热力循环 T–s 图 IAPWS-IF97 实时计算
红线是锅炉里的定压吸热过程。满负荷时它从临界点上方越过，没有水平的沸腾段；点击状态点 1–8 查看参数。
660 MW 一次再热凝汽式机组 · 从一吨煤到一度电的能量之旅
24.2 MPa / 566 °C / 566 °C · 直流锅炉 · 三缸四排汽 · 三高四低一除氧当前查看器没有运行脚本，下面是满负荷工况的静态画面，流程动画照常播放。用手机自带浏览器、Chrome 或 Safari 打开这个文件，可以使用导览、负荷调节、设备点选等全部交互。
管道配色参照 GB 7231（蒸汽红、水绿）；线越粗表示管径越大
双指放大上面的流程图，可以看清每台设备和数值牌。
这台 660 MW 超临界机组此刻每小时烧掉约 246 t 原煤，把煤的化学能依次变成蒸汽的热能、转子的机械能和电能。下面按能量流动的顺序走一遍。
皮带把原煤送进原煤仓，给煤机按负荷指令计量给煤（当前 246 t/h）。中速磨煤机把煤碾成细粉，约 300 °C 的热一次风一边烘干，一边把煤粉吹进燃烧器。
送风机和一次风机送来的空气在空气预热器里被烟气加热，作为二次风和一次风进入燃烧器。炉膛火焰中心约 1500 °C；过量空气系数 1.20，总风量约 2217 t/h。
给水以约 30.6 MPa 压入锅炉，依次流过省煤器、水冷壁、分离器和三级过热器，一次通过就成为 24.2 MPa、566 °C 的主蒸汽。压力高于临界压力 22.064 MPa，水冷壁里没有沸腾和汽水分界面，所以不需要汽包。
主蒸汽在高压缸膨胀到 4.2 MPa、308 °C 后回锅炉再热到 566 °C，再经中压缸和两个双流低压缸膨胀到 4.8 kPa。再热让低压缸排汽干度从约 0.80 提高到 0.90，减轻末级叶片水蚀。
排汽在凝汽器里凝结成水，体积缩小两万多倍，形成约 95% 的真空。凝结放出的 729 MW 热量（约占燃料热量的一半）被循环水带到冷却塔散入大气，这就是朗肯循环的冷源损失。
从汽轮机 8 个位置抽出约 37% 已做过功的蒸汽，依次加热凝结水和给水，给水温度升到 279 °C。抽汽的热量不再进入凝汽器，循环效率相对提高约 10%~15%。给水泵功率约 21 MW，由小汽轮机驱动。
两极发电机转子以 3000 r/min 旋转，正好对应 50 Hz。发电 660 MW，经主变压器从 22 kV 升压到 500 kV 上网；其中 4.0% 供厂内风机、磨煤机、泵和脱硫设备使用。
烟气依次经过 SCR 脱硝、空气预热器、静电除尘器、引风机和湿法脱硫塔，出口烟尘 2.4、SO₂ 21、NOx 33 mg/m³，低于超低排放限值 10 / 35 / 50 mg/m³。
本机组供电效率 42.1%、供电煤耗 292 g/kWh。用浏览器打开本文件后可以调节负荷：负荷低于约 80% 时，滑压运行使主汽压力低于临界压力，温熵图上的锅炉等压线开始穿过饱和区；降到 30% 以下，分离器转入湿态。
火车或船运来的原煤堆放在煤场，经斗轮堆取料机、输煤栈桥上的皮带送到主厂房煤仓间顶部，由犁煤器卸入各原煤仓。
一吨标准煤的发热量定义为 29.3 GJ。设计煤种热值低于标煤，所以实际耗煤量比标煤耗量大约多三分之一。
每台磨煤机配一座原煤仓，储量可满足磨煤机满出力运行 8 小时以上，起到缓冲输煤与燃烧之间波动的作用。
