1000MW超超临界机组建设和运行情况及
当前存在的主要问题
周志明 戴天将 谷双魁 顾正皓 茅建波
建设大容量、高参数的1000MW超超临界机组是转变电力发展方式、调整电力结构、优化电力布局的重要举措，符合国家能源产业政策，但由于单机容量较大，一旦故障跳闸可能会对电网安全运行、电力可靠供应、发电设备安全带来不利影响。为全面掌握我省1000MW超超临界机组建设期和投产后的安全生产情况，认真总结经验和教训，日前，我办对浙江省1000MW超超临界机组安全生产情况进行了专题调研，形成了本报告。
一、浙江省1000MW超超临界机组基本情况
（一）机组建设情况
截止2011年底，浙江统调装机容量达到3967.9万千瓦。其中：火电装机容量3771万千瓦，占总装机容量的95.04%；核电装机容量32万千瓦，占总装机容量的0.8%；水电装机容量164.9万千瓦，占总装机容量的4.16%。截止2011年底，浙江省统调最高负荷5061万千瓦。
截止2011年底，浙江省共有10台1000MW超超临界机组投产并转入商业运行，占省统调装机容量的25.20%。
1、工程建设工期和总投资额
浙江省已建成并投入运行的10台1000MW超超临界机组建设工期最短为22月6天，最长为40个月28天，平均为
30个月2天；已竣工结算的8台1000MW超超临界机组平均每千瓦投资为0.3649万元。详见附表1。
宁海电厂#5、#6机组受线路送出因素影响，其建设工期延长了半年左右,相对较长；嘉华电厂#7、#8机组受全省用电负荷紧张因素影响，建设工期控制的非常紧，较其它1000MW超超临界机组建设工期减少了3～4个月；宁海电厂#5、#6机组由于采用塔式锅炉、建造冷却水塔等设计，使得总投资额较其它工程增加。
2、工程项目采取的优化设计
浙江省1000MW超超临界机组建设工程不断优化设计，详见附表2。
各工程均在总平面与主厂房布置、厂房内桩（地）基、给水泵系统、四大管道以及循环水系统等方面,结合工程本身特点，吸取已投产机组在建设、调试、运行中的经验教训,通过有针对性的优化设计，减小了用地面积，节省钢材及建材，降低了投资。宁海电厂在设计阶段，考虑环保的需求，采用海水冷却塔，减少了温水排放，降低了对环境的影响。
3、安装和调试过程中遇到的问题及解决措施
浙江省1000MW超超临界机组在安装和调试过程中，针对遇到的问题，采取了有效的解决措施，积累了丰富的经验。详见附表3。
4、投产后开展的技术改造
北仑电厂积极响应国家对火电厂节能减排工作的要求，对2台1000MW超超临界机组进行回热式背压机驱动引风机技术改造，注重对电厂系统的整体设计优化，一项技术改造达到了多项节能效果；玉环电厂完成了凝结水泵变频、吹灰汽源、再热器减温水、空预器漏风间隙控制系统、空预器传
热元件增容、脱硝工程、捞渣机一步上仓、炉顶密封等技术改造，取得了显著的成果。
5、企业的自主创新工作
（1）玉环电厂联合相关院校，有效地处理解决大量的技术难题。近年来，先后获得新型煤粉分配器、多煤种适应对开式双芯可调缩孔、中速磨煤机的改进结构、带除灰装置的烟风道非金属补偿器等多项专利。与有关单位共同合作，进行了机组给水定向加氧，有效地解决了水冷壁节流孔圈
Fe3O4富集问题，为1000MW超超临界机组防止氧化皮脱落积累了成功的实践经验。
