1000MW超临界机组FCB试验

1000MW超临界机组FCB试验

引言

2008年1月，我国南方遭遇了五十年一遇的持续性雪灾，导致较大范围电网严重损毁，许多地区出现了较长时间的大面积停电，给社会和人民生活造成了很大影响。2008年2月26日，美国佛罗里达州因一个变电站发生火情而造成电网内核电厂和火电厂相继跳闸，导致大面积停电达4h,300多万人口受到影响。这些大面积停电的案例，不断加深着人们对电网安全重要性的认识。

近年来，世界各国都加强了对电力系统可靠性的关注，加紧制定应对大停电的各种措施。除加强电网建设外，发电厂的机组快速甩负荷(FCB)功能建设已引起了越来越高的关注。事实上，电网内若有部分机组在电网故障时能快速减负荷并自动转为只带厂用电作"孤岛运行"(FCB)，就能使其成为电网的"星星之火"而迅速"激活"网内其他机组并恢复对重要用户的供电，这对提高电网的安全性有着极大的作用。

外高桥三期工程(2×l000MW超超临界机组)在设计时就按能实现FCB考虑。根据二期工程900MW机组成功实现FCB功能的经验及系统配置存在的不足，对三期工程的相关系统和配置进行了全面优化，2台机组在完成全部调试项目将转入168h试运前，先后进行了75%和100%全真运行工况的FCB试验，均获得了圆满成功。

一、机组主要设备和系统配置

锅炉为1000MW超超临界一次再热、燃煤、四角切圆燃烧、直流塔式、螺旋水冷壁变压运行锅炉。蒸发量:2955t/h，主蒸汽温度/压力：605℃/28MPa，再热蒸汽温度/压力:603℃/6.4MPa。制粉系统配置6×20%中速碗型液压加载磨煤机，正常运行为1台备用。

汽轮机采用四缸四排汽、单轴反动凝汽式双背压汽轮机。额定功率1000MW，最大功率1060MW(2955t/h)。所配发电机为水氢氢冷、同轴励磁型，额定功率1000MW，功率因数0.9，配置出口断路器(GCB)。主变压器采用单相3×380MVA变压器，27kV/525kV。

旁路系统配置了100%RMCR高压旁路，该旁路兼作锅炉高压安全门。低压旁路容量为65%BMCR.另配100%BMCR再热安全门。

给水系统配置l×l00%RMCR汽动给水泵，带独立凝汽器，不配电动给水泵。

二、FCB相关系统的配置和设计优化

外高桥电厂三期工程FCB功能的成功实现，首先得益于外高桥电厂二期工程的经验。当时的第2台900MW超临界机组，在对控制系统(包括DCS、DEH及旁路控制系统)进行了相应改进后，已于2004年9月成功进行了全真运行工况的FCB试验。通过试验，也对系统的配置和设计中尚存在的不足有了更深入的了解和体会。在三期工程设计阶段，针对这些不足进行了一系列的改进和优化。

2.1 机组大连锁原则

为提高机组运行的灵活性，与二期无GCB不同，三期的2台发电机均配置了GCB，但不设高压备用变压器。在发电机未投入时(GCB断开)，l0kV/3kV厂用电可直接通过主变压器/厂用高压变压器取自500kV电网(见图1)。因此，三期的运行和连锁方式与二期有所不同，当机组运行中断开Bl时，发电机通过T2带厂用电运行，即FCB工况。而当断开B2时，则由500kV线路侧通过Bl、Tl向T2供厂用电，因此，主变压器出口开关Bl不参与机、电、炉连锁跳闸。

总的机、电、炉连锁原则如下:(1)主变压器出口开关B1跳闸，汽轮发电机快速减负荷至带厂用电作孤岛运行(FCB)，锅炉通过旁路系统维持运行;(2)发电机出口开关B2跳闸，汽轮发电机甩负荷并维持3000r/min运行，锅炉通过旁路系统维持运行;(3)汽轮机跳闸，连跳B2，锅炉通过旁路系统维持运行;(4)锅炉跳闸，连跳汽轮发电机及B2。

