1000MW超超临界机组建设和运行情况及当前存在的主要问题

1000MW超超临界机组建设和运行情况及
当前存在的主要问题
周志明 戴天将 谷双魁 顾正皓 茅建波
建设大容量、高参数的1000MW超超临界机组是转变电力发展方式、调整电力结构、优化电力布局的重要举措，符合国家能源产业政策，但由于单机容量较大，一旦故障跳闸可能会对电网安全运行、电力可靠供应、发电设备安全带来不利影响。

为全面掌握我省1000MW超超临界机组建设期和投产后的安全生产情况，认真总结经验和教训，日前，我办对浙江省1000MW超超临界机组安全生产情况进行了专题调研，形成了本报告。

一、浙江省1000MW超超临界机组基本情况
（一）机组建设情况
截止2011年底，浙江统调装机容量达到3967.9万千瓦。

其中：火电装机容量3771万千瓦，占总装机容量的95.04%；核电装机容量32万千瓦，占总装机容量的0.8%；水电装机容量164.9万千瓦，占总装机容量的4.16%。

截止2011年底，浙江省统调最高负荷5061万千瓦。

截止2011年底，浙江省共有10台1000MW超超临界机组投产并转入商业运行，占省统调装机容量的25.20%。

1、工程建设工期和总投资额
浙江省已建成并投入运行的10台1000MW超超临界机组建设工期最短为22月6天，最长为40个月28天，平均为
30个月2天；已竣工结算的8台1000MW超超临界机组平均每千瓦投资为0.3649万元。

详见附表1。

宁海电厂#5、#6机组受线路送出因素影响，其建设工期延长了半年左右,相对较长；嘉华电厂#7、#8机组受全省用电负荷紧张因素影响，建设工期控制的非常紧，较其它1000MW超超临界机组建设工期减少了3～4个月；宁海电厂#5、#6机组由于采用塔式锅炉、建造冷却水塔等设计，使得总投资额较其它工程增加。

2、工程项目采取的优化设计
浙江省1000MW超超临界机组建设工程不断优化设计，详见附表2。

各工程均在总平面与主厂房布置、厂房内桩（地）基、给水泵系统、四大管道以及循环水系统等方面,结合工程本身特点，吸取已投产机组在建设、调试、运行中的经验教训,通过有针对性的优化设计，减小了用地面积，节省钢材及建材，降低了投资。

宁海电厂在设计阶段，考虑环保的需求，采用海水冷却塔，减少了温水排放，降低了对环境的影响。

3、安装和调试过程中遇到的问题及解决措施
浙江省1000MW超超临界机组在安装和调试过程中，针对遇到的问题，采取了有效的解决措施，积累了丰富的经验。

详见附表3。

4、投产后开展的技术改造
北仑电厂积极响应国家对火电厂节能减排工作的要求，对2台1000MW超超临界机组进行回热式背压机驱动引风机技术改造，注重对电厂系统的整体设计优化，一项技术改造达到了多项节能效果；玉环电厂完成了凝结水泵变频、吹灰汽源、再热器减温水、空预器漏风间隙控制系统、空预器传
热元件增容、脱硝工程、捞渣机一步上仓、炉顶密封等技术改造，取得了显著的成果。

5、企业的自主创新工作
（1）玉环电厂联合相关院校，有效地处理解决大量的技术难题。

近年来，先后获得新型煤粉分配器、多煤种适应对开式双芯可调缩孔、中速磨煤机的改进结构、带除灰装置的烟风道非金属补偿器等多项专利。

与有关单位共同合作，进行了机组给水定向加氧，有效地解决了水冷壁节流孔圈
Fe3O4富集问题，为1000MW超超临界机组防止氧化皮脱落积累了成功的实践经验。

（2）宁海电厂采用了大容量旁路系统，实现了“停机不停炉”方式——汽轮机跳闸时，旁路快速开启，锅炉侧快速减燃料，维持锅炉运行。

运行实践证明，该方式的采用，减少了锅炉MFT动作次数，对保证超超临界锅炉(尤其是塔式锅炉)的水冷壁安全及防止氧化皮的生成、剥落均有明显作用。

宁海电厂1000MW超超临界机组通过了50％和100％甩负荷试验，运行中发生的几次汽机跳闸事件，“停机不停炉”都能成功实现。

宁海电厂的实践证明，1000MW超超临界机组“停机不停炉”方式的实现可以从以下四个方面考虑：①设计锅炉侧快速减负荷回路，快速地把锅炉出力降至低旁最大允许通流容量之下，避免工质大量损失。

