国内首台1000MW超超临界机组启动调试及其关键技术研究 
沈伟国 
（浙江省电力试验研究院，杭州意能电力技术有限公司） 
摘要：本文介绍了华能玉环电厂#1机组工程建设和调试概况，项目研究的背景和意义，针对国内首台超超临界1000MW机组调试中的关键技术问题的研究工作和在玉环电厂#1机组上实施情况，对今后百万超超临界机组启动调试有推广指导意义。 
关键词：玉环电厂 超超临界 机组调试 关键技术 
1 前言 
未来15~20年既是中国发展的重要战略机遇期，也是能源、土地、环境等资源性瓶颈制约突出表现期。中国能源的资源总量和构成、建设小康社会对能源的需求以及当前我国的能源利用效率水平都决定了我国必须要大力推进经济增长方式的转型。当前，节约一次能源，减少有害废气排放，降低地球温室效应是各级政府和各类企业十分关注和高度重视的问题。而提高火电机组的蒸汽参数， 从而提高其热效率并减少废气排放是实现节能减排的有效途径之一，因此超临界、超超临界发电技术正在我国不断发展。而华能玉环电厂正是超超临界这一发电技术在我国的首个应用。 
2 工程概况 
华能玉环电厂是国家“863”计划引进超超临界发电技术、逐步实现国产化的依托工程。电厂规划建设4×1000MW超超临界机组。锅炉设备由哈尔滨锅炉厂有限责任公司采用三菱重工业株式会社（Mitsuibishi Heavy Industries Co. Ltd）技术，所制造的锅炉是超超临界变压运行直流锅炉，采用П型布置、单炉膛、改进型低NOX PM主燃烧器和MACT型低NOx分级送风燃烧系统、反向双切园燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热、调温方式除煤/水比外，还采用烟气分配挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。汽轮机由上海汽轮机有限公司采用德国西门子技术生产的单轴、四缸四排汽、中间再热凝汽式汽轮机组，额定功率1000MW 。发电机由上海汽轮发电机有限公司采用德国西门子技术生产的水氢氢冷却汽轮发电机组。辅机国内招标采购，机组控制系统采用上海西屋公司制造的Ovation控制系统，其中汽轮机控制DEH系统采用西门子公司的T3000控制系统。 
该工程由华能国际电力股份有限公司建设，华东电力设计院设计，上海电力工程监理咨询有限公司负责工程安装与调试监理，河南立新电力建设监理有限公司负责土建监理，浙江省第二建设有限责任公司承担主体工程主厂房的土建施工，浙江省火电公司负责#1、#3机组和BOP部分的安装及GIS部分的调试，天津电建公司负责#2、#4机组的安装和BOP部分的土建。 
浙江省电力试验研究院和杭州意能电力技术有限公司负责#1和#3机组、全厂公用和机组公用系统的调试工作。 
3 项目的立题背景 
自世界上第一台超超临界机组1957年在美国philo电厂投运以来，超超临界发电技术的发展已有50年历史，期间超超临界参数经历了高—低—高的演变过程，在超超临界技术发展初期，蒸汽参数取得比较高，超过了当时材料技术发展水平，使机组的可靠性、可用率都比较低，后来热力参数一度被降低到超临界水平。20世纪90年代以来，由于节能和环保的需要，超超临界机组又进入了新一轮的发展时期。目前世界上超超临界发电技术以美国、俄罗斯、日本、欧洲为主要代表，主蒸汽压力约为25~31MPa，主蒸汽温度为566~611℃，热效率在42﹪~47﹪。我国从华能石洞口第二电厂的600MW超临界机组开始引进超临界发电技术，目前有引进20台，国产2台，其中最大单机容量900MW，最长运行时间10余年。而超超临界发电技术在我国，则是以863课题“超超临界燃煤发电技术”之华能玉环电厂的建设作为标志。华能玉环电厂#1机组的启动调试则是华能玉环电厂建设的关键阶段。 
