600MW超超临界机组参数选择的技术经济分析

600MW超超临界机组参数选择的技术经济分析

赵树成1 ， 胡亦工1 ， 鞠凤鸣2

(1.山东电力工程咨询院，山东 济南 250013；2. 哈尔滨汽轮机厂有限责任公司，黑龙江 哈尔滨 150046)

［摘 要］ 综述国外超超临界机组的技术路线，介绍国内超超临界机组的技术开发情况，对600MW超超临界机组参数的选择进行技术经济分析。

［关键词］ 超超临界 技术路线 600MW机组 技术经济分析

中图分类号：TK229，TK262 文献标识码：A 文章编号：1007-9904（2005）04-0031-04

1 引言

目前，超超临界机组在我国得到较快的发展，不仅建成了进口的上海外高桥900MW机组、石洞口600MW机组和国产的河南沁北600MW等机组，而且一大批国产的超临界机组正在设计、制造和建设之中；超超临界机组在国内也已开始建设，1000MW机组的有华能玉环电厂、华电邹县电厂，600MW机组的有徐州阚山电厂、辽宁营口电厂。

当汽机进口蒸汽参数超过水临界状态点的参数，即压力为22.115MPa，温度为374.15℃，统称为超临界机组。70～80年代，一般超临界机组的典型参数为24.2MPa，538/538度或24.2MPa，566/566℃。但对于超超临界参数的开始点定义，目前国内外没有统一的规定，因国家和公司而异。

2 国外超超临界机组的技术路线

国外超超临界机组的发展可以分为三个阶段：

早期（50年代末）以美国为代表，注重提高初压（30MPa或以上），并采用两次再热。结构与系统复杂，运行控制难度大，机组可用率下降。因此，美国早期只生产了三台超超临界机组之后便停止生产。到80年代，又退回到超临界参数。

中期（80年代末）以日本川越电厂31MPa/566℃/566℃/566℃超超临界为代表，走的是一条从引进到自主开发，有步骤、有计划的发展之路。

近期（90年代始），日本的超超临界参数的压力调整为（24～25）MPa，温度由566℃/593℃稳步上升为600℃/600℃。

德国等欧洲国家（丹麦除外）超超临界机组的压力在（25～28）MPa范围，温度也上升为580℃/600℃及600℃/600℃。

丹麦的超超临界机组追求技术上可能达到的最高效率，压力接近30MPa，温度为580℃/580℃/580℃或580℃/600℃，目前又倾向于采用一次再热。

采用二次再热的超超临界机组，除了早期美国的三台机组外，只有日本川越两台（1989年）和丹麦的机组。采用两次再热可使机组的热效率提高1%～2%，但也造成了调温方式、受热面布置、结构等的复杂性，成本明显提高。因此，除早期投运的少数超超临界机组外，无论是日本还是欧洲都趋向于采用一次再热。

锅炉布置型式按各公司传统，有Π型布置及半塔型布置。日本超超临界锅炉全部采用П型布置，德国、丹麦全部采用塔式布置，这主要是各自的传统技术所决定的。

燃烧方式按各公司传统，有切圆燃烧和对冲燃烧。日本IHI、日立公司制造的超超临界П型炉均采用了前后墙对冲燃烧方式，三菱重工的锅炉燃烧方式为单炉膛或双炉膛燃烧方式，两种燃烧方式都可以减少炉膛出口烟温偏差。欧洲的超超临界塔式炉不存在烟温偏差问题，燃烧方式既有四角切园燃烧，又有对冲燃烧，还有个别的双切园燃烧和八角单切园燃烧。

