超临界、超超临界机组发展现状、

超临界、超超临界机组发展现状、趋势和存在问题的分析研究

分析报告

上海电力学院

2009年3月

超临界、超超临界机组发展现状、趋势和存在问题的分析研究

1．引言

按照国家制订的2020年电力发展规划，我国发电装机容量将从目前的约8亿千瓦增加到2020年9亿千瓦，其中燃煤机组比例约占总容量75%左右。由于电力是最大的煤炭用户，要提高煤炭的利用效率，提高燃煤电厂的效率是一个主要途径。

分析国际上燃煤发电技术的发展趋势，将采用两种技术路线来提高效率和降低排放。其一是利用煤化工中已经成熟的煤气化技术，采用整体煤气化蒸汽燃气联合循环技术（IGCC）实现高效清洁发电，其代表技术为IGCC。此技术提高能效的前景很好，但因系统相对复杂而造成投资偏高的问题需要解决。目前正在烟台电厂建设一台300或400MW等级的IGCC示范机组，为今后的发展作好技术储备。另一个发展方向是通过提高常规发电机组的蒸汽参数来提高效率，即超临界机组和超超临界机组。超超临界机组在发达国家已经实现了大容量、大批量生产。通过努力我国可以较快实现国产化能力，降低设备成本。

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%。

亚临界机组的典型参数为16.7MPa/538℃/538℃，其发电效率约为38％。超临界机组的主蒸汽压力通常为24MPa左右，主蒸汽和再热蒸汽温度为538～560℃；超临界机组的典型参数为24.1MPa/538℃/538℃，对应的发电效率约为41％。超超临界机组的主蒸汽压力为25～31MPa，主蒸汽和再热蒸汽温度为580～610℃。超临界机组的热效率比亚临界机组的高2%～3%左右，而超超临界机组的热效率比超临界机组的高4%左右。并且超超临界机组技术具有继承性好，

容易实现大型化的特点，在机组的可靠性、可用率、热机动性、机组寿命等方面已经可以和亚临界机组媲美，已经有了较多的商业运行经验。

从环保措施看，国外的超超临界机组都加装了锅炉尾部烟气脱硫、脱硝和高效除尘装置，可以实现较低的排放，满足严格的排放标准。例如日本的超超临界机组的排放指标可以达到SO2为70 mg/Nm3；NOx为30 mg/Nm3；粉尘为5 mg/Nm3。可见，超超临界燃煤机组甚至可以与燃用天然气、石油等机组一样实现清洁的发电。

2．国外超临界及超超临界机组的发展状况

国外超临界机组技术的发展过程大致可以分为3个阶段。

第1阶段: 20世纪50-70年代，主要以美国、德国和前苏联为技术代表。超临界技术初期起步时就采用了超超临界参数。例如，1957年投运的世界上最早超超临界机组之一—美国Philo电厂6#机组，容量为125 MW,蒸汽压力为31 MPa,蒸汽温度为6210C /5000C /5600C，二次中间再热；1956年，参数为29.3 MPa,6000C (无中间再热)的117MW超超临界机组在德国投运。

然而，由于所采用的过高的蒸汽参数超越了当时材料技术的实际发展水平，导致了诸如机组运行可靠性和运行灵活性较差等问题的发生。在经历了初期过高的超临界参数后，从20世纪60年代后期开始美国超临界机组大规模发展时期所采用的参数，均降低到常规超临界参数:压力24.2 MPa,温度5380C /5660C，直到80年代，美国超临界机组的参数基本稳定在这个水平。

第2阶段: 从20世纪80年代起的超临界机组优化及新技术发展阶段从20世纪70年代开始，美国的一些公司如GE及西屋公司分别将超临界技术转让给日本和欧洲，超临界机组的市场从80年代起也逐步转移到了日本及欧洲，同时，由于材料技术的进步和发展、滑压运行方式和计算机控制技术的采用，以及对电厂水化学方面认识的深人，美国早期超临界机组发生的可靠性问题得到了彻底解决。到1985年，美国超临界机组的运行可靠性和可用率指标已经达到甚至超过了相应的亚临界机组水平。从50年代开始，GE和西屋公司对已投运的170余台超临界机组进行了大规模的优化及改造。通过改造实践，形成了一批经过验证的新设计、新结构，大大提高了机组的经济性、可靠性、运行灵活性。

第3阶段: 20世纪90年代新一轮超超临界参数的发展阶段

随着常规超临界机组技术的成熟及新型马氏体、奥氏体合金钢的开发，在环保及提高经济性目标的驱动下，从90年代开始，世界又进入了以日本和欧洲为中心的新一轮超超临界机组的发展阶段。在保证机组高可靠性、高可用率条件下，采用更高蒸汽压力和温度、更大机组容量是该发展阶段的主要特点。例如:日本的超超临界机组容量大都在700－1000 MW，欧洲近年来的机组容量也大都在900MW以上。

目前，美国投运的超临界机组大约为170台，其中燃煤机组占70%以上。前苏联300MW及以上容量机组全部采用超临界参数。至1988年已有近200台超临界机组投入运行，全国35%电力由超临界机组供给。

日本的超临界机组共有100多台，总容量为超过5760万千瓦，占火电机组容量的61%，45万千瓦及以上的机组全部采用超临界参数，而且在提高参数方面做了很多工作，最高压力为31MPa，最高温度已达到600/600°C。

