国内外1000MW大型超(超)临界火电机组
1000MW超超临界机组简介
牌号 马氏体钢
Cr
Ni
Mo
Nb
Ti
其他
X20CrMoV121
10.010.0-12.5
0.300.30-0.80
0.800.80-1.20
V
P91
8.08.0-9.5
max.0.40
0.850.85-1.05
0.060.06-0.10
V,N
马氏体钢
HCM12
11.011.0-13.0
0.800.80-1.20
1000MW超超临界机组简介 超超临界机组简介
一、超超临界机组概述 二、超超临界机组辅机概述
一、超超临界机组概述
• 1、参数概述 、 常规亚临界循环的典型参数为 16.7MPa/538℃/538℃，发电效率约为 ℃ ℃ 发电效率约为38 ~39％； ％；当汽机进口参数超过水临界状态 ％~39％；当汽机进口参数超过水临界状态 点的参数，即压力为22.115MPa、 点的参数，即压力为 、 374.15℃，统称为超临界机组；一般超临 ℃ 统称为超临界机组； 界机组的参数是24.1MPa/538℃/538℃或者 界机组的参数是 ℃ ℃ 24.1MPa/538℃/566℃，对应的发电效率约 ℃ ℃ 为41％~42％； ％ ％；
2.4锅炉受压件钢材 锅炉受压件钢材 • 由于超超临界机组主汽和再热汽温度由 超临界锅炉的538℃~566℃提高到 超临界锅炉的 ℃ ℃提高到580℃以 ℃ 至近几年的600℃及600℃以上，因此锅炉 至近几年的 ℃ ℃以上， 高温受热面不仅要求有高热强性 高热强性即高温下 高温受热面不仅要求有高热强性即高温下 的高蠕变强度和持久强度， 的高蠕变强度和持久强度，而且还应具有 优良的抗烟侧高温腐蚀 抗烟侧高温腐蚀和 优良的抗烟侧高温腐蚀和抗蒸汽侧高温氧 的性能。 化的性能。
1000MW超超临界机组集控运行故障及处理措施田杰
1000MW超超临界机组集控运行故障及处理措施田杰发布时间：2023-06-15T00:52:42.144Z 来源：《中国电业与能源》2023年7期作者：田杰[导读] 1000MW超超临界机组集控技术指的是对1000MW超超临界发电机组的集中控制技术。
该技术的目的是实现对发电机组的自动化控制、优化运行和故障监测，提高机组的效率和可靠性，减少能源消耗和环境污染。
主要针对1000MW超超临界机组集控技术应用背景下遇到的特殊异常和故障进行解析，并且指出相应的故障解决策略。
山西省长治市晋控电力长治发电有限责任公司 046000摘要：1000MW超超临界机组集控技术指的是对1000MW超超临界发电机组的集中控制技术。
该技术的目的是实现对发电机组的自动化控制、优化运行和故障监测，提高机组的效率和可靠性，减少能源消耗和环境污染。
主要针对1000MW超超临界机组集控技术应用背景下遇到的特殊异常和故障进行解析，并且指出相应的故障解决策略。
关键词：超超临界；集控技术；研究与应用1电除尘系统异常事故1.1电除尘系统异常事故分析原因机组满负荷出力时，电除尘出力异常（效率骤降或进水导致电场跳闸）。
1.2电除尘系统异常事故处理措施（1）机组满足吹灰条件时，联系化环人员，及时投入吹灰。
吹灰时机控制在整点开始十五分钟内。
若电除尘出力异常时，立即停止吹灰，并立即汇报值长。
（2）锅炉烟尘排放浓度偏高时，进行引风机出力偏置设置，减少故障侧电除尘烟气量，但两台引风机电流偏差控制不超过50A，同时注意监视引风机本体运行，防止引风机失速。
（3）当单侧电除尘因故障造成吸收塔入口烟尘大于80mg/Nm3（3min均值）或净烟气烟尘浓度折算值超过10mg/Nm3（3min均值），存在小时均值超过10mg/Nm3的风险，应降负荷处理，通过降负荷等措施短时间内如无法将烟尘控制到合格范围内，应快速停运对应侧风组，保证烟尘小时均值不超限。
2机组调峰启动异常范例2.1异常概况2020年10月01日平海电厂1号机组调峰停运，经公司领导批准，与中调沟通后，启动1号机组。
1000MW超超临界发电机组
1000MW超超临界发电机组：
超临界发电机组是指：蒸汽压力＞24.2MPa，温度在566℃左右
超超临界发电机组是指：蒸汽压力>25MPa，温度＞600℃汽轮机：利用高焓值蒸汽，推动叶轮旋转做功从而发电；该厂有两台2万kw，一台5万kw的汽轮机组；
三台锅炉：
燃料有：水煤浆、燃油、天然气等；锅炉内温度的控制可以通过调节燃料流量达到，锅炉底部有鼓风机，向锅炉内鼓入大量空气，便于燃料充分燃烧；
锅炉排放物处理：脱硝→电除尘→脱硫→高空排出；
脱硝：水煤浆锅炉烟气脱硝装置采用奥地利ENVIRGY公司的选择性催化还原反应（SCR）技术；氨气和空气的混合气体通过位于烟道内的氨喷射格栅喷入烟道，通过静态混合器与烟气充分混合后，进入SCR反应器，氨气与烟气中的氮氧化合物在反应器内催化剂的作用下反应生成氮气和水；处理后的烟气进入下级省煤器和下级空气预热器；经处理的锅炉烟气中的氮氧化合物排放浓度≤200mg/Nm3，符合北京市锅炉大气污染物排放标准；
静电除尘：烟气经过高压静电场时被电分离，尘粒与负离子结合带上负电后，趋向阳极表面放电而沉积，经过一段时间后需清理阳极栅板；
脱硫：水煤浆锅炉烟气脱硫装置采用中国航天科技集团公司第十一研究院（原701所）与燕山石化公司联合开发的“锅炉烟气气动脱硫工业化技术”，使用石灰-石膏湿法脱硫工艺；除尘后的烟气经引风机引出经换热降温后进入脱硫塔，在塔内与石灰浆液发生化学法应，在经两级高效除雾器除去夹带的液体，返回烟气换热器升温，最后经烟囱排放；经处理的锅炉烟气二氧化硫排放浓度≤50mg/N立方米，烟尘排放浓度≤30mg/N立方米，达到北京市锅炉大气污染物排放标准。
锅炉给水泵：水压为15MPa；
水煤浆输送：用单螺杆泵输送，因水煤浆是固体的介质；。
1000MW超超临界机组运行问题及解决方案探析
1000MW超超临界机组运行问题及解决方案探析摘要：现今社会经济进一步发展，带动了国家整体工业技术水平的提高。
而由于新一代技术的出现，国内超超临界机组的实践也能够表现出国家整体的技术水平正在不断地提升。
通过进行超超临界机组技术的升级，可以提高其材料的耐高温和抗压的水平，借由相关内容的升级可以促使国内的技术装备革新率进一步提升。
针对1000 MW超超临界机组运行当中存在的问题进行了进一步的研究，并提出了相关的解决办法。
希望能对后续的电力工程发展提供有效的帮助。
关键词：1000MW超超临界机组；运行问题；解决措施引言：愈来愈多火电机组提高效率就是随着电力技术和材料科学的发展而使用大容量和高参数，亚临界机组比同等容量亚临界机组增加4%到5%。
大容量超超临界机组在国内大型火电机组中占据主流发展方向，是因为其经济性和负荷适应性等优势，同时其直流运行，变参数控制和多变量耦合等特性使得超超临界机组控制方案复杂且控制策略各异。