（2）宁海电厂采用了大容量旁路系统，实现了“停机不停炉”方式——汽轮机跳闸时，旁路快速开启，锅炉侧快速减燃料，维持锅炉运行。运行实践证明，该方式的采用，减少了锅炉MFT动作次数，对保证超超临界锅炉(尤其是塔式锅炉)的水冷壁安全及防止氧化皮的生成、剥落均有明显作用。宁海电厂1000MW超超临界机组通过了50％和100％甩负荷试验，运行中发生的几次汽机跳闸事件，“停机不停炉”都能成功实现。宁海电厂的实践证明，1000MW超超临界机组“停机不停炉”方式的实现可以从以下四个方面考虑：①设计锅炉侧快速减负荷回路，快速地把锅炉出力降至低旁最大允许通流容量之下，避免工质大量损失。②给水泵汽轮机、除氧器加热和辅助蒸汽等备用汽源的优化设计保证正常四段抽汽汽源中断后能快速投入备用汽源，确保锅炉给水不中断。③机组横向联锁保护的修改。④旁路的控制逻辑设计。
（二）机组指标情况
1、事故指标
截止2012年3月12日，浙江省10台1000MW超超临界机组未发生过电力安全事故，处于受控状态。
2、可靠性指标
浙江省10台1000MW超超临界机组均按照电监会可靠性中心要求报送电力可靠性信息。与其他容量机组相比，1000MW超超临界机组的可靠性指标处于较高的水平。宁海电厂2台1000MW超超临界机组平均等效可用系数2010年为92.21％，2011年为93.56％；北仑电厂2台1000MW超超临界机组平均等效可用系数2010年为88.71％，2011年为92.33％；玉环电厂4台1000MW超超临界机组平均等效可用系数2010年为95.61%，2011年为93.24%。详见附表4。
3、机组性能考核情况
从考核结果看，除嘉华电厂2台1000MW超超临界机组刚投产不久，性能考核试验尚未完成外，浙江省其余8台1000MW超超临界机组各项指标基本达到了设计值。详见附表5。
4、机组实际运行指标
从各机组实际运行指标看，1000MW超超临界机组供电煤耗在285～290 g/kWh，相比亚临界300MW机组约330 g/kWh 供电煤耗低40g/kWh以上，较亚临界600MW机组310g/kWh 供电煤耗低20g/kWh以上，显示出百万千瓦等级火力发电机组在节能减排方面的优势。图1为1000MW超超临界机组机组负荷与供电煤耗关系。可以看出1000MW超超临界机组负荷越低，效率越差，在接近500MW时供电煤耗等同亚临界600MW机组。
图1 机组负荷与供电煤耗关系
5、年发电量与经济效益
随着高参数、大容量1000MW超超临界机组的相继投产，促进了浙江省经济的快速发展。根据2011年统计，玉环电厂年发电量为268亿kWH，北仑电厂三期发电量为129亿kWH，宁海电厂二期发电量为133亿kWH，嘉兴电厂三期由于刚投入生产试运行，未统计电量。由于1000MW超超临界机组煤耗相当低，即使在当前的高煤价状态下，相对于超临界和亚临界机组，仍能产生较大经济效益。2011年，在全国火力发电企业大面积亏损的状态下，浙江省1000MW超超临界机组发电毛利润在0.07元/kWH左右，取得了较好的经济效益，为企业发展超超临界机组提供了动力。
二、浙江省1000MW超超临界机组当前安全生产上存在的主要问题
（一）机组安全稳定运行问题
1、锅炉燃烧和低负荷运行问题
浙江省内的10台1000MW超超临界机组锅炉本体及燃烧系统总体运行情况良好，但由于实际燃用煤种普遍偏离设计煤种，给锅炉运行带来一系列问题。如北仑、玉环电厂锅炉燃烧器、磨煤机等易磨损部位磨损严重；锅炉水冷壁出现较
为严重的高温腐蚀现象。另外，在1000MW超超临界机组参与电网调峰时，低负荷运行状态不仅经济性低，而且会出现燃烧不稳、受热面超温、辅机运行进入不稳定区、影响SCR 系统投入等诸多问题。
