1、超臨界、超超臨界機組發展現狀、趨勢和存在問題的分析研究分析報告上海電力學院2009 年 3 月超臨界、超超臨界機組發展現狀、趨勢和存在問題的分析研究1引言按照國家制訂的 2020 年電力發展規劃，我國發電裝機容量將從目前的約 8 億千瓦增加到 2020年 9億千瓦，其中燃煤機組比例約占總容量 75%左右。由于 電力是最大的煤炭用戶， 要提高煤炭的利用效率， 提高燃煤電廠的效率是一個主 要途徑。分析國際上燃煤發電技術的發展趨勢， 將采用兩種技術路線來提高效率和降 低排放。其一是利用煤化工中已經成熟的煤氣化技術， 采用整體煤氣化蒸汽燃氣 聯合循環技術（IGCC）實現高效清潔發電，其代表技術為IGC

2、C。此技術提高能 效的前景很好， 但因系統相對復雜而造成投資偏高的問題需要解決。 目前正在煙 臺電廠建設一臺300或400MW等級的IGCC示范機組，為今后的發展作好技術 儲備。另一個發展方向是通過提高常規發電機組的蒸汽參數來提高效率， 即超臨 界機組和超超臨界機組。 超超臨界機組在發達國家已經實現了大容量、 大批量生 產。通過努力我國可以較快實現國產化能力，降低設備成本。超超臨界機組蒸汽參數愈高， 熱效率也隨之提高。 熱力循環分析表明， 在超 超臨界機組參數范圍的條件下，主蒸汽壓力提高1MPa，機組的熱耗率就可下降0.13%0.15%;主蒸汽溫度每提高10C，機組的熱耗率就可下降 0.250

3、.30%; 再熱蒸汽溫度每提高10C，機組的熱耗率就可下降0.15%0.20%。在一定的范 圍內，如果采用二次再熱，則其熱耗率可較采用一次再熱的機組下降1.4%1.6%。亞臨界機組的典型參數為16.7MPa/538C /538C，其發電效率約為38%。超 臨界機組的主蒸汽壓力通常為 24MPa 左右，主蒸汽和再熱蒸汽溫度為538560r ;超臨界機組的典型參數為24.1MPa/538C /538C，對應的發電效率約為41%。超超臨界機組的主蒸汽壓力為2531MPa，主蒸汽和再熱蒸汽溫度為580610C。超臨界機組的熱效率比亞臨界機組的高 2%3%左右，而超超臨界 機組的熱效率比超臨界機組的高

4、4%左右。并且超超臨界機組技術具有繼承性好， 容易實現大型化的特點，在機組的可靠性、可用率、熱機動性、機組壽命等方面 已經可以和亞臨界機組媲美，已經有了較多的商業運行經驗。從環保措施看， 國外的超超臨界機組都加裝了鍋爐尾部煙氣脫硫、 脫硝和高 效除塵裝置， 可以實現較低的排放， 滿足嚴格的排放標準。 例如日本的超超臨界 機組的排放指標可以達到 S02為70 mg/Nm3; NOx為30 mg/Nm3;粉塵為5 mg/Nm3。可見，超超臨界燃煤機組甚至可以與燃用天然氣、石油等機組一樣實 現清潔的發電。2國外超臨界及超超臨界機組的發展狀況國外超臨界機組技術的發展過程大致可以分為 3個階段。第1階段

5、: 20世紀50-70年代，主要以美國、德國和前蘇聯為技術代表。超臨界技 術初期起步時就采用了超超臨界參數。 例如， 1957年投運的世界上最早超超臨界 機組之一一美國Philo電廠6#機組，容量為125 MW,蒸汽壓力為31 MPa,蒸汽溫度 為621°C /500°C /560°C,二次中間再熱；1956年，參數為29.3 MPa,60C°C （無中間 再熱）的117MW超超臨界機組在德國投運。然而，由于所采用的過高的蒸汽參數超越了當時材料技術的實際發展水平， 導致了諸如機組運行可靠性和運行靈活性較差等問題的發生。 在經歷了初期過高 的超臨界參數后，

6、 從20世紀60年代后期開始美國超臨界機組大規模發展時期所采 用的參數，均降低到常規超臨界參數：壓力24.2 MPa,溫度538°C /5660C，直到80 年代，美國超臨界機組的參數基本穩定在這個水平。第2階段： 從20世紀80年代起的超臨界機組優化及新技術發展階段從20世紀70年代開始，美國的一些公司如GE及西屋公司分別將超臨界技術 轉讓給日本和歐洲，超臨界機組的市場從 80年代起也逐步轉移到了日本及歐洲， 同時，由于材料技術的進步和發展、 滑壓運行方式和計算機控制技術的采用， 以 及對電廠水化學方面認識的深人， 美國早期超臨界機組發生的可靠性問題得到了 徹底解決。 到1985年

7、，美國超臨界機組的運行可靠性和可用率指標已經達到甚至 超過了相應的亞臨界機組水平。從50年代開始，GE和西屋公司對已投運的170余 臺超臨界機組進行了大規模的優化及改造。 通過改造實踐， 形成了一批經過驗證 的新設計、新結構，大大提高了機組的經濟性、可靠性、運行靈活性。第3階段： 20世紀90年代新一輪超超臨界參數的發展階段隨著常規超臨界機組技術的成熟及新型馬氏體、奧氏體合金鋼的開發，在 環保及提高經濟性目標的驅動下， 從90年代開始， 世界又進入了以日本和歐洲為 中心的新一輪超超臨界機組的發展階段。 在保證機組高可靠性、 高可用率條件下， 采用更高蒸汽壓力和溫度、更大機組容量是該發展階段的主

8、要特點。例如:日本的超超臨界機組容量大都在 7001000 MW ，歐洲近年來的機組容量也大都在 900MW以上。目前，美國投運的超臨界機組大約為 170 臺，其中燃煤機組占 70%以上。前 蘇聯 300MW 及以上容量機組全部采用超臨界參數。至 1988年已有近 200臺超 臨界機組投入運行，全國 35%電力由超臨界機組供給。日本的超臨界機組共有 100多臺，總容量為超過 5760萬千瓦，占火電機組 容量的 61%，45 萬千瓦及以上的機組全部采用超臨界參數，而且在提高參數方 面做了很多工作，最高壓力為 31MPa，最高溫度已達到600/600°。丹麥史密斯公司研究開發的前2臺超超

