东汽-日立型超超临界1000MW汽轮机结构介绍
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2. 东汽－日立型超超临界1000MW汽轮机
2.1 热力特性
该汽轮机为单轴四缸四排汽型式，从机头到机尾依次串联，一个单流高压缸、一个双流中压缸及两个双流低压缸。高压缸呈反向布置（头对中压缸），由一个双流调节级与8个单流压力级组成。中压缸共有2×6个压力级。两个低压缸压力级总数为2×2×6级。末级叶片高度为43″,采用一次中间再热，汽轮机总长为35.6m，汽轮发电机组总长54.652m。其纵剖面图如图1所示。主蒸汽从高中外缸中部上下对称布置的4个进汽口进入汽轮机，通过高压9级作功后去锅炉再热器。再热蒸汽由中压外缸中部下半的2个进汽口进入汽轮机的中压部分，通过中压双流6级作功后的蒸汽经一根异径连通管分别进入两个双流6级的低压缸，作功后的乏汽排入两个不同背压的凝汽器。
图1 东方－日立型超超临界100MW汽轮机
高压主汽阀，调节阀悬吊在机头前运行平台下面，通过4根导汽管与高压汽缸相接。其布置图如图2所示。中压联合阀布置在高中压缸两侧，通过中压进汽管与汽缸焊接，并采用浮动式弹簧支架固定在平台上。
图2 高压主汽阀调节阀布置图
特性参数：
⑴ 型号 N1000-25/600/600
⑵ 机组型式 超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、
1000MW超超临界机组超低排放改造工程的分析
关键词：超低排放 烟气脱硝 烟气脱硫
煤炭是我国的主要一次能源，煤燃烧过程中产生的SO2、NOx和烟尘是我国大气的主要污染物。近年来我国频繁发生了大面积的严重雾霾天气，给工农业生产和人民的身体健康带来严重的影响，燃煤污染物控制形势日趋严峻。为此，2011年我国颁布了严格的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)[1]，将燃煤火力发电厂烟尘、SO2、NOx等污染物排放浓度限值分别降至30、100、100mg/m3，重点地区降至20、50、100mg/m3。
2014年《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》对燃煤烟气中烟尘、SO2、NOx的排放浓度提出了要求新建燃煤机组大气污染物排放基本达到燃气轮机机组排放限值，即在基准氧含量6%的条件下，烟尘、SO2、NOx的排放浓度分别不高于10、35、50mg/m3[2]。目前国内外对燃煤电厂烟气多种污染物超低排放 与协同脱除开展了大量的研究与工程应用，欧美日等发达国家部分电厂已率先实现了燃煤烟气主要污染物排放浓度达到超低排放的要求。
日本碧南电厂1000MW机组采用低NOx燃烧器和空气分级燃烧技术、SCR烟气脱硝 、低低温静电除尘器、湿法烟气脱硫 和湿式静电除尘器实现了烟尘、SO2、NOx排放浓度分别为3、30和25mg/m3[3]。
2014年5月浙江能源集团嘉兴电厂1000MW机组率先实施超低排放改造并投入运行，测试结果表明主要污染物烟尘、SO2、NOx排放浓度分别达到了2.12、17.47和38.94mg/m3[4]。
目前我国各发电集团相继实施了燃煤发电机组的超低排放技术改造，并制定了明确时间表，开启了我国燃煤火力发电机组超低排放改造的新局面。本文针对国内某1000MW燃烧发电机组主要污染物的排放现状，分析了燃煤机组主要污染物超低排放的技术路线，实施了切实可行的超低排放技术改造工程，进行了超低排放改造前后烟气脱硫、脱硝和除尘性能测试，烟气主要污染物烟尘、SO2、NOx排放浓度分别低于5、35、50mg/m3，有效改善了重点区域空气质量。
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%。
科技视界Science&TechnologyVision