2、水冷壁高温腐蚀问题
1000MW超超临界机组由于炉膛容积大，炉膛内气体分布不均匀，加之一般低氧量运行，易在炉膛内出现还原性气氛，其水冷壁上部温度较高，水冷壁容易出现高温腐蚀现象。相比切圆燃烧锅炉，前后墙对冲燃烧的锅炉更容易在水冷壁两侧墙发生高温腐蚀，如：北仑电厂2011年#7炉大修时，发现水冷壁两侧墙燃烧器的第4、5层吹灰器区域存在高温腐蚀，腐蚀深度平均为0.8～1mm，最深为1.5mm。
3、高温氧化皮问题
1000MW超超临界机组是高参数机组，金属材料在炉内的温度已接近其极限温度。按当前的研究理论，温度越高越容易产生氧化皮。调研发现机组运行无法阻止氧化皮的产生，但可以采取措施延缓氧化皮的脱落。我省玉环、宁海、北仑、嘉华四个建成并运行百万机组的电厂都非常重视氧化皮问题，采取了诸如控制升温升压速率、给水加氧处理、机组启动过程中利用汽机旁路进行冲洗等措施，取得了较好效果。氧化皮生成与脱落是一个漫长的过程，浙江省10台1000MW 超超临界机组运行时间尚短，加氧对高温受热面氧化皮生成的影响还需进一步的跟踪评估。
4、水冷壁节流孔磁性氧化铁沉积问题
玉环电厂1000MW超超临界机组的“三菱”系列锅炉，为保证运行中水冷壁布水均匀，在水冷壁下部设置节流孔。在机组投运之初，给水采用AVT（O）处理时，水冷壁节流孔内发生了磁性氧化铁沉积问题，其内Fe3O4沉积引发水冷壁
过热爆管，故加装了大量的壁温测点进行监测。但是，由于AVT（O）的给水处理方式不可避免的存在氧化铁的形成和析出，为从根本上解决问题，从2009年底起，4台机组陆续采用给水加氧（低氧）处理。
5、T23水冷壁泄漏问题
宁海电厂1000MW超超临界机组的塔式炉水冷壁,从锅炉41米层螺旋水冷壁开始至上部垂直水冷壁高温段,设计采用了T23钢。但实际运行后,锅炉陆续出现了T23水冷壁管与拼缝、刚性梁结构附件的焊缝等多处出现裂缝并最终导致泄漏。为此，该电厂采取开设应力释放槽、改善T23管件焊接工艺、加强厂内和现场焊接管控和验收、加强停炉期间水压试验检查、控制锅炉启停阶段的变温、变压速率等措施，自机组完成168h试验以来，锅炉从未因水冷壁泄漏强迫停机。
6、小机油动机调节器问题
玉环电厂小机由日本三菱公司高砂制作所成套供应，高、低压调节器采用美国WOODWARD公司的产品，属低压透平油控制系统，小机控制油与润滑油共用油源，对油质要求较高，自投用以来，#1、#2机组多次发生小机调节器运行中突然关闭及晃动缺陷，虽然均未直接造成机组强迫停机事件，但也给机组的稳定运行带来较大风险。目前，采取加强对小机透平油颗粒度及油中水分的监督、及时投入滤油机、制定防止密封水进入油中等技术措施，避免油动机内部部件因水分进入而锈蚀。
7、汽轮机大轴易抱死问题
浙江省10台1000MW超超临界机组均采用西门子技术的同一型号汽轮机，动静间隙偏小，主机对轴封蒸汽参数要求比较严格，同类型机组在启停阶段都曾发生因为轴封蒸汽参数与大轴温度不匹配而造成动静部件卡涩，引起盘车无法投
运，不得不闷缸数天才再次启动。故轴封系统在设计时，应考虑辅汽管道保温性能和压降损失产生的温降，辅汽母管和辅汽到轴封的供汽管路上加装温控式疏水阀及在辅汽供轴
封的管路上加装电加热器的方法来满足汽机全停的恶劣工
况和处于单机运行工况时汽轮机在热态、极热态启动、停机工况需防止主机轴封进冷汽下轴封供汽的要求。
8、SPE侵蚀问题