一、1000MW超超临界机组的问题（一）在安装工艺中易出现的问题第一，在锅炉和管道外面出现了超温的情况。
当前锅炉及管道外表超温的问题也是超超临界机组学校面临的一个重要问题。
由于锅炉处于一个较为特殊的地方。
如果在这个位置当中折烟角的拼缝没有进行良好的焊接，或者是出现了漏焊的状况，都会导致锅炉的水冷壁区域出现超温的情况。
同时如果折烟角没有进行良好的焊接造成拉裂，致使锅炉运行时，漏烟严重，使保温外表温度过高。
此外，因为蒸汽管道没有达到规范化要求的要求，外护板的长度比较小，会使保温外护板出现脱开的现象，致使锅炉工作时，保温材料损坏，无法起到隔热的作用。
第二，锅炉在运行中出现漏粉问题。
锅炉发生漏粉主要有两方面原因，一种是未考虑锅炉运行过程中膨胀后影响以及未把握延伸性设计、计算距离存在误差等因素，致使锅炉燃烧器和送粉管道连接部位发生故障，使连接部位受热膨胀形成间隙而漏粉。
二是因所用密封材料达不到要求以及锅炉燃烧器及送粉管道膨胀节装设不当，达不到耐高温标准而不能起到膨胀吸收效果，因而发生缝隙造成漏粉[1]。
1000MW超超临界火电机组电气设备及运行
1000MW超超临界火电机组电气设备及运行摘要：超超临界技术是国际上成熟、先进的发电技术，在机组的可靠性、可用率、热机动性、机组寿命等方面已经可以和亚临界机组媲美，并有了较多的商业运行经验。
目前，国际上超超临界机组的参数能够达到主蒸汽压力25～31MPa，主蒸汽温度566～611℃，热效率42%～45%。
我国将超超临界机组的研究设定在蒸汽压力大于25MPa，蒸汽温度高于580℃的范围。
基于此，本文主要对1000MW超超临界火电机组电气设备及运行进行分析探讨。
关键词：1000MW超超临界；火电机组；电气设备；运行1、前言1000MW级超超临界燃煤发电是一种先进、高效的发电技术，代表了当前火力发电的最高水平，1000MW级超超临界燃煤发电技术的研发和应用对实现我国火电结构调整、节能降耗，建设资源节约型、环境友好型社会，促进电力工业可持续发展具有重要意义。
2、超超临界火电厂全厂控制网络方案超超临界机组较超临界机组的工艺参数要求相对高一些，对材料的选择和使用要求更为重要。
而对热控方案设计而言，1000MW超超临界机组和600MW超/超超临界机组两者在基本控制方案上没有太大的差别。
分散控制系统(DCS)和可编程控制器(PLC)在火电厂自动化控制中已得到大量应用，随着大型火电机组炉、机、电的运行和管理水平不断提高，DCS和PLC系统极高的可靠性、丰富的控制功能和对运行操作的简化，为减员增效提供了诸多的方便，并取得了良好的效果。
因此1000MW机组的控制方式都采用分层分级的网络结构。
全厂控制网络由厂级监控信息系统(SIS)以及机组级的控制网络(DCS)、辅助系统控制网络三层构成，实现全厂监控系统的网络化管理和信息共享。
通过对控制系统的选择和控制点的设置，分别介绍几个典型的1000MW机组全厂网络控制方案如下:(1)方案一:设置厂级管理信息系统(MIS)、厂级监控信息系统(SIS)。
单元机组和机组公用部分采用DCS系统控制。
1000MW超超临界火电机组深度调峰研究_1
1000MW超超临界火电机组深度调峰研究发布时间：2023-02-03T07:37:15.286Z 来源：《中国电业与能源》2022年第18期作者：孙延刚[导读] 华东地区的电力系统在假日时段的负载特征与日用功率曲线存在着很大的差异孙延刚华电莱州发电有限公司山东省烟台市 261400摘要：华东地区的电力系统在假日时段的负载特征与日用功率曲线存在着很大的差异。
为了满足电力市场的需求，需要对大型燃煤电厂进行深度调峰。
在煤炭机组中，锅炉的燃油性质和最小稳定燃烧性能是其重要的参数。
句容电力公司按照华东电力公司的调峰需求，对1号机组进行了深入的调峰试验，并进行了深入的调峰，采用1000 MW套筒燃用方案，在深部调峰阶段，其最小稳燃负载可达250 MW，并能保证脱硝、脱硫、除尘设备的安全稳定。
关键词：超超临界机组；深度调峰；锅炉；负荷引言根据目前我国燃煤发电系统的调峰能力，尤其是在百万千瓦级风电和太阳能发电基地的建成后，我国目前的风电、太阳能发电装置的调峰情况日益严重。
中国电信网《2016年全国电力行业供需形势报告》显示，2015年我国燃煤发电总量年均下降2个百分点。
今年是3%，已经是第二个月的负值了。
今年，燃煤机组使用时间达到了自1969年来的最低水平，达到4329个小时。
一、机组概况该机组采用东方电力公司DG3024/28型1000 MW超临界机组。
35-Ⅲ1型，为一次中间再热、单炉膛和前后墙对冲燃烧的直流炉型；神华煤矿的设计煤种和大同优质的校核煤种。
锅炉使用的燃料为0#轻质柴油，使用的是一种微型燃料。
SCR脱硫系统的脱硫设备在两个机组同时进行。
句容电厂1000 MW级超超临界 HMN级水轮发电机组是由上海电气和西门子共同研制的。
该装置类型为超超临界、中间再热、单轴；四排汽，凝蒸汽模式，其进气温度为27 MPa/600摄氏度/600摄氏度，其最大蒸汽流量可达到27 MPa/600℃/610℃，最大出力可达1030 MW。
1000MW超超临界火电机组一次调频控制研究
1000MW超超临界火电机组一次调频控制研究摘要：在高压直流输电技术的大规模应用及推广背景下，各地区电网输入电源结构日益复杂多样，非线性负荷的增加也在根本上加大了电网负荷波动量，对电能最终质量带来负面影响。
基于此，本文首先对一次调频基本原理和存在问题加以分析，最后提出1000MW超超临界火电机组一次调频的控制对策，以供参考。
关键词：超超临界；火电机组；一次调频引言从整体视角来看，电网频率波动的安全风险与电网公司发展稳定息息相关，一次调频性能在此情况下占据着至关重要的地位，需要结合相关规范标准，对一次调频功能、特性展开深入管控及考核。
一、一次调频基本原理（一）基本原理通常情况下，电网频率是衡量电能综合质量的关键参考指标，其可以在根本上展现出系统有功功率与负荷彼此间的关联性，也是电力系统稳定运行的重要控制要素，电网频率通常由发电功率、用电负荷量所决定。
在电力系统用电负荷量的持续增加背景下，系统会在此情况下出现功率缺额等问题，致使电网频率日益降低。
与此同时，系统内负荷降低会造成电网频率不断提升。
一次调频主要指的是电网的具体频率，如果其频率超出标准数值或不达标，电网机组的控制系统便会在此情况下自动管控机组，对其有功功率的增加与减少加以控制。
当电网频率不断降低期间，一次调频的功能要求机组运用其自身的蓄热能力增加负荷，相反则要求机组快速减少负荷。
（二）主要参数结合一次调频对电网带来的影响和基本特点来看，下述各项指标的规划设定对机组一次调频性能往往会带来诸多影响效果，各项指标需要充分满足项目需求。
