上汽1000MW超超临界汽轮机汽封及门杆漏汽改造
超超临界1000MW空冷汽轮机的技术特点和选型
圆筒 型高 压 缸 的进 汽 端 采 取 了一 系 列 与 其 他机 型完 全 不 同 的独 特 结 构 形 式 ， 阀 门、 汽 从 进 通道 、 第一 级 叶 片 的各 个 流 程 段 均 具 有 损 失 小 ，
效 率 高 的特 点 。两个 主调 门直 接 与 汽 缸 连接 ， 布
从 冲 转 到额 定 转 速仅 需 ５ｍｉ， 仅 运 行 操 作 简 ｎ不
单， 汽轮 机 能快 速 通 过 临界 区 ， 利 于 轴 系 的稳 有
高 效率优 势 ， 是大 功 率超 超 临界 空 冷 电 厂 的最 佳
收 稿 日期 ： ０ １０ —６ ２ １ － ６ １
定， 而且 有利 于锅 炉 及 旁路 的稳 定 运 行 ； 配 置 可
第 ２ 第 １期 ６卷 ２１ ０ ２年 １月
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１ 。高压 第一 级斜 置 静 叶级 ， 道 简 捷 ， 径 向 流 无 漏汽 损失 ， 单流 程 ， 损小 。 端 全周 进汽 加 上 第 三 个 调 门 （ 汽 阀 ） 术 提 补 技 高 了额定及 低 负荷 滑 压运 行 的压 力 ， 到 了全 周 达
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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。
1000 MW超超临界机组精处理系统改造及智能化升级
1000 MW超超临界机组精处理系统改造及智能化升级
钱陈虎;拓凯;陈明;刘天涯;雷俊茹;田文华
【期刊名称】《能源科技》
【年(卷),期】2024(22)1
【摘要】某电厂2×1000 MW超超临界机组锅炉给水采用加氧处理(OT),利用西安热工研究院“火电厂高速混床运行性能诊断及优化专家系统”对精处理高速混床和再生系统进行诊断,发现运行末期泄漏离子、再生系统缺乏智能监控装置及再生酸碱用量大等问题。
应用树脂输送图像智能识别及控制仪(IRIC)和双层多孔板布水装置改造后,树脂体外再生过程实现了智能控制,树脂输送终点识别准确率100%;高速混床平均周期制水量增幅108%,出水Na+和Cl-含量均优于《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》(GB/T 12145—2016)要求,经济效益和安全效益显著。
【总页数】5页(P56-60)
【作者】钱陈虎;拓凯;陈明;刘天涯;雷俊茹;田文华
【作者单位】国能朗新明环保科技有限公司南京分公司;西安热工研究院有限公司;国家能源集团泰州发电有限公司
【正文语种】中文
【中图分类】TM621
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超超临界1000MW凝汽式汽轮机总体介绍
•调门与汽缸之间无蒸汽管道，直接 与汽缸相连。切向进汽。
•阀门与汽缸安装，采用大型螺纹连 接有利于大修拆装。
•阀门直接支撑在基础上、对汽缸附 加作用力小
•阀门布置在汽缸两侧，切向进汽， 损失小；起吊高度低。
•阀门采取小网眼、大面积的不锈钢 加强永久性滤网。其特点是过滤网 直径小，滤网刚性好，不易损坏。
采用SIEMENS成熟的单轴、HMN组合机型
H- 高压单流缸 K-高中压合缸 M- 中压双流缸 E- 中低压合缸 N- 低压双流缸 压力等级： 25~30MPa，温度 ：600°C/610 °C
超超临界1000MW凝汽式汽轮机
机组纵剖面图
长 宽 高 转子带叶片 整体重量 (mm) (mm) (mm) 重量（T） （T）
6.40X4.20X4.89
主门调门
5.9X5.2X2.23
再热门调门
7.33X5.47X2.26
中压转子带叶片
6.23X1.72X1.72
中低压ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ通管
5.98X2.28X2.35
低压内缸上半
4.12X6.59X3.80
低压内缸下半
6.49X6.89X3.30
低压转子带叶片
8.05X4.19X4.19
超超临界1000MW凝汽式汽轮机 独特的高压第一级设计
• 第一级低反动度20%， 降低转子温度。
• 切向进汽、斜置静叶、 效率高。
• 全周进汽、无附加汽 隙激振。
• 大动静距离有利防冲 蚀。
• 滑压运行低负荷效率 高。同时大幅降低第一 级载荷，解决大功率机 组高压第一级的强度问 题。
超超临界1000MW凝汽式汽轮机
超超临界1000MW凝汽式汽轮机
1000MW汽轮机汽门阀座堆焊裂纹分析及治理
1000MW汽轮机汽门阀座堆焊裂纹分析及治理付灿平华润电力投资有限公司华中分公司湖北武汉430000摘要：汽轮机汽门阀座由于长期承受苛刻的工作环境，接触密封面常采用堆焊硬质合金司太立21的方式以增强阀座密封面耐磨性及密封效果。
本文就典型的X10CrMoVNb9材料阀座司太立合金堆焊面产生裂纹原因进行分析，提出了阀座司太立合金堆焊密封面裂纹现场升级优化处理的办法,为进一步了解和跟踪X10CrMoVNb9材料阀座司太立合金堆焊层裂纹和“脱壳”缺陷提供防范措施和技术支撑。
关键词：阀座；密封面；司太立合金；堆焊；裂纹；优化1前言随着汽轮机技术的发展，汽轮机主蒸汽室零部件承受的工作环境越来越苛刻，其中蒸汽阀汽门阀座等长期承受高速气流的冲刷、振动和阀杆头部撞击，容易在阀门接触面附近造成损坏，影响机组安全运行。
