600MW汽轮机组采用超临界压力有关问题的商榷

一、主要参数选择 600MW等级一次再热汽轮机组倘采用单轴四排汽、末级叶片为851mm,当主蒸汽压力从亚临界169kgf/cm~2提高到246kgf/cm~2时,汽轮机的净热耗可降低～33kcal/kW.h,即可提高电站的热经济性～1.7％。如果再热蒸汽温度能从538℃提高到566℃,那么汽轮机的净热耗还可以降低～13kcal/kW.h,即再可以提高电站的热经济性～0.7％,这对采用超临界参数更显得有利。为此,国际上80年代新设计的550～700MW一次再热超临界汽轮机组的参数,主汽阀前压力多选用246kgf/cm~2,主蒸汽/再热蒸汽温度采用538/566℃。设备年利用率可达75％。但是,当蒸汽温度达到566℃等级,由于低合金钢的高温强度及抗腐蚀性能不足,尤其是锅炉需要采用昂贵的奥氏体系不锈钢,从而增加设备的造价,故现许多国家都在研制优质     

国外科技信息

▲日本投建两台700MW超超临界压力机组据日刊《火力原子力发电》1987年8月号报道,日本中部电力公司为加强80年代后期电源开发工作,现于川越电厂首次投建两台2级再热式燃用液化天然气的700MW超超临界压力发电机组。其占地面积约为47万m~2,锅炉、汽轮机分别为三菱重工和东芝公司产品。计划于1989年7月投入商业运行。该机组计划建设的主要设备和效率及特点是:锅炉为露天式两次中间再热直流炉,蒸发量2150t/h,主蒸汽压力325kgf/cm~2、温度571/569/569℃。汽轮机为单轴四排汽凝汽式机组,额定出力700MW,主蒸汽压力316kgf/cm~2、温度566/566/566℃,转速3600r/min。     

苏联超临界压力锅炉的调试和运行情况

苏联自1963年第一台超临界压力机组投入运行后,超临界压力机组的台数和容量不断增加。表1示出自1965～1985年间超临界压力机组的台数和容量的发展情况。根据试验机组的运行实践及燃料成本、奥氏体钢价格之间的关系和制造工艺水平,苏联选定的蒸汽参数为25.2MPa、545/545℃,采用一次再热,机组容量有300、500、800,最大为1200MW。     

超临界压力机组的发展动态

随着化石燃料价格的不断上涨,常规火电站以提高参数、增大容量以及中间再热来提高热效率。这一趋势导致工业先进国家首先向超临界压力机组迈进。 发展超临界机组的首先技术难点在于锅炉。为能制造出超临界压力蒸汽,1923年德国西门子公司率先利用马克.本生的专利建立了第一台超临界压力直流锅炉试验台。之后,在30～     

美国对超临界压力机组的一些分析和看法

美国自五十年代初即开始试验超临界压力火电机组。1953年第一台超临界压力机组投入运行。1959年在埃迪斯东电厂投入一台蒸汽参数最高的超临界压力机组,容量为325MW,汽压352kgf/cm~2,汽温650/566/566℃。从六十年代中期到七十年代初期,超临界压力机组的采用达到高峰,1971年投产的火电机组中超临界压力机组占63％。然而从七十年代中期开始,美国采用的超临界压力机组大幅度减少,到七十年代末期,每年投产的火电机组中超临界压力机组的比重下降到10％左右,1979年投产的这种机组只有1台,据美刊《电世界》1982年设计调查,在以后十年内投产的20台机组(总容量12530MW,最大机组容量818MW)全部为亚临界压力机组。     

700℃先进超超临界机组概念设计方案研究

为大幅提高当前燃煤发电机组的发电效率,使700℃先进超超临界机组的净效率达到50%以上,对700℃超超临界机组概念设计方案进行了研究,分析了概念设计方案涉及的蒸汽初参数、机组容量、再热次数、主机选型方案、热力系统拟定、主要辅机选型和主厂房布置方案。结果表明：700℃超超临界机组概念设计方案推荐机组容量为660 MW,初参数为35 MPa/700℃/720℃的一次再热机组;锅炉拟采用超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉,单炉膛、一次中间再热、采用切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构塔式锅炉、露天布置;汽轮机拟采用单轴、一次中间再热、四缸四排汽;热力系统推荐采用带变频发电机的BEST小机回热系统,机组采用十二级非调整抽汽;主厂房推荐采用二列式、侧煤仓、汽轮机高位布置方案。700℃超超临界机组概念设计方案对我国建设更加高效和清洁的火力发电厂具有重要的参考意义。     