SPE侵蚀汽轮机叶片是1000MW超超临界机组普遍面临的一个技术难题。调研发现，可采用以下措施进行预防：（1）充分利用大旁路，每逢机组启动和停机都采用大旁路冲洗氧化皮，有效避免脱落的氧化皮堵塞炉管和对汽轮机叶片进行侵蚀。（2）重视机组运行期间的汽水品质监督，及时开展给水加氧工作。（3）重视停机期间的设备保养。
9、高低压变频器故障问题
目前，浙江省10台1000MW超超临界机组变频器改造的设备越来越多。由于变频器属专业技术较强的精密设备，特别是高压变频器对运行环境要求较高，时常因变频器原因造成机组异常事件。浙江省各企业主要从以下三方面解决和防范变频器故障：（1）改善变频器运行环境；（2）认真梳理与变频器相关配套辅助设备的薄弱环节，防止因辅助设备故障造成变频器跳闸；（3）联合厂家加大人员培训力度，在实践中逐渐探索出符合现场实际的检修规程及标准。
10、烟囱钢内筒腐蚀问题
浙江省10台1000MW超超临界机组都有尾部烟气脱硫系统，除玉环电厂#3、#4机组有烟气换热器外，其余8台1000MW 超超临界机组脱硫系统均不带烟气换热器，造成烟囱入口烟温较低，烟气中易含大量腐蚀性较强的酸雨，对烟囱内筒常年累月冲刷，如果烟囱内筒防腐等级不够将会被严重腐蚀。
如北仑电厂1000MW超超临界机组烟囱钢内筒已被蚀穿出现了漏酸现象，处理非常麻烦。从调研情况来看，内衬钛板结构的烟囱防腐效果较好。
（二）环保要求与安全生产相互矛盾问题
按照国家环保部门的相关规定，要求当前超超临界机组在设计时不设脱硫系统旁路，这无疑给整个机组的安全运行带来很大隐患：首先，一旦脱硫系统出现故障将可能导致主机退出运行，从而影响电力安全可靠供应；其次，无脱硫系统旁路时，在锅炉点火投粉后就需要投入脱硫装置，此时必须先行投入电除尘进行除尘，这一过程极易引发电除尘灰斗堵灰积渣等安全生产问题。
三、结论与建议
大容量、高参数的1000MW超超临界机组是国家积极倡导，鼓励发展的方向，从事故指标、可靠性指标、机组性能考核结果、实际运行指标看，其具有节能、环保、高效的优点，应继续予以大力规划和发展。尽管1000MW超超临界机组跳闸会对电网安全运行带来较大冲击，但从机组实际运行情况看，浙江省10台机组可靠性良好，且浙江电网统调装机容量已达到3967.9万千瓦，单台机组跳闸对浙江电网冲击相对影响不是很大。因此，只要合理设计，优化布局，加强管理，落实措施，完全能够使1000MW超超临界机组安全稳定运行。根据调研情况，提出以下建议：
（一）总结经验，加强交流，强化1000MW超超临界机组安全管理
尽管浙江省1000MW超超临界机组自投运以来未发生事故且可靠性良好，但也存在锅炉燃烧不充分和低负荷运行、水冷壁高温腐蚀、高温氧化皮、水冷壁节流孔磁性氧化铁沉积、T23水冷壁泄漏、小机油动机调节器突然关闭和晃动、
汽轮机大轴易抱死、SPE侵蚀、高低压变频器故障等问题，给机组安全稳定运行带来很大压力。建议各单位认真总结1000MW超超临界机组建设和运行管理的成熟经验，积极开展经验交流，发挥浙江省1000MW超超临界机组运行实践较多的优势，共同搞好安全生产工作，积极配合电监会编制《1000MW等级超超临界机组运行导则》，为提高我国1000MW 超超临界机组安全生产水平做出应有贡献。
