超超临界机组介绍(33页)

1、超超临界锅炉介绍国家政策情况节能调度一、 基本原则和适用范围（一）节能发电调度是指在保障电力可靠供应的前提下，按照节能、经济的原则，优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次调用化石类发电资源，最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放。（二）基本原则。以确保电力系统安全稳定运行和连续供电为前提，以节能、环保为目标，通过对各类发电机组按能耗和污染物排放水平排序，以分省排序、区域内优化、区域间协调的方式，实施优化调度，并与电力市场建设工作相结合，充分发挥电力市场的作用，努力做到单位电能生产中能耗和污染物排放最少。（三）适用范围。节能发电调度适用于所有并网运行的发电机组，上

2、网电价暂按国家现行管理办法执行。对符合国家有关规定的外商直接投资企业的发电机组，可继续执行现有购电合同，合同期满后，执行本办法。二、机组发电序位表的编制（四）机组发电排序的序位表（以下简称排序表）是节能发电调度的主要依据。各省（区、市）的排序表由省级人民政府责成其发展改革委（经贸委）组织编制，并根据机组投产和实际运行情况及时调整。排序表的编制应公开、公平、公正，并对电力企业和社会公开，对存在重大分歧的可进行听证。（五）各类发电机组按以下顺序确定序位：1.无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组；2.有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电

3、机组；3.核能发电机组；4.按“以热定电”方式运行的燃煤热电联产机组，余热、余气、余压、煤矸石、洗中煤、煤层气等资源综合利用发电机组；5.天然气、煤气化发电机组；6.其他燃煤发电机组，包括未带热负荷的热电联产机组；7.燃油发电机组。（六）同类型火力发电机组按照能耗水平由低到高排序，节能优先；能耗水平相同时，按照污染物排放水平由低到高排序。机组运行能耗水平近期暂依照设备制造厂商提供的机组能耗参数排序，逐步过渡到按照实测数值排序，对因环保和节水设施运行引起的煤耗实测数值增加要做适当调整。污染物排放水平以省级环保部门最新测定的数值为准。据测算，目前全国小型机组总容量约为1.15亿千瓦，如全面实施节能

4、发电调度，加上 “十一五”关停5000万千瓦小机组，到2010年可实现一年节约9000万吨原煤，减排二氧化碳2.16亿吨，二氧化硫220万吨。目前我省超临界机组的现状锅炉简介我省华润电力常熟有限公司、国电常州发电有限公司、扬州第二发电有限公司扩建工程为哈锅炉型；镇江发电有限公司、国华太仓发电有限公司、沙洲发电有限公司为上锅炉型及华能太仓电厂为东锅炉型。技术来源分别为三井巴布科克能源公司、美国ALSTOM能源公司及日本巴布科克-日立公司。三厂锅炉皆为超临界参数变压运行本生直流锅炉，采用单炉膛、型布置、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，采用煤水比和两级减温水调节过热

5、汽温，水冷壁为膜式水冷壁，下部水冷壁及灰斗采用螺旋管圈，上部水冷壁为垂直管屏。哈锅从炉膛出口至锅炉尾部，烟气依次流经上炉膛的屏式过热器、末级过热器、水平烟道中的高温再热器，然后至尾部双烟道中烟气分两路，一路流经前部烟道中的立式和水平低温再热器、省煤器，一路流经后部烟道的一级过热器、省煤器，采用烟气挡板调节再热汽温；上锅从炉膛出口至锅炉尾部，烟气依次流经上炉膛的分隔屏过热器、后屏过热器、水平烟道中的高温再热器和高温过热器，然后至尾部单烟道中低温再热器和省煤器，用燃烧器摆动调节再热汽温；东锅从炉膛出口至锅炉尾部，烟气依次流经上炉膛的屏式过热器、末级过热器、水平烟道中的高温再热器，然后至尾部双烟道中

6、烟气分两路，一路流经前部烟道中的两级水平低温再热器，一路流经后部烟道的一级过热器、两级水平省煤器，采用烟气挡板调节再热汽温。BMCR工况下锅炉主要参数名称单位哈锅上锅东锅主汽流量t/h195019101900主汽压力MPa25.425.425.4主汽温度543/571571571冷再压力MPa4.824.544.61冷再温度307317321热再流量t/h158916141608热再压力MPa4.634.334.42热再温度569569569给水温度289282282计算效率%93.8293.8593.74保证效率%93.4593.5093.50哈锅的炉型在常二主蒸汽温度为543，在国电常州为

7、571。启动系统型式三厂的启动系统皆为内置式，从小类别来看，哈锅为再循环泵型，上锅为大气扩容型，东锅为疏水扩容器型。设计煤种常二和镇电为神府东胜烟煤，华太为神华烟煤。项目单位常二镇电华太Car%64.463.0160.51Har%3.644.333.62Oar%10.056.159.94Nar%0.791.250.70Sar%0.430.500.43Mar%12.114.514.00Aar%8.7910.2611.00Qnet,arkJ/kg238262300022768Vdaf%3835.6634.67DT116011161130ST119011561160FT129011961210燃烧系