②给水泵汽轮机、除氧器加热和辅助蒸汽等备用汽源的优化设计保证正常四段抽汽汽源中断后能快速投入备用汽源，确保锅炉给水不中断。

③机组横向联锁保护的修改。

④旁路的控制逻辑设计。

（二）机组指标情况
1、事故指标
截止2012年3月12日，浙江省10台1000MW超超临界机组未发生过电力安全事故，处于受控状态。

2、可靠性指标
浙江省10台1000MW超超临界机组均按照电监会可靠性中心要求报送电力可靠性信息。

与其他容量机组相比，1000MW超超临界机组的可靠性指标处于较高的水平。

宁海电厂2台1000MW超超临界机组平均等效可用系数2010年为92.21％，2011年为93.56％；北仑电厂2台1000MW超超临界机组平均等效可用系数2010年为88.71％，2011年为92.33％；玉环电厂4台1000MW超超临界机组平均等效可用系数2010年为95.61%，2011年为93.24%。

详见附表4。

3、机组性能考核情况
从考核结果看，除嘉华电厂2台1000MW超超临界机组刚投产不久，性能考核试验尚未完成外，浙江省其余8台1000MW超超临界机组各项指标基本达到了设计值。

详见附表5。

4、机组实际运行指标
从各机组实际运行指标看，1000MW超超临界机组供电煤耗在285～290 g/kWh，相比亚临界300MW机组约330 g/kWh 供电煤耗低40g/kWh以上，较亚临界600MW机组310g/kWh 供电煤耗低20g/kWh以上，显示出百万千瓦等级火力发电机组在节能减排方面的优势。

图1为1000MW超超临界机组机组负荷与供电煤耗关系。

可以看出1000MW超超临界机组负荷越低，效率越差，在接近500MW时供电煤耗等同亚临界600MW机组。

图1 机组负荷与供电煤耗关系
5、年发电量与经济效益
随着高参数、大容量1000MW超超临界机组的相继投产，促进了浙江省经济的快速发展。

根据2011年统计，玉环电厂年发电量为268亿kWH，北仑电厂三期发电量为129亿kWH，宁海电厂二期发电量为133亿kWH，嘉兴电厂三期由于刚投入生产试运行，未统计电量。

由于1000MW超超临界机组煤耗相当低，即使在当前的高煤价状态下，相对于超临界和亚临界机组，仍能产生较大经济效益。

2011年，在全国火力发电企业大面积亏损的状态下，浙江省1000MW超超临界机组发电毛利润在0.07元/kWH左右，取得了较好的经济效益，为企业发展超超临界机组提供了动力。

二、浙江省1000MW超超临界机组当前安全生产上存在的主要问题
（一）机组安全稳定运行问题
1、锅炉燃烧和低负荷运行问题
浙江省内的10台1000MW超超临界机组锅炉本体及燃烧系统总体运行情况良好，但由于实际燃用煤种普遍偏离设计煤种，给锅炉运行带来一系列问题。

如北仑、玉环电厂锅炉燃烧器、磨煤机等易磨损部位磨损严重；锅炉水冷壁出现较
为严重的高温腐蚀现象。

另外，在1000MW超超临界机组参与电网调峰时，低负荷运行状态不仅经济性低，而且会出现燃烧不稳、受热面超温、辅机运行进入不稳定区、影响SCR 系统投入等诸多问题。

2、水冷壁高温腐蚀问题
1000MW超超临界机组由于炉膛容积大，炉膛内气体分布不均匀，加之一般低氧量运行，易在炉膛内出现还原性气氛，其水冷壁上部温度较高，水冷壁容易出现高温腐蚀现象。

相比切圆燃烧锅炉，前后墙对冲燃烧的锅炉更容易在水冷壁两侧墙发生高温腐蚀，如：北仑电厂2011年#7炉大修时，发现水冷壁两侧墙燃烧器的第4、5层吹灰器区域存在高温腐蚀，腐蚀深度平均为0.8～1mm，最深为1.5mm。

