1000MW超超临界机组的综合优化和技术创新——外高桥电厂三期工程的节能减排之路
冯伟忠
上海外高桥第三发电有限责任公司
20088年4月9日
200
三期工程简况
外高桥三期工程，建设两台
z1000MW超超临界汽轮发电机组
2005
z年12月1日，第一台锅炉的钢结构开始吊装，第一台机组将在今年年底前并始吊装，第台机组将在今年年底前并
网发电，计划在2008年3月底前完成全部调试并投入商业运行。第二台机组也将调试并投入商业运行第二台机组也将于明年6月底前投入商业运行
节能减排是三期工程的重点
三期工程的策划开始，节能减排就成为z
了一项重点工作
围绕提高机组效率，适应调峰，减少污z
的排放，从主、辅设备的选型染物和CO
的排放，从主辅设备的选型
2
、系统的设计，控制策略的制定，到调试和运行方式的研究等全方位的开展了工作
三期工程节能减排的主要方面
蒸汽参数和运行控制模式的优化z
z
再热系统压降的优化
z
汽轮机背压优化z
给水系统和给水泵选型优化
z
一次风机选型优化z
锅炉采用低NO 锅炉采用低X 燃烧技术
z
配套建设脱硫和脱硝z
研制脱硫烟气热量回收系统z
改进锅炉启动方式和优化带旁路运行方式z 开展蒸汽氧化和固体颗粒的综合防治
1、主设备选型和参数选择
1主设备选型和参数选择
z外高桥三期选择了600℃级的超超临界参数
锅炉二期三期
最大连续蒸发量2788T/H2955 T/H
主蒸汽温度542℃605 ℃
主蒸汽压力24.955 MPa28MPa
再热蒸汽压力/温度6MPa/568 ℃ 6.4MPa/603℃给水温度272.6℃298℃
2726
炉顶标高118m129m
主设备选型和参数选择
汽轮机二期三期
额定功率900MW1000MW
额定蒸汽流量
2537T/H2738.6T/H
调门全开功率980MW（2788 T/H）1059.97 MW（2955 T/H）主蒸汽温度538℃600℃
额定主蒸汽压力23.96MPa25.86MPa
再热蒸汽温度566 ℃600℃
回热抽汽级数78
设计背压单背压 4.9 kPa双背压 4.19/5.26kPa 设计热耗7602kJ/kWh7320kJ/kWh
2、蒸汽参数和运行控制模式的优化
二期机型通过改变调门节流压降进行一次调频在系统周波二期机型通过改变调门节流压降进行z
次调频，在系统周波稳定时始终有5％的节流压降z
三期投标机型通过关小调门或开启补汽阀进行一次调频，在系统周波稳定时没有节流压降超过额定负荷后开启补汽阀系统周波稳定时没有节流压降，超过额定负荷后开启补汽阀限制最高压力。z
三期投标机型的平均调频节流损失小于二期机型三期投标机型的平均调频节流损失小于期机型z 补汽阀虽能限制最高运行压力，但其开启后效率显著下降
开补汽阀加负荷与滑压运行的汽耗比较
汽轮机在冷却水温＞20 ℃后的汽耗将高于设计值，若此z 增量全通过补汽阀将使实际汽耗进步增加增量全通过补汽阀，将使实际汽耗进一步增加
z 应在额定负荷以内避免开启补汽阀作为满足功率手段z
若不开补汽阀，最高运行压力将提高，造价增加
主蒸汽参数和控制方式优化结果
定为主蒸汽设计压力并将此压力作为补z27MPa定为主蒸汽设计压力，并将此压力作为补汽阀的开启点
27MPa
z作为夏季最高冷却水温时1000MW的滑压运行压力，在>1000MW后补汽阀开启并转为
27MPa定压运行方式
滑压与定压（开补汽阀）的分界采用压力准则。z
汽机主汽门前压力≤采用纯滑压运行与负
27MPa采用纯滑压运行，与负荷及冷却水温无关。按此准则，平均冷却水温时的最高滑压功率达1043MW。且冷却水温低于平均值时，最高滑压运行功率更高
z据测算，经此优化，机组的实际运行热耗将下降24kJ/kWh
再热蒸汽系统
压降优化
目前中国的设计规范，再热系统的压降按高压缸排汽z
压力P2的10%控制。美、欧的设计规范早已将此压降定在P2的8%及以下（外高桥二期为6.67%）