＃1机组调试面临的关键问题主要来自以下三个方面。 
1）该工程广泛采用新技术、新工艺、新材料、先进设备知识的消化吸收。华能玉环电厂工程是国家“863”计划引进超超临界发电技术、逐步实现国产化的依托工程。有国内电力行业最大的海水淡化系统；1000MW锅炉、汽轮发电机在国内外是第一次配合；汽轮机DEH控制系统由上汽厂牵头，德国西门子和南京西门子公司联合第一次设计使用；旁路控制和等离子点火技术应用、辅机逻辑控制和机组协调控制系统设计和软件组态等，对1000MW机组来说，都是第一次。再加上调试单位介入较晚，没有参与前期工作，因此必须花大精力对这些技术进行消化吸收。 
2）国内首台超超临界1000MW机组调试，无经验可参考借鉴，难度大。由于是全国第一台超超临界机组，大量应用了新技术、新工艺、先进的设备，启动调试面临全新的工作，调试对象以及调试过程遇到的问题都将是全新的，难以预测预控。从我们前期收集资料和技术准备，以及我们以往的调试经验来看，锅炉清洗和冲管方式，机组启动和运行中参数的匹配、燃烧调整试验、锅炉汽温控制、锅炉运行干湿态转换、电气进相试验、机组RB试验、机组甩负荷试验等是关键。 
3）工程建设进度紧，留给调试的时间短，不可能在调试期间就某个专题进行长时间试验论证，对关键项目必须事先研究确定方案。华能玉环电厂#1机组是业主要争创国内首台投运的1000MW超超临界机组。由于一系列原因，#1机组的土建、安装进度、以及外部电送入计划（包括临时电）和#1机组试运计划有较大的差距，时间相当紧张。特别是锅炉需点火清洗，冲管需投制粉、输煤、灰渣等系统，使得锅炉和汽机的安装、外围的土建机务安装、电缆敷设、热控调试矛盾更加突出，分部试运期间交叉作业增多。如何确保安全、准点地完成锅炉清洗、冲管等里程碑目标是一个十分严峻的任务。 
针对上述三方面的问题，调试单位成立课题组，立项研究机组整套启动调试措施以及分专业开展关键技术的研究。以确保主设备和系统的功能满足设计要求，机组可靠运行，安全和经济指标创优，按规范要求的调试项目和试验工作全部完成。 
4 #1机组启动调试项目中的关键技术研究 
在#1机组各个专业调试技术方面开展的关键技术研究和创新如下。 
1）大型双膜法海水淡化工程调试 
国内首个日产淡水35000m3的大型双膜法海水淡化工程，包含六列超滤系统和反渗透系统，系统中进口设备的比例占90％以上。在调试过程中所涉及的过程控制和参数控制在国内均属首次，系统的单体试运和全面调试都是在摸索中进行的。加上外方在设备核心技术资料上进行了一定的保密工作，致使调试工作存在相当大的难度。为此，成立了专业技术难题攻关小组进行了专项攻关。目前，系统运行正常，产水量和品质完全满足发电机组需水要求。 
调试和项目研究过程中，主要研究的内容如下。 
反渗透保安过滤器问题研究 
保安过滤器滤芯在运行一段时间后有一个失效过程，失效后滤芯需更换才能重新投运系统，由于该滤芯都是进口设备材料，所以在此问题上所耗经费不少，并且威胁后续反渗透系统的运行安全，频繁更换也引起制水量的下降，设备启停频繁。所以这不仅是一个经济性问题，更是一个安全生产的问题。为此，课题组研究了保安过滤器滤芯污堵的物质成分和消除措施。 