水冷壁型式为垂直管屏和螺旋管圈二种型式共存。美国早期为垂直管屏，欧洲为螺管圈；90年代后，除日本三菱公司新开发了内螺纹垂直管屏外，其余全部采用螺旋管圈。

已投运的1000MW级超超临界机组以双轴机组居多，但随着汽轮机超长末级长叶片的开发应用，大容量单轴机组已成为发展的趋势。

3 超国内超超临界机组参数选择

3.1 超超临界机组的订单参数

如上所述，超超临界机组的参数，目前国际上没有统一的规定，不象亚临界和超临界那样有比较一致的数值，而是因设备制造公司的不同而不同。

除丹麦外，日本和欧洲等主要国家的超超临界参数大多选择25～28MPa，温度为600/600℃。国内三大锅炉厂和汽轮机厂的超超临界技术都是引进技术，在引进的基础上进行开发，因此主汽参数的选择基本上依从于合作公司的情况。

华能玉环4×1000MW机组和华电邹县电厂2×1000MW机组的主汽参数不相同，就是因为汽轮机的合作方不相同。上海汽轮机厂与西门子合作，汽轮机主汽门前参数为26.25MPa，600/600℃，相应锅炉主汽参数为27.46MPa，605/603℃；东方汽轮机厂与日立公司合作，汽轮机主汽门前参数为25MPa，600/600℃，相应锅炉主汽参数为26.25MPa，605/603℃。

至于超超临界600MW机组，目前只有哈尔滨汽轮机和哈尔滨锅炉厂有订单，汽轮机主汽门前参数为25MPa，600/600℃，相应锅炉主汽参数为26.25MPa，605/603℃。其它厂家正在进行技术开发。

3.2 600MW超超临界机组参数选择的技术经济比较

目前，针对超超临界，国内有两种压力等级的参数选择或者说技术开发：一种是25MPa 等级，一种是28MPa等级，温度都是600/600℃。

汽轮机的进汽压力25MPa对应的锅炉出口压力为26.25MPa，汽轮机的进汽压力28MPa 对应的锅炉出口压力为29.25MPa。主蒸汽压损分别为5%和4.5%，这是从锅炉的设计压力和设计温度对电厂总投资影响综合考虑的，设计压力超过28MPa选择主蒸汽压损4.5%是较为合理的。

对于600MW超超临界机组，主汽压力等级的选择，存在一定的争议。本文试图从整个电厂的长期运行考虑，得出一些值得思考的结论。

3.2.1 锅炉设计参数的技术比较

锅炉设计比较建立在主蒸汽压力26.25MPa和29.25MPa的设计基础上。如下的技术比较是以26.25MPa锅炉为基本，就29.25MPa锅炉而言的。

(1) 锅炉吸热量与受热面

变化值少于1%。水冷壁系统吸热量微减，过热器系统吸热量微增，一次汽侧总吸热量和总受热面积变化甚微。

(2) 锅炉外形尺寸、受热面布置、汽水系统基本无变化。

(3) 受压件壁厚

过热器系统、省煤器系统、水冷壁集箱与导管的壁厚约增加7%。虽压力增加11.5%，但按ASME强度计算公式，壁厚与设计压力之间并非是一次方的线性关系。水冷壁管的壁厚不变，仍为Φ28.6×6.4，这是因为对垂直水冷壁来说，MHI用改变壁厚的方法来保证水冷壁中有合理的质量流速即～1800kg/m2s，按强度计算，这二方案要求的壁厚分别为 5.3mm和4.8mm。

(4) 锅炉受压件总重

约增加3.5%。这是因为水冷壁管的重量不变，水冷壁系统的总重仅多2%，再热器系统的总重也不变。

(5) 受压件材质

无变化。因材质的选择只决定于工质温度与相应的最高壁温，二个方案由于主汽温度和各部件工质温度与壁温几乎相同，因此各部件选用的材质也相同。

(6) 一次汽侧阻力

基本相同。虽然压力升高导致壁厚增加（除水冷壁外），省煤器和过热器系统各部件中的质量流速略增，但由于压力升高导致工质比容减小，因此，二个方案一次汽侧阻力几乎相同。

(7) 水冷壁系统水动力可靠性

相同。变压运行超超临界锅炉水冷壁的可靠性包括在启动阶段水动力的稳定性，在亚临界区的防止发生膜态沸腾的裕量（DNB）和近邻界区高干度管段干涸（DRO）时的壁温裕度，后二者主要和质量流速和热负荷关系密切，压力的影响很小，因二方案的质量流速和热负荷相同，所以水冷壁水动力的可靠性相同，均是安全的。至于启动阶段的水动力稳定性（主要是脉动、多值性和入口欠焓）与启动阶段的压力成正比，压力愈高水动力稳定性和安全性愈好。