z兼顾造价，我们最终确定再热系统压降≤P2的7%
z压降控制方法为：弯头采用≥3D的弯管以降低压降。
同时兼能降低造价及管系振动能量，提高安全性
z汽轮机的热耗将因此下降18kJ/kWh
汽轮机背压优化
除采用双背压外，外高桥区域长江的年平均水除采用双背压外外高桥区域长江的年平均水z
温为18.75℃，考虑增加热负荷后的区域温升，三期的设计冷却水温定为19℃，设计背压可从
设计背压可从4.19/5.26 kPa下降为3.86kPa/4.88kPa，热耗则可下降19kJ/kwh
z
给水泵汽轮机单独设置凝汽器。与二期相比，给水泵汽轮机单独设置凝汽器与二期相比
z
主凝汽器结构及冷却面积完全相同，而最大工况的排汽流量下降10％，不但降低了传热强度，亦减少了凝汽器汽侧的流动压降，降低了背压和端差，进步提高了经济性
压和端差，进一步提高了经济性
3给水系统和给水泵选型优化
3、给水系统和给水泵选型优化
在中国首次采用
z100%汽动给水泵，自配独立凝汽器，可单独启动，不设电动泵
机组启动阶段给水泵所耗能源为临近汽轮机已z
作过功的高压缸排汽。而一旦锅炉产汽后，给作过功的高压缸排汽而旦锅炉产汽后给水泵汽轮机的汽源即可适时切回本机。这将大大降低机组启动阶段的给水泵能耗
选用
z ALSTOM专用给水泵小汽轮机，有两大特点，一是效率高，二是其特殊的调门配置，可确保在额定负荷时的效率最大化
额定效率高达z 86.7%，比常规小汽轮机81%的名义效率高出
给水系统和给水泵选型优化
5.7%。该机还增加了一个汽源为冷再热蒸汽的调门及对应的调节级
在机组额定工况时对应5级抽汽的两个调门全开，第三个调门则在超过额定负荷时补汽，并在机组FCB 工况时承担全部的功率
额定工况运行效率能最大化。再考虑全容量的给水泵比半容量泵效率高1%，整个机组的热耗至少下降18kJ/kWh
一次风机优化
4、一次风机优化一次风机具有风量小，仅占炉膛燃烧总风量的z 次风机具有风量小，仅占炉膛燃烧总风量的17%、风压高（大于15kPa ），运行中风量变化大，风压变化小的特点
对离心式（如外高桥二期）、离心式加变频装z 置以及动叶可调式风机三个方案进行了技术经济比较，最终选择采用具有2级叶轮的动叶可虽然该型风机的价格高于离心风机、但其运行调式风机
z
效率高，尤其是在变负荷工况下更加明显。经此优化，机组的运行热耗将下降11 kJ/kWh
同步建设脱硫脱硝
5、同步建设脱硫、脱硝
采用湿法脱硫，脱硫效率z 95%。设计煤种含硫量＜0.43%，排烟中SO 2含量将小于44.8 mg/Nm 3远低于国家规定的排放限额（，远低于国家规定的排放限额（250 mg/Nm 3）锅炉设计采用低z NOx 燃烧技术，锅炉排烟NOx 含量将低于250 mg/Nm 3
第二台锅炉加装脱硝（z
SCR ）装置，脱硝效率NO 50mg/Nm ≥80%，SCR 出口NOx 含量将低于50 mg/Nm 3，远低于国家规定的排放限额（200 mg/Nm3）。第一台锅炉预留了将来加装第台锅炉预留了将来加装SCR 的余地
6、排烟热能综合利用
z经政府环保部门的认可，本项目不建GGH装置
利用脱硫项目同步建设排烟热能回收系统，脱硫吸z
收塔之前配套安装气水换热器，利用汽轮机凝结水吸收烟气热量
需要解决换热装置的酸腐蚀率的控制和换热效率以z
及热回收利用效率等一系列的问题
年来我们会同国内相关研究单位进行大量的一年来，我们会同国内相关研究单位进行了大量的z
课题研究，取得了令人较为满意的成果
此系统能使机组热耗降低
z51kJ/kWh，脱硫水耗降低63 T/h，有效降低烟囱排烟量及水蒸气含量，降低电厂及周围区域的酸腐蚀风险
7、新机组调试和机组启动的节能减排
新机组调试和机组启动的节能减排
研究改进现有的直流锅炉启动方法，以期研究改进现有的直流锅炉启动方法以期z