Science&TechnologyVision科技视界0引言伴随着我国社会经济的快速发展袁电力行业也经历了十多年的高速发展袁全国装机容量不断增大袁截至到2016年底袁全国全口径发电装机容量容量达到189967亿千瓦时袁其中袁水电发电装机容量35226亿千瓦时尧同比增长2.5%曰火电发电装机容量114367亿千瓦时尧同比增长3.0%曰核电发电装机容量4466亿千瓦时尧同比增长24.7%曰风电发电装机容量18426亿千瓦时尧同比增长12.4%曰太阳能发电装机容量17463亿千瓦时尧同比增长33.9%遥但近几年随着清洁能源水电尧风电等的大力发展袁以及特高压长距离尧跨区域输送电设备的相继投产袁火力发电机组等效利用小时数不断下降遥为进一步提高火力发电机组利用小时数袁避免在电网低负荷工况下机组调停袁同时分担电网调峰的压力袁需要进一步研究机组低负荷工况的运行方式袁不断提高火力发电机组的灵活性遥1000MW超超临界火电基座作为电网调峰的主力袁在日常符合调整过程中经历的调差考核频次和时间都在不断地增加遥现随着电网负荷调整的进一步要求袁机组在调峰过程中的深度需要进一步挖掘遥1设备概况华电莱州发电有限公司一期工程两台百万燃煤汽轮发电机组袁电力通过500kV输电线路送入光州变电站遥主要设备为院锅炉由东方锅炉渊集团冤股份有限公司制造,汽轮机由东方汽轮机厂制造袁发电机由东方电机股份有限公司制造遥锅炉本体为东方电气集团生产的超超临界直流锅炉袁采用一次中间再热尧单炉膛尧对冲燃烧设计尧装型结构燃煤锅炉遥设计煤种为神华煤袁校核煤种为大同优混遥锅炉采用微油点火袁燃油采用轻质柴油遥两台机组同步建设SC砸脱硝装置遥2深度调峰过程中的安全性分析影响机组深度调峰的因素主要是燃料特性和锅炉燃烧稳定性遥2.1锅炉稳燃着火稳然性指标用燃料着火稳定性指数Rw来表示袁可按照下式来表示院RW=560/Ti+650/Ttmax+0.27Wtmax式中袁Ti为着火温度袁单位为益曰T1max为最大失重速度时对应的温度袁单位为益曰W1max为最大失重速度袁单位为mg/min遥Rw判别界限如表1所示遥表1渊1冤煤质对着火的影响遥煤的着火主要是挥发份析出引燃固定碳袁所以在同样煤炭粒径的情况下袁挥发份越高的煤越容易着火遥渊2冤煤粉粒径对着火的影响遥随着煤粉粒径的减小袁煤的平均表面活化能随着颗粒平均粒径的减小而增大袁着火更加容易遥渊3冤煤粉浓度对着火的影响遥根据燃烧机理袁当煤粉浓度较低时袁颗粒升温速度很慢袁煤粉可用于析出挥发份的时间较长袁但是热解产生的挥发份少袁不足以引起整个煤粉气流均相着火袁所以着火指数降低曰当煤粉浓度很高时袁整个气流中挥发份浓度增加较快袁浓度的增加使得升温速度明显减慢袁挥发份的浓度效应不足以抵消升温速度的降低袁也就使得着火变得困难遥2.1.1锅炉燃烧调整渊1冤锅炉运行时应了解燃料特性袁根据燃料特性及运行时调整燃烧袁保证燃烧器的配风比率尧风速尧风温等符合设计要求袁保持锅炉排烟温度和烟气中的氧量1000MW超超临界火电机组深度调峰研究刘大帅刘敬尊渊华电莱州发电有限公司袁山东莱州261441冤揖摘要铱随着国家越来越重视可再生能源的开发与利用袁特别是风电尧水电的飞速发展袁电网负荷结构发生了较大的变化袁电网在运行中负荷差明显增大遥这就导致大型火力发电机组的深度调峰次数越来越多袁调峰压力越来越大遥火电企业为了在竞争日益激烈的发电市场获取更多市场份额袁必须满足电网规定的深度调峰要求袁提高机组的调峰能力袁满足电网安全调度要求与正常运行的能力遥本文从实际出发袁针对百万超超临界火力发电机组的深度调峰问题袁进行了深入的分析研究袁并给出了简要的解决方案袁为同类型机组的深度调峰工作提供了一定的借鉴意义遥揖关键词铱1000MW曰超超临界曰深度调峰中图分类号院TM621文献标识码院A文章编号院2095-2457渊2019冤25-0058-002DOI院10.19694/ki.issn2095-2457.2019.25.0圆苑