9、臨界機組，容量為400MW，過熱蒸 汽出口壓力為29MPa，二次中間再熱、過熱蒸汽和再熱汽溫為 582/580/580C, 機組效率為 47%，機組凈效率達 45%（采用海水冷卻，汽輪機的背壓為 26kPa）； 后開發了參數為30.5MPa, 582/600C、容量為400MW的超超臨界機組，該機組 采用一次中間再熱，機組設計效率為 49%。德國西門子公司20世紀末設計的超超臨界機組，容量在 4001000MW范 圍內，蒸汽參數為27.5MPa, 589/600C，機組凈效率在45%以上。歐洲正在執行“先進煤粉電廠（700C）”的計劃，即在未來的15年內開發 出蒸汽溫度高達700C的超超臨界機

10、組，主要目標有兩個：使煤粉電廠凈效率由 47%提高到 55%（采用低溫海水冷卻）或 52%（對內陸地區和冷卻塔） ；降低 燃煤電廠的投資價格。美國和日本也將蒸汽溫度為700C的超超臨界機組作為進 一步的發展目標。3我國發展超臨界機組的必要性據有關資料，我國已探明的煤炭儲量約為1000 Gt,人均擁有煤儲量在世界上 屬中等水平。 但可采量及開采能力受一定條件的限制， 我國的煤炭供需矛盾仍很 突出，并將隨火電的發展而進一步擴大。 此外，煤炭產地與高用電負荷地區相分 隔，導致煤炭的運輸一直是制約電力工業發展的重要因素。采用先進的超臨界火電技術對我國現有的火電結構進行改造， 勢在必行。 我 國電力工業

11、總體水平與國外先進水平相比有較大差距， 能耗高和環境污染嚴重是 目前我國火電中存在的兩大突出問題， 并成為制約我國電力工業乃至整個國民經 濟發展的重要因素。 因此，在增產煤炭的同時， 必須更加重視節約發電用煤工作， 提高機組的熱效率以實現節能降耗及降低污染排放， 這已成為我國電力工業發展 中的一項緊迫任務。 為迅速扭轉我國火電機組煤耗長期居高不下的局面， 縮小我 國火電技術與國外先進水平的差距， 發展國產大容量的超臨界火電機組是十分必 要的。超超臨界發電技術是我國電力工業升級換代、 縮小與發達國家技術與裝備差 距的新一代技術，超超臨界發電機組將是未來二三十年我國電力工業生產的主要 機組形式。發

12、展超超臨界發電技術是目前在較短時間內形成我國電力工業提供新 一代主體裝備的能力、 規范化地實現潔凈煤發電的最現實最快捷的途徑。 隨著我 國國民經濟的不斷迅速發展， 對電力市場的需求愈來愈大， 同時對環保和控制污 染排放的要求也愈來愈高，因此，積極發展高效、節能、環保的超超臨界火力發 電機組勢在必行。如果我國 600MW 和 1000MW 等級的燃煤機組采用超超臨界參數，將蒸汽 壓力提高到30 MPa,蒸汽溫度提高到 593C，供電標煤耗可降低至 275 g/（kWh）,發電凈效率約可達43.5%。比同容量亞臨界機組的煤耗減少 30克/kWh 左右，按年運行 5500 小時計算，一臺 600MW

13、 超超臨界機組可比同容量亞臨界 機組節約標煤 6 萬噸/年。同時超臨界發電技術可以采用先進的排放物控制技術， 以盡量降低有害排放物的水平。這些技術包括煙氣脫硫技術（FGD）、低NO.燃燒技術、選擇性催化還原技術（SCR）、選擇性非催化還原技術（SNCR）、空氣分段輸 送和再燃技術。這樣可使SO2、氮氧化物、粉塵等污染物以及CO2排放將大大減 少。采用超超臨界燃煤發電技術對于節約資源消耗、 保護環境、 實現可持續發展 具有重要意義。3我國超臨界機組的發展現狀我國自 20世紀80年代開始引進和發展超臨界機組。我國發展超臨界火電機 組的起步容量定為600MW。從技術性、經濟性以及機組配用材料方面考慮

14、，參 數初步定為壓力2426MPa、溫度538566 °C、一次中間再熱。隨著超臨界火電機組的成功運行， 取得了一些重要的調試和運行經驗。 近幾年來國內三大動力集團在電站設備設計和制造方面的技術、經驗、能力和技術裝備水平等都有了很大的進步和發展。所有這些，都為加速我國大型超臨界火電機 組的研制步伐和實現批量生產，提供了必要的條件和基礎。上海石洞口電廠引進的2臺600MW(24.2MPa ,538°C/566 °C)超臨界機組于 1991年和1992年投入運行。營口電廠2XB00MW、天津盤山電廠2W00MW、內 蒙伊敏電廠2X500MW、遼寧綏中電廠2X800MW

15、超臨界機組已陸續投入運行。 其參數均為22.5MPa, 540 °C/540 °C，均從俄羅斯引進。福建漳州后石電廠由 日本三菱公司和美國燃燒工程公司引進的 6W00MW(24.2MPa, 538 °C/566 °C) 超臨界機組從1999年底起陸續投運。上海外高橋電廠從阿爾斯通公司引進的 2>900MW (24.9MPa, 538 °C/566 °C)超臨界機組于2004年投入運行。河南沁北 電廠采用日本日立公司技術生產的 2W00MW (25.5MPa , 571 °C/569 °C)超臨界 機組于200

16、4年月11月和12月分別投運。江蘇常熟電廠 2W00MW(25.4MPa, 538 °C/566 °C)超臨界機組已于2005年3月和6月分別投入運行。現在國內三大動力集團又陸續引進國外先進超超臨界技術生產1000MW級機組，目前我國在建的超臨界以上機組已超過100臺(見表1)。超超臨界機組重點發展600MW和1000MW的機組。已建成的具有代表性的有浙江玉環電廠 4X1000MW機組、山東鄒縣2 X1000MW機組、山東萊洲2X1000MW機組、上海 外高橋2X1000MW機組、江蘇泰州2X1000MW機組等等。表1目前我國部分在建和正在規劃的100萬千瓦超超臨界燃煤機組