针对物质的成分分析，课题组以取样的滤芯为材质在试验室进行了静态化学清洗试验和动态模拟化学清洗试验。采用了以HCl、柠檬酸、EDTA等化学试剂为主要酸洗配方，对保安过滤起滤芯进行了不同配方下的化学清洗试验，试验结果显示清洗效果较为理想。 
从扫描电镜图片以及试验差压等现象看，滤芯的恢复率在90％以上。这一方面延长了滤芯的寿命，另一方面使得后续反渗透的运行安全得到保证。 
对预处理、超滤系统运行参数修正 
玉环海水淡化工程包括大型海水净化的预处理系统，为使后续处理压力减少，在调试试验研究中项目组对海水净化系统进行了加氯试验，考察了次氯酸钠浓度和余氯的关系；对海水淡化系统中的细菌微生物分布做了普查试验，调整了反渗透预处理系统加药，提出分析结论。 
反渗透系统安全经济优化 
海水淡化反渗透系统安全经济主要体现在日常运行维护上，阻垢剂适当选型和加入是实现高效、稳定、安全运行的关键。为此，调试项目组成立专门的科研小组对反渗透专用阻垢剂选型、剂量测算进行了详细深入的研究。 
采用目前行业内的多种针对阻垢剂评价的静态法和动态方法，提出了最适用于本厂水质的阻垢剂加入方案并实施。 
2）超超临界机组RB试验与优化研究 
对RB控制策略和逻辑进行优化，首次在超超临界1000MW机组成功的实现了RB功能设计,试验正确动作,并且在生产阶段的几次RB动作100%保证了机组的平稳过渡，大大提高了机组的可靠性,为电厂带来了巨大的经济效益。 
a) 给水延迟煤量变化的可控环节，正常调节和RB工况分离，RB工况中给水泵RB和别的RB工况分离，这样有利于在试验中调整参数，达到最优品质。 
b) 修改了RB复位条件，原来逻辑是煤量指令到位RB自动复位，改为，负荷和汽压基本稳定或人工复位。 
c) 增加了RB过程中主汽压力设定值惯性时间环节和正常调节的惯性时间分离，这样有利于保证主汽温度和过热度之间的平衡调整。 
RB试验分为以下内容，均获成功。 
燃料RUNBACK试验过程及优化 
送风机RUNBACK试验及优化 
引风机RUNBACK试验及优化 
给水泵RUNBACK试验及优化 
3）三菱超超临界锅炉和西门子汽机协调配合 
超超临界机组锅炉蒸发区容积小，蓄热利用能力差，汽水热力学特性决定蓄热系数随汽压变化的非线性严重，影响机组负荷响应速率；三输入三输出的协调系统对象结构对变负荷过程中的热量平衡与负荷调节的抗扰动能力提出了更高的要求；通过对玉环电厂超超临界机组协调控制策略的分析与应用完善，提出增加燃料超前指令初始变化梯度，分别调度煤、水超前指令时序与幅值，增加过热度给水超弛调节回路等改进措施，改善过程协调性与容错性，收到了满意的效果。 
在超超临界机组控制策略完善方面，采取了多种措施。 
针对超临界、超超临界机组蓄热系数的变化特性，采用较显著的变参数控制，在高负荷段相对加强燃料与给水的前馈超前指令强度。 
针对直流机组整体蓄热能力较汽包炉偏小的特点，减小汽机前馈指令变化速率，增加燃料与给水前馈超前指令的初始变化梯度，即变负荷初期幅值增大，汽压响应后幅值减小。 
在共同接收的锅炉主控指令后将燃料指令与给水指令的超前前馈回路分开设置，分别整定，根据实际分离器出口温度响应情况，通过时序与幅值的合理分配，使整个动态过程保持热量平衡。现场整定表明，燃料初始超前量要强许多，而给水超前量与其保持一定相位差，且变化较为平缓。 