为了保证阀座的密封性，通常在阀座密封面堆焊司太立21号硬质合金，以增加阀座密封面的耐磨性、抗氧化性及抗腐蚀性。
某公司#1、#2汽轮机是上海汽轮机有限公司引进德国西门子技术生产的1000MW超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机，型号为N1000-26.25/600/600（TC4F）；汽轮机本体采用西门子公司开发的三个最大功率可达到1100MW等级的HMN型积木块组合设计:一个单流圆筒型H30-100高压缸，一个双流M30-100中压缸,两个N30-2x12.5双流低压缸;汽轮机进汽机构配有2个高压主汽阀、2个高压调阀、2个中压主汽阀，2个中压调阀，采用全周进汽+补气阀调节配汽方式。
在2016年#1机组检修期间，对汽轮机高压主汽门、高压调门解体检査后发现，左、右侧高压调门阀座密封面堆焊层处均存在不同程度的裂纹缺陷。
我们针对上述问题进行了研究，分析其产生的原因，并提出了优化处理方法。
2现场超声波检测结果为检测其阀座密封面堆焊层内部的裂纹及“脱壳”情况，请专业有资质的单位采用数字超声波探伤仪对高压主汽门、高压调门阀座司太立合金堆焊层进行100%超声检测。
汽轮机门杆漏汽系统典型问题分析及处理
汽轮机门杆漏汽系统典型问题分析及处理王利伟，张鹏，吕蒙（华北电力科学研究院有限责任公司西安分公司，陕西西安710065）摘要：汽轮机门杆漏汽系统对机组运行的安全性和经济性有较大影响。
在介绍门杆漏汽系统的作用与结构基础上，详细阐述了门杆漏汽引起的轴封母管压力波动、上下缸温差大、真空严密性不合格、停机后轴封带压等典型问题的分析及处理方法，针对门杆漏汽接入轴封供汽母管的机组、接入相应压力等级抽汽管道的机组和接入凝汽器疏水扩容器的机组，提出了相应的建议，为大型火力发电机组门杆漏汽系统的安全运行及合理设计提供了借鉴意义。
关键词：门杆漏汽；轴封压力；上下缸温差；真空中图分类号：TM621文献标志码：A文章编号：1671-0320（2024）02-0060-040引言汽轮机门杆漏汽系统的主要作用是防止主汽阀及调节汽阀门杆处的蒸汽泄漏，同时减少热力系统工质和热量损失。
门杆漏汽系统运行不正常或设计不合理，会对机组运行的安全性和经济性产生重大影响，引起轴封母管压力波动、汽机上下缸温差大、真空严密性不合格、经济性变差等问题。
陈鑫[1]、华敏[2]、倪颖锋[3]等针对门杆漏汽接至凝汽器负压侧的机组，由于阀杆密封填料处密封效果不好导致吸入空气影响机组真空严密性的问题，介绍了不同的系统、逻辑改造方案及运行措施，并在现场成功实施；丁广超等[4]在理论上探讨了机组门杆漏汽去向不同设置方案的优缺点及可能存在的问题，提出了优化方案。
而对于实际运行和调试工作中遇到的门杆漏汽系统引起的其他问题未见文献介绍。
本文在此方面展开了讨论，为大型火力发电机组门杆漏汽系统的安全运行及合理设计提供借鉴。
1门杆漏汽简介汽轮机门杆漏汽包括高压、再热主汽门门杆漏汽，高压、再热调节门门杆漏汽；对于设计有补汽阀的机组，还包括补汽阀门杆漏汽。
为保证阀杆自由活动无卡涩，阀杆与套筒之间有一定的间隙，为防止蒸汽通过间隙泄漏，需要一定的密封结构[5-6]。
门杆结构分为3个压力部分：蒸汽腔室、漏汽腔室（门杆漏汽接口）和空气侧。
1000MW超超临界汽轮机TSI安装与调试
1000MW超超临界汽轮机TSI安装与调试摘要：汽轮机的安全监视装置（TSI）是汽轮发电机组安全高效运行的可靠保证，本文以实际案例阐述1000MW超超临界汽轮机TSI的构成和作用、安装与调试。
关键字：汽轮机；TS；安装调试；Epro；A6500-SR一、TSI系统概述汽轮机的安全监视装置（TSI）是保证汽轮发电机组安全高效运行的重要装置，连续的监测汽轮机的各项重要参数，包括转速、偏心、胀差、轴向位移、轴振、瓦振等，帮助运行人员判明汽轮机故障，并在这些故障引起严重损坏前跳闸汽轮机，保证机组安全。
并且可以在线诊断，帮助维护检修人员分析汽轮机可能的故障，帮助提出汽轮机预测维修方案，减少维修时间，提高汽轮机的可用率。
二、TSI系统硬件及软件介绍1.该1000MW超超临界汽轮机的TSI系统硬件（1）Epro传感器和前置器Epro传感器，包含电涡流传感器，电动式传感器、磁阻式传感器等等。
前置器与电涡流传感器配套使用，其包含专用的高频振荡器、跟随器、放大器、检波器和滤波器，TSI机柜为其提供24VDC供电电源，输出直流电压为间隙电压，反映转子到探头的距离远近。
（2）A6500-SR系统框架及其模块该1000MW超超临界汽轮机的安全监视装置配套的TSI主要由美国EMERSON 公司的CSI6500 ATG监视系统组成，如图1所示。
图1主机TSI机柜图通用型监测模块A6500-UM，与其它CSI-A6500-ATG监测模块配合使用时，可形成一个完整的API-670机械保护监测系统，用于监测偏心、胀差、轴向位移、轴振、瓦振、零转速、键相等等。
通讯模块A6500-CC，能够读取CSIA6500-ATG所有模块的参数，并通过ModBus-TCP/IP或ModBus-RTU（串行）将其输出，可以组态成冗余通讯模式。
热膨胀监视仪表DF9032，用于监测汽缸的热膨胀，即绝对膨胀。
CSI 6300 SIS 数字超速保护系统包含3个保护监测器和1个背板和机架。
1000MW超超临界机组汽轮机设计介绍..