1.转速不等率δ一般情况下，转速不等率δ也被广泛称为速度变动率，主要指的是汽机在负荷数值为0的状态下所展现的最大化转速及在标准负荷下所产生的最小化转速之间的差，与汽轮机额定转速秉持着正比例关系，充分体现了一次调频能力稳定性及强弱性。
δ数值越大，也就意味着机组在电网调频方面的能力更加薄弱，但机组处于长期稳定的运行状态。
1000MW超超临界机组控制介绍
目录目录一、国际上超临界机组的现状及发展方向二、国内500MW及以上超临界直流炉机组投运情况三、超临界直流炉的控制特点四、1000MW超（超）临界机组启动过程五、1000MW超（超）临界机组的控制方案一、国际上超临界机组的现状及发展方向我国一次能源以煤炭为主，火力发电占总发电量的75%全国平均煤耗为394g/(kWh)，较发达国家高60~80g，年均多耗煤6000万吨，不仅浪费能源，而且造成了严重的环境污染，烟尘，SOx,NOx,CO2的排放量大大增加火电机组随着蒸汽参数的提高，效率相应地提高¾亚临界机组(17MPa,538/538℃)，净效率约为37~38%，煤耗330~340g¾超临界机组(24MPa,538/538℃)，净效率约为40~41%，煤耗310~320g¾超超临界机组(30MPa,566/566℃)，净效率约为44~45%，煤耗290~300g（外三第一台机组2008.3.26投产，运行煤耗270g）由于效率提高，污染物排量也相应减少，经济效益十分明显。
一、国际上超临界机组的现状及发展方向1957年美国投运第一台超临界试验机组，截止1986年共166 台超临界机组投运，其中800MW以上的有107台，包括9台1300MW。
1963年原苏联投运第一台超临界300MW机组，截止1985年共187台超临界机组投运，包括500MW,800MW,1200MW。
1967年日本从美国引进第一台超临界600MW机组，截止1984年共73台超临界机组投运，其中31台600MW, 9台700MW，5台1000MW，在新增机组中超临界占80%。
一、国际上超临界机组的现状及发展方向¾目前超临界机组的发展方向90年代,日本投运的超临界机组蒸汽温度逐步由538/566℃提高到538/593℃，566/593℃及600/600℃，蒸汽压力保持在24~25MPa，容量以1000MW为多，参数为31MPa,566/566℃的两台700MW燃气机组于1989年和1990年在川越电厂投产。
1000MW超超临界某火电机组高压加热器选型及配置研究
1000MW超超临界某火电机组高压加热器选型及配置研究摘要：高压加热器是火电机组回热系统的关键设备之一，对提高机组热效率发挥着重要作用，其设计选型及配置不仅影响到机组的经济性，还影响到机组的安全运行。
本文从理论上分析了某项目1000MW超超临界火电机组高压加热器选型和配置情况，对同型号机组设计高压加热器选型及配置具有参考作用。
关键词：1000MW；超超临界；U形管；蛇形管；单列；双列；立式；卧式引言随着1000MW超超临界火电机组主机参数和容量的提高，机组配套高压加热器的参数和容量也随之提升。
相对于1000MW一次再热机组，1000MW二次再热机组初参数进一步提高，高压给水的设计压力也随之提高，因此高压加热器的设计和制造难度也越来越大。
由于技术传承关系，国内以往一次再热超超临界机组均采用U型管高压加热器，而蛇形管高压加热器在欧洲国家应用比较广泛，近几年在国内受到一定的关注，国内现已有蛇形管高压加热器火电机组使用业绩。
一、高压加热器的结构型式根据传热管形状不同，现代大型火力发电机组回热系统中的高压加热器通常有两种结构型式，即U形管式和蛇形管式。
目前，国内1000MW超超临界机组常采用传统的U 形管式高压加热器，而在国外，尤其是欧洲的一些超临界及超超临界火电机组，蛇形管式高压加热器应用比较广泛。
1．U形管与蛇形管高压加热器的结构特点U 形管式高压加热器管侧为高压部分，由半球形水室、管束（管板、U 形管、导流板和支撑板等）、壳体、固定支座和滑动支座等组成。
U形管式加热器由于管板、水室、筒体一般较厚，水室分隔板在与管板、水室焊接和在高加快速切除时热应力较高。
制造厂通常的解决方法是将水室分隔板组件制成半圆锥形或半球形，其底面与管板密封焊接，在水室分隔板组件与给水出口管之间用一个过渡圈连接，具体结构及流程见下图1所示。
图1 U形管式高压加热器结构及流程示意图U 形管式高加换热管材料采用 SA－556C2，为美国 ASME 标准中加热器专用钢管，国内各个加热器厂家普遍选用此材料。
1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术探讨
1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术探讨摘要随着科技不断进步，人们对各类资源的利用变得日益频繁，需求在不断增加。
在可再生能源的开发与利用过程中，国家对风电和水电的发展重视程度在的不断增加，这也造成电网的负载结构出现了明显的变化，电网在运行过程中所面临的负载差异明显增大。
因此，大型火力发电机组需要频繁进行深度调峰，而这一调峰过程所承受的压力在不断增加。
火电企业为了能够在激烈竞争的发电市场中占据更大的份额，需要满足电网的深度调峰需求，从而可以对机组的调峰能力进行提升，满足电网的安全调度以及正常运行的要求。
基于此，本文深入分析了1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术。
关键词 1000MW超超临界；二次再热机组；深度调峰技术一、深度调峰的相关概述在进行调峰之前，需详细分析不确定因素，深入了解各机组的实际调峰能力，准确把握调峰技术难点，制定合理的调峰计划，优化机组的实际调峰。
如有条件，可请相关专家实施实际调整。
一般情况下，进行深度调峰的方法主要包含：一是有效减少锅炉的热负荷，将干态转变为湿态，以使蒸汽和供水流量逐渐满足电力系统的需求。
超临界锅炉的设计要求最小水冷壁冷却工质流量为其额定蒸发量的30%。
在机组的启停过程中，干湿态转换一般控制在30%到35%的额定负荷范围内。
如果需要深度调峰的负荷超过35%的额定负荷，可以不进行湿态转换。
二是可采取保持锅炉最小燃烧负荷、启用高、中、低旁路等措施，从而能够减少蒸汽流量进入到汽轮机，有效减少机组的出力。
然而，频繁开关旁路阀可能导致阀门内部泄漏，同时在高负荷时也可能导致旁路阀后温度过高的情况。
因此，如何选择调峰方法还需根据具体机组情况来确定。
二、1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术1、深度调峰的操作过程为满足华东电力系统的需求，2016年2月，江苏省电力公司决定将句容发电厂1号机组列为直调电站。
该机组在负载超过400 MW时的可变负载速度达到每分钟15 MW。
国内外1000MW大型超(超)临界火电机组 (1)
