超临界机组的综述new课件

超临界火电机组锅炉综述一、超临界机组的优越性二、超临界锅炉的技术特点三、超临界锅炉机组运行四、超临界火电机组的发展概况超临界、超超临界机组定义水的临界压力：22.12MPa，

临界温度：374.15℃常规的亚临界机组:16.7MPa，温度为538/538℃超临界机组：一般主汽压力24MPa及以上,主汽和再热汽温度540-560℃超超临界机组：一般主汽压力28MPa及以上或主汽和再热汽温度580℃以上

一、超临界机组的优越性

经济性可靠性环保特性超（超）临界机组的热效率常规的亚临界机组发电效率为38%左右；常规超临界机组的效率为40%左右；目前燃煤机组效率最高为47%(海水冷却)。欧洲计划用10年至15年的时间将发电效率提高到52～55%。部分超（超）临界机组经济性举例电厂

项目蒸汽参数机组效率,%投运年份丹麦Vesk电厂407MW25.1MPa,560℃/560℃45.31992法国STAUDINGE厂550MW25MPa,540℃/560℃42.51992德国ROSTOCK电厂559MW25MPa,540℃/560℃42.51994韩国500MW24MPa,538℃/538℃41石洞口二厂600MW24.2MPa,538℃/566℃41.091992日本松蒲电厂1000MW25.2MPa,598℃/596℃441997丹麦Nordjylland电厂410MW28.5MPa,580℃/580℃/580℃471998西门子设计400-1000MW27.5MPa,589℃/600℃>451999欧洲FutureⅠ33.5MPa,610℃/630℃>502005欧洲FutureⅡ40.0MPa,700℃/720℃52-552015平圩电厂600MW(亚临界)17MPa,537℃/537℃36.91989超�超）临界机组的可靠性美国初期蒸汽参数过高，当时冶金工业难以提供满足31MPa，621/566/566℃的合理钢材，投运后事故频繁，可靠性、可用率低，后降低参数运行，取得了比较满意的业绩。原苏联在发展超临界机组的初期，因缺少经验和选用参数过高，使其可靠性低。经改进和完善，超临界机组的可用率与亚临界机组差别不大。1980年美国公布的71台超临界机组和27台亚临界机组运行统计数据表明，两类机组可用率已没有差别。部分超临界机组可靠性举例电厂

项目机组容量，MW可用率，%马歇尔电厂2×63088.7(1985年)勃鲁斯电厂2×112094(1985年)蒙太尔电厂2×1300连续运行607天美

国AEP电力公司7×1300平均EAF=83.3韩国保宁电厂50088.92(1994)石洞口二厂2×60091.47(1994)中

国华能南京电厂2×300连续运行1700多天(到1998年底)超(超)临界机组的特点运行效率高，可靠性好，环保指标先进可复合滑压或纯滑压运行，调峰性能好超(超)临界机组最佳适用条件:大容量:≥600MW燃料价格较高时,技术经济性能更佳；压气机燃气轮机发电机G~发电机G~1243燃烧室e余热锅炉89汽轮机凝汽器57给水加热器水泵10燃气－蒸汽联合循环原理（基本形式）IGCC结构原理图硫资源化脱硫高效、绿色发电技术高效发电超临界机组联合循环多联产煤炭加工与转化流化床FBC整体煤气化联合循环IGCC可再生能源发电及核电烟气净化灰渣及废水资源化空冷机组烟气循环流化床脱硫其它节水技术燃料电池微型燃气轮机太阳光发电风力发电洁净发电节水发电分布式电源新型发电以煤气化为核心以发电为核心各种煤清洁利用方式相对评分比较表注：10分为满分利用方式环保节能运行投资成熟总和顺次型煤78101010451原煤加工洗选煤879910432CFBC

95989404流化床PFBC98658367超（超）临界机组799710423IGCC108668385气化86656318CMW86878376燃料转化液化85455279其他清洁技术9