1、超超临界的定义
在工程热力学中，水在临界状态点的参数是：压力22.115MPa， 温度374.15℃。在临界点以及超临界状态时，将看不见蒸发现象， 水在保持单相的情况下从液态直接变成汽态。当水蒸汽参数大于这 个临界点的参数值，则称其为超临界参数。从物理意义上讲，水的 物性只有超临界和亚临界之分。 发电厂蒸汽动力装置中汽轮机比较典型的超临界参数为 24.2MPa/566/566℃。有一种观点认为，温度566℃事实上一直 是超临界参数的准则，任何超临界新汽温度或再热汽温度超过这一 数值时也被划为超超临界参数范畴，或者称为提高参数的超临界机 组。在国外的技术资料上，Ultra Super Critical(USC)通常用来 代表这类参数的机组，中文译成超超临界，也可理解为优化的或高 效的超临界机组。
（哈汽－东芝）哈尔滨汽轮机厂通过泰州2×1000MW 超超临界项目的技术转让及合作设计制造引进了日本东 芝公司的超超临界汽轮机技术。
5、汽轮机主要热力性能参数
超超临界，一次中间再热、单轴、四缸、四排汽、双 背压、凝汽式、八级回热抽汽。THA工况的保证热耗 率不高于7400kJ/kW.h。 上汽采用26.25MPa/600℃/600℃的进汽参数 。 哈汽、东汽的进汽参数均为25MPa/600℃/600℃ 。 排汽压力（凝汽器背压）根据循环水温度经过冷端优 化决定。
随着材料与关键技术的成熟，国外目前1000MW级初压为24.1～ 31.0MPa、温度580～600℃等级一次再热的超超临界机组的设计、 制造和运行技术已经成熟，可用率可以说与亚临界机组的不分上下。 现阶段的发展主要是集中在日本和欧洲。
2、日本超超临界机组的发展 日本发展超临界机组起步较晚，但发展速度很快，收效 显著。日本对超超临界火电机组的研究始于八十年代初， 由于借鉴了欧美国家的成功经验及失败教训，走了一条 引进、消化、模仿、材料研究优先的路子，取得了巨大 的成功。
汽轮机大修技术要求
矸石热电厂汽轮机大修技术要求一、重点大修项目1、汽轮机前汽封漏汽严重；更换前汽封2、主推力瓦2#瓦块超温处理；3、汽缸结合面漏汽处理；4、三抽对外供汽安全阀漏汽处理；5、2#调速器阀座漏汽；6、机头及油系统渗油。
二、标准大修项目1 汽缸检修1－1拆卸化妆板及保温层。
1－2拆卸汽缸导汽管法兰螺栓，拆卸汽缸结合面螺栓。
1－3认真仔细检查起重工具，确认无问题后吊起上部。
1－4翻转上汽缸，将汽缸洼窝和结合面清扫干净，全面检查上下汽缸及喷嘴有无裂纹、冲刷、损伤，修刮汽缸结合面，保证汽缸不漏汽。
1－5检修所有汽缸螺栓，有缺陷应更换。
所有汽缸螺栓进行硬度检测，不合格的进行更换。
1－6检修机组汽缸前后猫爪滑销、前后座架压板等所有滑销系统。
1－7检修调节汽阀装置各部件有无裂纹、磨损情况，测量调整各部间隙，对磨损较重的调节阀予以处理。
1－8汽缸各部检修后回装，坚固螺栓上下缸体及保温。
2 汽封检修2－1拆卸所有高低压汽封块及隔板汽封。
2－2用细砂布全面清扫汽封体及洼窝。
2－3更换所有高低压汽封及隔板汽封。
2－4测量调整上下汽缸汽封间隙，做好记录。
2－5测量调整各个汽封块之间接头间隙和水平结合面接头间隙。
2－6汽封环安装后灵活无卡涩。
2－7直接用转子检查汽封的洼窝中心，允许偏差值为小于0.05mm。
3 转子检修3－1吊转子前测量原始数据、推力间隙、阻汽片间隙、测轴弯曲、轴颈幌度、转子水平状态、轮盘及推力盘瓢偏。
3－2全面检查吊转子专用工具，确认无问题后，平稳吊出转子。
3－3测量与调整各部通流部分间隙。
3－4检查叶片的结垢与覆环腐蚀、损伤情况，若有损失应进行修理。
3－5用金属擦伤方法检查叶片、叶根是否有裂纹，做好记录，并加以必要的处理。
3－6检查叶轮、轴颈、推力盘有无裂纹、损伤等情况，并加以必要的处理。
3－7检查主辅对轮的磨损、振动及裂纹等情况。
3－8测量与调整轴颈高度和转子的对轮中心。
4 隔板检修4－1检查测量所有隔板阻汽片间隙，调整阻汽片间隙，以降低机组发电汽耗率。
上汽1000MW汽轮机结构、安装、保养简述
上汽1000MW汽轮机结构、安装、保养简述发表时间：2019-04-12T12:18:03.313Z 来源：《河南电力》2018年19期作者：田进[导读] 随着金属材料加工、汽轮机叶片设计技术的发展，及降耗、提效、保证性能可靠性、产品灵活性需求的前提下，上汽集团引进超超临界1000MW汽轮机西门子技术。
由于其结构设计的特殊性及相对低的普及度，本文就其结构特点、安装及涉及保养情况进行适当阐述。