国内外1000MW大型超(超)临界火电机组制造及投运概述内容一．国外1000MW大型超临界火电机组制造或装机情况 (1)二．中国大型超临界火电机组“十五”期间或至2010年发展战略 (2)三．中国1000MW大型超临界火电机组制造或装机情况 (3)四．华电邹县电厂主设备参数 (3)五．华能玉环电厂2#号机考核数据(美国西屋DCS) (5)六．我国首台1000MW汽机主要技术参数 (5)七．2x1000MW机组新建工程主要参考工程量及参考造价指标 (6)问题与反思：我们的技术和国外先进技术的差距体现在哪里？一．国外1000MW大型超临界火电机组制造或装机情况1)美国最大超临界双轴机组的容量为1390MW，最大的超临界单轴机组为893MW. 第一台超(超)临界火电机组单机最大容量为1300MW（双轴, 西屋公司制造,1972年投产). GE公司生产850MW及以上容量火电机组共约10台，全部是超临界机组，最大的超临界双轴机组为1050MW，最大的超临界单轴机组为884MW。
2)前苏联单机容量最大的1200MW（单轴）3000r/min机组是在1980年投入运行的。
3)日本日本主要是引进消化GE和Westhouse的技术。
主要制造商为日立，东芝和三菱。
单机容量1000MW及以上火电机组有46台，全部采用超临界及以上。
日本国内主要1000MW电厂电厂名机组容量MW压力kg/cm2温度℃/℃投运日期转速r/min型号末叶（英寸）袖浦#4 1000 246 538/566 1979.08 3000/1500 CC4F 44 松浦#1 1000 246 538/566 1990.06 3600/1800 CC4F 44 东扇岛#2 1000 246 538/566 1991.03 3000/1500 CC4F 44 松浦#2 1000 246 593/593 1997.07 3600/1800 CC4F 46 三隅#1 1000 250 600/600 1998.06 3600/1800 CC4F 46橘湾#2 1050 255 600/610 2000.12 3600/1800 CC4F 464)德国德国是研究、制造超临界机组最早的国家，西门子公司已有10余台3000r/min(27kV)百万千瓦级发电机投入运行或正在安装，其中由西门子公司制造的上海外高桥900MW超临界单轴机组（共2台， #2发电机定子由上海汽轮发电机有限公司分包）已于2003、及2004年投运5)法国ALSTOM由原ABB、原ALSTOM公司合并而成，已生产投运的1000MW以上容量的超临界机组有11台：1300MW（24.2MPa／538／538℃、3600/3600 r/min）双轴8台1300MW（25.4MPa／538／538℃、3000/1500 r/min）双轴1台930MW（26.0MPa／550／580℃、3000 r/min）单轴2台二．中国大型超临界火电机组“十五”期间或至2010年发展战略1)选择600MW机组为起步容量(机组参数为600MW，压力24．2MPQ、温度538／566℃)，当时选取这个起步容量的原因主要是国内已有二台600MW进口机组投入运行，有运行及维护经验可借鉴，可靠性较高。
1000MW超超临界机组节能降耗浅析
1000MW超超临界机组节能降耗浅析一、1000MW超超临界机组的概念及发展现状超超临界机组是指采用超临界循环技术的火电机组，其工作参数高于临界点，具有更高的发电效率和更低的环保排放。
1000MW超超临界机组具有尺寸大、热效率高、寿命长等特点，是我国电力行业进行技术改造的重点之一。
目前，我国的超超临界机组已经进入了快速发展阶段，已经在众多项目中得到了应用，并取得了显著的经济效益和社会效益。
随着电力需求的增加和发电市场的竞争加剧，1000MW超超临界机组的节能降耗问题也日益受到重视。
二、1000MW超超临界机组的节能降耗特点1.燃煤节能技术煤炭是我国主要的能源之一，因此1000MW超超临界机组的燃煤特性直接影响其节能降耗情况。
通过采用更先进的煤种和燃烧技术，可以提高燃煤的利用效率，减少煤耗。
燃烧稳定和烟气排放也是影响节能情况的重要因素，需要通过控制燃烧工艺、提高热效率等手段进行优化。
2.循环水节能技术1000MW超超临界机组采用循环水冷却系统进行散热，通过优化循环水的使用和循环系统的设计，可以降低水耗、提高循环效率，从而达到节能降耗的目的。
3.余热回收技术余热回收是提高1000MW超超临界机组热效率、降低热耗的有效手段。
通过合理设计余热回收系统和利用热能，可以将部分废热转化为能源，降低燃料消耗。
以上所述只是1000MW超超临界机组节能降耗的部分技术手段，真正的节能降耗需要综合运用多项技术，从整体上提高发电效率、降低燃料消耗。
三、1000MW超超临界机组节能降耗的意义和挑战1.意义1000MW超超临界机组的节能降耗，不仅可以降低发电成本，提高经济效益，还可以减少能源消耗，降低环境污染，实现可持续发展。
节能降耗还可以提高机组的竞争力，促进电力行业的健康发展。
2.挑战要实现1000MW超超临界机组的节能降耗，面临诸多挑战。
技术创新需要巨大的投入和支持，需要在燃煤、循环水、余热回收等多个方面进行综合优化。
国内外1000MW大型超（超）临界火电机组
国内外1000MW⼤型超（超）临界⽕电机组国内外1000MW⼤型超(超)临界⽕电机组制造及投运概述内容⼀．国外1000MW⼤型超临界⽕电机组制造或装机情况 (2)⼆．中国⼤型超临界⽕电机组“⼗五”期间或⾄2010年发展战略.. 3三．中国1000MW⼤型超临界⽕电机组制造或装机情况 (4)四．华电邹县电⼚主设备参数 (4)五．华能⽟环电⼚2#号机考核数据（由哪个公司提供的设备？） (6)六．我国⾸台1000MW汽机主要技术参数 (6)七．2x1000MW机组新建⼯程主要参考⼯程量及参考造价指标 (8)问题与反思：我们的技术和国外先进技术的差距体现在哪⾥？⼀．国外1000MW⼤型超临界⽕电机组制造或装机情况1)美国最⼤超临界双轴机组的容量为1390MW，最⼤的超临界单轴机组为893MW. 第⼀台超(超)临界⽕电机组单机最⼤容量为1300MW（双轴, 西屋公司制造,1972年投产). GE公司⽣产850MW及以上容量⽕电机组共约10台，全部是超临界机组，最⼤的超临界双轴机组为1050MW，最⼤的超临界单轴机组为884MW。
2)前苏联单机容量最⼤的1200MW（单轴）3000r/min机组是在1980年投⼊运⾏的。
3)⽇本⽇本主要是引进消化GE和Westhouse的技术。
主要制造商为⽇⽴，东芝和三菱。
单机容量1000MW及以上⽕电机组有46台，全部采⽤超临界及以上。
