机组主要保护
1.1 汽轮机主保护
1.1.1 机械－液压式危急遮断（机械超速保护）
由危急遮断器、危急遮断装置、遮断隔离阀组件和危急遮断装置连杆组成。动作转速为额定转速的110％～111％（3300r/min～3330r/min）。当汽轮机转速达到危急遮断器设定值时，在离心力作用下危急遮断器偏心环飞出，打击危急遮断装置的撑钩，使撑钩脱扣，危急遮断装置掉闸，通过危急遮断装置连杆使遮断隔离阀组的机械遮断阀动作，泄掉高压安全油，高压安全油泄压后经一单向阀将高、中压主汽阀及调节阀油动机的卸荷阀控制油压泄掉，各卸荷阀开启，快速关闭高、中压主汽阀及调节阀。主汽阀全关后将给出限位开关信号，经电气控制回路开启紧急排放阀。主汽阀全关后将给出电气限位信号，经电气控制回路使各止回阀关闭。
1.1.2 就地手动打闸
就地打闸手柄位于汽机前箱。手拉手动停机机构按钮（操作时，逆时针旋转30°后拉出），通过危急遮断装置连杆使危急遮断装置的撑钩脱扣，后续过程同机械超速保护。
1.1.3 远方手动打闸
装于集控室操作台。操作时，按下按钮，则机械跳闸电磁阀3YV和主跳闸电磁均动作，泄去ETS油跳闸。
1.1.4 电气－液压式危急遮断（电气监视保护）
1.1.4.1 它采用电气方式来检测汽机的各种故障以及发电机跳闸、锅炉主燃料跳闸等故障，再将电气遮断信号同时作用到机械遮断电磁铁（3YV）、主遮断电磁阀（5YV、6YV、7YV、8YV）上。电气遮断信号作用到机械遮断电磁铁（3YV）上，使3YV通电，电磁铁牵动停机机构使危急遮断装置掉闸。后续动作如机械－液压式危急遮断中相应部分所述。电气遮断信号作用到主遮断电磁阀（5YV、6YV、7YV、8YV）上，使各电磁阀失电，卸掉了高压安全油压。后续动作如机械－液压式危急遮断中相应部分所述。同时电气遮断信号作用于各阀门遮断电磁阀直接泄掉卸荷阀控制油压，快速关闭高、中压主汽阀及调节阀。同时电气遮断信号直接作用到各止回阀上，使它们迅速关闭。
1.1.4.2 当机组发生下列异常情况之一时，ETS保护动作跳机。
1) A低压缸排汽温度≥107℃。（三取二）
2) B低压缸排汽温度≥107℃。（三取二）
3) 主机润滑油压低≤0.07MPa。（三取二）
4) 轴振过高：#1～8轴承中，当任一轴承X向或Y向轴振达到≥250μm同时任一轴
承X向或Y向轴振达到报警值≥125μm且持续3s。
5) 高中压或低压胀差超限：高中压胀差≥11．6mm或≤-6.6mm，低压胀差≥30mm
或≤-8.0mm。
6) 推力轴承金属温度≥110℃延时2s。
7) 任一支持轴承金属温度≥121℃延时2s。
8) TSI电超速：n≥3300r/min。（三取二）
9) 主机轴向位移大：轴向位移达+1.2mm或-1.65mm。
10) DEH超速：n≥111.5～112%额定转速。（三取二）
11) 发电机主保护动作跳闸（电跳机）。
12) 炉MFT（炉跳机）。
13) 高压排汽口内壁金属温度高≥420℃。
14) DEH主要故障跳闸。
15) 凝汽器真空低：当A或B凝汽器真空≤-65.3kPa（绝对压力≥25.3kPa）（三取二）
且检测到A或B凝汽器真空≤-70.9kPa（绝对压力≥19.7kPa）。（根据当地历史最
高大气压力最高值90.6kPa计算）
16) EH油压≤7.8MPa。（三取二）
17) 高压安全油压≤3.9MPa。
18) 发电机定子冷却水断水（压力≤0.089MPa，流量≤63t/h延时30s）。
19) 发电机定子冷却水出口温度过高≥78℃。
20) 高压缸启动，高压旁路阀故障。
1.1.1 锅炉主燃料跳闸（MFT）保护
1.1.1.1 锅炉运行中MFT动作条件。
1) 手动MFT。