（二）借鉴成果，吸取教训，优化设计，创造更大效益浙江省10台1000MW超超临界机组建设和运行过程中，既有比较好的技术改造实践和自主创新成果，也曾出现一些教训，如：采用海水冷却塔，减少温水排放，降低对环境影响；“停机不停炉”方式的实现，为机组快速恢复并网运行提供可能；温度测点少，不能有效监测管壁超温情况；烟囱钢内筒被蚀穿漏酸，处理非常麻烦等等。建议有关单位在设计、施工或技术改造中借鉴成果，吸取教训，尽可能少走弯路；在设计阶段优化设计，节约投资和土地资源，提高机组运行效率，创造更多效益。特别是烟囱腐蚀问题，要引起足够重视。已经投运机组要多加关注，发现问题及时处理；新建机组设计时要多加考虑，以北仑电厂的教训为鉴，认真做好设备选型和招投标工作，避免因节约初期投资而埋下后期不得不花更多费用去改造的隐患，影响企业安全生产和经济效益。
（三）深入开展节能调度，充分发挥大机组在节能减排工作中的作用
从浙江省1000MW超超临界机组实际运行指标看，供电煤耗在285-290g/kWh，在节能减排方面具有十分明显的优势，应积极发挥其作用。2011年浙江省统调机组中，1000MW 机组平均发电利用小时数为6558小时，同比增加779小时；
600MW机组平均发电利用小时数为6266小时，同比增加483小时；300MW及以下机组平均发电利用小时数为6319小时，同比增加149小时。1000MW燃煤机组的发电利用小时数比600MW机组、300MW及以下机组分别高出292小时和239小时。从以上数据可以看出，2011年我省600MW及以上燃煤大机组发电利用小时数的增幅，明显高于300MW及以下机组，大小机组发电利用小时数倒挂问题基本解决。但从浙江省电力行业节能减排实践看，还应深入开展节能调度，巩固和深化前期工作成果。建议在以往跟踪计划的AGC调节和发电权交易基础上，创新工作手段，在保证电网安全的前提下，加强厂级调度方式的研究，使发电企业能够根据不同机组的煤耗特性进行最优化的运行，以进一步节约能源，减少污染排放，提高经济和社会效益。
（四）完善电价补偿政策，缓解电厂环保设施的运行维护压力
《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）自2012年1月1日开始执行。在此标准中，SO2和NO X的排放标准都有大幅提升，其中NO X排放标准甚至远远高于欧洲标准。如此严格的排放标准，将给燃煤电厂环保设施的建设和运行维护带来很大压力。据玉环电厂测算数据，脱硝成本为1.379分/度，但2011年12月1日国家发改委对脱硝机组加价仅为0.8分/度，低于企业成本，不利于国家节能减排政策的实施。建议相关部门完善电价补偿政策（如脱硫电价、脱硝电价），缓解电厂环保设施的运行维护压力，为安全生产投入提供保障。
（五）保留已经建成的脱硫系统旁路，发挥其在安全生产中的作用
1000MW超超临界机组取消脱硫旁路烟道，对主设备的安全运行有很大影响。由于已经投入资金
并完成建设，建议保留脱硫系统旁路，对有关环保要求的实施通过管理措施来解决。调研中，有关发电企业负责同志普遍认为取消已建成的脱硫系统旁路，将可能会大大增加机组非计划停运次数，不利于电力系统安全稳定运行。
附表1：工程建设工期和总投资额汇总表
企业简称嘉华电厂宁海电厂北仑电厂玉环电厂
机组编号#7#8#5#6#6#7#1#2#3#4工程开工日期2009.8.172006.12.282006.12.152004.6.28
机组投产日期
2011.
6.232011.
10.18
2009.
10.14
2009.
9.21
2008.
12.20
2009.
6.2
2006.
11.28
2006.
12.30
2007.
11.11
2007.