⽇本国内主要1000MW电⼚4)德国德国是研究、制造超临界机组最早的国家，西门⼦公司已有10余台3000r/min(27kV)百万千⽡级发电机投⼊运⾏或正在安装，其中由西门⼦公司制造的上海外⾼桥900MW超临界单轴机组（共2台，#2发电机定⼦由上海汽轮发电机有限公司分包）已于2003、及2004年投运5)法国ALSTOM由原ABB、原ALSTOM公司合并⽽成，已⽣产投运的1000MW以上容量的超临界机组有11台：1300MW（24.2MPa／538／538℃、3600/3600 r/min）双轴8台1300MW（25.4MPa／538／538℃、3000/1500 r/min）双轴1台930MW（26.0MPa／550／580℃、3000 r/min）单轴2台⼆．中国⼤型超临界⽕电机组“⼗五”期间或⾄2010年发展战略1)选择600MW机组为起步容量(机组参数为600MW，压⼒24．2MPQ、温度538／566℃)，当时选取这个起步容量的原因主要是国内已有⼆台600MW进⼝机组投⼊运⾏，有运⾏及维护经验可借鉴，可靠性较⾼。
超超临界1000MW机组深度调峰风险及应对措施
超超临界1000MW机组深度调峰风险及应对措施摘要：随着社会快速发展和进步，光伏、风电等新能源装机占比快速增大，各大型火电机组在电力供应需求减少的情况下要进行深度调峰。
本文以超超临界1000MW机组为主要研究对象，分析深度调峰的风险以及应对措施，以期为同类型火电机组安全运行提供一定借鉴作用。
关键词：超超临界1000MW机组；深度调峰风险；分析；措施前言新能源加入让电网结构更加多元化，电网对火电机组的高效和稳定运行提出了更高的要求，火电机组调峰任务也越来越重。
因此，必须对火电机组的实际运行情况及深度调峰工况下存在的风险展开评估，并针对其存在的问题，制定出行之有效的应对措施具有重要意义。
一、设备概况本次分析以某电厂1000MW超超临界燃煤机组为参考对象。
锅炉为高效超超临界参数变压运行直流炉，一次中间再热、单炉膛、锅炉采用∏型布置方式，前后墙对冲燃烧方式，采用双层等离子点火系统；汽轮机为一次中间再热，单轴、四缸、四排汽、双背压、十级回热抽汽，带有 1220mm末级动叶片的超超临界反动凝汽式汽轮机组。
二、深度调峰风险分析机组正常运行时，控制方式为CCS方式，一次调频投入，AGC自动调节负荷。
当省内辅助服务市场开启后，要求机组退出AGC，执行深调指令，手动进行调整。
低负荷工况下，锅炉稳燃、水冷壁局部壁温超温、锅炉给水流量波动、环保参数管控等都是低负荷下值得关注和解决的问题。
1、锅炉燃烧不稳问题随机组负荷逐渐降低，锅炉膛内的热负荷也随之下降，煤粉燃烧条件变差，燃烧的稳定性和抗扰动能力下降，若发生煤质变差、磨煤机跳闸、风机跳闸等情况，甚至会造成锅炉灭火。
2、水冷壁局部壁温超温低负荷下锅炉内部的热负荷相对集中，容易导致水冷壁的局部超温现象。
需避免因给水泵再循环大幅度调整而影响省煤器入口给水流量及减温水量的波动。
3、汽动给水泵组汽源切换导致给水流量波动风险机组深调期间，根据小机调门开度变化，采取逐渐暖开辅汽至小机供汽电动门的措施或通过调整切换阀后蒸汽压力设定值缓慢开启冷再至小机切换阀，供汽压力变化，易造成主给水流量异常波动。
1000MW超超临界燃煤发电机组选型研究与应用
1000MW超超临界燃煤发电机组选型研究与应用摘要我国作为煤炭的资源大国，如何提高燃煤发电机组的效率，减少有害气体的排放成为放在决策与科研部门面前的非常迫切的问题。
根据技术统计，九十年代以来投产的超超临界机组的机组效率高达43%-48%，供电煤耗为260g/kw.h-290 g/kw.h，比同容量的常规超临界机组效率提高了4%-5%，比亚临界机组效率高约8%-10%。
所以，大力发展超超临界火电机组已经是刻不容缓众望所归，是我国重大的能源发展战略。
本文从全面性热力系统方面论证1000MW发电厂的新方案，新型锅炉、汽轮机等主设备的选型，为新建项目主设备选型提供研究参考依据。
关键词超超临界机组热力系统设备参数绪论一、超超临界的概念火力发电厂的工质是水，在常规条件下水加热蒸发产生蒸汽，当蒸汽压力达到22.129MPa时，汽化潜热等于零，该压力称为临界压力。
水在临界压力及超过临界压力时没有蒸发现象，即变成蒸汽，并且由水变成蒸汽是连续的，以单相形式进行。
蒸汽压力大于临界压力的范围称为超临界区，小于临界压力的范围称为亚临界区。
从水的物性来讲，只有超临界和亚临界之分，超超临界是人为的一种区分，也称为优化的或高效的超临界参数。
目前超超临界与超临界的划分界限尚无国际统一的标准，一般人为蒸汽压力大于25MPa蒸汽温度高于580摄氏度的称为超超临界。
二、发展超超临界火电机组的战略意义2003年7月中国机械联合会根据对我国能源结构、国家能源政策和未来发电用能源供应状况的分析，在充分考虑水电、天然气、核电和新能源资源的开发基础上，再考虑煤电的开发，经过分析、测算，推荐的全国发电能源需求预测方案见表1。
可以看出，虽然煤电所占比重从2000年到2020年在逐年下降（从72.7%下降到64.4%），但煤电在电源结构中的主导地位没有改变。
由于超超临界机组与常规火电机组相比，超临界机组的可用率与亚临界机组相当，效率比亚临界机组约提高2%。
1000MW超超临界火电机组设计、施工、调试、运行问题分析、改进成果和经验教训
1000MW超超临界火电机组设计、施工、调试、运行问题分析、改进成果和经验教训——华电莱州一期工程建设经验及教训【摘要】莱州公司在一期工程（2×1000MW级）建设过程中，把握“安全、质量、工期、造价”四大核心要素，于2012年实现一期工程圆满“双投”，#2机组被授予“中国华电集团公司发电装机突破1亿千瓦标志性机组”，各项经济技术指标均达到国内同类型机组先进水平。
#2机组实现了168试运后不停机直接进入商业运行，连续运行191天，创国内百万机组高水平，实现了“投产即达标、投产即稳定、投产即盈利”的预定目标，并在工程设计、施工、调试、运行方面积累了宝贵的经验。
【关键词】百万机组工程设计施工调试运行经验引言莱州一期工程的工程建设，坚持高起点、高标准，全程从严管理，取得了优异的基建管理成绩，在基建全过程中赢得了高度评价和荣誉，列举如下：1、2010年，莱州一期工程被中国电力规划设计协会评选为“2010年度电力行业优秀工程咨询成果一等奖”。
2、2010年，莱州一期工程被中国施工企业联合会、中电建协共同确定为“国家重大工程全过程质量控制试点工程”。
3、2011年，莱州一期工程被国家电监会、中电建协共同确定为“电力建设安全生产标准化试查评项目”。
4、2011年，《降低影响混凝土结构耐久性的缺陷率》获得全国工程建设QC成果一等奖。
5、2012年，《电焊气割防火罩的研制与应用》获得中电建协成果发布一等奖。
本文重点论述莱州一期工程在工程设计、施工、调试及运行方面积累的经验，并介绍其在试运和运行中所遇到的重要设备问题及解决情况。
