刘正强——国内座缸式600-1000MW超超临界汽轮机低压缸五、六级抽汽温度高分析..

600MW超临界直流锅炉的汽温调节摘要：本文阐述了发电厂600MW超临界直流锅炉汽温调节的一些常用方法，总结了这些调节方法的特性，对锅炉汽温的扰动因素做了简单分析，并阐述了作者自己的观点。

关键词：锅炉；主蒸汽温度；再热蒸汽温度；水煤比；减温水；负荷概述： #1、#2机组为国产600MW超临界压力燃煤发电机组，主要是带基本负荷运行，同时具有一定的调峰能力，热力系统为单元制系统，锅炉型号为HG-1950/25.4－YM1，采用哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进英国三井巴布科克能源公司技术制造的超临界参数变压运行带内置式再循环泵启动系统的本生直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型锅炉。

汽轮机型号为N600－24.2/538/566，型式为超临界压力、一次中间再热、单轴、双背压、三缸四排汽、凝汽冲动式汽轮机。

发电机是型号为QFSN-600-2-22C、采用机端变自并励微机数字可控硅整流励磁系统的同步汽轮发电机。

600MW超临界直流锅炉由于没有汽包环节，给水经加热、蒸发和过热变成过热蒸汽是一次性连续完成的，随着运行工况的不同，锅炉将运行在亚临界或超临界压力下，蒸发点会自发地在一个或多个加热区段内移动，这就给锅炉汽温调节带来了很大难度。

下面分别就主蒸汽温度及再热蒸汽温度的情况进行探讨。

一、主蒸汽温度的调节对于600MW超临界直流锅炉，保持水煤比不变，则可维持过热蒸汽温度不变。

水煤比的变化是汽温变化的基本原因。

当过热蒸汽温度偏低时，首先应适当增加燃料量或减小给水量，使汽温升高，然后用喷水减温方法精确保持汽温。

1、湿态运行当机组负荷＜30％B-MCR时，超临界锅炉为湿态运行，此时锅炉的动态特性类似于汽包锅炉。

在此过程中，通过给水及燃料量的改变来满足蒸汽参数的要求，此时要求溢流阀投自动以维持储水罐水位在7m左右，燃料与给水是否匹配，可以从溢流阀的开度反映出来，一般点火初期开度维持在30％左右,随着负荷的增加,开度逐渐减小，如需提高主蒸汽温度，则须增加给水流量并适当增加燃料量，这种情况下，溢流阀开度增大，汽温上升快而压力却上升很慢或者下降。