2) 主蒸汽压力高至≥28.27 MPa，三取二逻辑。
3) 炉膛压力高Ⅱ值（≥＋1960Pa），三取二逻辑，延时2s。
4) 炉膛压力低Ⅱ值（≤－1960Pa），三取二逻辑，延时2s。
5) 炉膛风量低Ⅱ值（总风量≤25%BMCR）且负荷＞30%，三取二逻辑。
6) 省煤器入口给水流量低Ⅱ值（给水流量≤450t/h），延时20s，三取二逻辑。
7) 省煤器入口给水流量低Ⅲ值（给水流量≤390t/h），延时3s，三取二逻辑。
8) 两台空预器全停。延时300s。
9) 两台引风机跳闸。
10) 两台送风机跳闸。
11) 火检冷却风母管压力低Ⅲ值（冷却风母管压力≤4kPa），延时3s，三取二逻辑。
12) 全部给水泵跳闸。
13) 当负荷＞40%BMCR时，汽机跳闸。或负荷小于40%且发电机已并网时，汽机跳
闸延时10s后如果高旁或低旁仍关闭。
14) 全炉膛火焰丧失。
15) 失去所有燃料。
16) 任意层油燃烧器曾投运，所有油角阀全关或油跳闸阀全关。
17) 再热器失去保护。
a）高压主汽门全关或者高压调门全关且高旁阀关闭。（或）
b）中压主汽门全关或者中调门全关且低旁阀关闭。
18) DCS电源丧失。
19) 临界火焰丧失。
a）临界火焰的定义为：在规定时间内（9s）,在运行的煤燃烧器中有1/4丧失火焰。产生临界火焰丧失，触发锅炉MFT动作。
b）当锅炉负荷小于35%BMCR时，闭锁“临界火焰”产生。
c）发生RB时，在快速减负荷期间，闭锁“临界火焰”产生。
1.1.1.2主燃料跳闸（MFT）后的联锁跳闸设备
1) 跳闸所有给煤机；
2) 跳闸所有磨煤机；关闭所有磨煤机出口一次风门；
3) 跳闸所有汽动给水泵；
4) 跳闸所有一次风机并关闭一次风机出口关断风门；
5) 关闭油母管进油快关阀；
6) 关闭油母管回油快关阀；
7) 关闭所有油枪进油阀；
8) 关闭所有油枪吹扫阀；
9) 退出所有点火枪；
10) 关闭过热器减温水总电动门；
11) 关闭过热器减温水支路电动门；
12) 关闭再热器减温水总电动门；
13) 关闭再热器减温水支路电动门；
14) 停止吹灰程控；
15) 跳闸静电除尘器；
16) 跳闸汽轮机；
17) 送MFT指令至MCS、ETS、旁路、吹灰、电除尘、脱硫等系统。
1.1.1.3 MFT 联锁动作风门
为了防止MFT发生后，炉膛压力波动剧烈，需要对送风机/引风机风门，燃烧器送风门进行必要的联锁动作。
1.1.1.3.1 送风机风门
1) 送风机全跳闸时，送风机动叶维持当前开度，1min后置为全开位并保持15min。整个过程中应保持送风机出口挡板开启状态。
2) MFT时，自动切除送风机动叶自动控制，并保持当前开度，5min后恢复自动控制，调整风量到吹扫风量。
1.1.1.3.2 引风机风门
1) 引风机全跳闸时，引风机静叶维持当前开度，1min后置为全开位并保持15min。整个过程中应保持引风机出/入口挡板开启状态。
2) MFT时，应超驰关小引风机静叶，超驰控制量根据跳闸之前的锅炉负荷确定。1.1.1.3.3 燃尽风风门
燃尽风风门指前墙燃尽风箱的左右侧调节挡板和后墙燃尽风箱的左右侧调节挡板。
1) MFT时，燃尽风风门保持当前开度，5min后恢复自动控制。
2) 送风机全跳闸时，燃尽风风门保持当前开度，切换为手动控制。
1.1.1.3.4 燃烧器二次风门F挡板
MFT时，燃烧器二次风门F挡板切换为手动控制，并置开度为100％，5min后允许切换为自动控制。
1.1.1.4 MFT 联锁跳闸引、送风机
当MFT发生时，炉膛压力出现高高值或低低值，并且持续一定的时间，为了保护炉膛，需要联锁跳闸送风机或者引风机。
1.1.1.4.1 送风机
