新一代超超临界660MW汽轮机的设计开发

第38卷 第11期2010年11

月V o.l38 N o.11 N ov. 2010

新一代超超临界660MW汽轮机的设计开发

吴仕芳

(上海电气电站设备有限公司上海汽轮机厂,上海 200240)

摘 要:上海汽轮机厂最新开发的新一代超超临界660MW汽轮机,采用一系列独特的技术和结构,不仅使机组效率高、可靠性高,而且该机型还同时满足湿冷、空冷及抽汽供热的要求。介绍了其设计概况、特点及技术性能。

关键词:蒸汽轮机;超超临界;660MW;湿冷;空冷;抽汽供热;高效率;高可靠性

作者简介:吴仕芳(1981 ),女,工程师,从事超临界及超超临界机组的本体结构设计开发工作。

中图分类号:TK262 文献标志码:B 文章编号:1001 9529(2010)11 1775 06

D esign for A N e w G eneration of Advanced U ltra supercritica l660MW Steam Turbine

W U Sh i fang

(Shangha iT urb i ne F actory,Shangha i E lectr i c Power Equip ment Co.,L td.,Shanghai200240,China)

Abstrac t:A new generati on o f advanced ultra supercr iti ca l660MW steam t urbi ne,dev eloped by Shanghai turb i ne factory by usi ng a set o f un i que techn i ca l and struct ura,l has not only good e ffi c iency and h i gh re li ability,but a l so can m eet t he require m ents of condensi ng,a ir coo ling and regulati on ex tracti on.The ove rv ie w o f design,characteristi cs and techn ical pe rf o r m ance of t h is t urbi ne w ere i n troduced.

K ey word s:steam turb i ne;u ltra supercr itica;l660MW;condensi ng;a ir coo li ng;regu l a ti on ex tracti on;good effi c iency;h i gh reli ability

大容量、高参数是提高火电机组经济性最为有效的措施,超临界机组的发展至今已有50多年的历史。从20世纪90年代开始,环保的要求、一次能源的资源状况、经济的快速增长促使新一轮 600超超临界参数!发电技术蓬勃发展。

开发新一代汽轮机的主要任务是提高运行的经济性,提高可靠性、安全性、可用率,缩短安装和调试时间,延长投运寿命,降低维护成本;其次,新开发的汽轮机应适用范围广,不受区域限制。上海汽轮机厂为此设计了新一代的超超临界660 MW汽轮机。

1 超超临界660MW汽轮机设计概况

上海汽轮机厂(以下简称上汽)于2003年开始全面引进并消化吸收西门子公司的超超临界1000MW汽轮机技术,于2006年底开始进行超超临界660MW汽轮机的自主设计开发工作。

表1列出了已订供货合同的3种超超临界660MW汽轮机机型,其主蒸汽压力均达到或超过25M Pa,主蒸汽、再热蒸汽温度均达到600。

表1 上汽超超临界660MW汽轮机机型蒸汽参数额定出力背压机组类型

电厂

(首台)

投运日期25M Pa/600/600660MW5.1K Pa四缸四排汽,湿冷望亭2009.06 25M Pa/600/600660MW6.3K Pa三缸两排汽,湿冷黄埔正在设计中27M Pa/600/600660MW13KPa三缸两排汽,空冷布连

正在设计中

图1 超超临界660MW汽轮机发电机布置图

超超临界660MW汽轮机的总体布置结构紧凑,如图1所示。汽轮机总体型式为单轴四缸四排汽或三缸两排汽:1个独特的单流圆桶型高压缸+1个双流中压缸+2个(或1个)双流低压缸。高压缸、中压缸模块延续上汽超超临界1000 MW汽轮机的总体结构设计风格,通流部分根据各电厂的参数不同进行最优化设计。整个高、中

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11)

压缸均在制造厂内完成总装,整体发运电厂。结合西门子引进技术和自有设计经验,上汽进行了自主创新的低压缸新模块设计。低压缸模块根据各项目排汽容积流量的大小(背压及功率)选配1个或2个低压缸,如表2所示。

表2 超超临界660MW 汽轮机选配的双流低压缸

低压缸模块末级叶片

叶高/mm 单流环形面积/m

2

应用电厂L89148望亭(2?L8)L109108布连(1?L10)L12.5

1046

12.5

黄埔(1?L12.5)

以上汽首台超超临界660MW 汽轮机望亭项目为例:汽轮机总体型式为单轴四缸四排汽,汽轮机总长为26m,较国内其他厂家的超超临界三缸四排汽汽轮机轴系短约2m 。高压缸共有17个压力级,中压缸为2?15级,两个低压缸为2?2?7级,汽轮机纵剖面图如图2所示。其汽轮机

热力系统、辅助系统、控制系统的设计延续了上汽超超临界1000MW 汽轮机的设计风格,从而保证了其具有可与上汽超超临界1000MW 汽轮机媲美的高效率、高可靠性以及独特的安装、运行、维护性能。该机型已在江苏望亭电厂、上海石洞口电厂中一次成功投入商业运行,浙江乐清电厂、江苏下关电厂等10余个工程也即将相续并网发

电。

图2 超超临界660M W 四缸四排汽汽轮机纵剖面图

2 超超临界660MW 汽轮机设计特点

2.1 高压缸设计

如图3所示,高压外缸为圆桶型结构,内缸为

垂直纵向平分面结构。完全对称的高压内缸和外缸设计避免了其它超超临界机型的沉重水平法兰和相应的高热应力。高压外缸、内缸缸体均为旋转对称,将热应力保持在一个很低的水平,使得机组在启动、停机或快速变负荷时缸体的温度梯度均很小。而且无中分面的圆桶型高压外缸有极高的承压能力,内缸只需承载内外缸的压差,从而大大减小了内缸的承载压力,避免了其它超超临界机型的高温螺栓应力大问题,使得螺栓寿命长、高压缸可靠性高。超超临界660MW 汽轮机高压缸根据各项目的参数不同做通流最优化设计,在进汽流道、叶片通流、抽汽流道、补汽流道等具体结

构设计上均有所优化。

图3 圆桶性全周进汽高压缸

针对我国目前汽轮机按大余量设计的原则,

超超临界660MW 汽轮机采用全周进汽+补汽的设计,完全不同于其它超超临界机型喷嘴不分组段的近似全周进汽形式及喷嘴分组的非全周进汽形式,避免了常规喷嘴配汽方式下的高温叶片强

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度超极限、气隙激振问题,是超超临界参数条件下最合适、最为安全可靠的配汽方式。全周进汽+补汽的设计不仅可以使机组在额定工况下做最经济的运行,还使机组具有非常好的调频性能。具体的补汽设计需从各项目的经济性、温度场热应力、补汽对主调门的影响等几个方面来确定。例如望亭项目,补汽在高压通流第6级动叶出口后,补汽在高压内缸的位置见图4

。

图4 高压内缸的补汽位置

2.2 中压缸设计

如图5所示,双流中压缸仅有2个进汽口和1个排汽口,结构异常紧凑。再热蒸汽由侧面2个进汽口进入汽轮机,而与中低压连通管相连的排汽口则布置在中间顶部。这样,中压高温进汽仅局限于内缸的进汽部分,而中压外缸只承受中压排汽的较低压力和较低温度。中压缸排汽压力低,为0.5~0.6M Pa ,明显低于其他机型的1.1M Pa ;这不仅使中压外缸和低压转子温度均处在300 以下,而且这一特点也使该机型非常适合作