17、建設單位機組規模天津北疆發電廠4 X1000MW超超臨界燃煤發電機組華能廣東海門電廠規劃總裝機容量為6臺100萬千瓦超超臨界燃煤機組廣東平海電廠設計裝機容量10000MW , 一期工程為1臺1000MW超超臨界燃煤機組華潤電力浙江倉南電廠2 X1000MW超超臨界燃煤機組國華寧海電廠二期2 X1000MW超超臨界燃煤機組浙江北侖電廠2 X1000MW超超臨界燃煤機組國電博興電廠規劃容量為4X000MW超超臨界機組皖能馬鞍山發電廠2 X1000MW超超臨界機組安徽華電蕪湖電廠二期2 X1000MW超超臨界機組綏中發電廠二期2 X1000MW超超臨界機組福州長樂電廠一期工程2X1000MW超超臨界

18、機組安徽華電宿州電廠二期2 X1000MW超超臨界機組山東大唐東營電廠一期2 X1000MW超超臨界機組湖北漢川電廠2 X1000MW超超臨界機組珠海發電廠2 X1000MW超超臨界機組國電諫壁發電廠2 X1000MW超超臨界機組國電泰州發電有限公司4臺1000MW超超臨界機組廣東國華粵電臺山發電有限公司二期工程6臺1000MW超超臨界機組圖1是浙江玉環電廠4X1000MW機組鍋爐結構示意圖，鍋爐額定蒸發量為2950 t/h,額定蒸汽壓力為26.25 MPa，額定蒸汽溫度605C，由哈爾濱鍋爐廠引進日本三菱公司技術制造，型式為單爐膛n型布置、直流燃燒器雙切圓燃燒方式；H3匕Lrijnc二n阿p

19、avww* mi ainuwumaceCwwimelAA 尸圖1 浙江玉環電廠1000MW超臨界機組2950 t/h鍋爐結構示意圖圖2是華電鄒縣電廠1000MW機組鍋爐結構示意圖，鍋爐額定蒸發量為 3033 t/h，額定蒸汽壓力為26.25 MPa,額定蒸汽溫度605C,由東方鍋爐廠引進日本巴 布科克-日立公司技術制造，型式為單爐膛n型布置、旋流燃燒器對沖燃燒方式。MP瞬口NR3澈燒器脫硝裝富圖2 華電鄒縣電廠1000MW超臨界機組3033 t/h鍋爐結構示意圖圖3是上海外高橋電廠三期1000MW機組鍋爐結構示意圖，鍋爐額定蒸發量為2955 t/h,額定蒸汽壓力為29.7 MPa,額定蒸汽溫度

20、605E，由上海鍋爐廠引進 ALSTOM技術制造，型式為塔型布置，直流燃燒器切向燃燒方式。上述典型鍋爐的水冷壁型式除了玉環電廠采用外，鄒縣電廠和上海外高橋電廠三期均在爐膛中下部采用螺旋管圈， 并在高熱負荷區域采用內螺紋管，可以降低水冷壁安全運行所需的最低質量流速，從而可以避免鍋爐在亞臨界壓力運行下 的膜態沸騰，使得機組具有較好的調峰性能。玉環電廠采用垂直管屏內螺紋管水 冷壁，日本已經有采用這種技術的1000 MW超臨界鍋爐投入運行。垂直管屏的 優勢是結構簡單，易于制造和懸吊，安裝現場的焊接工作量小；運行中灰渣容易 脫落，積灰結渣減少；水冷壁吸熱變化時，管內流量變化較小；垂直管屏內螺紋 管水冷壁

21、技術可以降低質量流速，國內亞臨界鍋爐的運行證明這種水冷壁在質量 流速為1000 kg/（ms）時就足以避免在亞臨界壓力運行下的膜態沸騰。可見，垂 直管屏內螺紋管水冷壁也可推遲或避免超臨界壓力下類膜態沸騰發生的問題，從而使機組具有較好的調峰性能。目前內螺紋管的批量生產已經國產化， 完全有條 件實現這種變壓運行技術。niLATIr + 126.3 m圖3上海外高橋電廠三期1000MW超臨界機組2955 t/h鍋爐結構示意圖5 發展超超臨界機組需要解決的若干技術問題5.1超臨界機組用鋼材的國產化問題發展超超臨界機組在設計和制造中有許多關鍵技術問題有待解決，包括超 臨界汽輪機高溫材料和鍛件材料；超臨界

22、鍋爐過熱器、再熱器材料等等。其中開 發熱強度咼、抗咼溫煙氣氧化腐蝕和咼溫汽水介質腐蝕、可焊性和工藝性良好、 價格低廉的材料是關鍵問題之一。超臨界機組高壓蒸汽管道、過熱器、再熱器、水冷壁、聯箱等部件的工作條 件相對較為苛刻，對材料要求也比較嚴格，其常見的典型失效機制最主要表現為 蠕變：疲勞、腐蝕和磨損等。因此，機組用熱強鋼應滿足以下幾個基本方面的要 求:500600 C的工況下應具有足夠高的高溫蠕變強度、持久強度和熱疲勞強 度；具有良好的高溫組織穩定性；具有良好的高溫抗氧化性，耐腐蝕性； 具有良好的冷加工性能和焊接性能。鍋爐過熱器和再熱器工作時，面臨著高溫、高壓水蒸氣的氧化、高溫腐蝕和 煙氣中煤

23、粉顆粒的腐蝕、承受極高的壓力，是對材料要求最高的部件。當超超臨 界機組蒸汽溫度達到600r時，過熱器管壁金屬溫度將達到650C,鋼管內壁的蒸 汽氧化就會加重，氧化皮脫落的現象嚴重影響機組的可用率。以前，對亞（超） 臨界的過熱器和再熱器的高溫段，國外主要用常規的 18-8類Cr-Ni奧氏體不銹耐 熱鋼或含9-12Cr%的鐵素體耐熱鋼。隨著蒸汽參數進一步上升達到超超臨界參數 時，則需要高溫強度更高、耐腐蝕能力更強的奧氏體耐熱鋼甚至于耐熱合金。新材料的開發始終是超超臨界技術發展的關鍵。上世紀 50年代末，國外已 具備生產超超臨界機組的能力，但由于材料技術不成熟，影響了超超臨界機組的 可靠性，不得不降