3、高温氧化皮问题
1000MW超超临界机组是高参数机组，金属材料在炉内的温度已接近其极限温度。

按当前的研究理论，温度越高越容易产生氧化皮。

调研发现机组运行无法阻止氧化皮的产生，但可以采取措施延缓氧化皮的脱落。

我省玉环、宁海、北仑、嘉华四个建成并运行百万机组的电厂都非常重视氧化皮问题，采取了诸如控制升温升压速率、给水加氧处理、机组启动过程中利用汽机旁路进行冲洗等措施，取得了较好效果。

氧化皮生成与脱落是一个漫长的过程，浙江省10台1000MW 超超临界机组运行时间尚短，加氧对高温受热面氧化皮生成的影响还需进一步的跟踪评估。

4、水冷壁节流孔磁性氧化铁沉积问题
玉环电厂1000MW超超临界机组的“三菱”系列锅炉，为保证运行中水冷壁布水均匀，在水冷壁下部设置节流孔。

在机组投运之初，给水采用AVT（O）处理时，水冷壁节流孔内发生了磁性氧化铁沉积问题，其内Fe3O4沉积引发水冷壁
过热爆管，故加装了大量的壁温测点进行监测。

但是，由于AVT（O）的给水处理方式不可避免的存在氧化铁的形成和析出，为从根本上解决问题，从2009年底起，4台机组陆续采用给水加氧（低氧）处理。

5、T23水冷壁泄漏问题
宁海电厂1000MW超超临界机组的塔式炉水冷壁,从锅炉41米层螺旋水冷壁开始至上部垂直水冷壁高温段,设计采用了T23钢。

但实际运行后,锅炉陆续出现了T23水冷壁管与拼缝、刚性梁结构附件的焊缝等多处出现裂缝并最终导致泄漏。

为此，该电厂采取开设应力释放槽、改善T23管件焊接工艺、加强厂内和现场焊接管控和验收、加强停炉期间水压试验检查、控制锅炉启停阶段的变温、变压速率等措施，自机组完成168h试验以来，锅炉从未因水冷壁泄漏强迫停机。

6、小机油动机调节器问题
玉环电厂小机由日本三菱公司高砂制作所成套供应，高、低压调节器采用美国WOODWARD公司的产品，属低压透平油控制系统，小机控制油与润滑油共用油源，对油质要求较高，自投用以来，#1、#2机组多次发生小机调节器运行中突然关闭及晃动缺陷，虽然均未直接造成机组强迫停机事件，但也给机组的稳定运行带来较大风险。

目前，采取加强对小机透平油颗粒度及油中水分的监督、及时投入滤油机、制定防止密封水进入油中等技术措施，避免油动机内部部件因水分进入而锈蚀。

7、汽轮机大轴易抱死问题
浙江省10台1000MW超超临界机组均采用西门子技术的同一型号汽轮机，动静间隙偏小，主机对轴封蒸汽参数要求比较严格，同类型机组在启停阶段都曾发生因为轴封蒸汽参数与大轴温度不匹配而造成动静部件卡涩，引起盘车无法投
运，不得不闷缸数天才再次启动。

故轴封系统在设计时，应考虑辅汽管道保温性能和压降损失产生的温降，辅汽母管和辅汽到轴封的供汽管路上加装温控式疏水阀及在辅汽供轴
封的管路上加装电加热器的方法来满足汽机全停的恶劣工
况和处于单机运行工况时汽轮机在热态、极热态启动、停机工况需防止主机轴封进冷汽下轴封供汽的要求。

8、SPE侵蚀问题
SPE侵蚀汽轮机叶片是1000MW超超临界机组普遍面临的一个技术难题。

调研发现，可采用以下措施进行预防：（1）充分利用大旁路，每逢机组启动和停机都采用大旁路冲洗氧化皮，有效避免脱落的氧化皮堵塞炉管和对汽轮机叶片进行侵蚀。

（2）重视机组运行期间的汽水品质监督，及时开展给水加氧工作。

（3）重视停机期间的设备保养。

9、高低压变频器故障问题
目前，浙江省10台1000MW超超临界机组变频器改造的设备越来越多。

由于变频器属专业技术较强的精密设备，特别是高压变频器对运行环境要求较高，时常因变频器原因造成机组异常事件。

浙江省各企业主要从以下三方面解决和防范变频器故障：（1）改善变频器运行环境；（2）认真梳理与变频器相关配套辅助设备的薄弱环节，防止因辅助设备故障造成变频器跳闸；（3）联合厂家加大人员培训力度，在实践中逐渐探索出符合现场实际的检修规程及标准。