8、统哈锅燃烧器采用三井巴布科克公司的低NOx轴向旋流煤粉燃烧器（LNASB），燃烧器采用前后墙布置方式，对冲燃烧。前后墙上在标高18.351、22.194、26.037m、29.880上各布置4排燃烧器，每排各有4只LNASB燃烧器，共32只LNASB燃烧器。在最上层煤粉燃烧器上方，前后墙标高33.388m处各布置1排燃尽风口，每排布置7只，共14只燃尽风。每只LNASB燃烧器装有1支1.2t/h的油枪用于点火、暖炉和低负荷稳燃。制粉系统采用冷一次风机正压直吹式制粉系统，每台锅炉配置4台BBD4360型双进双出钢球磨煤机，每台磨煤机带一层燃烧器，每端带前墙或者后墙的四只燃烧器。上锅采用美国阿尔斯

9、通能源公司的摆动式四角切圆CFS-型低NOx同轴燃烧系统，其主要组件为紧凑燃尽风（CCOFA）、可水平摆动的分离燃尽风（SOFA）、预置水平偏角的辅助风喷嘴及强化着火（EI）煤粉喷嘴。主风箱设有6层带燃料风的EI喷嘴，相邻两层煤粉喷口间布置一组辅助风喷嘴，其中包括上下2只CFS喷嘴和中间的1只直吹风喷嘴。在主风箱上部设有2层CCOFA喷嘴，在主风箱下部设有1层火下风（UFA）喷嘴。在主风箱上方设有5层SOFA喷嘴。主燃烧器喷嘴和SOFA燃烧器分别由一台气动执行器集中带动作上下摆动。在燃烧器二次风室中配置了三层共12支3.575t/h的Y型蒸汽雾化喷嘴轻油枪。制粉系统采用冷一次风机正压直吹式制粉

10、系统，每台锅炉配置6台HP1003型中速磨煤机，每台磨煤机带一层4只燃烧器。东锅燃烧器采用日本巴布科克-日立公司的HT-NR3型旋流煤粉燃烧器，燃烧器采用前后墙布置方式，对冲燃烧。前后墙上各布置3排燃烧器，每排各有6只HT-NR3燃烧器，共36只HT-NR3燃烧器。在最上层煤粉燃烧器上方，前后墙各布置1排燃尽风口，每排布置8只，包括6只中心燃尽风口和2只侧燃尽风口，共16只燃尽风。每只HT-NR3燃烧器装有1支250kg/h机械雾化点火油枪，每只前墙中、下排及后墙中排燃烧器装有1支2.2t/h蒸汽雾化启动油枪。制粉系统采用冷一次风机正压直吹式制粉系统，每台锅炉配置6台HP1003型中速磨煤机，

11、每台磨煤机带前墙或者后墙的6只燃烧器。哈锅和上锅燃烧系统主要设计参数项目单位哈锅上锅单只煤粉喷嘴输入热GJ/h169.1288.6一次风率%2019.8二次风率%8075.2一次风速度m/s/25二次风速度m/s/57一次风温/76二次风温307345燃烧器一次风阻力kPa1.50.5燃烧器二次风阻力kPa1.21.0燃料消耗量t/h224237炉膛出口过量空气系数/1.191.20炉膛容积热负荷kW/m383.185.2炉膛截面热负荷MW/m24.284.537燃烧器区域面积热负荷MW/m21.5241.66东锅燃烧系统主要设计参数项目单位数值炉膛出口过量空气系数/1.14燃烧器区域化学当量

12、比/0.8燃烧器区域化学当量比推荐范围/0.750.90一次风量（含密封风）kg/s134.6二次风量（含燃尽风）kg/s453燃尽风量kg/s175.3燃烧器投运层的二次风量（单层）kg/s55.5二次风压力值kPa1.65一次风压力值kPa1.05二次风温331一次风温77煤耗量kg/s66.0运行燃烧器数量只30炉膛出口过量空气系数/1.14炉膛容积热负荷kW/m379.81炉膛截面热负荷MW/m24.36燃烧器区域面积热负荷MW/m21.6340主要辅助配备江苏省600MW机组锅炉辅机设备情况一览表（流量/风量，t/h；压力，kPa）参数扬二一期扬二二期镇江电厂三期国华太仓国电常州利港

13、三期常熟二厂一期华能太仓二期沙洲一期阚山一期锅炉型号BW2000/17.39/541/541HG1956/25.4/543/569SG1913/25.4/571/569SG1913/25.4/571/569HG1905/25.4/571/569SG1953/25.4/543/569HG1950/25.4/543/569DG1900/25.4/571/569SG1913/25.4/571/569HG1795/26.25/605/603设计煤种神府煤神府煤神府煤神府煤神府煤神府煤神府煤神府煤神府煤徐州混煤燃烧方式对冲旋流燃烧对冲旋流燃烧四角切圆四角切圆对冲旋流燃烧四角切圆对冲旋流燃烧对冲旋流燃烧四