24、低溫度參數。此后，發達國家加強超超臨界機組用材料的研究， 著重研究適用于600C650E蒸汽參數的9%12%Cr鋼和奧氏體不銹鋼，物理 性能和工藝性能都有很大改善。所以，上世紀90年代起國外又開始制造超超臨界 發電機組。國外在這方面開發的新材料分為鐵素體鋼、奧氏體鋼兩部分。這種新型耐熱鋼在合金化方面有以下特點:（1）利用多元復合強化的原理提高材料的持久強度、 蠕變強度和組織穩定性， 如W、Mo復合添加，形成固溶強化，以 W為主，因為W在固溶體中比Mo穩定； Nb、V（Ti）復合添加，形成彌散的碳化物析出強化。（2）添加（控制）N，形成復雜的Nb、V（ Ti）的CN化物，增加析出強化效 果。（3

25、）重視Cu對耐熱鋼的作用，添加Cu能改善高Cr鋼的韌性，富Cu相析出能 提高奧氏體鋼的蠕變強度。（4）降低C含量，改善材料的加工性能和焊接性能。同時，國外在制管加工工藝上選擇了增加鋼管抗腐蝕能力的辦法。通常采取的辦法有：用熱處理的辦法獲得細晶粒的 TP347HFG鋼管，不僅可以提高抗腐蝕 和抗氧化能力，而且可以提升材料的高溫持久強度，這是日本住友金屬的專利； 采用鋼管內部噴丸的工藝，提高奧氏體耐熱鋼管內壁抗蒸汽氧化的能力； 采用高 Cr合金，如住友金屬開發的 HR3C（ 25Cr 20Ni - Nb N）。此外，在材料研制開發過程中，國外對新鋼種的焊結和制造工藝性能都給予 充分重視。無論是在配

26、套的焊接材料及焊接規范上， 還是在對不同材料和厚度的 組合焊接上，都做了大量工作。目前，我國發電設備用耐熱鋼的研發能力和水平落后于發達國家。為不影響我國超超臨界機組的發展，我國應優先采用國外新材料開發的成果， 待條件成熟 之后逐步國產化，從而帶動國內材料技術的發展。國外的成功運行經驗為我國設 計制造超超臨界機組打下良好基礎， 但材料的若干技術問題還須進一步研究： 在 所選蒸汽參數下，鍋爐、汽輪機各部件所選用材料、壁厚、用材量、造價，運行 性能及技術經濟分析；還應驗證新材料的持久強度、蠕變強度、斷裂韌性、低周 疲勞特性、設計應用安全系數，熱應力壽命損耗特性、工藝性等新材料國產化問題的解決應該聯合

27、國內有關企業、科研院所、大專院校等 單位，對引進的新材料進行評定試驗，在使用中熟悉新材料的制造工藝和性能， 質量良好的材料可向國內冶金企業推薦， 使其逐步實現國產化。這樣可以促進和 保證我國超超臨界機組的發展，降低超超臨界機組的造價，在經濟性上具備競爭 力。5.2超臨界機組蒸汽參數和機組容量的選擇問題521機組蒸汽參數選擇問題機組的蒸汽參數是決定機組熱效率，提高熱經濟性的重要因素。提高蒸汽參 數（蒸汽的初始壓力和溫度）、采用再熱系統、增加再熱次數，都是提高機組效 率的有效方法。根據工程熱力學原理，工質參數提高必然使得機組的熱效率提高， 這主要是 改善熱力循環系統所致。從研究成果可知，主蒸汽溫度

28、每提高 10 °C，熱效率值 可提高約0.28%;再熱蒸汽溫度每提高10 C，熱效率可提高約0.18%。對于一次 中間再熱的超臨界參數以上的機組，工質壓力每提高 1MPa,熱效率大約可提高 0.2%。因此，在同比條件下（均為一次再熱），主蒸汽壓力從25MPa升至31MPa， 機組熱效率相對只提高約1%,只有單純將溫度從566 C/566 C提高至 600 C /600 C時效率提高值的一半。部分專家的分析意見認為，我國目前超超臨 界機組的主汽壓力應取在世界先進水平 2831MPa的下限，這主要是考慮到提高 設備的可靠性。根據早期超超臨界機組的運行情況看，機組事故的產生多是由于高壓段參

29、數所引起。另一個考慮就是降低設備的造價。主汽參數的選擇對造價影 響非常大，特別是在鍋爐受熱面和汽輪機高壓缸。但對于主汽壓力25MPa的情況 來說，采用25MPa/600 C /600 C與相同容量常規超臨界 24.2MPa/566 C/566 C機 組相比，除部分材料及圖紙需要更改外，大部分圖紙可以通用，技術繼承性較好。從近年來國際上超超臨界機組參數發展看，主流是走大幅度提高蒸汽溫度（取值相對較高600 C左右）、小幅度提高蒸汽壓力（取值多為25MPa左右）的 技術發展之路。此技術路線問題單一，技術繼承性好，在材料成熟前提下可靠性 較高、投資增加少、熱效率增加明顯，即綜合優點突出，此技術路線以

30、日本為代 表。另一種技術發展是蒸汽壓力和溫度都取值較高（2830MPa, 600 C左右）、 從而獲得更高的效率，主要以丹麥的技術發展為代表。近年德國也將蒸汽壓力從 28MPa 降至 25MPa左 右。超超臨界今后發展重點仍偏重在材料研發與溫度提高上。 將目前已經達到的 600610 C平臺，依次躍升到650660 C、700710 C及750760 C三個臺階。 與此同時，在技術已經成熟及不斷降低制造成本、 提高自動化水平前提下，也會 繼續嘗試升壓之路，把初壓最終提高到35Mpa以上并采用兩次再熱，使汽輪機效 率達到最高境界。應該看到，世界上先進的超臨界和超超臨界電站的發展經驗表明，機組效率

