超临界与亚临界机组特点比较
超临界机组与亚临界机组特点的比较2006-10-25 20:42
600MW 亚临界及超临界机组甩负荷试验技术研究
一、任务来源
汽轮机作为一个高速转动机械必须保证转速不超过它设计允许的最高转速，以防止超速产生的
严重后果。在防止机组发生甩负荷工况时的动态转速飞升方面，起主要作用的就是超速保护限制回
路，也即OPC 保护回路，而甩负荷试验是考核汽轮机调速系统动态特性最直接、最常用的方法。所
以，对于甩负荷试验而言，OPC 超速保护回路是最重要的。
甩负荷试验是一项较为复杂和极其重要的试验．涉及到各机、炉、电、热、化各专业，并具有一定
的风险性。由于甩负荷试验对于保证机组安全稳定运行有重要意义，目前新机组在基建期间，移交
生产前，都基本会按照有关要求进行甩负荷试验，但由于甩负荷试验涉及到各专业，自身技术上比
较复杂，在各地实际进行的甩负荷试验中，由于认知和理解上的不同，存在不同的技术观点，导致
实际甩负荷试验操作中，有不同的操作方式，甩负荷的试验结果也不尽相同，很多试验存在一些问
题，比如试验过程中二次飞升转速比较高、OPC 动作次数过多、甩负荷后机组没法维持空转并再次
并网接带负荷等问题，不仅影响到机组的定期投产，也影响到电网的安全稳定。尤其近年超临界机
组的建设投产比较多，超临界机组的甩负荷试验，暴露出一些新的问题。
本文正是在这个背景下，结合广东正在建设的600MW 等级的亚临界及超临界机组，对于600MW
机组的甩负荷试验，进行了深入的分析和比较研究，全面掌握现代大型机组甩负荷试验的技术要点，
着重解决实际甩负荷试验过程中的关键技术难点，为大型机组的甩负荷试验，包括即将大规模投产
的1000MW 机组的甩负荷试验，提供技术支持和技术指导，为保证现代大型机组甩负荷试验的顺利进
行和机组的安全稳定运行服务。
为此，广东省电力工业局试验研究所于2006 年开始了该项目的研究工作，项目名称：600MW 亚
临界及超临界机组甩负荷试验技术研究。
二、应用领域和技术原理
防止汽轮机超速是调节保安系统的一个重要功能，尤其是发生甩负荷等恶劣工况时，要求调节
汽门能尽快关闭，控制汽轮机转速不致使机组跳闸，并将转速控制在同步转速。若是电网短时故障，
应能迅速重新并网接带负荷。甩负荷试验是考核汽轮机调速系统动态特性最直接、最常用的方法。
由于甩负荷试验对于保证机组和整个电网的安全稳定运行，都有重要意义，本项目通过研究600MW
亚临界及超临界机组的甩负荷试验技术，来为机组和电网安全稳定运行提供支持和服务。
本课题的技术主要包括以下几个部分：
1、比较不同机组的甩负荷技术特点
实施方案：调查研究典型机组的OPC 保护逻辑的技术特点分析。包括1）国产引进型600MW 机组
的OPC 逻辑特点；2）俄罗斯列宁格勒、日立、三菱、ABB 等进口机组的OPC 逻辑特点
2、分析600MW 亚临界及超临界机组甩负荷试验中的主要技术难点和对应解决方法
实施方案：1）分析600MW 亚临界及超临界机组甩负荷试验中的主要技术难点,主要是OPC 的复位逻辑、再热汽压力的控制、转子转动惯量的计算等；2）对存在的技术难点，研究对应的解决方法；3）
制定出科学合理的甩负荷试验执行方案；
3、在不同类型机组上进行应用实施，并对实施结果进行分析研究
实施方案：1）在不同类型机组上进行实际的甩负荷试验；2）根据实际甩负荷试验的实施结果，进
行分析研究；3）对原有技术方案进行改进。
4、对甩负荷试验的数据处理进行研究
实施方案：1）分析甩负荷试验所测得的有关数据；2）比较研究得出计算转子转动惯量的科学、合
理的计算方法。
5、项目总结、研究报告的撰写
实施方案：1）对项目研究进行总结；2）编写项目研究报告。
三、性能指标
甩负荷试验结果符合国家JB/T 10086—1999《汽轮机调节系统技术条件》、DL/T 711—1999 《汽
轮机调节控制系统试验导则》等标准的要求，都能做到最高飞升转速远低于机组超速保护跳机转速，
机组甩负荷后能维持空转，然后重新并网接带负荷。
四、与国内外同类技术比较
目前在各地实际进行的甩负荷试验中，很多试验存在一些问题，比如试验过程中二次飞升转速比
较高、OPC 动作次数过多、甩负荷后机组没法维持空转并再次并网接带负荷等问题。尤其近年超临
界机组的建设投产比较多，超临界机组的甩负荷试验，暴露出一些新的问题。国内一般超临界机组
甩负荷试验时，都会在测取完机组动态转速飞升过程后，被迫停机停炉，然后重新恢复。
而根据我们在该项目中的研究成果进行甩负荷试验，基本都能做到在甩负荷试验中OPC 保护仅
仅动作1～2 次（包括OPC 的甩负荷预感器回路），机组转速波动很快衰减稳定下来，同时机组各项
参数稳定良好，能够较快重新并网带负荷。从大量的文献报道可以看到，对于甩负荷时中压调门不
参与机组转速调节的机组，以及超临界国产600MW 机组，要做到以上这些，是非常难能可贵的，充
分说明我们的甩负荷试验的理论技术在国内是先进的。实际的甩负荷试验结果也是非常成功的。
五、成果的创造性、先进性
1. 通过理论研究，率先独创性的提出对甩负荷试验时的OPC 保护逻辑复位条件的改进技术，即舍弃
传统的复位延时时间的设计，对于LDA 和103％回路均统一采用机组转速低于3000r/min 复位的设
计方法。
2. 在实际甩负荷试验中形成了一套科学的试验程序、方法，使甩负荷工况下机组OPC 动作次数极少，
一般仅为1～2 次、转速波动时间短，超临界机组甩负荷后也能维持空转，尽快恢复并网，对于电网
的安全稳定和事故情况下的电网尽快恢复，有重要意义。
3. 通过理论研究得出一套完整准确的甩负荷试验转子转动惯量的计算方法，提出对转子实测飞升转
速ni(ti)序列首先进行滤波（平滑）处理，再对处理后的数据采用调节汽门延迟关闭时间范围内转
速线性拟合的方式求取转子转动惯量的计算方式，从而避免了计算Δn 和Δt 产生较大的计算误差，
机组的这些特征参数被大量应用于电网稳定性分析程序中来研究不同机组的组合或者不同运行方式下电网的稳定性，有了精确的原动机数据就能为电网的稳定性计算起到有力的支撑作用，效果良好。
六、作用意义(直接经济效益和社会意义)
600MW 亚临界及超临界机组甩负荷试验技术研究，是广东省电力科学研究院设立的大型科研项
目，经过课题组成员的共同努力和密切配合，课题自2006 年1 月开始，经过方案调研论证﹑机理研
究﹑试验研究等阶段后，于2006 年～2008 年期间逐步应用于多台国产600MW 机组甩负荷试验中，
新方法较传统的试验方法，试验测量参数如转速测量精度大幅提高，试验时间缩短，OPC 动作次数
大幅减少，试验安全性得到了很大的提高，促使多台600MW 调试机组的提前投运，为发电企业带来
超过数百万元的直接经济效益，并保证多台调试机组的安全顺利投产，取得了巨大的社会效益
以汕尾电厂2 号机（东方汽轮机厂超临界600MW 机组）为例计算：
2008 年11 月1 日汕尾电厂2 号机组进行甩100％负荷试验，主开关断开后转子转速开始飞升，约
2.750s 达最高3211.45r/min，为额定转速的107.05%，之后，转速开始下降。149.185s 后转速稳
定在3000r/min 左右。发电机主开关跳闸后，甩负荷OPC 立即触发动作，迅速关闭高、中压调节汽
门，之后高压调门一直保持关闭。转速降低到3060r/min，OPC 复位，中压调门缓慢开启，按DEH
设置的目标值3000r/min 进行调节。整个过程OPC 仅由主开关跳闸触发动作一次，没有出现在其他
机组易出现的转速的二次飞升、汽机跳闸等现象，表现出良好调节品质及防超速性能。
以往超临界机组甩负荷一般仅能测量汽轮机转速飞升的第一个阶段，随后由于压力、温度等控制的
