1、1超临界和超超临界火力发电技术的发展及我国国产化依托工程的建设摘要 文章首先对各国超临界和超超临界发电技术的演绎及发展进行了回顾和概述，在介绍国外典型超超临界机组的基础上， 详细介绍了我国超 临界机组的现状及超临界国产化依托工程华能沁北电厂一期 2600MW 超临界机组的建设，并简要介绍了超超临界依托工程华能玉环工程的情况。主题词 超临界 超超临界 机组 国产化 依托工程 发展 2超临界和超超临界火力发电技术的发展及我国国产化依托工程的建设西安热工研究院有限公司（西安 710032） 李续军 0.前言从历史发展的过程来看，蒸汽动力装置的发展和进步就一直是沿着提高参数的方向前进的。提高蒸汽参数并
2、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 11。根据我国的能源资源状况和电力技术发展的水平，发展高效、节能、环保的超超临界火力发电机组则势在必行。为此，600MW 超临界国产化火力发电机组在依托工程建成投产后，超超临界火力发电机组的研发计划和依托工程的的建设也正在紧张进行。1. 超临界机组和超超临界机组的概念 21理论上，水的临界状态点压力和温度数值分别为 22.115MPa 和 374.15。通常认为蒸汽参数超过水的临界状态点压力和温度数值的机组即称为超临界机组。在电力行业标准 DL/T893-2004电站汽轮机汽轮机名词术语中定义主蒸汽压力高于临界压力（一般
3、高于 24.0MPa，低于 28.0MPa）的汽轮机为超临界汽轮机；超超临界汽轮机为主蒸汽压力达到 28.0 MPa 以上，或主蒸汽温度或/ 和再热蒸汽温度为 593及以上的超临界汽轮机。我们可以定义超临界机组为主蒸汽压力高于临界压力（一般高于 24.0MPa，低于28.0MPa）的机组；超超临界机组为主蒸汽压力达到 28.0 以上，或主蒸汽温度或/ 和再热蒸汽温度为 593及以上的超临界机组。2国外超临界和超超临界发电机组发展历史和研发计划2.1 世界主要发达国家超临界和超超临界机组的发展历史 11 31 41前苏联 限于燃料成本与奥氏体钢价格之间的关系，苏联的超临界机组蒸汽参数大多为常规超
4、临界参数，选用 24.12MPa、545/545。俄罗斯目前正在开发二次中间再热机组，今后计划研制功率为 8001 000MW，参数为 31.5MPa、650650的汽轮机，同时将研制单机功率等级为 1600MW 的汽轮机。日本 1989 年日本投运了世界上第一台采用超超临界参数的川越电厂 1 号机组，该机组为中部电力公司设计制造的 700MW 机组，燃料为液化天然气，主蒸汽压力为 31MPa,主蒸汽温度和再热蒸汽温度为 566/566/566，机组热效率为 41.9。日本在通过吸收美国技术，成功发展超临界技术的基础上，进一步自主开发超超临界机组。日本投运的超超临界机组蒸汽参数逐步由 566/
5、566提高到 566/593、600/600，蒸汽压力则保持 2425MPa,容量为 1000MW 为多。以三菱、东芝、日立等公司为代表的制造业，将发展超超临界汽轮机参数的计划分为三个阶段，第一阶段 24.5MPa、600600已完成。第二阶段计划采用31.4MPa、593593593参数。第三阶段则采用更高的 34.5MPa、649593593的蒸汽参数。美国 美国是世界上发展超超临界压力火电机组最早的国家之一。美国于 1957 年在俄亥俄州费洛（Philo）电厂投产了世界上第一台试验性的高参数超临界压力机组。机组容量为 125MW，蒸汽参数为 31MPa、蒸汽温度为 621/566/566