煤仓下部做成锥形并内衬耐磨板，防止煤在仓壁上"搭桥"堵塞。
皮带式给煤机连续称量并调节进入磨煤机的煤量。协调控制系统根据负荷指令改变给煤量，是锅炉燃烧调节的第一环。
磨辊在旋转的磨盘上碾磨原煤；热一次风从磨盘周围进入，一边干燥一边把煤粉吹向上部的分离器，合格的细粉随气流送往燃烧器，粗粉落回重磨。
煤粉越细燃烧越完全，但磨煤电耗越高。细度要在燃尽率与制粉电耗之间折中。
提供输送和干燥煤粉的一次风，压头高、风量相对较小。一次风经空气预热器加热后送入磨煤机。
送风机提供燃烧所需的二次风，经空气预热器加热后进入燃烧器周围的风箱，与煤粉混合燃烧。
低负荷时需要更大的过量空气系数来保证燃烧稳定，排烟损失随之增大，这是低负荷效率下降的原因之一。
蓄热元件缓慢旋转（约 1 r/min），轮流经过烟气侧和空气侧：在烟气中吸热，转到空气侧放热。它回收排烟余热，把排烟温度降到约 125 °C。
排烟损失 q₂ 是锅炉最大的一项热损失，排烟温度每升高 10~15 °C，锅炉效率约下降 1 个百分点。
炉膛四周是由管子焊成的水冷壁，燃烧放出的热量主要以辐射方式传给管内工质；烟气离开炉膛后经过水平烟道和尾部烟道，以对流方式继续加热过热器、再热器和省煤器。
锅炉高约 80 m，炉膛截面约 20 m × 20 m。整台锅炉悬吊在顶部钢梁上，受热后可向下自由膨胀数百毫米。
下部采用螺旋上升的管圈，每根管子都绕炉膛经过热负荷不同的四面墙，吸热均匀；上部改为垂直管屏。超临界压力下，工质在这里从水连续地变成汽，没有沸腾过程。
超临界下没有汽包和水循环，水冷壁靠足够高的质量流速冷却管壁；拟临界区比热容剧增、密度骤降，设计不当会发生"类膜态"传热恶化。
布置在尾部烟道最下方，利用较低温度的烟气加热给水，降低排烟温度、提高锅炉效率。
直流锅炉启动和低负荷时，水冷壁出口还有未汽化的水，由分离器分出、经储水罐和炉水循环泵送回省煤器（湿态）。负荷高于约 30% 后工质在分离器前已全部汽化，分离器只作通道（干态）。
分离器出口温度又叫中间点温度，是直流锅炉调节煤水比的关键信号：煤多水少它就升高，过热汽温随之升高。
分离器出来的饱和或微过热蒸汽先经顶棚、包墙管，再进入尾部烟道中的低温过热器，开始被逐级加热。
悬挂在炉膛上部的管屏，同时吸收辐射热和对流热。过热器之间设有减温水喷水，用来细调汽温。
最后一级过热器，出口就是主蒸汽。管材需要能在 600 °C 左右长期承受高压，常用 T91、TP347H 等耐热钢。
高压缸排汽（冷再热蒸汽）回到锅炉，先在尾部烟道前烟道中的低温再热器里吸热。前后烟道出口装有烟气挡板，通过调节两侧烟气份额控制再热汽温。
把再热蒸汽加热到 566 °C 后送往中压缸。再热蒸汽压力低、比热小，对烟温变化很敏感。
一次风携带煤粉从燃烧器中心喷入，二次风经风箱从外圈旋流送入，形成稳定的回流区着火。分级送风、浓淡分离等措施降低火焰峰值温度和局部氧量，从源头减少 NOx。
炉膛底部落下的大块灰渣落入水封槽冷却，由刮板捞出外运，可用于建材。
在约 300~420 °C 的烟气中喷入氨，在钒钛催化剂表面把 NOx 还原成氮气和水：4NO + 4NH₃ + O₂ → 4N₂ + 6H₂O。烟温过低时催化剂活性下降，还会生成硫酸氢铵堵塞空预器。