问题被迫汽机打闸，锅炉灭火。本次汕尾电厂2 号机组甩负荷机组迅速在不到150 秒内即稳定在
3000r/min，达到并网条件，所带来的经济效益可以这样分析：减少一次锅炉热态启动燃油费用(单
计甩100%负荷停机重启以4 小时计)6000 元/吨×35 吨＝21 万元，提前半天(50%和100%甩负荷两次
合计)增加发电量收益60 万千瓦×12 小时×0.07 元＝50.4 万元，总计71.4 万元。自600MW 亚临界
及超临界机组甩负荷试验技术研究项目开展以来，其研究成果已经应用在了广东台山电厂3、5 号机
600MW 亚临界机组、广东湛江奥里油1 号机600MW 亚临界机组、广东珠海金湾电厂2 号机600MW 超
临界机组、广东惠来电厂1、2 号机600MW 超临界机组、广东汕尾电厂1、2 号机600MW 超临界机组、
广西贵港电厂1、2 号机600MW 超临界机组，总共产生经济效益达71.4 万元×10 台＝714 万元。
通过600MW 亚临机及超临界机组甩负荷试验技术的研究，开创性提出了汽轮机转子转动惯量计
算的新方法，使得转子时间常数、转子转动惯量、容积时间常数等试验结果的计算更加科学、准确。
所产生的效益可以分析如下：首先可以更加准确地通过静态试验预测机组在实际甩负荷时防超速性
能，为电厂在检修前或后提供明确的指导或验证；其次，机组的这些特征参数被大量应用于电网稳
定性分析程序中来研究不同机组的组合或者不同运行方式下电网的稳定性，有了精确的原动机数据
就能为电网的稳定性计算起到有力的支撑作用。这方面的效益是很难来量化的，但是所起的作用却
是基础性的，广泛的。
七、推广应用的范围、条件和前景以及存在的问题和改进意见
本成果通用性良好，能可靠、高效地应用于各种大型机组的甩负荷试验，对于电厂实际运行中
发生的甩负荷工况的应急处理，也有很高的技术指导意义。目前该研究成果已在广东省及湖南、广西等省进行了多次实践与推广应用，如广东台山电厂3、5 号机600MW 亚临界机组、广东湛江奥里油1 号机600MW 亚临界机组、广东珠海金湾电厂2 号机600MW
超临界机组、广东惠来电厂1、2 号机600MW 超临界机组、广东汕尾电厂1、2 号机600MW 超临界机
组、广西贵港电厂1、2 号机600MW 超临界机组等，取得了巨大的经济效益和社会效益。
随着越来越多的大型机组的投产，本成果的应用前景极为广阔。
国产超临界机组启动调试的特点及
主要问题的分析处理
孟颖琪李续军杨寿敏
摘要本文介绍了华能沁北电厂国产化首期600MW超临界机组设计特点、性能特性及辅机配置，比较系统地阐述了该型机组启动调试的特点，并对调试过程中出现的主要问题和处理过程进行了分析讨论，对同类型机组的启动调试和运行具有一定的参考作用。
关键词启动调试超临界机组国产化
1 前言
华能沁北电厂为我国600MW超临界机组国产化依托工程和示范项目，一期工程建设规模为2×600MW超临界发电机组。该项目的建设得到国家发改委、电监会、国家电网公司、中国华能集团公司的高度重视。在华能股份公司、华能沁北发电有限公司精心组织和强有力的领导下，各参建单位奋力拼搏，使# 1、#2机组分别于今年11月23日和12月13日通过168小时试运行，提前完成了年底双投的奋斗目标。这一成绩的取得标志着600MW超临界机组国产化项目已经取得了突破性进展，对我国今后的超临界机组建设具有重要的意义。
2 国产超临界机组主要设备系统的设计特点
2.1 工程概况
华能沁北发电厂一期工程为2×600MW超临界燃煤发电机组，其锅炉、汽轮机、发电机组分别由东方锅炉厂、哈尔滨汽轮机厂、哈尔滨电机厂采用引进技术制造。该工程的建设单位为华能沁北发电有限责任公司，设计单位为西北电力设计院设计，西安热工研究院负责部分公用系统和2号机组的启动调试、分散控制系统（DCS）的逻辑组态设计、厂级监控信息系统（SIS）的成套设计与供货等项工作。
2.2 锅炉主要设备及系统
锅炉系DG1900/25.4-II1型单炉膛、一次再热，超临界本生直流锅炉。锅炉全钢构架，固态排渣，平衡通风，露天布置。
炉膛宽19419.2mm，深15456.8mm，高度67000mm。炉膛四周为全焊式膜式水冷壁，由下部螺旋盘绕上升水冷壁和上部垂直上升水冷壁组成。沿烟气流程依次布置屏式过热器、高温过热器、高温再热器。竖井为双烟道结构，前/后烟道深分别为6604/8331.2mm，前烟道布置低温再热器、后烟道布置低温过热器和省煤器，其后布置三分仓回转式空气预热器。
锅炉设计主要参数见表1。锅炉设计燃用晋南、晋东南地区贫煤、烟煤的混合煤种，采用中速磨直吹式制粉系统，每炉配6台磨煤机，1台备用。燃烧器采用前后墙对冲燃烧方式，24只HT－NR3燃烧器分三层布置在炉膛前后墙上，上部布置有12只燃烬风(OFA)风口。锅炉设计采用定压-滑压-定压或定压运行运行方式。
每台锅炉均配置两台轴流式引风机、轴流式送风机、一次风机和回转式三分仓空气预热器，设置两台双室四电场干式静电除尘器，采用密相正压气力输送方式除灰。炉渣由刮板捞渣机将先输送至渣仓，然后由汽车运输的方式除渣。
过热蒸汽温度由水/煤比和两级喷水减温来控制，水/煤比的控制温度取自汽水分离器前水冷壁出口集箱上的三个温度测点。再热蒸汽温度采用挡板调节。锅炉水汽流程见图1。
图1 锅炉水汽流程图
表1 锅炉设计主要参数（设计煤种）
汽轮机主要设备及系统
型号为CLN600-24.2/566/566，额定给水温度
280.4 ℃，运行方式为定-滑-定运行。
（ETS）；配置了数字电液调节系统（DEH）和BENTLY
系列汽机监视仪表（TSI）。
50%容量的汽动给水泵及一台30%容量
100%容量的定速、电动、立式筒型凝结
选用中压凝结水精处理装置；设置三套50%容量水
主要电气设备及系统
发电机及主变压器
QFSN-600-ZYHG，额定容量为667MVA，额
20kV，冷却方式为定子水内冷、
SFP-720000/500，额定容量720MVA，额
550-3×2.5%/20KV，冷却方式为ODAF。
2.4.2 电气主接线
一期工程两台机组均以发电机—变压器组单元接线接入500kV母线。500kV采用断路器接线。500kV配电装置按规划出线回路数六回布置，本期建成两回。
发电机出口装设断路器。每台机组设一台50MVA分裂变作为高厂变、一台25MVA双卷变作为公用变、一台31.5MVA双卷变作为备用变压器。6KV
设置单独公用段，公用负荷由两台机的6KV公用段供电。机组启动电源由500kV升压站经主变倒送方式取得，发电机并列由发电机出口开关完成。备用停机变压器6kV侧通过共箱母线连接到每台机组的两段6kV工作母线及公用母线上作为备用电源，在事故情况下，备用停机变可以备用自投一半机组负荷（包括电动给水泵）运行，保证机组安全停机。
2.4.3 发变组保护、励磁及同期装置
本工程对发电机、主变压器、厂高变、高公变、励磁变等主设备保护按全面双重化配置，保护装置为RCS-985B微机型发－变组保护装置。励磁系统采用UNITROL 5000型静态可控硅励磁系统，型号为Q5S-0/U251-S6000，由励磁变压器、励磁调节器、可控硅整流器单元、起励单元、灭磁单元等组成。同期系统只设自动准同期装置，取消了传统的手动并列方式。每台发电机组并列只设发电机出口断路器一个同期点，配备两套SID—2CM 型自动准同期装置（一投一备）。机组电气设备均采用ECS控制方式。
2.5 热工自动化主要设备及系统
2.5.1 控制系统设计功能及配置