1) 当MFT 存在，并且炉膛压力高高（延时5s）存在，联锁跳闸两台送风机。
2) 引风机跳闸时，联锁跳闸同侧送风机。
1.1.1.4.2 引风机
1) 当MFT存在，并且炉膛压力低低（延时20s）存在，联锁跳闸两台引风机。
2) 送风机跳闸，联锁跳闸同侧引风机，除非只有这台引风机在运行。
1.1.1.5 MFT动作后的炉膛吹扫
MFT后，必须进行炉膛吹扫，炉膛吹扫成功后才能复位MFT状态。
1.1.1.5.1 炉膛吹扫允许条件
当以下条件均成立时，允许操作员启动炉膛吹扫程序。
1) MFT 置位；
2) 无MFT 条件存在；
3) 任意空预器运行；空预器电机运行且烟气侧关断挡板，二次风侧关断挡板开到位。
4) 任意送风机运行；送风机运行且出口关断风门开到位。
5) 任意引风机运行；引风机运行且入口关断风门、出口关断风门开到位。
6) 所有一次风机跳闸；
7) 所有磨煤机跳闸；
8) 所有磨煤机出口一次风门关到位；
9) 所有给煤机跳闸；
10) 燃油进油快关阀关到位；
11) 燃油回油快关阀关到位；
12) 所有油角阀关到位；
13) 所有火检无火；
14) 总风量在30％到40％之间；
15) 所有燃尽风挡板在吹扫位；燃尽风挡板开度大于30％；
16) 所有燃烧器二次风门在吹扫位；燃烧器二次风门开度大于90％；
17) 过热器烟气挡板开度＞50%；
18) 再热器烟气挡板开度＞50%；
19) 静电除尘器跳闸。
1.1.1.5.2 炉膛吹扫
炉膛吹扫允许条件均成立后，操作员发出炉膛吹扫指令，炉膛吹扫程序开始300s倒计时。在炉膛吹扫过程中，如果任意吹扫允许条件失去，都会导致吹扫中断，同时吹扫计时器清零，显示“吹扫中断”，操作员就需要重新启动吹扫程序。当所有吹扫条件全部满足并且持续5min，吹扫完成，在显示器上指示“炉膛吹扫完成”信号，吹扫结束。
“炉膛吹扫成功”信号是复位MFT的必要条件。
1.1.2 油燃料跳闸（OFT）
油燃料跳闸（OFT）逻辑检测油母管的各个参数，当有危及锅炉炉膛安全的因素存在时，产生OFT。关闭进油、回油母管快关阀，切除所有正在运行的油燃烧器。
1.1.1.1 下列任意条件成立，OFT跳闸：
1) MFT。
2) 仪表气源异常。
3) 任意油角阀非关，油母管压力低低（≤1.0 MPa），延时2 s。油母管压力低低信号
来自3 个压力开关，信号采用3取2冗余配置。
4) 任意油角阀非关且油母管进油快关阀非开。
5) 任意油角阀非关且油母管回油快关阀非开。
6) OFT按钮信号。
1.1.1.2 以下条件全部满足，复位OFT：
1) MFT已复位；
2) 无OFT跳闸条件存在；
3) 油泄漏试验成功。
1.1.1.3 OFT发生后，联锁以下设备动作：
1) 跳闸所有油燃烧器；
2) 关闭进油、回油快关阀。
1.1.4 风烟系统联锁保护
1.1.4.1 一台空预器运行时跳闸或两台空预器运行时都跳闸联锁保护
1) 锅炉主燃料跳闸（MFT）保护动作。
2) 联跳运行的全部引风机、送风机、一次风机、磨煤机、给煤机。并联关空预器进口烟气挡板、出口热风门、一次风机出口风门、送风机出口风门，空预器入口一次风门。1.1.4.2 两台空预器运行时，一台空气预热器跳闸联锁保护
1) 锅炉燃料选择（RB）保护动作。
2) 联跳相应侧的引风机、送风机、一次风机及部分磨煤机和给煤机。若是五套制粉系统运行时，需切除两套。
1.1.4.3 一台引风机运行时跳闸或两台引风机运行时都跳闸，跳闸联锁保护
1) 锅炉MFT动作。
2) 联跳全部运行的送风机、一次风机、磨煤机、给煤机。风机的动叶停留在跳闸前的位置延时数秒后则：
a）如果炉膛压力高于设定值，则两台引风机的静叶、进出口挡板应自动全开。