减小汽机主控负荷调节分量的偏差死区，提早参与负荷调节；合理设置汽机主控负荷调节分量的配比系数，少量牺牲汽压控制的精度；滑压变负荷初期，使汽压设定值反向变化，利用汽机的正向调节尽可能多地利用锅炉蓄热。 
焓控制器采用变比例调节，偏差较小时采用缓变的纯积分控制，随着焓值偏离的加大，逐渐增强调节器的比例作用。 
提高燃料超前指令上升延速率，使蓄热损失及时补充；适当增加锅炉主控的负荷偏差调节分量，使稳态工况下煤水指令参与消除负荷扰动能力加强。 
修正过热度设定值曲线，平滑拐点；增加给水超弛调节器回路，取过热度设定值加安全余量作为超弛调节器的调节定值，取实际过热度为被调量，调节器参数为强积分配置，下限设置为零，正常工况保持零输出，同时设置安全上限。 
4）首次在国内1000MW超超临界锅炉上采用了稳压冲管和汽动泵供水技术 
华能玉环电厂＃1机组为大容量、高参数机组，直流锅炉，蓄热能力较差，厚壁部件较多，压力、温度骤变对设备寿命影响较大，且启动循环泵一般也要求炉水压力不能过快变化。从机组的安全性考虑同时结合＃1机组安装进度状况和调试计划要求，在组织专家对冲管方案进行充分讨论和论证的基础上，采用稳压冲管。同时，优化给水泵供水方案，提前做好汽动泵及其分系统调试工作。冲管期间投用两台制粉系统和汽动泵，节省了大量的燃油和电量，从而取得很大的经济效益。通过＃1机组冲管的实践，积累了丰富的1000MW等级超超临界锅炉稳压吹管的经验。总共只用6天时间完成机组冲管。 
稳压冲管和汽动泵供水的优点是：冲管时参数变化小，操作稳定，避免流量骤然增加对系统产生较大的冲击，冲管时受热面不会产生较大的温差，对临冲阀的开关时间没有要求。此外。可以将整套启动前需做的工作，提前到冲管前完成。冲管参数与标准定义完全一致，可确切实时考察冲管是否满足要求。 
5）甩负荷试验 
认真分析控制系统和热力系统的关联问题。试验时，高、低压旁路处于自动方式，高旁采取压力控制方式。50%甩负荷试验和100%甩负荷试验结果表明，#1机组汽轮机甩负荷后，汽轮机动态超调量分别为2.8%和6.06%，均符合相关规定的要求；试验过程中汽轮机振动、轴承温度、轴向位移等参数无异常变化；锅炉安全门没有动作，没有发生MFT；甩负荷后，调节系统稳定，并能有效地控制机组空负荷运行。 
国产第一台1000MW机组甩50%和100%负荷试验一次成功。并在试验中发现控制系统等方面存在的不足之处，提出相应的解决方法，为今后的同类型控制系统的同类机组提供指导。 
6） 超超临界锅炉水煤比控制研究 
超超临界机组直流锅炉调节的关键是保证合适的水煤比，控制汽水分离器出口过热度。过热度的控制对锅炉安全稳定运行至关重要。提出了机组如何利用水煤比控制过热度、水煤比的控制策略，对调试过程中遇到的相关问题采取措施正确处理。直流炉汽温对象迟延大，扰动克服能力差，在直流锅炉的控制中采用水煤比控制、焓值控制、过热器喷水及给水流量微量修正等调节手段来满足中间点温度过热度控制的需要。在实际应用中可以采用一种或者组合的方式来实现过热度控制。 
经过调试过程中对WFR（水煤比）控制策略的修改、控制参数的调整，无论是机组稳定运行或机组负荷升降过程中，过热度都控制在设定范围。在机组减负荷过程中，当过热度降低，WFR立即加煤；过热度增大，WFR立即减煤。负荷指令从950-750MW，期间压力动态偏差最大为0.39Mpa，功率动态偏差最大为14MW，对应的过热度设定值应当是30-26℃，在此过程中过热度最低为24℃，最高为31.4℃，始终控制在可调范围。在机组升负荷过程中，当过热度降低，WFR立即加煤；过热度增大，WFR立即减煤。负荷指令从650-800MW，期间压力动态偏差最大为0.3Mpa，功率动态偏差最大为6MW，对应的过热度设定值应当是22-30℃，在此过程中过热度最低为20.5℃，最高35℃，始终控制在可调范围。 
