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。

4）主汽温度选取600℃，也是基于高温过热器的选材：TP347HFG、Super304、HR3C的允许壁温极限670℃，考虑1.2左右的锅炉热偏差系数，将材料的性能发挥到极限。国外超超临界机组参数发展的近期目标主汽压力为31MPa，蒸汽温度为620℃，现阶段目前国内外几乎没有成熟的业绩

四、工程设备投资费用

1、锅炉

采用623℃参数后，再热器的材料等级上升，锅炉总投资费用增加2%（每台炉投资增加1000万元）

2、汽机

采用600℃/620℃机型，汽轮机中压缸材料升级，初步了解每台机投资增加1000万元左右。

五、业绩情况

1、目前国内投运和主要的在建百万超超临界机组，均在用605/603℃参数，上海锅炉厂在安徽田集正在基建660MW/605/623℃等级的机组；哈尔滨锅炉厂中标的华能长兴电厂拟选用605/623℃等级。

2、汽机600℃/620℃型机组，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。

六、主机参数选型经济性分析：

再热器出口蒸汽参数603℃提升到623℃，计算机组热耗下降0.6%，折合标煤耗下降1.74 g/kwh。（取百万超超临界机组平均供电煤耗290 g/kwh），每年可获得经济效益1723万元（利用小时5500小时、标煤价格900元/吨）。

综上所述，锅炉专业建议锅炉参数选型：29.27MPa/605℃/603℃。

汽机专业建议汽机参数选型：目前9%Cr钢虽然没有长时间的运行业绩，但是用于产品的各项试验已经完成10万小时的试验，试验合格。对于汽轮机用材来说，各项试验可以基本模拟实际运行工况。汽机参数可以考虑选择600℃/620℃型。

(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

超临界锅炉运行技术

超临界锅炉运行技术 4. 超临界机组协调控制模式 （1）CCBF,机炉自动，机调负荷，炉调压力； 能充分利用锅炉蓄热，负荷响应快；主汽压力控制存在较大延迟，降低了主汽压稳定性。 （2）CCTF,机炉自动，炉调负荷，机调压力； 主汽压稳定性好，负荷响应慢。 （3）机炉协调； 机炉同时接受负荷和主汽压力指令，同步响应负荷和主汽压力的变化。 其中：（1）应用最广，（3）的调节器若匹配不当，机炉间容易引起震荡。 3.2.3 600MW超临界机组协调控制策略 1. 被控参数 (1)给水流量／蒸汽流量 因为给水系统和蒸汽系统是直接连通的，且由于超临界锅炉直流蓄热能力较小，给水流量和蒸汽流量比率的偏差过大将导致较大的汽压波动。 (2)煤水比 稳定运行工况时，煤水比必须维持不变，以保证过热器出口汽温为设计值。而在变动工况下，煤水比必须按一定规律改变，以便既充分利用锅炉蓄热能力，又按要求增减燃料，把锅炉热负荷调到与机组

新的负荷相适应的水平. (3)喷水流量／给水流量 超临界锅炉喷水仅能瞬时快速改变汽温．但不能始终维持汽温，因为过热受热面的长度和热焓都是不定的。为了保持通过改变喷水流量来校正汽温的能力，控制系统必须不断地把喷水流量和总给水流量之比恢复到设计值。 (4)送风量／给煤量(风煤比) 为了抑制NOx的产生，以及锅炉的经济、安全运行，需对各燃烧器的进风量进行控制，具体是通过各层燃烧器的二次风门和燃尽风门控制风量，每层风量根据负荷对应的风煤比来控制。 2 协调控制回路 超临界机组蓄热能力相对较小．锅炉跟随系统的局限性较大，对于锅炉和汽机的控制指令既考虑稳态偏差又要考虑动态偏差。为了在机组负荷变化时机炉同时响应，机组负荷指令作为前馈信号分别送到锅炉和汽机的主控系统，以便将过程控制变量维持在可接受的限度内。 汽轮机调节汽门直接控制功率，锅炉控制主汽压力(CCBF)，给水流量由锅炉给水泵改变。功率指令直接发送到汽轮机调节汽门，使得功率响应较快。由于锅炉惯性大，负荷应变较慢．为防止汽机调门动作过大锅炉燃烧跟不上，设计了压力偏差拉回逻辑，当压力偏差过大时限制调门进一步动作，直到燃烧满足负荷需求。 在协调控制模式下，主汽压力偏差一直作为限制主汽调门响应负荷需