b）如果炉膛压力低于设定值，则两台送风机的动叶及出口挡板自动全开。
c）当炉膛压力在正常范围内，则两台引风机的静叶、进出口挡板及两台送风机动叶、出口挡板应自动全开。
1.1.4.4 两台引风机运行，其中一台引风机运行跳闸，锅炉RB动作。
1.1.4.5 一台送风机运行时跳闸或两台送风机运行时都跳闸联锁保护。
1) 锅炉MFT动作。
2) 联跳运行引风机。
3) 联跳全部运行一次风机、磨煤机、给煤机，所有燃烧器二次风挡板自动至吹扫位置，风机动叶和出口挡板自动全开。
4) 锅炉进行自然通风。
1.1.4.6 两台送风机运行，其中一台送风机跳闸，锅炉RB动作。
1.1.4.7 一台一次风机运行时跳闸或两台一次风机运行全部跳闸联锁保护
1) 联跳全部运行的磨煤机和给煤机。
2) 联关一次风机出口风门。
3) 自动调节送风量和引风量，维持炉膛压力。
1.1.4.8 两台一次风机运行，其中一台一次风机跳闸，锅炉RB动作。
600MW机组发电机刷握、碳刷采购技术协议 甲方： 乙方 2009年12月28日
甲方：辽宁清河发电有限责任公司（以下简称甲方）； 乙方：阜新华东电力配件有限公司（以下简称乙方）； 针对清河发电公司9号发电机滑环的刷握存在问题较多、不能满足现场运行要求，准备采购部分刷握、碳刷备件。现选用乙方生产的专利产品《插拔式双卷可控刷分体恒压刷握》型号为596-4（25*32）4，其专利号为ZL200420030532.1，配套碳刷选用美国摩根公司，规格为25*32*100mm。经双方协商达成如下协议。 一）：每套插拔式双卷可控刷分体恒压刷握有四个固定的刷盒，每个刷盒截面尺寸32X25mm,表面粗糙度不低于Ra3.2,可以按装四 只32 mm X25 mm X100mm规格的碳刷(包括绝缘垫板)。每个 碳刷由独立的直压式弹簧保持器控制。 二）：插拔式刷握的刷盒和梯形座四点紧固，其材质皆为ZH62，加工后表面无裂纹、沙眼、缩孔、黑皮等缺陷，铸铜件镀银10微 米，镀银表面应光滑、银层附着性良好。 三）：刷握用弹簧公称弹力为11.76N，其有效行程大于75 mm并保证每个弹簧卷的压力均匀一致。 四）：刷握与固定座导电接触面配合严紧，接触面积不低于70%。五）：刷握与固定座上所有螺栓都要设置止退措施，防止在运行中螺栓脱落。 六）：乙方必须保证刷握在按装时不需任何设备变动。材质、压力、电气性能均符合国家安全标准。 七）：乙方应保证产品的质量，如出现碳刷环火、跳动、压力不均、
升温过高等异常现象乙方负责处理、调试、更换产品。八）：供货数量： 九）乙方应在2010年1月20日到货 十）：本协议具有合同的同等法律效力。 甲方：辽宁清河发电有限责任公司 代表： 乙方：阜新华东电力配件有限公司 代表：
二期CEMS系统设备维护技术协议 2014年月日
1.二期CEMS系统设备的基本情况： 本系统由北京雪迪龙自动控制系统有限公司提供，用于华能（脱硫系统烟气排放连续监测。 CEMS测点分布如下： 3#机组CEMS分析小屋（2套分析仪表）： FGD入口原烟气 SO2、O2、粉尘浓度 FGD出口净烟气 SO2、O2、粉尘浓度 4#机组CEMS分析小屋（2套分析仪表）： FGD入口原烟气 SO2、O2、粉尘浓度 FGD出口净烟气 SO2、O2、粉尘浓度 二期环保CEMS分析小屋（2套分析仪表）: SO2、NOＸ、O2、粉尘浓度、流量 二氧化碳表一台和水份仪一台 增加3#机组、4#机组临时烟囱出口CEMS各一套 3#机组、4#机组临时烟囱CEMS分析小屋（各一套分析仪表） 3#机组临时烟囱出口SO2、O2、NOX、CO、粉尘浓度 4#机组临时烟囱出口SO2、O2、NOX、CO、粉尘浓度 