分散控制系统(DCS)采用ABB贝利公司的Symphony系统，其功能涵盖了数据采集系统(DAS)、模拟量控制系统(MCS)、顺序控制系统(SCS)、锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)、汽轮机控制系统(DEH)、给水泵汽轮机控制系统(MEH)、旁路控制系统(BPS)和事故跳闸保护系统(METS)等各项控制功能，是—套软硬件一体化的、功能比较完善的控制系统。DCS按照功能分散、信息集中管理的原则配置，每台机组配置一套DCS系统，每套DCS系统控制网络均为环网结构。在两台机组的DCS环网之间设置—个公用环网，公用系统控制器即挂接在该公用环网上。本工程单元机组未设计快速减负荷（FCB）功能。
2.5.2 控制范围及方式
热工自动化主要对下列工艺系统实现控制：核心生产系统（包括锅炉、汽轮机、发电机及其辅助系统），全厂给排水系统，化学水处理总站，灰渣处理系统，辅助生产系统等。锅炉、汽机、电气以及辅助车间采用集中控制方式；除了输煤控制室设置值班员以外，电气网络控制室及其它辅助车间系统不再单独设置控制室。
3 国产超临界机组启动调试的特点
现根据参加华能沁北电厂国产超临界机组启动调试的体验，对该类型机组启动调试的特点（尤其是与亚临界汽包炉的差异）初步总结如下：
3.1 锅炉方面
3.1.1 在超临界直流锅炉上大胆尝试采用降压法进行锅炉蒸汽管道吹洗，并取得成功
传统汽包锅炉蒸汽管道吹洗一般采用蓄能降压法；而过去直流锅炉在吹管时考虑到汽水分离器的水容积较汽包小得多和水冷壁水动力的安全性，通常将入炉燃料加大到湿态转干态所需燃料量以上，采用纯直流稳压方式吹洗。这种方式为了稳定吹管压力，临冲门的开度往往不大，若蒸汽流量上不去，则较难保证吹管系数和吹洗的质量。在沁北电厂超临界锅炉吹管前，调试人员经过充分的调研、分析和讨论，决定采用降压法吹洗。升压和吹洗过程中采用合理的控制方式和吹管参数，保障吹管系数大于1.0。#2锅炉正式吹洗76次，消耗燃油686吨，靶板器质量便达到优良标准，节省了大量的燃油和除盐水。
3.1.2 过热器安全门的整定
亚临界机组一般在空负荷阶段进行过热器安全门的整定，而超临界机组此阶段整定过热器安全门有很大困难，并且极不经济。该压力等级的安全阀动作压力超过30.0 MPa，其制造商克罗斯比公司建议油压千斤顶最高压力为7.0 MPa。考虑361阀管路及凝汽器运行的安全，锅炉设计湿态转干态运行的最高压力为9.3MPa。锅炉转为干态运行所需的燃料量较大，参数控制有一定的难度，所以机组不带负荷而使过热器压力升至24.0 MPa 是很困难的。在带大负荷工况下整定过热器安全门解决了这一问题。
机组带负荷300MW左右，投两台磨煤机及少量油枪，按克罗斯比公司要求，缓慢提升过热器出口压力至24.0MPa，用千斤法对过热器安全阀进行了整定。
3.1.3 低负荷时过热器超温问题
最初#1机组在整定过热器安全门时拟通过减小高旁开度的方法来提高主汽压力，发现屏式过热器及高温过热器温度上升较快。采取提高一、二级减温水量的方式控制温度，直至减温水总门和调节门全开，表计显示一、二级减温水量很小，而屏过及高过温度已达到约560℃。据分析其主要原因是低负荷时减温水引水点与喷入点之间的压差过小，造成减温水量不足，故决定在给水操作台前接一路φ108×20mm的备用减温水管路。后来随着对该型锅炉性能了解的深入和燃烧调整技术的改进，该水源已很少使用。
3.1.4 在燃烧调整及给水控制方面的特点
石洞口二厂必须投一台磨煤机才能达到冲转参数，而国产超临界机组只要控制调整得当，只需少量燃油便可以冲转；在临界点附近工况下要注意监视水冷壁管壁温度变化，根据燃料量及时调整各部分风量，以保持良好的燃烧状况；水冲洗和点火升压阶段给水量可适当低一点(约400 t/h)，并网带负荷后再加大到475 t/h；汽机旁路控制要和启动升温、升压过程很好地配合；除氧器加热、高低压加热器宜尽早投入以提高给水温度；应坚持定期吹灰等等。
#2锅炉配置的HT－NR3低NOx墙式布置燃烧器，点火小油枪（250kg/h）布置在三次风喷口，补风良好。启动油枪布置在中心的一次风喷口，未启一次风机时助燃风量不足，试运初期产生大量的黑烟，燃烧状况不佳。后来投该油枪时将炉膛负压调整至-600Pa，打开燃烧器入口一次风管上设置的冷却风管风门进行补风，同时控制单只油枪的出力在中等范围内，结果燃烧状况明显好转。
3.1.5 国产超临界锅炉低负荷稳燃特性良好
经过对#2锅炉煤粉细度、过量空气系数 (氧量)及喷燃器一、二次风率及二、三次风门等方面的调整，其炉内燃烧稳定、不结渣、不超温。#2锅炉投入C、D、E、F四台偏置磨煤机，维持303MW连续运行4小时，炉膛压力和炉内燃烧工况基本稳定。
3.2 汽机方面
3.2.1 机组启动参数
#1机组按照制造厂提供的启动参数，首次冷态启动后进行中速暖机， 3小时后高压缸调节级金属温度仍很低。据此制造厂对冷态启动参数进行了调整，主蒸汽参数由8.9MPa、360~420℃调整为5.4 MPa、360~420℃；再热蒸汽参数由1.0MPa、320℃调整为0.4~0.6MPa、320℃。试运结果表明，该启动参数在保证锅炉水动力循环的条件下，增大了汽轮机进汽量，改善了暖机条件，加快了启动速度，同时有利于锅炉燃烧调整与配合。以#2机组首次冷态启动为例：
2004年11月1日22时18分首次冲动#2汽轮机，主蒸汽参数为5.24MPa，394℃，再热蒸汽参数为0.484MPa，356℃，真空为-90kPa。400r/min 磨擦检查后，于22时59分机组转速升至2000r/min中速暖机。由于启动参数控制良好，加之根据高压缸排汽温度及时调整通风阀开度，调节级金属温度已达306℃。11月2日2时零分，此时主蒸汽参数为6.85MPa，434℃，再热蒸汽参数为0.188MPa，401℃，真空为-90kPa，中速暖机结束。2时14分机组定速3000 r/min。由于蒸汽参数控制良好，整个冲机过程非常顺利。
3.2.2 高压缸通风阀
目前在升速过程中通风阀开启，汽轮机分为高压缸、中低压缸两个模块运行，实际上高压缸排汽大部分未进入再热冷段――进入的汽量取决于高压缸排汽压力与再热冷段压力之比。这种方式是否合理值得商榷。这种运行方式下，必须根据高压缸排汽温度、高中压缸加热速度的匹配等情况对通风阀进行调整。
3.2.3 滑参数停机
#2机组采用滑参数停机，起始负荷为440MW，主蒸汽压力为20.6MPa，主蒸汽温度为544℃，汽轮机调节级金属温度为499℃。经2小时17分滑参数降负荷，负荷降为53MW，汽机打闸停机，此时主蒸汽压力为5.9MPa，主蒸汽温度为360℃，汽轮机调节级金属温度为342℃，达到了比设计值更低的温度水平。
3.2.4 盘车装置自启停的时机
为改善启、停机过程中轴瓦的润滑条件，决定将停顶轴油泵的转速由650r/min提高到1000r/min，顶轴油泵自启的转速由600r/min提高到800r/min。
3.2.5 超临界机组对各个系统的可靠性提出了更高的要求
超临界机组要求系统的承压部件及各种调节装置的可靠性更高、性能更佳，对材料和制造工艺的要求也更加严格。在试运过程中两台机组的高、中压导汽管法兰多次漏汽； #1汽轮机中压主汽门门蝶与传动机构的连接螺栓断裂；部分调节装置如凝结水泵最小流量调节阀、给水泵再循环门、除氧器水位调节辅阀静态试验动作灵活，带负荷后却卡涩、失灵。因此在选型上应充分考虑参数的匹配问题。
3.3 热工自动化方面
3.3.1 充分重视控制系统逻辑组态审查及试验工作
超临界机组比常规亚临界机组保护联锁数量要多一些、逻辑关系也要复杂一些，从而对保护逻辑组态设计、测量元件选用和调校、回路安装调试等方面提出了更高的要求。为了保证调试的工期和质量，调试人员采取了许多行之有效的措施。先由热控调试人员对逻辑组态进行初步分析，将其编译成各系统的试验单。然后组织热控、机务及组态设计人员进行讨论。意见比较集中时，可在更大的范围内组织讨论，确保逻辑组态正确、可靠。在试验过程中，要求尽量模拟实际工况、由一次元件输入试验信号，最大限度地避免保护误动或拒动现象。
