600MW超超临界机组介绍
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
通过连通管与低压缸连接。
高压缸与中压缸的推力是单独平衡的，因此中压调节阀或再热主汽阀的动作对推力轴承负荷的影响很小。
低压缸采用双分流结构，蒸汽进入低压缸中部，通过反动式低压压力级做功后流向排汽端，向下进入凝汽器。低压缸的高效叶片设计、扩散式通流设计及可最大限度回收热量的排汽涡壳设计可明显提高缸效率，降低热耗。
汽轮机留有停机后强迫冷却系统的接口。位于高中压导汽管的疏水管道上的接头可永久使用，高中压缸上的现场平衡孔可临时使用。
汽轮机的外形图见图1，纵剖面图见图2。
2 技术规范：（除特殊说明外均为THA工况）
主蒸汽压力25 MPa
主蒸汽温度600 ℃
主蒸汽进汽量1621.6t/h
VWO工况主蒸汽进汽量1792.5t/h
再热蒸汽压力 4.12MPa
再热蒸汽温度600 ℃
再蒸汽进汽量1330t/h
最终给水温度285.7℃
背压 5.1 KPa
汽轮机总内效率90.5%
高压缸效率88.5%
中压缸效率94%
低压缸效率89.7%
额定出力600 MW
热耗率7424 kJ/kw.h
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图1 汽轮机外形图
3 汽轮机主要结构 3.1 叶片
汽轮机通流包括1个反向布置的带有部分进汽的冲动式调节级，10级反向布置的反动式高压压力级，7级正向布置的反动式中压压力级，2×5双分流的低压压力级。
冲动式调节级在较大的负荷变化范围内有较高的运行效率，机组有较好
的负荷适应性。调节级动叶采用三支为一组的三胞胎叶片，强度好，在高温、高压下运行可靠。中间级采用高效率的全三维设计的反动式叶片，通过控制设计参数（反动度，流量和流动角度）来使损失最小化。反动式叶片通道，蒸汽流动速度相对较慢，摩擦损失较低，具有较好的空气动力效率。见图3、图4。
反动式机组构造简单，采用轮鼓式转子和径向密封。由于采用径向密封，轴向间隙大，故允许转子和汽缸之间有较大的胀差，保证机组启动灵活。
低压末几级的疏水，采用了特殊的疏水收集器结构。在隔板外环的疏水收集器设计中充分考虑到水滴的轨迹，达到最好的疏水效果。
低压末叶片为48英寸，为减小末
级叶片水蚀，末级动叶的进汽边嵌入司太立合金；保证静叶和动叶之间合适的间隔，以使水滴形成较好的水雾；此外从湿汽区抽出蒸汽排到给水加热器，适当设计给水加热器的抽汽口，以使抽取的蒸汽水分最大。在末级动叶的顶部导流板上设置疏水槽。
所有的叶片都仔细设计，具有足够的振动强度裕度。特别是长叶片，设计时考虑自振频率、工作转速、1-6节径数无三重点共振。在开发这些叶片时，相同的叶片和叶轮均进行了全比例的转动频率试验，并且确认叶片组运行时无三重点共振。
末级叶片采用
图3 全三维设计静、动叶片
图4 全三维设计叶片流场示意图
耐腐蚀和侵蚀合金制造，严格控制质量保证较好的振动阻尼特性。 3.2 转子
高中压转子采用具有高蠕变断裂强度的实心合金钢锻件加工而成。在高压端连接一个独立的短轴，装有推力盘、主油泵叶轮和超速跳闸装置。
低压转子同样采用高抗拉强度的实心合金钢锻件加工而成，具有很好的延展性。
转子直径和轴承跨距合理选择，使转子的临界转速远离工作转速。转子表面的几何结构进行详细的设计，使转子的瞬时热应力和弯曲应力的应力集中最小。
高中压转子中压进汽区由来自调节级
后的蒸汽进行冷却，冷却蒸汽覆盖在转子的表面，高温再热蒸汽不直接接触转子。见图5。
高中压转子和低压转子之间通过整体的联轴器法兰刚性连接。转子通过前轴承箱中的推力轴承定位。 3.3 汽缸
合理的汽缸的结构类型和支撑方式，保证在热态膨胀自如，且热变形对称，从而使扭曲变形降到最小。最优的排汽涡壳设计，压力损失最小。
高中压外缸是由合金钢铸件制成，在水平中分面分为两半形成上，下半。 内缸同样是合金钢铸件，在水平中分面分为两半形成上，下半。内缸支撑在外缸水平中分面上，通过定位销在顶部和底部导向，以保持中心线的准确位置，并在同时允许零件根据温度变化自由膨胀和收缩。
平衡环支撑在内缸水平中分面上，通过定位销在顶部和底部导向，以保持中心线的准确位置。与内缸支撑在外缸中的方式相同，中压隔板套以相同的方式支撑在外缸中。