丹麦史密斯公司研究开发的前2台超超临界机组，容量为400MW，过热蒸汽出口压力为29MPa，二次中间再热、过热蒸汽和再热汽温为582/580/580℃，机组效率为47%，机组净效率达45%（采用海水冷却，汽轮机的背压为26kPa）；后开发了参数为30.5MPa，582/600℃、容量为400MW的超超临界机组，该机组采用一次中间再热，机组设计效率为49%。

德国西门子公司20世纪末设计的超超临界机组，容量在400～1000MW范围内，蒸汽参数为27.5MPa, 589/600℃，机组净效率在45%以上。

欧洲正在执行“先进煤粉电厂（700℃）”的计划，即在未来的15年内开发出蒸汽温度高达700℃的超超临界机组，主要目标有两个：使煤粉电厂净效率由47%提高到55%（采用低温海水冷却）或52%（对内陆地区和冷却塔）；降低燃煤电厂的投资价格。美国和日本也将蒸汽温度为700℃的超超临界机组作为进一步的发展目标。

3．我国发展超临界机组的必要性

据有关资料，我国已探明的煤炭储量约为1000 Gt，人均拥有煤储量在世界上属中等水平。但可采量及开采能力受一定条件的限制，我国的煤炭供需矛盾仍很突出，并将随火电的发展而进一步扩大。此外，煤炭产地与高用电负荷地区相分隔，导致煤炭的运输一直是制约电力工业发展的重要因素。

采用先进的超临界火电技术对我国现有的火电结构进行改造，势在必行。我国电力工业总体水平与国外先进水平相比有较大差距，能耗高和环境污染严重是目前我国火电中存在的两大突出问题，并成为制约我国电力工业乃至整个国民经济发展的重要因素。因此，在增产煤炭的同时，必须更加重视节约发电用煤工作，提高机组的热效率以实现节能降耗及降低污染排放，这已成为我国电力工业发展中的一项紧迫任务。为迅速扭转我国火电机组煤耗长期居高不下的局面，缩小我国火电技术与国外先进水平的差距，发展国产大容量的超临界火电机组是十分必要的。

超超临界发电技术是我国电力工业升级换代、缩小与发达国家技术与装备差距的新一代技术，超超临界发电机组将是未来二三十年我国电力工业生产的主要机组形式。发展超超临界发电技术是目前在较短时间内形成我国电力工业提供新一代主体装备的能力、规范化地实现洁净煤发电的最现实最快捷的途径。随着我国国民经济的不断迅速发展，对电力市场的需求愈来愈大，同时对环保和控制污染排放的要求也愈来愈高，因此，积极发展高效、节能、环保的超超临界火力发电机组势在必行。

如果我国600MW和1000MW等级的燃煤机组采用超超临界参数，将蒸汽压力提高到30 MPa，蒸汽温度提高到593℃，供电标煤耗可降低至275 g／（kW·h），发电净效率约可达43.5％。比同容量亚临界机组的煤耗减少30克/kWh 左右，按年运行5500小时计算，一台600MW超超临界机组可比同容量亚临界机组节约标煤6万吨/年。同时超临界发电技术可以采用先进的排放物控制技术，以尽量降低有害排放物的水平。这些技术包括烟气脱硫技术(FGD)、低NO.燃烧技术、选择性催化还原技术(SCR)、选择性非催化还原技术(SNCR)、空气分段输送和再燃技术。这样可使SO2、氮氧化物、粉尘等污染物以及CO2排放将大大减少。采用超超临界燃煤发电技术对于节约资源消耗、保护环境、实现可持续发展具有重要意义。

3．我国超临界机组的发展现状

我国自20世纪80年代开始引进和发展超临界机组。我国发展超临界火电机组的起步容量定为600MW。从技术性、经济性以及机组配用材料方面考虑，参数初步定为压力24～26MPa、温度538～566 ℃、一次中间再热。

随着超临界火电机组的成功运行，取得了一些重要的调试和运行经验。近几

年来国内三大动力集团在电站设备设计和制造方面的技术、经验、能力和技术装备水平等都有了很大的进步和发展。所有这些，都为加速我国大型超临界火电机组的研制步伐和实现批量生产，提供了必要的条件和基础。

上海石洞口电厂引进的2台600MW(24.2MPa，538o C／566 o C)超临界机组于1991年和1992年投入运行。营口电厂2×300MW、天津盘山电厂2×500MW、内蒙伊敏电厂2×500MW、辽宁绥中电厂2×800MW超临界机组已陆续投入运行。其参数均为22.5MPa，540o C／540o C，均从俄罗斯引进。福建漳州后石电厂由日本三菱公司和美国燃烧工程公司引进的6×600MW(24.2MPa，538o C／566o C)超临界机组从1999年底起陆续投运。上海外高桥电厂从阿尔斯通公司引进的2×900MW (24.9MPa，538 o C／566 o C)超临界机组于2004年投入运行。河南沁北电厂采用日本日立公司技术生产的2×600MW (25.5MPa，571 o C／569 o C)超临界机组于2004年月11月和12月分别投运。江苏常熟电厂2×600MW(25.4MPa，538 o C／566 o C)超临界机组已于2005年3月和6月分别投入运行。