3.3.2 汽水分离器水箱水位的控制
在临界点汽与水的密度是相等的，当汽水参数向超临界过渡时，水箱水位开始上升，直到满水位，而实际上此时水箱中并没有水，这样就带来了相应的控制问题。在亚临界工况下361阀主要依据水箱水位进行控制；超临界工况下水箱测量水位不能反映真实情况，就必须在361阀控制逻辑中作相应的处理。
3.3.3 再热器保护问题
#1、#2机组在带负荷阶段均发生过再热器保护动作。其主要原因是调速汽门行程开关关接点很难调整到零点，所以用模拟量信号（2%）与关接点信号的“与门”代表调速汽门关，并适当调高了再热器保护逻辑的燃料量定值。。
3.3.4 汽轮机旁路系统
为高压和低压两级串联简单旁路，设计容量仅为30%BMCR，主要用于机组启停，不具备快开功能，所以应尽量避免其快速开关动作。在甩大负荷时锅炉压力可能会快速上升，在机组故障特别是甩负荷时必须给予足够的重视。
3.4 电厂化学方面
（1）化学清洗范围扩大。
炉前碱洗在常规亚临界汽包炉碱洗范围的基础上，增加了高压加热器汽侧、低压加热器汽侧、疏水管道、疏水扩容器、各减温水管道等；增加了炉前（柠檬酸）酸洗，涵盖了炉前碱洗的大部分设备范围。
（2）凝结水精处理系统尽早投入，对水质的改善和节约除盐水至关重要。
（3）必须具备持续制水的能力，并储备大量的除盐水。
（4）对汽水品质的要求很高，启动时需进行长时间的开式、闭式水冲洗。
3.5 与石洞口二厂超临界机组调试综合质量指标的比较
表2是华能沁北电厂与石洞口二厂调试综合质量指标的比较。可以初步得出结论：国产化超临界机组的综合质量水平已经达到或超过了石洞口二厂建设时期进口机组的质量水平。当然，准确的结论只能通过性能试验和较长时间的运行考验才能得出。
4 国产超临界机组启动调试过程中的主要问题及分析讨论
4.1 凝结水系统问题
4.1.1 凝结水泵的汽化分析及处理
在启动过程中汽水分离器的疏水通过361阀排至凝汽器，该疏水量大，且压力、温度较高（从361阀后管道振动、噪声很大、疏水扩容器压力高达200Kpa可以证实）。因其排放位置接近凝结水泵吸水口，对凝结水泵入口水动力工况产生不利影响，容易引起凝结水泵汽化。通过合理控制361阀疏水量、调整凝汽器真空、适当提高凝汽器热井水位等途径，问题基本解决。
4.1.2 凝结水管道晃动问题
主要原因：一是前述的凝结水泵汽化引起；二是工况大幅度变化时机械密封水供水压力不足（后来将密封水压力提高至0.5Mpa）；三是凝结水泵最小流量调节阀选型不当，带压后自行开、关往复运动。
4.2 发电机九号轴承振动问题
九号轴承为发电机励端外伸磁炭刷支架轴承。#1、#2机组在首次启动时九瓦轴振、瓦振较大，动平衡后瓦振问题基本解决。#2机组由于九瓦处轴颈自身晃度较大（约80μm），所以尽管瓦振很小（小于20μm），但轴振仍然比较大。#1机组九号轴承轴振也接近报警值。应进一步研究国产超临界机组九号轴承轴振偏大的原因。
4.3 汽动给水泵前置泵振动大问题
2A、2B汽泵在带负荷试运阶段，随着机组负荷的升高，汽泵流量增大，其前置泵水平方向的振动增大，最大超过100μm。经解体检修、重新找正，并对相连的管道和附件进行紧固，2A前置泵振动基本正常，2B前置泵振动仍偏大（有逐渐减小的趋势）。
4.4 汽动给水泵组推力轴承温度偏高问题
两台机组的汽动给水泵组在带大负荷运行时均出现了推力轴承温度偏高的现象。后来根据制造厂的要求，提高了该点温度保护定值。
4.5 EH油系统问题
汽轮机调节系统静态试验开始时多数油动机存在漏油现象；油动机节流孔设计不合理，在油流的作用下会偏离原位置，更换为带凸肩的节流孔。
4.6 汽轮机油质和顶轴油系统问题
顶轴油管径设计偏小，加之少量管段对口焊接工艺粗糙，出现顶轴油母管压力很高（达20MPa）、而顶轴油囊压力并不高，顶起高度不足的现象。另外，顶轴油泵还存在调压装置不能自锁，油压自行下滑的问题。曾出现过因油质问题造成汽轮机轴瓦损的情况。
4.7 中压主汽门严密性问题
#1机组二次进行主汽门严密性试验均不合格，经检查右侧中压主汽门门蝶与传动机构的连接螺栓断裂。#2机组也发现中压主汽门漏汽较为严重。该中压主汽门采用了摇板式结构（类似于高排逆止阀），因而尺寸较大。要保证其可靠性和严密性，必须在设计、制造、安装等环节上严格把关。
4.8 磨煤机振动问题
试运初期在投运制粉系统过程中多次出现磨煤机振动现象。经检查和分析认为主要是磨盘上铺煤厚度不均匀，三个磨辊工作时受到的反作用力不平衡所致。后来采取先短时间布煤，然后降磨辊，依给煤量用手动加载方式缓慢提高加载力，给煤量达到一定值再投入自动加载装置；停给煤机时依给煤量缓慢减小加载力，振动问题得到解决。
4.9 风量测量装置问题
磨煤机入口直管段短，冷、热风门垂直连接，在不同工况下气流分布变化很大。磨煤机原设计的一次风量测量装置为插入式多喉径文丘利测风装置。在调试过程中发现，当磨煤机入口冷、热风门打开，热风门开度60%以上时，随着热风挡板开大，测量风量反而减小。经反复试验证实，单点测风装置无法准确反映断面的风速分布。后由厂家提供一种均流型式测速管，基本满足了磨煤机运行要求。另外，二次风风量装置也无法准确测量实际风速，应当予以改进。
4.10 油枪频繁堵塞问题
锅炉燃油系统虽然经过蒸汽吹洗，但由于系统设计缺陷及油质较脏，启动过程中点火油枪反复堵塞,耗费了大量人力和时间。应加设可切换式滤油器。
4.11 其它锅炉设备、设计问题
l 锅炉运行时（热态）二次风箱风门联杆经常卡涩、或者与风道保温层外护板相碰。
l 给煤机频繁断煤。
l 一些磨煤机不能调整加载油压，定加载与变加载切换不好。
l 在361阀暖管管路运行后，存在炉前储水罐及下部向炉膛方向膨胀、省煤器至水冷壁下集箱管底部膨胀不足问题。
4.12 励磁系统可控硅质量问题。
#2机组在进行发电机短路特性试验时，1、2、3、5号整流柜的R+臂均发出故障信号，导致励磁系统自动退出运行，机组整套启动被迫中止。经反复检查、试验，确认是4号整流器屏的R+臂可控硅击穿导通所致。更换可控硅后励磁系统工作正常。
4.13 发电机氢气系统泄漏问题。
#1、#2机组试运过程中均出现过发电机氢气系统泄漏量大的问题，主要原因是设备、安装质量和工艺问题，对机组试运工期和安全运行产生了十分不利的影响。
5 结论
5.1 与常规（亚临界）机组相比，国产600MW超临界机组在设备制造、系统设计、性能特性及辅机配置等方面有许多特点，因而在机组启动调试方面也出现了一些新的特点。由于调试人员思想重视、准备充分，较快地掌握了该型机组的启动调试技术，保证了机组试运工作顺利进行。
5.2 总体来看，国产化超临界锅炉主要运行参数达到了设计要求，汽轮发电机组启停快速灵活、运行平稳，保护系统安全可靠，自动控制系统品质优良，各辅机均能满足机组长期满负荷稳定运行的要求。从调试阶段的主要质量指标来看，国产超临界机组的综合质量水平已经达到或超过了石洞口二厂建设时期进口机组的质量水平，这一成绩的取得标志着600MW超临界机组国产化项目取得了突破性进展。
5.3 国产600MW超临界机组在设备、设计、施工、调试、运行等方面不可避免地存在一些问题，有必要对这些问题展开深入的分析和研究，为提高国产超临界机组的建设水平提供借鉴。
本文在写作过程中参考了华能沁北电厂部分试运会议纪要、部分调整试验记录和报告，在此对相关作者表示感谢！
参考文献：
[1] 汪祖鑫. 超临界压力600MW机组的启动和运行. 中国电力出版社,1996.