31、的提高來源于許多方面的因素，如：較低的鍋爐排煙溫度，高效率的主、輔機設 備，煤的良好燃燒，較高的給水溫度，較低的凝汽器壓力，較低的系統壓損，蒸 汽再熱級數，等等。據國外研究報告估計，僅由于提高蒸汽參數而提高的效率最 多為效率總提高量的一半左右。因此，發展超超臨界機組的工作不僅僅是簡單地 提高蒸汽參數就可以實現，還必須同時注重其他相關技術的開發和研究工作。 5.2.2機組容量的選擇問題影響機組容量選擇的因素有： 電網（單機容量 < 電網容量的10%）; 汽 輪機背壓； 汽輪機末級排汽面積（葉片高度）： 汽輪發電機組（單軸）轉 子長度；發電機組的大容量化，即單軸串聯布置或雙軸并列布置。一般而

32、言單機容量增大，單位容量的造價降低，也可提高效率，但根據國外 多年分析研究得出，提高單機容量固然可以提高效率，但當容量增加到一定的限 度（1000MW ）后，再增加單機容量對提高熱效率不明顯。國外已投運的超超臨 界機組單機容量大部分在700MW1 000MW之間。就鍋爐而言，單機容量繼續 增大，受熱面的布置更為復雜，后部煙道必須是雙通道，還必須增加主蒸汽管壁 厚或增加主蒸汽管道的數目。單機容量的進一步增大還將受到汽輪機的限制。近30年來，汽輪機單機容量增長緩慢，世界上現役的單軸汽輪機大部分為 900 MW以下，最大功率單軸汽 輪機仍然是前蘇聯制造的1 200 MW汽輪機，雙軸最大功率汽輪機是美

33、國西屋公 司制造的（60Hz） 1390MW。目前世界上900MW以上的機組，無論50Hz還是60Hz, 都是以雙軸布置占多數。但是隨著近年來參數的不斷提高，更長末葉片的開發以 及葉片和轉子材料的改進，單軸布置越來越成為新的發展趨勢。機組蒸汽參數和機組容量的選擇應該從現有國內制造業基礎及技術可行性 考慮，從效率、單位千瓦投資、占地、建設周期、我國經濟和電力工業發展的需 要進行綜合考慮，選擇符合我國國情的大型化超超臨界機組方案。5.3超臨界機組鍋爐水冷壁系統的選型問題超超臨界壓力鍋爐的水冷壁系統，根據機組所承擔的負荷運行方式（即定壓 運行或變壓運行 ）不同，而有不同的特點和設計要求。變壓運行超臨

34、界及超超臨 界直流鍋爐水冷壁有通常有兩種型式： 一種是爐膛上部用垂直管、 下部用螺旋管 圈；另一種是一次上升， 中間混合及內螺紋垂直管屏。 在水冷壁系統的選型上應 充分考慮諸多問題， 如爐膛煙溫偏差， 水冷壁管內介質流速和溫度偏差； 水冷壁 管圈吸熱不均導致溫度偏差應力頻繁變化而引起承壓件上出現疲勞破壞； 水冷壁 管系制造安裝難度及可能產生的缺陷； 水冷壁運行狀態下的高溫腐蝕和磨損； 爐 膛結焦；還要注意升降負荷時，防止發生膜態沸騰導致水冷壁管金屬超溫爆管。目前變壓運行的超臨界壓力鍋爐的水冷壁系統較多采用爐膛上部用垂直管、 下部用螺旋管圈的型式，隨著機組容量的增大（例如1000MW級的鍋爐）采

35、用內 螺紋管一次上升垂直管圈的水冷壁系統的優越性會更多地體現出來。 對一次上升 的垂直管屏來說 , 由于設計采用了較低的管內工質流速， 水冷壁系統的總阻力較 其它管圈型式的水冷壁系統阻力小， 因而能降低給水泵的功耗 , 這對提高機組的 熱經濟性是有利的。 垂直管屏支承結構和剛性梁結構及其制造工藝都相對簡單些 相應的運行維護和檢修工作也較容易。一次上升垂直管屏的不足之處是水冷壁系統沿爐膛周界各管的工質出口溫 度受爐膛沿周界熱負荷偏差的影響較大， 而在四角布置燃燒器切圓燃燒方式的爐 膛中這一影響更大些， 對爐膛內水冷壁局部結渣現象的影響也較敏感。 特別是鍋 爐低負荷運行時 , 由于爐膛內熱負荷的偏

36、差常常是沒有固定的模式， 無一定的規 律可循 , 會引起水冷壁管屏出口工質溫度較大的偏差 , 除了需要采取一定的結構 措施（例如加裝節流裝置） ，使管內工質流量的分配與管外熱負荷的分布相適應 外, 還要求較高的運行操作水平和自動控制水平。此外 , 這種水冷壁系統不論是 按帶基本負荷定壓方式運行設計 , 還是按帶中間負荷變壓方式運行設計 , 都應在 系統中配置再循環泵 , 以適應在鍋爐啟動和極低負荷運行時 , 保持系統內必要的 質量流速的需要。超超臨界壓力鍋爐的水冷壁系統 , 即使在變壓運行方式條件下 , 其較大的負 荷范圍是在臨界壓力以上工作。 一般在 65% 負荷時 , 水冷壁系統還在臨界壓

37、力以 上或臨界壓力值附近工作。 盡管在超超臨界壓力的水冷壁系統中 , 與通常的超臨 界壓力鍋爐相比 , 使用了內螺紋管 , 在相同的質量流速條件下 , 由于壓力升高 , 管內徑增加, 允許工作在較高的熱負荷區內而不致引起“類膜態沸騰”。但不應類膜忽略在超超臨界壓力鍋爐中水冷壁工質溫度提高的影響，依然有必要檢查 態沸騰”及壁溫飛升的工況。國外曾有試驗,在光管內徑為9.4mm ,壓力為31M Pa,熱負荷為472 kW/m2 的條件下,管內質量流速為679 kg/m2s和1220 kg/m2s時均未發現 類膜態沸騰” 現象,而質量流速為544 kg/m2s時,發現有壁溫的躍升。試驗還證實：在壓力上