600MW超临界火电机组集控运行规程华北电力大学2005年目录1机组设备慨述1.1锅炉设备概述1.2汽机设备概述1.3发电机设备概述2机组设备规范2.1锅炉设备规范及燃料特性2.1.1锅炉设备规范2.1.2锅炉汽水要求2.1.3燃煤成分及特性2.1.4燃料灰渣特性2.1.5点火及助燃油特性(#0轻柴油)2.1.6安全门参数2.1.7炉受热面有关技术规范2.1.8燃烧设备2.2汽机设备规范2.2.1主机设备规范2.2.2汽机主要设计参数2.2.3汽机各级抽汽参数2.2.4蒸汽品质2.2.5旁路系统设备规范2.3发电机及励磁设备规范2.3.1 发电机规范2.3.2 发电机励磁参数2.3.3 发电机冷却介质及油系统规范2.3.4 发电机电流互感器规范2.3.5发电机电压互感器规范2.3.6发电机避雷器设备规范3机组主要控制系统3.1炉膛安全监察控制系统(FSSS)主要功能3.2顺序控制系统（SCS）3.3模拟量控制系统（MCS）3.3.1模拟量控制系统主要功能3.3.2机组协调控制系统运行方式3.3.3子控制回路自动条件3.3.4机组运行方式操作3.4数字电液调节系统(DEH)3.4.1主要功能3.4.2自动调节系统3.4.3其它调节3.4.4OPC保护系统3.4.5阀门管理3.4.6运行方式选择3.5数据采集系统（DAS）3.6ECS4机组主要保护4.1.汽机主要保护4.1.1汽轮机超速及自动跳机保护4.1.2汽轮机主要联锁保护4.1.3调节级叶片保护4.2锅炉主要保护4.2.1锅炉MFT动作条件4.3电气主要保护4.3.1发变组保护A柜配置（许继）4.3.2发变组保护B柜配置（许继）4.3.3发变组保护C柜配置(南自) 4.3.4发变组保护D柜配置（南自）4.3.5发变组保护E柜配置（南自）4.3.6动作结果说明5机组启动5.1启动规定及要求5.1.1启动要求5.1.2机组禁止启动条件5.1.3机组主要检测仪表5.1.4机组启动状态划分5.2启动前联锁、保护传动试验5.3启动前检查准备5.3.1启动前准备5.3.2系统投入5.4机组冷态启动5.4.1炉前给水管路清洗及锅炉上水清洗5.4.2锅炉点火前吹扫准备5.4.3锅炉点火前吹扫5.4.4锅炉点火5.4.5锅炉升温升压5.4.6汽轮机冲转前准备5.4.7汽机冲车、升速、暖机5.4.8并网前进行以下试验5.4.9升速注意事项5.4.10发电机升压注意事项5.4.11发电机并列规定及注意事项5.4.12发电机并列条件5.4.13发电机220KV侧断路器自动准同期并列步骤5.4.14发电机220KV断路器手动准同期并列步骤5.4.15发电机手动准同期并列注意事项5.5机组并列后的检查和操作5.5.1机组并列后的检查5.5.2机组30MW负荷升至180MW负荷5.5.3180MW负荷升至300MW负荷5.5.4300MW负荷升至450MW负荷5.5.5450MW负荷升至600MW负荷5.5.6机组升负荷过程中注意事项5.5.7机组冷态启动的其他注意事项5.6机组热态启动5.6.1热态启动参数选择5.6.2机组冲车条件5.6.3机组热态(温态)启动步骤5.6.4机组热态(温态)启动注意事项6机组正常运行及维护6.1机组正常运行参数限额6.1.1锅炉运行的报警值和跳闸值6.1.2汽机报警及停机值6.1.3发电机系统运行限额6.2机组负荷调整6.2.1机组运行方式说明6.2.2机组正常运行的负荷调整6.2.3AGC方式下的负荷调整6.3运行参数的监视与调整6.3.1机组给水的监视与调整6.3.2主、再热蒸汽温度的监视与调整6.3.3锅炉燃烧调整6.3.4二次风的调整6.3.5炉膛压力的调整6.3.6汽压调整6.3.7发电机系统主要参数的监视与调整6.3.8发电机氢气系统监视与调整6.3.9电机冷却系统的监视与调整6.4定期工作及试验6.5非设计工况运行6.5.1机前压力6.5.2主再热蒸汽温度6.5.3符合下列条件，高加退出运行可带100%负荷运行6.5.4同时切除高加，一段抽汽压力超限最高带负荷570MW 6.5.5低加解列的规定7机组停止运行7.1机组停运前的准备7.1.1机组停运前的准备7.2机组正常停运7.2.1确认机组运行方式7.2.2机组减负荷至240MW7.2.3机组减负荷至30MW7.2.4停机7.2.5停炉7.2.6汽机惰走7.3滑参数停机7.3.1滑停过程中有关参数控制7.3.2机组负荷由600MW减至450MW7.3.3机组负荷由450MW减至300MW7.3.4机组负荷由300MW减至180MW7.3.5机组负荷由180MW减至60MW7.3.6机组负荷由60MW减至18MW7.3.7解列停列(同正常停机操作)7.3.8滑参数停机的注意事项7.4机组停运锅炉抢修7.4.1降温降压7.4.2解列停机7.4.3停炉后的自然冷却7.4.4停炉后的快速冷却8机组停运后的保养8.1锅炉停运后的保养8.1.1锅炉停运后的保养方法8.1.2热炉放水法8.1.3锅炉湿法保养8.1.4锅炉充氮气干式保养8.2汽机停运后的保养8.2.1汽机停机不超过一周的保养8.2.2汽机停机超过一周的保养8.3发电机停运后的保养8.3.1发电机停运后的保养方法9事故处理9.1事故处理的原则9.1.1事故处理的导则9.1.2机组紧急停机的条件及处理9.1.3机组申请停机的条件9.2机组综合性故障9.2.1机组甩负荷处理9.2.250%RB9.2.3厂用电中断9.2.4厂用电部分中断9.3锅炉异常处理9.3.1水冷壁、省煤器、过热器、再热器管损坏9.3.2空预器、尾部烟道着火9.3.3炉前油系统故障处理9.3.4主蒸汽温度异常9.3.5再热蒸汽温度异常9.3.6锅炉给水流量低9.3.7锅炉汽水分离器出口温度高9.4汽机异常运行及常规事故处理9.4.1汽轮机水冲击9.4.2汽轮发电机组振动异常9.4.3汽轮机轴向位移增大9.4.4凝汽器真空降低9.4.5周波不正常9.4.6润滑油系统异常9.4.7抗燃油系统故障9.4.8油系统着火9.4.9DEH异常9.5发电机异常及事故处理9.5.1发电机异常的处理原则9.5.2发电机运行参数异常9.5.3发电机异常运行9.5.4发电机漏氢9.5.5发电机非同期并列9.5.6发电机变为同步电动机运行9.5.7发变组保护动作跳闸9.5.8发电机非全相运行9.5.9发电机失磁9.5.10发电机振荡或失去同步9.5.11电压回路断线9.5.12定子水压力低9.5.13定子水箱水位异常9.5.14内冷水电导率高9.5.15发电机定子线棒或导水管漏水9.5.16发电机定子升不起电压9.5.17发电机氢系统爆炸、着火附表一：常用单位对照表附表二：常用水蒸气参数对照表1.机组设备概述1.1锅炉设备概述1.1.1 该仿真机组锅炉是由哈尔滨锅炉有限责任公司引进三井巴布科克能源公司（MitsuiBabcock Energy Limited）技术生产的超临界参数变压运行直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。