为供热机组。

图5 双流中压缸

如图6所示,中压进汽段的斜置静叶部件上开有4个切向进汽孔,利用涡流原理,中压再热蒸汽进入该孔形成高速切向流动,部分热能转换成动能,温度可下降约15 ,从而使中压缸可承受温度高达620 的再热蒸汽,为超超临界660MW 汽轮机进一步提高热效率提供了可行性。2.3 低压缸设计

如图7、图8所示,

从中压缸来的蒸汽通过单

图6 中压切向涡流

根连通管进入低压缸。包括进汽部分在内,低压

外缸同所有内缸的连接接头均为弹性配合。低压外缸与基础分离,直接由凝汽器支撑,大大降低了

运转层基础的负荷。低压内缸改变传统的由低压外缸支撑的模式,通过其前后各2个猫爪,搭在前后2个轴承座上,支撑整个内缸、持环及静叶的重量。并以推拉装置与中压外缸相连,以保证动静间隙。轴承座均为落地式,全部固定支持在基础上,轴系不受汽缸变形的影响。低压缸这种独特的结构不但使低压外缸的膨胀、真空的变化与转子、内缸无关,而且使该低压缸特别能适应空冷机组冷端排汽温度高、温差变化幅度达而频繁运行

的要求。

图7 双流低压缸纵剖面图

针对超超临界660MW 的望亭、布连、黄埔机

型,上汽自主创新设计了L8、L10、L12.5等3个低压缸模块;还特别针对中国内陆地区的运输问题,进行了创新的低压内缸拆缸设计,如图9所示。超超临界1000MW 汽轮机的低压内缸西门子原设计是排汽导流环与内缸缸体完全焊接为一体,外形尺寸大,只能水路运输;于是,我们在设计超超临界660MW 汽轮机时,创新性地进行了将排汽导流环拆离低压内缸的设计,将排汽导流环

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11)

图8 双流低压缸三维模型

与低压内缸的连接方式由焊接改为螺栓连接,低压内缸与排汽导流环单独运输出厂,因而彻底解

决了低压缸的陆路运输问题。

图9 低压内缸拆缸设计

2.4 阀门设计

本机组采用1个主汽阀+1个调节阀的两组主汽阀调阀组件,1个再热主汽阀+1个再热调节阀的两组再热主汽阀调阀组件的设计,如图1所示。与国内其他厂家的同类型超超临界机组相比,阀门数量少,阀门控制更为简单。两组主汽阀调阀组件、再热主汽阀调阀组件分别布置在高压缸、中压缸的两侧,切向进汽,阀门与汽缸之间没有蒸汽导汽管,其结构紧凑、流动损失小。阀门直接支撑在运转层基础上,高压阀门与汽缸采用大型罩螺母方式连接,中压阀门采用法兰方式与汽缸连接。阀门采用小网格、大面积的叠片式不锈钢永久性滤网,其特点是过滤网直径小(1.6mm ),滤网刚性好,不易损坏。

本机组采用独特的补汽阀技术,补汽阀布置在运转层下,在主汽门后调门前通过管道引出蒸汽进入补汽阀(如图10所示),通过补汽阀后的

蒸汽经由管道进入高压某级后。补汽阀相当于主汽门后的第三个调门,与全周进汽、滑压运行配套的标准设计,可提高额定负荷工况的进汽压力,并使机组在没有节流损失条件下具备快速的调频能力。补汽阀是一项提高机组调频灵活性、提高效

率和可靠性的成熟技术。

图10 主汽阀调阀组件模型

2.5 通流部分设计

针对各个项目给定的主蒸汽参数和背压,汽轮机的总体效率只能通过各个部件的效率提高来实现。上汽超超临界660MW 汽轮机的通流设计不仅体现在汽轮机叶片设计的不断优化中,还特别关注主汽阀到凝汽器之间的所有汽轮机部件中蒸汽流动的能量损失。

2.5.1 叶片通流部分设计

高压、中压通流设计采用高度自动化的通流部分全三维#弯扭叶片设计系统,根据各项目的参数(蒸汽参数和功率)要求,按总体效率最高原则自动完成通流部分的叶片通流设计:决定叶型、高度、围带及叶根尺寸,完成气动及热力计算,强度计算,叶片的弯扭三维3D 成型,形成叶片及转子、汽缸相关的数控数据。以望亭项目为例,设计系统优化的高压通流设计如图11所示,高压通流级数为17级,中压通流级数为2?15级。此外,如图12所示,再通过独特的高压、中压第一级斜置静叶设计,小直径、多级数的高中压转子通流设计,整体围带的高中压动叶片设计,高中压通流部分的多道汽封结构设计,所有高中压叶片均采用T

型叶根的设计来共同实现整个通流的高效率。

图11 叶片设计系统自动生成的高压通流

低压通流设计除了与高中压叶片通流设计风格相一致的特点外,如除末三级叶片外的低压叶

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1779

图12 高中压叶片通流的独特设计

片均采用全三维弯扭整体围带型式、T 型叶根等外;还有一些低压叶片特有的特点,比如采用独特的低压 去湿!和 防蚀!技术:有抽汽槽的空心静叶、动叶进汽边激光淬硬、减少静叶出汽边等,有适应各项目不同的背压和排汽容积流量的低压长叶片组,如图13

所示。

图13 低压独特的去湿和防蚀技术

2.5.2 无叶汽轮机通流部分设计

关注无叶汽轮机通流部分从主汽阀到凝汽器的整个蒸汽流动通道的设计,从结构设计上进一

步确保汽轮机的高效率。

高压阀门、中压阀门均直接与高压缸相连,径向进汽,避免了常规设计的导汽管、蒸汽能量损失小。

在汽轮机高压进汽段内,蒸汽从主汽阀开始被引导并分配给第一级叶片。气动优化的高压缸进汽段设计在于通过对进汽段中蒸汽流动精确控

制,使汽缸出口的流动与第一级静叶栅相配,从而减少了汽流进入叶栅的冲角损失。

对中压排汽缸进行气动优化,减少排汽缸中的流动分离和漩涡形成,尽可能地减少汽轮机中压排汽缸中的压力损失。

在双流的低压缸中,蒸汽从轴向中间位置进入,在末叶片级下游流经扩压段后进入排汽缸。对排汽缸进行气动优化,进一步改善低压缸排汽缸中的汽流流动,如图14

所示。

图14 低压排汽缸内部的流线

如图15所示采用单根联通管,对联通管内部汽流进行气动优化,设置附加的流动导流装置,进

一步改善在联通管的内部汽流流动。

图15 单根联通管结构模型

2.6 支撑和膨胀系统设计

汽轮机的转子除高压转子由2个径向轴承支

承外,中压转子和2根(或1根)低压转子均只由1只径向轴承支承,即为通常所讲的 N +1!单轴承支撑,每个轴承分别位于单独的轴承座内。如图16所示,超超临界660MW 四缸四排汽机型共4个缸、4根转子,但只有5个轴承。这种支承方式不仅是结构比较紧凑,主要还在于减少基础变形对于轴承荷载和轴系对中的影响,使得汽机转子能平稳运行。