能大幅度的降低启动用燃油，燃煤和厂用电，缩短启动时间和显著提高启动安全性电缩短启动时间和显著提高启动安全性
我们对机组，特别是直流锅炉和相关系统我们对机组特别是直流锅炉和相关系统z
在启动阶段的运行特点和各项能耗进行了全面和深入的研究，并在理论上取得了重全面和深入的研究并在理论上取得了重大突破。在此基础上，我们对传统的机组启动方式进行了全面的颠覆和创新，取得启动方式进行了全面的颠覆和创新取得了一系列世界首创和领先的成果
新机组调试和机组启动的节能减排
成功实现世界首创不启动给水泵、静压z
状态下的锅炉上水及热态水冲洗
这种方法不用启动给水泵，节约了大量z
的能耗，并且操作简单，可控性好。极大地改善了冲洗效果，大大减少了系统的热量和工质损失大大改善了启动和的热量和工质损失。大大改善了启动和运行条件，缩短了锅炉的点火启动加热过程，也显著提高了系统的启动安全性过程也显著提高了系统的启动安全性
新机组调试和机组启动的节能减排
成功实现世界首创大型汽动给水泵组低z
速启动及全程调速运行
不仅大大降低了锅炉启动时的能量损耗z
，还提高了机组效率，大大简化了系统控制策略提高了设备运行安全性
控制策略，提高了设备运行安全性
新机组调试和机组启动的节能减排
成功实现世界首创直流锅炉蒸汽加热启z
动和稳燃技术
采用这一启动方法后，锅炉在启动中总体耗油采用这一启动方法后锅炉在启动中总体耗油z
量下降了一个数量级；同时，大大减少厂用电及燃煤量，使整个启动过程中所消耗的能源总量和启动总成本大大降低。
采用该启动法和稳燃技术，极大地改善了锅炉
善
z
的点火和稳燃条件，最低断油稳燃负荷大幅降低，显著提高了锅炉的启动安全性。在调试中低显著提高了锅炉的启动安全性在调试中，已创造了最低断油稳燃负荷19.1%BMCR的世界纪录。
世界纪录
热工自动控制B-总复习2016
在电站生产领域，自动化（自动控制）包含的内容有哪些？ 数据采集与管理；回路控制；顺序控制及联锁保护。 电站自动化的发展经历了几个阶段，各阶段的特点是什么？ 人工操作：劳动密集型；关键生产环节自动化：仪表密集型；机、炉、电整体自动化：信息密集型；企业级综合自动化：知识密集型； 比较开环控制系统和闭环控制系统优缺点。 开环：不设置测量变送装置，被控制量的测量值与给定值不再进行比较，克服扰动能力差，结构简单，成本低廉；闭环：将被控制量的测量值与给定值进行比较，自动修正被控制量出现的偏差，控制精度高，配备测量变送装置，克服扰动能力强； 定性判断自动控制系统性能的指标有哪些？它们之间的关系是什么？ 指标：稳定性、准确性、快速性。关系：同一控制系统，这三个方面相互制约，如果提高系统快速性，往往会引起系统的震荡，动态偏差增大，改善了稳定性，过渡过程又相对缓慢。 定性描述下面4 条曲线的性能特点，给出其衰减率的取值范围。 粉：等幅震荡过程，ψ=0；绿：衰减震荡过程，0<ψ<1；红：衰减震荡过程，0<ψ<1；蓝：不震荡过程，ψ=1； 在热工控制系统中，影响对象动态特性的特征参数主要有哪三个？容量系数，阻力系数，传递迟延 纯迟延与容积迟延在表现形式上有什么差别，容积迟延通常出现在什么类型的热工对象上？ 容积迟延：前置水箱的惯性使得主水箱的水位变化在时间上落后于扰动量。纯迟延：被调量变化的时刻，落后于扰动发生的时刻的现象。纯延迟是传输过程中因传输距离的存在而产生的，容积迟延因水箱惯性存在的有自平衡能力的双容对象 建立热工对象数学模型的方法有哪些？ 机理建模：根据对象或生产过程遵循的物理或化学规律，列写物质平衡、能量平衡、动量平衡及反映流体流动、传热等运动方程，从中获得数学模型。实验建模：根据过程的输入和输出实测数据进行数学处理后得到模型 了解由阶跃响应曲线求取被控对象数学模型的方法、步骤及注意事项，能对切线法、两点法做简单的区分。 注意事项：1实验前系统处于需要的稳定工况，留出变化裕量；2扰动量大小适当，既克服干扰又不影响运行；3采样间隔足够小，真实记录相应曲线的变化；4实验在主要工况下进行，每一工况重复几次试验；5进行正反两个方向的试验，减小非线性误差的影响。方法：有自平衡无延迟一阶对象：切线发和0.632法；有自平衡有延迟一阶对象：切线发和两点法；有自平衡高阶对象：切线发和两点法；无自平衡对象：一阶近似法和高阶近
