超超临界

燃煤锅炉深度调峰对以新能源为主的未来电力系统的稳定性至关重要，而目前1 000 MW等级超超临界燃煤锅炉深度调峰性能与工程应用较为缺乏。为提高1 000 MW等级燃煤锅炉深度调峰能力，选择某电厂1 000 MW燃煤机组开展宽负荷高效研究。 方法 在机组深度调峰负荷为340 MW下，进行了低负荷稳燃实验、脱硝侧入口烟气测试，对锅炉主要运行参数、炉膛温度分布、锅炉侧燃烧调整试验进行了分析，并在此基础上开展了燃烧优化调整实验。 结果 1 000 MW等级机组具备34%额定功率的深度调峰能力；选择性催化还原(selective catalytic reduction，SCR)脱硝入口烟温基本在320~350 ℃，满足高于300 ℃的烟温要求；锅炉优化调整后，修正后的锅炉热效率为94.09%(提高0.94%)，供电煤耗降低3.27 g/(kW⋅h)；SCR脱硝入口NO x 质量浓度基本在180~260 mg/m3(降低约30 mg/m3)，满足低于300 mg/m3的要求。 结论 研究成果有助于提高1 000 MW等级燃煤火电机组低负荷运行的安全性、经济性、环保性。

国电汉川发电有限公司总装机容量332万千瓦，一、二期四台33万千瓦级机组，1998年建成投产，三期建设两台100万千瓦超超临界机组，分别于2012年12月和2016年8月建成投产，年耗煤量超过600万吨，燃煤存储、采样分布点多、面广、管理难度大，燃料验收采制化工作大量依靠人工完成，自动化水平低，工作环境恶劣，人员素质不高，廉政安全风险监管难度较大，燃料验收领域成为廉政安全事件的高发区和重灾区。 汉川公司建设了两套相互独立的输煤系统，共配置4台翻车机、2座卸煤码头，设置6个采样点、11台皮带采样机，相距最远的两个采样点距离2.5公里。燃料智能化管理系统采用项目组负责制，自主建设，分项分阶段的实施模式，主要由全自动制样系统，气动管道传输及智能存查样系统，远程煤样自动封装接卸分选系统，管控系统和数字化实验室等六个项目，八个子系统组成。根据企业实际情况，量身定制了煤样专用运输车、自动煤样分选归批、制样机自动给瓶、自动奔料、单节火车煤按单一批次自动采样等个性化功能，实现了燃料“计量、采样、制样、存样、运样、化验”全过程集中式自动化管理，有效贯彻了集团公司“人与煤样分离，人与数据隔离”的管理理 念，降低了廉政安全风险，提升了燃料管理水平。 燃料智能化管理已成为当前大型火电企业燃料工作的新趋势。电厂结合实际，将分散的计-采-制-化设备集成于智能化管控中心平台，实现操作智能化，数据实时化，管控集中化，管理信息化的“新四化”燃料管理目标。

托克托发电有限责任公司五期机组为2X660MW超超临界直接空冷机组，每台机组设置1台100%BMCR容量的汽动给水泵。汽动给水泵前置泵与主泵同轴布置，由小汽机驱动。汽动给水泵轴端密封采用浮动环密封结构，汽动给水泵轴端密封水取自凝结水泵出口后母管，其作用一是确保汽泵密封水压力高于汽泵泵体内给水压力，二是汽泵密封水对轴端起到降温作用（凝结水温度≤75℃，汽泵内给水温度180℃）。汽泵密封水压力要求比汽泵入口压力高300kpa，不得低于250kpa（压差分别取自汽泵密封水供水调整门后密封水压力和汽动给水泵入口给水压力之差）。压差低于250kpa后可能导致密封水回水温度高高跳闸汽泵，给水中断，机组跳闸。目前高负荷运行工况时，汽前泵转速高，汽前泵出口压力达到3.0MPa，为维持除氧器水位，凝泵出口压力满足不了汽泵密封水的压力要求，密封水回水温度高，对机组安全运行构成威协；在低负荷运行时，为维持密封水压差，凝结水泵无法变频运行，影响机组经济性。同时汽泵密封水供水允许温度20-60℃，密封水回水温度80℃报警，90℃跳闸。在夏季时，我厂660MW直接空冷机组凝结水温度最高可达到75℃℃左右。因此，若想实现凝结水泵深度变频，确保机组安全稳定运行，现有汽泵密封水系统已无法保证。