14、角切圆四墙切圆BMCR煤量277.9217.4237.3251.0232.3239.6227.7237.7227.9231.1磨煤机型号MPS89GHP1003HP1003HP1003HP1003HP1003BBD4360HP1003HP1003HP1003磨煤机台数6666664666磨BMCR出力55.5843.4847.4650.1946.4647.9256.9347.5445.5846.22实际运行电流108X5(3kV)116X5(3kV)57X556X558X559X5159X457X554X5一次风机型号1462A2/1355AST-1782/1120G6-2X4518.5FPA

15、F18-11.8-2PAF18-11.8-2L3N2412.02.00DBV6TPAF17-12.5-21888AZ/1145PAF19-11.8-2出口风压9.39/9.369.0/9.211.55/11.2811.49/11.4012.03/11.24实际运行电流90/97(10kV)72/72(kV)118.5/125.4111/10399/95146.1/152.3113/113182/179133/131设计一次风量615.2541.3552.7486.6518.4555.9引风机型号1444AZ/2489/0AN35e6(V13+4º)AN35e6(V13-1)AN35e

16、6(V19+4º)AN35e6(V19+4º)AN37e6AN35e6(V13-1)AN35e6(V13-1)AN31e6(V13+4º)设计烟气量245629042472249823792577进口风压-2.93/-2.95-2.85/-2.78-3.42/-3.39-2.71/-2.72-2.86/-2.65-3.70/-3.71运行电流145/142(10kV)151/149(10kV)225/230263/263226/230255/263251/246258/260288/284送风机型号MFAF28.0/12.5-1ASN2730/1400FAF26.

17、6-13.3-1FAF26.6-13.3-1FAF26.6-14-1ANN-2660/1400NFAF26.6-13.3-1FAF26.6-12.5-1FAF26.6-13.3-1FAF25-14-1出口风压1.96/1.922.0/2.01.40/1.422.19/2.203.02/3.00实际运行电流179/181(3kV)173/170(3kV)74.1/70.273.5/73.583/8581.1/83.990/91114.5/113.992.0/92.3设计二次风量1725.11696.41411.9(m3/h)175117471571燃烧系统对比与分析三台锅炉都采用空气分级燃烧技术

18、，该技术是美国在20世纪50年代首先发展起来的，是目前使用最为普遍的低NOx燃烧技术之一。空气分级燃烧的基本原理为：将燃烧所需的空气量分成两级送入，使第一级燃烧区内过量空气系数在0.8左右，燃料先在缺氧的富燃料条件下燃烧，使得燃烧速度和温度降低，因而抑制了热力型NOx的生成，同时燃烧生成的CO与NO进行还原反应，以及燃料N分解成中间产物相互作用或与NO进行还原反应，抑制了燃料型NOx的生成；在第二级燃烧区内，将燃烧用空气的剩余部分以二次空气输入，成为富氧燃烧区，此时空气量虽多，一些中间产物被氧化生成NO，但因火焰温度低其生成量不大，从而最终空气分级燃烧可使NOx生成量降低30%40%。空气分级

19、燃烧可以分成两类，一类是炉内空气分级燃烧，另一类是燃烧器空气分级燃烧。炉内空气分级燃烧又可以分为采用紧凑式燃尽风（简称CCOFA）喷口和分离式燃尽风（简称SOFA）喷口技术。哈锅和东锅采用由前后墙对冲布置的低NOx旋流燃烧器和分离式燃尽风喷口组成的燃烧系统，而上锅采用由CFS-型四角切圆的低NOx直流燃烧器和紧凑式及分离式燃尽风喷口组成的燃烧系统。哈锅煤粉燃烧器区域化学当量比为1.05，SOFA化学当量比为0.14；东锅煤粉燃烧器区域化学当量比为0.8，SOFA化学当量比为0.34。东锅采用低氧燃烧（简称LEA）技术，炉膛出口过量空气系数为1.14，相应的氧量仅仅为2.58%。这两个厂的锅炉同

20、层或同一垂直线上相邻两只旋流燃烧器旋向相反，加强烟气混和，提高炉内氧量利用率，再加上前后墙布置方式，能有效降低炉膛出口烟气流场不均匀性。面向前墙来看，上锅前墙左角为#1角，后墙左、右角分别为#2、#3角，前墙右角为#4角。上锅每角燃烧器从下到上依次为AA层火下风喷口、A层端部风喷口、A层煤粉燃烧器及周界风喷口、A层CFS喷口、AB层带油枪辅助风喷口、B层CFS喷口、B层煤粉燃烧器及周界风喷口、B层CFS喷口、BC层不带油枪辅助风喷口、C层CFS喷口、C层煤粉燃烧器及周界风喷口、C层CFS喷口、CD层带油枪辅助风喷口、D层CFS喷口、D层煤粉燃烧器及周界风喷口、D层CFS喷口、DE层不带油枪辅助

