西安热工院-超临界和超超临界机组运行中普遍问题的探讨

综述报告4：

超临界和超超临界机组运行中普遍问题的探讨

林伟杰 王月明 杨寿敏 王生鹏

西安热工研究院有限公司

1．我国超临界和超超临界机组基本情况

近年来，我国发电装机容量持续增加，结构调整加快，装备技术水平进一步提高。据全

国电力工业统计快报数据，我国新增装机容量已连续6年超过9000万千瓦。2011年新增装机容量为9041万千瓦，全国发电设备总装机容量为105576万千瓦，比上年增长9.25%；其中，火电76546万千瓦（含煤电70667万千瓦、常规气电3265万千瓦），占全部装机容量的72.5%，火电装机容量所占比例逐年下降。“十一五”以来全国发电装机容量和火电装机容量见图1。

据统计，截止2011年底，宁夏灵武电厂二期工程、嘉兴发电厂三期工程等共计8台百

万千瓦超超临界火电机组建成投产，全国在运百万千瓦超超临界火电机组达39台。“十一五”以来全国发电装机容量和火电装机容量变化情况见图1。 120000 

全国

火电100000 

装机容量（万千瓦）  火电装机容量所占比例87410 79273 71822 105576 96641 7654680000 62370 60000 709676028665108556074838277.57%77.42%76.05%74.49%73.43%72.50%

40000 20000 

0 

200620072008200920102011

图1 “十一五”以来全国发电装机容量和火电装机容量

2011年全国发电量47217亿千瓦时，同比增长11.68%，其中：火电38975亿千瓦时，

同比增长14.07%；水电6626亿千瓦时，同比降低3.52%。“十一五”以来全国发电量和火电发电量变化情况见图2。

50000 

45000 全国

火电

32644

28499

237422720734510280303681234166 3011742278 47217 

发电量（亿千瓦时）40000 35000 30000 25000 20000 

15000 

10000 

5000 

0 38975 

200620072008200920102011

图2 “十一五”以来全国发电量和火电发电量

全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数和火电机组平均利用小时数自2009

年以来持续增加。2011年全国发电设备平均利用小时数为4731小时，比2009年增长185

小时；火电机组平均利用小时数达到5294小时，比2009年增长了429小时。“十一五”以来

全国发电设备及火电平均利用小时数见图3。

6000

火电

5612全国

5344

5198

5020

50004885

4648

4546

45004865465047315031平均利用小时（h）55005294

4000

200620072008200920102011

图3 “十一五”以来全国发电设备及火电平均利用小时数

2006～2011年全国火电机组装机及主要能耗指标见表1。2011年，全国6000千瓦及以

上电厂供电煤耗330g/(kW·h)，比上年降低3g/(kW·h)；厂用电率5.44%（含水电），比上年

降低约0.01个百分点。

表1 2006～2011年全国火电机组装机及主要能耗指标

名称

供电煤耗

厂用电率 单位年克/千瓦时 % 2007年2008年2009年2010年年我国600MW以上超临界机组和超超临界机组能耗指标已基本达到国际先进水平，但火

电机组平均能耗指标与发达国家相比仍偏高，其主要原因是：小容量机组占比大、燃气机组

占比小、煤质差、负荷系数低及部分新投产机组和在役机组能耗偏高。

“十一五”以来，全国火电机组供电煤耗下降37g/(kW·h)，为国家节能减排做出了突出贡

献。“十一五”期间，累计关停小火电机组7138万千瓦。其中，2006年关停314万千瓦、2007

年关停1438万千瓦、2008年关停1669万千瓦、2009年关停2617万千瓦、2010年关停1100

万千瓦，关停速度呈现“十一五”期间前、后慢与中间快之势。

2.机组能耗指标统计分析及节能潜力

（1）机组能耗指标统计分析结果

根据中电联公布的2010年大机组竞赛能耗指标统计数据，经过分类统计计算，600MW

及以上超临界和超超临界机组能耗指标统计计算结果见表2。

表2 2010年全国大机组竞赛统计数据分类统计计算结果 1000MW等

参数名称 单位 级超超临界

湿冷机组

统计台数

发电量

供热量

供热比

发电煤耗

厂用电率

供电煤耗

负荷系数

利用小时

运行燃煤硫份

运行燃煤热值

与设计热值差 台 亿千瓦时 吉焦 600MW等级超超临界湿冷机组 600MW等级超临界湿冷机组 600MW等级超临界空冷机组 929.48 405.74 3705.11 233.10 305.98 328.03 4680.8 2043.5