6、，二次3中间再热。由 B&W 公司制造。1959 年，艾迪斯顿电厂又投运了一台 325MW,34.4MPa(350kgf/cm2),蒸汽温度为650/566/566,二次中间再热机组,热耗为 8630kJ(kw h), 该机组同时打破了当时发电机组最高出力、最高压力、最高温度和最高效率 4 项纪录。该机组后来将参数降为32.4MPa，610/560/560运行。美国电力研究院(EPRl)从 1986 年起就一直致力于开发 32 MPa、593593593带中间负荷的燃煤火电机组。德国 德国也是发展超超临界技术最早的国家，但其单机容量较小。1956 年参数为29.3MPa、600（无再热）的 1
7、17MW 超超临界机组投运。德国近年来很重视发展超超临界机组，目前最具有代表性的超临界机组是 1992 年投运的斯道丁格电站 5 号机组，该机组容量为 535MW，参数为 26.2MPa、545/562，机组净效率可达 43%。德国西门子公司 20 世纪末设计的超超临界机组，容量在 4001000MW 范围内，蒸汽参数为 27.5MPa, 589/600，机组净效率在 45%以上。丹麦 丹麦 Nodjyllands vaerker 电站 1 台容量为 411MW，参数为28.5MPa、580580580，二次再热的燃煤超超临界机组于 1998 年投入运行，由于汽轮机排汽的冷却水温降到 10，锅
8、炉排烟温度降到 100，锅炉效率达 95，厂用电率为7.6，机组的净效率达到 47，是当今世界上效率最高的超超临界火电机组。2.2 国外超超临界机组的研发计划为进一步降低能耗和减少污染物排放，改善环境，在材料工业发展的支持下，超超临界机组正朝着更高参数的技术方向发展。国外超超临界机组发展的近期目标为 1000MW 级机组，参数为 31MPa,600/600/600,并正在向更高的水平发展。一些国家和制造厂商已经公布了发展下一代超超临界机组的计划，蒸汽初温将提高到 700，再热汽温达 720，相应的压力将从目前的 30MPa 左右提高到 3540MPa,机组的发电厂供电效率可达到 5055%。根
9、据英国贸工部对超临界蒸汽发电的预测：今后 5 年内，超临界机组蒸汽温度将达到620。到 2020 年，蒸汽温度将达到 650700C，循环效率可达到 5055。目前，欧共体制定了“THERMIE“700 先进燃煤火电机组的发展汁划，联合欧洲ABB、SIEMENS、GEC-ALSTOM 为主的欧洲汽轮机制造商等 40 家公司，成立了 700发电委员会。从 1998 年开始，计划用 17 年时间，开发 35MPa、700720(720) 的超超临界火电机组，其净效率将达到 50以上。第阶段的 6 年计划正在执行之中。 由此可见，世界各发达国家都以提高机组蒸汽参数，发展超超临界机组为目标，对各自发展
10、的超超临界机组做出了阶段性计划，且都普遍发展到了第二、第三阶段。我国作为世界电力工业大国，也应抓住时机，适时制定研发计划，稳步发展超超临界机组。目前世界上部分高参数超临界电站见表 1。由表 1 可以看出，近年来世界上已建和在建的超临界和超超临界机组的蒸汽参数和容量的发展有明显的特点：（1） 欧洲一些发达国家在建设大容量超超临界发电机组时，以追求机组的高效率为主要目标，为获得机组效率的最大化，在提高蒸汽温度的同时，蒸汽压力也随之提高，但机组的容量保持在 1000MW 以下，除德国超超临界机组容量为 400MW 左右外，其余机组的容量多在 700MW950MW 之间；机组的主蒸汽压力维持在 25.