38、 升而其它參數保持不變的條件下，溫度峰值在近臨界壓力區最嚴重。試驗同樣證 實了內螺紋管對超臨界壓力也有抑制類膜態沸騰”的效果。當變壓運行的機組降低負荷至75% MCR工況運行時,水冷壁系統的工作壓 力和通常的超臨界壓力鍋爐相似，雖然爐膛平均熱負荷下降，水冷壁進口工質溫 度也較MCR工況時低（約20 °C），但工質質量流速也相應降低,仍應進行臨界壓 力區的 類膜態沸騰”和壁溫飛升的校驗。而對于低負荷至65%以下，水冷壁工作 在亞臨界壓力區域時，和通常的超臨界鍋爐相比，爐膛平均熱負荷低得多，但也 還應校驗是否會發生膜態沸騰，檢驗是否會產生壁溫的躍升，以及躍升的幅度是 不是在安全限內。因此

39、，有必要設立專門的研究課題，對在現有超臨界壓力水冷壁內沸騰傳熱 研究的基礎上，重點研究采用一次上升垂直管屏水冷壁系統的水動力特性，按照安全、經濟、可靠的原則，確定合理的質量流速，研究解決變壓運行及特殊工況 下水冷壁的傳熱安全問題。5.4超臨界機組鍋爐燃燒方式的選擇問題直流燃燒器四角切圓燃燒和旋流燃燒器前后墻對沖燃燒是目前國內外應用 最為廣泛的煤粉燃燒方式。由于切圓燃燒中四角火焰的相互支持，一、二次風的混合便于控制等特點，其煤種適應性更強，可以較滿意地燃用各種低揮發份和高 灰分的煤種，適合我國燃煤電站鍋爐煤種多變和煤質逐漸變差的特點，因而采用直流燃燒器切圓燃燒方式更適合我國的國情，目前我國設計制

40、造的300MW、600MW機組鍋爐大多數采用這種燃燒方式。但是，鍋爐容量增大后，由于切圓 燃燒的爐膛出口煙氣流存在的殘余旋轉， 將使爐膛出口煙溫及煙量的分布的偏差 加劇，從而導致爐膛出口過熱器與再熱器區域煙溫偏差。為此，ALSTOM-CE首先于1968年為Keystone電廠制造了第一臺850MW的單爐膛雙切圓燃燒鍋爐，至 今至少已有32臺容量大于700MW的鍋爐采用了這種燃燒方式。后來，日本三菱 重工引進ALSTOM CE的單爐膛雙切圓燃燒技術專利，設計了至少 16臺 600-1000MW的超臨界和超超臨界鍋爐，其中包括我國福建后石電廠600MW超臨 界鍋爐。ALSTOM-CE的雙切圓燃燒技

41、術的特點是，其2個切圓之間即爐膛中部 無雙面水冷壁，爐膛是一個整體。運行結果表明：采用單爐膛雙切圓燃燒技術， 不僅其反向旋轉的2個火球不存在氣流的相互干擾和刷墻問題，而且，爐膛內熱 負荷分布均勻，爐膛出口煙溫偏差明顯減小。旋流燃燒器前后墻對沖燃燒方式則具有鍋爐沿爐膛寬度的煙溫及速度分布 較均勻，過熱器與再熱器的煙溫和汽溫偏差相對較小的特點。國外各主要鍋爐制造商在其燃燒器的型式方面都有各自的傳統技術，例如： 美國CE公司以及同屬一個技術流派的日本三菱重工是采用直流燃燒器切圓燃燒 方式，而美國B&W公司、俄羅斯等則采用旋流燃燒器前后墻對沖燃燒方式。在 我國雖然直流燃燒器切圓燃燒方式占主導地

42、位，但實際運行情況表明，除一般認為直流燃燒器切圓燃燒方式NOx的生成量比旋流燃燒器前后墻對沖燃燒方式稍 低外，在大容量煤粉爐的著火及低負荷燃燒穩定性、燃燒經濟性、對爐膛水冷壁 結渣的影響等方面，旋流燃燒器前后墻對沖燃燒方式與直流燃燒器四角切圓燃燒 方式并沒有顯著差異。直流燃燒器切圓燃燒和旋流燃燒器前墻或對沖燃燒是目前應用最為廣泛的 煤粉燃燒方式。在國外，只要鍋爐制造廠一經確定，其燃燒器的型式也就確定了， 因為他們都有各自的傳統技術，例如：美國 CE公司技術的特點之一就是采用直 流燃燒器切圓燃燒方式，與ALSTOM CE同屬一個技術流派的日本三菱重工在 燃燒器布置方面也采取相同的策略，而美國 F

43、-W公司、俄羅斯等習慣采用旋流 燃燒器前后墻對沖燃燒方式。鍋爐布置方式與其采用的燃燒方式之間并無必然的聯系。不過，當采用n型布置切圓燃燒時，一般認為，四角切圓燃燒鍋爐由于爐膛出口的殘余旋轉導致的 煙氣側熱力偏差會隨著鍋爐容量的增大而加劇，因此部分鍋爐制造商提出四角切圓燃燒適用的鍋爐容量上限應有所限制， 鍋爐容量進一步增大，應采用八角雙切 圓燃燒方式。日本三菱重工提出，四角切圓燃燒方式適用的鍋爐容量上限大約為 800MW，而單爐膛雙切圓燃燒方式自500MW起可一直適用到1000MW以上。超超臨界鍋爐的燃燒方式應該設立專門的研究課題， 根據國內燃煤電站鍋爐 煤種多變和燃煤品質逐漸變差的特點及環保指

44、標的要求， 進行認證研究和技術經 濟性比較，選用合理的燃燒方式，有效提高燃燒效率和降低燃燒中NOx氣體的排放。5.5 大型汽輪機振動監測與故障診斷技術的研究及實施 發電機組能否得到正確維修是決定發電廠經濟效益高低的一個關鍵性問題。長期以來， 汽輪發電機組采取壞了再修的事后維修方式， 十分被動， 后來逐漸被 計劃性檢修所替代， 提高了檢修的主動性， 但是計劃性檢修往往會造成檢修過度 或檢修不足， 于是狀態檢修也就應運而生。 所謂狀態檢修就是根據設備的實際運 行狀態合理確定檢修項目、 檢修時機以及檢修所需的時間， 也被稱之為預測檢修， 這是一種適應現代化電力生產的較為合理的檢修方式， 能夠降低檢修

