压旁路减温水调节阀也是用各自液压控制装置电液伺服阀控制。 2旁路系统的构成及主要作用 2.1构成 由高压旁路和低压旁路串联而成，高压旁路为40%容量，低压旁路为52%容量。高压旁路和高压缸并联，低压旁路和中、低压缸并联。示意图如（图一） ： 图1旁路系统结构组成 2.2主要作用 1）回收工质（凝结水）和缩短机组启动时间，从而可以大大节省机组启动过程中的燃油消耗量； 2）调节新蒸汽压力和协调机、炉工况，以满足机组负荷变化的要求，并可实现机组滑压运行； 3）保护锅炉不致超压，有安全门的作用，保护再热器在机组启动初期因没有蒸汽流通发生干烧而损坏； 4）实现在FCB 时，停机不停炉。 3旁路的基本控制及功能介绍 由于我厂采用的是中压缸启动，在汽机冲转时，要求高低旁控制好冲转参数，因此，启动初期，调节锅炉出口压力是旁路主要的控制功能，正常运行之后，旁路处于跟随状态，实现对主汽压力，再热器，凝汽器的一些保护功能。具体的自动启动过程如下： 在冷态时，也就是主汽压力小于1.0Mpa 的时候，旁路自动启动的过程如下，在锅炉点火以后，在触摸屏上点击STARTUP 按钮，这时候旁路系统的状态显示会出现Ymin on 和cold start ，这时候是最小阀位过程，高旁阀门会开启到设定的最小阀位（ 10%），这时候保持这个阀位不动，让压力上升，在主汽压力上升到设定的最小压力1.0MPa 时候，显示切换到Warm start 状态，同时阀门开启维持这个压力，在阀门开度达到设定的阀位30%的时候，程序根据计算出来的锅炉允许的升压速率升高主汽压力的设定值，如果这时候锅炉燃烧能和设定速率配合，阀位基本保持30%不变，同时主汽压力上升，这时候就是设定阀位状态，如果锅炉燃烧使得主汽压力升速率过快，设定值低于实际压力，阀门便会开大维持压力为设定值，实际压力如果升速率过慢，则阀门会关小。在阀门低于30%的时候，设定值则不会继续增加，只有阀门重新开到30%以上才会继续增加设定值。在这个过程中主汽压力根据调节上升，到了设定的冲转压力则整个自动启动过程结束，高旁自动切换到压力控制方式，屏幕显示Press CTRL .这时候可以从屏幕上设定压力设定值，高旁就会来调整主汽压力到设定值。在汽机准备冲转的时候要低旁设自动并跟踪再热蒸汽压力，随着汽轮机转速上升关小低旁，一般3000转定速低旁还是未关闭完全的。再并网后随着继续开大阀位，准备高压缸进汽（即切缸），这时候需手动快速加阀位的同时快速把高压旁路切除。检查高压缸排气VV 阀关闭并给高排逆止门开启信号。高旁切除以后，旁路保持快关状态，这时候检查高排逆止门确已开启高低旁关闭。在切缸过程中，高低旁和阀位协调控制好主再热蒸汽压力，过程连续快捷保证高排逆止门顺利开启是关键。当然按每次启动的实际情况，我们常用手动控制来实现上述过程。 高旁温度控制，目的是控制进入再热器的蒸汽温度在适当的范围内，设定值由运行人员手动设定，它是通过简单的单回路偏差调节，取高旁出口温度与设定值比较形成偏差。当高旁出口温度达到360℃时，旁路系统会延时20S 发出报警，当高旁出口温度达到400℃时，高旁保护快关。 低旁在投入自动以后就一直是压力控制，来控制热再压力，屏幕上的压力设定值是热再压力的最小限制，低旁的压力设定值是根据调节级压力计算出来的一个值，如果这个值小于设定的最小压力，取最小压力设定值作为实际的压力设定值。 低旁温度控制，目的是控制进入凝汽器的蒸汽温度在适当的范围内，由于低旁出口饱和蒸汽温度不能准确测量，故不是采用单纯的偏差调节。根据低旁的阀位和进入低旁的蒸汽压力和温度可得出进入低旁蒸汽的焓值。另外低旁喷水取用的是凝结水，温度和压力已知，再通过喷水调节阀开度和阀前后差压可得出喷水的流量，通过能量平衡计算出所需减温水的量，即得出喷水调节阀的开度。 喷水截止阀是开关门，当截止阀所对应的减压阀开度大于2%时，截止阀联锁全开，小于2%时，联锁全关。 226