高压缸、中压缸和低压内缸分别通过猫爪支撑在轴承座上,猫爪与轴承座之间的滑动面有耐磨的低摩擦合金,具有良好的摩擦性能,不需要润

17802010,38(

11)

图16 轴承支撑系统

滑,有利于机组膨胀畅顺。轴承座均浇筑在基础上,不随机组膨胀。

2号轴承座位于高压缸和中压缸之间,是整台机组滑销系统的死点。在2号轴承座内装有径向推力联合轴承,因此整个轴系是以此为死点向两头膨胀:高压转子往调阀端膨胀,中压转子连同低压转子往电机端膨胀。高压缸和中压缸的猫爪在2号轴承座处也是固定的,因此高压外缸受热后也是以2号轴承座为死点往调阀端方向膨胀,中压外缸通过推拉杆推动低压内缸往电机端膨胀。转子部件的热膨胀方向和静子部件的热膨胀方向是一致的,如图17所示。此独特的支撑和膨胀系统,使得机组的轴系稳定、膨胀顺畅,利于快

速启动。

图17 轴向膨胀系统

3 超超临界660MW 汽轮机的技术性能

3.1 优异的高效率、高可靠性

2009年6月27日,上海电气电站集团完全自主设计的超超临界660MW 发电机组#华电望亭电厂3号机组顺利通过168h 试运行,正式投

入商业运行。上海石洞口二厂3、4号机也分别于2009年11月16日、2009年12月15日通过168h 试运行。这3台机组的一次成功投运,表明上海汽轮机厂的设计和制造技术水平达到了新的高度。其中,望亭3号机的焓降试验效率、性能试验

数据如表3所示。

表3 望亭3号机的焓降、性能试验数据

部位效率/%工况热耗/kJ ?(kW ?h )-1

高压缸91.16THA 工况7308低压缸

93.42

75%工况

7421

3.2 独特的运行及维护性能

机组的运行及维护性能实际是反映机组抗

高、低频疲劳、抗热应变能力的综合反映。超超临

界660MW 汽轮机成功延续超超临界1000MW 汽轮机总体结构、高效、高可靠性方面的独特设计风格,体现出与超超临界1000MW 汽轮机相媲美的优异的运行和维护性能,比其他机型更为灵活的运行性能、更便利的安装及维护特性。

(1)高压缸、中压缸均在制造厂安装后整体发运现场,减少了高、中压缸现场装配这一工序,至少可以缩短1个月的机组安装周期。

(2)机组的大修间隔为有效的运行时间9.6万h 。每2.5a 小修检查1次,约10~12a 才开缸大修。这将提高机组的运行和维护经济性。

(3)在所有正常的运行状态下,从冲转开始到额定转速3000r/m i n 的时间均为5m in 。其优点为:第一,运行操作简洁;第二,能快速增加锅炉负荷和减轻旁路负担;第三,能快速通过轴系所有临界转速区,有利于轴系的稳定及安全运行。(4)更为宽松的启动及运行限制,本超超临界660MW 汽轮机可与不同锅炉厂商、不同旁路容量(0~100%)配置相匹配。

4 结论

(1)超超临界660MW 汽轮机是上海汽轮机厂基于高效、独特的超超临界1000MW 汽轮机

技术最新开发的新一代产品,具有与超超临界1000MW 汽轮机相媲美的优异性能。

(2)与其他机型相比,上汽超超临界660MW 汽轮机可采用更高的蒸汽压力和再热温度,采用单流程、全周进汽的斜置叶片级、高中压无导汽管、补汽阀的定#滑#定运行模式,大口径单个中压排汽及连通管、中压切向涡流冷却、中压排汽压力低、3D 全三维的马刀型叶片等一系列的独特技术。

(3)上汽超超临界660MW 汽轮机具有一系列不受区域限制的纯凝、空冷、纯凝抽汽、空冷抽汽汽轮机产品。

收稿日期:2010 09 13本文编辑:王延婷

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在电站生产领域，自动化（自动控制）包含的内容有哪些？ 数据采集与管理；回路控制；顺序控制及联锁保护。 电站自动化的发展经历了几个阶段，各阶段的特点是什么？ 人工操作：劳动密集型；关键生产环节自动化：仪表密集型；机、炉、电整体自动化：信息密集型；企业级综合自动化：知识密集型； 比较开环控制系统和闭环控制系统优缺点。 开环：不设置测量变送装置，被控制量的测量值与给定值不再进行比较，克服扰动能力差，结构简单，成本低廉；闭环：将被控制量的测量值与给定值进行比较，自动修正被控制量出现的偏差，控制精度高，配备测量变送装置，克服扰动能力强； 定性判断自动控制系统性能的指标有哪些？它们之间的关系是什么？ 指标：稳定性、准确性、快速性。关系：同一控制系统，这三个方面相互制约，如果提高系统快速性，往往会引起系统的震荡，动态偏差增大，改善了稳定性，过渡过程又相对缓慢。 定性描述下面4 条曲线的性能特点，给出其衰减率的取值范围。 粉：等幅震荡过程，ψ=0；绿：衰减震荡过程，0<ψ<1；红：衰减震荡过程，0<ψ<1；蓝：不震荡过程，ψ=1； 在热工控制系统中，影响对象动态特性的特征参数主要有哪三个？容量系数，阻力系数，传递迟延 纯迟延与容积迟延在表现形式上有什么差别，容积迟延通常出现在什么类型的热工对象上？ 容积迟延：前置水箱的惯性使得主水箱的水位变化在时间上落后于扰动量。纯迟延：被调量变化的时刻，落后于扰动发生的时刻的现象。纯延迟是传输过程中因传输距离的存在而产生的，容积迟延因水箱惯性存在的有自平衡能力的双容对象 建立热工对象数学模型的方法有哪些？ 机理建模：根据对象或生产过程遵循的物理或化学规律，列写物质平衡、能量平衡、动量平衡及反映流体流动、传热等运动方程，从中获得数学模型。实验建模：根据过程的输入和输出实测数据进行数学处理后得到模型 了解由阶跃响应曲线求取被控对象数学模型的方法、步骤及注意事项，能对切线法、两点法做简单的区分。 注意事项：1实验前系统处于需要的稳定工况，留出变化裕量；2扰动量大小适当，既克服干扰又不影响运行；3采样间隔足够小，真实记录相应曲线的变化；4实验在主要工况下进行，每一工况重复几次试验；5进行正反两个方向的试验，减小非线性误差的影响。方法：有自平衡无延迟一阶对象：切线发和0.632法；有自平衡有延迟一阶对象：切线发和两点法；有自平衡高阶对象：切线发和两点法；无自平衡对象：一阶近似法和高阶近

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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