近日，作为中国大唐集团有限公司重点科技示范项目、首个百万千瓦燃煤机组智慧电厂建设项目，由大唐中南电力试验研究院担任技术主导单位所研发的《百万千瓦超超临界燃煤机组智慧（智能）电厂建设关键技术研究与示范》项目，在大唐三门峡发电公司顺利通过项目验收专家组的结题验收。

630-650 ℃高效参数机组适用温度范围内可供选择的铁素体耐热钢，目前只有日本制铁株式会社的SAVE12AD和我国钢铁研究总院+宝武集团的G115。G115钢属于我国自主开发的新型马氏体耐热钢，在630-650 ℃范围内具有良好的组织稳定性能、优异的高温蠕变性能、较好的抗蒸汽氧化性能，在性能多项指标方面都略优于SAVE12AD，也是应用于该温度段大口径管、集箱等厚壁部件的最关键材料。但尚未有与其配套的焊接材料及相应的焊接工艺，这是制约G115钢工程实际应用的关键问题，也是卡脖子问题。国外由于技术封锁，相关的报道很少，必须依赖自主研发。高参数大容量机组可提高发电效率、降低煤耗，控制CO2排放、减少环境污染，现已成为国际上燃煤火电机组发展的主导方向，在700 ℃超超临界机组实现工程应用之前，国际上把重点建设集中在了630-650 ℃参数机组。国家能源局现已正式批复大唐集团郓城630 ℃超超临界二次再热机组示范项目。国家能源集团国华清远630 ℃超超临界二次再热机组项目建设已获广东省发改委核准，这也是到目前为止世界上最高火电参数机组应用工程。机组主蒸汽管道及高温集箱、锅炉管屏（高温段）将分别选用新型耐热钢G115和Sanicro25（C-HRA-5）。课题研究可解决配套的焊接材料及相应的焊接工艺问题，有利于推进35 MPa/615 ℃/630 ℃/630 ℃二次再热示范机组建设。项目针对630-650 ℃目前世界最高参数等级高效机组所选用的国产新型耐热钢G115无焊材、无工艺局面，开展了专用匹配焊接材料研发及相应的焊接工艺系列研究，研制了焊材体系，获取了各类工艺规范参数，完成了G115钢同/异种钢焊接工艺优选，填补了多项国内外空白。 项目研制的G115钢匹配焊接材料、提出的G115同/异种钢焊接工艺技术适用于9Cr-3W-3Co系马氏体耐热钢焊接，提高了焊接接头的可靠性。项目研究成果在哈尔滨锅炉厂有限责任公司、山东电力建设第三工程有限公司等单位成功应用，有助于推进630-650 ℃高效超超临界机组电站建设。

本成果属于火力发电技术开发领域，热控专业，主要涉及系统建模和控制系统优化。 深度调峰已经成为火力发电机组的必然趋势，配煤接烧是火电企业提升经济性的重要途径。 大多数超超临界机组在配煤接烧后，AGC考核结果不够理想，在该情况下，对AGC控制进行优化，以期全面改善提高AGC控制的各项性能指标显得尤为重要。对火电机组AGC系统进行建模并对控制系统进行优化，是在保证机组安全的前提下发挥现有设备的最大性能，是发电企业提升机组灵活性和应对“两个细则”考核最经济、有效、快速的实现途径。 本项目即是为解决多变量系统建模与控制系统优化的问题而设立。