1.容量从技术可行性、设计制造模式、国外业绩及与国外合作问题、技术经济等问题考虑，超临界锅炉选择1000MW及以下容量都是可行的。一般采用1000MW和600MW两个容量等级。1000MW等级超超临界机组方案具有效率高、单位千瓦投资省、人员少、维护费用低及同容量电厂建设周期短，建筑用地少等综合优点，同时也适应我国电力工业的发展和符合电网对机组容量的需求，将成为反映我国电力工业技术水平的代表性机组。考虑到我国地区及电网的差异及条件，常规超临界（24.2MPa/566℃/566℃）600MW机组，以及600MW等级超超临界机组，更能适应我国广大内陆地区的低背压条件、适用于国内各个电网条件，适用于现有的设备运输条件，并可与1000MW等级容量机组形成系列化。600MW等级超临界、超超临界机组将成为我国电力工业的主力机组。

2.超临界机组蒸汽参数超临界机组的热效率比亚临界机组的高2％～3％左右，而超超临界机组的热效率比常规超临界机组的高4％左右。在超超临界机组参数范围的条件下主蒸汽压力提高1MPa，机组的热耗率就可下降0.13％～0.15%;

主蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.25％～0.3O％；再热蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.15％～0.20％；在一定的范围内，如果增加再热次数，采用二次再热，则其热耗率可较采用一次再热的机组下降正1.4％～1.6％。锅炉布置型式（a）Π形布置；(b)无水平烟道Π形；(c)双折焰角Π形；(d)箱形布置(e)塔形布置；(f)半塔形布置Π形布置Π形布置的主要优点是：（1）锅炉的排烟口在下部，因此，转动机械和笨重设备，如送风机，引风机及除尘器都可布置在地面上，可以减轻厂房和锅炉构架的负载。（2）锅炉及厂房的高度较低。（3）在水平烟道中可以采用支吊方式比较简单的悬吊式受热面。（4）在尾部垂直下降烟道中，受热面易布置成逆流传热方式，强化对流传热。（5）下降烟道中，气流向下流动，吹灰容易并有自吹灰作用。（6）尾部受热面检修方便。（7）锅炉本身以及锅炉和汽轮机之间的连接管道都不太长。Γ形布置Γ形布置实质上是Π形布置的一种改进，只是取消了Π形布置中的水平烟道，其他则大致相同。布置紧凑，可以节省钢材，而且占地面积小；但尾部受热内的检修不方便。大容量锅炉如果采用管式空气预热器时，因为不便支吊，而且尾部烟道高度不够，就不宜采用这种布置。但如果采用回转式空气预热器时，则采用这种布置型式比较适宜。如果要采用管式空气预热器，为解决尾部受热内布置不下的困难，也可将尾部烟道对称地分成左右两个，形成T形布置。塔形布置塔形布置方案，下部为炉膛，对流烟道就布置在炉膛上方，锅炉本体形成一个塔形，它的优点如下：（1）占地面积小。（2）取消了不宜布置受热面的转弯室，烟气流动方向一直向上不变，可以大大减轻对流受热面的局部磨损，因此，对燃用多灰分燃料特别有利。（3）锅炉本身有自身通风作用，烟气流动阻力也较小。（4）对流受热面可以全部水平布置，易于疏水。（3）燃烧方式

煤粉的燃烧方式，主要有四角（六角，八角）切向燃烧方式，墙式燃烧方式（前墙燃烧和对冲燃烧）和W型火焰燃烧方式（也称拱式燃烧）三种。由于切向燃烧中四角火焰的相互支持，一、二次风的混合便于控制等特点，其煤种适应性更强。四角切向燃烧Π型炉在应用中最为突出的问题是炉膛出口的水平烟道左右侧的烟温偏差大，以及某些锅炉局部过、再热器超温爆管和左、右侧主蒸汽及再热蒸汽温差甚大。

切向燃烧锅炉超大型化后的发展趋势

锅炉向超大容量发展，仍采用单火球Π型炉，则要求炉膛出口高度增大，这样除了炉膛出口后的左、右侧存在烟气能量不平衡外，上、下方向也会出现同样问题，另外过高的管屏内外圈管吸热量差异加大，外圈管受热行程长，则易过热。尤其对超超临界参数，主汽及再热汽温将会高达580℃

～600℃，即便选用新型奥氏体钢，也还是须考虑管屏下部迎火管段的超温问题。

对于墙式对冲燃烧方式Π型锅炉要易于解决，其炉膛截面可布置为长方形，则炉膛出口也会高度降低呈长方形。对四角燃烧方式，采用塔式布置，则前述问题也不存在。另一个方案是切向燃烧仍用Π型布置，采取一种不带双面水冷壁的单炉膛双切圆燃烧方式。这种布置方式使炉膛为长方形，而且改变了炉膛出口烟气能量的分布。