1 华电莱州一期工程基本情况1.1莱州一期项目简介华电莱州发电有限公司成立于2010年8月，由华电国际电力股份有限公司和山东省国际信托投资有限公司按照75%和25%的比例合资组建。
项目规划容量8×1000MW，一期工程建设2台1000MW级国产超超临界燃煤机组，配套建设2×3.5万吨级通用泊位和3.5万吨级航道工程，是集团公司首家以百万机组起步的发电企业，也是华电国际首个电港一体化项目，属于“节能、节水、占地少、环保型”的港口大型电站项目。
1000MW超超临界燃煤火力发电机组塔式锅炉尾部垂直段烟道施工关键技术研究与应用
1000MW超超临界燃煤火力发电机组塔式锅炉尾部垂直段烟道施工关键技术研究与应用摘要：外高桥电厂三期工程1000MW超超临界燃煤火力发电机组为塔式锅炉，其尾部烟道垂直段上平面安装标高为84.8m，直径12.5m整体长度约61m，重量为350t（包括保溫及外装板）。
采用液压提升装置地面组合整体吊装，使原来大量必须在高空完成的工作转移到了地面，降低了施工的难度和危险性,提高了安装效率，节约了施工成本,并能更好地保证安装质量。
关键词：塔式锅炉尾部垂直段烟道液压提升一.前言根据现场情况和施工进度及质量的要求，使用公司开发的由柳州市建筑机械总厂生产的LSD3000-300型液压提升装置配合我公司自主设计制作的吊架等设施，将垂直段烟道、保溫及外装板采用一次成型的倒装法，在地面进行逐节组装逐节保温及安装外装板，逐节提升并最后整体提升至就位位置安装。
二.特点液压提升装置是一种集液压、电气和控制技术为一体的新型起重设备，它能在困难作业条件下进行特大笨重件垂直提升和安全就位，具有体积小、重量轻、起重能力大、安装简便、自动化程度高、操作简单、安全、可靠和高效等特点。
三.适用范围大型电站中塔式锅炉尾部垂直段烟道以及大型电站及其他行业中大型组合件安装四. 施工工艺流程及操作要点尾部垂直段烟道安装过程中要求炉后从空气预热器到电气除尘器间的烟道支架缓装，在尾部垂直段烟道安装结束后再进行。
垂直段烟道安装前，先将炉膛出口的转折烟道临抛到位，然后安装液压提升装置及进行尾部垂直段烟道的拼装和提升。
4.1设备的布置根据本体烟道垂直段的设计、提升要求及液压提升装置的安装条件，在锅炉大板梁炉后的烟道吊梁上安装好液压提升装置的支承架，二台液压千斤顶布置其上，每台液压千斤顶穿好相应数量的高强度预应力钢索，通过连接装置与烟道两永久吊杆上部相连，组成吊装承力系统。
4.2 尾部垂直段烟道的拼装位置布置根据设备供货条件，一节筒身分三段供货，每节筒身高为3米左右，整个垂直段共有十多节筒体及一节头部异形节组成。
1000MW超超临界机组节能降耗技术探讨
1000MW超超临界机组节能降耗技术探讨随着能源需求的不断增长和环境保护的日益重视，节能降耗技术在电力行业中显得尤为重要。
而1000MW超超临界机组作为当今主流的大型火电机组，其节能降耗技术研究更是备受关注。
本文将探讨1000MW超超临界机组的节能降耗技术，希望为相关领域的研究和应用提供一些有益的参考。
1000MW超超临界机组是目前火电行业中效率最高的一种火电机组，其主要特点是具有极高的单位发电量和较低的煤耗。
随着火电行业的发展，1000MW超超临界机组的装备和使用也遇到了一些新的挑战。
由于大容量、高效率和长周期连续运行，1000MW超超临界机组在运行过程中会面临一些能耗方面的问题，比如煤耗增加、热耗增加等。
如何提高1000MW 超超临界机组的能效，降低能耗成为当前亟待解决的问题。
二、节能降耗技术的现状分析针对1000MW超超临界机组的节能降耗技术，目前已经涌现了许多有效的技术手段。
通过优化汽机组参数、提高锅炉热效率、降低燃煤成本、改进燃烧技术等一系列措施，可以有效地提高机组的能效，降低煤耗和热耗。
新型的燃烧系统、换热器技术和烟气余热利用技术等也正逐渐成为提高机组能效的关键技术。
需要指出的是，1000MW超超临界机组的节能降耗技术研究仍存在一些不足之处。
当前的技术手段主要集中在提高热效率和燃烧效率上，对于机组的整体性能提高和综合能源利用效率的提升还有待进一步研究与推广。
由于1000MW超超临界机组的复杂性和规模化，存在一定的技术难度和成本压力，这也对技术研究和应用提出了较高的要求。
尽管存在一些不足，但1000MW超超临界机组的节能降耗技术在未来的发展中依然具有广阔的应用前景。
随着科技的进步和工艺的改进，新型节能降耗技术将不断涌现，为1000MW超超临界机组的性能提升提供更多的可能性。
通过智能化控制系统、先进的材料技术和新型的燃烧技术，可以有效地提高机组的综合效益，实现更低的燃煤能耗和更高的电能输出。
1000MW超超临界二次再热机组系统比较及经济性分析
1000 MW 超超临界二次再热机组系统比较及经济性分析李官鹏，刘义达，安 强，张乐川(山东电力工程咨询院有限公司， 山东 济南 250013)摘要：本文简要介绍了国内外超超临界二次再热机组发展及现状，并对一、二次再热技术主要系统进行了比较。
以国华寿光1000 MW 工程一、二期的两种不同装机方案为依据，采用最小年费用法，从标煤价、初投资、机组年运行利用小时数及贷款利率等方面对高效一次再热和二次再热方案进行技术经济比较，从经济角度考虑，二次再热机组适应于煤价高、机组运行利用小时数较高地区。
同时，本文结合钢铁生产工艺，从环保角度分析了二次再热机组对二氧化碳减排贡献巨大，社会效益显著。
关键词：超超临界；二次再热；1000 MW ；经济比较中图分类号：TM621 文献标志码：B 文章编号：1671-9913(2018)05-0052-04System Comparison and Economic Analysis of 1000 MW Ultra-supercritical Double Reheat UnitsLI Guan-peng, LIU Yi-da, AN Qiang, ZHANG Le-chuan(Shandong Electric Power Engineering Consulting Institute Co Ltd., Jinan 250013, China)Abstract: The development and status of ultra-supercritical double reheat unit between domestic and overseas are briefly introduced, and a comparison of main systems between double reheat and single reheat is made in this paper. Based on the different installed schemes for 1st and 2nd stage of 1000 MW project of Guo-hua Shou-guang, comparison