CEMS 分析小屋4个、#3机组、#4机组、屋内配置ULTRAMAT23红外线气体分析仪、气体预处理单元、数据采集（PLC）与数据处理（计算机主机等）系统，同时每个小屋配置一台挂壁式空调（非出场配置，为工艺需求所添加），保证小屋内一定温度；ULTRAMAT23红外线分析仪6套，#3与#4CEMS小屋各2套，分别监测FGD入口与出口的SO2、O2含量，二期环保CEMS小屋两套；3#机组、4#机组临时烟囱CEMS分析小屋2套分别监测临时烟囱出口SO2、O2、NOX、CO；测尘仪共6套，分别测量#3与#4机组FGD入口和#3与#4机组临时烟囱出口和烟道出口烟气的粉尘含量。 其中： 测量参数（SO2、O2）可以为脱硫系统提供工艺控制参数及计算机脱硫效率。 烟气测试（SO2、NOＸ、O2、粉尘浓度、流量、温度、压力）参数用于环保排放监测，其中气体组分（SO2、NOＸ、O2）采用一拖一方式。即在入烟囱前的烟道
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)
Contract No.: ICD/NW-2014-OM O&M Technical Service for ICDAS BEKIRLI #2 UNIT OF (1+1) x 600MW POWER PLANT CONTRACT O&M Technical Service Between ICDAS ELEKTRIK ENERJISI URETIM VE YATIRIM A.S. And SHAANXI NORTHWEST POWER GENERATION CO.,LTD 30th June, 2014
O&M Technical Service Contract O&M 技术服务合同 Party A:ICDAS ELEKTRIK ENERJISI URETIM VE YATIRIM A.S. (ICDAS) 甲方：ICDAS ELEKTRIK ENERJISI URETIM VE YATIRIM A.S. (ICDAS) Party B: SHAANXI NORTHWEST POWER GENERATION CO.,LTD (CONTRACTOR) 乙方：####股份有限公司（承包方） According to ICDAS requirement, CONTRACTOR organized the following operation persons as ICDAS’ employees, under the administration and management of ICDAS, to be working in ICDAS BEKIRLI #2 600MW power plant. 根据ICDAS的要求，承包方组织下列运行人员，作为ICDAS的雇佣人员，在ICDAS BEKIRKI #2 600MW电厂工作，接受ICDAS的监督和管理。 1. Person and Position List 1. 人员和职位列表
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
某公司 2×660MW发电机组检修维护项目 （2016年） 技术要求