在无双面水冷壁的单炉膛双切向燃烧锅炉中，如果正确选择切圆的旋向，将两个相对独立燃烧系统的对流热偏差与整体单一火焰辐射系统的辐射热偏差进行合理的搭配和补偿，则炉膛出口区域总的烟气热偏差将有可能大大降低。如果是采用双炉膛双切圆的布置方式，则两个炉膛的辐射场也是独立的，不可能取得辐射与对流偏差互补的效果，其结果只相当于锅炉容量减小一半，热偏差略有下降。可见，双切圆燃烧锅炉取消双面水冷壁不仅仅是为了简化制造工艺，更重要的是应从消除热偏差的性能设计来考虑。旋流式燃烧器前后墙对冲布置和直流式燃烧器切向布置相比，其主要优点是上部炉膛宽度方向上的烟气温度和速度分布比较均匀，使过热蒸汽温度偏差较小，并可降低整个过热器和再热器的金属最高点温度。墙式对冲燃烧方式以烟气挡板调节再热汽温度。这种调节方式较四角燃烧方式炉多以摆动燃烧器的在垂直方向角度的方式要有效，运行中再热器可不投减温水，使循环热效率不会因喷入减温水而降低。

W型火焰燃烧方式对难燃的贫煤及无烟煤在燃烧稳定性上优于四角和墙式燃烧方式，其下炉膛的截面积偏大，且四周敷设卫燃带，可使煤粉火焰具有较高温度，而又不易冲墙，减少结渣的危险；但是，由于炉膛截面积大，形状复杂，锅炉本体造价大致要增加15％～25％。另外，形成和控制W型火焰使充满整个炉膛，要求成熟的设计经验和较高的运行水平。

超临界机组锅炉有如下五种燃烧方式与锅炉布置型式搭配可适应：四角单切圆Π式布置；四角单切圆塔式布置；单炉膛双切圆Π型布置；墙式对冲塔式布置；墙式对冲Π型布置。（4）水冷壁管圈型式

早期直流锅炉蒸发受热面的形式:本生型:蒸发受热面型式为多次垂直上升管屏苏尔寿型:蒸发受热面型式为多行程迂回管屏拉姆辛型:蒸发受热面型式为水平围绕管屏

本生型苏尔寿型拉姆辛型

本生型直流锅炉发源于德国，早期本生型锅炉的炉膛蒸发受热面管子是多次上升垂直管屏，用中间混合联箱与不受热的下降管互相串联。通用压力型锅炉（UP炉）是拔柏葛公司在本生炉基础上加以改进的一种炉型，所谓通用压力型锅炉是指无论亚临界或超临界参数，均可采用的炉型。UP炉的主要特点是采用全焊膜式水冷壁，工质一次或二次上升，连接管多次混合，每个回路焓增较小，并有较高的质量流速，可保持水冷壁可靠的冷却。采用内螺纹管以防止蒸发段产生膜态沸腾。对于UP炉来说一般用于大型超临界压力直流炉，以确保水冷壁管内的质量流速。

拔柏葛公司、德国斯坦因缪勒公司等在炉膛的辐射受热面的结构型式上相继采用螺旋型上升管圈。管圈自炉膛底部沿炉膛四周盘旋上升至炉膛折焰角处，炉膛上部管屏改变为垂直上升管屏，以利于管子穿墙及悬吊结构的布置。螺旋管圈除进出口联箱外，中间不设置混合联箱，这种管圈的优点是热偏差小，且因无中间混合联箱，不会产生混合物的不均匀分配的问题，因此可做成全焊接的膜式水冷壁管圈，这是本生型锅炉的一大改革。

现代直流锅炉蒸发受热面的主要型式一次垂直上升管屏(UP锅炉)该型式锅炉的压力既适用于亚临界,又适用于超临界.炉膛下部多次上升,上部一次上升管屏(FW型)该型式适合于300~600MW容量机组,且不适宜滑压运行（中间有联箱）.螺旋式水冷壁管屏该型式特别适用于滑压运行炉膛水冷壁：