超临界火力发电机组热工控制技术及其应用

超临界火力发电机组热工控制技术及其应用 摘要：基于超临界火力发电机组的运行特点，结合热工控制系统的设计要求，深入探讨了超临界发电机组热工控制技术的特殊性，首以锅炉给水控制系统和过热汽温控制系统为例，详细分析了热工控制系统的设计原理。实际应用表明了该方案的有效性。 超临界发电机组以其热能转换效率高、发电煤耗低、环境污染小、蓄热能力小和对电网的尖峰负荷适应能力强等特点而得到广泛应用，日益成为我国火力发电的主力机组。超临界直流锅炉没有汽包，工质一次通过蒸发部分，即循环倍率等于1，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。 超临界直流锅炉主要输出量为汽温、汽压和蒸汽流量(负荷)，主要输入量是给水量、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，一种输入量扰动则将对各输出量产生影响，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。 一、超临界机组的控制原则 (1)保持燃料量与给水流量之间的比值关系不变，保证过热蒸汽温度为额定值。当有较大的温度偏差时，若仅依靠喷水减温的方法来校正温度，则需要大量的减温水，这不仅进一步加剧燃水比例失调，还会引起喷水点前各段受热面金属和工质温度升高，影响锅炉安全运行。 (2)不能直接采用燃料量或给水流量来调节过热汽温，而是采用微过热汽温作为燃水比校正信号。虽然锅炉出口汽温可以反映燃水比例的变化，但由于迟延很大，因而不能以此作为燃水比例的校正信号。在燃料量或给水流量扰动的情况下，微过热汽温变化的迟延远小于过热汽温。同时，微过热点前包括有各种类型的受热面，工质在该点前的恰增占总恰增的3/4左右，此比例在燃水比及其他工况发生较大变化时变化并不大。因此，通过保持一定的燃水比例，维持微过热点的汽温(或焰值)不变，以间接控制出口汽温。 因此，与亚临界汽包锅炉机组相比，在超临界发电机组的热工控制系统中，锅炉给水控制系统和过热蒸汽温度控制系统不同，其他系统大致相似。下面以某发电厂4×6OOMW超临界发电机组为例，介绍其主要特色。 二、锅炉给水控制系统 2.1 给水控制系统的主要任务 超临界发电机组没有汽包，锅炉给水控制系统的主要任务不再是控制汽包水位，而是以汽水分离器出口温度或烙值作为表征量，保证给水量与燃料量的比例不变，满足机组不同负荷下给水量的要求。 当给水量或燃料量扰动时，汽水行程中各点工质焰值的动态特性相似;在锅炉的燃水比保持不变时(工况稳定)，汽水行程中某点工质的烙值保持不变，所以采用微过热蒸汽烩替代该点温度作为燃水比校正是可行的，其优点如下: (1)分离器出口焰(中间点焰)值对燃水比失配的反应快，系统校正迅速。 (2)烩值代表了过热蒸汽的作功能力，随工况改变恰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，用"焓增"来分析各受热面的吸热分布更为科学。它不仅受温度变化的影响，还受压力变化的影响，在低负荷压力升高时(分离器出口温度有可能进人饱和区)，恰值的明显变化有助于判断，进而能及时采取相应措施。 因此，静态和动态燃水比值及随负荷变化的恰值校正是超临界直流锅炉给水系统的主要控制特征。 2.2 给水控制系统的工艺流程 此发电厂为600MW超临界发电机组的锅炉为螺旋管圈、变压运行直流锅炉，其启动系统配有2只内置式启动分离器，在锅炉启动和低负荷运行时，分离器处于湿态运行，同汽包一样起着汽水分离的作用，此时适当控制分离器水位，通过循环回收合格工质;当锅炉进入直流运行阶段时，分离器处于干态运行，成为(过热)蒸汽通道。机组配备有2台50%锅炉最大额定出力(BMCR)汽动给水泵和1台30%BMCR的电动抬水泵。由变速汽轮机拖动的锅炉给水泵(汽动给水泵)，布置在汽机房13~70m 层。每台汽动给水泵配有1台定速电动机拖动的前置泵，布置在除氧间零米层。给水泵汽轮机的转速由给水控制系统调节，以改变给水流量;液力偶合器调速的电动给水泵，作为启动和备用，前置泵与主泵用同一电动机拖动，它布置在除氧间零米层。在机组启动时，电动给水泵以最低转速运行，用其出口管道旁路上的气动调节阀控制给水流量。当机组负荷上升，给水流量加大时，由给水控制系统的信号控制给水泵的转速，以调节给水流量，直至汽动给水泵投人，停止电动给水泵运行，使其处

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

350MW超临界汽轮机技术介绍

350MW超临界汽轮机 技术介绍 北京北重汽轮电机有限责任公司 2009年12月

目录 1、前言 (1) 2、机型系列 (2) 3、机组介绍 (3) 3.1、总体方案 (3) 3.2、本体结构 (4) 3.2.1、汽缸 (7) 3.2.2、转子及动叶片 (7) 3.2.3、喷嘴组、静叶及隔板 (9) 3.2.4、高中压阀门 (10) 3.2.5、轴承及轴承箱 (11) 3.2.6、滑销系统 (12) 3.3、主要部件材质 (13) 3.4、汽轮机附属系统 (14) 3.4.1、汽封、本体疏水系统 (14) 3.4.2、润滑、顶轴及盘车系统 (14) 3.4.3、控制及保护系统 (14) 3.5、汽轮机辅助设备 (15) 3.5.1、凝汽器 (15) 3.5.2、低压加热器 (15) 4、关于超临界机组的主要问题 (15) 4.1、高温材料的使用 (15) 4.2、防颗粒侵蚀措施 (15) 4.3、中压第一级冷却措施 (15) 5、机组特点 (16) 5.1、机型定型合理 (16) 5.2、采用成熟可靠的设计 (16) 5.3、功率高 (17) 5.4、良好的结构设计 (17) 5.5、材料等级高 (17) 5.6、灵活快捷的中压缸启动 (17) 6、300MW-360MW汽轮机业绩表 (18)

350MW超临界汽轮机技术介绍 1、前言 超临界350MW汽轮机是我公司在引进ALSTOM公司亚临界330MW凝汽式汽轮机的基础上，通过近几年与ALSTOM在600MW超临界机组方面的合作以及与其他国外公司的技术交流，结合目前国内对超临界汽轮机要求的基础上设计开发的机型。机组设计采用先进的通流技术，保证具有较高的经济性；在结构设计上充分采用成熟可靠的技术，确保机组的安全可靠性，以及快速启、停及变负荷的能力。 我公司从1986年开始引进ALSTOM亚临界330MW湿冷机组，在引进纯凝湿冷机组的基础上，完成了亚临界330MW汽轮机的系列化工作，机组系列在功率方面涵盖了300MW~360MW（其中空冷300MW~330MW、湿冷330MW~360MW），在冷却方式方面涵盖了湿冷、直接空冷、间接空冷，在功能方面涵盖了纯凝、单级抽汽（0.3~0.6Mpa.a、0.98~1.27Mpa.a、3.92~5.88Mpa.a）、两级抽汽（三种单抽的组合）、三级抽汽（三种单抽的组合），目前各种机型的机组已经生产80多台。机组系列如下： ——纯凝系列：