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)
超临界火力发电机组热工控制技术及其应用 摘要：基于超临界火力发电机组的运行特点，结合热工控制系统的设计要求，深入探讨了超临界发电机组热工控制技术的特殊性，首以锅炉给水控制系统和过热汽温控制系统为例，详细分析了热工控制系统的设计原理。实际应用表明了该方案的有效性。 超临界发电机组以其热能转换效率高、发电煤耗低、环境污染小、蓄热能力小和对电网的尖峰负荷适应能力强等特点而得到广泛应用，日益成为我国火力发电的主力机组。超临界直流锅炉没有汽包，工质一次通过蒸发部分，即循环倍率等于1，在省煤器、蒸发部分和过热器之间没有固定不变的分界点，水在受热蒸发面中全部转变为蒸汽，沿工质整个行程的流动阻力均由给水泵来克服。 超临界直流锅炉主要输出量为汽温、汽压和蒸汽流量(负荷)，主要输入量是给水量、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，一种输入量扰动则将对各输出量产生影响，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。 一、超临界机组的控制原则 (1)保持燃料量与给水流量之间的比值关系不变，保证过热蒸汽温度为额定值。当有较大的温度偏差时，若仅依靠喷水减温的方法来校正温度，则需要大量的减温水，这不仅进一步加剧燃水比例失调，还会引起喷水点前各段受热面金属和工质温度升高，影响锅炉安全运行。 (2)不能直接采用燃料量或给水流量来调节过热汽温，而是采用微过热汽温作为燃水比校正信号。虽然锅炉出口汽温可以反映燃水比例的变化，但由于迟延很大，因而不能以此作为燃水比例的校正信号。在燃料量或给水流量扰动的情况下，微过热汽温变化的迟延远小于过热汽温。同时，微过热点前包括有各种类型的受热面，工质在该点前的恰增占总恰增的3/4左右，此比例在燃水比及其他工况发生较大变化时变化并不大。因此，通过保持一定的燃水比例，维持微过热点的汽温(或焰值)不变，以间接控制出口汽温。 因此，与亚临界汽包锅炉机组相比，在超临界发电机组的热工控制系统中，锅炉给水控制系统和过热蒸汽温度控制系统不同，其他系统大致相似。下面以某发电厂4×6OOMW超临界发电机组为例，介绍其主要特色。 二、锅炉给水控制系统 2.1 给水控制系统的主要任务 超临界发电机组没有汽包，锅炉给水控制系统的主要任务不再是控制汽包水位，而是以汽水分离器出口温度或烙值作为表征量，保证给水量与燃料量的比例不变，满足机组不同负荷下给水量的要求。 当给水量或燃料量扰动时，汽水行程中各点工质焰值的动态特性相似;在锅炉的燃水比保持不变时(工况稳定)，汽水行程中某点工质的烙值保持不变，所以采用微过热蒸汽烩替代该点温度作为燃水比校正是可行的，其优点如下: (1)分离器出口焰(中间点焰)值对燃水比失配的反应快，系统校正迅速。 (2)烩值代表了过热蒸汽的作功能力，随工况改变恰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，用"焓增"来分析各受热面的吸热分布更为科学。它不仅受温度变化的影响，还受压力变化的影响，在低负荷压力升高时(分离器出口温度有可能进人饱和区)，恰值的明显变化有助于判断，进而能及时采取相应措施。 因此，静态和动态燃水比值及随负荷变化的恰值校正是超临界直流锅炉给水系统的主要控制特征。 