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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。
1000MW级火电机组锅炉发展综述0 前言上海外高桥电厂第二期工程为引进2 台900MW 超临界压力变压运行发电机组, 锅炉由德国阿尔斯通公司设计制造, 汽轮机由西门子公司设计制造, 将于2003 年投运。
这是我国迄今为止单机容量最大的火电机组, 是我国火电发展史上的又一个新的里程碑。
在我国自行设计发展百万千瓦级火电机组以前, 必须做好各种技术准备和储备工作; 另一方面, 对大容量机组运行中可能出现的问题和故障也应有所估计和准备。
为此, 了解百万千瓦级大容量机组锅炉的发展情况、结构特点以及运行情况是非常必要的。
直至90 年代中期, 已经投运了单机容量在800MW 以上的火电机组的国家只有美国、日本和原苏联3 个国家。
德国在90 年代末、21 世纪初才投运了一些800MW 以上的火电机组。
我国东北的绥中发电厂在90 年代从俄罗斯引进了组投运的报道。
百万千瓦级的大容量火电机组从60 年代在美国的兴起, 70 年代开始逐渐衰退, 至80、90 年代在日本又崛起的经历, 以及国外大容量机组锅炉的运行和技术发展经验均值得我国借鉴。
本文主要介绍美国、日本以及原苏联等3 个国家大容量机组锅炉的发展情况。
800MW 机组。
其它国家则少见有这类大容量机1 美国的大容量电站锅炉本世纪60、70 年代是美国火电行业的黄金时代。
由于不断增加单机功率和提高蒸汽参数, 大容量、高参数火电机组不断涌现, 单机容量迅速突破1000MW。
首台1000MW 以上发电机组于1965 年投运, 装于Con so lidate Edison 电力公司的Raven sWood 火电厂, 其锅炉由CE 公司设计制造。
CE、BW 和FW 公司是美国的三大锅炉制造商。
下面分别介绍这3 个公司发展大容量电站锅炉的情况。
1. 1 CE 公司1. 1. 1 概述美国燃烧工程公司(以下简称CE 公司) 曾经是美国最大的锅炉制造商, 在电站锅炉的发展史上占有很重要的一席之地。
1000MW超超临界发电机组：
超临界发电机组是指：蒸汽压力＞24.2MPa，温度在566℃左右
超超临界发电机组是指：蒸汽压力>25MPa，温度＞600℃汽轮机：利用高焓值蒸汽，推动叶轮旋转做功从而发电；该厂有两台2万kw，一台5万kw的汽轮机组；
三台锅炉：
燃料有：水煤浆、燃油、天然气等；锅炉内温度的控制可以通过调节燃料流量达到，锅炉底部有鼓风机，向锅炉内鼓入大量空气，便于燃料充分燃烧；
锅炉排放物处理：脱硝→电除尘→脱硫→高空排出；
脱硝：水煤浆锅炉烟气脱硝装置采用奥地利ENVIRGY公司的选择性催化还原反应（SCR）技术；氨气和空气的混合气体通过位于烟道内的氨喷射格栅喷入烟道，通过静态混合器与烟气充分混合后，进入SCR反应器，氨气与烟气中的氮氧化合物在反应器内催化剂的作用下反应生成氮气和水；处理后的烟气进入下级省煤器和下级空气预热器；经处理的锅炉烟气中的氮氧化合物排放浓度≤200mg/Nm3，符合北京市锅炉大气污染物排放标准；
静电除尘：烟气经过高压静电场时被电分离，尘粒与负离子结合带上负电后，趋向阳极表面放电而沉积，经过一段时间后需清理阳极栅板；
脱硫：水煤浆锅炉烟气脱硫装置采用中国航天科技集团公司第十一研究院（原701所）与燕山石化公司联合开发的“锅炉烟气气动脱硫工业化技术”，使用石灰-石膏湿法脱硫工艺；除尘后的烟气经引风机引出经换热降温后进入脱硫塔，在塔内与石灰浆液发生化学法应，在经两级高效除雾器除去夹带的液体，返回烟气换热器升温，最后经烟囱排放；经处理的锅炉烟气二氧化硫排放浓度≤50mg/N立方米，烟尘排放浓度≤30mg/N立方米，达到北京市锅炉大气污染物排放标准。
锅炉给水泵：水压为15MPa；
水煤浆输送：用单螺杆泵输送，因水煤浆是固体的介质；。
1000MW超超临界火电机组电气设备及运行摘要：超超临界技术是国际上成熟、先进的发电技术，在机组的可靠性、可用率、热机动性、机组寿命等方面已经可以和亚临界机组媲美，并有了较多的商业运行经验。