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

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。

超超临界锅炉制造技术的研究

超超临界锅炉制造技术的研究 摘要：超超临界锅炉的材料以及结构有其自身的制造特点，要想能够使得超临 界锅炉的制造技术能够实现进一步的发展，就需要在有效掌握超临界锅炉制造工 艺特点的基础上，采取有效的方式来对超超临界锅炉制造技术进行改进，选取合 理的制造技术应用到超超临界锅炉的研制当中，从而使得超超临界锅炉的未来应 用范围更加的宽广。本文将对超超临界锅炉制造技术进行研究。 关键词：超超临界锅炉，螺旋管圈水冷壁，细晶粒不锈钢，集箱管座机械焊超超临界机组因其煤耗低，节约能源，我国已经把大幅度提高发电效率、加 速发展洁净煤技术的超超临界机组作为我国可持续发展、节约能源、保护环境的 重要措施。 1超超临界锅炉用钢 超超临界机组蒸汽压力和温度的提高对关键部件材料带来更高的要求，尤其 是材料的高温强度性能、抗高温腐蚀和氧化性能以及高温疲劳蠕变性能。超超临 界机组广泛采用各种低合金高强钢、耐热钢。如水冷壁采用具有优异的焊接性能 的T23和T24，联箱和蒸汽管道主要采用P91、P92、P122等马氏体高强钢，过热器、再热器主要采用P91马氏体高强钢及uper304H和TP347HFG奥氏体耐热钢。 2超超临界直流锅炉制造工艺方案 2.1 集箱制造工艺 超超临界锅炉集箱本体的材料与超临界、亚临界锅炉略有不同，主要体现在 过热器和再热器集箱选用了性能更好的 T P347H、P92 作为集箱本体材料。集箱管径较大、管壁较厚，特别是超长集箱给集箱制造、翻转、吊运及运输等均带来一 定的难度，另外，尤为关键的是所有管座与集箱连接的角焊缝均要求全焊透。根 据以上特点，我们采取了如下措施: (1)针对 TP347H、P92、P91 等钢的焊接难点，避免焊接返修，保证一次合格率，我们新研制了1 台集箱环缝对接的窄间隙自动焊机。此设备能实现不点固焊 装配、全自动氩弧焊打底及细丝窄间隙埋弧焊一次性焊妥，此技术在国内外尚无 先例，系自主创新成果。 (2)对于管径大于 108mm 的管座角焊缝，我们采用机械焊，用先进的工艺装 备保证产品质量。 (3)对于全焊透结构的小管座角焊缝，我们尽量采用自动内孔氩弧焊封底+ 手 工电弧焊焊妥工艺。对有些无法采用内孔氩弧焊设备的长管接头角焊缝，在选用 合理的焊接坡口的同时，我们采用独创的外壁自动氩弧焊打底设备焊接，保证根 部全焊透，然后用手工电弧焊焊妥。 (4)对于超长集箱的翻转、吊运及运输，除了添置必需的工艺装备之外，我们 还制定了一系列的吊运、运输工艺守则及注意事项，防止集箱碰伤、碰坏。 (5)针对 TP347H 不锈钢集箱的制造难点，我们设计制作了焊缝背面气体保护 防氧化工装，选用合理的焊接规范，控制层间温度，减少在敏化温度区域内的停 留时间，并通过焊后稳定化处理解决受焊接热循环影响出现的“贫铬区”间隙。 2.2 “三器”制造工艺 对于蛇形管的制造工艺，无论是超(超)临界机组还是亚临界机组均无明显区别，只是按锅炉容量的大小在管径、壁厚和外形尺寸上有所不同。超超临界锅炉的“三器”管排均为超长、超宽管排，且末级过热器和再热器采用 Super304H、TP347HFG 等细晶粒不锈钢，针对制造中的难点，我们采取如下措施:

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

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

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中压部分，中压调节阀通过挠性导汽管与中压缸连接，因此降低了各部分的热应力。 蒸汽流过反动式中压压力级，做功后通过高中压外缸上半的出口离开中压缸。出口

600MW超临界锅炉课程设计正文

第1章设计任务书 设计题目：600MW等级超临界压力煤粉锅炉 原始资料如下： 锅炉蒸发量：D sh=1913t/h 过热蒸汽压力：p sh''=25.4MPa（表压） 过热蒸汽温度：t sh''=571℃ 再热蒸汽流量：D rh=1586t/h 再热蒸汽入口压力：p rh'=4.35MPa（表压） 再热蒸汽入口温度：t rh'=310℃ 再热蒸汽出口压力：p rh''=4.16MPa（表压） 再热蒸汽出口温度：t rh''=569℃ 给水压力：p fw=29.35MPa 给水温度：t fw=282℃ 周围环境温度：t ca=20℃ 排烟温度：v exg=126℃ 制粉系统：直吹式、中速磨 （1）燃料名称：神府东胜煤 （2）煤的收到基成分（%）：C ar=57.33, H ar=3.62，O ar=9.94, N ar=0.70, S ar=0.41, A ar=15.00, M ar=13.00 （3）煤的干燥无灰基挥发分：V daf=33.64% （4）煤的收到基低位发热量：Q net,ar=21805kj/kg （5）灰熔点：DT、ST、FT>1500℃