of technical economy between double reheat and high effective single reheat is conducted from price of standard coal, investment difference, annual utilization hours of unit and lending rate with the method of minimum annual cost, double reheat unit is applicable for the areas where the price of coal and annual utilization hours of unit are higher. Combined with the process of steel, the great contribution to reduce the CO2 emissions of double reheat unit is analyzed from environment point of view. The social benefit of double reheat unit is remarkable.Key words: ultra-supercritical; double reheat; 1000 MW; comparison of economy.* 收稿日期：2016-07-19作者简介：李官鹏(1979- )，男，山东蓬莱人，硕士研究生，高级工程师，主要从事电力设计工作。
1000MW 超超临界火电机组一次风机解列操作分析
A一次风机停运后两侧冷却风量大幅变化，导致空预器出口两侧排烟温度偏差过大，造成两侧空预器减速机振动不同程度的增大，空预器电流大幅波动，就地可听到明显的摩擦声，同时有可能造成空预器低温腐蚀和尾部烟道再燃烧事故，给机组安全运行带来极大的安全隐患。通过分析可以采取如下调整手段：（1）通过调整送风机动叶偏置改变两侧送风量，调整空预器出口两侧排烟温度偏差。但由于送风机出口联络门处于开启状态，通过调整送风机动叶偏置时送风机两侧风量变化不大，对减小空预器两侧出口排烟温度偏差不明显。（2）开启B空预器热风再循环提高B空预器出口排烟温度。由于热风再循环挡板不严密导致管道积灰严重，开启后会恶化送风机、空预器工作环境，导致送风机叶片磨损严重，同时造成空预器严重堵灰，故本次未开启。（3）通过关闭A空预器入口烟气挡板调整两侧烟气量，减小空预器两侧出口排烟温度，本次停运后采用此方法。
关键字：一次风机；失速；解列
前言
某1000MW超超临界火电机组每台锅炉配备两台一次风机，一次风机采用的是双极动叶可调轴流式风机，一次风机动叶由单独的液压油站及动叶控制器控制风机动叶，以实现风机动叶变负荷调整。一次风机解列过程是并列两台风机工作状态变化剧烈的过程，很容易发生风机失速。
1 1000MW超超临界火电机组一次风机解列控制
机组负荷400MW，A/B一次风机电流、动叶开度分别为90A/89A、26%/31%，执行A一次风机解列操作。逐渐降低一次风母管压力至10kPa，调整锅炉燃烧稳定。解除A、B一次风机动叶自动，缓慢开B一次风机动叶，关A一次风机动叶，检查一次风机动叶指令反馈跟踪正常且保持一致，注意监视一次风机母管压力、两台一次风机电流以及两台风机的振动情况，防止电流超限，根据以往经验单台一次风机运行时动叶开至65%时电流就已经达到额定值。如果A一次风机振动达到跳闸值立即快速关闭出口挡板停运A一次风机。当两台一次风机电流偏差突然增大时，此时一次风母管压力快速下降，一次风机发生失速，立即快速将A一次风机动叶全关，DCS上关闭A一次风机出口电动门、A空预器出口热一次风电动门、A侧冷一次风电动门，若就地检查以上电动门未动，立即就地关闭并摇紧，保证一次风母管压力及时恢复。检查一次风母管压力正常，磨煤机运行正常，手动停运A一次风机，联系检修对A一次风机轴承加装制动装置。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
国内外1000MW大型超(超)临界火电机组制造及投运概述内容一．国外1000MW大型超临界火电机组制造或装机情况1 二．中国大型超临界火电机组“十五”期间或至2010年发展战略2 三．中国1000MW大型超临界火电机组制造或装机情况3四．华电邹县电厂主设备参数3五．华能玉环电厂2#号机考核数据（由哪个公司提供的设备？）5 六．我国首台1000MW汽机主要技术参数5七．2x1000MW机组新建工程主要参考工程量及参考造价指标7 问题与反思：我们的技术和国外先进技术的差距体现在哪里？一．国外1000MW大型超临界火电机组制造或装机情况1)美国最大超临界双轴机组的容量为1390MW，最大的超临界单轴机组为893MW. 第一台超(超)临界火电机组单机最大容量为1300MW（双轴, 西屋公司制造,1972年投产). GE公司生产850MW及以上容量火电机组共约10台，全部是超临界机组，最大的超临界双轴机组为1050MW，最大的超临界单轴机组为884MW。
2)前苏联单机容量最大的1200MW（单轴）3000r/min机组是在1980年投入运行的。
3)日本日本主要是引进消化GE和Westhouse的技术。
主要制造商为日立，东芝和三菱。
单机容量1000MW及以上火电机组有46台，全部采用超临界及以上。
日本国内主要1000MW电厂4)德国德国是研究、制造超临界机组最早的国家，西门子公司已有10余台3000r/min(27kV)百万千瓦级发电机投入运行或正在安装，其中由西门子公司制造的上海外高桥900MW超临界单轴机组（共2台， #2发电机定子由上海汽轮发电机有限公司分包）已于2003、及2004年投运5)法国ALSTOM由原ABB、原ALSTOM公司合并而成，已生产投运的1000MW以上容量的超临界机组有11台：1300MW（24.2MPa／538／538℃、3600/3600 r/min）双轴8台1300MW（25.4MPa／538／538℃、3000/1500 r/min）双轴1台930MW（26.0MPa／550／580℃、3000 r/min）单轴2台二．中国大型超临界火电机组“十五”期间或至2010年发展战略1)选择600MW机组为起步容量(机组参数为600MW，压力24．2MPQ、温度538／566℃)，当时选取这个起步容量的原因主要是国内已有二台600MW进口机组投入运行，有运行及维护经验可借鉴，可靠性较高。
另一方面与亚临界600MW机组的容量类同，在主机制造上较为有利；并可采用现有的辅机配套，有利于减少其成套设备的研制。
2）900MW和1200MW大型超临界机组作为中、长期即2005年后发展的目标。