国外超超临界机组技术的发展状况

国外超超临界机组技术的发展状况 一、超超临界的定义 水的临界状态点：压力 22.115MPa，温度374.15℃；蒸汽参数超过临界点压力和温度称为超临界。锅炉、汽轮机系列（通常以汽轮机进口蒸汽初压力划分等级）：次中压2.5 MPa，中压3.5 MPa，次高压6.5 MPa，高压9.0MPa，超高压13.5 MPa ，亚临界16.7 MPa，超临界24.1 MPa。 超超临界（Ultra Super-critical）（也有称高效超临界High Efficiency Supercritical））的定义：丹麦人认为：蒸汽压力27.5MPa是超临界与超超临界的分界线；日本人认为：压力>24.2MPa，或温度达到593℃(或超过 566℃)以上定义为超超临界；德国西门子公司的观点：从材料的等级来区分超临界和超超临界；我国电力百科全书：通常把蒸汽压力高于27MPa称为超超临界。 结论：其实没有统一的定义，本质上超临界与超超临界无区别。 二、国外超超临界技术发展趋势 （一）超超临界机组的发展历史 超超临界机组发展至今有50年的历史，最早的超超临界机组于1957年投产，建在美国俄亥俄州（Philo 电厂6#机组），容量为125MW，蒸汽进汽压力31MPa，进汽温度621 / 566 / 566 C（二次再热）。汽轮机制造商为美国GE公司，锅炉制造商为美国B&W公司。 世界上超超临界发电技术的发展过程一般划分为三个阶段： 第一阶段（上世纪50-70年代）

以美国为核心，追求高压/双再的超超临界参数。1959年Eddystone 电厂1#机组，容量为325MW，蒸汽压力为34.5MPa，蒸汽温度为 649 / 566 / 566 C（二次再热），热耗为8630kJ/kWh，汽轮机制造商美国WH 公司，锅炉制造商美国CE公司。其打破了最大出力、最高压力、最高温度和最高效率的4项记录。1968 年降参数（32.2MPa/610/560/560 C）运行直至今，但至今仍是世界上蒸汽压力和温度较高的机组。 结果，早期的超超临界机组，更注重提高初压（30MPa或以上）,迫使采用二次再热。使结构与系统趋于复杂，运行控制难度更难，并忽视了当时技术水平和材料水平，使机组可用率不高。 第二阶段（上世纪80年代） 以材料技术发展为中心，超超临界机组处于调整期。锅炉和汽轮机材料性能大幅度提高，电厂水化学方面的认识更趋深入，美国对已投运的超临界机组进行大规模的优化和改造，形成了新的结构和新的设计方法，使可靠性和可用率指标达到甚至超过了相应的亚临界机组。其后，美国将超临界技术转让给日本，GE公司转让给东芝和日立公司，西屋公司转让给三菱公司。 第三阶段（上世纪90年代开始） 迎来了超超临界机组新一轮的发展阶段。主要原因是国际上环保要求日趋严格，新材料的开发成功，常规超临界技术的成熟。大规模发展超超临界机组的国家以日本、欧洲（德国、丹麦）为主要代表。日本以川越电厂31 MPa /654℃/566℃/566℃超超临界为代表，开拓了一条从引进到自主开发，有步骤有计划的发展之路，成为当今超超临界技术领先国家。其值得我们认真学习。 三、各国超超临界发电技术情况

上汽600MW超临界汽轮机DEH说明书概览

600MW超临界机组DEH系统说明书 1汽轮机概述 超临界600/660MW中间再热凝汽式汽轮机主要技术规范 注意： 上表中的数据为一般数据，仅供参考，具体以项目的热平衡图为准。 由于锅炉采用直流炉，再热器布置在炉膛较高温区，不允许干烧，必须保证最低冷却流量。这就要求在锅炉启动时，必须打开高低压旁路，蒸汽通过高旁进入再热器，再经过低旁进入凝汽器。而引进型汽轮机中压缸在冷态启动时不参与控制，仅全开全关，所以在汽轮机冷态启动时，要求高低旁路关闭，再热调节阀全开，主蒸汽进入汽轮机高压缸做功，经高排逆止门进入再热器，经再热后送入中低压缸，再进入凝汽器。由于汽轮机在启动阶段流量较小，在3000 r/min 时只有3-5%的流量，远远不能满足锅炉再热器最低的冷却流量。因此，在汽轮机启动时，再热调节阀必须参加控制，以便开启高低压旁路，以满足锅炉的要求。所以600MW 超临界汽轮机一般要求采用高中压联合启动（即bypass on）的启动方式。 2高中压联合启动 高中压缸联合启动，即由高压调节汽阀及再热调节阀分别控制高压缸及中

压缸的蒸汽流量，从而控制机组的转速。高中压联合启动的要点在于高压缸及中低压缸的流量分配。启动过程如下： 2.1 盘车（启动前的要求） 2.1.1主蒸汽和再热蒸汽要有56℃以上的过热度。 2.1.2 高压内缸下半第一级金属温度和中压缸第一级持环下半金属温度，大于204 ℃时，汽轮机采用热态启动模式，小于204℃时，汽轮机采用冷态启动模式，启动参数见图“主汽门前启动蒸汽参数”，及“热态起启动的建议”中规定。 冷再热蒸汽压力最高不得超过0.828MPa(a)。 高中压转子金属温度大于204℃，则汽机的启动采用热态启动方式，主蒸汽汽温和热再热汽温至少有56℃的过热度，并且分别比高压缸蒸汽室金属温度、中压缸进口持环金属温度高56℃以上，主蒸汽压力为对应主蒸汽进口温度下的压力。第一级蒸汽温度与高压转子金属温度之差应控制在 56℃之内，热再热汽温与中压缸第一级持环金属温差也应控制在这同样的水平范围。在从主汽阀控制切换到调节阀控制之前，主汽阀进汽温度应大于“TV/GV切换前最小主汽温”曲线的限值（参见“主汽门前启动蒸汽参数”曲线）。 2.1.3 汽轮机的凝汽器压力，应低于汽机制造厂推荐的与再热汽温有关的低压排汽压力限制值，在线运行的允许背压不高于0.0247MPa(a)。 2.1.4 DEH在自动方式。 2.2 启动冲转前（汽机已挂闸） 各汽阀状态： 主汽阀TV 关 高调阀GV 开 再热主汽阀RSV 开 再热调阀IV 关 进汽回路通风阀VVV开（600r/min至3050r/min关） 高排通风阀HEV 开（发电机并网，延迟一分钟关） 高排逆止阀NRV 关（OPC油压建立，靠高排汽流顶开） 高中压疏水阀开（分别在负荷大于10%、20%关高、中压疏水阀） 低排喷水阀关（2600r/min至15%负荷之间，开） 高旁HBP 控制主汽压力在设定值，并控制热再热温度在设定值

大型火电机组热工自动控制系统

大型火电机组热工自动控制系统 一、自动化 支撑：理论与技术 从技术装置来看发展： 1．三、四十年代基地式仪表 2．五、六十年代单元组合仪表 3 ．七十年代计算机控制 国外，五十年代开始试验计算机控制 （1）DDC控制 （Direct Digital Control直接数字控制） （2）SCC控制 （Supervisory Computer Control监督计算机控制） （3）DCS控制 （Distributed Control Systems分散控制系统） （4）FCS控制 （Fieldbus Control System现场总线控制系统） 理论上看控制发展： 五十年代以前， 理论基础是传递函数（经典控制），以简单控制系统为主。六十年代，以状态空间分析方法为基础，现代控制理论应用。 由于以线性系统为前提，但实际应用效果不好。 第三代控制理论出现