(8) 阀门

主汽阀门壁厚增加。二个方案由于工质温度相同，所有阀门的材质相同，只是一次汽侧阀门的工作压力超过设计压力相差3MPa，导致壁厚略有差别，另外，过热汽侧的安全阀，包括分离器出口的安全阀、过热汽出口安全阀与PCV阀的起跳压力与回座压力略有不同，其排放量也略有变化。

3.2.2 汽轮机设计参数的技术比较

主蒸汽压力由25MPa提高到28MPa，对汽轮机设计来讲可以采用两种设计方案适应压力的变化。第一种是基于已投于的广野5#机组，通过改变阀门的开启顺序，维持调节级压差基本不变的设计；第二种是在已投运的广野5#机组的基础上，根据理论计算的最优设计。考虑到第一种设计的效率略低，因此下面的比较建立在第二种设计的基础上的。如下的技术比较是以25MPa汽轮机为基本，就28MPa汽轮机而言的。

(1) 主汽调节阀

壁厚增加。主汽调节阀设计温度相同，只是设计压力增加，主汽阀及调节阀的壁厚增加，以满足强度设计要求。

(2) 主汽导汽管和主汽进汽插管

壁厚增加。主汽导汽管和主汽进汽插管的设计温度相同，只是设计压力不同。另外，由于压力提高，比容降低，壁厚增加，而外径相同，加大壁厚后，安全性是相同的。即采用相同外形的结构，两种方案可以保证相同的强度。

(3) 调节级

设计优化。主蒸汽压力由25MPa提高到28MPa，为获得最佳的调节级压比，调节级的焓降将有所改变，调节级的温度将有所提高。调节级温度的提高，动叶片、喷嘴室的设计工况将改变。调节级焓降的改变，喷嘴的气动设计需要改变，以满足高效率的要求。

(4) 高压内缸

设计优化。主蒸汽压力由25MPa提高到28MPa，为获得最佳的调节级压比，调节级后的压力温度均提高，因此高压内缸的设计温度、设计压力均提高，高压内缸的壁厚增加，以满足强度要求。