7）超超临界机组运行模式优化研究 
直流锅炉按照蒸汽流量是否大于锅炉最小给水流量分为两种工况，一种是干态，另一种是湿态。根据干态、湿态、风、水、燃料等是否投入自动来划分，机组运行模式分为8种，即手动湿态（BHWET）、手动干态（BHDRY）、锅炉输入湿态（BIWET）、锅炉输入干态（BIDRY）、锅炉跟随湿态（BFWET）、锅炉跟随干态（BFDRY）、协调湿态（CCSWET）、协调干态（CCSDRY）。 
调试过程中对运行模式进行了分析，提出了合适的最优启方式路径,对各种模式的切换条件及跟踪进行了优化。 
8）测量信号假冗余造成MFT原因分析与改进 
在机组启动调试过程中共发生两次MFT，重要参数测量变送器配置的“假冗余”是两次MFT事件的共性的主要原因，三取二逻辑的设计与变送器的配置数量均因取样点未按规范设计配置或连接而降级为单点测量信号或二选一信号，对机组的保护可靠性造成的重要影响。通过分析原因，提出改进措施从而提高了机组运行的可靠性。 
9）锅炉启动初期左右侧汽温偏差调整试验 
机组空负荷运行阶段的燃烧工况调整是汽温控制的有效手段，在#1机组空负荷试运过程中出现了左右侧过热汽温与再热汽温偏差较大的现象，由于这个阶段只有制粉系统A在运行，而制粉系统的燃烧器摆角在等离子改造时已经锁死，无法采用摆动，同时在这个阶段不允许投运过热器及再热器减温水，所以只能从配风方面考虑调整手段，试验人员对AA风进行了调节，发现其对主、再热汽温影响较大，经过调整后已基本消除左右侧过热、再热汽温偏差，为今后机组运行积累经验。10）锅炉受热面管壁温度超温控制研究 
超超临界燃煤机组由于蒸汽参数高，受材料技术限制容易发生受热面超温，而长期超温将导致受热面管子内壁氧化皮形成和脱落，从而影响工质热交换或使管子通流面积减小甚至堵塞从而引起炉管失效。对在不同负荷段的不同位置的超温现象，研究制定出了一系列切实可行的预防受热面超温的有效控制措施并取得了显著的成果。 
在预防1000MW负荷工况下过热器管壁温度超温的措施如下： 
a、制粉系统方式采用ABCDE五台磨运行； 
b、严格控制二级过热器出口汽温不超过505℃； 
c、通过设定偏置降低过热度； 
d、调整制粉系统煤量分配，使炉膛火焰中心尽量下移； 
e、适当降低氧量偏置。 
在预防500～700MW负荷工况下水冷壁管壁温度超温的措施如下： 
a、制粉系统方式尽量使用上层磨组的运行方式，如采用BCDEF、BCDE或ABCDE运行； 
b、适当降低过热度偏置。 
11）锅炉干湿态转换过程中水冷壁管超温处理 
锅炉由湿态转干态运行过程中容易产生水冷壁管壁温度超限，#1锅炉试运时发现后墙＃53、前墙#242/＃458/＃464等多处水冷壁管有超温现象。经调整和数据判断，认为是流量分配不均引起，决定在停炉期间，取消后墙＃53、前墙#242/＃458/＃464管子的节流孔圈，均采用直管代替。经处理后机组由湿态转干态运行过程中未再发生超温现象。 
12）锅炉不投油助燃启动 