第一部分工作内容和维护范围 一、检修维护范围划分 某公司#3、#4机组锅炉及其辅机、汽轮发电机及其辅机、电气一次、化学水系统、中水系统、燃料系统（含采制样设备）、除灰系统、脱硝系统（含氨区设备系统）等的C级、D级检修、抢修、临停消缺和日常维护等工作。各检修维护范围内容及界限详见“第三条”，解释权归甲方。 生产厂区（不含取水口、储灰场等外围设施）范围内甲方其它标段（消防、起重机械、电梯、空调、土建）管辖范围外设施（即各主标段漏列的）均在此合同内。 机组C级检修工期由甲方书面通知为准。 二、主要工作内容 一、除特别说明不在合同范围内项目和工作外，各范围内设备系统的所有保养、维修、C级、D级检修、抢修、临检、系统或单体设备大修（如变压器）、改进性修理、乙方责任造成的带压堵漏，单项200个工日以内的技改、设备治理、技术监控、安评整改项目、试验、检测、刷漆、特种防腐（如衬胶）、设备、管道或设施整体防腐和刷漆、保温、脚手架等生产工作均在合同范围内。技改项目包含“技措项目”、“安措项目”，具体界定以甲方有关文件规定为准。 A 特别说明合同范围外项目和工作： 1．A级大修和单项200个工日以上的技改项目(B级检修由双方协商确定)。 设备系统的定期和修前清理工作在合同范围内。如原煤仓、曝气塔、脱水仓、所有塔、箱、罐、高效浓缩机、灰库给料机、灰管线、入厂煤采样机、输煤系统碎煤机等需要定期清理设备的煤、淤泥、油泥、渣、灰等杂物清理。乙方清理出的杂物按甲方要求运至指定地点。
刮泥、排泥设备操作由甲方负责，不在合同范围内。 土建技改项目不论工日多少均属合同外项目，对建构筑物的打洞、修补均属合同外项目，乙方提供脚手架便利等配合工作。 2．甲方另行外委专业公司负责的消防、起重机械、电梯、空调项目。 3．甲方另行外委的“煤场管理委托合同”“煤沟掺配煤管理合同”“除灰及灰场管理合同”、“取水口维护合同”、“生产试验楼、输煤综合楼维护合同”范围内容不在本合同内。 4. 由甲方检修维护热控和电气二次所用的电、光缆敷设、盘柜拆除搬运安装、电缆防火等属合同内范围，具体界限若无特殊说明以甲方“设备划分标准”为准。（另附）5．全厂建构筑物（见附件）附属水电暖通和外部管道在合同范围内；附属于机务、电气、水电暖通等专业的土方开挖、回填在合同范围内。 6．带压堵漏原则上属甲方另行外委项目,但由于乙方责任造成的带压堵漏由乙方负责。带压堵漏的所有配合工作如：搭脚手架、采取的有关临时措施（如：照明等）、使用相应的工具（如：电焊机、氧气、乙炔等）、办理工作票等均在本合同范围内。 7．甲方外委厂家或专业公司实施的技术服务、咨询、修理、技改、清洗、校验、试验工作等项目（但A、B、C级检修等所有外委项目的配合工作在合同范围内）。 以上第2项、第3项甲方另行委托项目，工作具体界限以甲方上述项目合同内容为准。 A、B、C级检修等其他外委项目的工作具体界限，以甲方‘外委合同’内容或甲方确定为准。 B 合同范围内工作内容包括但不限于下列内容： 1、检修维护范围内的设备、系统的日常维护、设备巡视（指点检、数据收集、录入、发现问题及时汇报）、保养及定期检查试验工作。 2、检修维护范围内各种运行工况下设备（系统）的缺陷消除、检修维护、抢修、C级
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
期CEMS系统设备维护技术协议
2014 年月日
1. 二期CEMS^统设备的基本情况： 本系统由北京雪迪龙自动控制系统有限公司提供，用于华能（脱硫系统烟气排放连续监测。 CEMSffl点分布如下： 3#机组CEM分析小屋（2套分析仪表）： FGD入口原烟气S02、02、粉尘浓度 FGD出口净烟气S02、02 粉尘浓度 4#机组CEM分析小屋（2套分析仪表）： FGD A口原烟气S02、02 粉尘浓度 FGD出口净烟气S02、02 粉尘浓度 二期环保CEM分析小屋（2套分析仪表）： S02 、NC K、02粉尘浓度、流量 二氧化碳表一台和水份仪一台 增加3#机组、4#机组临时烟囱出口CEMS各一套 3#机组、4#机组临时烟囱CEM分析小屋（各一套分析仪表） 