现在国内三大动力集团又陆续引进国外先进超超临界技术生产1000MW级机组，目前我国在建的超临界以上机组已超过100台（见表1）。超超临界机组重点发展600MW和1000MW的机组。已建成的具有代表性的有浙江玉环电厂4×1000MW机组、山东邹县2×1000MW机组、山东莱洲2×1000MW机组、上海外高桥2×1000MW机组、江苏泰州2×1000MW机组等等。

表1 目前我国部分在建和正在规划的100万千瓦超超临界燃煤机组

图1是浙江玉环电厂4×1000MW机组锅炉结构示意图，锅炉额定蒸发量为2950 t/h，额定蒸汽压力为26.25 MPa，额定蒸汽温度605℃，由哈尔滨锅炉厂引进日本三菱公司技术制造，型式为单炉膛Π型布置、直流燃烧器双切圆燃烧方式。

图1 浙江玉环电厂1000MW超临界机组2950 t/h锅炉结构示意图

图2是华电邹县电厂1000MW机组锅炉结构示意图，锅炉额定蒸发量为3033 t/h，额定蒸汽压力为26.25 MPa，额定蒸汽温度605℃，由东方锅炉厂引进日本巴布科克－日立公司技术制造，型式为单炉膛Π型布置、旋流燃烧器对冲燃烧方式。

图2 华电邹县电厂1000MW超临界机组3033 t/h锅炉结构示意图

图3是上海外高桥电厂三期1000MW机组锅炉结构示意图，锅炉额定蒸发量为2955 t/h，额定蒸汽压力为29.7 MPa，额定蒸汽温度605℃，由上海锅炉厂引进ALSTOM技术制造，型式为塔型布置，直流燃烧器切向燃烧方式。

上述典型锅炉的水冷壁型式除了玉环电厂采用外，邹县电厂和上海外高桥电厂三期均在炉膛中下部采用螺旋管圈，并在高热负荷区域采用内螺纹管，可以降

低水冷壁安全运行所需的最低质量流速，从而可以避免锅炉在亚临界压力运行下的膜态沸腾，使得机组具有较好的调峰性能。玉环电厂采用垂直管屏内螺纹管水冷壁，日本已经有采用这种技术的1000 MW超临界锅炉投入运行。垂直管屏的优势是结构简单，易于制造和悬吊，安装现场的焊接工作量小；运行中灰渣容易脱落，积灰结渣减少；水冷壁吸热变化时，管内流量变化较小；垂直管屏内螺纹管水冷壁技术可以降低质量流速，国内亚临界锅炉的运行证明这种水冷壁在质量流速为1000 kg/(㎡·s)时就足以避免在亚临界压力运行下的膜态沸腾。可见，垂直管屏内螺纹管水冷壁也可推迟或避免超临界压力下类膜态沸腾发生的问题，从而使机组具有较好的调峰性能。目前内螺纹管的批量生产已经国产化，完全有条件实现这种变压运行技术。

图3 上海外高桥电厂三期1000MW超临界机组2955 t/h锅炉结构示意图

5．发展超超临界机组需要解决的若干技术问题

5.1超临界机组用钢材的国产化问题

发展超超临界机组在设计和制造中有许多关键技术问题有待解决，包括超临界汽轮机高温材料和锻件材料；超临界锅炉过热器、再热器材料等等。其中开发热强度高、抗高温烟气氧化腐蚀和高温汽水介质腐蚀、可焊性和工艺性良好、价格低廉的材料是关键问题之一。

超临界机组高压蒸汽管道、过热器、再热器、水冷壁、联箱等部件的工作条件相对较为苛刻，对材料要求也比较严格，其常见的典型失效机制最主要表现为蠕变：疲劳、腐蚀和磨损等。因此，机组用热强钢应满足以下几个基本方面的要求:①500～600 ℃的工况下应具有足够高的高温蠕变强度、持久强度和热疲劳强度；②具有良好的高温组织稳定性；③具有良好的高温抗氧化性，耐腐蚀性；④具有良好的冷加工性能和焊接性能。

锅炉过热器和再热器工作时，面临着高温、高压水蒸气的氧化、高温腐蚀和烟气中煤粉颗粒的腐蚀、承受极高的压力，是对材料要求最高的部件。当超超临界机组蒸汽温度达到600℃时，过热器管壁金属温度将达到650℃，钢管内壁的蒸汽氧化就会加重，氧化皮脱落的现象严重影响机组的可用率。以前，对亚（超）临界的过热器和再热器的高温段，国外主要用常规的18-8类Cr-Ni奥氏体不锈耐热钢或含9-12Cr%的铁素体耐热钢。随着蒸汽参数进一步上升达到超超临界参数时，则需要高温强度更高、耐腐蚀能力更强的奥氏体耐热钢甚至于耐热合金。

新材料的开发始终是超超临界技术发展的关键。上世纪50年代末，国外已具备生产超超临界机组的能力，但由于材料技术不成熟，影响了超超临界机组的可靠性，不得不降低温度参数。此后，发达国家加强超超临界机组用材料的研究，着重研究适用于600℃～650℃蒸汽参数的9%～12%Cr钢和奥氏体不锈钢，物理性能和工艺性能都有很大改善。所以，上世纪90年代起国外又开始制造超超临界发电机组。