(5) 高压通流

设计优化。高压通流部分的焓降改变，将通过优化高压通流的设计保证高效率。

(6) 系统

壁厚增加。高压的疏水系统、通风系统、监测系统阀门设计等级要提高和管路的壁厚要增加。

3.2.3 辅助系统设计的技术比较

如下的技术比较是以25MPa辅助系统汽为基本，就28MPa辅助系统而言的。

(1) 给水泵

设计优化。给水泵的设计压头增加，给水泵的电功率增加。

(2) 高压加热器

壁厚增加。因给水泵后的给水压力提高，高压加热器水侧的设计压力提高，壁厚增加。

(3) 主蒸汽管道

壁厚增加。主蒸汽压力提高，自锅炉出口到汽轮机主汽阀入口的主蒸汽管道的设计压力增加，壁厚增加。

(4) 给水管道

壁厚增加。因给水泵后的给水压力提高，给水泵后的给水管路的壁厚增加。

(5) 高压旁路系统

壁厚增加。主蒸汽压力提高，高压旁路的设计压力增加，壁厚增加。

(6) 系统阀门

壁厚增加。上述系统的阀门的设计压力均提高，阀门的设计等级提高。

3.2.4 经济性比较

(1) 主蒸汽压力由25MPa提高到28MPa一次性投资比较

表1 初投资比较（一台600MW机组）

序号 设备名称

25MPa设备

投资（万元）

28MPa设备

投资（万元）

28MPa比25MPa设备

投资增加（万元）

1 汽轮机 19528 19928 400

2 锅炉(垂直管圈) 37400 38600 1200

3 辅助系统

3.1 高压给水加热器（1、2、3）2700 2916 216 3.2 给水泵 550 594 44

3.3 锅炉到汽轮机的主蒸汽管

道

2000 2200 200

3.4 给水泵到锅炉的给水管道 1600 1760 160

3.5 高压旁路系统 800 880 80

4 合 计 64578 66878 2300

注：价格供参考，实际价格可能会有变化。

采用高效的28MPa方案，锅炉、汽轮机及辅助系统的的制造成本比25MPa增加2300万

元。

(2) 主蒸汽压力由25MPa提高到28MPa全年经济性比较

表2 年运行费用比较（一台600MW机组）

1 负荷 %100 75 50 40 合计

2 年运行小时 h4200 2120 1180 300 7800

3 25MPa热耗 kJ/kW.h742

4 7463 7651 7826 /

4 (25-28)MPa热耗差 kJ/kW.h17 -12 -18 -19 /

5 锅炉效率 %93 93 93 93 /

6 煤发热量 MJ/t22441 22441 22441 22441 /

7 每年节约煤 t/a2053 -549 -305 -66 1133

8 煤价 元/t550 550 550 550 550

9 每年节约 万元112.9 -30.2 -16.8 -3.6 62.3

采用高效率设计的28MPa方案比25MPa方案年运行成本低62.3万元。

(3) 运行成本与设备初期投资回收关系（一台600MW机组）

如果按简单的静态投资计算，采用28MPa方案一次性多投资的2300万元需要电厂运行

近37年才能回收（年运行成本节约按上述的62.3万元）。

如果按简单的动态投资计算，并且假定：年利息为6%、电厂运行30年，则年运行节约

成本62.3万元折算到现值为62.3×（（1+6%）30-1）/（（1+6%）30×6%）=857.5万元，远远

祢补不了2300万元的多投资部分。

以上的经济分析尽管建立在假设的经济条件下，实际的情况可能会有所区别，但经济分

析的变化方向应该是正确的。

3.2.5 结论

从上述分析可以看出，对于600MW超超临界机组，在技术层面上，采用28MPa方案和采

用25MPa方案差别不是很大，目前的材料、制造设备、工艺手段等都能够满足要求；在经济

层面上，尽管在100%负荷时，28MPa方案热耗比25MPa方案低17kJ/kW.h，但当低负荷时，

热耗反而升高；况且28MPa方案的一次性投资比25MPa方案多很多。

还有，25MPa方案的参数更接近超临界参数，可能更有利于技术的消化、吸收和创新。

4 结束语