600MW等级超(超)临界机组设备选型方案研究 吕庭彦，路胜利，谢卫江，金 刚，金 安中国水利电力物资有限公司 北京 100045The Research of 600MW Supercritical and Ultra-supercritical UnitEquipment SelectionLv tingyan, Lu shengli ,Xie weijiang, Jin gang, Jin anChina National Water Resources & Electric Power Materials & Equipment Co,Ltd.Beijing 100045ABSTRACT：This study takes into account the technical performance, price, delivery risks, unit load factors impacted on the selection of equipment, establishs a comprehensive analysis table of the unit selection, it has a certain reference value for thermal power equipment selection。

KEY WORD：600MW supercritical and ultra-supercritical unit；Selection；Technical program；Delivery risk；Unit load；Price摘 要：本研究综合考虑了设备的技术性能、价格、交货风险、机组运行负荷多方面因素对设备选型的影响，建立了机组选型综合分析表，对于火电基建工程的设备选型有一定参考意义。

关键词：600MW等级超(超)临界机组；选型；技术方案；交货风险；运行负荷；设备造价1 前言从2006年至今，我国除了常规供热机组采用300MW等级亚临界机组外，600MW等级及以上机组均采用了超（超）临界机组。

1000MW超超临界汽轮机极热态启动特点及对策浙江国华宁海电厂二期2×1000MW超超临界汽轮发电机组是目前国内单机功率最大、经济性最高的火力发电机组。

文章对该汽轮机极热态条件启动过程进行了深入研究，提出了一系列有针对性的措施和方法，对机组停运后迅速并网带负荷具有重要的指导意义，对同类型机组也有一定的借鉴作用。

标签：超超临界；1000MW；极热态启动1 系统概述浙江国华宁海电厂二期工程2×1000MW汽轮发电机组采用德国SIEMENS 成熟的组合积木块式HMN机型，由1个单流圆筒型H30高压缸，1个双流M30中压缸和2个N30双流低压缸组成。