目前，国际上超超临界机组的参数能够达到主蒸汽压力25～31MPa，主蒸汽温度566～611℃，热效率42%～45%。
我国将超超临界机组的研究设定在蒸汽压力大于25MPa，蒸汽温度高于580℃的范围。
基于此，本文主要对1000MW超超临界火电机组电气设备及运行进行分析探讨。
关键词：1000MW超超临界；火电机组；电气设备；运行1、前言1000MW级超超临界燃煤发电是一种先进、高效的发电技术，代表了当前火力发电的最高水平，1000MW级超超临界燃煤发电技术的研发和应用对实现我国火电结构调整、节能降耗，建设资源节约型、环境友好型社会，促进电力工业可持续发展具有重要意义。
2、超超临界火电厂全厂控制网络方案超超临界机组较超临界机组的工艺参数要求相对高一些，对材料的选择和使用要求更为重要。
而对热控方案设计而言，1000MW超超临界机组和600MW超/超超临界机组两者在基本控制方案上没有太大的差别。
分散控制系统(DCS)和可编程控制器(PLC)在火电厂自动化控制中已得到大量应用，随着大型火电机组炉、机、电的运行和管理水平不断提高，DCS和PLC系统极高的可靠性、丰富的控制功能和对运行操作的简化，为减员增效提供了诸多的方便，并取得了良好的效果。
因此1000MW机组的控制方式都采用分层分级的网络结构。
全厂控制网络由厂级监控信息系统(SIS)以及机组级的控制网络(DCS)、辅助系统控制网络三层构成，实现全厂监控系统的网络化管理和信息共享。
通过对控制系统的选择和控制点的设置，分别介绍几个典型的1000MW机组全厂网络控制方案如下:(1)方案一:设置厂级管理信息系统(MIS)、厂级监控信息系统(SIS)。
单元机组和机组公用部分采用DCS系统控制。
1000MW超超临界机组的先进设计与经济运行分析作者：李虎引言华能玉环电厂安装4×1000MW超超临界燃煤发电机组，在全国首次采用国际先进的超超临界燃煤发电技术，是国家“863计划”中引进超超临界机组制造技术的依托工程，也是我国“十五”重点建设项目。
经过精心安装与调试，1、2号机组已经于2006年提前实现双投，运行半年来，设备稳定，机组各项指标达到设计要求。
经测算，额定负荷下的锅炉效率为93.88%，汽轮机热耗为7295.8kJ(kW.h)，发电煤耗为270.6g/(kW.h)，氮氧化物排放量为270mg/m3，供电煤耗为283.2g/(kW.h)，机组热效率高达45.4%，达到国际先进水平，二氧化硫排放浓度为17.6mg/m3，优于发达国家排放控制指标。
3、4号机组也将力争于2007年投产。
一、1000MW机组特点玉环电厂超超临界机组主要设计参数见表1。
1.1 汽轮机特点机组汽轮机由上海电气集团联合西门子公司设计，为单轴四缸四排汽；所采用的积木块是西门子公司近期开发的3个最大功率可达到1100MW等级的HMN型积木块组合：1个单流圆筒型H30高压缸，1个双流M30中压缸，2个N30双流低压缸。
汽轮机4根转子分别由5只径向轴承支承，除高压转子由2个径向轴承支承外，其余3根转子，即中压转子和2根低压转子均只有1只径向轴承支承，提高了轴承稳定性，也缩短了轴向的长度，使轴总长度仅为29m。
整个高压缸静子件和整个中压缸静子件由它们的猫爪支承在汽缸前后的2个轴承座上。
而低压部分静子件中，外缸重量与其他静子件的支承方式是分离的，即外缸的重量完全由与它悍在一起的凝汽器颈部承担，其他低压部件的重量通过低压内缸的的猫爪由其前后的轴承座支承。
所有轴承座与低压缸猫爪之间的滑动支承面均采用低摩擦合金，具有良好的摩擦性能，不需要润滑，有利于机组顺畅膨胀。
盘车装置采用液压电动机，采用顶轴油驱动，安装在机头位置，位于1号轴承座内。
目录目录一、国际上超临界机组的现状及发展方向二、国内500MW及以上超临界直流炉机组投运情况三、超临界直流炉的控制特点四、1000MW超（超）临界机组启动过程五、1000MW超（超）临界机组的控制方案一、国际上超临界机组的现状及发展方向我国一次能源以煤炭为主，火力发电占总发电量的75%全国平均煤耗为394g/(kWh)，较发达国家高60~80g，年均多耗煤6000万吨，不仅浪费能源，而且造成了严重的环境污染，烟尘，SOx,NOx,CO2的排放量大大增加火电机组随着蒸汽参数的提高，效率相应地提高¾亚临界机组(17MPa,538/538℃)，净效率约为37~38%，煤耗330~340g¾超临界机组(24MPa,538/538℃)，净效率约为40~41%，煤耗310~320g¾超超临界机组(30MPa,566/566℃)，净效率约为44~45%，煤耗290~300g（外三第一台机组2008.3.26投产，运行煤耗270g）由于效率提高，污染物排量也相应减少，经济效益十分明显。