深度调峰时省煤器出口烟温下降，可能低于催化剂最低连续喷氨温度。宽负荷脱硝常用省煤器分级、烟气旁路、热水再循环等办法把烟温抬上去。
放电极接上几万伏的直流高压，使烟气中的粉尘荷电，在电场力作用下被收尘极板捕集，振打后落入灰斗，由气力输灰系统送到灰库。
飞灰是很好的水泥和混凝土掺合料，大部分电厂的粉煤灰都能综合利用。
把烟气从炉膛"抽"出来，克服烟道、SCR、除尘器和脱硫塔的阻力，并维持炉膛微负压（约 −100 Pa），防止烟气外泄。
烟气自下而上流动，与多层喷淋的石灰石浆液逆流接触。SO₂ 被吸收后与 CaCO₃ 反应，再经氧化风氧化结晶成石膏（CaSO₄·2H₂O），脱水后外售。
塔顶的除雾器拦住烟气携带的液滴；很多机组还在后面加装湿式电除尘，进一步脱除细颗粒物。
净化后的烟气经烟囱排入大气。湿法脱硫后烟温约 50 °C，常能看到白色"烟羽"，主要成分是水蒸气凝结的小液滴。
主汽门在事故时快速切断进汽，调节汽门控制进汽量。本机组采用滑压运行：中低负荷时主汽压力随负荷降低，调门保持较大开度，减少节流损失。
主蒸汽在高压缸内经十几级叶片膨胀做功，压力从约 23.5 MPa 降到约 4.2 MPa。排汽一部分去 2 号高加，其余回锅炉再热。
热再热蒸汽在中压缸中继续膨胀，排汽经连通管进入两个低压缸，同时向除氧器和给水泵汽轮机供汽（四抽）。
蒸汽从中部进入、向两端分流，共 4 个排汽口（三缸四排汽）。末级叶片长约 1 m，叶顶线速度超过声速，蒸汽在这里变成湿蒸汽。
冬季循环水温低，背压可降到 3 kPa 以下，但排汽容积流量剧增、余速损失变大，背压降低带来的收益逐渐消失——这就是阻塞背压。
两极发电机的转子以 3000 r/min 旋转，转子绕组通直流励磁形成旋转磁场，在定子绕组中感应出 50 Hz 交流电。定子绕组用水冷却，转子和铁芯用氢气冷却（水氢氢冷却）。
把发电机出口 22 kV 的电压升高到 500 kV，降低输电电流和线路损耗。另由高压厂用变压器从发电机出口取电，供厂内辅机使用。
扣除厂用电后的电能经 500 kV 线路送入电网。机组还要按电网调度指令调整出力（AGC），在新能源出力波动时承担调峰任务。
按当前出力，一小时上网电量约 634 MWh，大致相当于 10.6 万户家庭一天的用电（按每户每天 6 kWh 估算）。
低压缸排汽在数万根钛管或不锈钢管外凝结，管内流过循环水。蒸汽凝结后体积骤减，形成高度真空，使蒸汽能在汽轮机里膨胀到更低的压力、多做功。
背压每升高 1 kPa，热耗率约上升 0.7%~1%。拖动"循环水进口温度"看看夏季和冬季的区别。
从凝汽器热井抽出凝结水，升压后送经轴封加热器和低压加热器到除氧器。
用低压缸的四级抽汽依次加热凝结水。抽汽在壳侧放热凝结，疏水逐级自流到下一级，最后回到凝汽器。
混合式加热器：凝结水被喷成水雾，与四抽蒸汽直接接触加热到饱和温度，溶解的氧气和其他气体析出排走，防止锅炉和管道腐蚀。下部的给水箱同时为给水泵储水。
除氧器布置在 26 m 左右的高处，靠水位高度给给水泵入口提供足够的压头，防止泵汽蚀。
把除氧器出来的水升压到约 30 MPa 送入锅炉，是全厂功率最大的泵。由四抽蒸汽驱动的给水泵汽轮机带动，排汽进入主凝汽器。
超临界机组给水压力约为亚临界机组的 1.5 倍，给水泵功率约占机组出力的 3%，改由汽轮机驱动可少用一大笔厂用电。