为了节能降耗，机组整套启动调试期间就尝试不投油助燃，直接采用等离子点火装置点火投运制粉系统A，同时机组在不投油助燃的工况下直接用A磨作为点火源启动制粉系统B，就地观测燃烧器出口煤粉着火稳定，锅炉燃烧良好，运行结果表明，＃1锅炉完全适应直接采用等离子点火装置投粉启动的运行方式（不投油助燃）。采用不投油助燃方式启动机组，节约了大量的燃油，取得了良好的经济效益，同时在启动初期可以同步投运电除尘系统，减少了对环境的污染。 
13）汽轮机启动过程中的温度制约与实践 
#1汽轮机系上海汽轮机厂和德国西门公司联合设计制造，其设计的快速启动方式受到温度准则和温度限制的制约，特殊情况下前者的快速性与后者的不易实现之间存在着矛盾。温度准则和温度限制不易满足的原因很多，其中主蒸汽温度对此影响最大。启动初期主蒸汽温度控制困难，汽温波动直接影响到主汽门与调节汽门的内外壁温差，经常造成主汽门和调节汽门的温度裕量不满足要求而使启动受阻，不能发挥快速启动的作用。超临界直流炉的运行特点与高负荷时汽轮机跳闸后因电泵出口压力较低而被迫降低主蒸汽压力所带来的主蒸汽温度的下降是该类型机组在极热态启动时较难克服的障碍。为此，通过分析每个准则的实际意义和偏差要求，在机组整套启动过程中，提前加强运行参数调整，使汽温保持匀速缓慢的变化，缩短启动时间。 
14）超超临界百万机组锅炉酸洗 
根据以往对600MW及以下机组锅炉酸洗的经验，我们对#1锅炉采用EDTA清洗方案进行优化。锅炉化学清洗采用EDTA铵盐，清洗液加热采用锅炉点火方式进行。清洗步骤中的碱洗由常规磷酸盐清洗改为弱碱性A5除油，EDTA钠盐改为氨盐，增加了其他辅助回路的清洗，循环动力采用炉水循环泵和清洗泵并泵运行方式，扩大了清洗范围。清洗结果经测定金属腐蚀指示片平均腐蚀速率为0.2224g/m2·h；腐蚀总量1.1121g/m2， 远小于[DL/T794-2001]《火力发电厂锅炉化学清洗导则》的标准的要求。炉本体系统酸洗后，从水冷壁的监视管及后墙水冷壁割管检查金属内表面已清洗干净除垢率大于95%无点蚀、无二次锈、无过洗及镀铜现象并形成了均匀、完整、致密钝化膜。 
15）国内首台百万同步发电机的深度进相试验 
为了确保在机组安全运行的前提下尽量提高机组的进相深度，试验前采用系统精确计算。试验时用电厂另外两台发电机在厂用电电压合格范围内增发无功，再用系统通过调整附近发电厂和变电站的运行方式使母线电压达到520.6kV。在有功500MW、1000MW时，此条件下进相深度分别为211Mvar、110Mvar，与理论计算值相符且试验安全顺利完成。 
通过试验前系统计算确定进相工况和本厂无功无法调节时用系统资源调节的方法，尽量地发掘机组进相深度，为新建大机组主变阻抗电压相对增大后确定发电机进相深度做了示范性的工作。 
16）国内首台超超临界百万发电机组的主变局放试验 
现场进行局部放电试验过去是采用250Hz电动发电机组作为试验电源的方法，变压器的容性无功容量较大，为此所需的电源容量也比较大，为了克服这一困难，取而代之采用了变频电源的方法，将试验频率降至150Hz左右，这样既降低了变压器的容性无功容量，又增加了补偿电抗器的感性无功容量，这样有效的减小了试验电源的容量，试验效果比较理想。 
5 ＃1机组调试结果 
5.1 调试完成进度 
2006年3月15日完成DCS受电； 
2006年4月1日完成厂用受电； 
2006年6月12日开始主厂房内第一个分系统项目（闭式水系统）的调试； 
2006年7月23日完成500kV GIS受电； 
2006年8月23日完成锅炉EDTA清洗 
2006年9月18日完成冲管 
2006年10月5日锅炉点火进入整套启动调试阶段； 