机组预设参数为（25~28MPa、600℃/600℃)。
在600MW大型超临界机组取得成功经验，并批量生产、形成主力机组后再予以发展，避免低水平的重复。
要尽早进行技术准备工作，重点研究900MW机组采用单轴、单炉膛的问题，并对1200MW机组采用双轴技术方案作综合分析，以便与单轴的900MW机组作比较。
预计2005年前攻克主要关键技术、国产大型超临界机组试制完成投入运行，并使其具有商品化生产能力.三．中国1000MW大型超临界火电机组制造或装机情况我国通过与GE，东芝、三菱、日立、阿尔斯通、西门子进行技术合作，已经培育出东电、上汽，哈汽等制造商。
1000MW机组技术国产化，达到90%。
截止2007年底，国内制造厂家已有50多台100万千瓦超超临界机组的定货合同。
已经投入运行的项目有玉环（4台）和邹县（2台）电厂。
在建的有泰州、北仑，天津国投、平顶山二电、浙江苍南、浙江宁海、舟山六横，广东海门、外高桥、玉环二期、费县国电、上海石洞口二期，华能营口二期等。
完成初步设计的有安徽芜湖电厂、马鞍山电厂，安徽铜陵。
规划中的有彭城,南京金陵,大唐潮州、河南平顶山姚孟、华润古城电厂，宁夏灵武电厂（世界首台1000MW空冷机组），珠海发电厂、沙角A电厂、平圩、洛河、滁州、国电博兴电厂、天津北疆电厂、宁波北仑三期、上海漕泾电厂、华能南通电厂、华电宿州电厂、彭城、绥中。
四．华电邹县电厂主设备参数2007年华电邹县电厂2*1000MW的发电机组投产，它是我国单机容量最大的发电机组。
整个机组的国产化水平达到90%以上。
1）主设备简况A）锅炉锅炉为超超临界参数变压直流炉、一次再热、平衡通风、运转层以上露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉，型号为：DG3000-26.15-III。
锅炉铭牌参数过热蒸汽：最大连续蒸发量(BMCR) 3033t/h出口蒸汽压力26.25MPa（a）出口蒸汽温度605℃再热蒸汽：蒸汽流量2469.7/2347.1 t/h进/出口蒸汽压力 5.1/4.9 MPa(a)进/出口蒸汽温度354.2/603 ℃给水温度（BMCR）：302.4 ℃锅炉热效率：≥93.8%B）汽轮机采用东方汽轮机厂生产的，型号为TC4F-43的超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式、八级回热抽汽汽轮机。
铭牌功率工况：（TRL工况）额定功率：1000.0MW主汽门前蒸汽压力：25.0MPa（a）主汽门前蒸汽温度：600℃主汽门前蒸汽流量：2888.533t/h中联门前蒸汽压力： 4.45MPa（a）中联门前蒸汽温度：600℃中联门前蒸汽流量：2347.073t/h排汽压力：0.0118MPa（a）凝汽器循环冷却水进水温度：36℃凝汽量（包括小汽机）：1774.322t/h热耗：7354 kJ/kW.hC）发电机采用东方电机股份有限公司产品，型号为:TFLQQ-KD型，三相同步汽轮发电机，主要参数如下：额定容量：1120MV A额定功率：1000MW最大连续容量：1064MW额定电压：27kV额定功率因数：0.9（滞后）额定频率：50Hz额定转速：3000r/min效率99%冷却方式：水氢氢励磁系统：自并励静态励磁五．华能玉环电厂2#号机考核数据(美国西屋DCS)汽轮机热耗率：7314.9KJ/kWh，达到设计保证值.汽轮机最大连续出力：1000.52MW，达到设计保证值汽轮机夏季工况出力：1000.52MW ，达到设计保证值锅炉效率：93.76% ，达到设计保证值机组在额定负荷下的发电煤耗率：271.6g/kwh发电厂用电率4.33%供电煤耗率：283.9 g/kwh；烟气中氮氧化物排放浓度：288mg/m3，达到设计保证值，优于国家标准烟气中二氧化硫排放浓度：18.1mg/m3，达到设计保证值，优于国家标准烟尘排放浓度：34 mg/m3，达到设计保证值，优于国家标准六．我国首台1000MW汽机主要技术参数中国首台1000MW汽轮机引进的是德国西门子技术，由上海电气(集团)总公司下属上海汽轮机有限公司成套供货。
单台机组的额定功率1000MW，最大出力1049.8MW。
1）汽轮机型式：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。
2)夏季工况下参数：功率:1000MW主汽门前压力: 26.25 MPa 主汽门前温度: 600℃再热汽阀前温度: 600℃背压: 9.61/7.61kPa3) 铭牌工况(最大连续出力工况(TMCR)下参数)功率: 1000 MW主汽门前压力: 26.25MPa主汽门前温度:600℃再热汽阀前温度: 600 ℃平均背压: 5.39/4.46kPa4）阀门（包括补汽调节阀）全开（VWO）功率下参数功率: 1049.85MW主汽门前压力 : 26.25MPa（a）主汽门前温度: 600℃再热汽阀前温度:600℃平均背压: 5.39/4.4kPa七．2x1000MW机组新建工程主要参考工程量及参考造价指标来自中国电力工程顾问集团公司<火电工程限额设计参考造价指标>(2006年水平，并应该根据具体情况调整。
)新建工程主要参考工程量一、主厂房体积：649365m31、汽机房体积：306506m32、除氧间体积：104440 m33、煤仓间体积；180990 m34、炉前封闭体积：17564m35、集控楼体积：39865 m3二、热力系统管道：5270t高压管道：2870 t;主蒸汽管道：712 t再热蒸汽管道（热段）：938 t再热蒸汽管道（冷段）：341t主给水管道：879 t中低压管道；2400 t三、烟风煤管道：5880 t四、热力系统保温油漆（含炉墙保温）；24530 m3五、全厂电缆；2820km电力电缆：420km控制电缆：2400 km3六、电缆桥架（含支架）：2300 t七、建筑三材量1、钢筋：25586 t2、型钢：26633 t3、木材：6587 m34、水泥：116647 t八、厂区占地面积；49hm2九、施工租地：27 hm22x1000MW机组参考造价指标一、2x1000MW超超临界机组1、新建：3604元/KW；2、扩建：3328元/KW。
二、各类费用占指标的比例：1、建筑工程费用：19.23%2、设备购置费用：52.54%3、安装工程费用：16.35%4、其它费用：11.88%三、新建工程其它费用汇总：万元1、建设场地占用及清理费：158452、项目建设管理费：54873、项目建设技术服务费：15698, I2四、生产准备费：10750五、其它：1、施工安全补助费：3002、工程质量监督检测费：1483、预算定额编制管理费、劳动定额测定费：2374、文明施工措施费：2005、水土保持补偿费：806、大件运输措施费：700。