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从热力循环角度论述我国大容量机组（超超临界）达到超高效率的方法超超临界的概念：燃煤发电机组运行过程中，锅炉内工质都是水，水的临界点压力为22.12MPa，温度374.15℃；在这个压力和温度时，水和蒸汽的密度是相同的，就叫水的临界点。
超临界机组是指主蒸汽压力大于水的临界压力22.12 MPa的机组，而亚临界机组是指主蒸汽压力低于这个临界压力的机组，通常出口压力在15.7～19.6 MPa。
习惯上，又将超临界机组分为两个类型：一是常规超临界燃煤发电机组，其主蒸汽压力一般为24兆帕左右，主蒸汽和再热蒸汽温度为566～593℃；二是超超临界燃煤发电机组，其主蒸汽压力为25～35 MPa及以上，主蒸汽和再热蒸汽温度一般600℃以上，700℃超超临界燃煤发电机组是超超临界发电技术发展前沿。
在超临界与超超临界状态，水由液态直接成为汽态，即由湿蒸汽直接成为过热蒸汽、饱和蒸汽，热效率较高，因此，超超临界机组具有煤耗低、环保性能好和技术含量高的特点，且温度越高，热效率越高，煤耗越少。
超超临界高效率的原因：一般认为超超临界的主蒸汽压力大于25MPa，同时主蒸汽和再热蒸汽的温度高于600℃以上。
超超临界的效率如此之高，主要是因为提高了进锅炉的水的温度，减小水和火焰之间的传热温差。
因为不等温传热是热力系统不可逆的原因之一，同时传热温差的存在造成了做功能力的损失，即产生了㶲损，所以增加压力到达超临界根本原因就是为了提高水的温度，减少传热温差。
超临界机组的热效率比亚临界机组的热效率高2%～3%左右，而超超临界机组的热效率比常规临界机组的效率高4%左右。
在超超临界机组参数的范围的条件下主蒸汽压力提高1Mpa，机组的热耗率就可以下降0.13%～0.15%，主蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就下降0.25%～0.3%。
再热蒸汽温度每提高10℃,机组的热耗率就下降0.15%～0.20%；在一定范围内，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1.4%～1.6%。
小知识：超超临界机组介绍来源：华电集团日期： 2006-12-05一般而言，新蒸汽的压力大于临界压力(22.064MPa)小于25MPa的锅炉称为超临界锅炉，配套的汽轮机称为超临界汽轮机；新蒸汽的压力介于25－31MPa的锅炉称为超超临界锅炉，配套的汽轮机称为超超临界汽轮机。
在超临界与超超临界状态，水由液态直接成为汽态，即由湿蒸汽直接成为过热蒸汽、饱和蒸汽，所以热效率高。
据了解，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。
因此，超临界、超超临界发电机组成为国外尤其是发达国家的主力机组。
全世界范围内，属于超超临界参数的机组大约有60余台。
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超临界发电技术的研究。
经过半个多世纪的不断进步、完善和发展，目前超超临界发电技术已经进入了成熟和商业化运行的阶段。
邹县电厂四期工程两台100万千瓦机组，就采用了超超临界这一先进技术。
该机组具有效率高、单位千瓦投资省、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，发电效率高达45%，发电标准煤耗为273克/千瓦时。
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。
------------------------------------- 先进发电技术小资料--------------------------------■超超临界燃煤发电技术：指容量为60万千瓦以上，主蒸汽压力达到25兆帕以上，温度达到593－650℃或者更高的参数，并具有一次再热或二次再热循环的燃煤发电技术，具有煤耗低、环保性能好、技术含量高的特点，机组热效率能够达到45％左右。
■煤炭高效洁净燃烧技术：指使煤炭在燃烧过程中提高效率、减少污染物排放的技术，包括超（超）临界发电、循环流化床锅炉(CFB)燃烧发电、增压流化床燃烧联合循环（PFBC-CC）发电、低氮氧化合物（NOX)燃烧等洁净发电技术以及工业锅炉高效燃烧技术等。