下部螺旋盘绕上升

从水冷壁进口到折焰角下一定距离（标高52608.9mm）处。上部垂直上升均为膜式结构两者间由过渡水冷壁转换连接。

螺旋管圈水冷壁炉管现有两种型式，一种是光管，另一种是内螺纹管。后者是为了强化传热、防止传热恶化。可使水冷壁运行更安全，更可靠。但是，内螺纹管水冷壁的成本将增加10％一15％。采用螺旋管水冷壁具有如下的优点：1）蒸发受热面采用螺旋管圈时，管子数目可按设计要求而选取，不受炉膛大小的影响，可选取较粗管径以增加水冷壁的刚度；2）螺旋管圈热偏差小，工质流速高，水动力特性比较稳定，不易出现膜态沸腾，又可防止产生偏高的金属壁温；3）无中间混合联箱，不会产生汽水混合物不均匀分配的问题；4）可采用光管，不必有制造工艺较复杂的内螺纹管，而可实现锅炉的变压运行和带中间负荷的要求。5）不需在水冷壁入口处和水冷壁下集箱进水管上装设节流圈以调节流量；6）螺旋形管圈对燃料的适应范围比较大，可燃用挥发分低、灰分高的煤；7）能变压运行，快速启停，能适应电网负荷的频繁变化，调频性能好。螺旋管圈虽有以上优点，但它的结构与制造工艺复杂，故制造与安装比较困难，所需工期较长。内螺纹垂直管屏水冷壁特点优点：水冷壁阻力较小，可降低给水泵耗电量，其水冷壁的总阻力仅为螺旋管圈的一半左右。与光管相比，内螺纹管的传热特性较好。安装焊缝少，减少了安装工作量和焊口可能泄漏机率，同时缩短了安装工期。水冷壁本身支吊，且支承结构和刚性梁结构简单，热应力小，可采用传统的支吊型式。维护和检修较易，检查和更换管子较方便。比螺旋管圈结渣轻。缺点：水冷壁管径较细，内螺纹管相对于光管来说价格较高，一般高出10％～15％。需装设节流孔圈，增加了水冷壁和下集箱结构的复杂性，节流圈的加工精度要求高，调节较为复杂。机组容量会受垂直管屏管径的限制，对容量较小机组，其炉膛周界相对较大，无法保证质量流速。超临界锅炉水冷壁型式的选择：上述几种水冷壁的型式各有利弊，但从实际应用来看，世界各国变压运行锅炉水冷壁普遍采用了螺旋管圈型式，在我国也有良好的运行业绩。同时，几大锅炉厂已掌握了这种管圈的一些特殊的制造工艺。因此，在我国超临界发展的初期，应用技术成熟的螺旋管圈型式仍不失为一种优选的方案。内螺纹垂直水冷壁型式在支吊、安装及运行等方面具有较大的优越性，也是发展的方向。三、超临界锅炉机组运行方式（1）低负荷滑压运行丹麦和欧洲的超临界机组的良好性能是基于低负荷滑压运行，即主汽压力随着负荷的降低而降低，日本的部分超超临界机组也是低负荷滑压运行。（2）