国内超超临界机组的设计、制造刚刚起步，各制造商的技术路线和技术标准也存在一定

差异。超超临界机组，无论对电力行业、机械行业还是电力设计行业和投资方，都是一个全

新的课题。有关各方应加强交流和研究，使设计、制造尽快国产化，催动超超临界机组在国

内的快速发展，使其发挥应有的作用。

注：本文发表在《山东电力技术》2005年第4期。

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我国超超临界发电机组容量和蒸汽参数选择探讨 国电热工研究院（西安 710032）李续军安敏善 [摘要]根据各国超超临界发电机组容量和蒸汽参数的演绎及发展历史的回顾，对一个超超临界发电机组的热力系统的不同蒸汽参数下的机组热效率进行了计算，并对目前超超临界机组的主要用钢进行了介绍和分析，提出了我国超超临界发电机组机组容量和蒸汽参数的选择方案。 [主题词]超超临界机组容量蒸汽参数 0.前言 从历史发展的过程来看，蒸汽动力装置的发展和进步就一直是沿着提高参数的方向前进的。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[11。根据我国的能源资源状况和电力技术发展的水平，发展高效、节能、环保的超超临界火力发电机组则势在必行。为此，国家有关部委已经制定了超超临界火力发电机组的研发计划和示范工程的试点。 1．国外超超临界发电机组发展历史和研发计划 1.1 世界主要发达国家超超临界机组的发展概况[11 [21 [31 前苏联限于燃料成本与奥氏体钢价格之间的关系，苏联的超临界机组蒸汽参数大多为常规超临界参数，选用24.12MPa、545/545℃。俄罗斯目前正在开发二次中间再热机组，今后计划研制功率为800～1 000MW，参数为31.5MPa、650／650℃的汽轮机，同时将研制单机功率等级为1600MW的汽轮机。 日本1989年日本投运了世界上第一台采用超超临界参数的川越电厂1号机组，该机组为中部电力公司设计制造的700MW机组，燃液化天然气，主蒸汽压力为31MPa,主蒸汽温度和再热蒸汽温度为566/566/566℃，机组热效率为41.9％。 日本在通过吸收美国技术，成功发展超临界技术的基础上，进一步自主开发超超临界机组。日本投运的超超临界机组蒸汽参数逐步由566℃/566℃提高到566/593℃、600/600℃，蒸汽压力则保持24～25MPa,容量为1000MW为多。 以三菱、东芝、日立等公司为代表的制造业，将发展超超临界汽轮机参数的计划分为三个阶段，第一阶段24.5MPa、600／600℃已完成。第二阶段计划采用31.4MPa、593／593／593℃参数。第三阶段则采用更高的34.5MPa、649／593／593℃的蒸汽参数。 美国美国是世界上发展超超临界压力火电机组最早的国家之一。 美国于1957年在俄亥俄州费洛（Philo）电厂投产了世界上第一台试验性的高参数超临界压力机组。机组容量为125MW，蒸汽参数为31MPa、蒸汽温度为621/566/566℃，二次中间再热。由B&W公司制造。 1959年，艾迪斯顿电厂又投运了一台325MW,34.4MPa((350kgf/cm2),蒸汽温度为650/566/566℃,二次中间再热机组,热耗为8630kJ／(kw·h), 该机组同时打破了当时发电机组最高出力、最高压力、最高温度和最高效率4项纪录。该机组后来将参数降为32.4MPa，610/560/560℃运行。 美国电力研究院(EPRl)从1986年起就一直致力于开发32 MPa、593／593／593℃带中间负荷的燃煤火电机组。 德国德国也是发展超超临界技术最早的国家，但其单机容量较小。1956年参数为29.3MPa、600℃（无再热）的117MW超超临界机组投运。德国近年来很重视发展超超临界机组，目前最具有代表性的超临界机组是1992年投运的斯道丁格电站5号机组，该机组容量

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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。