11、028.0MPa,主蒸汽温度以 580居多，再热蒸汽温度为 580600，大多采用一次再热；（2） 日本的超超临界机组在大幅度提高机组容量的同时，为获得高的机组效率，主要是以提高机组的蒸汽温度为手段，而蒸汽压力基本保持在 25MPa，到目前为止，日本 1000MW超超临界机组已投运数台，主蒸汽参数多为 25.0 MPa /600/600，并采用一次再热。（3）对于 700MW 和 1000MW 等级超超临界机组，欧洲及日本基本选用一次中间再热，4主蒸汽及再热汽温均为 580/580和 593600左右，主蒸汽压力为 25MPa 和 27MPa28 MPa 等级。表 1 目前世界上的（部分）高参
12、数超临界电站序号电站名称 功率（MW）蒸汽参数（MPa/）投运年份/机组效率%1 日本 Kobe Steel Kobe N0.1 700 24.1/538/566 20022 日本 Kansal maizuru N0.1 900 24.5/595/595 20043 日本 Tokyo Hirono N0.5 600 24.5/600/600 20044 日本 Isogo 600 25/600/610 20015 日本 Tachibaba-bay N0.2 1050 25.0/600/610 20016 日本 Tsuruga N0.2 700 24/593/593 20007 日本 Tachib
13、aba-bay N0.1 1050 25/600/610 20008 日本 Tachibaba-wan 700 24/566/593 20009 日本 Misumi N0.1 1000 25/600/600 199810 日本 Haramachi N0.2 1000 25/600/600 199811 日本 Hanao-ohta N0.2 740 24/593/593 199812 日本 Matsuura N0.2 1000 24/593/593 199713 日本 Haramachi N0.1 1000 25/566/593 199716 日本 Kawagoe N0.1 川越 700 31/
14、566/566/566 1989/41.9%17 日本 Kawagoe N0.2 川越 700 31/566/566/566 1990/41.9%18 丹麦 Avedoere 2 416 30/580/600 2002/48.4%19 丹麦 Nordjylland 3 410 29/582/580/580 1998/47.0%20 丹麦 Esbjerg 3 415 25/560/560 1992/45.8%21 德国 HESSLER 700 27/580/600 199722 日本 Noshiro N0.2 600 25.4/566/593 199423 芬兰 MERU PORI 680 27
15、.8/580/580 已投运24 挪威 HEMMEG N0.9 680 27.8/580/580 已投运25 德国 RIPPENDOPT 930 26/554/580 已投运三套26 德国 NIEDARAUSSEMK 960 27.5/580/600 2002 年投运27 德国 留别克 400 27.5/580/560 1995/45.5%28 德国 Boxberg 2915 25.84/541/58030 德国 Frimmersdorf 1025 26.5/576/59931 AD700 计划 430 35/700/720 201232 德国 Westfalen D 350 28/600/6
16、20 /47%33 德国 Altbach 335 25/540/565 19973. 超超临界机组实例 63.1 日本川越电站日本川越火电厂的 2700MW 机组(32MPa 、566566 566)是当代具有代表性的超超临界火力发电机组，其锅炉为三菱重工制造的露天型直流辐射二级中间再热直流炉。锅炉最高温的过热器采用耐酸性能良好、符合 ASME 标准的 SA213P347H 细粒钢管，允许应力比原来 SU347HTB 钢材高 18，管壁厚减少 14。高温过热器出口联箱和主蒸汽管道采用 ASME 标准的 335P91 钢材，该材料比原用的STPA24 高温强度高，温度 571时的允许应力可提高