10、烟囱钢内筒腐蚀问题
浙江省10台1000MW超超临界机组都有尾部烟气脱硫系统，除玉环电厂#3、#4机组有烟气换热器外，其余8台1000MW 超超临界机组脱硫系统均不带烟气换热器，造成烟囱入口烟温较低，烟气中易含大量腐蚀性较强的酸雨，对烟囱内筒常年累月冲刷，如果烟囱内筒防腐等级不够将会被严重腐蚀。

如北仑电厂1000MW超超临界机组烟囱钢内筒已被蚀穿出现了漏酸现象，处理非常麻烦。

从调研情况来看，内衬钛板结构的烟囱防腐效果较好。

（二）环保要求与安全生产相互矛盾问题
按照国家环保部门的相关规定，要求当前超超临界机组在设计时不设脱硫系统旁路，这无疑给整个机组的安全运行带来很大隐患：首先，一旦脱硫系统出现故障将可能导致主机退出运行，从而影响电力安全可靠供应；其次，无脱硫系统旁路时，在锅炉点火投粉后就需要投入脱硫装置，此时必须先行投入电除尘进行除尘，这一过程极易引发电除尘灰斗堵灰积渣等安全生产问题。

三、结论与建议
大容量、高参数的1000MW超超临界机组是国家积极倡导，鼓励发展的方向，从事故指标、可靠性指标、机组性能考核结果、实际运行指标看，其具有节能、环保、高效的优点，应继续予以大力规划和发展。

尽管1000MW超超临界机组跳闸会对电网安全运行带来较大冲击，但从机组实际运行情况看，浙江省10台机组可靠性良好，且浙江电网统调装机容量已达到3967.9万千瓦，单台机组跳闸对浙江电网冲击相对影响不是很大。

因此，只要合理设计，优化布局，加强管理，落实措施，完全能够使1000MW超超临界机组安全稳定运行。

根据调研情况，提出以下建议：
（一）总结经验，加强交流，强化1000MW超超临界机组安全管理
尽管浙江省1000MW超超临界机组自投运以来未发生事故且可靠性良好，但也存在锅炉燃烧不充分和低负荷运行、水冷壁高温腐蚀、高温氧化皮、水冷壁节流孔磁性氧化铁沉积、T23水冷壁泄漏、小机油动机调节器突然关闭和晃动、
汽轮机大轴易抱死、SPE侵蚀、高低压变频器故障等问题，给机组安全稳定运行带来很大压力。

建议各单位认真总结1000MW超超临界机组建设和运行管理的成熟经验，积极开展经验交流，发挥浙江省1000MW超超临界机组运行实践较多的优势，共同搞好安全生产工作，积极配合电监会编制《1000MW等级超超临界机组运行导则》，为提高我国1000MW 超超临界机组安全生产水平做出应有贡献。

（二）借鉴成果，吸取教训，优化设计，创造更大效益浙江省10台1000MW超超临界机组建设和运行过程中，既有比较好的技术改造实践和自主创新成果，也曾出现一些教训，如：采用海水冷却塔，减少温水排放，降低对环境影响；“停机不停炉”方式的实现，为机组快速恢复并网运行提供可能；温度测点少，不能有效监测管壁超温情况；烟囱钢内筒被蚀穿漏酸，处理非常麻烦等等。

建议有关单位在设计、施工或技术改造中借鉴成果，吸取教训，尽可能少走弯路；在设计阶段优化设计，节约投资和土地资源，提高机组运行效率，创造更多效益。

特别是烟囱腐蚀问题，要引起足够重视。

已经投运机组要多加关注，发现问题及时处理；新建机组设计时要多加考虑，以北仑电厂的教训为鉴，认真做好设备选型和招投标工作，避免因节约初期投资而埋下后期不得不花更多费用去改造的隐患，影响企业安全生产和经济效益。