低压缸是由与外缸下半一体的并向外伸出的撑脚支托。撑脚坐在台板上，台板浇注在基础中，低压缸的位置靠键来定位。两端有两个预埋在基础里的轴向定位键位于轴向中心线上，牢牢地固定住汽缸的横向位置，但允许做轴向自由膨胀。两侧两个预埋在基
图5 冷却蒸汽示意图
础里的横向键分别置于横向中心线上，牢牢地固定住汽缸的轴向位置，但允许横向自由膨胀。因此两横向定位键中心线与两轴向定位键中心线交点为低压缸独立绝对死点，低压缸可以以死点为中心在基础台板上自由膨胀。
高中压外缸是由四只“猫爪”支托的，这四只“猫爪”与下半汽缸一起整体铸出，位于下半水平法兰的上部，因而使支承面与水平中分面齐平。在电端“猫爪”搭在位于轴承箱两侧的键上，并可以在其上自由滑动。轴承箱是落地的。在调端“猫爪”以同样方式搭在前轴承箱下半两侧的支承键上，并可以同样方式自由滑动。在前后端，高中压外缸与相邻轴承箱之间都用“H”型定中心梁连接，它们与汽缸及相邻轴承箱间由螺栓及定位销固定。这些定中心梁保证了汽缸相对于轴承箱正确的垂直向与横向位置。前轴承箱与台板之间轴向键（位于轴向中心线上），可在其台板上沿轴向自由滑动，但是它的横向移动却受到轴向键的限制，轴承侧面的压板限制了轴承座产生任何倾斜或抬高的倾向，这些压板与轴承座凸肩间留有适当的间隙，允许轴向滑动，每个“猫爪”与轴承座之间都用双头螺栓连接，以防止汽缸与轴承座之间产生脱空。螺母与“猫爪”之间留有适当的间隙，当温度变化时，汽缸“猫爪”能自由胀缩。
中轴承箱同样采用预埋在基础中轴向键与横向键形成绝对死点。中轴承箱可以以死点为中心在基础台板上自由膨胀。高中压缸、前轴承箱通过定中心梁推动从中轴承箱死点向调端膨胀。
后轴承箱同样采用预埋在基础中轴向键与横向键形成绝对死点。后轴承箱可以以死点为中心在基础台板上自由膨胀。
汽轮机的每个轴承箱均直接安装在基础上，因此转子系统直接由基础支撑，增加了转子系统的稳定性。
低压缸上下半是装焊结构的，在水平中分面分开。低压缸采用双层缸结构，由内缸和外缸组成。内缸支撑在基础上，可保证运行时的高度可靠性。安装在汽轮机排汽缸上半部的大气释放膜可保护低压缸。
3.4 轴承
汽轮机每根转子均有两个径向轴承支撑，整个轴系有一个推力轴承。它们均是强迫润滑型的。
高中压转子的径向轴承，采用无扭转4瓦可倾瓦支撑轴承，增强抵抗由于调节级负荷变化引起的蒸汽力的能力，提高轴系稳定性。见图6。低压缸采用2瓦可倾瓦轴承，
图6 高中压四瓦块可倾瓦轴承
具有良好的对中性能。见图7。
推力轴承是自位式京士伯里型轴承。利用平衡桥的摇摆运动，使所有巴氏合金表面
图7 低压两瓦块可倾瓦轴承
载荷中心处在相同的平面内，使每一个瓦块受力均匀。见图8。
通过高中压转子上的推力盘，把转子推力传到瓦块上。机组的高中压缸反向流动、低压缸双分流结构，故蒸汽产生的推力在每个缸上保持平衡，因此阀门的开度对推力轴承载荷影响很小。
通过调整轴承键与壳体之间的调整垫片可保证轴承的位置。轴承与轴承箱下半之间装有制动销，防止轴承相对轴承箱转动。
润滑油的强制供给通过轴承箱、键、轴承壳体中的通道保证。
所有的轴承均带有检测金属温度的热电偶。
汽轮机装有防止轴电压事故的接地装置
图8 京士伯里式推力轴承
3.5 大气阀
安装在汽轮机排汽缸上半部的大气释放膜，保护低压缸。
大气释放膜为一个圆形薄隔板，每个隔板带有一个薄膜，通过钢网型支撑安装在低压汽缸上。此薄膜紧固在隔板压力轮盘和隔板持环之间。如果排汽压力超过设定值，迫使隔板压力轮盘向外移动，导致持环内边和隔板压力轮盘边缘之间的释放膜折断，卸载汽轮机排汽压力。
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3.6 阀门 3.6.1 主汽阀
汽轮机有两个相同的主汽阀，由液压执行机构驱动，可以在启动时控制转速，并可以通过控制快速关闭阀门。上述操作可以通过控制室完成。
主汽阀为油动机控制水平放置的“柱塞”型阀门，主汽阀与阀体构成整体的阀门结构。主汽阀内包括内外两个单座不平衡阀门。预启阀位于主阀内并可远程驱动，参与控
制全周进汽的启动、同步转速和带初始负荷。每个主汽阀包括启动时可拆卸的临时滤网和永久性滤网。
机组在运行时可进行阀门活动试验。见图
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。 3.6.2 调节阀