第2章燃料的数据校核和煤种判别2.1 燃料的数据校核计算列于表2-1。 表2-1 燃料的数据校核和煤种判别 2.2 煤种判别： 由燃料特性得知: 因为V daf =33.64% ，10%＜V daf<37% 所以煤种为烟煤

第3章锅炉整体布置的确定 3.1 炉整体的外型--选Π型布置 选择Π形布置的理由如下： (1)锅炉排烟口在下方送、引风机及除尘器等设备均可布置在地面，锅炉结构和厂房较低，烟囱也建在地面上； (2)对流竖井中，烟气下行流动便于清灰，具有自身除尘的能 力； (3)各受热面易于布置成逆流的方式，以加强对流换热； (3)机炉之间的连接管道不长。 3.2 受热面的布置 在炉膛内壁面，全部布置水冷壁受热面，其他受热面的布置主要受蒸汽参数、锅炉容量和燃料性质的影响。 本锅炉为高压参数，汽化吸热较多，加热吸热和过热吸热较少。为使炉膛出口烟温降到要求的值，保护水平烟道的对流受热面，在水平烟道内布置高、低温对流过热器外，炉膛出口布置半辐射式的屏式过热器。为使屏过热器中的传热温差不致过大，在炉顶及水平烟道的两侧墙，竖井烟道的两侧墙和后墙均布置包覆过热器。 热风温度要求高（t=360℃）采用双级布置空气预热器双级省煤器。在省煤器的烟道转弯处，设置落灰斗，由于转弯处离心力的作用，颗粒较大的灰粒顺落灰斗下降，有利于防止回转式空气预热器的堵灰，减轻除尘设备的负担。 3.3 汽水系统 (1)过热蒸汽系统的流程 汽包→顶棚过热器进口集箱→炉顶及尾部包覆过热器管束→尾部包覆过热器后集箱→（悬吊管过热器管束→悬吊管过热器出口集箱）尾部左右侧包覆过热器上集箱→尾部上下侧包覆过热器管束→尾部上下侧包覆过热器下前集箱→水平烟道左右侧包覆过热器管束→水平烟道左右侧包覆过热器上集箱→对流过热器进口集箱→对流过热器管束→对流过热器出口集箱→集汽集箱→汽轮机。 (2)水系统的流程

超超临界机组技术交流2013年会

超超临界机组技术交流2013年会会议报道 一年一度的超超临界机组技术交流年会11月6-8日在天津召开。会议由中国动力工程学会主办、天津国投津能发电有限公司协办、中国电力科技网承办。34位科研院所专家、生产一线技术主管和200多位与会嘉宾交流、研讨。本着宁缺毋滥，好中选好的原则，专家对会前征集的近200篇论文进行审核，精选60篇出版论文集。 中国动力工程学会名誉理事长、原机械工业部副部长陆燕荪题词祝贺：“发挥中国动力工程学会学术优势，依托中国电力科技网站交流平台，凝聚冶金机械电力综合研发成果，推动超超临界机组健康有序发展，促进国家创新驱动战略全面落地，实现装备制造由大变强之中国梦——祝第七届超超临界机组技术交流2013年会圆满成功”。他还给会议提出了宝贵建议。 超超临界机组技术交流2013年会会场 中国动力工程学会原副理事长程钧培主持开幕式。天津国投津能发电有限公司教授级高级工程师郭启刚总经理致欢迎辞并发表“打造五位一体循环经济示范模式，创建高效节能生态环保绿色电站”主题演讲：“我谨代表天津国投津能发电有限公司向大会致以热烈地祝贺，并对出席会议的各位领导、专家和科技工作者表示热烈欢迎和衷心感谢！” 国投北疆发电厂是国家循环经济试点项目，规划建设6台1000MW超超临界发电机组和60万吨/日海水淡化装置，按照三期建设。一期工程建设

2台1000MW发电机组和20万吨/日海水淡化装置，分别于2009年9月24日和11月30日投产发电，首批10万吨/日海水淡化装置于2010年4月26日全部投产，后10万吨/日海水淡化装置已于近期投运。二期扩建工程2台1000MW发电机组和30万吨/日海水淡化装置，目前正在积极筹建。 北疆一期工程投产近4年来，各子项目运行良好，各项技术经济指标都达到了国内外先进水平。截至10月底，实现了工程开工以来2411天长周期安全生产纪录，累计完成发电量454.58亿千瓦时，各项能耗环保指标均达到或高于国家标准。国投北疆发电厂先后获得中国电力优质工程奖、国家循环经济示范项目、全国循环经济工作先进单位、全国五一劳动奖状等荣誉称号。获得2012年度全国火电一千兆瓦机组竞赛一等奖。 天津国投津能发电有限公司教授级高级工程师郭启刚总经理致欢迎辞 左：王峰；右：冯德明 天津国投津能发电有限公司工程师王峰发表“北疆电厂汽轮机优化运行