（三）深入开展节能调度，充分发挥大机组在节能减排工作中的作用
从浙江省1000MW超超临界机组实际运行指标看，供电煤耗在285-290g/kWh，在节能减排方面具有十分明显的优势，应积极发挥其作用。

2011年浙江省统调机组中，1000MW 机组平均发电利用小时数为6558小时，同比增加779小时；
600MW机组平均发电利用小时数为6266小时，同比增加483小时；300MW及以下机组平均发电利用小时数为6319小时，同比增加149小时。

1000MW燃煤机组的发电利用小时数比600MW机组、300MW及以下机组分别高出292小时和239小时。

从以上数据可以看出，2011年我省600MW及以上燃煤大机组发电利用小时数的增幅，明显高于300MW及以下机组，大小机组发电利用小时数倒挂问题基本解决。

但从浙江省电力行业节能减排实践看，还应深入开展节能调度，巩固和深化前期工作成果。

建议在以往跟踪计划的AGC调节和发电权交易基础上，创新工作手段，在保证电网安全的前提下，加强厂级调度方式的研究，使发电企业能够根据不同机组的煤耗特性进行最优化的运行，以进一步节约能源，减少污染排放，提高经济和社会效益。

（四）完善电价补偿政策，缓解电厂环保设施的运行维护压力
《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）自2012年1月1日开始执行。

在此标准中，SO2和NO X的排放标准都有大幅提升，其中NO X排放标准甚至远远高于欧洲标准。

如此严格的排放标准，将给燃煤电厂环保设施的建设和运行维护带来很大压力。

据玉环电厂测算数据，脱硝成本为1.379分/度，但2011年12月1日国家发改委对脱硝机组加价仅为0.8分/度，低于企业成本，不利于国家节能减排政策的实施。

建议相关部门完善电价补偿政策（如脱硫电价、脱硝电价），缓解电厂环保设施的运行维护压力，为安全生产投入提供保障。

（五）保留已经建成的脱硫系统旁路，发挥其在安全生产中的作用
1000MW超超临界机组取消脱硫旁路烟道，对主设备的安全运行有很大影响。

由于已经投入资金
并完成建设，建议保留脱硫系统旁路，对有关环保要求的实施通过管理措施来解决。

调研中，有关发电企业负责同志普遍认为取消已建成的脱硫系统旁路，将可能会大大增加机组非计划停运次数，不利于电力系统安全稳定运行。

附表1：工程建设工期和总投资额汇总表
企业简称嘉华电厂宁海电厂北仑电厂玉环电厂
机组编号#7#8#5#6#6#7#1#2#3#4工程开工日期2009.8.172006.12.282006.12.152004.6.28
机组投产日期
2011.
6.232011.
10.18
2009.
10.14
2009.
9.21
2008.
12.20
2009.
6.2
2006.
11.28
2006.
12.30
2007.
11.11
2007.
11.25
建设工期
22月
6天26月
34月
17天
33月
21天
24月
5天
29月
18天
29月
30月
2天
40月
14天
40月
28天
总投资额(亿
元)
76.8069.08146.04
附表2：设计阶段所采取的优化措施汇总表
电厂简称优化设计内容
嘉华电厂1、电气设备优化，选择主变压器型式为三相一体式
2、厂区总平面布置优化，与同类1000MW机组相比小1.3公顷
3、四大管道采用弯头与弯管技术优化
4、集中控制室布置优化
5、脱硫系统优化，取消大旁路挡板，增设增压风机旁路
宁海电厂
1、实现了五项首创
● 国内首次在大型工业项目上采用特大型海水冷却塔循
环冷却系统
● 首次实现国产化脱硫、脱硝的环保工艺措施
● 1000MW超超临界机组塔式锅炉中首次采用等离子点火
技术
● 国内首座1000MW超超临界机组主厂房采用C55高标
号混凝土结构
● 国内首次在1000MW超超临界机组脱硫系统采用现场
总线控制技术
2、给水泵优化设计，取消电动给水泵组，取消厂用电10kV电压等级
3、四大管道设计优化
4、圆形煤场设计优化
5、总平面和主厂房布置优化
6、全厂地基处理优化
7、工艺系统设计优化
北仑电厂
1、主厂房钢结构优化设计
2、总平面与主厂房布置的优化
3、适应复杂地质条件的主厂房桩基优化设计
4、采用厂用电监控系统提高信息采集量和运行管理水平
5、优化厂外除灰系统设计
6、优化取水隧道轴线布置，节约宝贵的水域资源
7、主变压器不设备用相
8、首个电动给水泵采用定速泵，取消液力耦合器的1000MW机组
9、首个采用大倾角刮板捞渣机直接进渣仓的π型1000MW机组锅炉
10、基于扩建电厂的独特DCS网络结构
玉环电厂1、循环水系统优化
2、循泵房流道优化
3、循环水管沟及虹吸井优化
4、启备变优化
5、锅炉启动系统优化
6、暖通设计优化
7、飞灰处理系统优化
附表3：安装调试过程中遇到的问题及解决措施汇总表
电厂简
称
安装、调试过程中遇到的问题解决措施
#7、#8锅炉在安装阶段发现炉内中隔墙变形严重，超出安装规范要求
设备到货后对管排平整度进行校正；中隔墙管排在地面组合时加设钢梁以防止变形；根据玉环电厂的经验及现场实际情况，中隔墙从上至下加设5道加固梁。