负荷变化范围超临界机组的负荷可在10％－100％BMCR之间变动，锅炉最低稳燃负荷约30％BMCR，在约35%BMCR以上时纯直流运行。

（3）负荷变动率

尽管对超超临界机组要求的负荷变化范围很大，负荷变动率也很高，但由于超超临界机组的高效率只有在高参数、高负荷时才显示出来，同时由于超超临界机组厚壁部件热应力对负荷变动率的限制，因此，超临界机组在运行中应尽可能带高负荷，并尽量避免大幅度和快速变动负荷；而通常降负荷时的负荷变动率要比升负荷时要求的更严一些。负荷变动/燃料煤油或气50％－90％MCR4％MCR/min8％MCR/min20％－50％MCR及90％－100％MCR2％MCR/min4％MCR/min（4）负荷阶跃对于超临界机组，在70％－95％MCR负荷范围内，能做到5％额定负荷的负荷阶跃，其中2．5％以上在5秒内完成，其余2．5％在30秒内完成。（5）启动时间（min）启动状态点火到并网并网到额定负荷热态35～4530~45温态100～11580~90冷态100～19095~150高蒸汽参数对锅炉变负荷运行特性的影响(a)高参数对锅炉变负荷速率的影响一般亚临界自然循环汽包锅炉允许变负荷速度为0.6％MCR/min，控制循环汽包锅炉变负荷速度为3.6％MCR／min，而螺旋管圈式直流锅炉允许变负荷速度为5％~8％MCR／min。直流锅炉具有快速变负荷的能力。但是，随着锅炉参数的提高，内置式启动分离器的壁厚增加，将限制锅炉负荷的变化速率。超临界锅炉由于材料等级的提高，分离器壁厚仅为亚临界600MW锅炉汽包壁厚的1／3左右。因此超临界锅炉允许负荷变化速度还是较大的。(b)超临界锅炉的调峰幅度超超临界锅炉最低负荷主要决定于水冷壁的安全负荷，一般超临界锅炉的最低稳定负荷为30％～50％BMCR。锅炉在此负荷以上运行时，水冷壁是安全的，在此负荷以下运行，为了保护水冷壁则需要启动启动分离器系统，以增加水冷壁的质量流速。启动分离器系统的投运将造成工质热量的损失，使机组的经济性变差。同时，频繁的投运启动分离器系统，将使其阀门受到损伤。可见，超临界锅炉最低调峰幅度不应低于水冷壁的安全负荷。

调峰幅度还应考虑锅炉不投油最低稳燃负荷，如果负荷较低，锅炉燃烧不稳，需要投油助燃，燃料成本将增大。总之，超临界锅炉的调峰幅度应以保证水冷壁安全、不投运启动分离器系统和不投油最低稳燃为原则，确定锅炉的最低调峰负荷。

锅炉滑压运行应注意的几个问题超超临界直流锅炉在滑压运行时，水冷壁内的工质随负荷的变化会经历高压、超高压、亚临界和超临界压力区域，并在不同的压力下可能产生以下问题:a.锅炉负荷降低时，水冷壁中的质量流速也按比例下降。

b.低负荷时，水冷壁的吸热不均匀将加大，可能导致温度偏差增大。

c.在临界压力以下运行时，会产生水冷壁管内两相流的传热和流动，要防止膜态沸腾而导致的水冷壁管超温。d.在整个滑压运行过程中，蒸发点的变化使水冷壁金属温度发生变化，要防止因温度频繁变化引起的疲劳破坏。

四、超临界机组发展概况从上个世纪50年代开始，世界上以美国、前苏联和德国等为主的工业化国家就已经开始了对超临界和超超临界发电技术的研究。经过近半个世纪的不断进步、完善和发展，目前超临界和超超临界发电技术已经进入了成熟和商业化运行的阶段。

国外发展超超临界机组的概况

1957年在美国投运第一台试验性超超临界125MW机组（31MPa，621/566/538℃）,1959年在美国投运第二台超超临界325MW机组（34.4MPa,649/566/566℃）。单机容量最大为1300MW。1953年前苏联首期5台超临界300MW机组投运；1967年和1968年相继投运500MW和800MW机组，1981年单轴1200MW投运。日本、德国和丹麦相继于70和90年代迅速发展超（超）临界机组,已成为当今世界发展超超临界发电技术领先的国家。国外超临界机组概况国家美国前苏联日本首台机组1957年125MW31.03MPa621℃/565℃/538℃总容量：世界第一，1982年166台112898MW主力机组500~800MW参数：24MPa,538℃/538℃为主蒸气参数最高：费城电力公司艾迪斯顿电厂NO.1机34.4MPa,649℃/566℃/566℃单机容量最大：9×1300MW（双轴）1953年300MW>300MW，几乎全为超临界机组最大容量机组：1200MW（单轴）1989年222台，占火电装机50%主力机组250MW~800MW蒸气参数：25.2MPa,545℃/545℃1967年600MW1985年77台，占火电装机51%蒸气参数：24.12MPa,538℃/566℃复合变压运行>450MW，全为超临界机组概况超临界机组概况（续）国家首台机组12×500MW1992年600MW现在运行与在建(300MW,500MW,600MW，800MW，900MW)石洞口电厂2×600MW南京、营口电厂4×300MW伊敏、盘山电厂4×500M绥中电厂2×800MW阜阳电厂2×600MW外高桥电厂2×900MW利港电厂2×600MW太仓电厂2×600MW沁北电厂2×600MW（国产化示范）玉环电厂800-1000MW（超超临界机组）概况韩国意大利中国22×600MW我国现运行的超临界机组机组投运年出力P主汽t主汽t再热备注