调节阀蒸汽室与主汽阀蒸汽室采用整体的合金钢锻件制成。蒸汽通过主汽阀经由蒸汽室进入液压执行机构独立控制的柱塞型调节阀。位于机组两侧的两个蒸汽室结构相同，每个蒸汽室包括一个主汽阀及两个调节阀，机组共四个调节阀，控制高压缸的蒸汽流量。蒸汽室锚固在基础上，这样允许蒸汽室承受较高的用户管道力和力矩。
阀杆密封包括一个嵌在阀体上的紧密装配的
图9 主汽阀
衬套，利用阀盖在适当位置紧固并具有适合的出口连接。高压漏汽连接到较低压力区，低压漏汽连接到汽封冷却器。见图10。
3.6.3 再热主汽阀
在再热器和中压调节阀之间的每根再热蒸汽进汽管路上装有一个再热主汽阀。其目的是在超速跳闸机械装置动作时，中压调节阀未动作的情况下，提供一个防止汽轮机超速的额外安全装置。机组共有两个再热主汽阀，布置在机组两侧。
每个阀体一端采用固定支撑，另一端采用挠性支撑。两端均用螺栓固定，并固定在基础的底板上。此支撑方式允许阀门的轴向膨胀。
阀门通过螺母连接在阀碟摇臂上，摇臂通过键固定在主轴上。主轴通过连杆与活塞杆相连。连杆可以转动，油动机活塞向上运动阀打开直至全开位置，活塞向下运动阀门关闭。由压缩弹簧产生的正向关闭力作用在活塞上，通过活塞始终保持关闭力作用在阀门上。
图11再热主汽阀
在阀碟两侧装有旁通装置，使阀碟两侧蒸汽压力平均分布，以降低打开阀碟的力。
提供再热主汽阀油控跳闸阀，卸载在再热主汽阀关闭时作用于阀杆端部的不平衡蒸汽压力。
再热主汽阀包括阀门本体和执行机构。执行机构与液压控制油系统连接，在超速跳
闸阀和事故跳闸阀门关闭时，再热主汽阀打开，油控跳闸阀关闭。在超速跳闸装置机构脱扣时，油控跳闸阀打开，降低作用于轴端的蒸汽压力，使关闭再热主汽阀的力最小。见图12。 3.6.4 再热调节阀
汽轮机有四个中压调节阀。阀门是环型密封柱塞阀，装在阀杆突肩上。通过独立的执行机构控制每个中压调节阀。执行机构通过控制油压，控制阀门开度的大小。
阀门的上座和下座的直径设计成平衡作用于阀门的蒸汽压力。因此很容易打开阀门，并且在任一再热压力下很容易关闭。
阀杆密封由紧密装配连接到确定的低压区的衬套保证。当阀门处在全开位置时，阀门处在阀碟与阀杆衬套下端相接触的区域。这些布置可防止再热调节阀全开运行时，沿阀杆的蒸汽泄漏。
阀门装配有蒸汽滤网。它环绕阀体底部装配，并在阀体和阀盖顶部紧固。见图12。
机组在运行时可进行阀门的活动试验。 3.7 盘车装置
在低压缸和发电机联轴器处，提供一套自动啮合和脱开型的盘车装置。在机组启动前和停机后，低速旋转转子，保持转子均匀的加热或冷却，限制偏心值防止转子的热变形。盘车装置运行由零转速信号控制。设有顶轴压力低连锁保护，当顶轴油压低时，盘车控制回路上的压力开关将自动停止盘车装置运行。
3.8辅机设备
超超临界600MW 汽轮机配套辅机设备主要包括：凝汽系统——凝汽器、给水回热系统——低压加热器、轴封系统——汽封冷却器、润滑油系统——冷油器、配套阀门——止逆阀。其中，汽封冷却器、冷油器、止逆阀等设备与超临界600MW 机组的基本相同。 3.8.1. 凝汽器
超超临界600MW 机组配置单壳体、单背压、双流程、表面式凝汽器一台，换热面积一般在30000m 2以上。
图12 中压调节阀
与以往600MW机组凝汽器相比，超超临界600MW机组凝汽器主要存在如下差别：
以上型式的差别主要由机组主机结构来决定。以往600MW机组有两个排汽缸决定凝汽器为双壳体；做成双背压，可减小凝汽器面积；两壳体之间相联，就轻易地做成了单流程。而超超临界600MW机组只有一个排汽缸，决定了凝汽器的型式只能为单壳体、单背压，且壳体由于受电厂厂房空间的限制，其外型尺寸与以往双壳体当中的一个相比，增加幅度并不大。由此产生了凝汽器设计当中所必须面对的主
要问题：即如何将以往两个壳体的冷却管束合并后放入一个壳体中。要解决这个问题就要完全改变以往凝汽器的设计结构，从而要进行全新的设计。
第一是换热管规格的选定。以往600MW机组凝汽器的换热管普遍采用φ25系列，根数往往达到40000以上。在尺寸变化不大的管板上布置原有数量2倍的管孔，几乎无法实现。为此，我们在超超临界项目上选用了φ31.75系列的换热管，使管子的总根数降至原来的60%左右，适当加大管板即可实现布置。