45、費用， 提高 設備的投用率和汽輪發電機組運行的安全性、可靠性以及經濟性。目前國外常用的狀態監測和分析診斷技術有汽輪發電機組狀態監測技術和 遠程監測與故障診斷技術。狀態監測技術包括振動分析、軸承磨損監測、葉片壽命動態分析、轉子、汽 缸應力監測儀和轉子應力和裂紋評價系統等。遠程狀態監測與故障診斷是指在異地利用現代通訊技術實現的監測與診斷。在設備運行現場通過由工業PC機組成的數據采集系統對設備運行參數進行采 集、信號處理、顯示，然后通過局域網將采集到的數據發送到電廠的數據庫，遠 程診斷中心的專家通過網絡或者電話線等多種方式與企業局域網中的服務器進 行交互，就能得到各被監測設備的實時運行數據， 在線掌

46、握設備的運行狀態； 或 者企業通過Web服務器將現場監測到的信息發布到互聯網上，遠程故障診斷中心 的專家通過授權， 使用瀏覽器瀏覽其網頁， 對設備進行實時監測與診斷。 前一種 是客戶機 /服務器模式，后一種是瀏覽器 /服務器模式，無論哪種模式都能夠在電 廠和遠程故障診斷中心之間形成一個跨地域的互聯通訊網絡。 目前能夠實用的客 戶機/服務器模式的遠程監測診斷系統有數種，目前故障診斷方法中實用性較好的有專家系統故障診斷法、神經網絡故障診 斷法、數據融合故障診斷法等。 由于現場設備故障的發生原因非常復雜， 即使狀 態監測參數相同， 隨故障變化的過程以及故障發生的主要原因也可能不同。 僅僅 依靠單一的

47、參數是不能正確做出故障診斷的， 為了減少誤診還必須利用各相關過 程參數，并參考歷史記錄，采用數據融合法進行故障診斷。美國西屋汽輪機發電機組人工智能監測中心， 利用在線專家系統對電廠的設 備進行遠程診斷。 每個電廠都裝有監視器和數據中心， 電廠數據中心的作用是作 為一個就地監視系統和數據采集系統，將采集的數據通過網絡傳送到診斷中心。 診斷中心的人工智能程序將接收到的數據進行解釋并做出診斷， 然后將診斷結果 送回電廠。 電廠把這個診斷結果連同解決問題的建議和步驟一起顯示出來。 在美 國，電廠設備應用預測檢修技術雖已非常普遍， 但并非所有情況都采用狀態檢修。 對一個企業來說， 應根據設備本身的特點、

48、 狀況、 在系統中的地位以及經濟效益 而采用不同的檢修方式， 有的是計劃檢修， 有的是狀態檢修， 有的可能一直用到 壞。因此在美國的電廠中， 實際實施的是多種檢修方式并存的綜合檢修方式。 英 國中央電力局 80 年代初建成一個可對所屬電廠有關運行部分進行集中控制的監 測試驗中心。 它既可調用電廠的測試數據進行分析， 又能將分析結果反饋給有關 電廠。從國外引進的汽輪發電機組一般都裝有較完善的監控系統。汽輪發電機組狀態檢修是電廠檢修技術的發展方向， 在現階段可以采取分步 實施的方法。對于被監測的設備，應該選擇好適用的監測技術以及配套應用軟件。 在狀態監測的實施過程中， 要考慮好監測點、 報警值、停

49、機值、監測頻度的設定。 由于我國汽輪機組故障診斷技術的研究晚于國外多年，目前雖已取得一定的成 績，但與國外相比還有一定的差距。 建議為配合設備進行監測診斷， 應盡快籌建 電網的診斷中心和建立故障檔案庫， 同時還需建立一支從事維修方式選擇、 監測 診斷系統設計以及具體實施的專業技術隊伍。5.6 超超臨界機組汽機旁路系統的選型問題超超臨界機組設置汽機旁路系統的主要作用是改善機組啟動特性， 縮短機組 的啟動時間，保護再熱器，回收工質等。由于超超臨界機組單機容量較大，蒸汽 參數較高， 一般帶基本負荷， 有時也參與調峰， 故在設置旁路系統時需滿足機組 的特殊運行方式。目前國際上超臨界和超超臨界機組的可靠

50、性已達到相當高的水 平。超超臨界機組已在歐洲和日本得到廣泛應用。 大容量超超臨界機組旁路系統 的應用情況從目前的歐洲和日本應用來看主要可分為 4 種類型：三用閥旁路系 統、一級大旁路系統、三級旁路系統和兩級串聯旁路系統。機組的啟動方式按帶旁路和不帶旁路兩種類型可分為： 帶旁路的高中壓缸聯 合啟動、中壓缸啟動和不帶旁路的高壓缸啟動方式。 機組啟動時間的長短取決于 鍋爐達到汽輪機沖轉要求的過熱蒸汽參數和再熱蒸汽參數的時間，而鍋爐升溫、 升壓速度取決于鍋爐啟動疏水和排汽系統， 通過調整這些系統中的閥門來協調鍋 爐蒸汽的溫度、 壓力和流量， 設置旁路系統后可以在啟動時提高鍋爐升溫、 升壓 速度，使鍋爐

51、蒸汽參數 （溫度、壓力和流量 ）維持在合適的水平，還可以在機組沖 轉前利用旁路系統對汽缸進行預熱， 以縮短機組的啟動時間。 高壓缸啟動的機組， 進汽量由高壓調門控制， 中壓主汽門和中調門處于全開狀態不參與調節， 旁路系 統必須在汽機沖轉前退出運行， 旁路系統的作用是提高鍋爐升溫、 升壓速度及改 善鍋爐燃燒率，無法實現調節和穩定主蒸汽及再熱蒸汽參數。 中壓缸啟動的機組， 高壓主汽門和高壓調門全關， 由中壓調門控制汽機的進汽量和轉速， 能實現旁路 系統所能具有的各種功能， 可改善機組的啟動特性， 在汽機沖轉過程中發揮調節 和穩定蒸汽參數的作用。 選用哪種啟動方式， 如何配置旁路系統， 應通過經濟技