高压通流部分l4级，中压通流部分2x13级，低压通流部分4x6级，共计64级。

汽轮机大修周期设计为l2年，是一般电厂的2～3倍，在降低电厂检修维护费用的同时，也使机组等效可用系数得到很大提高。

汽轮机型式为超超临界、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，具体技术参数（铭牌功率TRL）如表1：2 极热态启动的特点极热态启动是指机组停用2h以内重新启动，对于采用滑参数停机的超超临界机组而言，此时一般汽轮机高压转子金属温度在380℃左右，而对于故障跳闸的机组在而言，此时汽轮机高压转子在550℃左右，可以说在这种工况下进行极热态启动，如果处理不当，将对于汽轮机的寿命造成极大的影响。

极热态启动的主要特点是：启动前机组金属温度非常高，一般仅比额定参数低50℃左右；汽轮机所要求的进汽冲转参数极高；启动时间非常短，一般在机组跳闸后，事故原因一经查明，消除马上冲转并网。

3 极热态启动中注意的问题3.1 冲转参数的选择极热态启动前，汽轮机金属部件温度较高，要特别防止汽缸和转子被冷却。

在实际操作中应该根据汽轮机缸温、转子温度来决定冲转的参数，并要求加快升速、并网、及带负荷的速率，减少一切不必要的停留，防止汽轮机产生过大的热应力、热变形。

西门子1000MW汽轮机极热态冲转参数的选择是由DEH系统内部应力评估模型给定的，具体根据汽轮机高/中压转子温度、高压主汽门/调门内外壁温差、高压缸温度，在相应金属材料应力裕度模型的基础上计算得出。

1000MW超超临界锅炉启动过程分析刘崇刚国电泰州发电有限公司生产运行部江苏泰州 213000择要：本文简单介绍泰州电厂工程概况及等离子助燃点火，重点论述超超临界1000MW机组在启动过程如何成功实现无油点火，而且对启动过程中出现的具体问题进行详细分析并提出针对性解决方法，具有很大的推广价值，为即将投产和在建机组超超机组提供了实现无油启动成功的范列。

关键词：等离子无油点火锅炉启动参数控制关键点控制一、工程概况国电泰州电厂一期工程2×1000MW超超临界燃煤机组锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司由三菱重工业株式会社（Mitsuibishi Heavy Industries Co. Ltd）提供技术支持，设计的锅炉是超超临界变压运行直流锅炉，采用П型布置、双炉膛、一次中间再热、低NO X PM 主燃烧器和MACT燃烧技术、反向双切园燃烧方式，底层1A磨煤机采用等离子助燃技术，炉膛为内螺纹管垂直上升膜式水冷壁，循环泵启动系统；调温方式除煤/水比外，还采用烟气分配挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。

锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，设计煤种为神华煤，校核煤种分别为兖州煤和同忻煤。

锅炉主要参数如下：二、启动过程分析1、等离子点火等离子点火原理：等离子是利用直流电流在介质气压0.01～0.03Ma的条件下接触引弧，并在强磁场控制下获得稳定功率的直流空气等离子体，该等离子体在燃烧器的中心燃烧筒中形成温度》5000K的梯度极大的局部高温区，煤粉颗粒通过该等离子“火核”受到高温作用，并在1/1000秒内迅速释放出挥发物，使煤粉颗粒破裂粉碎，从而迅速燃烧。

由于反应是在气相中进行，使混合物组分的粒级发生了变化，煤粉的燃烧速度加快，也有助加速煤粉的燃烧，大大减少了点燃煤粉所需要的引燃能量，使无油点火成为可能。

等离子点火的难点：1）如何获得初始的制粉热风泰州电厂采用等离子厂家提供的方案：在热风母管上加装厂家提供的暖风器，加热汽源来自辅汽系统，暖风器入口加装一个热风隔绝门，出口加装一个热风电动调节挡板和冷风电动调节挡板。

Doors&Windows 摘
1000
1000
3
在进行拼装之前利用红丹粉对汽缸底脚与台板
压缸前后段缸体前后外油挡洼窝水平中心差值不大于安装前要做好准备工作
一台汽轮发电机要良好运行一条直的水平线而是一条曲线
5
阀门安装前保持内部干净
润滑油箱模块
检查油管路安装结束后
然后对油系统管道进行气密性试验空气压力注入到检查控制油管路安装完毕后
目前我国的火电机组安装工程多数都有安装人员技术水
参考文献
[J].电力建设,2006(4):1~4.
分析研究与探讨
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2018.03。