超（超）临界锅炉的特点一、引言随着我国火力发电事业的快速发展和节能、环保要求的日趋严格，提高燃煤机组的容量与蒸汽参数，进一步降低煤耗是大势所趋。
在这个基础上，节约一次能源，加强环境保护，减少有害气体的排放，已越来越受到国内外的高度重视。
超超临界机组因其煤耗低，节约能源，我国已经把大幅度提高发电效率、加速发展洁净煤技术的超超临界机组作为我国可持续发展、节约能源、保护环境的重要措施。
尽管在同等蒸汽参数情况下，联合循环的效率比蒸汽循环的效率高10%左右，但是，由于PF-BC和IGCC尚处于试验或示范阶段，在技术上还存在许多不完善之处，而超临界技术已十分成熟，超超临界机组也已批量投运，且积累了良好的运行经验，国外已有一套完整而成熟的设计、制造技术。
因此，技术成熟的大容量超临界和超超临界机组将是我国清洁煤发电技术的主要发展方向，也是解决电力短缺、能源利用率低和环境污染严重等问题的最现实和最有效的途径。
超超临界压力锅炉的关键技术是多方面的，在材料的选择、水冷壁系统及其水动力安全性、受热面布置、再热系统汽温的调控等多方面均存在设计和制造上的高难技术。
二、超（超）临界锅炉的特点超临界机组区别与普通机组主要有以下特点：1、蒸汽参数的选择机组的蒸汽参数是决定机组热经济性的重要因素。
一般压力为16.6～31.0MPa、温度在535~600℃的范围内，压力每提高1MPa，机组的热效率上升0.18％~0.29％：新蒸汽温度或再热蒸汽温度每提高10℃，机组的热效率就提高0.25％~0.3％；因此提高蒸汽参数是提高机组热效率的重要途径。
目前超超临界与超临界的划分界限尚无国际统一的标准，下表列举了一些发达国家的典型机组的参数[1]。
现在常规的超临界机组采用的蒸汽参数为24.1MPa、538℃/566℃。
一般认为蒸汽压力大于25MPa，蒸汽温度高于580℃称为超超临界。
研究分析[2]指出对600/600℃这一温度等级，当主汽压力自25MPa升高到28MPa，锅炉岛和汽机岛的钢耗量将分别增加3.5％和2%。
600MW级超临界直接空冷凝汽式汽轮机概述1.1概述二期工程2×600MW级超临界直接空冷凝汽式汽轮发电机组，汽轮机设备为东方汽轮机有限公司生产超临界空冷汽轮机，型号为：TC4F-26(24.2MPa/566℃/566℃)，型式：超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、直接空冷凝汽式汽轮机；该机组额定出力637MW；最大连续出力为662MW，汽轮机采用复合变压运行方式；具有七级非调整回热抽汽。
给水系统采用2×50%汽动给水泵，不设备用泵，由于主汽轮机采用直接空冷汽轮机，其背压变化幅度较大，给水泵驱动汽轮机排汽不宜排入主汽轮机的空冷器中，每台给水泵汽轮机各自配置一台水冷凝汽器，给水泵驱动汽轮机排汽凝结水直接排入主汽轮机的排汽装置中，给水泵汽轮机本体疏水排入给水泵汽轮机凝汽系统中。
由于二期汽轮机乏汽采用空冷冷却系统，节省了一期湿冷系统的风吹、蒸发、排污等水量损失，年平均节约水量约1904m3/h。
其用水量比一期湿冷系统节水70％。
投资上与混凝式间接空冷系统相比，可降低工程投资35.7％；与表凝式间接空冷系统相比，可降低工程投资40.2％。
王曲电厂超临界机组与我厂一期亚临界机组相比汽轮机组热耗将低约4.5%。
超临界机组是指锅炉的新蒸汽的压力大于临界压力（22.115MPa）小于25MPa的锅炉和汽轮机发电机组。
在超临界和超超临界状态，水由液态直接成为汽态（由湿蒸汽直接成为过热蒸汽或饱和蒸汽），热效率高。
因此，超临界，超超临界发电机组已经成为国外，尤其是发达国家主力机组。
由于机组效率提高，污染物的排放也相应减少，经济效益十分明显。
超临界机组是火电机组大家族中的“节能减排新星”。
超临界机组和亚临界机组特点比较它具有如下特点：(1) 热效率高、热耗低。
可节约燃料，降低能源消耗和大气污染物的排放量。
(2) 超临界压力时水和蒸汽比容相同，状态相似，单相的流动特性稳定，没有汽水分层和在中间集箱处分配不均的困难，并不需要象亚临界压力锅炉那样用复杂的分配系统来保证良好的汽水混合，回路比较简单。
第一章超临界机组特点一、概述随着锅炉朝着大容量高参数的方向发展，超临界机组日益显示其诸多优点。