600MW超临界机组的给水控制的分析

600MW超临界机组给水控制的分析 王富有 南京科远自动化集团股份有限公司，江苏，南京，211100 摘要：汽包炉的给水控制是相对独立的，而超临界机组锅炉给水控制则是和燃烧、汽温等系统相互耦合在一起的，因此直流炉的给水控制相对于汽包炉而言要复杂些。同时给水控制系统又是超临界机组热控系统中的重点，对提高机组的控制自动化程度、减少启停误操作、缩短机组启动时间、提高机组启停的可靠性具有重要作用，也是实现机组级自启停（APS）控制的一个技术关键。本文以某超超临界600MW机组为例，介绍锅炉给水调节系统的控制。 关键词：600MW，超临界，给水，焓，煤水比，自动调节 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。

600MW超临界机组锅炉补水率偏高的原因分析

600MW超临界机组锅炉补水率偏高的原因分析 摘要：对于发电机组而言，其有很多问题会处在于实际的应用过程中，最为凸 出的就是补水率偏高。一旦机组锅炉出现补水率高的问题，则不但会严重影响到 其运行效率，同时也会影响到锅炉的运行质量。为此，本文详细论述了600MW 超临界机组锅炉补水率偏高的原因，旨在为相关人士提供借鉴。 关键词：600MW超临界机组；锅炉补水率；偏高原因 前言：对于机组锅炉而言，其能够保证运行稳定安全的基础就是补水率的合 理性。其在具体的运行中，想要保证不同状况下，机组锅炉对工作质量的需求， 则必须要对相应的工作做好分析，并且要保证设计的补水值要符合实际的补水值。所以，我们要对其进行深入的研究，以期实现最佳的运行。 1超临界机组锅炉的主要特点 对于超临界锅炉而言，由于会受到超临界火电技术特点的影响，所以只能在 应用中使用直流锅炉，并且，随着超临界锅炉内压力的逐渐升高，也会提升水饱 和温度，此时，会相应减少气化替热，并且水和气的密度差也会降低。 如果机组锅炉内的压力到达了临界压力，且汽化热的值为零，这时，会使得 汽化水密度差的大小也是零，鉴于此种压力，再加热处理水，直至机组锅炉内的 水均都汽化为蒸汽再停止。 临界机组一方面会对水的品质的要求会很高，并且还有全面处理凝结水，另 一方面对补水率的要求也很高，若补水率偏高，将会影响到整个系统的运行，为此，本文重点分析了600MW 超临界机组锅炉补水偏率偏高温度。 2 测量机组的补水量 本文以临界机组中的1/2号机组为例做了分析，并经过实际的分析可知，1/2 号机组间无连通道，所以，在进行实际测量时，1、2号机组箱能够合并测量。并 分析了机组的实际运行状况，在进行实际检查时，主要对机组补给水箱的流量变 送器、从补给水箱到冷凝器的流量变送器和工业水箱的补给水流量变送器进行检测。在实际测量中，需要保证全部检测数据的准确性，防止在今后施工中有问题 出现。 为了保证实际测量中补给箱有精准的流入量，对除盐水1、2机组给水箱的流量计读数和除盐水母管道流量计的读数进行了比较分析。经过具体测定可知，一 旦除盐水至2号机组中的补水箱流量是零时，1号机组补给水箱中的流量和系统 中的除盐水母管流量有几近相同的测定结果。当除盐水至1号机组的补水供应水 流量为零时，这时，除盐水木管的水流量和2号机组补给水箱流量数值的最后的 测量结果也一致。然而，在实操中，当1、2号机组补给水箱中的水流量数值都 不是零时，除盐水管流量几乎是1、2号机组补给水箱流量值之和。也就得出， 除盐母水流量的最终量测值就是除盐水至1、2号机组补给水箱流量的两者之和，所以，能够对机组的具体流量值做出精准的反映。 3 分析水平衡问题 在分析水平衡温度时，除盐水的水量为链各个补给水箱提供了最终的流入量，而机组在实际运行中，其流出量主要来源于机组精处理冲洗水量和凝汽器补水量。在具体的式样中，详细记录了补给水箱除盐水流入和流出值，下表1是具体的记 录情况。 表 1 除盐水的流入和流出量记录表

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%。