2.2 旁路系统

高压旁路仍为100%BMCR配置，带安全门功能。但低压旁路则由二期的50%提高为65%配置，从而能增加甩负荷及FCB工况下的工质回收率。同时，低压旁路容量的提高，还能降低机组启动过程中的再热蒸汽压力，有利于汽轮机的启动。在FCB工况下，进入冷再热管的蒸汽量包含高压旁路的减温喷水，其量约为主蒸汽的16%。但此时汽动给水泵及除氧器等都直接或间接地取用冷再热蒸汽，该量并不少于高压旁路喷水量，故低压旁路容量仍以锅炉的BMCR为基数考虑。

与二期不同，三期的旁路不设单独的旁路控制系统，除就地配置的安全门控制回路外，其他所有控制和调节全部交由机组的DCS负责，旁路供货厂商则提供旁路的控制策略、算法和相关参数等，并配合调试。

2.3 再热安全门

鉴于低压旁路在凝汽器压力高等特殊情况下会被闭锁，再热安全门容量必须按照100%BMCR容量配置，以提供事故工况下的蒸汽通道，外高桥二期采用的是二位式再热安全阀，由于其动作后只能全开，导致大部分蒸汽被排至大气，加剧了工质的不平衡。三期则选用了调节式安全阀，在高负荷情况下发生FCB时，按不超压的原则控制，当其开启时只排放多余的蒸汽，这对减少FCB工况下的工质损失极为有利，实际应用效果也确实很好。

2.4 汽动给水泵

与二期2×50%汽动给水泵+40%电动给水泵的配置不同，三期采用l×l00%汽动给水泵，自带凝汽器，可单独启动，不设电动泵，极大地简化了系统，运行灵活性、经济性和可靠性大大提高。2台机组投产至今，从未发生过一起因汽动给水泵故障造成的机组停运。

外高桥二期给水泵汽轮机的汽源采用外切换，在汽源切换过程中必须先切断主汽轮机抽汽，再打开再热蒸汽阀以确保主机安全，切换时间较长，必然导致小汽轮机短时间缺汽，使给水泵转速下降并造成锅炉短暂缺水，而此时又恰逢高压旁路打开，给水泵出口又增加了旁路喷水，更加剧了锅炉缺水，造成水冷壁出口温度迅速窜升。当汽源切换成功，给水流量恢复后，水冷壁出口

温度则会转而骤降。在此过程中，水冷壁出口段及一级过热器等将承受一次剧烈的短时过热及回冷的冲击，这对超临界及超超临界机组，容易导致炉管的表面氧化皮脱落，增加了过热器堵管及汽轮机固体颗粒冲蚀等的风险。

外高桥三期工程采用了具有特殊内切换功能的专用小汽轮机。再热蒸汽和主汽轮机第5级抽汽分别经不同的调门引至与之参数相适配的调节级喷嘴组，两者可分别单独运行至满负荷，也可同时运行，汽源切换迅速。当FCB或停机等工况出现，抽汽迅速减少或消失时，再热蒸汽调门会自动开大并维持给水泵运行，切换扰动量很小，极大地改善了机组在这种工况下的安全性。在机组调试期间，历次停机不停炉，甩负荷试验及FCB试验中，汽动给水泵的转速和压力控制都很平稳，完全觉察不到汽源的切换过程。

2.5 除氧器

二期的除氧器为常规的淋水盘有头式，运行中常发生淋水盘被冲坏的情况。三期则选用了引进技术生产的内置式一体化无头除氧器，至今运行良好。

除氧器水箱是整个汽水循环中主要的蓄水和缓冲环节，它对超(超)临界锅炉尤为重要。二期的除氧水箱容量为5min的锅炉蒸发量，从调试阶段的停机不停炉和FCB试验情况看，其容量明显不足。三期工程经技术经济比较，将其容量调高至6min的锅炉蒸发量。

三、控制系统及调试

3.1 FCB时的特殊控制方式

旁路控制系统通常以跟踪溢流方式运行，但在FCB或甩负荷时接受了锅炉的绝大部分蒸汽，需立即转入按燃烧率计算的对应压力进行控制。

鉴于低压旁路通流量有限，在高负荷时发生FCB后，若不及时将锅炉蒸发量降至低压旁路通流量以下，必然导致大量蒸汽经再热安全门排向大气，从而使机组的运行无法持续。因此，当发生FCB时，机组协调控制系统须按Runback程序进行控制，目标负荷应为低压旁路容量以下。由此可知，在进行甩负荷及FCB试验前，应先完成Runback试验。