火电机组随着蒸汽参数的提高，效率也相应地提高：●亚临界机组（16～17Mpa、538/538℃），净效率约为37~38%，煤耗330~350g；●超临界机组（24～28Mpa、538/538℃），净效率约为40~41%，煤耗310~320g；●超超临界机组（30MPa以上、566/566℃），净效率约为44~46%，煤耗280~300g。
由于效率的提高，不仅煤耗大大降低，污染物排量也相应减少，经济效益十分明显。
热力学理论认为，在22.129MPa、温度374℃时，水的汽化会在一瞬间完成，即在临界点时饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的两相区存在，两者的参数不再有区别。
由于在临界参数下汽水密度相等，因此在临界压力下无法维持自然循环，只能采用直流炉。
超临界直流炉的汽水行程如图1所示。
直流锅炉没有汽包，整个锅炉是由许多管子并联，然后用联箱连接串联而成。
在给水泵的压头作用下，工质顺序一次通过加热、蒸发和过热受热面。
进口工质为水，出口工质为过热蒸汽。
由于没有汽包，所以在加热和蒸发受热面之间，以及在蒸发和过热受热面之间都没有固定的分界线。
加热区和过热区中的参数变化同自然循环锅炉相同；在蒸发区中由于流动阻力，压力有所降低，相应的饱和温度也有所下降。
（1）应有高品质的给水：进入锅炉的给水全部变为蒸汽，给水所含的盐分除少量溶于蒸汽而被带出外，其余杂质均将沉积在受热管内壁上。
（2）节约钢材：采用小管径而且不用汽包，就可大量节约钢材。
一般直流锅炉大约可节约20％～30％的钢材。
（3）由于强制工质流动，蒸发部分的管子允许有多种布置方式不必象自然循环锅炉那样要用立置的蒸发管。
但蒸发段的最后部分受热面应安置在热负荷较为温和的地区。
（4）直流锅炉不受工作压力的限制，而且更适于超高压力和超临界压力，因为随压力的提高以及水和汽的比容差的减小，工质的流动更为稳定。
3.4.1总体特点本次机组具有超群的热力性能；优越的产品运行业绩及可靠性；高效、高可用率、容易维护、检修所花时间少、运行灵活、快速启动及调峰能力。
机组采用一只高压缸、一只中压缸和二只低压缸串联布置。
汽轮机四根转子各由两只径向轴承来支承。
这种支承方式不仅安装维护方便，属于传统成熟结构；相对于单支承轴承跨距小，转子刚度高，厂内高速动平衡状态的动力特性与现场转子工作状基本相同，减少现场动平衡量；而且轴承工作比压相对较低，在一般轴承比压设计范围内，联轴器螺栓受力较小，汽机转子能平稳安全运行。
本机组采用以下在多台相近蒸汽参数和相同容量的机组得到验证的设计和结构特征，来保证机组具有高的可靠性和运行高效率。
●模块设计●采用成熟可靠结构●高效率冲动式叶型●选用合适的材料来适应高蒸汽参数●对高温部件作特殊精心设计●可靠的防止固体微粒腐蚀的技术●高压、中压缸为双层缸结构●汽缸采用水平中分面、窄高法兰，并采用合理的螺栓冷却系统●中心线支承方式●汽缸和隔板精确的同心度●经过验证的叶片固定方式●每个转子配有独立的双轴承支撑●对轴系稳定性进行了慎密校核●实心合金钢整锻转子，轮盘式转子结构●低压缸为三层缸结构，防止热变形●铁素体不锈钢汽封和接触式汽封●径向汽封，动静间隙合理●全部隔板采用焊接结构●结构上有足够的疏水槽●钢台板●先进的低压缸喷水系统●测温元件可在线更换●转子厂内高速动平衡和超速试验，将不平衡量降到最小●高效、高可靠性的阀门●面向用户的设计、检修维护方便图3-26 高压内缸中分面螺栓冷却图图3-27 中压缸纵剖面3.4.2 高压模块（HP 汽缸）高压缸为单流式，包括1个双向流冲动式调节级和8个冲动式压力级。
高压汽缸采用双层缸结构，内缸和外缸之间的夹层只接触高压排汽，使缸壁设计较薄，高压排汽占据内外缸空间，简化汽缸结构。
汽缸设计采用合理的结构和支撑方式，保证热态时热变形对称和自由膨胀，降低扭曲变形。
高压内、外缸由合金钢铸件制成，精确加工和手工研磨水平中分面达到严密接触，防止漏汽。
300MW等级亚临界和超临界供热机组的可行性分析1 前言目前国内亚临界300MW等级机组已成为我国火力发电的主力机组,制造、安装、运行经验已很成熟。
随着技术的不断进步和节能减排产业政策的要求,300MW 等级机组参数已由亚临界参数(18.0MPa,540℃)发展到超临界参数(25.0MPa，540℃～566℃)。
根据电力市场发展形势需要,本文主要以大旺热电厂为例,根据该厂的供热要求和燃料特性,选择与之相匹配的机组型式,并从国产制造能力、运行可靠性及技术经济方面做论述,来综合论证亚临界和超临界机组的可行性。