第二是流程的选择。一般情况下，600MW凝汽器的循环水采用单流程形式较为合理，但超超临界却不一样。由于壳体数变成了一个，如果仍采用单流程，则换热管的长度将达到30米左右，现场无法实现布置。而以往的双流程形式均为下进上出或上进下出，使得凝汽器高度太高，运行层高度也要随之增高，从而加大成本，电厂无法接受。为此我们开发了左右回流的方式，只需适当加大凝汽器壳体的宽度，就可以很好地解决问题。
第三是合理设计水室。为适应左右回流，需在每个水室的下部并排设置一个进水口和一个出水口。但是受宽度限制在同一位置上是不可能排下两个水口的，所以我们把水口布置成下进侧出。
3.8.2. 低压加热器
超超临界600MW机组共设置低压加热器四级，与以往相比，5、6号低加结构基本相似，但7、8号共壳体低加却只有一个，冷却面积也较大。
3.8.3. 锅炉启动疏水
与超临界机组一样，超超临界机组的凝汽器也要接收锅炉启动疏水，且对疏水参数
都有一样的要求，即：对于600MW机组，疏水量应不大于900t/h，温度应不高于100℃，压力应不高于0.1Mpa(a)。
4 防固粒腐蚀措施
对于高压汽轮机，采用了冲动式调节级，在冲动式喷嘴中蒸汽流速比动叶高得多，所以仅在喷嘴上采用涂层。对于IP透平，采用了反动式叶片，蒸汽流速相对高压第一级喷嘴速度较慢，因此中压第一级不进行涂层。
在高压汽轮机第一级喷嘴采用扩散渗透法利用雾化硼来涂层以防止杂质造成的腐蚀，扩散涂层厚度最小50μm，涂层硬度最小950Hv。实践证明采用渗硼的方法强化喷嘴表面腐蚀程度下降到原来的20%。
5 预防蒸汽激振力措施
在大功率汽轮机中，高压缸经常发生低频振动。低频振动是高压转子的非同步振动。根据我们的研究，振动是由几类原因造成的，即：
1) 蒸汽涡动
2) 由调节级汽流扰动造成的强迫振动
3) 由转子和汽缸间摩擦造成的强迫振动
蒸汽涡动是高负荷运行时HP/IP转子系统中一阶振动模式的自激振动。蒸汽涡动的机理相对较复杂，但研究表明下列情况结合会发生这种涡动。
根据阀门开启顺序，如果调节级喷嘴向转子施加向上的力，转子系统将处于不稳定状态。
HP/IP转子系统的刚性与可靠机组相比相对较低。
转子系统抵抗迷宫汽封激振力的阻尼相对较低。
为了防止蒸汽激振，我们采用下列设计特点：
1)阀开启顺序保证任何运行条件下在HP/IP转子上都会产生适当的向下的力。
2)单跨的刚性临界速度（一阶模式频率）应在2000rpm以上。
3)高中压缸采用可倾瓦轴承以便给转子系统提供足够的阻尼。
4)为防止调节级的汽流扰动造成的强迫振动，将高压缸中调节级出力限制在20%
左右。这不仅降低调节级激振力水平而且减少了蒸汽涡动。
5)为防止由于转子和汽缸间的摩擦造成的强迫振动，根据成功的600MW超超临界
机组运行经验确定转子与汽缸间的适当的间隙。
6 两缸两排汽超超临界汽轮机主要设计特点
超超临界600MW汽轮机技术水平世界先进，大幅度提高汽轮机的经济性和可用性。这些先进技术有成功的运行业绩，高度的可靠性。本文介绍的两缸两排汽超超临界汽轮机主要设计特点如下：
?48”自带围带末级动叶片
?高效全三维自带围带反动式高、中、低压叶片
?三胞胎调节级动叶片
?中压转子的冷却蒸汽系统
?高压和中压排汽涡壳最优设计，最小的压力损失
?低压全三维设计的排汽缸
?转子直接支撑在基础上
?防固粒腐蚀的有效措施
?防低频振动的有效措施
?高温材料具有高的抗蠕变强度特性
本机组提供的高温材料、高效叶片、低压末级叶片均已在运行机组上得到证明。完全能够保证高效率、高度可靠性。
超超临界汽轮机介绍
第二部分
两缸两排汽机组与三缸四排汽机组设计比较
1 概述
超超临界600MW机组型式可采用两缸两排汽或三缸四排汽。采用两缸两排汽型式，机组高中压为合缸结构，低压一个48英寸末叶的低压缸，机组设计与三菱公司广野5#机组相同。目前中国市场已有的六台定货都是两缸两排汽型式。采用三缸四排汽型式，机组的高中压缸与两缸结构相同，低压部分采用两个1000mm叶片的低压缸模块，低压部分由哈汽设计。机组的设计概况见表1，机组的纵剖面比较见图1。
2 外形比较
两缸机组的机组总长约为21m，三缸机组的机组总长约28m，三缸机组比两缸机组长7m。两缸机组宽10.5m，三缸机组与两缸机组宽度相同，因为高中压缸及高中压阀门设计相同。两缸机组高7.5m，三缸机组高7.2m，两缸机组比三缸机组高0.3m。机组的外形比较见图2。
3 基础比较