超超临界1000MW空冷汽轮机低压缸刚性研究方宇;刘东旗;徐琼鹰;章艳【摘要】灵武空冷1000MW项目是世界首台超超临界1000MW空冷汽轮机,低压外缸结构尺寸大,设计过程中,必须确保其有较好的刚度能抵抗缸内部件重力和真空载荷的作用,使得机组能正常稳定地运行.文章采用三维有限元分析方法,建立低压外缸的有限元模型,进而计算了低压缸的变形和应力,最终优化了低压外缸的设计,降低了外缸的变形,使其刚度满足机组的安全稳定的运行.【期刊名称】《东方汽轮机》【年(卷),期】2013(000)001【总页数】4页(P1-4)【关键词】低压缸;变形;刚性;有限元【作者】方宇;刘东旗;徐琼鹰;章艳【作者单位】东方汽轮机有限公司,四川德阳,618000;东方汽轮机有限公司,四川德阳,618000;东方汽轮机有限公司,四川德阳,618000;东方汽轮机有限公司,四川德阳,618000【正文语种】中文在我国中西部煤炭资源丰富、水资源缺乏的地区，采用节水环保、经济性好的大型超超临界空冷汽轮发电机组可以降低发电煤耗，减少 SO2、CO2等污染物的排放。

灵武空冷 1000MW 项目是世界首台超超临界空冷 1000MW 汽轮机。

其低压缸的设计是整个机组设计的重要一环。

该低压外缸结构庞大，外形尺寸7160mm×10140mm （包括撑脚），上半高3725mm，下半高 3200mm，上半重～57t，下半重～117t。

如何使低压外缸有足够的刚性抵抗各种重力和真空载荷作用产生的变形，并满足设计要求是确保机组安全稳定运行非常重要的因素。

通过建立低压内、外缸的有限元分析模型，进行变形和强度分析，并优化缸内支撑管的布置，大幅降低了外缸的变形。

灵武空冷 1000MW 项目低压缸采用三层缸结构，分为进汽室、内缸和外缸，均为焊接结构。

低压缸结构简图如图1所示。

低压内缸进汽室设计为装配式结构，整个环形的进汽腔室与内缸其它部分隔开，并且可以沿轴向径向自由膨胀，低压进汽室与低压内缸的相对热膨胀死点为低压进汽中心线与汽轮机中心线的交点。

1000MW超超临界机组发电机氢气纯度的控制陈晓春【摘要】氢气作为发电机的换热介质,其纯度控制极为重要.影响发电机氢气纯度的因素很多,密封油与氢气纯度的控制关联最大.分析了密封油的流量、温度、真空度、氢气露点等指标,论述了密封油与氢气纯度的关系,结合国电浙江北仑第一发电有限公司三期#6,#7机组运行情况,提出了切实可行的控制措施.【期刊名称】《华电技术》【年(卷),期】2012(034)003【总页数】4页(P27-30)【关键词】1000 MW机组;超超临界;氢气纯度;密封油;发电机【作者】陈晓春【作者单位】国电浙江北仑第一发电有限公司,浙江宁波315800【正文语种】中文【中图分类】TM3110 引言氢气具有密度小、传热快和散热快的特点，其散热能力是空气的8倍，所以，一般发电机采用氢气作为换热介质。

氢气同时也是一种极易爆炸的危险品，如果氢气中氧的质量分数大于3%的话，遇火立即产生爆炸。

另外，发电机氢气纯度降低会影响其冷却效果，氢气纯度每下降1%，其通风损耗及转子摩擦损耗就会增加11%。

因此，若使发电机正常运行的话，则要求机内的氢气纯度不低于98%。

国电浙江北仑第一发电有限公司三期 #6，#7机组1 000 MW超超临界机组的发电机均由上海电气集团股份有限公司和西门子联合设计制造，型号为THDF125/67，为水氢氢冷却、无刷励磁汽轮发电机。