600MW等级机组统计261台，利用小时为5340.4小时，负荷系数73.93%，厂用电率

5.31%，供电煤耗316.15g/(kW·h)，运行燃煤收到基低位发热量与设计燃煤收到基低位发热

量差2392.0kJ/kg。

由于参加全国大机组竞赛活动是全国部分机组，且能耗指标相对较低。因此，竞赛数据

不能完全反映全国的真实水平，但也具有一定的代表性。目前，国家相关部门未发布全国各

种类型机组装机容量及能耗指标数据。通过初步估算，2010年全国各类型机组能耗指标测

算结果见表3。 表3 2010年全国各类型机组能耗指标测算结果

参数名称 测算装机容量

(万千瓦) 测算供电煤耗 [g/(kW·h)]

600MW亚临界湿冷机组～320

600MW亚临界空冷机组～340

25500 600MW超临界湿冷机组～309

600MW超临界空冷机组～330

600MW等级超超临界湿冷机组

1000MW超临界湿冷机组

（2）在役超临界和超超临界机组节能潜力

在役超临界和超超临界机组运行能耗指标与设备运行状况、运行技术水平、管理水平、

煤质、负荷系数有关，因此，要准确预测全国在役超临界和超超临界机组的节能潜力将是十

分困难的。根据中电联公布的2010年大机组竞赛数据，测算不同类型机组发电煤耗和厂用

电率统计值,并根据75%负荷工况下发电煤耗和厂用电率测算值，经机组实际负荷系数、燃

煤热值、供热比修正，得出发电煤耗和厂用电率目标值，并由此得到在役超临界和超超临界

机组节能潜力见表4。

表4 在役超临界和超超临界机组节能潜力

发电煤耗

机组类型

1000MW等级超超

临界湿冷机组

660MW等级超超

4.2

临界湿冷机组 厂用电率 供电煤耗 3320 302～303 290～291

600MW等级

超临界湿冷机组

3.汽轮机热耗率及运行方式

汽轮机在运行过程中由于设计、设备、运行等方面存在问题，致使汽轮机热耗率高于保

证值，通过大量的试验分析及运行验证存在的主要问题包括：1）汽轮机设计热耗率高，实

际运行达不到保证值；2）通流间隙偏大，漏汽量大（主要是新建机组）；3）汽封磨损，漏

汽量大（其主要原因为高、中缸上、下缸温差大，汽缸变形；运行控制不当，轴系振动大；

汽轮机进水转子碰磨等）；4）轴封漏汽量大；5）进汽导管密封差，引起泄漏；6）调节级叶

顶间隙大、汽封齿少，调节级效率低；7）平衡管漏汽量大；8）低压进汽导流环损坏；9）

低压缸工艺孔漏汽，抽汽温度高（600MW超临界机组存在此问题较多）；10）通流部分结

垢；11）叶片损伤（包括叶片损坏、叶片水蚀）；12）调节汽门重叠度过大；13）蒸汽管道

滤网未拆除；14）单阀运行。

600MW超临界汽轮机性能试验结果见表5，A、B、C汽轮机厂热耗率试验结果比保证

值分别高1.47%、1.47%、1.78%，D汽轮机厂热耗率试验结果比保证值低0.62%。600MW

等级超超临界汽轮机性能试验结果见表6，B、C汽轮机厂热耗率试验结果比保证值分别高

3.1%、0.49%，A汽轮机厂热耗率试验结果比保证值低0.71%。1000MW超超临界汽轮机性

能试验结果见表7，B、C汽轮机厂热耗率试验结果比保证值分别高1.39%、1.27%，A汽轮

机厂热耗率试验结果比保证值低0.42%。由此可见，大部分国产600MW～1000MW机组汽

轮机热耗率达不到保证值，仅有部分制造厂家的汽轮机可以达到保证值。

例如：引进西屋公司或三菱公司技术生产的600MW超临界汽轮机，普遍存在热耗率高、

缸效率低、平衡盘漏汽量大、5至7段抽汽温度高，这主要是汽轮机通流设计存在缺陷、通

流间隙调整偏大所致。其中5、6、7段抽汽温度普遍偏高是此类型机组的共性问题，主要原

因是汽缸变形，5、6、7段级组存在级间漏汽。部分汽轮机进行揭缸处理后汽轮机热耗率明

显降低。

表5 典型600MW超临界湿冷机组汽轮机性能考核试验结果 名称 单位 山东某电厂广西某电厂

B汽轮机厂

西安热工院安徽某电厂 C汽轮机厂 西安热工院 安徽某电厂D汽轮机厂西安热工院汽轮机制造厂A汽轮机厂试验单位西安热工院

汽轮机设计

排汽压力

4.9