17、1 倍，使壁厚大为减薄。主蒸汽管也采用 SA335P91 钢材，壁厚比以前的主蒸汽管薄，但寿命损耗以及热膨胀引起的管道反向力矩仍与以前相同。PCV(电动排泄阀)、PCV 主阀门、主蒸汽管疏水阀等，由于使用条件都很苛刻，因此也采用 SA213T91 材料(锻材 )。5川越火电厂 700MW 汽轮机为两次再热、凝汽式 TC4F33.5 型，是以单轴 700MW 超临界压力汽轮机为基础的二次再热式超超临界滑压运行的汽轮机，转速 3600rmin，由 4个汽缸构成，超高压缸与高压缸为对向流合缸结构，中压缸为单缸分流式，低压缸为双缸4 排汽结构。其中超高压缸有 6 级叶轮，高压缸有 5 级叶轮，双流中压
18、缸左右各有 5 级叶轮，2 个双流的低压缸各有 6 级叶轮。 图 1 为汽轮机的整体结构示意图。汽缸和超高压、高压汽轮机的轴均采用 12Cr 钢。低压转子采用常用的 3.5NiCrMoV 钢，但要尽量去除 P、S 、Sn 、Mn 、Si 等不纯微量元素的超静子，有良好的防腐性能。考虑到12Cr 轴的热传导率低、硬度高，轴颈部分和推力轴承套采用 CrMoV 钢制成热套式结构。超高压汽轮机前几级叶片采用了可靠性高的鞍型叶片，材料为实际应用过的 12Cr 钢。为了不因高温高压而增加壁厚，因此喷嘴室采用 12Cr 钢，同时采用双向进汽，减少热应力。由于高温高压化，主汽阀和调节阀承压部分本体材料采用 1
19、2Cr 铸钢，再热主汽阀使用 1.25Cr-Mo-V 钢。图 1 为汽轮机的整体结构示意图。川越火电厂 1 号机组于 1988 年 1 月初启动，同年 12 月底首次并网发电，1989 年 3 月3 日出力达到 700MW 的额定出力，同时达到了超超临界蒸汽参数(31.1MPa、566566566 )。提高主蒸汽压力和温度的主要目的在于提高机组的热效率，图 2 是该汽轮机组的热效率与负荷的关系曲线及与一般相同容量机组热效率的比较。机组完全可以满足各种负荷水平下的运行。满负荷下，全厂效率和汽轮机组效率分别为 419和 484。与一般相同容量的机组相比，两种效率均提高了约 5。机组的启动时间是衡量
20、机组性能的一个重要指标，川越火电厂的超超临界机组在锅炉启动后可在 139min 达到带满负荷运行，具有良好的日启停性能，如图 3 所示。3.2. 丹麦 NV电厂丹麦 NV 电厂 3 号机组 (1998 年 10 月投运)411MW 机组 (28.5MPa580580580),汽轮机由 GECAlsthom 公司采用冲动式设计，汽机入口压力从 28.5MPa 分 3 级降到0.7MPa：通过超高压缸(VHP)后蒸汽从 28.5MPa 降到 7.8MPa 返回锅炉，通过高压缸(HP)后蒸汽从 7.4MPa 降到 2.0MPa 返回锅炉，通过高中压缸(IP0) 蒸汽从 1.9MPa 降到 0.7MP
21、a 再到中压一缸中缸二缸(IP1 IP2)。VHP 汽缸由 3 层缸(喷嘴室、内缸和外缸)组成。VHP 汽缸喷嘴室由 9Cr 铸造材料制成。通过调速级反动式设计引起反向冷气流，使内缸和调速级转子逐渐冷却。转子由 10Cr 材料6制成。在超高压缸通汽部分，叶片由 12Cr 抗蠕变材料制成，安装在转子上，并用整体围带连图 2 汽轮机组的热效率与负荷的关系曲线图 3 川越火电厂日启停性能续连接，以达到减幅和避免共振。第一级隔板选用小弧弦导叶，第一隔板采用抗蠕变的 12Cr 材料，最后一个隔板采用12Cr 材料，以满足转子的热膨胀系数。内缸上下两部分在水平铆接处由镍 80A 和 12Cr 螺栓固定在一
22、起，材料与喷嘴室完全相同，上缸的理想中心由水平连接支持保证，通过隔板的围带和喷嘴室防止强烈对流。LPlLP2 汽缸都是标准设计，内缸采用 9Cr 钢，低压转子由奥氏体材料制造，螺帽与内缸一样采用镍 80A 钢。3.3 日本三隅发电厂（NO.1）1000MW 超超临界燃煤锅炉3.3.1 概述日本三隅（Misumi ）热电厂 1 号机组锅炉自 1998 年 6 月 25 日商业运行以来，至今运行平稳。这是三菱重工在采用垂直管圈水冷壁炉膛的锅炉上蒸汽温度最高的首台锅炉。该锅炉容量为 1000MW，在 25.4MPa（259kg/cm 2） 、604/602的高压和高温蒸汽条件下运行。锅炉型式：辐射再