国产首台超超临界600MW机组调试
李绍志
（东北电力科学研究院有限公司沈阳市和平区四平街39号邮编110006）
摘要：本文对国产首台超超临界600MW机组的调试主要过程进行了阐述，文中对调试过程遇到的主要问题及处理也做了介绍。
关键词：调试介绍；问题；处理
1．工程及设备概况
华能营口电厂地处营口市鲅鱼圈境内，距营口市63公里，北临鲅鱼圈港是东北电网大型港口电厂之一。一期工程安装两台原苏联的燃煤320MW超临界机组，于96年投产。营口电厂位于辽宁中部负荷中心地区，燃用关内煤炭采用路海联运供煤。本期工程的建设不但可以满足辽宁中南部地区负荷增长的需要，同时将对地区电网乃至东北500KV线路起到重要支撑作用，缓解东北地区北电南送给电网造成的压力，发挥港口电厂的优势引进关内煤炭资源，缓解辽宁煤炭资源不足的矛盾。
本期工程汽轮机采用哈尔滨汽轮机厂制造的CLN600-25/600/600型超超临界、一次中间再热、冲动式、单轴、两缸两排汽、凝汽式汽轮机；额定容量为600MW，最大连续出力(T-MCR)为624.1MW，最大功率(VWO)为646.9MW；汽轮机具有八段非调整回热抽汽，额定转速为3000r/min。
本期工程锅炉采用哈尔滨锅炉厂生产的HG-1800/26.25-YM1型超超临界参数变压运行带内置式再循环泵启动系统的本生(Benson)直流锅炉炉，型式为单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型布置。锅炉燃用烟煤，24只直流浓淡燃烧器采用四角布置、切园燃烧，采用6台中速磨煤机配正压直吹制粉系统。锅炉以最大连续出力(BMCR)为设计参数。在任何5台磨煤机运行时，锅炉能长期带额定负荷(BRL)。
发电机采用哈尔滨电机厂生产的三相同步氢冷发电机，发电机额定容量667MVA，额定功率因数0.9，最大连续输出功率654MW。冷却方式为水、氢、氢，即定子绕组水冷，转子绕组氢冷，铁芯及其它部件氢冷；密封油系统采用单流环式密封。励磁系统采用南瑞厂家的静态励磁励磁系统。主变由沈阳变压器厂生产，高厂变由沈阳变压器厂生产。机组采用单元式接线；发变组保护装置南瑞公司的数字式发电机及变压器微机保护装置。
机组的控制系统采用西屋OVATION最新一代分散控制系统(DCS)，设备先进、自动化水平高。整套系统包括数据采集(DAS)、模拟量控制(MCS)、顺序控制(SCS)、锅炉炉膛安全监控(FSSS)、汽轮机调节保安控制(DEH/ETS)、给水泵汽轮机控制(MEH/METS)等各项控制功能。汽机调节系统采用哈尔滨汽轮机厂配套生产的数字电液调节系统(DEH)，是一体化DCS的一个组成部分；液压系统采用高压抗燃油，由集装式油站供应，带有蓄能、冷却、过滤再生等功能。机组的启动方式推荐为高中压缸启动。
汽机监视仪表(TSI)采用瑞士公司设备(VM-600)，由系列仪表组件和传感器组成。是一个可靠的多通道监测系统，它能连续不断地测量汽轮发电机轴和缸的各种机械运行参数，显示汽机机械状态，并能在超出运行给定值的情况下发出报警信号和使机组跳闸。
汽轮机旁路系统采用一级大旁路，设计容量为40％BMCR，系统可以满足机组冷态、温态、热态、极热态快速启动的要求。
1.1汽轮发电机组
1.1.1汽轮机主要参数
型号：CLN600-25/600/600
型式：超临界、一次中间再热、单轴、高温、二缸二排汽、凝汽式汽轮机
额定功率：600 MW
额定转速：3000 r/min
最大连续出力：624.1 MW
额定主蒸汽压力：25. MPa(a)
额定主蒸汽温度：600 ℃
额定再热蒸汽压力：4.12 MPa(a)
额定再热蒸汽温度：600 ℃
额定排汽压力：4.58 MPa
额定主蒸汽流量：1621.6 t/h
最大主蒸汽流量：t/h
循环冷却水设计温度：21.35 ℃
额定给水温度：289 ℃(TRL工况)；
临界转速(单跨计算值)：
1) 高中压转子：1540 r/min；
2) 1#低压转子：1150 r/min；
3) 发电机转子：713 r/min；（二阶2095）
1.1.2 发电机主要技术规范如下：
型号：QFSN-600-2型
型式：水氢氢冷却、静态励磁三相同步汽轮发电机额定功率：600 MW(667MVA)
额定功率因素：0.9(滞后)
额定电压：20 kV
额定电流：19245 A
额定频率：50 Hz
额定转速：3000 r/min
冷却方式：水氢氢，即定子绕组水冷，转子绕组及铁芯氢冷
励磁方式：自并激静止可控硅励磁系统
额定氢压：0.4MPa(g)
漏氢量（保证值）：≤10 m3/d
1.1.3锅炉：型号：HG-1800/26.25-YM
型式：超临界参数变压运行直流炉，型式为单炉膛、一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型布置
单位BMCR BRL
参数名称
t/h 1954 1861
过热蒸汽流量
MPa(g) 26.25 26.2
过热蒸汽出口压力
℃605 605
过热蒸汽出口温度
t/h 1437
再热蒸汽流量
MPa(g) 4.87
再热器进口蒸汽压力
MPa(g) 4.65
再热器出口蒸汽压力
℃349.
再热器进口蒸汽温度
℃603
再热器出口蒸汽温度
℃290.0
省煤器进口给水温度
％93.3
锅炉效率
2.调试情况介绍
工程自2005年4月30日开工后施工单位克服了工期紧、设备和图纸供应滞后、缺陷多等不利因素，在建设方的科学组织下，合理的安排工期，采取了先干外围工程、地下隐蔽工程和厂区场平地面混凝土施工，为主设备安装创造条件，从而避开了土建和安装交叉作业，也为机组的分步试运分系统试运创造了必备条件。＃3锅炉水压试验2007年4月25日结束。2007年3月25日启备变受电后现场开始进入分部试运调试阶段，＃3机组4月1日开始试运，6月14锅炉化学清洗结束，7月14日
吹管结束7月30日分系统试运结束。7月24日完成启动前监检，＃3机组开始进入整套启动试运阶段。
东北电力科学研究院调试所是本期工程＃3机组和公用系统的主体调试单位，在工程准备时，技术准备充分根据多年积累的超临界600MW机组调试经验，编制了具有可操作性的方案措施68个，在本期工程调试过程中以调试纳总细排计划网络、扣住节点工期同施工、生产、设计、监理等单位团结协作、周密组织，严格执行ISO9 002质量体系，进行了各个系统的调整试运及相关试验，使机组的试运工作正点有序的进行。在华能股份公司和华能集团公司的关怀下，在以电厂领导为首现场指挥部得力协调组织下，现场各参建单位团结协作工程进度正点有序的向前发展。工程质量在质监站和监理公司的督导下，工程质量始终处于受控状态。07年7月中旬＃3机组各项分部试运及分系统试运和整套启动阶段的调整试验工作已经完成，#3机组于7月24日完成启动前监检进入整套启动试运阶段。机组通过空负荷试运、带负荷试运、满负荷试运历时29天，于8月31日23时58分完成168小时试运，启动过程中耗油405吨、168小时试运负荷率99. 1%、自动投入率99%、保护投入率100%，试运指标符合质量验标优良级之规定。＃3机组实现了华能公司提出的8月份投产的目标，已具备生产能力。（启动实绩记录见（附表1）
2.1机组完成调试项目及系统投运情况
2.1.1汽机专业
2.1.1.1 ＃3机组通过冷态启动、温态启动、热态启动，各种启动工况运行状态良好。汽缸膨胀、轴向位移、轴瓦钨金温度、回油温度均在允许范围内。调节级压力和温度、排汽缸温度、停机惰走时间等符合设计要求。空负荷试运期间，进行了汽门严密性试验、喷油试验、操作试验和超速试验，超速动作值符合要求。
带负荷和满负荷试运期间成功的进行了负荷扰动试验、真空严密性试验，RB试验和甩负荷试验等全部试验项目，试验结果见专业调试报告。
2.1.1.2 主、再热汽系统：两侧主汽温和再热汽温偏差小于规定值；启动旁路系统调节和保护动作值符合设计要求。2.1.1.3 冷却水系统：开式冷却水、闭式冷却水系统出口压力和冷却温度满足设计要求。各类冷却器严密，表计齐全、指示正确，冷却效果满足运行要求。
2.1.1.4 辅助蒸汽系统：整套启动期间，辅汽系统已投入运行，能满足各种工况启动运行要求。
2.1.1.5 凝结水系统：启动调试期间，＃3机组的凝结水泵运行正常，轴承振动和电机温度、出口压力和电机电流符合设计要求。
2.1.1.6 主机EH油系统：＃3机组的EH油泵运行正常，供油压力和温度符合设计要求，油质清洁度达到NAS-3级。保证了调节保安系统运行稳定，调节品质优良，
主机保护动作迅速。
2.1.1.7 主机润滑油系统：“大流量油冲洗”使润滑油质达到NAS-7级。2台交流润滑油泵和2台直流润滑油泵运行稳定，顶轴油泵和盘车装置运行正常。油净化装置试运行达到设计要求。各油泵间的联锁保护动作准确。
2.1.1.8 轴封系统：供汽压力、温度符合厂家设计要求，调温调压装置投用正常，轴封加热器运行符合设计要求。抽气系统抽真空速度和各种运行工况下真空值符合设计要求。
2.1.1.9 抽真空系统：＃3机组的水环式真空泵运行稳定，额定负荷工况下真空达到设计值。真空系统严密性试验表明: 真空系统严密性优良。