用高、中压缸抽汽在约 30 MPa 的给水侧加热给水。#1 高加带过热蒸汽冷却段，出口水温可略高于抽汽饱和温度（端差为负）。
温热的循环水从塔内淋水填料上洒下，与自下而上的空气接触，一小部分水蒸发带走大量热量。双曲线塔身靠塔内外空气密度差形成"烟囱效应"，不需要风机。
塔顶飘出的白雾是水蒸气遇冷凝结成的小水滴，不是烟。
把冷却塔水池中的冷水送入凝汽器，流量巨大、扬程不高，通常是立式混流泵。
红线是锅炉里的定压吸热过程。满负荷时它从临界点上方越过，没有水平的沸腾段；点击状态点 1–8 查看参数。
将近一半的能量随凝汽器循环水散入大气。这部分冷源损失由朗肯循环本身决定，提高初参数和回热都是为了让它变小。
| 锅炉 | |
| 给煤量 | 246.3 t/h |
| 主汽流量 | 1,862 t/h |
| 分离器出口 | 420 °C |
| 排烟温度 | 126 °C |
| 锅炉效率 | 93.85 % |
| 汽轮机 | |
| 调门后压力 | 23.47 MPa |
| 高排温度 | 308 °C |
| 中排压力 | 1.100 MPa |
| 排汽干度 | 0.904 |
| 热耗率 | 7,629 kJ/kWh |
| 回热与给水 | |
| 给水泵出口 | 30.6 MPa |
| 除氧器 | 1.07 MPa · 183 °C |
| 八段抽汽合计 | 37.5 % |
| 电气与环保 | |
| 厂用电率 | 4.00 % |
| 供电功率 | 633.6 MW |
| SCR 入口烟温 | 382 °C |
| CO₂ 排放强度 | 809 g/kWh |
压力超过临界压力后，加热水时不会出现沸腾和汽液分界面，水的密度和比热容连续变化。24.2 MPa 下的拟临界温度约 382 °C，比热容峰值约 98 kJ/(kg·K)，是常温水的 20 多倍；在它前后 30 °C 内，密度从约 550 kg/m³ 降到约 160 kg/m³。
没有沸腾就没有"汽"和"水"可分，汽包也就失去了作用，这是超临界锅炉必须做成直流锅炉的原因。
直流锅炉靠给水泵的压头推动工质，蒸发终点随负荷移动，汽温靠煤水比调节，分离器出口温度（中间点温度）是关键监视参数。负荷低于约 30% 时，水冷壁需要的最小流量大于蒸发量，多余的水由分离器分出，锅炉转入湿态运行。
| 参数等级 | MPa / °C / °C | 供电效率 | g/kWh |
|---|---|---|---|
| 亚临界 | 16.7 / 538 / 538 | 约 38.5% | 约 320 |
| 超临界 | 24.2 / 566 / 566 | 约 41.5% | 约 296 |
| 超超临界 | 26.25 / 600 / 600 | 约 44% | 约 280 |
| 二次再热超超临界 | 31 / 600 / 620 / 620 | 约 46% | 约 267 |
| 本机组（当前工况） | 24.2 / 566 / 566 | 42.1% | 292 |
表中为同类机组的典型设计值（低位发热量基准）。供电煤耗每降低 1 g/kWh，一台 660 MW 机组每年约少烧 3000 t 标准煤（按年利用 4500 小时计）。