23、热、垂直管圈水冷壁炉膛、变压运行、直流锅炉、室内布置。BMCR 工况下： 主蒸汽流量：2900 t/h；再热蒸汽流量：2379.8 t/h7过热器出口压力：25.4 MPa；再热器出口压力：4.50 MPa；再热器入口压力 4.70 MPa 过热器出口蒸汽温度：604；再热器出口蒸汽温度： 602；再热器入口蒸汽温度 305.2；给水温度（省煤器入口）289.2锅炉燃料为煤、点火油（可带 30%MCR） ；点火系统采用 APM 燃烧器和先进的MACT 循环强化燃烧系统；煤粉燃烧系统采用直吹式正压系统；通风系统为平衡通风；一次风为冷一次风系统。蒸汽温度控制系统中主蒸汽温度采用水/煤比和喷水控制；
24、再热蒸汽温度控制采用烟气分配档板和烟气再循环，紧急时采用喷水减温。3.2 主要技术特点和运行性能3.2.1 主要技术特点3.2.1.1 采用垂直管圈水冷壁炉膛系统可靠性高截止 2002 年底，三菱重工（MHI）已有 7 台采用垂直内螺纹水冷壁管的超临界锅炉投入运行，4 台 700MW 和 3 台 1000MW 投入使用。自 1989 年第一台锅炉（松浦 No.1）投入商业运行以来，三隅 1 号锅炉已是第 7 台锅炉，欧洲和美国都对垂直管圈水冷壁变压运行直流锅炉技术十分关注。欧美各国为了确保炉膛水冷壁管冷却所需的流体质量流速，多采用倾斜螺旋炉膛水冷壁管结构，以减少炉膛水冷壁管根数来使管内流体速度
25、提高 23 倍，但存在结构复杂，系统阻力损失高，输送动力增大等缺点。在这种环境下，MHI 是世界上唯一已有该形式运行业绩（超临界压力）的锅炉制造商。根据已取得的运行经验，MHI 正在向用户提供可靠性更高的垂直管型水冷壁锅炉。在试运期间的试验证明，水冷壁系统是安全可靠的，在各种负荷下，水冷壁出口的流体温度分布稳定和均匀。3.2.1.2 解决高温与燃用各种煤的问题炉膛的基本结构已与各种烟煤（24 种）相匹配设计。另外，炉膛的设计也能燃用烟煤和次烟煤的混煤，保证了燃料选择的灵活性；次烟煤混合的最大比例可到 50%。为了使材料经受住 604/602的温度，使用了耐高温材料，维持了系统的可靠性。3.2.
26、1.3 NOX排放低，飞灰中未燃碳含量低为减少 NOX 排放量和飞灰中未燃碳的含量，采用了低 NOX 和低未燃碳的燃烧系统，该系统装有 APM 燃烧器（污染物最少的先进燃烧器） 、炉内 NOX 还原系统、磨制极细煤粉的 MRSII 磨煤机（配三菱旋转式分离器） 。由于采用了上述的新技术，达到了理想的结果。与通常的 PM 燃烧器和 MRS 磨煤机相比，NO X 和飞灰中未燃碳含量两者都大幅度地降低，在加上减少过量空气率达到了高效燃烧。3.2.2 锅炉性能在试运期间确定的性能试验结果如图 4 所示。试验表明，减少过量空气率 10%，锅炉效率最高，达到 91.83%，保证值为 89.21%。通过采用
27、了 APM 燃烧器和 MRSII 磨煤机，减少了未燃碳损失，实现了低过量空气率运行，达到了理想的结果。引进了模糊控制系统来预测炉膛水冷壁传热表面的实时状态，以适应燃用多煤种。在试运期间，采用该方法，成功地控制了 5 种不同煤的调整。试运试验也表明，燃煤最低稳燃负荷降到 15%，这些都证明了锅炉运行的适应性能力。3. 我国超临界、超超临界火力发电机组的现状及建设3.1 我国超临界火力发电机组的现状8我国从 80 年代后期起开始重视发展超临界火电机组，目前已建成数座超临界机组电站，如上海石洞口二厂、盘山电厂、南京电厂、营口电厂、伊敏电厂、绥中发电厂、漳州厚石电图 4 锅炉性能试验时的锅炉效率厂一期
28、。上海外高桥电厂二期将安装 900MW、蒸汽参数为 25.0/538/566的超临界机组也已经投入商业运行，漳州厚石电厂扩建工程仍在进行，但这些机组均为国外进口机组。其主要参数统计参见表 2。表 2 我国已引进的超临界电站主要参数统计表电厂名 制造厂 台数 功率（MW） 参数 MPa/石洞口二厂 ABB/CE-SULZER 2 600 24.2/538/566盘山电厂 前苏联 2 500 23.54/540/540华能南京电厂 前苏联 2 320 23.54/540/540外高桥电厂二期 西门子/ABB-ALSTHOM 2 900 24.96/538/566营口电厂 前苏联 2 300 25.