FCB发生后，所有主汽轮机抽汽都基本消失，为减少锅炉进水温度的大幅波动，从而有利于FCB后锅炉汽温及负荷的控制，改善Runback后锅炉的水动力工况，同时也尽可能增加冷再热蒸汽的用户，回收热量及工质，故汽源为冷再热蒸汽的7号高压加热器仍应维持运行。由于6号高压加热器已退出，逐级疏水不再可用，须迅速切换7号高压加热器疏水为越级疏水至除氧器。

FCB后，1-4号低压加热器退出运行，使进入除氧器的水温大幅下降，除氧器加热用汽量急剧增加，而其工作汽源(第5级抽汽)已消失，故需立即将汽源切换至直接取用冷再热蒸汽。此时除氧器压力控制转为"压力下降速率限制"模式，防止7号高压加热器进水温度剧变，危及其运行安全，同时也确保给水泵前置泵入口的汽蚀余量，防止发生汽蚀。

3.2 控制系统调试

FCB发生后，锅炉、汽轮机、发电机及热力系统和各种辅机等的运行工况都将发生很大变化，整个机组的过渡过程只能依托控制系统，自动地按既定程序和规则进行控制和调节，人工操作是不可想象的。从某种意义上，全真工况的FCB试验，是对机组自动控制系统性能最严峻的综合检验。因此，在新机组调试过程中，必须对每个子系统都进行认真仔细的调试和试验，使系统的调节性能完全满足技术要求，最终能让整台机组进入真正意义上的全自动方式运行，并能适应各种特殊工况的扰动。另外，为确保机组在试验中万无一失，所有保护必须经过校验并投入运行。

另外，FCB与甩负荷试验不同，后者仅仅用于考核汽轮机在发电机甩负荷情况下是否能够控制转速。FCB试验的目的是为考核在遇到电网突发事故的情况下，机组能否快速减负荷并安全转入孤岛运行，而这种突发事故通常不会有任何先兆。因此，FCB试验时机组应处于完全真实的运行工况，而试验前如对机组运行工况或控制系统采取了任何临时性干预措施，则试验都应

被视作无效。

四、FCB试验

按三期的设计，汽轮发电机甩负荷时，锅炉通过旁路系统维持运行，从热力系统角度，其工况变化与FCB时最相似，甚至更极端。两者不同之处在于厂用电的供电方式，甩负荷时厂用电由电网倒送，相对较安全，因此在进行FCR试验前，应先完成全真运行工况的甩负荷试验，在按常规测取汽轮发电机转子飞升转速的同时，考核整个热力系统及相关控制系统在此工况下的应变能力。

2008年3月15、16日，外高桥三期工程第1台机组先后进行了75%和100%的甩负荷试验。试验采用全真运行工况，试验前不做任何预防性措施和操作，唯一做的就是拉开发电机出口开关，这2次试验都获得了成功。通过试验，也发现了控制系统内尚存的个别不足，经修改逻辑后于17日晚21:40进行了全真运行工况75%负荷的FCR试验。这次试验非常成功，所有运行参数都很平稳，汽轮发电机转子在主变压器出口开关拉闸的2s后转速达到3118.4r/min，l7s 后降至2952.6r/min,约40s后转速趋于稳定(见图2)。由于再热安全门没有开启，工质平衡不存在问题。在这次试验中，按计划还要做500kV线路开关和联络开关的假并列试验，故孤岛状态运行了约lh，于22:39:07再次并网。这次试验还说明，机组完全可在孤岛状态下安全运行较长时间。

在成功进行了75%负荷FCB试验的次日，3月18日晚23：59：41进行了全真运行工况的100%负荷FCB试验，这次试验再次取得了圆满成功。汽轮发电机转子最高转速3162.4r/min，最低转速2950.8r/min，FCB发生后约45s转速趋于稳定（见图3），仅过了不到7min，于00：06：20机组再次并网。这次试验，一方面显示了机组满负荷FCB的能力；另一方面反映了机组在FCB后恢复向外送电的快速性。