21、风喷口、E层CFS喷口、E层煤粉燃烧器及周界风喷口、E层CFS喷口、EF层带油枪辅助风喷口、F层CFS喷口、F层煤粉燃烧器及周界风喷口、F层端部风喷口、CCOFA喷口、CCOFA喷口、SOFA喷口、SOFA喷口、SOFA喷口、SOFA喷口、SOFA喷口。#1/#3角CFS喷口形成8228的假想切圆，#2/#4角CFS喷口形成11655的假想切圆；#1/#3角其它喷口形成2043的假想切圆，#2/#4角其它喷口形成1716的假想切圆，皆呈顺时针方向旋转。煤粉燃烧器区域化学当量比为0.72，CCOFA化学当量比为0.12，SOFA化学当量比为0.36。SOFA喷口可以在水平方向上手动调节角度，其水

22、平摆角范围为-15°+15°，对应假想切圆直径从逆时针的#1/#3角8147mm和#2/#4角4529mm到顺时针的#1/#3角4200mm和#2/#4角7843mm，可以通过调节SOFA水平摆角来消除主燃烧器余旋，从而提高炉膛出口烟气流场均匀性。燃烧器旋流燃烧器实际上是高强度扰动式燃烧器，因而也是高NOx燃烧器，但是只要采取一些空气调节手段，推迟燃料与空气的混合，就能使其转变为低NOx燃烧器，而且这种燃烧器还具有燃烧稳定，在相当低的燃烧速度下不至于出现过多未燃物损失的优点。哈锅和东锅采用低NOx双调风旋流燃烧器，其结构见下图。哈锅LNASB燃烧器结构图东锅HT-NR3型燃

23、烧器结构图哈锅LNASB燃烧器采用直流一次风和旋流的二、三次风，并配中心风。燃烧器一次风管内靠近炉膛端部布置有铸造的整流器，用于在煤粉气流进入炉膛前对其进行浓缩。整流器的浓缩作用和二次风、三次风调节协同配合，以达到在煤粉燃烧初期减少NOx生成量之目的。燃烧器风箱为每个LNASB燃烧器提供二次风和三次风，每个燃烧器设有1个风量均衡挡板，用以使进入各个燃烧器的分风量保持平衡。二次风和三次风通过燃烧器内同心的二次风、三次风环形通道在煤粉燃烧的不同阶段分别送入炉膛，燃烧器内设有套筒式档板用来调节二次风和三次风之间的分配比例。二次风和三次风通道内布置有各自独立的旋流装置，三次风旋流装置为不可调节的型式，

24、固定在燃烧器出口最前端位置；而二次风旋流装置为沿轴向可调节的型式，调整旋流装置的轴向位置即可调节二次风的旋流强度。燃烧器设有中心风管，其内布置油枪，一股小流量的中心风通过中心风管送入炉膛，以提供油枪用风，井且在油枪停运时防止灰渣在此部位集聚。东锅HT-NR3燃烧器采用直流一次风、直流二次风和旋流三次风。一次风喷口内靠近炉膛端部布置锥形煤粉浓缩器；燃烧器风箱为每个HT-NR3燃烧器提供二次风和三次风。内二次风道上设有一个套筒式挡板，用于调节二次风和三次风之间的分配比例；三次风旋流装置设计成可调节的切向叶片型式，并设有执行器以实现程控调节，调整旋流装置的调节导轴即可调节三次风的旋流强度。由于该燃烧

25、器没有设置中心风管，故而在一次风粉管最后一个弯头前设置了冷却风管，以便燃烧器停用时冷却喷口，并在启动油枪投运时提供根部风。上锅煤粉燃烧器采用强化着火（简称EI）煤粉喷嘴，其特点是采用出口部分收缩设计能使煤粉聚集在喷口出口中心部位，在喷口内设置格栅和在喷口外设置周界风以加强卷吸烟气能力，并与水平偏转25°的低风量CFS喷口配合，推迟一次风粉气流与二次风的混和并在水冷壁附近形成富氧气氛，从而使火焰稳定在喷嘴出口一定距离内，使挥发分在富燃料的气氛下快速着火，保持火焰稳定，从而提高锅炉无辅助燃料低负荷稳燃能力，有效降低NOx的生成，延长焦碳的燃烧时间，提高锅炉燃烧效率，防止炉内结渣和高温腐蚀

26、。燃烬风哈锅燃烬风口包含2股独立的气流：中央部位的气流是非旋转的气流，它直接穿透进入炉膛中心；外圈气流是旋转气流，用于和靠近炉膛水冷壁的上升烟气进行混合。东锅燃烬风喷口包含6个中心燃尽风喷口（AAP）和两个侧燃尽风喷口（SAP）。中心燃尽风喷口（见下图）由一次风，二次风，三次风组成。一次风为直流风，二、三次风为旋流风。一次风通过手柄调节套筒位置来进行风量的调节；二、三次风通过风量挡板和切向旋流叶片实现风量和旋流强度调节。侧燃烬风喷口（见下图）由一次风和二次风组成，一次风为直流风，二次风为旋流风。一次风通过手柄调节套筒位置来进行风量的调节；二次风通过调节切向旋流叶片实现旋流强度的调节。东锅中心燃