针对机理复杂，精确数学模型难以建立。 理论上看控制发展： 以专家控制系统、神经网络控制和模糊控制为主。 典型应用： MAX Power 1000+ 以专家系统，神经网络进行生产过程设备故障分析和性能分析。 XDPS分散控制系统（新华控制工程公司）加入了模糊控制模块。 OVATION分散控制系统(西屋）提供模糊控制、神经网络算法模块。 二热工自动化 自动检测 顺序控制 自动保护 自动调节 我国机组近年发展： 300MW→600MW亚临界→ 600MW超临界 →1000MW（ 660MW）超超临界 一般 600 MW机组单元机组和公用系统I/O 测点数量一般约8000~9000点；控制设备数量约为 750~ 900 个。（ DCS 系统） 1000MW超超临界机组单元机组和公用系统 I/ 0 测点数量达到 12000 点左右，控制设备数量约为 1100~1400 个，模拟量控制回路数量和600MW机组无明显差别。

660MW超超临界机组汽轮机轮机组轴系安装工艺控制研究

图1汽轮机轴承座布置图 低压缸的支撑系统 低压外缸与低压内缸无刚性连接,只在低压内缸猫爪支撑和中心导向销的位置采用波纹管进行补偿和密封。低压外缸直接支撑在凝汽凝汽器支撑在刚性基础上。低压内缸猫爪穿过低压外缸上面的四个孔支撑在落地式轴承座上。由于低压内缸和低压转子都支撑在轴运行时转子与内缸的径向间隙不会像传统机组那样受到支撑点温度高低膨胀不均的影响。 滑销系统设计点 整个轴系的死点在2号轴承,高压转子向车头方向膨胀 子连带着两根低压转子向发电机方向膨胀,本台机组中低压转子整体

图2轴系找中示意图 联轴器联接 本机组的所有联轴器现场都不需要绞孔,联轴器螺栓的安装在整个轴系的找中心完成后进行,此时联轴器已经被临时螺栓联接 径较正式螺栓小1mm左右),为保证联接前联轴器的同心度 。 图3盘车找中示意图 。 图4晃度测量百分表架设位置及托环使用示意图6)缓慢盘动发电机转子带动励磁机转子转动,测取水平位移表计的晃动值,为保证准确性至少有二遍重复数据出现后,以每次增加100~200Nm的力矩,对角地均匀地紧固联轴器螺栓一遍。紧固时先从需借正晃度的一组螺栓开始,如此反复紧固和测量后直至螺栓紧固力矩达到1250Nm左右,盘动转子多次测量晃度达到稳定状态后,可视晃度情况,以不同的力矩分别紧固螺栓,目的在于校准晃度。校准结束后,要求最小力矩值大于1660Nm,最大力矩不超过1930Nm即可,且最终测得晃度应小于0.05mm。 7)需要严格注意的是:螺栓紧固时,应逐步增大力矩,不可采用松 验收,确保达到设计要求 。 Science&Technology Vision 科技视界

。 其意义最根本的是我从这个实验中体会到科学实验要有严谨的治。 对教师素质的要求更加严格,师德建设也必须与时俱。 型圈设计完成后。 以提供高品质的服务为重点举措。

世界火力发电机组的发展历史及现状

世界火力发电机组的发展历史及现状, 论证采用超临界和超超临界参数将是新世纪初火力发电厂主要发展方向之一，近而说明我厂三期建成一台超临界机组符合时代发展的要求。 关键词：火力发电机组；超临界 1 前言 对我厂三期工程建设一台亚临界机组还是超监界机组的问题进行分析论证。并最终得出结论。 2 超临界化发展模式的成功实践 超临界火电机组是常规蒸汽动力火电机组的自然发展和延伸。提高蒸汽初参数一直是提高这类火电厂效率的主要措施。当蒸汽压力提到高于22.1MPa时就称为超临界机组，如果蒸汽初压力超过27MPa，则称为超超临界火电机组。目前一些发达国家中，超临界和超超临界机组巳是火电结构中的主导机组或是占据一个举足轻重的比例，也就是说火电结构巳经"超临界化"了。以超临界化为特点的对火电结构的更新换代早在20世纪的中叶就已开始。超临界化可以说是火电发展的一种模式，一条道路，是被多国实践证明的成功模式。 美国于1957年投运的第一台125MW超临界机组的参数为31MPa/621℃／566℃／560℃，1958年投运的325MW机组的参数为34.4MPa／649℃／566℃／566℃，实质上它们已是迄今最高参数的超超临界机组。到60年代中期，新增机组中有一半采用超临界参数，但到70年代订货台数急剧下降。根据EPRI的一份调查报告认为，这一下降的原因是多方面的，当时美国缺乏超临界机组调峰运行的经验，最重要的是核电站担负起了基本负荷，因而对带基荷的超临界机组的需求量出现了下降，在采用超临界参数方面出现了反复。在日本和欧洲则情况则有所不同。尽管如此，从宏观上看美国在1967年-1976年的10年期间，共安装118台超临界机组，单机最大容量为1300MW，到80年代初，超临界机组仍增至170余台，占燃煤机组的70％以上，占总装机容量的25.22％，其中单机容量介于500-800MW者占60％-70％，至1994年共安装和投运了9台1300MW的超临界机组。 日本在1967年第一台超临界的600MW机组系从美国引进，在长崎电厂投运。此后日本的超临界压力火力发电得到了迅速的发展。截止1989年3月，日本各大电力公司的48个主要火电厂的总装机容量75870 MW中，超临界压力的为49350MW，占总装机量的65％，比重很大，致使火电机组全国供电煤耗由1963年的366g／kWh 降低到1987年335g／kWh 。1989和1990年在川越电厂投运的两台700MW机组的参数是两次再过热的31MPa /566/566/ 566℃℃℃，在满负荷下的热效率达41.9％，投运以来情况很好。目前在日本，450MW以上的机组全部采用超临界参数。从1993年以后已把蒸汽温度提高到566/593℃℃和593/593℃℃，一次再过热，说明这种等级的超超临界参数已达到成熟阶段。 原苏联也是世界上拥有超临界机级最多的国家，共有224台，总容量达79300MW，凝汽式汽轮机中，超临界机组的容量占48.7％。1963年，苏联投入第一台300MW超临界机组，其热耗率比超高压的200MW机组降低了5.2％。这一成功促使苏联决定，300MW以上的机组全部采用超临界参数。300MW 机组在70年代中期的可用率已达86.4％，1984年雷夫提恩电厂的300MW机组的利用小时达7043小时。德国早在60年代开始发展超临界机组，是研究和制造超临界机组最早的国家之一，但初期容量较小。1972年投运了一台430MW的超临界机组，1979年投入了一台475MW二次再过热的机组。德国VEAG电力公司在1999和2000年于Lippendorf电厂投产的两台900MW褐煤机组，蒸汽参数为26.8MPa/ 554/ 583℃℃，净效率为42％；计划于2002年在Niederaussen 发电厂投产的985MW褐煤机组，使用的蒸汽参数为26MPa/580/600℃℃，由于采用了以超超临界参数为主的多项提高效率的措施，净效率高达45.2％，机组滑压运行，可超负荷5 ％。最低负荷为50％，电厂大修期最少为4年。 丹麦是热能动力方面很先进的国家，在火电机组上也处于领先地位。在1998年在Skaebaek发电厂投产的