11.25
建设工期
22月
6天26月
34月
17天
33月
21天
24月
5天
29月
18天
29月
30月
2天
40月
14天
40月
28天
总投资额(亿
元)
76.8069.08146.04
附表2：设计阶段所采取的优化措施汇总表
电厂简称优化设计内容
嘉华电厂1、电气设备优化，选择主变压器型式为三相一体式
2、厂区总平面布置优化，与同类1000MW机组相比小1.3公顷
3、四大管道采用弯头与弯管技术优化
4、集中控制室布置优化
5、脱硫系统优化，取消大旁路挡板，增设增压风机旁路
宁海电厂
1、实现了五项首创
● 国内首次在大型工业项目上采用特大型海水冷却塔循
环冷却系统
● 首次实现国产化脱硫、脱硝的环保工艺措施
● 1000MW超超临界机组塔式锅炉中首次采用等离子点火
技术
● 国内首座1000MW超超临界机组主厂房采用C55高标
号混凝土结构
● 国内首次在1000MW超超临界机组脱硫系统采用现场
总线控制技术
2、给水泵优化设计，取消电动给水泵组，取消厂用电10kV电压等级
3、四大管道设计优化
4、圆形煤场设计优化
5、总平面和主厂房布置优化
6、全厂地基处理优化
7、工艺系统设计优化
北仑电厂
1、主厂房钢结构优化设计
2、总平面与主厂房布置的优化
3、适应复杂地质条件的主厂房桩基优化设计
4、采用厂用电监控系统提高信息采集量和运行管理水平
5、优化厂外除灰系统设计
6、优化取水隧道轴线布置，节约宝贵的水域资源
7、主变压器不设备用相
8、首个电动给水泵采用定速泵，取消液力耦合器的1000MW机组
9、首个采用大倾角刮板捞渣机直接进渣仓的π型1000MW机组锅炉
10、基于扩建电厂的独特DCS网络结构
玉环电厂1、循环水系统优化
2、循泵房流道优化
3、循环水管沟及虹吸井优化
4、启备变优化
5、锅炉启动系统优化
6、暖通设计优化
7、飞灰处理系统优化
附表3：安装调试过程中遇到的问题及解决措施汇总表
电厂简
称
安装、调试过程中遇到的问题解决措施
#7、#8锅炉在安装阶段发现炉内中隔墙变形严重，超出安装规范要求
设备到货后对管排平整度进行校正；中隔墙管排在地面组合时加设钢梁以防止变形；根据玉环电厂的经验及现场实际情况，中隔墙从上至下加设5道加固梁。
#8发电机定子吊装高度不够
改造行车的吊钩方式，提升起吊高度。
管排现场焊口焊接时操作不符规范，直接影响焊接质量
要求施工单位加强焊接工作的交底及焊接管理，现场加强巡查，及时发现问题。
嘉华电厂
#7机润滑油模块上部孔洞偏小，无法直接吊装就位
缓浇#7号机润滑油模块基础，待该模块斜装吊入就位临抛后再进行润滑油
基础浇注施工
#7炉炉水泵在冲管期间发现马达腔温度过高，#8炉水泵酸洗期间电流偏高且不稳定，同时马达腔温度高
#7炉水泵为杂物堵塞泵本体进口滤网，对滤网解体清理杂物后运转正常。#8炉水泵返厂解体，发现电机上下推力瓦装反，经大修处理后运行正常。
两台机组均遇到水冷壁、过热器管壁温度超报警值致使不能带额定蒸汽参数
节流孔拍片检查、U型管割管检查，取出金属异物，对水冷壁经常超温的节流孔进行扩孔处理，增装管壁温度测点。
#7机凝结水输送系统管路振动大，严重影响设备安全
切割凝输泵叶轮、缩小凝输泵再循环节流孔板孔径、加固调节阀前后支架等。
#7机EH油系统在整套启动期
间多次出现漏油
更换短接管及O型圈
#7炉刚性梁在47.25m机械垫板严重变形。
锅炉刚性梁安装完毕后仔细检查刚性梁安装是否与图纸一致，防止设备漏装；此位置上额外增加16套卡件进行加固。
磨煤机旋转分离器在热态运行时存在间歇性皮带打滑
检查分离器与落煤管的轴承间隙、分离器与外壳的间隙，间隙偏小时现场修割；磨煤机预热时开始启动旋转分离
器，使其均匀受热；对皮带进行张紧。
送出工程严重滞后
成立了送出工程跟踪、配合及协调组，每周了解送出工程进展情况。
无电动给水泵在稳压吹管和机组启动时锅炉上水问题
开展一系列相关试验，总结出一套新的运行方式，实现机组启动时全程给水自动优化
发电机定子23号槽上层线棒漏
线棒右下角空心导水管堵塞，停机检查处理。
宁海电厂
T23水冷壁泄漏
开设应力释放槽、改善T23管件焊接工艺、加强厂内和现场焊接管控和验收、加强停炉期间水压试验检查、控制锅炉启停阶段的变温、变压速率等。
场地初始承载力低、机械设备难以进入作业，大荷载设备、建筑等沉降大和沉降不均匀
在场地表层堆载、打排水板等场地预处理，提高地基土的承载力；采用主厂房钢结构配合钢管桩的方案解决了厂房沉降等难题。
煤场因海风影响防尘难度大
采用了煤场挡风抑尘墙这一新型环保设施。
北仑电厂
取水隧道坡度超出了常规设计隧道纵坡为3%左右的限制