大港发电厂320兆瓦汽机调试技术总结

一、机组设备概况天津大港发电厂安装了意大利安莎尔多厂生产的型号为TCDF,额定出力为328.5兆瓦,单轴、双缸、双排汽、亚临界、中间再热汽轮机组两台,新蒸汽参数为170绝对大气压,538℃,一次再热,再热温度538℃,逆时针3000转/分,排汽压力0.05绝对大气压,再热压力在额定负荷时33.4绝对大气压。中、高压部分合缸,反向布置,主蒸汽和     

超临界机组汽轮机用新型12Cr钢转子的开发

<正>为了提高热效率,日本电力发展公司打算将超临界机组的蒸汽参数(24MPa,538/538℃或538/566℃)提高到超超临界参数(31MPa,593/593/593℃至34.3MPa,649/593/593℃)。为此,1982年决定建造     

超超临界二次再热发电机组热经济性分析

在一次再热机组的主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度保持不变的基础上,采用二次再热可降低汽轮机的热耗率,提高机组效率.以某参数为26.25 MPa/600℃/600℃/600℃超超临界1 000 MW机组为例,对其进行一次再热与二次再热循环下的各热经济指标对比发现,1 000 MW负荷工况下,二次再热机组汽轮机热耗率比一次再热机组热耗率降低了92 kJ/(kW· h),供电煤耗率降低了3.47 g/(kW·h),机组净效率提高了0.57％.     

华电宿州发电有限公司2号机高中压缸调节级蒸汽温度测点内套管断裂分析

1 概述 安徽省华电宿州发电有限公司2号机为上海汽轮机有限公司生产的超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机,型号为N600—24．2／566／566。2号机组于2008年1月12日0：08并网发电,2月12日6：30运行人员发现调节级温度套管嗤汽,机组于2月12日10：40停运。高中压内缸壁温360℃。     

安徽华电宿州发电有限公司2号机高中压缸调节级蒸汽温度测点内套管断裂分析

1概述安徽省华电宿州发电有限公司2号机为上海汽轮机有限公司生产的超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机,型号为N600—24．2／566／566。2号机组于2008年1月12日0：08并网发电,2月12日6t30运行人员发现调节级温度套管嗤汽,机组于2月12日10：40停运。高中压内缸壁温360℃。     

600MW等级超临界机组的国产化之路

1959年4月,世界上第一台超临界机组在美国投入商业运行。历经40多年,实践证明目前已具有成熟的技术、较高的可靠性和良好的经济性能。发展超临界机组是火力发电提高效率、改善环保的趋势,也是发展能与IGCC和PFBC 相媲美的超超临界机组的前期技术。我国首台超临界机组于1992年6月在石洞口电厂投入商业运行,积累了一定的设计、制造和运行管理经验。目前我国正处于电源建设发展的高峰期,主、再热蒸汽参数为24.2MPa/4.52MPa、538~566℃/566℃的600MW等级超临界机组成为新宠。国家正抓住时机,结合现有具体的制造和设计水平,采取与发展LNG燃气-蒸汽联合循环相同的战略,以市场换取技术,稳步发展国产高效超临界机组。原国家计委明确,以华能沁北电厂2×600MW机组作为超临界机组国产化的依托工程,以加快超临界机组的发展。     

联邦德国超临界压力热电站

<正>联邦德国弗兰肯电力公司的第二电站(Franken Ⅱ)装有两台超临界压力两次中间再热式燃煤机组,是1966年和1967年相继投产的老机组.这两台机组的主要技术参数如下:汽轮机额定功率 200MW;主蒸汽 24.5MPa、530℃;一次再热 7.4MPa、540℃;二次再热 2.2MPa、540℃;锅炉蒸发量 600t/h.机组验收时最佳热耗率和热效率:一号机组 8688kJ/kWh、41.4%;二号机组 8478kJ/kWh、42.5%.     