发电机内氢气压力控制在0.5 MPa，氢气纯度要求不低于98%，机内容氢量为100 m3。

为防止氢气泄漏，在轴端装有浮动式密封瓦并配以密封油系统，向密封瓦提供稍高于氢压的密封油，油氢差压控制在120 kPa左右，发电机的漏氢量要求不大于18 m3/d。

影响发电机氢气纯度的因素很多，但密封油与氢气关系最为密切，密封油的氢侧与其直接接触，密封油的压力大于氢气压力，一些杂质气体及水分、油分子很容易混入氢气，从而影响其纯度。

目前，国电浙江北仑第一发电有限公司三期 #6机组的氢气纯度在97%，比正常运行要求有所偏低。

1000MW超超临界二次再热汽轮机排汽温度控制简述作者：曹冬敏张宇陈臻陈国民崔凯峰来源：《机电信息》2020年第29期摘要：详细介绍了国家能源集团泰州发电有限公司1 000 MW超超临界二次再热汽轮机超高压缸、高压缸的排汽温度控制方式及策略，针对控制策略中存在的问题，提出了相应的建议和改进措施，对同类型汽轮机的排汽温度控制提供了参考。

关键词：排汽;温度控制;超高压缸;高压缸0 引言国家能源集团泰州发电有限公司二期工程2×1 000 MW超超临界二次再热机组采用由上海汽轮机有限公司和德国SIEMENS公司联合设计制造的组合积木块式HMN机型，为超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机。

该汽轮机机型采用无调节级全周进汽+滑压运行方式。

1 二次再热汽轮机排汽温度控制难点一次再热机组采用高中压联合启动方式，先开高压调门，再开中压调门。

如果高排温度高，则调整高中压缸的流量。

二次再热机组采用超高压、高压、中压缸联合启动方式，超高压、高压、中压调门同时开启，如果超高排、高排温度高，则调整三缸间的流量，控制级数增多，难度加大。

2 我厂现阶段采用的汽轮机排汽温度控制方式及策略2.1 机组启动参数方面如果汽轮机启动参数过高，会使得进入汽轮机中的蒸汽单位焓值增大，做功增大，汽轮机进汽量进一步减小，排汽温度增高的风险进一步增大;而启动参数过低，容易使汽轮机在启动中发生水冲击等事故。

结合上述情况，我厂汽轮机启动参数控制如表1所示。

2.2 汽轮机发电机组初负荷控制方面该汽轮机对发电机组并网后的初负荷做了一定优化，将并网后初负荷设为150 MW。

较高的初负荷使进入汽轮机的蒸汽量进一步增大，降低了排汽温度增大的风险;较大的排汽量也能提高汽轮机低负荷初期的暖机速率，从而进一步提高机组后期的升负荷速率。

2.3 汽轮机控制策略该汽轮机为了防止流量过低引起超高压、高压缸末级叶片鼓风发热，根据超高压、高压缸排汽温度自动调整超高、高压、中压缸的进汽流量分配。

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台超临界锅炉和超超临界锅炉，其中500MW 以上的锅炉为59台，而1000MW的超临界和超超临界锅炉共有7台；如以运行方式分类，则32台为定压运行，36台为变压运行；如从蒸汽参数上看，超超临界锅炉共有9台，其中2台为31MPa，566/566/566℃二次再热，其余均为一次再热，蒸汽压力为24.1～24.5MPa，蒸汽温度为566/593，593/593直至600/600℃。

综述600MW超临界直流锅炉的汽温调节作者：付光辉来源：《中国新技术新产品》2011年第11期摘要：本文阐述了发电厂600MW超临界直流锅炉汽温调节的一些常用方法，总结了这些调节方法的特性，对锅炉汽温的扰动因素做了简单分析，并阐述了作者自己的观点。

关键词：锅炉；主蒸汽温度；再热蒸汽温度；水煤比；减温水；负荷中图分类号：TM621.2 文献标识码:B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，主要是带基本负荷运行，同时具有一定的调峰能力，热力系统为单元制系统，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。