2006年10月13日首次并网成功； 
2006年11月18日机组首次带满负荷运行； 
2006年11月28日完成168满负荷试运行同时机组动态移交生产，为全国首台投入商业运行的1000MW机组。 
5.2 调试质量评价 
#1机组启动调试实绩见下表： 

移交生产日期 2006年11月28日 
首次点火冲转－168小时结束 50天 
首次点火冲管－168小时结束 77天 
168小时试运 平均负荷 989.3MW
平均负荷率 98.93%
连续带满负荷 
运行时间 97小时 
带满负荷时汽机振动值 编号 12345678
轴振值（μm） 45.629.225.713.543.734.646.147.0
瓦振值（mm/s） 0.91.51.91.51.01.82.10.7
0.81.41.91.41.21.92.10.8
168小时自开始至168小时结束启动次数 1次 

在调试阶段，完成所有调试项目、达标试验和涉网功能试验。 
在168小时满负荷试运行期间、半年试生产期和商业运行过程中，机组各项指标优良，没有发生因调试遗留问题引起的机组跳闸事故和减负荷情况。 
在2007年9月22日中国华能国际电力股份有限公司组织的#1机组达标投产复检会上，对调试工作的评价是： 
“在调试方面的突出成绩是实现了＃1机组实现了厂用电受电、锅炉水压、汽机扣盖、锅炉点火、汽机冲转和并网发电五个一次成功。 
在整个调试工作过程中领导重视、措施得力、程序规范、效果良好，保障了机组顺利投产，各项技术、经济指标基本达到了相关规范要求。机组投产后即形成了比较稳定的商业运行能力。” 
玉环电厂#1机组投产至今，运行稳定，经济高效，为浙江电网的安全、经济、稳定发电和为浙江省完成节能减排任务作出重大贡献。 
6 本课题的自我评价和推广意义 
对启动调试关键点进行研究并在国内实现首台1000MW超超临界机组启动调试投产，在国内属首次。 
在整套启动、168小时满负荷试运行和投产后一年来的正常运行期间，主要安全指标和经济指标均达到或超过设计要求。 
玉环电厂#1机组调试中，先进技术的采用和调试经验的取得，对玉环电厂其他机组的调试具有明显的指导作用。在#3机组调试过程中，我们对#1机组调试技术措施进行总结并加以完善，取得更加优秀的成果。从调试业绩和运行结果看，主要提升的指标有： 
采用和完善等离子点火技术，使#3机组的总用油量仅为496吨； 
锅炉冲管用油、用煤量和冲管天数进一步减少； 
首次点火冲转到完成168小时满负荷试运 #1机组50天（#3机组35天）； 
168小时试运期间平均负荷率99.68%，连续带满负荷运行时间142小时（#1机组98.93%、97小时）； 
所有的调试项目、达标试验和涉网试验都在168小时满负荷试运行前完成。 
今后几年浙江省内乃至全国将有大量的超超临界660MW~1000MW燃煤机组要相继投产。本成果将对后续这些机组的调试产生指导和借鉴作用。 
对#1机组调试中发现和解决的问题将会促使设计单位、安装单位、建设单位和运行单位在其它同类型的工程初设、设备选型、逻辑设计、参数选择等方面认真考虑，举一反三，在工程的初设阶段和安装阶段就加以完善，进一步优化和提升国内百万超超临界机组的技术水平。同时，本项目的成功实施也将对今后超超临界燃煤机组的调试工作产生积极的影响，提升工程质量、安全和进度控制新的高度。 
根据浙江科技信息中心提供的科技查新报告，课题的研究成果在许多方面处于国内领先水平。 
该项目获中国电力建设科技成果一等奖。