MWbar℃℃石洞口二厂#1、21991/92600242538566ABB-CE/SULZER华能南京电厂#1、21994300250545545俄罗斯华能营口电厂#1、21996300250545545俄罗斯绥中电厂#1、22000800250545545俄罗斯华能伊敏电厂#1、21998/99500250545545俄罗斯盘山电厂#1、21995/96500250545545俄罗斯蓟县电厂#1、2500250545545俄罗斯机组投产年份出力P主汽t主汽t再热备注

MWbar℃℃河南沁北电厂#1、22005600242571571国产化依托工程上海石洞口二厂二期900250538538阿尔斯通上海外高桥电厂二期2003/04900250538560福建华阳后石电厂600254542568日本三菱重工台山电厂#1、2660国家电厂功率/MW燃料容量t/h参数MPa·℃锅炉制造厂投运日期日

本川越700液化天然气215031/566/566/566三菱1989.1990三隅1000烟煤290024.5/600/600三菱1998原町1000烟煤289024.5/600/600B＆W-日立1998七尾大田700烟煤212024.1/593/593石川岛播磨1998苓北700烟煤212024.1/593/593三菱1999桔湾1050烟煤/油300025.0/600/600石川岛播磨2000敦贺700烟煤212024.1/593/593三菱2000碧南1000烟煤305024.1/593/593石川岛播磨2001丹

麦Skarbk415天然气97229/582/580/580FLSmiljφ1997Nordiyland415烟煤/油97229/582/580/580FLSmiljφ1998Avedφre400天然气/油106730.5/582/600FLSmiljφ2001德国Lippendorf933褐煤242026.7/554/583Alstom1999NiederauBem1012褐煤266826.9/580/600Alstom2000美国第一台试验性超临界125

31MPa621/566/538

1957第二台超临界325

34.4MPa,649/566/566

1956

世界上已投运的超超临界电厂时间压力（bar)温度（℃）耐高温钢材70～80年代亚、超临界540～560Mo或Cr-Mo90年代初250560X20CrMoV121或T2290年代末期275～290580～600P91/T91(9Cr1Mo)2000～2005300～310600P92/T92(CrMoW)2005～2010320～350610～630T/P122(CrMoWCuNb)2005～2010350～400650奥氏体钢中合金马氏体新钢种超（超）临界机组的主要运行参数变迁世界上超临界和超超临界发电技术的发展过程大致可以分成三个阶段：

第一个阶段，是从上个世纪50年代开始，直至80年代。起步参数就是超超临界参数，从60年代后期开始美国超临界机组大规模发展时期所采用的参数均降低到常规超临界参数。

第二个阶段，从上个世纪80年代初期开始。大大提高了机组的经济性、可靠性、运行灵活性。超临界机组的市场逐步转移到了欧洲及日本，涌现出了一批新的超临界机组。

第三个阶段，从20世纪九十年代开始进入了新一轮的发展阶段。在保证机组高可靠性、高可用率的前提下采用更高的蒸汽温度和压力。第三阶段超超临界机组的技术发展具有以下三方面的特点：l）蒸汽压力取得并不太高，多为25MPa左右，而蒸汽温度取得相对较高，进汽温度均提高到了580OC－600OC左右。2）蒸汽压力和温度同时都取较高值（28MPa－30MPa，600℃左右），从而获得更高的效率。主要以欧洲的技术发展为代表，3）开发更大容量的超超临界机组以及百万等级机组倾向于采用单轴方案。

目前全世界己投入运行的超临界及以上参数的发电机组大约有600多台。其中在美国有170多台，日本和欧洲各约60台，俄罗斯及原东欧国家280余台。目前发展超超临界技术领先的国家主要是日本、德国和丹麦等，世界范围内属于超超临界参数的机组大约有60余台。

结论：早期（50年代末）以美国为代表，更注重提高初压（30MPa或以上），并采用两次再热。使结构与系统趋于复杂，运行控制难度趋于提高，机组可用率下降。到80年代，又退回到超临界参数。