锅炉型号为DG1950/25.4－Ⅱ2，型式为∏型布置、单炉膛、一次中间再热、尾部双烟道结构、前后墙对冲燃烧方式、旋流燃烧器、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构露天布置、采用内置式启动分离系统、三分仓回转式空气预热器、采用正压冷一次风机直吹式制粉系统、超临界参数变压直流本生型锅炉。

汽轮机型号为N600－24.2/566/566，型式为超临界压力、一次中间再热、单轴、双背压、三缸四排汽、凝汽冲动式汽轮机。

发电机是型号为QFSN-600-2-22A、自并励静止可控硅整流励磁系统的三相交流隐极式同步汽轮发电机。

600MW超临界直流锅炉由于没有汽包环节，给水经加热、蒸发和过热变成过热蒸汽是一次性连续完成的，随着运行工况的不同，锅炉将运行在亚临界或超临界压力下，蒸发点会自发地在一个或多个加热区段内移动，这就给锅炉汽温调节带来了很大难度。

下面分别就主蒸汽温度及再热蒸汽温度的情况进行探讨。

一、主蒸汽温度的调节对于600MW超临界直流锅炉，保持水煤比不变，则可维持过热蒸汽温度不变。

水煤比的变化是汽温变化的基本原因。

当过热蒸汽温度偏低时，首先应适当增加燃料量或减小给水量，使汽温升高，然后用喷水减温方法精确保持汽温。

邹县电厂N1000—25/600/600型超超临界机组低压转子损伤原因分析李祥苓刘强李旭涛王正霞张强张庆国（华电国际邹县发电厂）摘要：邹县电厂N1000—25/600/600型超超临界火电机组低压通流所有隔板汽封在整个圆周方向全部出现了严重的摩擦损伤，并对低压转子造成了摩擦损伤，综合低压转子重量、支撑跨距，工况等因素，对比设备厂家给定的低压通流径向间隙的安装调试标准与机组实际的低压通流径向间隙，结合机组低压通流事故情况，进行全面细致的分析，并针对性提出了一系列的改进、修订措施。

关键词：1000MW超超临界机组低压通流汽封摩擦措施概述华电国际邹县电厂2×1000MW汽轮发电机组为东方、日立联合制造的N1000—25/600/600型一次中间再热、单轴四缸四排汽，凝汽式超超临界火电机组，整个轴系由一个双调节级单流高压缸、一个双流中压缸及两个双流低压缸组成，末级叶片高度为43〞，汽轮机长35.6m，汽轮发电机总长54.652m，轴系长度世界第一，2006年12月投产发电，2008年2月22日进行第一次检查性大修，是我国首批投产发电的百万千瓦级超超临界火电机组，更是我国第一台进行检查性大修的百万千瓦超超临界火电机组，为同类型、同等级机组的设计制造和安全生产提供了宝贵经验。

1 故障概况华电国际邹县电厂N1000—25/600/600型超超临界火电机组2006年12月投产发电，运行状况稳定安全，按国家和行业规定于2008年2月22日进行第一次检查性大修，设备解体，低压转子吊出进行检查时发现低压转子与隔板汽封接触处摩擦损伤严重，低压转子低压末级至正反向第一级（即低压转子两侧至中间）被隔板汽封摩擦损伤程度逐渐加重，转子摩擦损伤最严重处被隔板汽封磨损出1mm左右的沟槽（见图1），隔板汽封A片磨损严重，在径向上被磨损掉约1mm，汽封B片尖齿磨平（见图2）。

严重威胁了机组安全。

图1 低压转子摩擦损伤示意图图2 隔板汽封磨损示意图2 故原因分析2.1日立公司制定的低压通流径向间隙安装调整标准不科学，不合理，华电国际邹县电厂N1000—25/600/600型超超临界火电机组低压通流进行解体检查时发现低压转子大轴摩擦损伤严重，低压通流所有压力级隔板汽封全部发生摩擦损伤，每个压力级的隔板汽封在整个圆周方向全部发生摩擦损伤，汽封A片磨损严重，汽封B片尖齿磨平（见图3），图3 隔板汽封结构示意图由于每个压力级的隔板汽封在整个圆周上全部发生了摩擦损伤。

660MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算-刘振江.Jilin Architectural and Civil Engineering Institute 课程设计计算书660MW凝汽式机组全厂原则设计名称性热力系统计算学院市政与环境工程专业热能与动力工程班级热能121姓名刘振江学号030612114指导教师潘冬慧设计时间2015.12.28~2016.1.21目录1.计算任务 (2)2.计算原始资料 (4)3.计算过程 (6)3.1 汽水平衡计算 (6)3.2 汽轮机进汽参数计算 (7)3.3 辅助计算 (9)3.4 各加热气进，出水参数计算 (15)3.5 高压加热器组抽气参数计算 (17)3.6 除氧器抽气系数计算 (17)3.7 低压加热器组抽气系数计算 (18)3.8 凝汽系数α计算 (19)3.9 汽轮机内功计算 (20)4.热经济指标计算 (20)4.1.汽轮机发电机组热经济性指标计算 (21)4.2.全厂热经济指标计算 (22)5.反平衡校核 (22)6.参考文献 (24)660MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算（设计计算）1、计算任务书（一）计算题目国产660MW凝汽式机组全厂原则性热力系统计算（设计计算）（二）计算任务1.根据给定热力系统数据，计算气态膨胀线上各计算点的参数，并在ｈ-s图上绘出蒸汽的气态膨胀线；2.计算额定功率下的气轮机进汽量Do，热力系统各汽水流量D j、G j；3.计算机组的和全厂的热经济性指标；4.绘出全厂原则性热力系统图，并将所计算的全部汽水参数详细标在图中。

（三）计算类型定功率计算（四）热力系统简介某火力发电场二期工程准备上两套660MW燃煤汽轮发电机组，采用一炉一机的单元制配置。

其中锅炉为德国BABCOCK公司生产的2208t/h自然循环汽包炉；气轮机为GE公司的亚临界压力、一次中间再热660MW凝汽式气轮机。

全厂的原则性热力系统如图5-1所示。

超超临界1000MW机组中低压缸轴承瓦温高分析及处理【摘要】介绍了西门子技术超超临界1000MW 汽轮机在投入生产的同类型机组中，普遍存在中、低压缸支撑轴承金属温度偏高的情况，从机组轴系的设计理念、轴系装配工艺以及影响瓦温的因素等方面对轴瓦金属温度偏高的原因进行了分析，并制定出相应的可行性处理措施，以期能在同类型机组的瓦温控制方面有所借鉴。

【关键词】轴瓦负载轴系扬度绝对水平线轴瓦支撑标高润滑油量润滑油温1 背景西门子技术超超临界1000MW 汽轮机是由上海汽轮机有限公司和德国SIEMENS 公司联合设计制造的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机N1000-26.25/600/600（TC4F）。

从国内已投产的同类型机组的运行情况基本处于良好状况，但却普遍主机中、低压缸轴承（＃3、＃4、＃5 瓦）金属温度偏高的共性问题一直没有得到有效解决，大部分机组汽轮机中、低压缸轴承瓦温都超过了105°C，有的电厂甚至达到110°C 以上，处于瓦温高报警状态，对机组运行可靠性产生较大的影响。

2 原因分析影响汽轮机轴瓦金属温度的因素很多，主要包括：轴瓦的载荷、轴瓦的冷却及润滑系统、轴瓦楔形油膜以及润滑油量、油温等等方面；结合某电厂现场的实际情况以及西门子百万机组的设计理念，主要从以下几个方面进行分析；2.1 汽轮机的轴系支承设计方面分析：汽轮机轴系的轴系设计和良好对中是汽轮发电机转子平稳运行的重要条件，轴系设计和良好对中是保证转子各支承轴瓦载荷合理分配的主要条件；同时，也是影响到轴瓦运行过程中金属温度的重要因素。

西门子1000MW 四缸机型采用一只高压缸、一只中压缸和二只低压缸串联布置。

汽轮机各转子为单轴承支承结构，即轴系支撑采用（N+1）轴承设计（N 为转子数量），4 根转子分别由5 只径向轴承来支承,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 根低压转子均只有一75只径向轴承支承,整台机组包括发电机和励磁机在内共8 道轴承。