田进（广东粤电博贺煤电有限公司广东茂名 525000）摘要：随着金属材料加工、汽轮机叶片设计技术的发展，及降耗、提效、保证性能可靠性、产品灵活性需求的前提下，上汽集团引进超超临界1000MW汽轮机西门子技术。
由于其结构设计的特殊性及相对低的普及度，本文就其结构特点、安装及涉及保养情况进行适当阐述。
关键词：1000MW汽轮机；结构；安装；保养前言上汽集团1000MW超超临界汽轮机为：单轴、一次再热、单流圆筒型H30高压缸，双流M30中压缸及两个N30双流低压缸构成的HMN 积木块组合式汽轮机。
●高、中压缸机组长度短、精装出厂、整体发送。
●高、中压汽缸两侧各有一只主、调门；高压汽门无导汽管，用大螺母与汽缸直接连接；高压缸有两个补汽口，共设一只补汽阀，配汽为全周切向进汽加补汽阀进汽方式；。
●轴承座落地布置，采用N+1的单轴承支撑方式，四只汽缸共5只轴承。
●＃1、2轴承为双油楔型轴承，＃2轴承为径向推力联合型轴承；＃3、4、5轴承为改进的椭圆形轴承。
●#1轴承座内装有液压马达盘车，位于高压转子调阀端。
一、汽轮机结构简述1.高压缸双层、圆筒型设计。
为桶形外缸，垂直纵向中分面结构内缸。
采用整锻无中心孔转子，各级静叶直接装在内缸上，平衡活塞设在进汽侧以平衡轴向推力。
内缸上均匀分布四个凸键卡入外缸四个凹槽内，并用螺纹环锁紧，与外缸保持对中；内缸由外缸支撑，并从固定点向径、轴向自由膨胀，与转子保持对中。
外缸结合面处布置U型密封环，安装时预压紧，运行时由蒸汽压力将其紧压在轴向密封面上，保持排汽端与大气隔开；定位环处布置U 型密封环将进汽腔室和排汽腔室隔开。
上汽1000MW超超临界汽轮机汽封及门杆漏汽改造
上汽1000MW超超临界汽轮机汽封及门杆漏汽改造摘要：汽轮机汽封及门杆漏汽是汽轮机结构造成的一种漏汽损失，其泄漏量及漏汽的回收，不仅关系汽轮机的经济运行，也关系机组的安全运行。
本文详细介绍某电厂上汽1000MW超超临界汽轮机轴封及门杆漏汽改造，有效的解决了机组运行过程中轴封母管压力频繁波动、阀门门杆密封外漏影响现场环境、阀门门杆密封内漏影响机组背压的问题，具有借鉴及推广意义。
关键词：超超临界汽轮机、门杆漏汽、中压联通管、机组背压1 前言某电厂2×1000 MW超超临界间接空冷燃煤项目，汽轮机为上海汽轮机厂提供，型号为NJK1000-28/600/620（上汽厂内型号C192），汽轮机不设调节级，采用全周进汽、滑压运行的方式（30%至满负荷）。
配置两个高压主汽联合汽阀、两个中压主汽联合汽阀及一个补汽阀。
高压主汽联合汽阀位于高压缸两侧，在水平位置与高压缸用螺栓连接；两个中压主汽联合汽阀位于中压缸两侧，在水平中心位置与中压缸用法兰连接。
高压主汽阀、中压主汽阀阀壳内均装有永久滤网以过滤蒸汽中杂质。
补汽阀悬吊于高压缸下，双进、双出、四通，分别从左、右高压主汽阀、高压调节汽阀之间抽汽，补入高压缸第5级后，在高压调节汽阀完全开启后，控制额外蒸汽进入高压缸以使汽轮机在额定功率外再增加一部分输出功率，用于响应机组一次调频。
2 汽封系统简介轴封系统为自密封系统，其压力和温度是自动控制的，为满足机组在低负荷下轴端密封的需要，另从辅汽联箱引接一路汽源，经过减温减压装置后，送至轴封控制站前。
因机组在高负荷下形成自密封，轴封控制站不再向轴封母管供给密封蒸汽，轴封控制站前蒸汽温度逐渐降低。
若机组在高负荷下突然甩负荷，汽轮机不具备形成自密封条件，为防止轴封控制站前冷蒸汽进入轴封母管，导致汽轮机转子抱死，在轴封控制站前设置一电加热装置。
正常运行时，电加热装置能自动控制轴封控制站前蒸汽温度保持在280～320℃。
轴封系统还设有溢流泄压装置，可以保证汽轮机高负荷下，高压轴封漏汽量较大时，仍维持轴封母管压力在3.5KPa附近：。
国产1000MW超超临界机组技术综述
国产1000MW超超临界机组技术综述一、本文概述随着全球能源需求的日益增长和环境保护压力的加大，高效、清洁的发电技术已成为电力行业的重要发展方向。
国产1000MW超超临界机组作为当前国际上最先进的发电技术之一，其在我国电力工业中的应用和发展具有重要意义。
本文旨在对国产1000MW超超临界机组技术进行全面的综述，以期为我国电力工业的可持续发展提供技术支持和参考。
本文将首先介绍超超临界技术的基本原理和发展历程，阐述国产1000MW超超临界机组的技术特点和优势。
接着，文章将重点分析国产1000MW超超临界机组的关键技术，包括锅炉技术、汽轮机技术、发电机技术以及自动化控制系统等。
本文还将对国产1000MW超超临界机组在节能减排、提高能源利用效率以及降低运行成本等方面的实际效果进行评估，探讨其在电力工业中的应用前景。