一、国际上超临界机组的现状及发展方向1957年美国投运第一台超临界试验机组，截止1986年共166 台超临界机组投运，其中800MW以上的有107台，包括9台1300MW。
1963年原苏联投运第一台超临界300MW机组，截止1985年共187台超临界机组投运，包括500MW,800MW,1200MW。
1967年日本从美国引进第一台超临界600MW机组，截止1984年共73台超临界机组投运，其中31台600MW, 9台700MW，5台1000MW，在新增机组中超临界占80%。
一、国际上超临界机组的现状及发展方向¾目前超临界机组的发展方向90年代,日本投运的超临界机组蒸汽温度逐步由538/566℃提高到538/593℃，566/593℃及600/600℃，蒸汽压力保持在24~25MPa，容量以1000MW为多，参数为31MPa,566/566℃的两台700MW燃气机组于1989年和1990年在川越电厂投产。
超超临界1000MW技术介绍(汽轮)超超临界1000MW技术介绍(汽轮)1.引言该文档详细介绍了超超临界1000MW技术在汽轮发电中的应用。
本文将从以下几个方面进行介绍：设备概述、工作原理、优势特点、关键技术、运行维护以及发展前景。
2.设备概述2.1 混合循环系统2.1.1 主蒸汽循环系统2.1.2 辅助蒸汽循环系统2.2 关键设备2.2.1 超超临界锅炉2.2.2 凝汽器2.2.3 汽轮机2.2.4 发电机2.2.5 辅助设备3.工作原理3.1 蒸汽循环过程3.1.1 进水加热过程3.1.2 主蒸汽循环过程 3.1.3 辅助蒸汽循环过程3.2 汽轮机工作原理3.2.1 高压缸3.2.2 中压缸3.2.3 低压缸3.2.4 凝汽器4.优势特点4.1 高效率4.2 低能耗4.3 低排放4.4 高可靠性4.5 灵活性与适应性5.关键技术5.1 超超临界锅炉技术5.1.1 材料技术5.1.2 燃烧技术5.2 高效凝汽器技术5.2.1 传热技术5.2.2 冷却水系统5.3 先进汽轮机技术5.3.1 叶片设计5.3.2 轴承系统5.4 环保措施5.4.1 脱硫技术5.4.2 脱硝技术5.4.3 烟气脱除技术6.运行维护6.1 运行策略6.1.1 启停规程6.1.2 负荷调整6.2 维护管理6.2.1 设备检修6.2.2 定期检测6.2.3 故障处理7.发展前景随着能源需求的不断增长和环保意识的提升，超超临界1000MW 技术在发电行业具有广阔的发展前景。
该技术将继续研究和应用，以满足未来能源发展的需求。
附件：本文档所涉及的相关图片、图表和数据。
法律名词及注释：1.脱硫技术：一种用于去除燃煤电厂烟气中二氧化硫的技术。
2.脱硝技术：一种用于去除燃煤电厂烟气中氮氧化物的技术。
3.烟气脱除技术：一种用于去除燃煤电厂烟气中污染物的综合技术。
国内外1000MW大型超(超)临界火电机组制造及投运概述（冯向前整理2008/6/27）内容一．国外1000MW大型超临界火电机组制造或装机情况 (2)二．中国大型超临界火电机组“十五”期间或至2010年发展战略.. 3三．中国1000MW大型超临界火电机组制造或装机情况 (4)四．华电邹县电厂主设备参数 (4)五．华能玉环电厂2#号机考核数据（由哪个公司提供的设备？） (6)六．我国首台1000MW汽机主要技术参数 (6)七．2x1000MW机组新建工程主要参考工程量及参考造价指标 (8)问题与反思：我们的技术和国外先进技术的差距体现在哪里？一．国外1000MW大型超临界火电机组制造或装机情况1)美国最大超临界双轴机组的容量为1390MW，最大的超临界单轴机组为893MW. 第一台超(超)临界火电机组单机最大容量为1300MW（双轴, 西屋公司制造,1972年投产). GE公司生产850MW及以上容量火电机组共约10台，全部是超临界机组，最大的超临界双轴机组为1050MW，最大的超临界单轴机组为884MW。