2.2 给水控制系统的工艺流程 此发电厂为600MW超临界发电机组的锅炉为螺旋管圈、变压运行直流锅炉，其启动系统配有2只内置式启动分离器，在锅炉启动和低负荷运行时，分离器处于湿态运行，同汽包一样起着汽水分离的作用，此时适当控制分离器水位，通过循环回收合格工质;当锅炉进入直流运行阶段时，分离器处于干态运行，成为(过热)蒸汽通道。机组配备有2台50%锅炉最大额定出力(BMCR)汽动给水泵和1台30%BMCR的电动抬水泵。由变速汽轮机拖动的锅炉给水泵(汽动给水泵)，布置在汽机房13~70m 层。每台汽动给水泵配有1台定速电动机拖动的前置泵，布置在除氧间零米层。给水泵汽轮机的转速由给水控制系统调节，以改变给水流量;液力偶合器调速的电动给水泵，作为启动和备用，前置泵与主泵用同一电动机拖动，它布置在除氧间零米层。在机组启动时，电动给水泵以最低转速运行，用其出口管道旁路上的气动调节阀控制给水流量。当机组负荷上升，给水流量加大时，由给水控制系统的信号控制给水泵的转速，以调节给水流量，直至汽动给水泵投人，停止电动给水泵运行，使其处
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
大型火电机组热工自动控制系统 一、自动化 支撑：理论与技术 从技术装置来看发展： 1．三、四十年代基地式仪表 2．五、六十年代单元组合仪表 3 ．七十年代计算机控制 国外，五十年代开始试验计算机控制 （1）DDC控制 （Direct Digital Control直接数字控制） （2）SCC控制 （Supervisory Computer Control监督计算机控制） （3）DCS控制 （Distributed Control Systems分散控制系统） （4）FCS控制 （Fieldbus Control System现场总线控制系统） 理论上看控制发展： 五十年代以前， 理论基础是传递函数（经典控制），以简单控制系统为主。六十年代，以状态空间分析方法为基础，现代控制理论应用。 由于以线性系统为前提，但实际应用效果不好。 第三代控制理论出现
针对机理复杂，精确数学模型难以建立。 理论上看控制发展： 以专家控制系统、神经网络控制和模糊控制为主。 典型应用： MAX Power 1000+ 以专家系统，神经网络进行生产过程设备故障分析和性能分析。 XDPS分散控制系统（新华控制工程公司）加入了模糊控制模块。 OVATION分散控制系统(西屋）提供模糊控制、神经网络算法模块。 二热工自动化 自动检测 顺序控制 自动保护 自动调节 我国机组近年发展： 300MW→600MW亚临界→ 600MW超临界 →1000MW（ 660MW）超超临界 一般 600 MW机组单元机组和公用系统I/O 测点数量一般约8000~9000点；控制设备数量约为 750~ 900 个。（ DCS 系统） 1000MW超超临界机组单元机组和公用系统 I/ 0 测点数量达到 12000 点左右，控制设备数量约为 1100~1400 个，模拟量控制回路数量和600MW机组无明显差别。
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；
600MW超临界机组热控试题 一、填空题（每小题1分）共10分 1.锅炉跟随为基础（CBF）的协调控制方式，即主蒸汽压力通过锅炉 自动控制，机组功率通过汽机调门自动控制。 2.直流锅炉汽温调节的主要方式是调节煤水比，辅助手段是喷 水减温。 3.当任一跳机保护动作后，汽机主汽阀将迅速关闭、停止机组运行。 4.汽轮机的进汽方式主要有节流进汽、喷嘴进汽两种。 5.有一测温仪表，精确度等级为0.5级，测量范围为400—600℃， 该表的允许误差是±1℃。 6.DEH基本控制有转速、功率、调节级压力三个回路。 7.任何情况下,只要转速n>103‰立即关闭高压调门和中压调门。 8.单元机组按运行方式可分为炉跟机、机跟炉、协调、手动四种方 式。 9.动态偏差是指调节过程中被调量与给定值之间的最大偏差。 10.滑压运行时滑主蒸汽的质量流量、压力与机组功率成正比例变化。 二、选择题（每小题1分）共10分 1.下列参数哪个能直接反映汽轮发电机组的负荷（ B ） A 主汽压力 B 调节级压力 C 高调门开度 D 凝气器真空 2.锅炉MFT的作用是：（C ） A跳引风机 B跳送风机 C切断所有燃料 D切断所有风源