#8发电机定子吊装高度不够
改造行车的吊钩方式，提升起吊高度。

管排现场焊口焊接时操作不符规范，直接影响焊接质量
要求施工单位加强焊接工作的交底及焊接管理，现场加强巡查，及时发现问题。

嘉华电厂
#7机润滑油模块上部孔洞偏小，无法直接吊装就位
缓浇#7号机润滑油模块基础，待该模块斜装吊入就位临抛后再进行润滑油
基础浇注施工
#7炉炉水泵在冲管期间发现马达腔温度过高，#8炉水泵酸洗期间电流偏高且不稳定，同时马达腔温度高
#7炉水泵为杂物堵塞泵本体进口滤网，对滤网解体清理杂物后运转正常。

#8炉水泵返厂解体，发现电机上下推力瓦装反，经大修处理后运行正常。

两台机组均遇到水冷壁、过热器管壁温度超报警值致使不能带额定蒸汽参数
节流孔拍片检查、U型管割管检查，取出金属异物，对水冷壁经常超温的节流孔进行扩孔处理，增装管壁温度测点。

#7机凝结水输送系统管路振动大，严重影响设备安全
切割凝输泵叶轮、缩小凝输泵再循环节流孔板孔径、加固调节阀前后支架等。

#7机EH油系统在整套启动期
间多次出现漏油
更换短接管及O型圈
#7炉刚性梁在47.25m机械垫板严重变形。

锅炉刚性梁安装完毕后仔细检查刚性梁安装是否与图纸一致，防止设备漏装；此位置上额外增加16套卡件进行加固。

磨煤机旋转分离器在热态运行时存在间歇性皮带打滑
检查分离器与落煤管的轴承间隙、分离器与外壳的间隙，间隙偏小时现场修割；磨煤机预热时开始启动旋转分离
器，使其均匀受热；对皮带进行张紧。

送出工程严重滞后
成立了送出工程跟踪、配合及协调组，每周了解送出工程进展情况。

无电动给水泵在稳压吹管和机组启动时锅炉上水问题
开展一系列相关试验，总结出一套新的运行方式，实现机组启动时全程给水自动优化
发电机定子23号槽上层线棒漏
线棒右下角空心导水管堵塞，停机检查处理。

宁海电厂
T23水冷壁泄漏
开设应力释放槽、改善T23管件焊接工艺、加强厂内和现场焊接管控和验收、加强停炉期间水压试验检查、控制锅炉启停阶段的变温、变压速率等。

场地初始承载力低、机械设备难以进入作业，大荷载设备、建筑等沉降大和沉降不均匀
在场地表层堆载、打排水板等场地预处理，提高地基土的承载力；采用主厂房钢结构配合钢管桩的方案解决了厂房沉降等难题。

煤场因海风影响防尘难度大
采用了煤场挡风抑尘墙这一新型环保设施。

北仑电厂
取水隧道坡度超出了常规设计隧道纵坡为3%左右的限制
大胆采用最大纵坡达到5.6%的隧道大纵坡设计方案，并采用大功率轨道车。