2)前苏联单机容量最大的1200MW（单轴）3000r/min机组是在1980年投入运行的。
3)日本日本主要是引进消化GE和Westhouse的技术。
主要制造商为日立，东芝和三菱。
单机容量1000MW及以上火电机组有46台，全部采用超临界及以上。
日本国内主要1000MW电厂4)德国德国是研究、制造超临界机组最早的国家，西门子公司已有10余台3000r/min(27kV)百万千瓦级发电机投入运行或正在安装，其中由西门子公司制造的上海外高桥900MW超临界单轴机组（共2台，#2发电机定子由上海汽轮发电机有限公司分包）已于2003、及2004年投运5)法国ALSTOM由原ABB、原ALSTOM公司合并而成，已生产投运的1000MW以上容量的超临界机组有11台：1300MW（24.2MPa／538／538℃、3600/3600 r/min）双轴8台1300MW（25.4MPa／538／538℃、3000/1500 r/min）双轴1台930MW（26.0MPa／550／580℃、3000 r/min）单轴2台二．中国大型超临界火电机组“十五”期间或至2010年发展战略1)选择600MW机组为起步容量(机组参数为600MW，压力24．2MPQ、温度538／566℃)，当时选取这个起步容量的原因主要是国内已有二台600MW进口机组投入运行，有运行及维护经验可借鉴，可靠性较高。
另一方面与亚临界600MW机组的容量类同，在主机制造上较为有利；并可采用现有的辅机配套，有利于减少其成套设备的研制。
2）900MW和1200MW大型超临界机组作为中、长期即2005年后发展的目标。
机组预设参数为（25~28MPa、600℃/600℃)。
在600MW大型超临界机组取得成功经验，并批量生产、形成主力机组后再予以发展，避免低水平的重复。
要尽早进行技术准备工作，重点研究900MW机组采用单轴、单炉膛的问题，并对1200MW机组采用双轴技术方案作综合分析，以便与单轴的900MW机组作比较。
预计2005年前攻克主要关键技术、国产大型超临界机组试制完成投入运行，并使其具有商品化生产能力.三．中国1000MW大型超临界火电机组制造或装机情况我国通过与GE，东芝、三菱、日立、阿尔斯通、西门子进行技术合作，已经培育出东电、上汽，哈汽等制造商。
1000MW机组技术国产化，达到90%。
截止2007年底，国内制造厂家已有50多台100万千瓦超超临界机组的定货合同。
已经投入运行的项目有玉环（4台）和邹县（2台）电厂。
在建的有泰州、北仑，天津国投、平顶山二电、浙江苍南、浙江宁海、舟山六横，广东海门、外高桥、玉环二期、费县国电、上海石洞口二期，华能营口二期等。
完成初步设计的有安徽芜湖电厂、马鞍山电厂，安徽铜陵。
规划中的有彭城,南京金陵,大唐潮州、河南平顶山姚孟、华润古城电厂，宁夏灵武电厂（世界首台1000MW空冷机组），珠海发电厂、沙角A电厂、平圩、洛河、滁州、国电博兴电厂、天津北疆电厂、宁波北仑三期、上海漕泾电厂、华能南通电厂、华电宿州电厂、彭城、绥中。
四．华电邹县电厂主设备参数2007年华电邹县电厂2*1000MW的发电机组投产，它是我国单机容量最大的发电机组。
整个机组的国产化水平达到90%以上。
1）主设备简况A）锅炉锅炉为超超临界参数变压直流炉、一次再热、平衡通风、运转层以上露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉，型号为：DG3000-26.15-III。
锅炉铭牌参数过热蒸汽：最大连续蒸发量(BMCR) 3033t/h出口蒸汽压力26.25MPa（a）出口蒸汽温度 605℃再热蒸汽：蒸汽流量2469.7/2347.1 t/h进/出口蒸汽压力 5.1/4.9 MPa(a)进/出口蒸汽温度354.2/ 603 ℃给水温度（BMCR）：302.4 ℃锅炉热效率：≥93.8%B）汽轮机采用东方汽轮机厂生产的，型号为TC4F-43的超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式、八级回热抽汽汽轮机。