3.锅炉点火前必须建立启动流量的原因是（ A ）。 A、防止启动期间水冷壁超温 B、防止启动期间过热器超温 C、为强化热态冲洗效果 D、为建立汽轮机冲转压力 4.高主、高调、中主、中调门的缩写正确的是：（ A ） A、TV、GV、RSV、IV B、TV、RSV、GV、IV C、TV、IV、RSV、GV D、IV、TV、GV、RSV 5.炉水循环泵跳闸条件是：（ B、 C、 D ） A、过冷度>30℃ B、冷却水温度>55℃ C、最小流量阀关闭 D、给水泵全跳闸 6.直流锅炉的中间点温度控制不是定值，随:（ B ） A、机组负荷的增大而减小 B、机组负荷的增大而增大 C、火焰中心位置的升高而降低 D、减温水量的增大而减小 7.对于直流锅炉，燃水比变大，则不正确的叙述是（ D ） （A）过热汽温升高；（B）水冷壁管子温度升高； （C）排烟温度升高；（D）主汽压升高 8. 滑压控制方式其最大的优点在于( A )。 (A)减少了蒸汽在调门处的节流损失；(B)提高了汽机本体的热效率； (C)汽包水位控制较容易；(D)主蒸汽温度容易维持恒定。 9.直线结构特性的阀门在变化相同行程的情况下，在阀门小开度时要比在大开度时对系统的调节影响( A )。 (A)大；(B)小；(C)相等；(D)无法确定。 10. 汽轮机调节系统的作用是调节汽轮发电机组的( B )。
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
热工自动控制系统 一、教材 热工控制系统华北电力大学边立秀等编中国电力出版社 http:〃61.155.6.178/zyf 密码：200803Y 二、主要参考书 0:超超临界机组控制设备及系统肖大雏主编化学工业出版社2007年 1.陈来九：热工过程自动调节原理与应用第三章第七章 2 .电子书：热工过程自动控制杨献勇主编清华大学出版社 3.《热工自动控制系统》华北电力大学李遵基 4.《热工自动控制系统》东北电院张玉铎、王满稼 三、课程主要内容 1 ?简单介绍单回路反馈系统(复习) (1)基本调节作用 (2)工业调节器 (3)调节器参数的整定 2.重点介绍电厂热工过程自动控制系统，包括汽温、给水、燃烧自动控制 3?介绍单元机组负荷(协调)控制系统(直流锅炉自动控制系统以及单元机组给水全程控制系统) 三、考核方法 1.期末考试+平时成绩。 2.平时成绩包括：作业，回答问题，出勤，平时答疑，约占10% 第一章概述 § 1-1火电厂自动控制的发展 控制方式大致经历了三个发展阶段： 1、独立控制： 机、炉、电各自独立地进行控制，机、炉、电及重要的辅机各自设置一套控制表盘，它们之间无联系。 调节仪表均为大尺寸的较笨重的基地式仪表，由运行人员进行监视与控制。国外在20-40年代，我国50年代建造的火电厂属该类型。 2、集中控制： 40年代以后，由于中间再热式汽轮机的出现，使锅炉和汽轮机之间的关系更加密切，为了便于 机炉的协调运行和事故处理，将它们的控制盘集中安装在一起，对机炉实行集中控制。集中控制的初 级阶段，调节仪表采用电动或汽动单元组合仪表。50年代后，采用组件组装仪表或以微处理机为核 心的数字调节器，对机炉进行集中控制。
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：