本文将总结国产1000MW超超临界机组技术的发展趋势和挑战，提出相应的对策和建议，以期为我国电力工业的可持续发展提供有益的启示和借鉴。
通过本文的综述，读者可以全面了解国产1000MW超超临界机组技术的现状和发展方向，为相关研究和应用提供参考和指导。
二、超超临界机组技术概述随着全球能源需求的不断增长和对高效、清洁发电技术的迫切需求，超超临界机组技术在我国电力行业中得到了广泛的应用。
超超临界机组是指蒸汽压力超过临界压力，且蒸汽温度也相应提高的火力发电机组。
与传统的亚临界和超临界机组相比，超超临界机组具有更高的热效率和更低的煤耗，是实现火力发电高效化、清洁化的重要途径。
超超临界机组技术的核心在于提高蒸汽参数，即提高蒸汽的压力和温度，使其接近或超过水的临界压力（1MPa）和临界温度（374℃）。
在这样的高参数下，机组的热效率可以大幅提升，煤耗和污染物排放也会相应降低。
同时，超超临界机组还采用了先进的材料技术和制造工艺，以适应高温高压的工作环境，保证机组的安全稳定运行。
在超超临界机组中，关键技术包括高温材料的研发和应用、锅炉和汽轮机的优化设计、先进的控制系统和自动化技术等。
1000MW超超临界机组深度调峰对锅炉受热面结焦腐蚀等方面的影响分析
1000MW超超临界机组深度调峰对锅炉受热面结焦腐蚀等方面的影响分析发布时间：2022-10-26T08:34:02.743Z 来源：《中国电业与能源》2022年第12期作者：张涛[导读] 本文对锅炉受热面结焦腐蚀等方面的影响因素及原因进行分析。
张涛大唐东营发电有限公司山东省东营市 257200摘要：考虑到电力计划和煤炭市场需求，锅炉用煤的种类难以确定。
锅炉在燃烧过程中难免会发生焦化，从而引起锅炉受热面结焦腐蚀。
超临界1000 MW机组的调峰控制锅炉，在生产中出现了大量的结焦、落焦等问题。
若不加以调节，则会造成装置失效，使装置的安全与稳定丧失。
鉴于此，本文对锅炉受热面结焦腐蚀等方面的影响因素及原因进行分析。
关键词：1000MW超超临界机组；锅炉结焦腐蚀；结焦防治 1.设备概况东营公司2×1000MW超临界锅炉为上海锅炉股份有限公司制造的SG-2778/32.45-M7053型超超临界参数直流锅炉，锅炉形式为：单炉膛、二次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢架悬吊结塔式燃煤锅炉。
锅炉运转层以下紧身封闭、运转层以上露天布直。
锅炉设计煤种为神时东胜烟煤，以晋北烟煤作为校核煤种，采用等离子系统点火及稳燃，实现无油启动。
灰渣采用分除方式，飞灰采用气力干除灰，炉渣采用干式除渣。
烟气脱硫采用石灰石一石膏湿法脱硫工艺；烟气脱硝采取选择性催化还原（SCR）法，还原剂氨由尿素水解制备。
另外，该套锅炉设备在系统上主要配备有燃烧系统、制粉系统、给水系统等。
比如该套设备的燃烧系统采用的是上海锅炉股份有限公司的高级复合空气分级低氮燃烧技术，燃烧方式采用四角切圆燃烧。
燃烧器具有较好的自稳燃能力和较高的燃烧效率，在防止炉内结渣、高温腐蚀和降低炉膛出口烟温偏差等万面，同样具有独特的效果。
主风箱设有4层等离子煤粉喷嘴和8层齿形煤粉喷嘴，在煤粉喷嘴四周布置有燃料风（周界风）。
燃烧器风箱分为独立的5组，下面3组是主燃烧器风箱，两组燃尽风均为分4层布置，共8层可水平摆动的燃尽风喷嘴，所有燃尽风形成一个逆时针的偏角，起到消旋的作用。
汽轮机调节汽门密封间隙漏汽的原因与分析
汽轮机调节汽门密封间隙漏汽的原因与分析2广州广重企业集团有限公司广东广州510000摘要:背压式汽轮机进汽调节门有高、低压侧密封漏汽的实际情况，为了减少调节汽门的高、低压侧密封间隙的漏汽现象，广州广重汽轮机厂生产的背压式汽轮机采用固体石墨盘根密封的方法围住调门与阀体的间隙，减少调门的漏汽。
关键词:石墨、调节汽门、密封。
引言东莞市金田纸业有限公司一期煤改气项目，是由一台200吨天然气蒸汽锅炉配套一台B25-8.83/0.785/535背压式汽轮发电机组发电及供热。
我公司采用的背压式汽轮机是由广州广重企业集团有限公司推出的一台经过升级换装后的快装式背压式汽轮机，汽轮机的额定功率25MW，额定进汽压力8.83Mpa，额定进汽温度535℃，额定排汽压力0.785Mpa，额定排汽温度293℃。
这台背压机的制造技术传承于欧洲捷克SKODA汽轮机制造技术，在国内工业用小型汽轮机生产企业中广州广重企业集团有限公司的产品质量和产品销售量均排名前列。
一、本机通流部分组成及其控制系统结构本汽轮机进汽是从上方通过固定于外汽缸的进汽控制阀左侧进入。
进汽控制阀室水平法兰与汽缸上半相连接,调节阀具有四个汽阀。