铭牌功率工况：（TRL工况）额定功率：1000.0MW主汽门前蒸汽压力：25.0MPa（a）主汽门前蒸汽温度：600℃主汽门前蒸汽流量：2888.533t/h中联门前蒸汽压力： 4.45MPa（a）中联门前蒸汽温度：600℃中联门前蒸汽流量：2347.073t/h排汽压力：0.0118MPa（a）凝汽器循环冷却水进水温度：36℃凝汽量（包括小汽机）：1774.322t/h热耗：7354 kJ/kW.hC）发电机采用东方电机股份有限公司产品，型号为:TFLQQ-KD型，三相同步汽轮发电机，主要参数如下：额定容量：1120MV A额定功率：1000MW最大连续容量：1064MW额定电压：27kV额定功率因数：0.9（滞后）额定频率：50Hz额定转速：3000r/min效率99%冷却方式：水氢氢励磁系统：自并励静态励磁五．华能玉环电厂2#号机考核数据（由哪个公司提供的设备？）汽轮机热耗率：7314.9KJ/kWh，达到设计保证值.汽轮机最大连续出力：1000.52MW，达到设计保证值汽轮机夏季工况出力：1000.52MW ，达到设计保证值锅炉效率：93.76% ，达到设计保证值机组在额定负荷下的发电煤耗率：271.6g/kwh发电厂用电率 4.33%供电煤耗率：283.9 g/kwh；烟气中氮氧化物排放浓度：288mg/m3，达到设计保证值，优于国家标准烟气中二氧化硫排放浓度：18.1mg/m3，达到设计保证值，优于国家标准烟尘排放浓度：34 mg/m3，达到设计保证值，优于国家标准六．我国首台1000MW汽机主要技术参数中国首台1000MW汽轮机引进的是德国西门子技术，由上海电气(集团)总公司下属上海汽轮机有限公司成套供货。
单台机组的额定功率1000MW，最大出力1049.8MW。
1）汽轮机型式：超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、八级回热抽汽。
2)夏季工况下参数：功率: 1000MW主汽门前压力: 26.25 MPa主汽门前温度: 600℃再热汽阀前温度: 600℃背压: 9.61/7.61 kPa3) 铭牌工况(最大连续出力工况(TMCR)下参数)功率: 1000 MW主汽门前压力: 26.25 MPa主汽门前温度: 600℃再热汽阀前温度: 600 ℃平均背压: 5.39/4.46 kPa4）阀门（包括补汽调节阀）全开（VWO）功率下参数功率: 1049.85MW主汽门前压力 : 26.25 MPa（a）主汽门前温度: 600℃再热汽阀前温度: 600℃平均背压: 5.39/4.4 kPa七．2x1000MW机组新建工程主要参考工程量及参考造价指标来自中国电力工程顾问集团公司<火电工程限额设计参考造价指标>(2006年水平，并应该根据具体情况调整。
)新建工程主要参考工程量一、主厂房体积：649365m31、汽机房体积：306506m32、除氧间体积：104440 m33、煤仓间体积；180990 m34、炉前封闭体积：17564m35、集控楼体积：39865 m3二、热力系统管道：5270t高压管道：2870 t;主蒸汽管道：712 t再热蒸汽管道（热段）：938 t再热蒸汽管道（冷段）：341t主给水管道：879 t中低压管道；2400 t三、烟风煤管道：5880 t四、热力系统保温油漆（含炉墙保温）；24530 m3五、全厂电缆；2820km电力电缆：420km控制电缆：2400 km3六、电缆桥架（含支架）：2300 t七、建筑三材量1、钢筋：25586 t2、型钢：26633 t3、木材：6587 m34、水泥：116647 t八、厂区占地面积；49hm2九、施工租地：27 hm22x1000MW机组参考造价指标一、2x1000MW超超临界机组1、新建：3604元/KW；2、扩建：3328元/KW。
二、各类费用占指标的比例：1、建筑工程费用：19.23%2、设备购置费用：52.54%3、安装工程费用：16.35%4、其它费用：11.88%三、新建工程其它费用汇总：万元1、建设场地占用及清理费：158452、项目建设管理费：54873、项目建设技术服务费：15698, I2四、生产准备费：10750五、其它：1、施工安全补助费：3002、工程质量监督检测费：1483、预算定额编制管理费、劳动定额测定费：2374、文明施工措施费：2005、水土保持补偿费：806、大件运输措施费：700。