27、烬风喷口结构图东锅侧燃烬风喷口结构图上锅燃烬风喷口包括两层CCOFA喷口和五层SOFA喷口，都采用四角切圆直流燃尽风布置方式，设计风速为57m/s。在主燃烧器上布置CCOFA，能及时补充氧量，提高焦碳燃尽率，同时通过控制CCOFA份额，可以降低NOx生成量增幅，然后再通过布置SOFA，进一步提高焦碳燃尽率，控制炉膛温度水平，再次降低NOx生成量增幅，从而达到提高锅炉燃烧效率和降低NOx排放浓度这双重目的。主燃烧器风箱底部和顶部标高分别为24373mm和36785mm，SOFA风箱底部和顶部标高分别为42288mm和45910mm，下CCOFA紧贴上端部风布置，两层CCOFA间距为110mm，第

28、一层SOFA与上CCOFA之间的距离为5595mm，CCOFA间距为110mm。CCOFA化学当量比为0.12，其中下CCOFA为0.04，上CCOFA为0.08；SOFA化学当量比为0.36，五层SOFA均分。省内600MW级超临界机组锅炉NOx排放浓度一览表锅炉国电常州1炉国电常州2炉华润常熟#3炉扬州二厂#3炉扬州二厂#4炉国华太仓#7炉国华太仓#8炉利港电厂#6炉沙洲电厂1炉华能太仓#3炉锅炉厂家哈锅哈锅哈锅哈锅哈锅上锅上锅上锅上锅东锅燃烧型式前后墙对冲旋流燃烧前后墙对冲旋流燃烧前后墙对冲旋流燃烧前后墙对冲旋流燃烧前后墙对冲旋流燃烧四角切圆直流燃烧四角切圆直流燃烧四角切圆直流燃烧四角切

29、圆直流燃烧前后墙对冲旋流燃烧负荷,MW600600600600600600600660620655NOx排放浓度(6%O2),mg/Nm3420378290382464171145204250221锅炉热效率,%94.3694.5494.2794.0093.8993.5394.2294.0293.8793.60制粉系统超临界机组采用双进双出磨煤机首次是在华润常熟二厂。双进双出磨煤机对于煤种适应性好，而中速磨煤机对于煤质比较敏感。双进双出磨煤机配超临界直流炉主要解决负荷风量测量的问题以及负荷风携带煤粉的比例问题。因为直流炉投入协调控制时粗调是按照煤水比来控制的。对于中速磨煤机给煤机煤量就是入炉煤

30、量。对于双进双出磨煤机由于有一个可以储存20t的筒体，只有精确掌握入炉的煤量才能按照煤水比来调节。在常熟二厂由于开始时选型、设计、制造、施工时并未意识到此问题。导致在#1机组投用后很长事件无法投入协调控制系统。主要原因是磨煤机负荷风量由于几乎无直管段，初期采用的测量元件对直管段要求很高，测量的负荷风量无法反映实际情况与趋势。经过多次更换风速测量元件并对负荷风处的风道进行改造，风量测量装置基本能反应变化趋势。再根据积累的大量数据进行负荷风量与入炉煤量的拟合得出经验公式。目前三台机组的协调均正常投入满足了江苏省电网调度的要求。锅炉启动系统上锅启动系统 哈锅启动系统东锅启动循环系统由启动分离器、储水

31、罐、储水罐水位控制阀（361阀）等组成。启动分离器布置在炉前，垂直水冷壁混合集箱出口，采用旋风分离形式，分离器规格为876×98（保证内径680），材料为SA-336F12，直段高度2.890m，总长为4.08m，数量为每台炉两个。经水冷壁加热以后的工质分别由6根连接管沿切向向下倾斜15°进入两分离器，分离出的水通过分离器下方的连接管进入储水罐，蒸汽则由分离器上方的连接管引入顶棚入口集箱。分离器下部水出口设有阻水装置和消旋器。启动分离器储水罐的规格为972×111（保证内径750），材料为SA-336F12，直段高度17.5m，总长为18.95m，数量为每台炉一个

32、。带炉水循环泵系统的启动系统由于在转直流之前需控制储水箱水位，很容易控制不好导致炉水泵跳闸导致省煤器入口流量低锅炉跳闸，但带炉水泵系统省水，启动速度快等优点。大气扩容式启动系统相对简单。华能玉环电厂运行情况简介2004年6月开工，一期工程于2006年12月建成投产。全厂热效率45.16%。性能考核#1机组汽机热耗7295.8kJ/kWh，锅炉效率93.88%，在额定负荷下发电煤耗270.6g，发电厂用电率4.45%，供电煤耗283.2g，氮氧化物排放浓度270mg/m3，二氧化硫排放浓度17.6mg；#2机组汽机热耗7314.9kJ/kWh，锅炉效率93.76%，额定负荷下发电煤耗271.6g

33、，发电厂用电率4.33%,供电煤耗283.9g，氮氧化物排放288mg，二氧化硫排放18.1mg。2006年度参加全国60万kW级机组竞赛的81台机组分别属于全国34家发电企业，平均供电煤耗325.73g，2005年度为326.86g，平均生产厂用电率为4.94%，2005年度为4.75%。而10万kW级竞赛的179台机组分属74家发电企业，平均供电煤耗为377.33g，2005年度为380.66g。超超临界机组的发展国际上通常把主蒸汽压力在28MPa以上或主蒸汽、再热蒸汽温度在580及其以上的机组定义为超超临界（Ultra supercritical；简称USC）机组或高效超临界（high