两缸机组的基础总长为约21.5m，三缸机组的基础总长约28.5m，三缸机组比两缸基础长7m。两缸机组基础宽12.5m，三缸机组与两缸机组宽度相同，因为高中压缸及高中压阀门设计相同。两缸机组推荐的运转层标高为15m，三缸机组推荐的运转层标高为13.7m；机组的基础比较见图3。
4 最小起吊高度
两缸机组的最小起吊高度为11m（吊钩中心线至运转层），三缸机组的最小起吊高度为10.5m（吊钩中心线至运转层），两缸机组比三缸机组高0.5m。比较见表2及图4、图5、图6。
表2 最小起吊高度比较
5 重量比较
两缸机组本体总重770t，三缸机组本体总重1020t，三缸机组比两缸机组重250t。
6 热经济性比较
两缸机组额定工况热耗7424kJ/kW.h，三缸机组额定工况热耗7400kJ/kW.h，三缸机组额定工况热耗略好于两缸机组。按照以下负荷模式对全年热耗加权平均，两种型式机组热耗水平基本相当，两缸比三缸高7.8 kJ/kW.h。两种型式机组热经济性基本相同。热耗比较见表3。
7 分工比较
两缸方案与三缸方案的设计分工比较见下表：
表5 设计分工比较
8 结论
综合上述，两缸机组与三缸机组比较见表5。
表
从表4中可以看出，两缸机组与三缸机组的热经济性基本相同，但基础的长度要求、基础的负荷均远小于三缸机组，可节约用户的一次性投资，运行维护相对简单，是比较合适的机组型式。
两缸机组纵剖面图哈尔滨汽轮机厂有限责任公司19
哈尔滨汽轮机厂有限责任公司
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三缸机组外形图
图2 外形比较
两缸机组外形图
(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。
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%。
超超临界机组介绍
火电厂超超临界机组和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 374℃[2] ；在这个压力和温度时，水和蒸汽的密度是相同的，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31 MPa被称为超超临界。 从国际及国内已建成及在建的超临界或超超临界机组的参数选择情况来说，只要锅炉参数在临界点以上，都是超临界机组。但对超临界和超超临界机组并无严格的界限，只是参数高了多少的一个问题，目前国内及国际上一般认为只要主蒸汽温度达到或超过600度，就认为是超超临界机组。 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，热效率要提高 1.2%，一年就可节约6000吨优质煤。未来火电建设将主要是发展高效率高参数的超临界（SC）和超超临界（USC）火电机组，它们在发达国家已得到广泛的研究和应用。 一般而言，新蒸汽的压力大于临界压力(22.064MPa)小于25MPa 的锅炉称为超临界锅炉，配套的汽轮机称为超临界汽轮机；新蒸汽的压力介于25－31MPa的锅炉称为超超临界锅炉，配套的汽轮机称为超超临界汽轮机。 先进发电技术小资料
■超超临界燃煤发电技术：指容量为60万千瓦以上，主蒸汽压力达到25兆帕以上，温度达到593－650℃或者更高的参数，并具有一次再热或二次再热循环的燃煤发电技术，具有煤耗低、环保性能好、技术含量高的特点，机组热效率能够达到45％左右。 ■煤炭高效洁净燃烧技术：指使煤炭在燃烧过程中提高效率、减少污染物排放的技术，包括超（超）临界发电、循环流化床锅炉(CFB)燃烧发电、增压流化床燃烧联合循环（PFBC-CC）发电、低氮氧化合物（NOX)燃烧等洁净发电技术以及工业锅炉高效燃烧技术等。 ■大型空冷发电机组：指用空气作为凝汽器冷却介质的汽轮机发电机组，突出优势是节水。 ■循环流化床技术：指用循环流化床燃烧方式的火力发电技术。循环流化床燃烧的基本原理是把煤和吸附剂石灰石加入锅炉燃烧室 的床层中，通过炉底鼓风使床层悬浮、形成湍流混合条件，使燃烧效率得到提高。 ■整体煤气化燃气—蒸汽联合循环发电技术：是将煤通过气化和脱硫、除尘等净化处理转化为清洁煤气，直接燃烧供燃气轮机做功、发电，尾气再供应余热锅炉、生产蒸汽驱动蒸汽轮机发电的发电厂。在单机容量、煤种的适应性、变负荷能力及环保等方面均比其它洁净煤发电技术更先进。