国外在这方面开发的新材料分为铁素体钢、奥氏体钢两部分。这种新型耐

热钢在合金化方面有以下特点：

（1）利用多元复合强化的原理提高材料的持久强度、蠕变强度和组织稳定性，如W、Mo复合添加，形成固溶强化，以W为主，因为W在固溶体中比Mo稳定；Nb、V（Ti）复合添加，形成弥散的碳化物析出强化。

（2）添加（控制）N，形成复杂的Nb、V（Ti）的CN化物，增加析出强化效果。

（3）重视Cu对耐热钢的作用，添加Cu能改善高Cr钢的韧性，富Cu相析出能提高奥氏体钢的蠕变强度。

（4）降低C含量，改善材料的加工性能和焊接性能。

同时，国外在制管加工工艺上选择了增加钢管抗腐蚀能力的办法。通常采取的办法有：用热处理的办法获得细晶粒的TP347HFG钢管，不仅可以提高抗腐蚀和抗氧化能力，而且可以提升材料的高温持久强度，这是日本住友金属的专利；采用钢管内部喷丸的工艺，提高奥氏体耐热钢管内壁抗蒸汽氧化的能力；采用高Cr合金，如住友金属开发的HR3C（25Cr－20Ni－Nb－N）。

此外，在材料研制开发过程中，国外对新钢种的焊结和制造工艺性能都给予充分重视。无论是在配套的焊接材料及焊接规范上，还是在对不同材料和厚度的组合焊接上，都做了大量工作。

目前，我国发电设备用耐热钢的研发能力和水平落后于发达国家。为不影响我国超超临界机组的发展，我国应优先采用国外新材料开发的成果，待条件成熟之后逐步国产化，从而带动国内材料技术的发展。国外的成功运行经验为我国设计制造超超临界机组打下良好基础，但材料的若干技术问题还须进一步研究：在所选蒸汽参数下，锅炉、汽轮机各部件所选用材料、壁厚、用材量、造价，运行性能及技术经济分析；还应验证新材料的持久强度、蠕变强度、断裂韧性、低周疲劳特性、设计应用安全系数，热应力寿命损耗特性、工艺性等

新材料国产化问题的解决应该联合国内有关企业、科研院所、大专院校等单位，对引进的新材料进行评定试验，在使用中熟悉新材料的制造工艺和性能，质量良好的材料可向国内冶金企业推荐，使其逐步实现国产化。这样可以促进和保证我国超超临界机组的发展，降低超超临界机组的造价，在经济性上具备竞争力。

5.2超临界机组蒸汽参数和机组容量的选择问题

5.2.1 机组蒸汽参数选择问题

机组的蒸汽参数是决定机组热效率，提高热经济性的重要因素。提高蒸汽参数（蒸汽的初始压力和温度）、采用再热系统、增加再热次数，都是提高机组效率的有效方法。

根据工程热力学原理，工质参数提高必然使得机组的热效率提高，这主要是改善热力循环系统所致。从研究成果可知，主蒸汽温度每提高10 ℃，热效率值可提高约0.28%；再热蒸汽温度每提高10 ℃，热效率可提高约0.18%。对于一次中间再热的超临界参数以上的机组，工质压力每提高1MPa，热效率大约可提高0.2%。

因此，在同比条件下（均为一次再热），主蒸汽压力从25MPa升至31MPa，机组热效率相对只提高约1%，只有单纯将温度从566 ℃/566 ℃提高至

600 ℃/600 ℃时效率提高值的一半。部分专家的分析意见认为，我国目前超超临界机组的主汽压力应取在世界先进水平28～31MPa的下限，这主要是考虑到提高设备的可靠性。根据早期超超临界机组的运行情况看，机组事故的产生多是由于高压段参数所引起。另一个考虑就是降低设备的造价。主汽参数的选择对造价影响非常大，特别是在锅炉受热面和汽轮机高压缸。但对于主汽压力25MPa的情况来说，采用25MPa/600 ℃/600 ℃与相同容量常规超临界24.2MPa/566 ℃/566 ℃机组相比，除部分材料及图纸需要更改外，大部分图纸可以通用，技术继承性较好。

从近年来国际上超超临界机组参数发展看，主流是走大幅度提高蒸汽温度（取值相对较高600 ℃左右）、小幅度提高蒸汽压力（取值多为25MPa左右）的技术发展之路。此技术路线问题单一，技术继承性好，在材料成熟前提下可靠性较高、投资增加少、热效率增加明显，即综合优点突出，此技术路线以日本为代表。另一种技术发展是蒸汽压力和温度都取值较高（28～30MPa，600 ℃左右）、从而获得更高的效率，主要以丹麦的技术发展为代表。近年德国也将蒸汽压力从28MPa降至25MPa左右。

超超临界今后发展重点仍偏重在材料研发与温度提高上。将目前已经达到的600～610 ℃平台，依次跃升到650～660 ℃、700～710 ℃及750～760 ℃三个台阶。与此同时，在技术已经成熟及不断降低制造成本、提高自动化水平前提下，也会