超临界和超超临界发电机组

Latest Developments in the World ′s Wind Power Industry Luo Chengxian (Former SINOPEC Center of Information ，Beijing 100011) [Abstract]In recent years ，renewable energy source-based power generation ，particularly wind power ，has been growing rapidly.Pushed by some wind power foregoer countries ，significant progress has been made in the de -velopment of large-capacity wind turbine power generating sets with single-generator capacity having quickly broken through the key level of 1MW.10MW wind turbine power generating sets are expected to enter the market soon.The development of larger-capacity generators has enhanced the economic viability and competi -tiveness of wind power.The utilization rate of wind turbines will rise to 28%by 2015from the current about 25%and the investment cost will drop considerably.Under GWEC ′s high-growth scenario ，the investment cost will fall to 1093Euro/kW by 2030from 1350Euro/kW in 2009.Given the intermittent and stochastic nature of wind ，power storage technology is an effective approach to introducing renewable energy on a large scale.Japan and many American and European countries have invested in the research and development of power storage technology.A recent IEA research note shows that use in combination with heat and power cogenera -tion technology ，which focuses on heat supply ，can greatly expand the scale of use of renewable energy sources.Smart grids will be the fundamental approach to resolving the problems relating to the large -scale grid integration of wind power and power transmission.Smart grid technology will greatly enhance the overall utilization efficiency of the power system and can effectively reduce the fossil fuel consumption of power plants.China has made some progress in developing smart grids although there are still many problems yet to be resolved.The renewable energy -derived power purchasing policies enacted by countries around the globe have promoted the development of the global wind power industry.Germany ′s wind power purchasing policies can be used by China for reference. [Keywords]wind power generation ；larger generator ；equipment utilization rate ；investment cost ；power storage technology ；smart grid ；wind power purchasing policy ·39· 第5期罗承先.世界促进风电产业发展最新动向·能源知识· 超临界和超超临界发电机组 火电厂超临界和超超临界机组指的是锅炉内工质的压力。锅炉内的工质都是水，水的临界压力是22.115MPa ，温度为347.15℃。在这个压力和温度时，水和蒸汽的密度是相同的，这就叫水的临界点，炉内工质压力低于这个压力就叫亚临界锅炉，大于这个压力就是超临界锅炉，炉内蒸汽温度不低于593℃或蒸汽压力不低于31MPa 则称为超超临界。 超临界机组具有无可比拟的经济性，单台机组发电热效率最高可达50%，每千瓦时煤耗最低仅为255g(丹麦BWE 公司)，较亚临界压力机组(最低约327g 左右)煤耗低；同时采用低氧化氮技术，在燃烧过程中减少65%的氮氧化合物及其他有害物质，且脱硫率超98%，可实现节能降耗、环保的目的。超临界、超超临界火电机组具有显著的节能和改善环境的效果，超超临界机组与超临界机组相比，热效率还要高1.2%，一年就可节约6000t 优质煤。未来火电建设将主要发展高效率、高参数的超临界(SC)和超超临界(USC)火电机组。我国已成功掌握先进的超超临界火力发电技术，并为百万千瓦超超临界机组产业化创造了条件。目前一批百万千瓦超超临界机组项目正在建设中。(供稿舟丹)

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

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%。 低于该直流最小负荷，给水流量要保持恒定。例如在20%负荷时，最小流量为30%意味着在水冷壁出口有20%的饱和蒸汽和10%的饱和水，这种汽水混合物必须在水冷

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。

亚临界,超临界,超超临界火电机组技术

亚临界、超临界、超超临界火电机组技术区别 一、定义 所谓的"临界"是指锅炉工作情况下承受的一定温度和压力的蒸汽状态。可以查出水的临界压力为22.115MPa ，由此知，此压力对应下的状态叫临界状态； (1)水在加热过程中存在一个状态点——临界点 (2)低于临界点压力，从低温下的水加热到过热蒸汽的过程中要经过汽化过程，即经过水和水蒸汽共存的状态； (3)而如果压力在临界压力或临界压力以上时，水在加热的过程中就没有汽水共存状态而直接从水转变为蒸汽。 T-S图 临界点 T 饱和水线饱和汽线 S 水的临界点 1.1 压力低于25MPa（对应的蒸汽温度低于538摄氏度）时的状态为亚临界状态；亚 临界自然循环汽包锅炉的燃烧室蒸发受热面与汽包构成循环回路。受热面上升管吸热量越大，则上升管内的含汽率增大，与下降管比重差增大，因此推动更大的循环量。其特性是带有“自补偿”性质的。而直流锅炉燃烧室内的平行上升管组吸热量越大则工质比容增大，体