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
2×600MW超超临界机组DEH操作说明书
华能XX电厂DEH系统使用的是西屋公司的OV ATION型集散控制系统。其先进性在于分散的结构和基于微处理器的控制，这两大特点加上冗余使得系统在具有更强的处理能力的同时提高了可靠性。100MB带宽的高速以太网的高速公路通讯使各个控制器之间相互隔离，又可以通过它来相互联系，可以说是整套系统的一个核心。系统的主要构成包括：工程师站、操作员站、控制器等。 一）进入DEH操作画面的方法。 通过操作员站进入主画面，如图1。在进入DEH的主画面后，可以通过主画面调用不同的画面。 图1
二）DEH操作主画面DEH OVERVIEW。 DEH UNIT OVERVIEW是DEH系统中最重要的操作画面,如图2。 图2 三）DEH 基本控制功能 基本控制区包含了控制方式(CNTL MODE)、旁路方式(BYPASS MODE)、目标和速
率设定(CNTL SP)、反馈切投(FEEDBACK)、阀门模式(VLV MODE)、高低限制(LIMITER)以及汽机挂闸(LATCH)、OPC切投(OPC MODE)、手操面板(MANUAL PANEL)、阀门活动试验、阀门严密性试验、同期控制、快关功能投切(FAST V AL)等。 A ) 控制方式选择 在DEH主画面上点击CNTL MODE 按钮，弹出DEH控制方式操作画面,如图3。DEH控制方式包括操作员自动方式(OPERATOR AUTO)、ATC方式(ATC MODE)、遥控方式(REMOTE)、手动同期方式(MANUAL SYNCH)、自动同期方式(AUTO SYNCH)。
图3 进行控制方式切换：先点击控制方式按钮，点击后,相应按钮右方的状态显示框会变成红色，再点击下方的IN SERVICE 或OUT OF SERVICE 按钮，实现控制方式切换。右方的显示区以IN 或OUT 来表示该控制方式的投入或退出。 遥控、自动同期及手动同期都是建立在操作员自动控制方式的基础上的，三种方式不能同时存在，进入某种方式会自动退出其它方式。点击手动同期按钮后，会进入手动同期操作画面（图4），点击MANUAL SYNCH按钮后,其按钮右方的状态显示框会变成红色，再点击下方的IN 或OUT 按钮。右方的显示区以IN 或OUT 来表示手动同期的投入或退出，操作员可以通过安RAISE SPEED-1RPM/LOW SPEED-1RPM升/降转速按钮来调整汽轮机转速。 图4 B ) 目标设定值/速率 在DEH主画面上点击CNTL SP 按钮，弹出DEH目标设定值(TARGET)/速率(RATE)操作画面,如图5。 通过该窗口，运行人员可以输入要求的转速或负荷目标值，以及设定值变化率。在基本的操作员自动方式下，任何时候运行人员都能够输入。
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。
600MW超临界机组参数变化对热经济性影响
600MW超临界机组参数变化对热经济性影响 【摘要】目前，600MW超（超）临界汽轮机在电厂中得到了广泛应用，因此有必要对其变工况下经济性进行分析。本文以600MW超临界火电机组为研究对象，对机组在变工况下经济性能情况进行研究。通过改变主蒸汽的初温、初压及加热器端差，应用热平衡法和等效焓降法计算出到热耗率同主蒸汽初温、初压、加热器端差变化的关系，并分析其规律。 【关键词】超临界汽轮机；热耗率；热经济指标 0 引言 当前降低发电成本提高经济效益已成为各发电企业的迫切需要，对汽轮机热力系统进行能损分析以确定最经济的运行参数，了解参数变化对热耗率的影响日益显示出其重要性。本文以某600MW超临界机组为例，应用热平衡法和等效焓降法计算出主蒸汽初温、初压和加热器端差改变时热耗率的变化规律，为机组变工况优化运行提供理论依据。 1 参数变化对热经济性影响[1] 1.1 主蒸汽压力的影响 主蒸汽压力升高时，即使机组调速汽阀的总开度不变，主蒸汽流量也将增加，且蒸汽在汽轮机内的焓降增大，所以机组负荷增大，这对运行的经济性有利，但主蒸汽压力升高时，末级排汽湿度增加，对运行的经济性不利。