汽轮机(超临界···)

汽轮机 科技名词定义 中文名称：汽轮机 英文名称：steam turbine 定义：将蒸汽的热能转换为机械能的叶轮式旋转原动机。 应用学科：电力（一级学科）；汽轮机、燃气轮机（二级学科） 百科名片 汽轮机是将蒸汽的能量转换成为机械功的旋转式动力机械。又称蒸汽透平。主要用作发电用的原动机，也可直接驱动各种泵、风机、压缩机和船舶螺旋桨等。还可以利用汽轮机的排汽或中间抽汽满足生产和生活上的供热需要。 工作原理 汽轮机是能将蒸汽热能转化为机械功的外燃回转式机械，来自锅炉的蒸汽进入汽轮机后，依次经过一系列环形配置的喷嘴和动叶，将蒸汽的热能转化为汽轮机转子旋转的机械能。蒸汽在汽轮机中，以不同方式进行能量转换，便构成了不同工作原理的汽轮机。 配套设施 汽轮机通常在高温高压及高转速的条件下工作，是一种较为精密的重型机械，一般须与锅炉（或其他蒸汽发生器）、发电机(或其他被驱动机械)以及凝汽器、加热器、泵等组成成套设备，一起协调配合工作。 结构部件

由转动部分和静止部分两个方面组成。转子包括主轴、叶轮 、动叶片和联轴器等。静 子包括进汽部分、汽缸、隔板和静叶栅、汽封及轴承等。 汽轮机 按蒸汽初压可分为低压蒸汽轮机（蒸汽初压力小于1.47MPa）、中压蒸汽轮机（蒸汽初压为1.96~3.92MPa）、高压蒸汽轮机（蒸汽初压为5.88~9.8MPa）、超高压蒸汽轮机（蒸汽初压为11.77~13.73MPa）、亚临界蒸汽轮机（蒸汽初压为 15.69~17.65MPa）、超临界蒸汽轮机（蒸汽初压大于22.16MPa）等，并对分类里面的每种类型的蒸汽轮机都进行了详细说明。 具体分类详见下表1——1。 分 类 型式说明 按热力特性凝汽式蒸汽轮机排汽在低于大气压力的真空状态下 进入凝汽器凝结成水 抽汽凝汽式蒸汽轮机排汽压力低于大气压力，从蒸汽轮 机中间级中抽出一定压力 的蒸汽作为它用 背压式蒸汽轮机排汽压力大于大气压力 背压抽汽式蒸汽轮机排汽压力大于大气压力，中间抽出 部分汽体供给其它部门 多压式蒸汽轮机充分利用工业生产工艺流程的副产 蒸汽，热能综合利用好 按工作原理冲动式蒸汽轮机蒸汽主要在喷嘴叶栅内膨胀 反动式蒸汽轮机蒸汽在静叶栅和动叶栅内膨胀 冲动和反动组合式蒸汽轮机转子各级动叶片既有冲动级又有反 动级 按结构单级蒸汽轮机通流部分只有一级，一般为背压式 蒸汽轮机 多级单级蒸汽轮机通流部分具有两个以上的级，可为 凝汽式、背压式、抽汽冷凝式、多

600MW超临界机热工试题

600MW超临界机组热控试题 一、填空题（每小题1分）共10分 1.锅炉跟随为基础（CBF）的协调控制方式，即主蒸汽压力通过锅炉 自动控制，机组功率通过汽机调门自动控制。 2.直流锅炉汽温调节的主要方式是调节煤水比，辅助手段是喷 水减温。 3.当任一跳机保护动作后，汽机主汽阀将迅速关闭、停止机组运行。 4.汽轮机的进汽方式主要有节流进汽、喷嘴进汽两种。 5.有一测温仪表，精确度等级为0.5级，测量范围为400—600℃， 该表的允许误差是±1℃。 6.DEH基本控制有转速、功率、调节级压力三个回路。 7.任何情况下,只要转速n>103‰立即关闭高压调门和中压调门。 8.单元机组按运行方式可分为炉跟机、机跟炉、协调、手动四种方 式。 9.动态偏差是指调节过程中被调量与给定值之间的最大偏差。 10.滑压运行时滑主蒸汽的质量流量、压力与机组功率成正比例变化。 二、选择题（每小题1分）共10分 1.下列参数哪个能直接反映汽轮发电机组的负荷（ B ） A 主汽压力 B 调节级压力 C 高调门开度 D 凝气器真空 2.锅炉MFT的作用是：（C ） A跳引风机 B跳送风机 C切断所有燃料 D切断所有风源

3.锅炉点火前必须建立启动流量的原因是（ A ）。 A、防止启动期间水冷壁超温 B、防止启动期间过热器超温 C、为强化热态冲洗效果 D、为建立汽轮机冲转压力 4.高主、高调、中主、中调门的缩写正确的是：（ A ） A、TV、GV、RSV、IV B、TV、RSV、GV、IV C、TV、IV、RSV、GV D、IV、TV、GV、RSV 5.炉水循环泵跳闸条件是：（ B、 C、 D ） A、过冷度>30℃ B、冷却水温度>55℃ C、最小流量阀关闭 D、给水泵全跳闸 6.直流锅炉的中间点温度控制不是定值，随:（ B ） A、机组负荷的增大而减小 B、机组负荷的增大而增大 C、火焰中心位置的升高而降低 D、减温水量的增大而减小 7.对于直流锅炉，燃水比变大，则不正确的叙述是（ D ） （A）过热汽温升高；（B）水冷壁管子温度升高； （C）排烟温度升高；（D）主汽压升高 8. 滑压控制方式其最大的优点在于( A )。 (A)减少了蒸汽在调门处的节流损失；(B)提高了汽机本体的热效率； (C)汽包水位控制较容易；(D)主蒸汽温度容易维持恒定。 9.直线结构特性的阀门在变化相同行程的情况下，在阀门小开度时要比在大开度时对系统的调节影响( A )。 (A)大；(B)小；(C)相等；(D)无法确定。 10. 汽轮机调节系统的作用是调节汽轮发电机组的( B )。