中期（80年代末）日本由川越电厂31MPa／566℃／566℃／566℃超超临界为代表，从引进到自主开发，有步骤、有计划的发展。

近期（90年代始），日本压力调整为（24～25）MPa，温度由566℃／593℃稳步上升为600℃

／600℃的发展方向，取得了显著的成功。德国等欧洲国家（丹麦除外）超超临界机组的压力在（25～28）MPa范围，温度也上升为580℃／600℃及600℃

／600℃

。丹麦的超超临界机组追求技术上可能达到的最高效率，压力接近30MPa，温度为580℃/580℃／600℃及580℃/600℃

。采用二次再热的超超临界机组，除了早期美国的三台机组外，只有日本川越两台（1989年）和丹麦的机组。90年代中期以来，在建设大容量火力发电机组时以追求机组的高效率为主要目标，在提高蒸汽温度的同时，蒸汽压力也随之提高。锅炉布置型式按各公司传统，有Π型布置及半塔型布置。日本超临界锅炉全部采用Π型布置，德国、丹麦全部采用塔式布置。燃烧方式按各公司传统，有切圆燃烧和对冲燃烧。日本IHI、日立公司制造的超临界Π型炉均采用了前后墙对冲燃烧方式，三菱重工的锅炉燃烧方式为单炉膛或双炉膛燃烧方式。欧洲燃烧方式既有四角切圆燃烧，又有对冲燃烧，还有个别的双切国燃烧和八角单切园燃烧。水冷壁型式为垂直管屏和螺旋管圈二种型式共存。美国早期为垂直管屏，欧洲为螺旋管圈；90年代后，除日本三菱公司新开发了内螺纹垂直管屏外，其余全部采用螺旋管圈。．国外超临界机组发展中的主要问题及发展计划

——蒸汽参数的选择与金属材料发展的匹配

50年代：1949年原苏联29.4MPa,600℃,12t/h;1956年德国34MPa,610/570/570℃,88MW;1957年美国31MPa,621/566/538℃,125MW;1959年美国34.3，649/566/566℃,325MW

60年代：降为24MPa,538-566℃。当时生产的奥氏体纲热膨胀系数大、导热系数低、抗应力腐蚀差及加工能力差等，其零部件高温腐蚀、焊接不良、疲劳裂纹、高压转子热裂纹等。设计、制造质量问题较多；超临界参数下300MW机组容量较小，汽轮机效率低；锅炉不能变压运行，负荷适应性和灵活性差。

80年代：新型铁素体耐钢热开发应用和改进奥氏体纲，及环保的日趋严格。90年代：末期蒸汽温度提高到580～600℃,相应的电厂成功投入了商业运行。现在：新型铁素体-马氏体耐钢热（6-12%Cr）开发应用未来的5～10年：主蒸汽温度可达610～630℃。今后的10～20年：现代化电厂将是650℃的机组，运行效率50%左右。那时的上限温度预计为700℃，效率52～55%。

从2002年开始，美国能源部开始了一个用于燃煤电厂超临界和超超临界机组的高温高强度合金材料研究项目。该研究项目的五个主要目标是:确定哪些材料影响了燃煤电厂的运行温度和效率；定义并实现能使锅炉运行于760℃的合金材料的生产、加工和涂层工艺;参与ASME的认证过程并积累数据为成为ASME规范批准的合金材料做好基础工作；确定影响运行温度为871℃的超超临界机组设计和运行的因素；与合金材料生产商、设备制造商和电力公司一起确定成本目标并提高合金材料和生产工艺的商业化程度。

日本电力(J-Power，原为EPDC)在日本通商产业省支持下，从政府得到50%的补助金，与其它单位共同组织超超临界技术的开发。第一阶段目标是:第一步用铁素体钢达到593℃，第二步用奥氏体钢达到649℃。第二阶段目标是用新型铁素体钢达到630℃。日本三大设备制造公司对转子、汽缸、法兰、螺栓等主要部件进行了相应参数下的实物中间试验，5OMW功率的中间实验机组己经投运。国内发展超临界机组的主要问题和发展计划我国对电站用钢的研究投入很少，新钢种的研发工作几乎处于停滞状态。国内冶金企业的生产水平和能力也有限，高参数机组关键部件材料基本上依赖进口，目前国内的耐热钢研发和生产水平远远落后于电力工业的发展和需要