主蒸汽压力下降时，当主蒸汽温度和凝结器真空不变，蒸汽在汽轮机内的焓降要减少，主蒸汽流量也要减少，机组负荷降低；若汽压降低过多时，机组带不到满负荷，运行经济性降低。 1.2 主蒸汽温度的影响 在实际运行中，主蒸汽温度变化的可能性较大，主蒸汽温度变化对机组安全性、经济性的影响比主蒸汽压力变化时的影响更为严重，所以，对主蒸汽温度的监督要特别重视。主蒸汽温度降低时，主蒸汽在汽轮机内的总焓降减少，若要维持额定负荷，必须开大调速汽阀的开度，增加主蒸汽的进汽量。一般机组主蒸汽温度每降低10℃，汽耗量要增加1.3%～1.5%。主蒸汽温度降低时，不但影响机组的经济性，也威胁着机组的运行安全。 1.3 加热器端差变化的影响 端差增大使加热器传热效果不好，导致抽汽量减少，出口水温降低，要想达到需要的给水温度，就要加大较高能级加热器的抽汽量，使机组的整个通流热力过程线偏离设计，一方面造成给水温度降低，另一方面使高品质的蒸汽未在汽轮机中做功就提前抽出，降低了汽轮机出力，增大了冷源损失，致使效率大大降低。 1.4 主蒸汽流量的影响 主蒸汽的流量变化将导致蒸汽压力的变化。当主蒸汽流量增加时，此时主蒸汽的压力上升，汽轮所作的功增加，一定程度提高了机组的效率，但是如果不断的提高蒸汽流量，会造成能损增加，汽轮机的电机效率增加也趋于平缓，甚至下降。 1.5 给水温度的影响 在电厂中，锅炉给水温度直接受汽轮机抽汽回热系统的影响，提高给水温度无论是蒸发量保持不变还是燃料量不变，都不能提高锅炉效率。但提高给水温度可以提高发电厂的循环热效率，从而降低发电煤耗，反之当给水温降低必然导致
华能沁北电厂国产超临界600MW机组
华能沁北电厂国产超临界600MW机组 启动实绩 秦朝晖1 李学忠2 、华能国际电力股份公司北京市100031 2、华能沁北发电有限责任公司. 河南省济源市454650） 摘要：华能沁北电厂一期两台600MW机组是我国首次引进技术、国内制造的超临界火电机组。本文通过对机组设备介绍和试运启动过程的总结，较为系统和详细地描述了超临界机组的结构特点及性能特性，对调试、试运中显现的咨询题进行了分析，提出了相应的措施和建议。 关键词：超临界机组启动调试运行调整存在咨询题 1 设备介绍 1.1锅炉设备简介 1.1.1沁北电厂一期锅炉设备为东方锅炉厂第一次引进技术制造的国产超临界直流变压本生型锅炉，型号为DG1900/25.4-Ⅱ1型，单炉膛、一次中间再热、尾部双烟道结构，采纳固态排渣、全钢构架、悬吊露天布置，设计煤种为晋南、晋东南地区贫煤、烟煤的混合煤种。磨煤机为北京电力设备总厂生产的ZGM113N型中速辊式磨煤机，采纳了东方锅炉厂引进技术生产的旋流喷燃器，前、后墙对冲布置。采纳两台动叶可调式轴流送风机和两台入口导叶可调式轴流引风机进行平稳通风。 1.1.2
1.2汽机设备简介 1.2.1汽轮机由哈尔滨汽轮机厂与日本三菱公司联合设计生产，是国产首台超临界汽轮机，高、中压缸采纳三菱公司的成熟设计，低压缸以哈汽成熟的600MW机组积木块为母型，与三菱公司一起进行改进设计，使之习惯三菱公司的1029mm末级叶片。 1.2.2汽机旁路系统由高压旁路和低压旁路组成两级旁路系统，以满足机组冷态、温态、热态、极热态快速启动的要求。给水系统配置两台汽动给水泵和一台电动给水泵，电动给水泵的前置泵由主泵同轴驱动，两台汽泵的前置泵采纳分置式。 1.2.3 1.3电气设备简介 1.3.1发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司制造的QFSN-600-2YHG型三相交流隐极式同步汽轮发电机，冷却方式采纳水-氢-氢。 1.3.2
600MW超临界机组的自动发电控制
600MW超临界机组的自动发电控制 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.℃)，水的汽化会在一瞬时完成，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不。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坚持自然循环，即不再能采纳汽包锅炉，直流锅炉成为唯独型式。 提高蒸汽参数并与进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，采纳超临界参数可在理论上提高效率2%～2.5%，采纳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。 