大胆采用最大纵坡达到5.6%的隧道大纵坡设计方案，并采用大功率轨道车
解决了施工运输问题。
本工程地下水位高、电阻率低，对地下金属结构腐蚀严重
采用“深井阳极外加电流法”的阴极保护方案，同时将全厂接地网由相对昂贵的铜材改为钢材。
锅炉底部部分区域持力层较浅、厚度过薄，钢管桩难以达到良好的闭实效果
分别采用“开口型”、“十字型”、“筒中筒型”等多种桩尖型式进行试打，通过力学性能指标比较后选定“筒中筒型”桩尖，能达到设计要求。
高压调阀与高压缸连接的大螺母安装工艺难度大
对螺母进行仔细打磨光滑，编写专门安装方案。
水冷壁、后墙焊接尾部受热面
定位块时整体变形较严重
加热校直处理磨煤机台板安装时螺孔与地脚
螺栓错位较多，无法安装
定制台板
汽泵小机盘车变频器及电机功率不足
更换为大功率的变频器及电机功率。
#7机主机#1瓦振动较大，#4瓦在冲转期间存在振动大和不稳定问题
#1瓦为振动探头安装问题，导致振动信号失真，加长#1轴承探头安装支架处理后正常。#4瓦轴承底部和轴承支座的接触为线接触，经研磨后此处形成类
似橄榄球形状的接触面。
启动引风机时振动很大，达22mm/s，一启动即跳风机
振动测点安装方法不对，重装后正常。
炉水循环泵在高压注水系统不易冲到合格要求的水质
冷凝水泵出口引接不锈钢管路注水，加增压泵提升注水压力。
出现氢气露点较高的现象
氢气干燥器干燥能力不够造成，更换了干燥剂并调整再生及干燥流量后效果能满足运行要求。
凝汽器钛管泄漏
汽水冲击及管路振动造成#8低加包壳破裂,将凝汽器钛管砸破，会同厂家讨论后已将低加包壳拆除。
玉环电
厂
单循泵运行时凝汽器回水阀在
40%以下开度时回水管路振动明显，在40%以上开度时开式泵进口压力无法维持在50kPa以上，造成开式泵无法运行
由于系统管路设计等的原因，目前通常维持两台循泵运行保证开式泵正常运行，进而保证真空泵正常运行。
锅炉MFT后电泵跳闸，电泵前置泵抱死
机组跳闸后除氧器压力温度较高，而电泵静止状态下上下温差变大，造成动静间隙变小，引起抱死。开启前置泵及主泵泵体放水，使泵体上下温差变小后，手盘正常，应注意及时投入倒暖系统，或在电泵跳闸短时无法恢复时将电泵及电泵前置泵的密封水隔离，开启电泵及前置泵的泵体放水来控制上下缸温差。
汽泵B挂闸后转速即上升
系低压调门内部问题，估计内部有一阀芯卡在某一位置未关死，解体检查处理。
多次发生凝泵启动时精处理系统泄漏
精处理系统没有设计高点放气，造成凝结水泵启动时凝结水管路上凝结水压力上升过快，放气不够充分引起水击过大，从而冲破法兰，后增加临时放气点并优化原出口阀逻辑，将原凝泵出口阀开至10%位置启动凝泵并继续开出口阀改为凝泵出口阀开至10%位置启动凝泵，出口阀停20秒后继续至全开。
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
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 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
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, 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；
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
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。
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
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
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：
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 【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
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
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
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，