蒸汽进入调节阀室后，通过调节阀分别从上方和下方（下方的进汽是通过布置在外部的蒸汽管道来实现的）进入内汽缸的上、下喷嘴室、经喷嘴组进入调节级。
背压机的通流部分由1个调节级（进汽调节级）和8个压力级组成。
调节级的动叶设计成坚固的结构,采用双层围带叶顶(内围带为整体围带,外层为铆接围带)，调节级和第8压力级采用叉型叶根。
第1~7级动叶片则采用外包“T”型叶根固定，末叶片插入锁扣用销钉锁紧。
各级叶片围带都加工成自带径向汽封的围带,与镶于隔板上的阻汽片相密封。
本台背压机进汽调节阀共有四个，布置在自动主汽门后与蒸汽室之间的水平位置，每个调节阀均与汽轮机进汽蒸汽室铸造相连接（如图一）并控制汽轮机的进汽量。
这些调节阀安装在位于前汽缸顶部的调节阀室的顶部。
毕业设计(论文)-某1000MW凝汽式汽轮机机组热力系统设计
目录第1章绪论 (1)1.1 热力系统简介 (1)1.2 本设计热力系统简介 (3)第2章基本热力系统确定 (5)2.1 锅炉选型 (6)2.2 汽轮机型号确定 (7)2.3 原则性热力系统计算原始资料以及数据选取 (8)2.4 全面性热力系统计算 (8)第3章主蒸汽系统确定 (18)3.1 主蒸汽系统的选择 (18)3.2 主蒸汽系统设计时应注意的问题 (20)3.3 本设计主蒸汽系统选择 (20)第4章给水系统确定 (22)4.1 给水系统概述 (22)4.2 给水泵的选型 (22)4.3 本设计选型 (25)第5章凝结系统确定 (27)5.1 凝结系统概述 (27)5.2 凝结水系统组成 (27)5.3 凝汽器结构与系统 (30)5.4 抽汽设备确定 (30)5.5 凝结水泵确定 (30)第6章.回热加热系统确定 (32)6.1 回热加热器型式 (32)6.2 本设计回热加热系统确定 (37)第7章.旁路系统的确定 (39)7.1 旁路系统的型式及作用 (39)7.2 本设计采用的旁路系统 (42)第8章.辅助热力系统确定 (43)8.1 工质损失简介 (43)8.2 补充水引入系统 (43)8.3 本设计补充水系统确定 (44)8.4 轴封系统 (44)第9章.疏放水系统确定 (45)9.1 疏放水系统简介 (45)9.2 本设计疏放水系统的确定 (45)参考文献 (47)致谢 (48)第1章绪论1.1热力系统简介发电厂的原则性热力系统就是以规定的符号表明工质在完成某种热力循环时所必须流经的各种热力设备之间的系统图。
原则性热力系统具有以下特点：（1）只表示工质流过时状态参数发生变化的各种必须的热力设备，同类型同参数的设备再图上只表示1个;（2）仅表明设备之间的主要联系，备用设备、管路和附属机构都不画出；（3）除额定工况时所必须的附件（如定压运行除氧器进气管上的调节阀）外，一般附件均不表示。
1000MW机组汽动给水泵组润滑油乳化原因分析解决
1000MW机组汽动给水泵组润滑油乳化原因分析解决作者：张骞李丹来源：《科技视界》 2013年第20期张骞李丹（中电投河南公司平顶山发电分公司，河南平顶山 467000）【摘要】某发电公司四台汽动给水泵组润滑油长期存在油中进水、油质乳化问题，需经常24小时投运外置真空滤油机，严重影响机组安全连续运行。
通过改造油挡，调整轴封间隙等措施，彻底解决了油中进水这一问题，现油质已完全符合国标要求。
【关键词】汽动给水泵组；油质乳化；治理改造0 前言某发电公司共有两台1000MW汽轮发电机组，汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的CCLN1000-25/600/600超超临界，一次中间再热，四缸四排汽凝汽式汽轮机。
每台机组设置两台汽动给水泵组，给水泵汽轮机为东汽生产HPT400-390-6S型凝汽式汽轮机，给水泵为上海电力修造厂生产。
每台汽动给水泵组分别设置润滑油箱向汽动给水泵组提供润滑油，润滑油采用#32汽轮机油。
每台机组设置一台TL-1200在线油净化装置。
从机组投运以来四台汽动给水泵组润滑油一直存在油中进水现象，严重威胁机组安全运行。
１问题提出国标GB/T7596-2000规定，300MW及以上火力发电机组汽轮机润滑油中水分不得超过100mg/L。
某发电公司自投运以来两台机组四台汽动给水泵组一直存在不同程度的油中进水，最高可达1600mg/L。
临时真空滤油机经常需要24小时运行滤水，在线滤油机自动排水阀每天都要排出大量水，油质仍然浑浊。
润滑油长期处在带水运行状态，会使油质乳化，加速油质老化，影响润滑油的润滑性能，严重者会使机组轴承磨损，振动增大，甚至轴瓦烧毁，需要及时查明原因并采取相应对策解决问题。