继续尝试升压之路，把初压最终提高到35Mpa以上并采用两次再热，使汽轮机效率达到最高境界。

应该看到，世界上先进的超临界和超超临界电站的发展经验表明，机组效率的提高来源于许多方面的因素，如：较低的锅炉排烟温度，高效率的主、辅机设备，煤的良好燃烧，较高的给水温度，较低的凝汽器压力，较低的系统压损，蒸汽再热级数，等等。据国外研究报告估计，仅由于提高蒸汽参数而提高的效率最多为效率总提高量的一半左右。因此，发展超超临界机组的工作不仅仅是简单地提高蒸汽参数就可以实现，还必须同时注重其他相关技术的开发和研究工作。5.2.2 机组容量的选择问题

影响机组容量选择的因素有：①电网（单机容量<电网容量的10%）；②汽轮机背压；③汽轮机末级排汽面积（叶片高度）；④汽轮发电机组（单轴）转子长度；⑤发电机组的大容量化，即单轴串联布置或双轴并列布置。

一般而言单机容量增大，单位容量的造价降低，也可提高效率，但根据国外多年分析研究得出，提高单机容量固然可以提高效率，但当容量增加到一定的限度（1000MW）后，再增加单机容量对提高热效率不明显。国外已投运的超超临界机组单机容量大部分在700MW～1 000MW之间。就锅炉而言，单机容量继续增大，受热面的布置更为复杂，后部烟道必须是双通道，还必须增加主蒸汽管壁厚或增加主蒸汽管道的数目。

单机容量的进一步增大还将受到汽轮机的限制。近30年来，汽轮机单机容量增长缓慢，世界上现役的单轴汽轮机大部分为900MW以下，最大功率单轴汽轮机仍然是前苏联制造的1 200MW汽轮机，双轴最大功率汽轮机是美国西屋公司制造的（60Hz）1390MW。目前世界上900MW以上的机组，无论50Hz还是60Hz，都是以双轴布置占多数。但是随着近年来参数的不断提高，更长末叶片的开发以及叶片和转子材料的改进，单轴布置越来越成为新的发展趋势。

机组蒸汽参数和机组容量的选择应该从现有国内制造业基础及技术可行性考虑，从效率、单位千瓦投资、占地、建设周期、我国经济和电力工业发展的需要进行综合考虑，选择符合我国国情的大型化超超临界机组方案。

5.3超临界机组锅炉水冷壁系统的选型问题

超超临界压力锅炉的水冷壁系统, 根据机组所承担的负荷运行方式(即定压

运行或变压运行)不同，而有不同的特点和设计要求。变压运行超临界及超超临界直流锅炉水冷壁有通常有两种型式：一种是炉膛上部用垂直管、下部用螺旋管圈；另一种是一次上升，中间混合及内螺纹垂直管屏。在水冷壁系统的选型上应充分考虑诸多问题，如炉膛烟温偏差，水冷壁管内介质流速和温度偏差；水冷壁管圈吸热不均导致温度偏差应力频繁变化而引起承压件上出现疲劳破坏；水冷壁管系制造安装难度及可能产生的缺陷；水冷壁运行状态下的高温腐蚀和磨损；炉膛结焦；还要注意升降负荷时，防止发生膜态沸腾导致水冷壁管金属超温爆管。

目前变压运行的超临界压力锅炉的水冷壁系统较多采用炉膛上部用垂直管、下部用螺旋管圈的型式，随着机组容量的增大( 例如1000MW 级的锅炉) 采用内螺纹管一次上升垂直管圈的水冷壁系统的优越性会更多地体现出来。对一次上升的垂直管屏来说, 由于设计采用了较低的管内工质流速，水冷壁系统的总阻力较其它管圈型式的水冷壁系统阻力小，因而能降低给水泵的功耗, 这对提高机组的热经济性是有利的。垂直管屏支承结构和刚性梁结构及其制造工艺都相对简单些, 相应的运行维护和检修工作也较容易。

一次上升垂直管屏的不足之处是水冷壁系统沿炉膛周界各管的工质出口温度受炉膛沿周界热负荷偏差的影响较大，而在四角布置燃烧器切圆燃烧方式的炉膛中这一影响更大些，对炉膛内水冷壁局部结渣现象的影响也较敏感。特别是锅炉低负荷运行时, 由于炉膛内热负荷的偏差常常是没有固定的模式，无一定的规律可循, 会引起水冷壁管屏出口工质温度较大的偏差, 除了需要采取一定的结构措施（例如加装节流装置），使管内工质流量的分配与管外热负荷的分布相适应外, 还要求较高的运行操作水平和自动控制水平。此外, 这种水冷壁系统不论是按带基本负荷定压方式运行设计, 还是按带中间负荷变压方式运行设计, 都应在系统中配置再循环泵, 以适应在锅炉启动和极低负荷运行时, 保持系统内必要的质量流速的需要。

超超临界压力锅炉的水冷壁系统, 即使在变压运行方式条件下, 其较大的负荷范围是在临界压力以上工作。一般在65% 负荷时, 水冷壁系统还在临界压力以上或临界压力值附近工作。尽管在超超临界压力的水冷壁系统中, 与通常的超临界压力锅炉相比, 使用了内螺纹管, 在相同的质量流速条件下, 由于压力升高,