34、efficiency supercritical）机组。图一容量从表1可看出九十年代以来开发的超超临界机组的容量除丹麦外，绝大部分为6001000MW，大多数为百万千瓦等级（即9001000MW），这是因为单机容量增大后，无论从厂用电率，机组的散热损失，单位千瓦的金属耗量乃至电厂运行人员的配置数量均有所降低。目前，日本已投运和正在建造中的百万千瓦等级的超超临界机组已有十多台。德国已投运和在建的超超临界锅炉也均为百万千瓦等级。只有丹麦的三台超超临界机组由于采用深海水低背压运行方式，机组容量受到汽轮机排汽口面积的限制为400MW等级。表1 九十年代以来世界上投运和在建的大型超超临界机组业绩电 站

35、名 称功率MW蒸 汽 参 数MPa、锅 炉 制造 商燃料投运年月日本Kawagoe（川越）#170031.0,566/566/566MHI液化天然气1989.6Kawagoe（川越）#270031.0,566/566/566MHI液化天然气1990.6Hekinan（碧南）#370024.1,538/593IHI烟煤1993.4Noshiro（能代）#260024.1,566/593IHI烟煤1994.12Nanaohta（七尾太田）#150024.1,566/593日立烟煤1995.5Haramachi（原町）#1100024.5,566/593MHI烟煤1997.7Matsura（松浦）#

36、2100024.1,593/593日立烟煤1999.7Misumi（三隅）#1100024.5,600/600MHI烟煤1998.6Nanaoohta（七尾太田）#270024.1,593/593IHI烟煤1998.7Haramachi（原町）#2100024.5,600/600日立烟煤1998.7Tachibanwan（桔湾）#1105025.0,600/610IHI烟煤2000.7Tachibanwan（桔湾）#2105025.0,600/610日立烟煤2001.1Tsuruga（敦贺）#270024.1,593/593MHI烟煤2000.10Hekinan（碧南）#4100024.1,5

37、66/593IHI烟煤2001.11Hekinan（碧南）#5100024.1,566/593IHI烟煤2002.11Isogo-sin（矶子）#160025.0,600/610IHI烟煤2002.3Tomatoatsuma（苫东厚真）#470025.0,600/610IHI烟煤2002.6Reihoku（苓北）#270024.1,593/593MHI烟煤2003.6Hitachinaka（常陆那珂）#1100024.5,600/600日立烟煤2003.12Hirono（广野）#560024.5,600/600MHI烟煤2004.7Maizuru（舞鹤）#190024.5,595/595MHI

38、烟煤2004.8丹麦Skærbæk #341528.5,580/580/580FLsmilj天然气1997.7Nordiylland #341528.5,580/580/580FLsmilj烟煤1998.4Avedre #241530.5,582/600FLsmilj天然气/油2001德国Boxberg91026.6,545/583德B&W煤2000Lippendorf R/S94026.7,554/583德B&W煤1999/2000Niederauen K100026.5,580/600ALSTOM煤2002Frimmerdorf91526.5,576/5

39、99德B&W煤Schwarze Pumpe81526.8,547/565ALSTOM煤1998上海外高桥二期90025,538/566ALSTOM煤20032004发展大容量超临界机组是必要的，也是必然的到2020年，我国电力装机将增加到8.59亿kW，每年新增装机需要25003000万kW，其中燃煤机组约为1700万2000万kW，届时全国联网的格局已经形成。只有装设600MW及更大容量机组作为电网主力机组才能满足负荷增涨要求。2001年，我国燃煤机组每kWh煤耗率为392g标准煤，到2020年，如煤耗率能降到332g，即比2001年降60g/kWh，则与2001年比，当年的节煤量即

40、达1500万t标准煤，约合2000万t原煤。只有大规模发展高效的超临界机组，才能大量降低煤耗。新标准与1996年标准相比，排放大气的污染物标准有很大降低。其中颗粒物由200mg/Nm3降为100mg/Nm3，SO2由1200mg/Nm3降为400mg/Nm3，挥发份>10%煤种的NOX控制在650mg/Nm3，挥发份<10%煤种NOX控制在1000mg/Nm3。另外，在两控区还要控制排放总量。排放者还要按规定缴纳排污费。实行新标准后，新建电厂除尘设施效率将要求提高到99.5%以上，需采用56电场的ESP，或采用布袋除尘器。即便采用含硫1%以下的低硫煤，也要求装设FGD。在脱氮方面，

41、用低NOX燃烧方式虽可以满足要求，但装设烟气脱氮装置也将很快提上日程。采用超临界机组，由于效率提高，可以相应降低污染物排放总量。我国已加入控制CO2排放的京都议定书，而燃煤电厂是排放CO2的大户。每台600MW机组每年CO2排放量约为470万(亚临界)435万(超临界)或400万(USC)t，即USC机组比亚临界机组减排15%。如每年有10台600MW USC机组投产，即可比采用亚临界机组减排CO2 700万t/年。在超临界机组发展初期，即在195070年代时，由于设计、运行、材料使用等问题（主要是材料问题），运行可靠性低于亚临界机组，但目前情况已有变化。到1998年为止，全球有超过350台超