2.1.1.10 回热系统：抽汽管道膨胀自如，且不影响主机膨胀。抽汽逆止阀、保护投入正常，抽汽压力和温度符合设计要求。
2.1.1.11 除氧器：自动调节和保护装置投入正常。给水含氧量符合标准。通过调整，安全门动作压力符合设计要求。
2.1.1.12 电动给水泵：本期工程电动给水泵选型为定速启动给水泵，能满足启动要求，联锁保护全部投入。各轴承振动、电机电流、轴承温度以及电泵出力符合设计要求，再循环调节系统投用正常。
汽动给水泵：＃3机组的小汽机MEH调速装置动作正确可靠，转速调节跟踪正常，汽动给水泵联锁保护全部投入。各轴承振动、轴承温度以及泵出力符合设计要求。机械密封水温通过系统改造，控制正常。
2.1.1.13 高压加热器：两台机组的高加按规定投入运行，内外无泄漏，旁路和疏水系统投用正常。表计及保护装置投入正常，指示、动作正确。给水温度达到设计要求。
2.1.1.14发电机冷却系统：发电机出口风温和定子绕组温度满足厂家要求。
2.1.1.15发电机密封油系统：平衡阀和差压调节阀调节正常，调节质量满足厂家要求。
2.1.1.16循环水系统：2台循环水泵启动顺利，运行稳定。循环水清污机的除污能力满足运行要求。各类表计指示正确。胶球清洗装置经试运，收球率分别达96%以上。
湖南华电常德发电有限公司2×660MW超超临界机组整套启动调试方案汇总
特级调试证书单位（证书号：第2090号） 通过GB/T19001-2008、GB/T28001-2011、GB/T24001-2004 调试方案日期2015.03.25XTS/F 项目名称 湖南华电常德一期2×660MW项目 审核： 批准：
目录 1.试运目的 (1) 2.系统及设备概况 (1) 3.技术标准和规程规范 (2) 4.系统投运前应具备的条件 (2) 5.调试工作程序及步骤 (3) 6.调试需使用的仪器 (8) 7.质量控制点 (9) 8.人员分工 (9) 9.环境、职业健康、安全风险因素识别和控制措施 (9) 附录1整套启动调试危险源辨识表 (11)
湖南华电常德一期2×660MW项目 1号机组整套启动调试方案 1试运目的 依据DL/T5437—2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》的规定和湖南华电常德发电有限公司调试技术合同的要求，在整套启动过程中对机组汽水品质进行化学监督，防止热力设备腐蚀。保证机组顺利投产及以后的长期安全、经济运行。 2系统简介 2.1 机组概况 湖南华电常德电厂一期工程2×660MW项目超超临界机组发电工程锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、Π型露天布置、刮板捞渣机机械除渣装置、全钢架悬吊结构。炉后尾部布置两台三分仓容克式空气预热器。主要参数如表1： 表1 锅炉主要参数 名称单位最大连续蒸发量 （BMCR） 额定工况蒸发量 （BRL） 过热蒸汽流量t/h 2035 1976 过热蒸汽出口压力MPa.g 26.15 26.08 过热蒸汽出口温度℃605 605 再热蒸汽流量t/h 1603 1551 再热蒸汽进口压力MPa.g 5.73 5.54 再热蒸汽进口温度℃374 368 再热蒸汽出口压力MPa.g 5.53 5.34 再热蒸汽出口温度℃603 603 给水温度℃299 297 2.2 经混凝澄清处理的沅江干流水→清水池→双层滤料过滤器→UF装置（自带自清洗过滤器）→超滤水箱→一级RO→RO缓冲水箱→二级RO→淡水箱→ EDI装置→除盐水箱。 2.3 加药系统主要设备 机组启动期间给水处理采用全挥发AVT碱性工况，正常运行时采用加氨加氧联合水处理CWT工况。2台机组设一套给水加氨、一套凝结水加氨设备，加氨泵均为2用1备；每台机设1套加氧设备，包括给水、凝结水加氧。
1000MW超超临界机组锅炉启动系统结构与运行特性
1000MW超超临界机组锅炉启动系统结构与运行特性
摘要 介绍了国产1000MW超超临界机组锅炉启动系统结构及运行特性，阐述了启动系统的结构，启动系统的流程以及运行特性，分析了各种启动系统之间的不同（包括安全性，经济性等）以及不同设备运行对于启动系统运行的影响等。 关键词：超超临界启动系统结构特性运行特性 Abstract Introduced domestic 1000MW Supercritical Boiler Start System structure and operating characteristics, described the structure of the boot system, boot the system processes, and operational characteristics of the different promoters, the difference between the systems (including security, economy, etc.) and
start the system running for different devices running on and so on. Keywords：USC；Start System ；operational characteristics；operating characteristics
目录 第一章前言 (3) 第二章 1000MW超超临界锅炉主要系统 (5) 第三章超超临界锅炉启动系统 (9) 第一节超超临界锅炉启动系统的结构 (9) 第二节超超临界锅炉启动系统的分类 (12) 第三节锅炉启动系统的比较 (15) 第四章超超临界锅炉启动系统运行特性分析 (17) 第五章典型超超临界锅炉启动系统 (20) 第六章结束语 (28) 参考文献 (29) 附录 (30)
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
2019华能营口电厂600MW超超临界机组设计特点水利工程
XX电厂600MW超超临界机组设计特点 3.2机组的形式 XX电厂二期工程的2X600MW超超临界机组采用的是日本三菱公司设计的两缸两排汽机组，与备选方案三缸四排汽机型相比，机组的高中压部分设计相同，均为三菱公司的设计技术；两缸机组的低压缸为三菱公司设计技术，而三缸机组的低压缸为哈汽的常规超临界设计技术。两缸两排汽机组长21米，宽10.5米，高7.5米，本体总重770吨；三缸四排汽机组长28米，宽10.5米，高6.2米，本体总重1020吨。两缸机组的外形及重量均远小于三缸机组，制造成本低。从热耗率来看，三缸机组THA工况的设计热耗率比两缸机组低24kJ/kW.h，全年加权平均热耗率比两缸机组低6.4kJ/kW.h，两缸机组的热耗率略高于三缸机组。与两缸机组完全相同的日本广野5#机组，到目前运行的各项指标均达到设计值。尤其是世界上最长的48英寸末级钢制叶片在投运前进行了大量的实验验证，以确保其安全性，并且在广野5#机组上安全运行。综合上述因素，由于两缸机组与三缸机组的经济性基本相当，而两缸机组的制造成本及运行维护成本均低于三缸机组，安全性也得到了相应的验证，因而两缸两排汽机型是比较合理的选择。 3.2机组参数的确定 主蒸汽的温度拟采用580℃或600℃，汽机厂对采用两种不同的主蒸汽温度，从热耗率和制造成本方面进行了计算比较，主蒸汽温度采用580℃，在THA工况下，机组的热耗率比主蒸汽温度采用600℃
高43 kJ/kW.h，全年的运行成本高228万元左右（年运行小时7800h，标准煤价400元/吨，标准煤发热量29300 kJ/kg）。主蒸汽温度从580℃提高到600℃，汽轮机主要部件的材料不变，只是高压进汽部分的壁厚增加20%左右，对汽轮机的制造成本的影响仅20万元左右。综合上述，主蒸汽温度采用600℃比主蒸汽温度采用580℃有较大优势。主蒸汽压力经过优化后，确定锅炉出口为26.25MPa，汽轮机入口为25MPa。 3.3机组的特点 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，汽轮机低压缸采用48英寸末级叶片，这种设计降低了汽轮机总长度，紧缩电厂布局。机组采用超超临界蒸汽参数（25MPa、600℃／600℃），因此具有较高的经济性，设计工况下机组热耗率为7428kj/kwh，发电煤耗274.65g/kwh，供电煤耗294.13g/kwh，处于同功率等级机组领先地位。两台机组分别于2007年8月31日及10月14日移交生产，通过投产后运行实践，机组各项指标达到设计值。 3.4 机组技术经济性比较 与超临界机组的经济性比较 营口600MW超超临界机组与600MW超临界机组经济指标比较 技术经济指标比较
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
超临界与亚临界机组特点比较
超临界机组与亚临界机组特点的比较2006-10-25 20:42