29、01/545/545伊敏电厂 前苏联 2 500 25.0/545/545绥中发电厂 前苏联 2 800 25.0/545/545漳州厚石电厂 三菱 6 600 24.52/538/5662000 年 4 月，国家有关部委明确将华能沁北电厂（2 台 600MW）工程作为 600MW 超临界机组设备国产化项目的依托工程，目前一期工程的 1、2 机组均完成机组安装和调试工作，分别于 2004 年 11 月 23 日和 12 月 13 日完成 168 小时满负荷试运行，并投入商业运行。目前 600MW 超临界火力发电机组的建设正在全国各地的电源点全面展开，据不完全统计，截至 2003 年底，600M
30、W 超临界火力发电机组的制造厂定货数量超过百台以上，预计将在 2005 年至 2007 年进入投产的高峰期。3.2 超临界机组国产化依托工程建设简介3.2.1工程概况华能沁北电厂为我国 600MW 超临界机组国产化依托工程，规划设计容量 6600MW。一期建设规模为 2600MW 超临界燃煤发电机组。其锅炉、汽轮机、发电机组分别由东方锅炉厂、哈尔滨汽轮机厂、哈尔滨电机厂采用引进技术制造。该工程建设单位为华能沁北发电有限责任公司，设计单位为西北电力设计院设计。3.2.2 机组主要设备技术规范3.2.2.1 锅炉主要设备及系统9锅炉系 DG1900/25.4-II1 型单炉膛、一次再热，超临界本生
31、直流锅炉。锅炉全钢构架，固态排渣，平衡通风，露天布置。炉膛宽 19419.2mm，深 15456.8mm，高度 67000mm。炉膛四周为全焊式膜式水冷壁，由下部螺旋盘绕上升水冷壁和上部垂直上升水冷壁组成。沿烟气流程依次布置屏式过热器、高温过热器、高温再热器。竖井为双烟道结构，前/后烟道深分别为 6604/8331.2mm，前烟道布置低温再热器、后烟道布置低温过热器和省煤器，其后布置三分仓回转式空气预热器。锅炉设计燃用晋南、晋东南地区贫煤、烟煤的混合煤种，采用中速磨直吹式制粉系统，每炉配6台磨煤机，1台备用。燃烧器采用前后墙对冲燃烧方式，24只HTNR3燃烧器分三层布置在炉膛前后墙上，上部布置
32、有12只燃烬风(OFA)风口。锅炉设计采用定压-滑压-定压或定压运行运行方式。每台锅炉均配置两台轴流式引风机、轴流式送风机、一次风机和回转式三分仓空气预热器，设置两台双室四电场干式静电除尘器，采用密相正压气力输送方式除灰。炉渣由刮板捞渣机将先输送至渣仓，然后由汽车运输的方式除渣。过热蒸汽温度由水/煤比和两级喷水减温来控制，水/煤比的控制温度取自汽水分离器前水冷壁出口集箱上的三个温度测点。再热蒸汽温度采用挡板调节。3.2.2.2 汽轮机主要设备及系统汽轮机采用哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机，型号为 CLN600-24.2/566/56
33、6，额定给水温度为 280.4 ，运行方式为定-滑-定运行。每台机组设置两台 50%容量的汽动给水泵及一台 30%容量的电动调速给水泵；回热系统为三高四低一除氧；高压加热器采用大旁路设置。每台机组设两台 100%容量的定速、电动、立式筒型凝结水泵，选用中压凝结水精处理装置；设置三套 50%容量水环式真空泵，正常情况下两套运行，一套备用。3.2.2.3 主要电气设备及系统发电机型号为 QFSN-600-ZYHG，额定容量为 667MVA，额定电压为 20kV，冷却方式为定子水内冷、转子氢冷，采用静态可控硅励磁系统（自并励） 。主变压器型号为 SFP-720000/500，额定容量 720MVA，