管内径增加, 允许工作在较高的热负荷区内而不致引起“类膜态沸腾”。但不应

忽略在超超临界压力锅炉中水冷壁工质温度提高的影响，依然有必要检查“类膜态沸腾”及壁温飞升的工况。

国外曾有试验, 在光管内径为9.4mm , 压力为31M Pa, 热负荷为472 kW/m2的条件下, 管内质量流速为679 kg/m2s 和1220 kg/m2s时均未发现“类膜态沸腾”现象, 而质量流速为544 kg/m2s 时, 发现有壁温的跃升。试验还证实: 在压力上升而其它参数保持不变的条件下, 温度峰值在近临界压力区最严重。试验同样证实了内螺纹管对超临界压力也有抑制“类膜态沸腾”的效果。

当变压运行的机组降低负荷至75% MCR工况运行时, 水冷壁系统的工作压力和通常的超临界压力锅炉相似, 虽然炉膛平均热负荷下降, 水冷壁进口工质温度也较MCR 工况时低(约20 0C) , 但工质质量流速也相应降低, 仍应进行临界压力区的“类膜态沸腾”和壁温飞升的校验。而对于低负荷至65% 以下, 水冷壁工作在亚临界压力区域时, 和通常的超临界锅炉相比, 炉膛平均热负荷低得多, 但也还应校验是否会发生膜态沸腾, 检验是否会产生壁温的跃升, 以及跃升的幅度是不是在安全限内。

因此，有必要设立专门的研究课题，对在现有超临界压力水冷壁内沸腾传热研究的基础上，重点研究采用一次上升垂直管屏水冷壁系统的水动力特性，按照安全、经济、可靠的原则，确定合理的质量流速，研究解决变压运行及特殊工况下水冷壁的传热安全问题。

5.4 超临界机组锅炉燃烧方式的选择问题

直流燃烧器四角切圆燃烧和旋流燃烧器前后墙对冲燃烧是目前国内外应用最为广泛的煤粉燃烧方式。由于切圆燃烧中四角火焰的相互支持，一、二次风的混合便于控制等特点，其煤种适应性更强，可以较满意地燃用各种低挥发份和高灰分的煤种，适合我国燃煤电站锅炉煤种多变和煤质逐渐变差的特点，因而采用直流燃烧器切圆燃烧方式更适合我国的国情，目前我国设计制造的300MW、600MW机组锅炉大多数采用这种燃烧方式。但是，锅炉容量增大后，由于切圆燃烧的炉膛出口烟气流存在的残余旋转，将使炉膛出口烟温及烟量的分布的偏差加剧，从而导致炉膛出口过热器与再热器区域烟温偏差。为此，ALSTOM-CE首先于1968年为Keystone电厂制造了第一台850MW的单炉膛双切圆燃烧锅炉，至

今至少已有32台容量大于700MW的锅炉采用了这种燃烧方式。后来，日本三菱重工引进ALSTOM—CE的单炉膛双切圆燃烧技术专利，设计了至少16台

600-l000MW的超临界和超超临界锅炉，其中包括我国福建后石电厂600MW超临界锅炉。ALSTOM-CE的双切圆燃烧技术的特点是，其2个切圆之间即炉膛中部无双面水冷壁，炉膛是一个整体。运行结果表明：采用单炉膛双切圆燃烧技术，不仅其反向旋转的2个火球不存在气流的相互干扰和刷墙问题，而且，炉膛内热负荷分布均匀，炉膛出口烟温偏差明显减小。

旋流燃烧器前后墙对冲燃烧方式则具有锅炉沿炉膛宽度的烟温及速度分布

较均匀，过热器与再热器的烟温和汽温偏差相对较小的特点。

国外各主要锅炉制造商在其燃烧器的型式方面都有各自的传统技术，例如：美国CE公司以及同属一个技术流派的日本三菱重工是采用直流燃烧器切圆燃烧方式，而美国B&W公司、俄罗斯等则采用旋流燃烧器前后墙对冲燃烧方式。在我国虽然直流燃烧器切圆燃烧方式占主导地位，但实际运行情况表明，除一般认为直流燃烧器切圆燃烧方式NO x的生成量比旋流燃烧器前后墙对冲燃烧方式稍

低外，在大容量煤粉炉的着火及低负荷燃烧稳定性、燃烧经济性、对炉膛水冷壁结渣的影响等方面，旋流燃烧器前后墙对冲燃烧方式与直流燃烧器四角切圆燃烧方式并没有显著差异。

直流燃烧器切圆燃烧和旋流燃烧器前墙或对冲燃烧是目前应用最为广泛的煤粉燃烧方式。在国外，只要锅炉制造厂一经确定，其燃烧器的型式也就确定了，因为他们都有各自的传统技术，例如：美国CE公司技术的特点之一就是采用直流燃烧器切圆燃烧方式，与ALSTOM－CE同属一个技术流派的日本三菱重工在燃烧器布置方面也采取相同的策略，而美国F－W公司、俄罗斯等习惯采用旋流燃烧器前后墙对冲燃烧方式。

锅炉布置方式与其采用的燃烧方式之间并无必然的联系。不过，当采用П型布置切圆燃烧时，一般认为，四角切圆燃烧锅炉由于炉膛出口的残余旋转导致的烟气侧热力偏差会随着锅炉容量的增大而加剧，因此部分锅炉制造商提出四角切圆燃烧适用的锅炉容量上限应有所限制，锅炉容量进一步增大，应采用八角双切圆燃烧方式。日本三菱重工提出，四角切圆燃烧方式适用的锅炉容量上限大约为800MW，而单炉膛双切圆燃烧方式自500MW起可一直适用到1000MW以上。