一样高参数大容量的直流锅炉都采纳单元制系统，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聚，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畴内，锅炉给水靠给水泵压头直截了当流过省煤器、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。直流最小负荷一样为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超临界机组主要保护及其条件
MFT保护条件 全燃料丧失 全炉膛火焰丧失 省煤器入口给水流量低低 有燃烧器曾投运的记忆下两台PAF 全停 BOTH CAF STOP 冷却风差压低 分离器水位高高 两台汽动泵均跳闸 BOTH APH STOP 失去FSSS电源 三次点火失败 延时点火 过热器保护丧失 两台FDF 跳闸 两台IDF 跳闸 OFT条件 MFT 手动OFT 主跳闸阀未全开 油母管压力低 雾化蒸汽压力低 发电机非电量保护 发电机供氢压力 #1氢侧密封油泵进出口压差 #2氢侧密封油泵进出口压差 密封油压与氢压差 汽轮机备用油压力 空侧密封油过滤器进出口压差 定子冷却水过滤器进出口压差高 发电机氢水压差低 定子线圈进出水压差高 定子线圈进水温度高 定子线圈出水温度高 润滑油出油温度 润滑油油压 线棒温差 高压旁路快开保护 主汽压力高 汽机跳闸 高压旁路快关保护 高旁调节阀后温度高 喷水压力低 低压旁路A、B快开公共保护 高旁保护动作联动低旁A 低压旁路A、B快关公共保护 凝汽器真空低 凝汽器温度大于200度 低旁调节阀后温度大于200度低旁喷水压力低 汽轮机本体的保护条件 汽机偏心 汽缸高中压排汽区上下壁温差大 ＃1.2低压排汽缸蒸汽温度（调阀端） 高 ＃1.2低压排汽缸蒸汽温度（电机端） 高 低压缸排汽温度高联锁喷水装置投 入 汽机进水 汽轮机径向轴承金属温度高 汽轮机推力轴承金属温度高 主油箱油温低闭锁轴承油泵启动 汽机轴承排油温度高 轴承润滑油压低联锁启动交流润滑 泵和高压油泵 轴承润滑油压低联锁启动直流润滑 泵 轴承润滑油压低 定轴油压高可投盘车 定轴油压低联锁启动备用定轴油泵 自动状态时汽机转速低投喷水系统 自动状态时低压缸排汽温度高投喷 水系统 高压排汽温度高遮断 ETS保护条件 EH油压低1-4 润滑油压低1-4 真空低(11-14,21-24) 手动遮断 旁路遮断 锅炉遮断 发电机遮断 DEH失电跳闸 遥控遮断 高排压比高 轴向位移大(TSI来） 轴振动大(TSI来） 汽机高（低）缸差胀大（转子伸长） 汽机高（低）缸差胀小（转子缩短） A小汽轮机本体的保护条件 A小机轴向位移大 A小机前（后）轴承振动大 A给泵前（后）轴承振动大 A小机超速 A小机润滑油压低LL停机 A小机排汽压力HH停机 A小机调节油压力LL停机 A小机真空低 A小机给水泵进口压力低 MEH超速停机 A小机轴瓦温度HH停机 前置泵A保护 汽动给水泵A前置泵自由端（传动 端）径向轴承温度高 汽动给水泵A前置泵电动机传动端 （自由端）径向轴承温度高 前置泵运行时入口门关 除氧器水位低低 前置泵轴承振动大 汽动给泵A保护 最小流量保护 小汽机运行后前置泵入口门关 汽动给水泵A传动端（自由端）径向 轴承温度 汽动给水泵A内（外）侧推力轴承温 度 除氧器水位低低 运行时前置泵停 MFT B汽动给水泵前（后）轴振动大 汽动给水泵运行时汽动给水泵入口 压力低低 密封水差压低 电动给泵保护 电动给水泵前置泵传动端（自由端） 径向轴承温度高 电动给水泵前置泵内（外）侧推力轴 承温度高 电动给水泵前置泵电动机前置泵端 （偶合器端）轴承温度高 电动给水泵传动端（自由端）径向轴 承温度高 电动给水泵径向轴承温度高 电动给水泵内（外）侧推力轴承温度 高 电动给水泵内（外）侧推力轴承温度 高 电动给水泵液力偶合器1-10号轴承 温度高 电动给水泵前置泵电动机A、B、C相 绕组温度高 电动给水泵工作油冷却器入口油温 高高 电动给水泵润滑油压力低低 除氧器水位低低 电动给水泵运行的时候入（出）口阀 门关 MFT