42、临界机组。这项技术已有20多年的经验和发展。经不少国外权威机构的评估和统计数字，其可靠性至少与常规亚临界机组一样好。在大型高效清洁煤发电技术中，IGCC和PFBC只有在示范电站项目成功，发电成本能和常规电厂相竞争后，才有推广的可能，而这大约需要1020年后。当前，只有USC技术，加上FGD和SCR和布袋除尘器，才是可行的成熟的技术。图二图三超超临界参数的选择蒸汽参数与发电效率的关系根据日立公司资料，以亚临界机组为基数，各种超临界及超超临界参数机组相对效率的提高如下表：16.6 MPa538/538024.1MPa538/538+1.9%24.1MPa538/566+2.3%24.1MPa566

43、/566+3.1%25.0MPa566/566+3.3%25.0MPa600/600+5.1%30.0MPa600/600+5.6%根据日本EPDC资料，以24.1 MPa538/566机组功率为基础，24.1 MPa593/593机组的效率提高2.2%（实际）初压的选择在现阶段以选用25MPa比较合理。理由：(1) 进汽压力，从25MPa提高到30MPa，效率提高仅为0.5%，好处不大。(2) 国内汽机厂已有的积木块设计，可用于初压25MPa。高于25MPa时，需对高压缸修改设计。(3) 采用25MPa压力，锅炉水冷壁最高温度在460以下，可采用13CrMo44等常规材料。如提高到27MPa

44、以上，即需改用7CrMoVTiB10-10等高一级材料，增大锅炉造价。(4) 采用25MPa压力，给水泵可与常规SC炉采用同样规格设备。初温的选择在现阶段，以选用600/600比较合理。理由是：(1) 汽温从566/566提高到600/600，效率提高1.81.9%，好处大。如只提高到580/600，则效率比600/600要低0.3%，而两者所用材料基本一致。(2) 高温材料的发展结果，已有使用在600/600的成熟材料。所有600以下的材料，均已由ASME、DIN或MITI批准。对600锅炉，只有末级过热器和再热器需用18Cr的奥氏体钢(如TP347HFG)。汽机全部为12Cr以下的铁素体合

45、金钢。一次再热或是二次再热在现阶段，以一次再热比较合理。理由：(1) 在同级温度参数下，采用二次再热(如600/620/620)与一次再热(如600/620)相比，其循环效率上升0.6%左右，而投资则增加6%10%，运行成本增加,可靠性下降。(2) 采用二次再热，可避免汽机末级叶片处湿度过高，但如进汽温度从566提高到600，在进汽压力为25MPa时，采用一次再热排汽湿度为0.9098,与亚临界机组相当。蒸汽参数八十年代末，日本投运的二台700MW超超临界机组（川越电厂#1、#2），由于受当时耐热钢材的限制，蒸汽压力虽由25MPa提高到31MPa，但汽温仍维持在569/569/569，由于当时

46、蒸汽压力和温度不能匹配，不得不采用二次再热以避免汽轮机排汽湿度过高，二次再热虽是成熟的技术，但31MPa，566二次再热与24.1MPa，566一次再热相比机组热效率可提高约2%（其中二次再热可提高效率1.31.5%，压力的提高均可提高机组效率1%），无论是汽机或锅炉的系统大为复杂，以锅炉来说，二次再热的布置，一、二次再热调温方式和相互之间的影响和对自控设计的要求等均成为设计中的难题从而增加机组的造价，使电站的投资增加约1015%，随着新型热强钢的开发和应用取得了成熟经验（如25Cr20Ni，Super304H以及TP347HFG），日本九十年代生产的大批超超临界机组均采用2425MPa，59

47、3610的一次再热机组，其热效率仅比川越的二次再热机组低0.5%左右，降低了设备造价也简化了系统和运行。以欧洲来说，丹麦九十年代末投运的二台400MW超超临界机组也采用了二次再热580/580/580加上采用了深海水低背压运行方式，使这二台燃煤和燃油气机组的效率分别达到47%和49%，是目前世界上热效率最高的火电机组，但鉴于二次再热设计和运行上的复杂性，其第三台400MW超超临界锅炉（油/气）也改为一次再热，但提高了主汽压力和再热汽温，采用了30.5MPa，582/600以仍能保持较高的机组效率，德国近年投标的几台百万等级的燃煤超临界机组，主汽压力稍高均大于26MPa，均采用一次再热，蒸汽温度