超超临界锅炉的燃烧方式应该设立专门的研究课题，根据国内燃煤电站锅炉煤种多变和燃煤品质逐渐变差的特点及环保指标的要求，进行认证研究和技术经济性比较，选用合理的燃烧方式，有效提高燃烧效率和降低燃烧中NO x气体的排放。

5.5 大型汽轮机振动监测与故障诊断技术的研究及实施

发电机组能否得到正确维修是决定发电厂经济效益高低的一个关键性问题。长期以来，汽轮发电机组采取坏了再修的事后维修方式，十分被动，后来逐渐被计划性检修所替代，提高了检修的主动性，但是计划性检修往往会造成检修过度或检修不足，于是状态检修也就应运而生。所谓状态检修就是根据设备的实际运行状态合理确定检修项目、检修时机以及检修所需的时间，也被称之为预测检修，这是一种适应现代化电力生产的较为合理的检修方式，能够降低检修费用，提高设备的投用率和汽轮发电机组运行的安全性、可靠性以及经济性。

目前国外常用的状态监测和分析诊断技术有汽轮发电机组状态监测技术和远程监测与故障诊断技术。

状态监测技术包括振动分析、轴承磨损监测、叶片寿命动态分析、转子、汽缸应力监测仪和转子应力和裂纹评价系统等。

远程状态监测与故障诊断是指在异地利用现代通讯技术实现的监测与诊断。在设备运行现场通过由工业PC机组成的数据采集系统对设备运行参数进行采集、信号处理、显示，然后通过局域网将采集到的数据发送到电厂的数据库，远程诊断中心的专家通过网络或者电话线等多种方式与企业局域网中的服务器进行交互，就能得到各被监测设备的实时运行数据，在线掌握设备的运行状态；或者企业通过Web服务器将现场监测到的信息发布到互联网上，远程故障诊断中心的专家通过授权，使用浏览器浏览其网页，对设备进行实时监测与诊断。前一种是客户机/服务器模式，后一种是浏览器/服务器模式，无论哪种模式都能够在电厂和远程故障诊断中心之间形成一个跨地域的互联通讯网络。目前能够实用的客户机/服务器模式的远程监测诊断系统有数种，

目前故障诊断方法中实用性较好的有专家系统故障诊断法、神经网络故障诊断法、数据融合故障诊断法等。由于现场设备故障的发生原因非常复杂，即使状态监测参数相同，随故障变化的过程以及故障发生的主要原因也可能不同。仅仅

依靠单一的参数是不能正确做出故障诊断的，为了减少误诊还必须利用各相关过程参数，并参考历史记录，采用数据融合法进行故障诊断。

美国西屋汽轮机发电机组人工智能监测中心，利用在线专家系统对电厂的设备进行远程诊断。每个电厂都装有监视器和数据中心，电厂数据中心的作用是作为一个就地监视系统和数据采集系统，将采集的数据通过网络传送到诊断中心。诊断中心的人工智能程序将接收到的数据进行解释并做出诊断，然后将诊断结果送回电厂。电厂把这个诊断结果连同解决问题的建议和步骤一起显示出来。在美国，电厂设备应用预测检修技术虽已非常普遍，但并非所有情况都采用状态检修。对一个企业来说，应根据设备本身的特点、状况、在系统中的地位以及经济效益而采用不同的检修方式，有的是计划检修，有的是状态检修，有的可能一直用到坏。因此在美国的电厂中，实际实施的是多种检修方式并存的综合检修方式。英国中央电力局80年代初建成一个可对所属电厂有关运行部分进行集中控制的监测试验中心。它既可调用电厂的测试数据进行分析，又能将分析结果反馈给有关电厂。从国外引进的汽轮发电机组一般都装有较完善的监控系统。

汽轮发电机组状态检修是电厂检修技术的发展方向，在现阶段可以采取分步实施的方法。对于被监测的设备，应该选择好适用的监测技术以及配套应用软件。在状态监测的实施过程中，要考虑好监测点、报警值、停机值、监测频度的设定。由于我国汽轮机组故障诊断技术的研究晚于国外多年，目前虽已取得一定的成绩，但与国外相比还有一定的差距。建议为配合设备进行监测诊断，应尽快筹建电网的诊断中心和建立故障档案库，同时还需建立一支从事维修方式选择、监测诊断系统设计以及具体实施的专业技术队伍。

5.6 超超临界机组汽机旁路系统的选型问题

超超临界机组设置汽机旁路系统的主要作用是改善机组启动特性，缩短机组的启动时间，保护再热器，回收工质等。由于超超临界机组单机容量较大，蒸汽参数较高，一般带基本负荷，有时也参与调峰，故在设置旁路系统时需满足机组的特殊运行方式。目前国际上超临界和超超临界机组的可靠性已达到相当高的水平。超超临界机组已在欧洲和日本得到广泛应用。大容量超超临界机组旁路系统的应用情况从目前的欧洲和日本应用来看主要可分为4种类型：三用阀旁路系统、一级大旁路系统、三级旁路系统和两级串联旁路系统。