得益于三期工程在一开始就对系统设计和设备配置进行了一系列针对性的改进和优化，这次100%负荷FCB的过渡过程远比二期900MW机组的FCB平稳。汽动给水泵汽源的迅速切换，使锅炉的水动力极其稳定，完全没有出现二期900MW机组在FCB后给水泵汽源切换过程中出现的相关温度大幅波动——水冷壁出口温度快速窜升至接近保护动作值，而后再快速回落。省煤器和水冷壁出口温度丝毫没有窜升的情况(见图4)，彻底消除了汽动给水泵汽源切换对锅炉受热面的热冲击，机组的其他各种热力参数均控制在安全范围内。尤其是过渡过程中工质平衡良好，完全没有出现二期900MW机组FCB后因再热蒸汽从安全门大量排空导致除氧器和凝汽器水位大幅下降的情况(见图5)。

根据记录，再热安全门在FCB发生后的13s快速开启，经28s后开始逐渐调节关小，再经48s后完全关闭。从图5中可看出，因包括逐步关闭过程在内的总开启时间短，工质损失少，所以对凝汽器水位造成的影响很小，从而验证了三期工程就改善FCB过程工质平衡的一系列措施非常有效。

五、结语

继2008年3月17、18日外高桥三期第1台1000MW超超临界机组全真运行工况的75%和100%"负荷FCB试验圆满成功后，5月21日21:53:56,第2台1000MW超超临界机组调试工作再次以圆满实现满负荷的FCB而结束，从而充分证明，大型超超临界发电机组，包括国产和国内设计的机组，完全能够实现真正意义上的FCB功能，相关的技术已经成熟，并具有可复制性。

大型超超临界发电机组具备FCB功能，除能为电网提供发生大面积停电时快速恢复的支撑点外，对电厂自身的安全也极为有利。在国内外，绝大部分超临界和超超临界机组都深受金属氧化皮脱落导致的锅炉爆管及汽轮机等遭受固体颗粒侵蚀(SPE问题)的困扰，且参数越高问题越严重。而这类问题主要发生在锅炉启动阶段，因此，尽可能避免机组故障时的停炉是应对这一问题的有效方法。当机组具备FCB功能后，即同时也能具备停电不停机(甩负荷)及停机不停炉的功能，这就能最大限度地降低锅炉停运率，从而有效缓解SPE等问题。对于大型超(超)临界机组，只要锅炉不停，一般故障后的恢复时间很短。2008年5月18日14:23:11，外高桥三期第1台机组在进行发电机进相试验中，因低励保护误动而导致发电机满负荷跳闸，但汽轮发电机仍能维持3000r/min运行，仅隔11min 36s后发电机再次并网，且在并网12min后机组负荷就已升至500MW以上，如此迅速的恢复，对于国内绝大部分大机组是不可想象的。因此，大机组具备FCB功能，实际上有实现电网和电厂的双赢。

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

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。

超超临界机组介绍

火电厂超超临界机组和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 374℃[2] ；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，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31 MPa被称为超超临界。 从国际及国内已建成及在建的超临界或超超临界机组的参数选择情况来说，只要锅炉参数在临界点以上，都是超临界机组。但对超临界和超超临界机组并无严格的界限，只是参数高了多少的一个问题，目前国内及国际上一般认为只要主蒸汽温度达到或超过600度，就认为是超超临界机组。 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，热效率要提高 1.2%，一年就可节约6000吨优质煤。未来火电建设将主要是发展高效率高参数的超临界（SC）和超超临界（USC）火电机组，它们在发达国家已得到广泛的研究和应用。 一般而言，新蒸汽的压力大于临界压力(22.064MPa)小于25MPa 的锅炉称为超临界锅炉，配套的汽轮机称为超临界汽轮机；新蒸汽的压力介于25－31MPa的锅炉称为超超临界锅炉，配套的汽轮机称为超超临界汽轮机。 先进发电技术小资料