中间再热汽轮机组热态启动参数的选择

目前大容量中间再热汽轮机组已成为我国电力系统中的主力机组。为满足电网负荷调度的需要,原设计带基本负荷的机组也要参加调峰运行。作为调峰机组必须能安全、经济、灵活地启、停机。因此,中间再热机组热态启动参数的选择已引起人们的普遍重视。本文将就这个问题进行一些讨论。一、热态启动参数的一般选择国产12.5、20、30万千瓦中间再热汽轮机组的热态启动参数均要求主蒸汽温度高于高压内缸的内壁金属温度50～100℃,中间再热蒸汽温度高于中压内缸温度30℃。但这些型号的     

苏联超超临界参数火电机组

<正>1966年在苏联的卡西尔斯基试验电站投运了超超临界参数的CKP-100型工业性试验装置,其蒸汽压力为30兆帕,初蒸汽温度为650℃,再热蒸汽温度为560℃.其中,直流锅炉的蒸发量为710t/h,由波多尔斯克机器厂生产;P-100-300型前置式汽轮机的功率为100MW,由哈尔科夫汽轮机厂生产;     

现代汽轮机用改型12%Cr转子锻件

<正> 近18年来,日本燃煤电厂最高的蒸汽参数被限制在主蒸汽为24MPa/538℃,再热蒸汽为566℃。然而,由于石油冲击和燃料价格不断上涨,需要重新评价现有蒸汽参数。通过进一步提高蒸汽参数来提高电厂的效率乃是今天的新目标。为此,世界各国正在进行高蒸汽参数的电厂研究和开发。在日本,高蒸汽参数的700MW/31MPa/566℃两次再热式电厂设计正是针对这一困境,而且正在研究和开发更高蒸汽参数(如31MPa/593℃和34.5MPa/649℃)的机组。     

超超临界二次再热机组热经济性及技术经济性分析

以某超超临界1 000 MW二次再热机组为例,构建热经济性分析模型及技术经济性分析模型,研究在负荷、主蒸汽参数及再热蒸汽参数变化时机组热经济性的变化规律,以及在年平均运行小时数、全厂效率和燃料价格变化时机组发电成本的变化规律。结果表明:与一次再热机组相比,二次再热机组热经济性受负荷影响较大,改变主蒸汽参数对其影响不明显,而改变再热蒸汽参数对其影响较为明显;机组发电成本随年平均运行小时数和机组效率降低而升高,在较低效率下进一步降低年平均运行小时数将使二次再热机组发电成本高于一次再热机组;二次再热机组的技术经济性在燃料价格较高时具有优势。     

建造先进蒸汽参数的700MW机组

<正>日本中部电力公司的川越电站安装了两台700MW机组、其参数31MPa,566/566/566℃,其相对热效率比常规的超临界机组(24MPa,538/566℃)提高5％(相对值)。汽轮机由东芝公司供货,锅炉(烧液化天然气)则由三菱重工供货,两台机组于1989年6月与1990年6月先后投运。     

超临界电站锅炉的基本型式

超临界压力参数火电机组的主要优点是热效率高。自1956年世界上第一台超临界参数火电机组在联邦德国问世以来,迄今全世界约有四百余台超临界参数火电机组,总容量为2亿千瓦左右。70年代以来投运的超临界火电机组已基本上解决了早期机组存在的可用率低的问题。超临界参数机组的设计、制造、运行等方面已成为较成熟的技术,有的国家在蒸汽参数为24兆帕,540/540℃的基     

超临界600MW机组协调控制的优化

针对华能上海石洞口第二电厂1、2号超临界2×600MW机组自动发电控制(AGC)方式下的主蒸汽温度、主蒸汽压力及汽水分离器中间点温度的控制偏差较大、燃料量波动幅度大等使得AGC投入率较低的问题,结合机组的运行工况,对机组协调和主、再热蒸汽温度、给水流量等子系统的控制策略进行优化,并对优化后的控制系统进行了1.5%/min变负荷试验。在负荷变化过程中,2台机组的主蒸汽温度偏差绝对值均5℃,再热蒸汽温度偏差绝对值均10℃,汽水分离器中间点温度偏差绝对值均6℃,主蒸汽压力偏差绝对值均0.6MPa,功率偏差绝对值均2MW,表明优化后的控制系统减小了各参数的控制偏差,负荷响应快,且满足AGC要求。