火力发电机组超临界化的发展趋势

中国?海南中国科协2004年学术年会电力分会场暨中国电机工程学会2004年学术年会论文集 11 火力发电机组超临界化的发展趋势 李波 （通辽发电总厂） 摘要：从世界火力发电机组的发展历史及现状, 论证采用超临界和超超临界参数将是新世纪初火力发电厂主要发展方向之一，近而说明我厂三期建成一台超临界机组符合时代发展的要求。 关键词：火力发电机组；超临界 1 前言 对我厂三期工程建设一台亚临界机组还是超监界机组的问题进行分析论证。并最终得出结论。 2 超临界化发展模式的成功实践 超临界火电机组是常规蒸汽动力火电机组的自然发展和延伸。提高蒸汽初参数一直是提高这类火电厂效率的主要措施。当蒸汽压力提到高于22.1MPa时就称为超临界机组，如果蒸汽初压力超过27MPa，则称为超超临界火电机组。目前一些发达国家中，超临界和超超临界机组巳是火电结构中的主导机组或是占据一个举足轻重的比例，也就是说火电结构巳经"超临界化"了。以超临界化为特点的对火电结构的更新换代早在20世纪的中叶就已开始。超临界化可以说是火电发展的一种模式，一条道路，是被多国实践证明的成功模式。 美国于1957年投运的第一台125MW超临界机组的参数为31MPa/621℃／566℃／560℃，1958年投运的325MW机组的参数为34.4MPa／649℃／566℃／566℃，实质上它们已是迄今最高参数的超超临界机组。到60年代中期，新增机组中有一半采用超临界参数，但到70年代订货台数急剧下降。根据EPRI的一份调查报告认为，这一下降的原因是多方面的，当时美国缺乏超临界机组调峰运行的经验，最重要的是核电站担负起了基本负荷，因而对带基荷的超临界机组的需求量出现了下降，在采用超临界参数方面出现了反复。在日本和欧洲则情况则有所不同。尽管如此，从宏观上看美国在1967年-1976年的10年期间，共安装118台超临界机组，单机最大容量为1300MW，到80年代初，超临界机组仍增至170余台，占燃煤机组的70％以上，占总装机容量的25.22％，其中单机容量介于500-800MW者占60％-70％，至1994年共安装和投运了9台1300MW的超临界机组。 日本在1967年第一台超临界的600MW机组系从美国引进，在长崎电厂投运。此后日本的超临界压力火力发电得到了迅速的发展。截止1989年3月，日本各大电力公司的48个主要火电厂的总装机容量75870 MW中，超临界压力的为49350MW，占总装机量的65％，比重很大，致使火电机组全国供电煤耗由1963年的366g／kWh降低到1987年335g／kWh 。1989和1990年在川越电厂投运的两台700MW机组的参数是两次再过热的31MPa /566/566/ 566 ℃℃℃，在满负荷下的热效率达41.9％，投运以来情况很好。目前在日本，450MW以上的机组全部采用超临界参数。从1993年以后已把蒸汽温度提高到566/593 ℃℃和593/593 ℃℃，一次再过热，说明这种等级的超超临界参数已达到成熟阶段。 原苏联也是世界上拥有超临界机级最多的国家，共有224台，总容量达79300MW，凝汽式汽轮机中，超临界机组的容量占48.7％。1963年，苏联投入第一台300MW超临界机组，其热耗率比超高压的200MW机组降低了5.2％。这一成功促使苏联决定，300MW以上的机组全部采用超临界参数。300MW 机组在70年代中期的可用率已达86.4％，1984年雷夫提恩电厂的300MW机组的利用小时达7043小时。 德国早在60年代开始发展超临界机组，是研究和制造超临界机组最早的国家之一，但初期容量较小。 1972年投运了一台430MW的超临界机组，1979年投入了一台475MW二次再过热的机组。德国VEAG电力公司在1999和2000年于Lippendorf电厂投产的两台900MW褐煤机组，蒸汽参数为26.8MPa/ 554/ 583 ℃℃，净效率为42％；计划于2002年在Niederaussen 发电厂投产

超超临界汽轮机技术发展

超超临界汽轮机技术发展 42091022 赵树男1.超超临界汽轮机的参数特征 超临界汽轮机(supercritical steam turbine)有明确的物理意义。由工程热力学中水蒸汽性质图表知道: 水的临界点参数为: 临界压力p c=22.129MPa, 临界温度t c =374.15℃ , 临界焓h c=2095.2kJ/ kg, 临界熵s c=4.4237kJ/(kg·K),临界比容v c= 0.003147m3/kg。工程上, 把主蒸汽压力p0

p c的汽轮机称为超临界汽轮机。 在国际上, 超超临界汽轮机(Ultra Supercritical Steam Turbine)与超临界汽轮机的蒸汽参数划分尚未有统一看法。有些学者把蒸汽参数为超临界压力与蒸汽温度大于或等于593℃称为超超临界汽轮机, 蒸汽温度593℃可以是主蒸汽温度,也可以是再热蒸汽温度; 有些学者把主蒸汽压力大于27. 5MPa 且蒸汽温度大于580℃称为超超临界汽轮机。1979 年日本电源开发公司(EPDC) 提出超超临界蒸汽参数( Ultra Supercritical Steam Condition)的概念, 简写为USC, 也称为高效超临界或超级超临界。目前, 超超临界汽轮机的提法已被工程界广泛接受和认可, 在传统的超临界蒸汽参数24. 2MPa/ 538℃/ 538℃的基础上,通过提高主蒸汽温度、再热蒸汽温度或主蒸汽压力改善热效率。国外提高超临界机组的蒸汽参数有两种途径: 一种途径是日本企业的做法, 通过把主蒸汽和再热蒸汽的温度提高到593℃或600℃, 实现了供电热效率的提高, 生产出超超临界汽轮机; 另一种途径是欧洲一些企业的做法, 把蒸汽参数提高到28MPa 和580℃, 也实现了供电热效率的提高, 生产出超超临界汽轮机。 国外投运大功率超超临界汽轮机比较多的国家有日本和丹麦, 生产大功率超超临界汽 轮机台数比较多的企业有东芝、三菱、日立、阿尔斯通(德国MAN)和西门子。我国研制超超临界汽轮机, 建议主蒸汽压力取为25MPa ～ 28MPa, 主蒸汽温度为580℃～600℃, 再热蒸 汽温度为600℃, 机组功率为700MW～1000MW。 2.超超临界技术的发展 2. 1 日本超超临界技术开发 日本超超临界技术开发分为2 个阶段实施完成。第一阶段超超临界技术开发从1981 年开始, 1994 年结束。第一阶段的技术研究工作分为2步同时进行: 第一步的蒸汽温度为593℃/ 593℃,第二步的蒸汽温度为649℃/ 593℃。第一阶段技术开发的目标是在传统超临界蒸汽参数( 24.2MPa/ 538℃/ 538℃) 的基础上, 热效率再提高2. 2% 。主要技术研究工作有5项:○1初步试验( 1981年)；○2锅炉元件试验(1982～1989年)；○3汽轮机转动试验( 1983～1989年)；○4超高温汽轮机示范电厂试验(1983～1993年)；○5总体评价与分析( 1994年)。1994年完成了第一阶段技术开发的总体评价与分析工作。 第二阶段超超临界技术开发从1995年开始,2001年结束。第二阶段蒸汽温度为630℃/ 630℃, 第二阶段技术开发工作的重点是对9%Cr ～12%Cr 新型铁素体钢进行开发和验证。第二阶段技术开发的目标是在常规超临界蒸汽参数(24. 2MPa/ 538℃/ 538℃)的基础上, 热效率再提高4.8 个百分点。第二阶段技术研究工作有4 项:○1初步试验( 1995 年)；○2锅炉元