２原因分析某公司四台汽动给水泵组长期润滑油中进水并不是单一问题造成的，在解决此问题过程中，发现了各方面的问题，现将问题总结如下：1）给水泵汽轮机主汽门门杆漏气管道设计不合理。
小汽轮机轴封回汽管道接至主机轴封回汽母管，而小汽轮机主汽门门杆漏气接至小汽轮机轴封回气管道上，主汽门门杆漏气压力较高，使给水泵汽轮机轴封回汽母管形成汽阻，使小汽轮机轴封回汽不畅。
电力行业“三不发生”负面清单管控措施汇编
某厂哈汽660MW超临界机组汽轮机中主阀左阀卡涩。
机组在冲转过程中，左侧中主阀不动作。经过解体检查，中主阀轴向间隙、径向间隙、轴向及径向定位尺寸、垫片厚度均符合图纸要求，但从阀轴抬轴仅为0.01mm可以判断出中主阀两侧阀轴孔不同心，抵消了合理的径向间隙，在蒸汽温度及压力的作用下，油动机开启力小于弹簧力及摩擦力的合力，因阀左侧有3处衬套，且配合接触较好，而另外一侧仅有一处衬套配合，且有较重摩擦痕迹。
1、在设计上将底部补水管道移至凝汽器喉部。从凝汽器喉部进补给水，凝汽器喉部的补水由于经过真空系统的抽气，带入的含氧可以有效去除。
1、凝汽器内补水接口设置喷雾装置。
2、要求设计院按改进措施进行设计。
序号
事件名称
事件简述
处理方案及效果
预防控制措施
闭环情况
3
某厂660MW超临界机组MDG366给水泵芯包内部各级涡壳隔舌上的螺栓有断裂。
1、安装过程中检查O型圈与法兰匹配后再使用。
序号
事件名称
事件简述
处理方案及效果
预防控制措施
闭环情况
5
某厂600MW超临界机组高旁暖管管道断裂。
检查发现高旁暖管管路高旁入口接管座后第一道焊口至第一个弯头400mm处直管段爆管断裂（该直管段长度1m），对断管进行材质光谱复检，材质为碳钢（材质设计为SA213-T91），属合金材质错用。施工过程中没有做好材料的保管和标识移植，材料使用时没有仔细确认是否为应使用的材料，是造成此次事故发生的直接原因。
2、参与到制造厂设备出厂质量监造见证当中，确保出厂设备合格。
序号
事件名称
事件简述
处理方案及效果
预防控制措施
闭环情况
22
某厂真空泵调试时，未发现入口逆止门阀瓣脱落，凝汽器真空快速下降，造成停机。
超超临界1000MW机组的系统介绍
超超临界1000MW机组的系统介绍
严卫春;董真;刘孝峰
【期刊名称】《热力透平》
【年(卷),期】2008(037)001
【摘要】介绍上汽超超临界1000MW机组汽封、润滑油、顶轴油、本体疏水系统,并与引进Westinghouse技术的相关系统进行对比,以增强读者对超超临界1000MW机组系统的深入了解.
【总页数】5页(P22-25,62)
【作者】严卫春;董真;刘孝峰
【作者单位】上海交通大学机械动力系,上海,2000301;上海电气电站设备有限公司上海汽轮机厂,上海,200240;上海交通大学机械动力系,上海,2000301;上海电气电站设备有限公司上海汽轮机厂,上海,200240;上海电气电站设备有限公司上海汽轮机厂,上海,200240
【正文语种】中文
【中图分类】TK263
【相关文献】
1.超超临界1000MW机组双切圆锅炉主再热汽温提升方法研究 [J], 胡庆伟; 苏胜; 向军; 崔晓宁
2.超超临界1000MW机组启动期间降低NOx排放的研究 [J], 沈志勇;李冬;李军
3.超超临界二次再热1000MW机组回热系统优化 [J], 程辉
4.超超临界1000MW机组一次调频控制策略研究与优化 [J], 陈节涛;曾海波;张林;
周传杰
5.超超临界1000MW机组深度调峰风险分析及措施 [J], 马云飞
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上汽1000MW超超临界汽轮机汽封及门杆漏汽改造
摘要：汽轮机汽封及门杆漏汽是汽轮机结构造成的一种漏汽损失，其泄漏量及
漏汽的回收，不仅关系汽轮机的经济运行，也关系机组的安全运行。
本文详细介
绍某电厂上汽1000MW超超临界汽轮机轴封及门杆漏汽改造，有效的解决了机组
运行过程中轴封母管压力频繁波动、阀门门杆密封外漏影响现场环境、阀门门杆
密封内漏影响机组背压的问题，具有借鉴及推广意义。
关键词：超超临界汽轮机、门杆漏汽、中压联通管、机组背压
1 前言
某电厂2×1000 MW超超临界间接空冷燃煤项目，汽轮机为上海汽轮机厂提供，型号为NJK1000-28/600/620（上汽厂内型号C192），汽轮机不设调节级，采用全
周进汽、滑压运行的方式（30%至满负荷）。
配置两个高压主汽联合汽阀、两个
中压主汽联合汽阀及一个补汽阀。
高压主汽联合汽阀位于高压缸两侧，在水平位置与高压缸用螺栓连接；两个
中压主汽联合汽阀位于中压缸两侧，在水平中心位置与中压缸用法兰连接。