机组的启动方式按带旁路和不带旁路两种类型可分为：带旁路的高中压缸联合启动、中压缸启动和不带旁路的高压缸启动方式。机组启动时间的长短取决于锅炉达到汽轮机冲转要求的过热蒸汽参数和再热蒸汽参数的时间，而锅炉升温、升压速度取决于锅炉启动疏水和排汽系统，通过调整这些系统中的阀门来协调锅炉蒸汽的温度、压力和流量，设置旁路系统后可以在启动时提高锅炉升温、升压速度，使锅炉蒸汽参数(温度、压力和流量)维持在合适的水平，还可以在机组冲转前利用旁路系统对汽缸进行预热，以缩短机组的启动时间。高压缸启动的机组，进汽量由高压调门控制，中压主汽门和中调门处于全开状态不参与调节，旁路系统必须在汽机冲转前退出运行，旁路系统的作用是提高锅炉升温、升压速度及改善锅炉燃烧率，无法实现调节和稳定主蒸汽及再热蒸汽参数。中压缸启动的机组，高压主汽门和高压调门全关，由中压调门控制汽机的进汽量和转速，能实现旁路系统所能具有的各种功能，可改善机组的启动特性，在汽机冲转过程中发挥调节和稳定蒸汽参数的作用。选用哪种启动方式，如何配置旁路系统，应通过经济技术比较后决定，同时还应考虑汽轮机制造厂家的使用业绩。目前，日本日立公司生产的超超临界1000 MW等级的汽轮机一般设置高压一级大旁路，采取高压缸启动方式；日本三菱公司生产的超超临界1000 MW机组旁路系统采用30%两级串联旁路，可选用中压缸启动或高中压缸联合启动等多种启动方式；西门子公司生产的超超临界1000 MW等级的汽轮机设置高、低压两级串联旁路系统，采取高中压联合启动方式，也有选用高中压缸启动方式而不设置旁路系统的成功案例。

对于经常担当调峰任务的机组来说，启停比较频繁，如果能停机不停炉则会大大缩短机组的启动时间。这种情况下，旁路系统的容量应以不投油助燃尚能保证锅炉稳定燃烧的最低出力为依据，以保证机组随时可以启动并网。对于长期担当基本负荷的机组来说，热态启动次数相对较少，这种情况下，旁路系统的停机不停炉功能作用不大。目前的超超临界1000 MW等级机组一般按基本载荷进行设计，不需要考虑旁路系统停机不停炉功能。但随着电网容量的增大及汽轮机制造水平的提高，不排除超超临界600MW等级机组承担调峰任务的可能性。

为了保证电网的安全可靠运行及快速故障恢复，电网有时候选择少数机组具备带厂用电运行的功能。带厂用电运行工况是一个极恶劣的运行工况，是以牺牲

机组寿命为代价的，且发生概率极少。带厂用电运行工况不单取决于旁路系统的设计，还取决于锅炉及辅机的可控性，控制和保护系统的正确性和可靠性，汽轮机的适应性和稳定性等因素。对某一电网而言，只要其中有1台或2台机组有机组快速甩负荷(FCB)的功能，就可以在电网解列时，使整个电网快速得到恢复，而不需要每个电厂都要有这种功能。超超临界大容量机组要实现带厂用电运行功能，旁路系统容量设置较大，控制系统复杂，投资较大，且利用率很低，所以一般不考虑带厂用电运行功能。

汽机旁路系统的选型，不但要考虑技术因素，还要考虑经济因素，选型的合理与否不但影响机组的整体经济性，还影响机组的安全性，故在进行旁路系统选型时要通过全面的经济技术分析，广泛的调研后决定。超超临界机组作为洁净煤发电技术之一，代表我国电力建设的发展方向，研究超超临界机组的汽机旁路系统选型，可以促进超超临界机组建设水平的提高，为安全经济运行超超临界机组提供技术支持。由于我国在超超临界机组的研发上起步较晚，还没有成功的业绩，所以还需要进一步探讨。

5.7 超临界机组烟气脱硝技术的研发问题

过去我国对燃煤机组氮氧化物排放的要求较低，对于超临界机组需要采用低NOx燃烧技术就可以达到国家要求的排放标准，但这样的低排放标准已经越来越难以适应目前环保的要求。从“十一五”开始，国家与省级环保部门将对300MW以上燃煤机组的SO2、NOx排放总量控制指标实施共同监控，2004年我国公布并实施的《火电厂大气污染物排放标准》，对火电厂NOx排放要求有了大幅度的提高，因此烟气脱硝是继烟气脱硫之后国家控制火电厂污染物排放的又一个重点领域。

目前应用的火电厂锅炉脱硝技术中，选择性催化还原（SCR）法脱硝工艺被证明是应用最多且脱硝效率最高、最为成熟的脱硝技术，是目前世界上先进的火电厂烟气脱硝主流技术之一。SCR法是一种燃烧后NOx控制工艺，关键技术包括将氨气喷入火电厂锅炉燃煤产生的烟气中；把含有NH3(气)的烟气通过一个含有专用催化剂的反应器；在催化剂的作用下，NH3同NOx发生反应，将烟气中的NOx转化成H2O和N2等过程，脱硝效率≥90%。目前，利用该项技术的产品在全球占有率高达98%，居世界发达国家烟气脱硝技术首位。

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