■超超临界燃煤发电技术：指容量为60万千瓦以上，主蒸汽压力达到25兆帕以上，温度达到593－650℃或者更高的参数，并具有一次再热或二次再热循环的燃煤发电技术，具有煤耗低、环保性能好、技术含量高的特点，机组热效率能够达到45％左右。 ■煤炭高效洁净燃烧技术：指使煤炭在燃烧过程中提高效率、减少污染物排放的技术，包括超（超）临界发电、循环流化床锅炉(CFB)燃烧发电、增压流化床燃烧联合循环（PFBC-CC）发电、低氮氧化合物（NOX)燃烧等洁净发电技术以及工业锅炉高效燃烧技术等。 ■大型空冷发电机组：指用空气作为凝汽器冷却介质的汽轮机发电机组，突出优势是节水。 ■循环流化床技术：指用循环流化床燃烧方式的火力发电技术。循环流化床燃烧的基本原理是把煤和吸附剂石灰石加入锅炉燃烧室 的床层中，通过炉底鼓风使床层悬浮、形成湍流混合条件，使燃烧效率得到提高。 ■整体煤气化燃气—蒸汽联合循环发电技术：是将煤通过气化和脱硫、除尘等净化处理转化为清洁煤气，直接燃烧供燃气轮机做功、发电，尾气再供应余热锅炉、生产蒸汽驱动蒸汽轮机发电的发电厂。在单机容量、煤种的适应性、变负荷能力及环保等方面均比其它洁净煤发电技术更先进。

600MW超超临界机组参数选择的技术经济分析

600MW超超临界机组参数选择的技术经济分析 赵树成1 ， 胡亦工1 ， 鞠凤鸣2 (1.山东电力工程咨询院，山东 济南 250013；2. 哈尔滨汽轮机厂有限责任公司，黑龙江 哈尔滨 150046) ［摘 要］ 综述国外超超临界机组的技术路线，介绍国内超超临界机组的技术开发情况，对600MW超超临界机组参数的选择进行技术经济分析。 ［关键词］ 超超临界 技术路线 600MW机组 技术经济分析 中图分类号：TK229，TK262 文献标识码：A 文章编号：1007-9904（2005）04-0031-04 1 引言 目前，超超临界机组在我国得到较快的发展，不仅建成了进口的上海外高桥900MW机组、石洞口600MW机组和国产的河南沁北600MW等机组，而且一大批国产的超临界机组正在设计、制造和建设之中；超超临界机组在国内也已开始建设，1000MW机组的有华能玉环电厂、华电邹县电厂，600MW机组的有徐州阚山电厂、辽宁营口电厂。 当汽机进口蒸汽参数超过水临界状态点的参数，即压力为22.115MPa，温度为374.15℃，统称为超临界机组。70～80年代，一般超临界机组的典型参数为24.2MPa，538/538度或24.2MPa，566/566℃。但对于超超临界参数的开始点定义，目前国内外没有统一的规定，因国家和公司而异。 2 国外超超临界机组的技术路线 国外超超临界机组的发展可以分为三个阶段： 早期（50年代末）以美国为代表，注重提高初压（30MPa或以上），并采用两次再热。结构与系统复杂，运行控制难度大，机组可用率下降。因此，美国早期只生产了三台超超临界机组之后便停止生产。到80年代，又退回到超临界参数。 中期（80年代末）以日本川越电厂31MPa/566℃/566℃/566℃超超临界为代表，走的是一条从引进到自主开发，有步骤、有计划的发展之路。 近期（90年代始），日本的超超临界参数的压力调整为（24～25）MPa，温度由566℃/593℃稳步上升为600℃/600℃。 德国等欧洲国家（丹麦除外）超超临界机组的压力在（25～28）MPa范围，温度也上升为580℃/600℃及600℃/600℃。 丹麦的超超临界机组追求技术上可能达到的最高效率，压力接近30MPa，温度为580℃/580℃/580℃或580℃/600℃，目前又倾向于采用一次再热。 采用二次再热的超超临界机组，除了早期美国的三台机组外，只有日本川越两台（1989年）和丹麦的机组。采用两次再热可使机组的热效率提高1%～2%，但也造成了调温方式、受热面布置、结构等的复杂性，成本明显提高。因此，除早期投运的少数超超临界机组外，无论是日本还是欧洲都趋向于采用一次再热。 锅炉布置型式按各公司传统，有Π型布置及半塔型布置。日本超超临界锅炉全部采用П型布置，德国、丹麦全部采用塔式布置，这主要是各自的传统技术所决定的。 燃烧方式按各公司传统，有切圆燃烧和对冲燃烧。日本IHI、日立公司制造的超超临界П型炉均采用了前后墙对冲燃烧方式，三菱重工的锅炉燃烧方式为单炉膛或双炉膛燃烧方式，两种燃烧方式都可以减少炉膛出口烟温偏差。欧洲的超超临界塔式炉不存在烟温偏差问题，燃烧方式既有四角切园燃烧，又有对冲燃烧，还有个别的双切园燃烧和八角单切园燃烧。