600MW 亚临界及超临界机组甩负荷试验技术研究 一、任务来源 汽轮机作为一个高速转动机械必须保证转速不超过它设计允许的最高转速，以防止超速产生的 严重后果。在防止机组发生甩负荷工况时的动态转速飞升方面，起主要作用的就是超速保护限制回 路，也即OPC 保护回路，而甩负荷试验是考核汽轮机调速系统动态特性最直接、最常用的方法。所 以，对于甩负荷试验而言，OPC 超速保护回路是最重要的。 甩负荷试验是一项较为复杂和极其重要的试验．涉及到各机、炉、电、热、化各专业，并具有一定 的风险性。由于甩负荷试验对于保证机组安全稳定运行有重要意义，目前新机组在基建期间，移交 生产前，都基本会按照有关要求进行甩负荷试验，但由于甩负荷试验涉及到各专业，自身技术上比 较复杂，在各地实际进行的甩负荷试验中，由于认知和理解上的不同，存在不同的技术观点，导致 实际甩负荷试验操作中，有不同的操作方式，甩负荷的试验结果也不尽相同，很多试验存在一些问 题，比如试验过程中二次飞升转速比较高、OPC 动作次数过多、甩负荷后机组没法维持空转并再次 并网接带负荷等问题，不仅影响到机组的定期投产，也影响到电网的安全稳定。尤其近年超临界机 组的建设投产比较多，超临界机组的甩负荷试验，暴露出一些新的问题。 本文正是在这个背景下，结合广东正在建设的600MW 等级的亚临界及超临界机组，对于600MW 机组的甩负荷试验，进行了深入的分析和比较研究，全面掌握现代大型机组甩负荷试验的技术要点， 着重解决实际甩负荷试验过程中的关键技术难点，为大型机组的甩负荷试验，包括即将大规模投产 的1000MW 机组的甩负荷试验，提供技术支持和技术指导，为保证现代大型机组甩负荷试验的顺利进 行和机组的安全稳定运行服务。 为此，广东省电力工业局试验研究所于2006 年开始了该项目的研究工作，项目名称：600MW 亚 临界及超临界机组甩负荷试验技术研究。 二、应用领域和技术原理 防止汽轮机超速是调节保安系统的一个重要功能，尤其是发生甩负荷等恶劣工况时，要求调节 汽门能尽快关闭，控制汽轮机转速不致使机组跳闸，并将转速控制在同步转速。若是电网短时故障， 应能迅速重新并网接带负荷。甩负荷试验是考核汽轮机调速系统动态特性最直接、最常用的方法。 由于甩负荷试验对于保证机组和整个电网的安全稳定运行，都有重要意义，本项目通过研究600MW 亚临界及超临界机组的甩负荷试验技术，来为机组和电网安全稳定运行提供支持和服务。 本课题的技术主要包括以下几个部分： 1、比较不同机组的甩负荷技术特点 实施方案：调查研究典型机组的OPC 保护逻辑的技术特点分析。包括1）国产引进型600MW 机组 的OPC 逻辑特点；2）俄罗斯列宁格勒、日立、三菱、ABB 等进口机组的OPC 逻辑特点 2、分析600MW 亚临界及超临界机组甩负荷试验中的主要技术难点和对应解决方法 实施方案：1）分析600MW 亚临界及超临界机组甩负荷试验中的主要技术难点,主要是OPC 的复位逻辑、再热汽压力的控制、转子转动惯量的计算等；2）对存在的技术难点，研究对应的解决方法；3） 制定出科学合理的甩负荷试验执行方案；
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
大型超超临界火电机组现状和发展趋势
大型超超临界火电机组现状和发展趋势 摘要：本文简述了上海发展超超临界火电机组的战略意义、国内 外现状、关键技术和经济效益。 1. 超超临界的概念 火力发电厂的工质是水，在常规条件下水经加热温度达到给定压力下的饱和温度时，将产生相变，水开始从液态变成汽态，出现一个饱和水和饱和蒸汽两相共存的区域。当蒸汽压力达到22.129MPa时，汽化潜热等于零，汽水比重差也等于零，该压力称为临界压力。水在该压力下加热至374.15℃时即被全部汽化，该温度称为临界温度。水在临界压力及超过临界压力时没有蒸发现象，即变成蒸汽，并且由水变成蒸汽是连续的，以单相形式进行。蒸汽压力大于临界压力的范围称超临界区，小于临界压力的范围称亚临界区。从水的物性来讲，只有超临界和亚临界之分，超超临界是人为的一种区分，也称为优化的或高效的超临界参数。目前超超临界与超临界的划分界限尚无国际统一的标准，一般认为蒸汽压力大于25MPa、且蒸汽温度高于580℃称为超超临界。 2. 发展超超临界火电机组的战略意义 2003年7月中国机械联合会根据对我国能源结构、国家能源政策和未来发电用能源供应状况的分析，在充分考虑水电、天然气、核电和新能源资源的开发基础上，再考虑煤电的开发，经过分析、测算，推荐的全国发电能源需求预测方案见表1。 表1 全国电能源构成 项目单位2000实际2020预测 全国总装机容量万千瓦31932.09 90000 比重% 100 100 1、水电万千瓦7935.22 22000 比重% 24.9 24.4 2、火电万千瓦23746.96 63500 比重% 74.4 70.6 其中：煤电万千瓦23223.96 58000 比重% 72.7 64.4 气电万千瓦511.8 5500
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
亚临界、超临界、超超临界火电机组技术区别、发展现状与发展趋势的研究报告终稿
亚临界、超临界、超超临界火电机组技 术区别、发展现状与发展趋势的研究报告 一、问题的提出 通过书本上的学习我们初步了解了火电厂的工作流程和原理，在整个流程中机组选择的不同使得火电厂对发电用的蒸汽的各项参数、工件的选择、材料的要求等提出不同的标准。本小组通过对亚临界、超临界、超超临界火电机组技术区别、发展现状与发展趋势进行研究，找出了他们的一些不同与相同之处，陈列如下不对之处还望指正。 二、调查方法 1.从书籍中查找有关资料 2.在英特网中查阅有关资料 三、正文 我国自1882年在上海建立第一座火力发电厂开始, 火力发电已走过100多年发展历程。新中国成立以后, 特别是改革开放以来, 我国的火力发电事业取得了煌的成就。全国电力装机到1987年跨上100GW的台阶后, 经过7年的努力, 在1995年3月份突破200GW至1995年底我国电力装机容达到217.224GW,其中水电52.184GW,火电162.94GW,核电2.1GW.1995年全国发电装机容量跃居世界第三位、发电量居世界第二位。 火力发电在电力结构中一直占有重要地位。从全球范围看, 火电在电力工业中起着主导作用。对中国而言, 火电在电力工业中所占比重更大, 其中煤电所占比例要比全世界平均水平更高。国内外一些机构曾对我国能源结构进行过预测分析, 虽然数字有些差异, 但结论大致相同,火力发电特别是燃煤发电在未来几年及21世纪上半叶, 甚至更长时间内在我国电力工业中将起主导作用。 我国火电机组的研制从50年代中期6MW中压机组起步, 到70年代已具备设计制造200MW超高压机组和300MW亚临界压力机组的能力, 但我国最大单机容量同国外先进水平的差距一般为30-40年, 我国机组的技术性能和可靠性水平与国外先进水平相比有相当大的差距( 以当时的亚临界300MW汽轮机为例, 其热耗值比国外同类机组高出约209KJ/（KW·h）, 按每台机组每年运行7000h 计算, 仅此一项每台机组每年就需多消耗近2000t标准煤。为尽快缩小与国外先进水平的差距, 从80年代初开始,我国采取引进→消化吸收→攻关创新→推广应用的技术路线, 自主研制开发火电机组, 促进了电力工业在装备、设计施工、运行和管理方面跃上新水平。现已发展到设计制造600MW亚临界压力机组。电站锅炉、汽轮机的燕汽参数从中压、高压发展到超高压, 亚临界压力。汽轮发电机电压从6.3kV发展到20kV冷却方式已掌握了空冷、氢冷、双水内冷、水氢氢冷等技术, 近10年来, 我国新建火电机组容量也从以100-200MW为主发展到以300-600MW为主。之后我国引进并消化吸收国外先进技术, 提高我国火电机组研制水平，优化引进型机组, 推广应用新技术, 改进提高国产机组水平，推广优化技术, 提高国产火电机组水平。在“九五”期间及以后又致力于积极开发大容量超临界压力机组，开发大型空冷和热电联供机组，研制能燃用劣质煤的大
超临界锅炉的启动旁路系统
超临界锅炉的启动旁路系统 严格来说，超临界直流锅炉启动旁路系统主要由过热器旁路和汽轮机旁路两大部分组成。过热器旁路是针对直流锅炉单元机组的启动特点而设置的，为直流锅炉单元机组特有的系统。汽轮机旁路系统不但用于直流锅炉单元机组还用于汽包锅炉单元机组上。 下面介绍的启动旁路系统主要为过热器旁路系统。 一、启动旁路系统的功能和种类 1．功能 直流锅炉单元机组的启动旁路系统主要有以下功能： （1）辅助锅炉启动 1）辅助建立冷态和热态循环清洗工况 2）辅助建立启动压力与启动流量，或建立水冷壁质量流速 3）辅助工质膨胀 4）辅助管道系统暖管 （2）协调机炉工况 1）满足直流锅炉启动过程自身要求的工质流量与工质压力 2）满足汽轮机启动过程需要的蒸汽流量、蒸汽压力与蒸汽温度（3）热量与工质回收 借助启动旁路系统回收启动过程锅炉排放的热量与工质。 （4）安全保护 启动旁路系统能辅助锅炉、汽轮机安全启动。有的旁路系统还能