48、已由前二台的550/580提高到后二台的580/600，新投运和正设计中的百万级超超临界机组的热效率均可达到45%以上（改进了机组加热系统的设计和增加锅炉尾部烟侧的换热器等）。根据国内外汽机制造厂的分析，在超超临界参数范围内，主汽压力从25MPa提高到28MPa，汽机热效率相对提高值约为0.560.57%，若主汽温度从580提高到600则汽机热效率相对提高值为0.540.56%，看起来在超超临界参数范围内，提高压力与提高主汽温对汽机热效率的改善几乎是相同的，但根据华东电力设计院与浙江电力设计院的设计分析，由于提高主汽压力后给水泵电耗的增加等因素，与提高主汽温度相比，供电效率的增加甚微，28MP

49、a，580/600与25MPa，600/600相比，机组供电效率仅增加0.1%，供电煤耗基本不变，而提高主汽压力从25MPa到28MPa，对锅炉来说，由于所有受压件钢材用量和阀门费用的增加，将使锅炉投资增加810%，对汽机来说，由于高压缸需增加一级，主汽阀喷咀室等的壁厚有所增加，使整机成本增加69%，使整个电厂造价增加23%。同时提高主汽压力，由于锅炉受压部件和汽机进汽部分壁厚的增加，机组启动时间会有所延长。而主汽温度从580提高到600，对锅炉来说，锅炉受压件金属总重增加较少，过热器的蛇形管需采用Super304H（18Cr10NiNb）或25Cr20Ni级的优质奥氏体钢（HR3C即Sus3

50、10JITB），上部水冷壁或许需采用少量的T23（HCM25）的优质珠光体钢，末级过热器出口集箱和导管则必须采用P92（NF616），但锅炉总的成本增加较少。汽机厂认为主汽温度采用600与580相比，所采用的钢材是相同的。因此目前国际上（日本、德国等）对超超临界机组均出现了采用简单的一次中间再热，主汽压力保持2425MPa水平而大幅度提高主汽温度到600，甚至更高的水平的趋势，以进一步提高机组的热效率。随着新型热强钢的开发研究日益成熟，欧洲已开始执行为期15年的采用更高蒸汽参数（最终予期达到37.5MPa，700/700）的先进火电厂发展规划，将现有的超超临界机组的热效率4445%水平，最终提

51、高到50%的热效率，使火力发电厂的经济性可以与蒸汽燃气联合循环电厂相媲美。超超临界机组机炉主蒸汽参数匹配 (1) 由于管道阻力增大使得管道的等焓温降增大，而且随着机组工作压力的提高愈加明显。按我国现东南沿海地区的标准煤价格以及管道价格，当主蒸汽管道的温降（包括管道等焓温降和散热温降）在45oC左右，综合技术经济性最佳。一般来说，管道的散热温降是很小的，小于0.5oC，因此管道压降比宜选择以之引起的等焓温降在3.54.5 oC左右。(2) 对于主蒸汽压力为25.030.0MPa的超超临界的机组，随着机组工作压力提高，主蒸汽管道的最大压降比应从5%逐渐降低至3%左右。例如主蒸汽压力为31.0MPa

52、的超超临界的机组，当主蒸汽压降比达到4.4%的时候，若管道的压降继续增大，虽然管道的投资费用降低，但管道费用的降低已无法抵消因设计温度和设计压力的提高而引起的锅炉给水泵功耗的增大。(3) 我国是一个产煤大国，燃煤价格相对较低。根据综合技术经济比较，主蒸汽管道的压降比不宜过小。在蒸汽压力25.030.0MPa范围内的超超临界机组，当蒸汽压力小于27.5MPa，主蒸汽压降比选择45%最佳；当蒸汽压力大于27.5MPa，则主蒸汽压降比选择34%较为合适。再热蒸汽系统(1) 高温再热蒸汽管道压降采用高压缸排汽压力的3%左右，低温再热蒸汽管道压降为2%左右较经济，在此压降下高温再热蒸汽管道选择2oC的温

53、降是适合的。(2) 虽然再热蒸汽系统的压降对机组的热耗影响很大，但是即使不考虑锅炉投资的增加，仅管道费用的增加，选择8%的再热系统总压降从经济性上讲不如10%的总压降来得经济。按10%的再热系统总压降来设计还是适合的。机炉蒸汽参数匹配的原则对于蒸汽参数范围25.030.0MPa、580600oC的超超临界机组，若蒸汽压力小于27.5MPa，则主蒸汽管道的压降比选择45%、温降选择5 oC比较合适，在该压降比的范围内，主蒸汽管道的实际压降为1.01.25MPa，对应的主蒸汽流速为55m/s左右；若蒸汽压力较高，大于27.5MPa，则主蒸汽管道的压降比选择34%，对应的管道温降仍为4 oC，此时主蒸汽流速约为4550m/s之间。再热系统压降选择10%的高压缸排汽压力还是合适的，其中高温再热管道选择总压降的30%左右最经济。在此压降下，高温再热蒸汽管道选择2 oC温降是可行的。在国外的机组上也有成功的先例。对USC锅炉的技术要求预期性能(燃烧烟煤时)(1) 锅炉效率：93.5%(2) 最低稳燃负荷：30%BMCR(3) 变负荷速度：24%/分钟(4) NOX排放：200400mg/Nm3(5) 运行方式：变压运行(6) 起动时间：冷态56hrs，温态23hrs，热态11.5hrs