高压
主汽阀、中压主汽阀阀壳内均装有永久滤网以过滤蒸汽中杂质。
补汽阀悬吊于高
压缸下，双进、双出、四通，分别从左、右高压主汽阀、高压调节汽阀之间抽汽，补入高压缸第5级后，在高压调节汽阀完全开启后，控制额外蒸汽进入高压缸以
使汽轮机在额定功率外再增加一部分输出功率，用于响应机组一次调频。
2 汽封系统简介
轴封系统为自密封系统，其压力和温度是自动控制的，为满足机组在低负荷下
轴端密封的需要，另从辅汽联箱引接一路汽源，经过减温减压装置后，送至轴封
控制站前。
因机组在高负荷下形成自密封，轴封控制站不再向轴封母管供给密封
蒸汽，轴封控制站前蒸汽温度逐渐降低。
若机组在高负荷下突然甩负荷，汽轮机
不具备形成自密封条件，为防止轴封控制站前冷蒸汽进入轴封母管，导致汽轮机
转子抱死，在轴封控制站前设置一电加热装置。
正常运行时，电加热装置能自动
控制轴封控制站前蒸汽温度保持在280～320℃。
轴封系统还设有溢流泄压装置，
可以保证汽轮机高负荷下，高压轴封漏汽量较大时，仍维持轴封母管压力在
3.5KPa附近：。
3 轴封回汽及门杆漏汽回收利用
为减少轴封及门杆漏汽损失，提高机组效率，设计将高、中、低压缸轴封外
部腔室漏汽引入轴封加热器，用于加热凝结水；将高压主汽阀门杆漏汽、高压调
节阀门杆漏汽、补汽阀门杆漏汽及高压缸轴端汽封内部腔室漏汽引接至中压联通管，然后进入中压缸继续做功，将高压缸U型密封环漏汽、高压缸密封环漏汽、
中压主汽阀门杆漏汽、中压调节阀门杆漏汽引接至凝汽器疏水扩容器。
4 运行中存在的与汽封及门杆漏汽有关的问题
机组自投运以来出现以下问题：
(1)#1机组高压调节阀门杆处，在高负荷下有一定量的蒸汽沿高压调节阀门杆外漏至空气中，一方面影响现场环境，另一方面外漏的蒸汽飘至阀门控制油管路，引
起控制油管路管路温度升高，有导致控制油加速变质风险（泄漏点如图一所示）。
图一:高调门门杆漏汽处
(2)#1机组背压超过设计值，真空严密试验长期不合格，使用氦气检漏法，查找凝
汽器负压系统漏点，发现在中压主汽阀、中压调节汽阀处有大量空气漏入凝汽器，是导致机组真空严密性试验不合格的直接原因。
(3)#2机组背压超过设定值，真空严密试验长期不合格，使用氦气检漏法，查找凝汽器负压系统漏点发现，在左侧高调门处有大量空气漏入凝汽器，怀疑高压缸U
型密封环漏汽至凝汽器管道上有裂纹出现（该处保温与汽轮机高压缸缸体保温连
在一体，缸体温度较高不具备拆保温查看条件）。
(4)机组正常运行时多次发现轴封压力大幅波动，稳定机组负荷，并将轴封进汽调门、轴封溢流调门解自动后，压力波动仍不消失。
5 改造内容
(1)将高压主汽阀门杆漏汽、高压调节汽阀门杆漏汽管道由中压联通管道改至轴封
溢流站前（该处压力较中压联通管道低），增大门杆漏汽回汽量，防止蒸汽外漏，如图二所示：
图二：改造后的门杆漏汽管道
(2)将中压主汽阀、中压调节汽阀门杆漏汽管道由凝汽器改至轴封溢流站前（该处
压力较凝汽器压力高），减小门杆漏汽回汽量，防止空气内漏，如图四所示。
(3)利用机组短暂停运机会，在高压缸U型密封环漏汽至凝汽器管道上增加一手动门，调节手动门开度，在该管道内形成正压环境，防止外界空气沿着管道裂纹进
入凝汽器。
(4)取消轴封压力取样管与轴封母管连接处的直管段，改为倾斜管段，当取样管内
出现积水时，能在重力作用下自动排出，从而保证压力测量值的准确性，如图三
所示：
图三：轴封压力取样管与轴封母管管道
6 改造效果及结论
(1)自轴封改造项目完成以后，经历近一年的的运行考验，现场未再次发生，门杆
漏汽泄漏至空气中现象，也未再次发生轴封母管压力波动现象，充分验证了改造
效果，有效的保证了机组运行安全。
(2)利用机组高负荷机会对#1机组进行真空严密性试验（真空严密性试验要求机组带80％以上额定负荷），真空下降速度由原来的A凝汽器815Pa/min、B凝汽器350Pa/min，变为A凝汽器45Pa/min、B凝汽器42Pa/min，真空严密性均达到优
秀标准。
（湿冷机组真空严密试验优秀标准值为：133Pa/min）
(3)利用机组高负荷对#2机组进行真空严密性试验，真空下降速度由原来的A凝
汽器910Pa/min、B凝汽器82Pa/min，变为A凝汽器55Pa/min、B凝汽器
45Pa/min，真空严密性均达到优秀标准。
参考文献：
[1] 上汽电气集团股份有限公司.NJK1000-28/600/620型1000MW超超临界汽
轮机运行维护说明[R].上海：上汽电气集团股份有限公司，2016。
[2]DL∕T 863-2016 汽轮机启动调试导则[S].中华人民共和国电力行业标准，备案号:56222-2016。