34、额定电压为 550-32.5%/20KV。一期工程两台机组均以发电机变压器组单元接线接入 500kV 母线。500kV 采用 断21路器接线。500kV 配电装置按规划出线回路数六回布置，本期建成两回。发电机出口装设断路器。机组启动电源由 500kV 升压站经主变倒送方式取得，发电机并列由发电机出口开关完成。备用停机变压器 6kV 侧通过共箱母线连接到每台机组的两段6k 工作母线及公用母线上作为备用电源，在事故情况下，备用停机变可以备用自投一半机组负荷（包括电动给水泵）运行，保证机组安全停机。本工程对发电机、主变压器、厂高变、高公变、励磁变等主设备保护按全面双重化配置，保护装置为 RCS-98
35、5B 微机型发变组保护装置。励磁系统采用 UNITROL 5000 型静态可控硅励磁系统，型号为 Q5S-0/U251-S6000，由励磁变压器、励磁调节器、可控硅整流器单元、起励单元、灭磁单元等组成。同期系统只设自动准同期装置，取消了传统的手动并列方式。每台发电机组并列只设发电机出口断路器一个同期点，配备两套 SID2CM 型自动准同期装置（一投一备） 。机组电气设备均采用 ECS 控制方式。3.2.2.4. 控制系统设计功能及配置分散控制系统(DCS)采用 ABB 贝利公司的 Symphony 系统，其功能涵盖了数据采集系统10(DAS)、模拟量控制系统(MCS)、顺序控制系统(SCS)、
36、锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)、汽轮机控制系统(DEH)、给水泵汽轮机控制系统(MEH)、旁路控制系统(BPS)和事故跳闸保护系统(METS)等各项控制功能，是套软硬件一体化的、功能比较完善的控制系统。DCS 按照功能分散、信息集中管理的原则配置，每台机组配置一套 DCS 系统，每套 DCS 系统控制网络均为环网结构。在两台机组的 DCS 环网之间设置个公用环网，公用系统控制器即挂接在该公用环网上。本工程单元机组未设计快速减负荷（FCB）功能。3.2.3 启动调试概述（2 号机组）华能沁北电厂一期工程 1 号机组锅炉、汽轮发电机组安装由东北电建一公司承担；东北电力科学研究院负责公用系统（除输
37、煤系统）及 1 号机组分系统、整套启动的调试；2号机组锅炉安装由东北电建三公司承担，汽轮发电机组安装由河南火电二公司承担；西安热工研究院有限公司负责输煤系统及 2 号机组分系统、整套启动的调试。2 号机组调试工作于 2004 年 2 月份开始前期准备，3 月 8 日输煤系统开始调试，5 月20 日厂用系统如期带电，标志着机组分系统调试正式开始，至 2004 年 10 月 31 日完成了DCS 受电、厂用系统带电、输煤系统调试、锅炉本体及炉前系统化学清洗、锅炉点火冲管、制粉系统调试等机组整套启动前的重要形象进度，机组于 2004 年 11 月 1 日进入整套启动试运行。经空负荷、带负荷试运行，机
38、组于 2004 年 12 月 6 日 13：31 带满负荷进入 168h试运行，2004 年 12 月 13 日 13：31 一次通过 168h 试运行，各项技术指标均达到火电工程调整试运质量检验及评定标准的优良水平。机组连续平均负荷率 101.5%，连续满负荷时间 168h，热工自动投入率 98.26%，保护装置投入率 100，首次吹管至完成 168h 满负荷试运结束共耗油 3762.525 吨，首次冲转至完成 168h 试运天数为 43 天。沁北电厂 2 号机组锅炉于 2004 年 10 月 6 日首次点火冲管至 2004 年 12 月 13 日 13:31完成 168h 满负荷试运行，共
39、点火 14 次(其中包括锅炉吹管启动 3 次)。2 号机组从 2004 年 11 月 1 日首次冲转整组启动至 2004 年 12 月 13 日通过 168 小时试运行期间，汽轮机共启动 7 次，其中冷态启动 3 次，温态启动 1 次，热态启动 3 次。发电机并网 6 次，整组启动共 6 次。3.2.4 华能沁北电厂一期工程启动试运工作进程华能沁北电厂一期工程启动试运工作进程见表 3。3.3 我国超超临界火力发电机组依托工程的建设为了缩短我国火力发电技术和世界先进水平的差距，加快我国火力发电设备的更新换代，降低机组发电煤耗，满足日益严格的环保要求，我国有关部委已将超超临界燃煤发电技术列入我国高