积流速变大，阻力增大。对带有联箱的平行管组，吸热多的管子质量流量必然降低，其特点是“直流”性质的。 1.2 压力在25MPa 时的状态（对应的蒸汽温度高于538摄氏度）为超临界状态；超临界是物质的一种特殊状态，当环境温度、压力达到物质的临界点时，气液两相的相界面消失，成为均相体系。当温度压力进一步提高，即超过临界点时，物质就处于超临界状态，成为超临界流体。超临界水是一种重要超临界流体，在超临界状态下，水具有类似于气体的良好流动性，又具有远高于气体的密度。超临界水是一种很好的反应介质，具有独特的理化性质，例如扩散系数高、传质速率高、粘度低、混合性好、介电常数低、与有机物、气体组分完全互溶；对无机物溶解度低，利于固体分离，反应性高、分解力高；超临界水本身可参与自由基和离子反应等等。 1.3 压力在25-31MPa 之间(温度在600度以上）则称为超超临界状态。 二、 参数 水的临界状态参数为压力22.115MPa 、温度374.15℃ 2.1 亚临界火电机组蒸汽参数： P=16~19MPa ，T= 538℃/ 538℃或T= 540℃/ 540 ℃。超临界压力下朗肯循环过程的T —S 图

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：

1000MW超超临界机组技术发展的探讨

1000MW超超临界机组技术发展的探讨 摘要：根据我国对超超临界机组的技术认证，推荐超超临界汽轮机进口参数为25MPa、600/600℃，相应锅炉的设计参数为26.25MPa、605/603℃，锅炉蒸发量的选取一般与汽轮机的VWO工况相匹配。目前我国超超临界机组已步入世界先进行列，1000MW超超临界机组采用单轴技术，蒸汽参数为25～27MPa、600/600℃，已达到世界顶级水平。三大主要设备锅炉、汽机、发电机的生产厂家努力发展超超临界技术，促进1000MW超超临界机组技术的国产化，为我国大火电建设提供了有力的支持。 关键词：1000MW超超临界；机组技术；发展探讨 引言 我国燃煤火电机组技术发展已进入超超临界参数的时代，从长远发展趋势分析，一是常规火电机组将继续提高蒸汽参数，压力超过30 MPa ，温度超过700 ℃，机组的效率有望超过50% ；二是采用煤气化-联合循环发电方式，机组效率可以达到60%，这 2 种技术目前都处在发展之中。现将我国1000MW 超超汽轮机技术概况分述如下。 1汽轮机本体概况 本文以某电厂二期工程#4机组为例，该机组由东方汽轮机有限公司提供，本期工程为2×1000MW国产超超临界抽凝供热机组。汽轮机布置在15.5m运转层，为超超临界、一次中间再热、四缸、四排汽、单轴、单抽、抽凝式汽轮机，型号：C1000/908-26.25/600/600。汽轮机组包括两台低压缸和高、中压缸各一台。高压缸由一个单列调节级和八个压力级构成；中压缸双分流，各由六个压力级构成；低压缸四分流，各由六个压力级构成。总热力级21级，结构级45级。采用自密封系统（SSR），高、中压汽封漏汽供低压缸轴封封汽用，多余蒸汽溢流至八号低加，封汽用蒸汽不足时由新蒸汽补充。调节方式为复合调节（可实现部分进汽或全周进汽），控制系统采用高压抗燃油数字电液调节系统（DEH）。 2汽轮机本体安装工艺 2.1灰浆垫块施工 本机组安装采用地脚螺栓及锚固板预埋工艺，在预埋过程中必须检查、监督土建预埋质量，务必核对各设备纵横中心线应准确无误，地脚螺栓和锚固板定位尺寸、标高及垂直度均符合设计要求。各预留孔洞的形、位尺寸均能满足设计要求，各预埋件位置正确、数量齐全、浇灌完毕。根据厂家灰浆垫块布置图和水泥支墩的尺寸大小，划出需要凿毛的位置和凿毛平面尺寸线。去掉混凝土表层浮浆，沿划好的线进行凿毛，凿毛深度要求露出混凝土层，表面铲毛工作应按图样所标尺寸进行，并保证不得使基础钢筋露出。结束后，沿铲毛表面切除地脚螺栓套筒

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%。

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