用于汽轮机甩负荷保护、带厂用电运行或停机不停炉等。 直流锅炉单元机组的启动旁路系统，不应该是功能越全面越好，要根据机组容量、参数及承担电网负荷的性质等合理的选定。此外，启动旁路系统在运行中的效果还与锅炉、汽轮机、辅机的性能有关，主机、辅机与系统的性能的统一才能获得预想的功能。总之，启动系统的选型要综合考虑其技术特点、系统投资及电厂运行模式等因素。 2．种类 直流锅炉启动系统（特指过热器旁路系统）有内置式分离器启动系统和外置式分离器启动系统两大类型。DG1900/25.4-II型超临界直流锅炉采用的是内置式分离器启动系统。 本超临界机组采用的汽轮机旁路系统是大旁路形式，即将过热蒸汽直接通过大旁路送到凝汽器。 二、内置式分离器启动系统的分类及技术特点 直流锅炉启动系统按分离器正常运行时是否参与系统工作可以分为内置式分离器启动系统和外置式分离器启动系统。内置式分离器启动系统是指在正常运行时，从水冷壁出来的微过热蒸汽经过分离器,进入过热器，此时分离器仅起一连接通道作用。内置式分离器启动系统大致可分为：（1）扩容器式（大气式、非大气式2种）；（2）启动疏水热交换器式；（3）再循环泵式（并联和串联2种）。 1．带扩容器的启动系统 这种启动系统主要由除氧器、给水泵、高压加热器、启动分离器、大气式扩容器、疏水回收箱、疏水回收泵、冷凝器等组成。图9-2
目前主要国内制造厂1000MW超超临界锅炉设备及特点
目前主要国内制造厂1000MW超超临界锅炉设备及特点
超超临界机组技术资料汇编锅炉专业第五章目前主要国内制造厂1000MW超超临界锅炉设备及特点 概述 我国电力工业以煤为主要燃料，以煤为主的发电格局在今后相当长的时期内不会改变。超临界机组在国际上已经是商业化成熟的发电技术，对于超临界机组，一般可以分为两个层次，一个是常规超临界机组（Conventional Supercritical）,其中主汽压力一般为240bar左右，主汽和再热蒸汽温度为540－560℃，另一个是高效超临界机组（High Efficiency Supercritical Cycle）,通常也称为超超临界机组（Ultra Supercritical）或者高参数超临界机组（Advanced Supercritical）,其中主汽压力为280～300bar，主汽和再热蒸汽温度为580～600℃。 目前我国超超临界锅炉的主要设计生产厂家 241
超超临界机组技术资料汇编锅炉专业主要有：哈尔滨锅炉厂（简称HBC），其技术支持方为日本三菱重工业株式会社（MHI）；东方锅炉厂（简称DBC），其技术支持方为日本巴布科克-日立公司（BHK）；上海锅炉厂（简称SBWL）的技术支持方为美国阿尔斯通公司（API）。 哈尔滨锅炉厂选定三菱重工株式会社（MHI）作为技术支持方。MHI是全球著名的发电设备和重型机械制造公司之一，在开发超临界和超超临界技术方面走在世界的前列，到目前为止已投运的容量大于500MW的超临界和超超临界锅炉已达60台，其中采用螺旋管圈水冷壁的变压运行超临界锅炉为21台，采用新型的垂直管圈水冷壁的变压超临界锅炉和超超临界锅炉已投运12台。采用内螺纹管垂直管圈、变压运行的超超临界锅炉在技术上代表了当前高效超临界锅炉的最新水平。到2003年，MHI已生产了68台超临界锅炉和超 242
我国超超临界燃煤机组现状和发展趋势
我国超超临界燃煤机组现状和发展趋势 【摘要】我国是煤炭生产与消费大国，随着社会市场经济的发展，社会的电力需求在不断增大，作为耗煤量高、能源利用率低的典型航呀，发电行业在运行的过程中，由于大量煤炭的燃烧，对环境造成非常严重的污染，积极提升燃煤发电机组的能源利用率非常的必要，本文就主要对我国超超临界燃煤机组的现状及发展趋势进行简单分析。 【关键词】超超临界燃煤机组；发展现状；发展趋势 发电行业与人们的日常生活息息相关，在社会发展过程中发挥着非常重要的作用，但是在火力发电厂运行过程中，伴随着巨大的能量消耗，这不仅会加剧我国的能源危机，还会带来严重的环境污染问题，积极提升超超临界燃煤机组的能源利用率、减少污染物的排放非常的重要，本文就主要针对此予以简单分析研究。 1超超临界燃煤机组的简单介绍 首先对超超临界的参数概念进行简单分析，通常会将水蒸气参数值超过临界状态点的参数值称作超临界参数，并且当水蒸气参数值超出水蒸气参数值，并且升高到一定数值时，就达到了超超临界参数范围中，我国的相关标准中，超超临界状态主要是指，蒸汽压力值大于27兆帕的状态，国内外的大多数发电企业及动力设备制造企业，认为机组的主蒸汽参数满足下列条件之一时，可以将其称之为超超临界机组： （1）机组的主蒸汽压力大于等于27兆帕； （2）机组的主蒸汽压力大于等于24兆帕，并且蒸汽的温度值≥580e。 超超临界机组与普通的燃煤机组相比，其水蒸气的温度、压力等明显提升，这对于机组的热效率的提升具有非常重要的作用，与亚临界机组的效率相比，超临界机组能够提升2%～3%，而超超临界机组的效率能够在超临界机组的基础上，再提升2%～4%，但是在机组使用寿命、运行灵活性、可靠性、可用率等方面与亚临界机组相比没有明显的差别，在二氧化硫、二氧化碳的排放量、能源利用率等方面，超超临界机组是明显优于普通的超临界机组及亚临界机组的。 将超超临界发电技术与其他相关的洁净煤发电技术进行对比分析，其具有这样的优势： （1）超超临界机组的单机容量能够达到1000MW及以上，这与电力工业的大容量机组需求相符； （2）超超临界发电技术具有很高的发电效率，并且其应用高效的除尘技术、低二氧化氮技术及烟气脱硫技术，能够有效降低污染物的排放量，与其他发电技
600MW超临界机组控制技术
超临界机组的自动发电（AGC）控制
江苏省电力试验研究院有限公司 2007 年 7 月 1. 超临界机组的特性 1.1 临界火电机组的技术特点 超临界火电机组的参数、容量及效率 超临界机组是指过热器出口主蒸汽压力超过22.129MPa。目前运行的超临界机组运行压力均为24MPa~25MPa，理论上认为，在水的状态参数达到临界点时(压力22.129MPa、温度374.℃)，水的汽化会在一瞬间完成，即在临界点时饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的二相区存在,二者的参数不再有区别。由于在临界参数下汽水密度相等，因此在超临界压力下无法维持自然循环，即不再能采用汽包锅炉，直流锅炉成为唯一型式。 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，采用超临界参数可在理论上提高效率2%～2.5%，采用超超临界参数可提高4%～5%。目前,世界上先进的超临界机组效率已达到47%～49%。 1.2 超临界机组的启动特点 超临界锅炉与亚临界自然循环锅炉的结构和工作原理不同，启动方法也有较大的差异，超临界锅炉与自然循环锅炉相比，有以下的启动特点： 1.2.1 设置专门的启动旁路系统 直流锅炉的启动特点是在锅炉点火前就必须不间断的向锅炉进水，建立足够的启动流量，以保证给水连续不断的强制流经受热面，使其得到冷却。 一般高参数大容量的直流锅炉都采用单元制系统，在单元制系统启动中，汽轮机要求暖机、冲转的蒸汽在相应的进汽压力下具有50℃以上的过热度，其目的是防止低温蒸汽送入汽轮机后凝结，造成汽轮机的水冲击，因此直流炉需要设置专门的启动旁路系统来排除这些不合格的工质。 1.2.2 配置汽水分离器和疏水回收系统 超临界机组运行在正常范围内，锅炉给水靠给水泵压头直接流过省煤器、水冷壁和过热器，直流运行状态的负荷从锅炉满负荷到直流最小负荷。直流最小负荷一般为25%~45%。
超临界机组与亚临界机组特点的比较
超临界机组与亚临界机组特点的比较 关键词：超临界机组亚临界机组 河南华能沁北电厂工程处(454662) 刘发灿 摘要：通过对国产首台超临界机组与亚临界机组的技术、经济性、可靠性等方面的比较，从而体现出超临界机组的优越性。 主题词：超临界亚临界特点 1 概述 随着我国电力工业的发展及电力结构的调整，600MW级火电机组已经成为我国火电的发展方向并即将成为电网的主力机组，尤其是超临界参数机组，由于其更低的运行成本和高效益，使得此类型的机组在现在的电力市场中更具有竞争性。沁北电厂一期工程作为国家引进600MW超临界机组的依托项目以及2000年燃煤示范电厂，承担着引进先进技术，降低工程造价的双重任务，这就给工程的提出了较高的要求。随着2004年12月13日13：31分2＃机组顺利通过1 68小时，标志着超临界600MW机组国产化目标的顺利实现。 2 600MW超临界和亚临界机组的技术特点的比较 2.1 超临界机组和亚临界机组特点比较 超临界机组是指主蒸汽压力高于临界压力（22.13MPa）的锅炉和汽轮发电机组，它具有如下特点： (1）热效率高、热耗低。超临界机组比亚临界机组可降低热耗～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（80～100％）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