3#机组临时烟囱出口S02 02 N0X C0粉尘浓度 4#机组临时烟囱出口S02 02 N0X C0粉尘浓度 CEMS分析小屋4个、#3机组、#4机组、屋内配置ULTRAMAT2红外线气体分析仪、气体预处理单元、数据采集（PLC与数据处理（计算机主机等）系统，同时每个小屋配置一台挂壁式空调（非出场配置，为工艺需求所添加），保证小屋 内一定温度；ULTRAMAT2红外线分析仪6套，#3与#4CEMS、屋各2套，分别监测FGD入口与出口的S02 02含量，二期环保CEMSb屋两套；3#机组、4#机组临时烟囱CEM分析小屋2套分别监测临时烟囱出口S02 02 NOX CO测尘仪共6套，分别测量#3与#4机组FGD入口和#3与#4机组临时烟囱出口和烟道出口烟气的粉尘含量。 其中： 测量参数（S02 02可以为脱硫系统提供工艺控制参数及计算机脱硫效率。 烟气测试（S02 NC K、02粉尘浓度、流量、温度、压力）参数用于环保排放监测，其中气体组分（S02 NC K、02）采用一拖一方式。即在入烟囱前的烟道上安装气体采样探头和采样管线，输送至分析机柜进行监测分析。
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
主机及辅助系统长期检修维护合同 技术协议 （2012年度） 甲方：华能国际电力开发公司铜川电厂 乙方：韩城发电检修承运有限责任公司 二〇一二年一月陕西·铜川
目录 1.工程概述 (1) 2.检修维护范围 (4) 3.具体工作 (7) 4.乙方维护部分与甲方维护部分的分界说明 (11) 5.对乙方工作的要求 (23) 6.机械工具的配置 (26) 7.材料 (27) 8.外委机加工及修理 (28) 9.人力资源配置及安排计划 (28) 10.对乙方检修维护工作的要求 (30) 11.工程管理考核办法 (31) 附件一：生产区域保洁范围、标准及考核 (46) 附件二：磨煤机大修范围、标准及考核 (65) 附件三：乙方自备的消耗性材料清单 (73) 附件四：韩城项目部人员配置和组织机构图 (79)
本协议经华能国际电力开发公司铜川电厂（以下简称甲方）与韩城发电检修承运有限责任公司（以下简称乙方）友好协商讨论通过，做为商务合同附件，与商务合同同时执行。 1.工程概述 铜川电厂位于陕西省铜川市耀州区坡头镇，距新区4km，海拔722.5m。装机容量2×600MW，第一台600MW机组于2007年11月8日完成168小时投入商业运营，第二台600MW机组于2007年12月12完成168小时投入商业运营。 厂区属暖温带大陆性季风气候区，为半湿润半干旱易旱地区，四季分明，冬长夏短，雨热同季，温度较低，雨量较多，地区差异明显。夏季主要受来自太平洋的暖湿气团影响，炎热湿润，雨水较多；冬季主要受西伯利亚或蒙古极地大陆气团控制，干燥寒冷，雨雪稀少；春秋两季受两个气团的交替影响，气候多变；夏秋易涝，冬春易旱。年平均气温12.5℃，年平均气压943.8hPa，相对湿度62%，年总降水量540.9mm，蒸发量1964.4mm，年平均风速3.1m/s，主导风向N，出现频率为23%，静风频率不高，为9%。 汽轮机是东方汽轮机有限公司制造的国产引进型、亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，直接空冷凝汽器布置在主厂房A排外高架平台上，平台高45米，56个冷却段排成8列，
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
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