40、技术研究发展计划，并确定了华能玉环电厂为超超临界燃煤发电技术的依托工程。华能玉环电厂的主机已经确定，汽轮机为 SIMENS 与上海汽轮机有限公司合作生产的“HMN”1000MW 单轴、四缸四排汽凝汽式汽轮机；锅炉为采用三菱技术生产的超超临界参数，垂直管水冷壁变压运行锅炉。目前该依托工程项目正按计划进行设备制造、系统设计和设备安装中，预计在 2006 年并网发电，2007 年投入商业运行。4. 结束语我国超临界国产化依托工程华能沁北电厂一期工程 2600MW 机组的投产，这一成绩的取得标志着 600MW 超临界机组国产化项目已经取得了突破性进展，对我国今后的超临界机组建设具有重要的意义。我国超超
41、临界火力发电机组依托工程的建设将把我国的火力发电技术提高到一个新水平。对于国产化 600MW 超临界机组，由于该型机组目前投产的数量较少，随着投产机组11数量的增多，在设备制造、系统设计、施工、调试、运行等方面会不可避免地暴露出一些问题，我们有必要对这些问题进行跟踪，进行深入的分析和研究，提高国产超临界机组的建设水平。表 3 华能沁北电厂一期工程机组启动调试进程进行及完成时间（2004 年）完成的主要形象进度 单位1 号机组 2 号机组DCS 受电、软件恢复及通道校验 3 月 20 日3 月 27日4 月 27 日厂用系统带电 4 月 28 日 5 月 20 日卸煤系统调试 6 月 9 日 6
42、 月 9 日锅炉水压试验结束 6 月 25 日 8 月 14 日炉前系统化学清洗 8 日 12 月8 月 14日8 月 30 日9 月 4 日锅炉本体化学清洗 8 日 8 月8 月 12 日 9 月 13 日9 月 17日主变倒送电 9 月 5 日 9 月 26 日锅炉首次点火及蒸汽冲管 9 月 5 日9 月 11 日 10 月 6 日10 月 9日整套启动首次点火日期 9 月 30 日 11 月 1 日汽机首次冲转 9 月 30 日 11 月 1 日 22：16首次定速 3000r/min 日期 9 月 30 日 11 月 2 日机组首次并网 9 月 30 日 11 月 8 日 22：58机
43、组首次达到满负荷 11 月 6 日 12 月 6 日 13:16进入 168h 满负荷试运日期 11 月 10 日 12 月 6 日从开始到完成 168h 试运次数 次 2 1首次冲转到完成 168h 试运天数 天 55 43开始点火吹管到完成 168h 试运天数 天 79 69开始锅炉化学清洗到完成 168h 试运天数天 103 92满负荷 168 小时试运行 11 月 16 日 1:1711月 23 日 1:17 12 月 6 日 13:3112月 13 日 13:31168 小时连续运行时间 小时 168 168168 小时期间保护装置投入率 100 100168 小时期间热控自动投入率
44、 91.6 98.26168 小时期间主要仪表投入率 100 100168 小时期间平均负荷率 100.86 101.5168 小时期间连续满负荷时间 小时 168 168首次点火到 168 结束燃油量 吨 5383 37625参考文献1 关于 600MW 级超临界机组蒸汽参数的选择分析，李续军 苗迺金 高景辉， 热力透平，2003 年 3 月第 1 期2 电站汽轮机汽轮机名词术语 ，电力行业标准 DL/T893-2004超临界锅炉技术的发展，陈听宽， 电力设备 ，2002 年第三期3 超超临界汽轮机的研究和开发，王为民，王建录， 电力设备 ，2002 年第三期4 STEAG 公司超超临界机组研讨会资料，1995 年5 东北电力科学研究院， 超临界压力机组技术资料选编（上册） ，1997 年6 超超临界火力发电技术及其应用前景，黄雅罗， 热力发电 200 年第 2 期，总 188 期）12