52、 術比較后決定， 同時還應考慮汽輪機制造廠家的使用業績。 目前，日本日立公司 生產的超超臨界 1000 MW 等級的汽輪機一般設置高壓一級大旁路，采取高壓缸 啟動方式；日本三菱公司生產的超超臨界 1000 MW 機組旁路系統采用 30%兩級 串聯旁路， 可選用中壓缸啟動或高中壓缸聯合啟動等多種啟動方式； 西門子公司 生產的超超臨界 1000 MW 等級的汽輪機設置高、低壓兩級串聯旁路系統，采取 高中壓聯合啟動方式，也有選用高中壓缸啟動方式而不設置旁路系統的成功案 例。對于經常擔當調峰任務的機組來說， 啟停比較頻繁， 如果能停機不停爐則會 大大縮短機組的啟動時間。 這種情況下， 旁路系統的容量應

53、以不投油助燃尚能保 證鍋爐穩定燃燒的最低出力為依據， 以保證機組隨時可以啟動并網。 對于長期擔 當基本負荷的機組來說， 熱態啟動次數相對較少， 這種情況下， 旁路系統的停機 不停爐功能作用不大。目前的超超臨界 1000 MW 等級機組一般按基本載荷進行 設計，不需要考慮旁路系統停機不停爐功能。 但隨著電網容量的增大及汽輪機制 造水平的提高，不排除超超臨界 600MW 等級機組承擔調峰任務的可能性。為了保證電網的安全可靠運行及快速故障恢復， 電網有時候選擇少數機組具 備帶廠用電運行的功能。 帶廠用電運行工況是一個極惡劣的運行工況， 是以犧牲 機組壽命為代價的， 且發生概率極少。 帶廠用電運行工況

54、不單取決于旁路系統的 設計，還取決于鍋爐及輔機的可控性， 控制和保護系統的正確性和可靠性， 汽輪 機的適應性和穩定性等因素。 對某一電網而言， 只要其中有 1 臺或 2 臺機組有機 組快速甩負荷 （FCB） 的功能，就可以在電網解列時，使整個電網快速得到恢復， 而不需要每個電廠都要有這種功能。 超超臨界大容量機組要實現帶廠用電運行功 能，旁路系統容量設置較大，控制系統復雜，投資較大，且利用率很低，所以一 般不考慮帶廠用電運行功能。汽機旁路系統的選型， 不但要考慮技術因素， 還要考慮經濟因素， 選型的合 理與否不但影響機組的整體經濟性， 還影響機組的安全性， 故在進行旁路系統選 型時要通過全面的

55、經濟技術分析， 廣泛的調研后決定。 超超臨界機組作為潔凈煤 發電技術之一， 代表我國電力建設的發展方向， 研究超超臨界機組的汽機旁路系 統選型，可以促進超超臨界機組建設水平的提高， 為安全經濟運行超超臨界機組 提供技術支持。由于我國在超超臨界機組的研發上起步較晚， 還沒有成功的業績， 所以還需要進一步探討。5.7 超臨界機組煙氣脫硝技術的研發問題 過去我國對燃煤機組氮氧化物排放的要求較低， 對于超臨界機組需要采用低NOx 燃燒技術就可以達到國家要求的排放標準，但這樣的低排放標準已經越來 越難以適應目前環保的要求。從“十一五” 開始，國家與省級環保部門將對 300MW 以上燃煤機組的 SO2、N

56、Ox 排放總量控制指標實施共同監控， 2004 年我 國公布并實施的火電廠大氣污染物排放標準，對火電廠 NOx 排放要求有了 大幅度的提高，因此煙氣脫硝是繼煙氣脫硫之后國家控制火電廠污染物排放的又 一個重點領域。目前應用的火電廠鍋爐脫硝技術中，選擇性催化還原（SCR）法脫硝工藝被 證明是應用最多且脫硝效率最高、 最為成熟的脫硝技術， 是目前世界上先進的火 電廠煙氣脫硝主流技術之一。SCR法是一種燃燒后NOx控制工藝，關鍵技術包 括將氨氣噴入火電廠鍋爐燃煤產生的煙氣中；把含有 NH3（氣）的煙氣通過一個含 有專用催化劑的反應器；在催化劑的作用下，NH3同NOx發生反應，將煙氣中的NOx轉化成H2

57、0和N2等過程，脫硝效率90%目前，利用該項技術的產品 在全球占有率高達 98%，居世界發達國家煙氣脫硝技術首位。對我國脫硝產業而言， 應以科學的發展觀來指引煙氣脫硝的產業化， 降低設 備投資和運行費用。當務之急應該憑借國內外先進的脫硝技術成果及實踐經驗， 審視現有環保技術的適用性、 經濟性， 加大政策力度， 扶持先進的煙氣治理技術 出臺，促進煙氣治理效益化管理， 加快脫硝技術的自主知識產權和裝置的國產化 進程。在煙氣脫硝技術的引進過程中，我們應吸取濕法煙氣脫硫技術引進的經驗 教訓，選擇正確的引進方式，并輔于有效的配套措施。對于脫硝技術的引進，一 定要明確脫硝技術中的核心內容，如對 SCR 脫

58、硝技術而言，核心技術是催化劑 技術、流場優化、混合技術和工程經驗，這在技術引進過程中，我們應明確能否 切實地引進過來。 技術引進的方式除了技術轉讓外， 也可嘗試其他的方式， 如技 術合作，通過工程技術合作，來引進、消化和提升脫硝技術，這樣可以節約技術 引進的費用，國外公司也能參與到我國的脫硝事業中來，以形成雙贏的局面。在消化吸收國外煙氣脫硝技術的特點、運行性能、系統工藝、設備要求等 的基礎上， 針對我國的能源結構、 鍋爐型式和燃料特性， 結合我國的環境治理政 策，研究開發出適合我國國情的、 具有自主知識產權的煙氣脫硝技術。 應該從以 下幾方面著手進行研發：5.7.1 催化劑的研究SCR脫硝技術中最主要的耗材是催化劑，目前我國還沒有自主知識產權的 催化劑應用到商業鍋爐的典范。 針對我國高灰、 高重金屬的煤燃料， 開發出自主 知識產權的催化劑和低溫運行的催化劑。 據悉，國內一些研究機構一直致力于催 化劑的研究，利用我國蘊量豐富的稀土資源來生產 SCR催化劑，提高了 SCR催 化劑的活性，降低了生產成本。我們可以組合國內資源，利用已有的研究成果， 盡快把它商業化和產業化。5.7.2燃料特性和鍋爐型式對脫硝路線選擇影響