“十二五”期间华能国际严格执行国家节能减排方针政策，认真落实各年度环保工作任务，健全节能环保管理体制机制，大力推进节能环保达标工作，着力提升节能环保水平，保持行业领先。2010 年 2 月，华能国际即联合有关单位经过两年的联合开发，率先开发出参数为 28MPa/600℃/620℃（即“高效超超临界”参数）的 1200MW 等级超超临界发电技术。根据我国能源结构现状和华能国际电源结构特点，建设 600MW 等级高效超超临界机组将会是华能国际的重要发展方向，将 1200MW高效超超临界的理论研究成果应用于 600MW 高效超超临界应用技术研究由华能国际率先提出，并在华能长兴电厂“上大压小”工程中率先进行示范。华能长兴电厂在规划之初，华能集团副总经理刘国跃即提出“高起点、高速度、高质量、高效益”要求，以达建成“资源节约型，绿色环保型”电厂目标。施工期间坚持“绿色示范、创新引领”的建设理念，按照集团公司“高起点规划、高标准建设、高水平管理、高效益产出”的高效超超临界机组建设运营思想，精心组织，精细策划，建成同类型示范机组。华能长兴电厂按照公司关于开展华能国际 660MW 高效超超临界应用技术研究的工作部署，全力做好技术课题攻关，攻克了各类难题，施工阶段同时完成了 87 项课题研究。在基建阶段，凝练了独具特色的长电“三创”基建文化 ，形成了“白鹭于飞绿家园，科技领先梦工厂，和谐创业新舞台”的企业愿景。通过全体参建人员的共同努力，历经 21 个月科学施工，2014 年底长兴工程两台高效超超临界机组顺利投产，标志着中国电力走向了高效超超临界的时代，同时也迎来了中国电力沿着最节能的技术路线走向燃煤电厂清洁排放的新时代。

《高参数超超临界二次再热关键技术研究及工程示范》项目在华能国际电力股份有限公司的牵头组织下，华能安源电厂、哈尔滨锅炉有限责任公司、东方电气股份有限公司、江西省电力设计院、西安热工研究院有限公司等单位积极响应，全力研发与实施。以华能安源电厂“上大压小”新建项目为依托，于2013年6月28日正式启动，建设两台高参数超超临界660MW二次再热机组，#1机组于2015年6月27日投产，#2机于2015年8月24日投产，标志我国首座二次再热机组顺利建成。投产后机组运行稳定高效，主要参数达到设计值。锅炉温度场均匀，燃烧稳定，一再、二再热汽温均达到623℃长期运行，锅炉效率高达94.61%，超过设计值93.8%。汽轮机轴系振动优良，控制系统安全可靠，调节性能满足电网调峰需要，机组供电煤耗275.2 g/KW.h，厂用电率3.32%达到国内能耗水平领先水平。

目前大型火力发电厂的凝汽器抽真空系统一般装设2-3台较大功率的水环式真空泵组，主要作用，一是在机组启动时快速抽真空；二是，机组投入稳定运行后，维持机组真空。电厂常规真空泵在设计选型时，主要以“快速启机的响应速度和最大的允许漏气量”为选型原则。随着电厂运行维护管理水平的提高和节能降耗工作的推进，凝汽器真空严密性越来越好，因此，目前抽真空系统存在问题一是，常规配置的的水环泵功率大、能耗高；二是，受密封水温影响极限真空差，转子汽蚀损坏严重、运维费用高；采暖季，凝汽器端差大，真空差，凝结水溶氧超标。特别是目前的主力发电机组基本是大容量、超临界、超超临界参数，锅炉为直流炉，对凝结水的含氧量品质要求更高。 本研究总结干式变螺距螺杆泵能耗低、极限真空高的原理，创新提出了，一是干式正弦变螺距螺杆真空泵在凝汽器抽真空系统的应用方法。与设备制造厂开发极限真空不低于1Kpa改型正弦型变螺距真空泵，适合电厂循环水温下极限真空，效率高。二是，建立了电厂凝汽器抽真空系统抽气量计算模型，根据机组实际运行时真空系统严密性状况，选择合适的抽气速率，定制化设计抽真空系统的功率，并采用变频调速设计，更节能。2017年，本研究在秦热电厂2台300MW发电机组凝汽器抽真空系统改造示范应用。经性能验收测试，与原水环抽真空系统对比，系统设备电耗降低80%以上；采暖季，凝汽器端差大幅下降，机组真空度提高了1.8 kPa以上；凝结水溶解氧量显著降低；有效地解决了原抽真空系统存在的能耗高、真空差、凝结水溶氧超标等问题。