2 工程概述2.1 煤源及煤质国电肇庆大旺工程煤源采用山西晋北平朔煤作为设计煤种,内蒙古伊泰煤为校核煤种。
燃煤为高挥发份烟煤,点火及助燃油为0号轻柴油。
2.2 煤质特性分析本工程燃煤属于低硫、中富灰份、中等发热量烟煤,设计煤种结渣特性低、校核煤种结渣特性高。
由于Vdaf 37%故燃煤较易着火,根据《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》其燃烧方式“宜采用切向燃烧或墙式燃烧方式,并配直吹式制粉系统”。
2.3 热负荷现状依据山东省城乡规划设计研究院编制的本项目热网部分可研报告,根据对电厂周边地区用汽企业的情况调查,热用户用汽压力参数基本上为0.4MPa~0.9MPa之间,用汽温度参数基本上在180℃以下。
考虑到管道输送沿程压力损失及温度降低后,热源送汽参数定为1.2MPa,250℃,可满足各用户要求。
实际用户可按实际生产工艺要求,通过设置配汽站减温减压调整以各自满足需要。
3 装机方案的拟定与方案比较根据热负荷数据,结合热负荷特性曲线,从保证供热可靠性和具备适应热负荷变化的能力出发,拟考虑以下二种装机方案。
下面对二种装机方案分别进行简述和比较:如果采用两台2×300MW等级亚临界抽凝式供热机组,设2级可调式抽汽。
这种机型技术成熟,在采暖供热业绩较多,但抽汽参数较低。
根据我院多方调研以及与多家汽轮机厂交流和咨询,对于300MW亚临界供热机组,1.6MPa,200t/h的抽汽参数实现起来难度很大,原因如下:1)1.6MPa,200t/h的抽汽参数,不仅压力高,而且抽汽流量大,如从中压缸中间抽出,对外供热抽汽需采用回转隔板调节,并且汽轮机本体抽汽开孔要加大,轴承间距也相应加大,结构上会影响到中压缸周围其他抽汽的孔开孔和布置,对现有机型的改动较大,目前国内300MW汽轮机没有相似参数的工程设计方案和运行业绩。
据统计，目前全世界已投入运行的超临界及以上参数的发电机组大约有600余台，其中美国约有170台，日本和欧洲各约60台，俄罗斯及原东欧国家280余台。
未来发展方向是进一步提高温度和压力，制造700℃超超临界机组，目前欧盟、日本和美国等在此领域处于领先地位。
一、概念燃煤发电机组是将煤燃烧产生的热能通过发电动力装置（电厂锅炉、汽轮机和发电机及其辅助装置等）转换成电能。
燃煤发电机组主要由燃烧系统（以锅炉为核心）、汽水系统（主要由各类泵、给水加热器、凝汽器、管道、水冷壁等组成）、发电系统（汽轮机、汽轮发电机）和控制系统等组成。
燃烧系统和汽水系统产生高温高压蒸汽，发电系统实现由热能、机械能到电能的转变，控制系统保证各系统安全、合理、经济运行。
燃煤发电机组运行过程中，锅炉内工质都是水，水的临界点压力为22.12MPa，温度374.15℃；在这个压力和温度时，水和蒸汽的密度是相同的，就叫水的临界点。
超临界机组是指主蒸汽压力大于水的临界压力22.12 MPa的机组，而亚临界机组是指主蒸汽压力低于这个临界压力的机组，通常出口压力在15.7～19.6 MPa。
习惯上，又将超临界机组分为两个类型：一是常规超临界燃煤发电机组，其主蒸汽压力一般为24兆帕左右，主蒸汽和再热蒸汽温度为566～593℃；二是超超临界燃煤发电机组，其主蒸汽压力为25～35 MPa及以上，主蒸汽和再热蒸汽温度一般600℃以上，700℃超超临界燃煤发电机组是超超临界发电技术发展前沿。
在超临界与超超临界状态，水由液态直接成为汽态，即由湿蒸汽直接成为过热蒸汽、饱和蒸汽，热效率较高，因此，超超临界机组具有煤耗低、环保性能好和技术含量高的特点，且温度越高，热效率越高，煤耗越少。
例如，与600℃超超临界发电技术相比，700℃超超临界燃煤发电技术的供电效率将提高至50%，每千瓦时煤耗可再降低近70克，二氧化碳排放减少14%。
不同参数燃煤发电机组的热效率和煤耗参数名称蒸汽温度（℃）蒸汽压力（MPa）热效率（%）煤耗（g/kWh）中温中压4353524480高温高压5009033390超高压5351335360亚临界5451738324超临界5662441300超超临界6002743284 700℃超超临界7003546以上210二、700℃超超临界燃煤发电技术发展情况1.发展方向。
600MW超临界汽轮机技术报告提纲一、600MW超临界汽轮机主要技术参数1.超临界机组的进汽参数2.沁北电厂超临界600MW机组的主要技术规范3.石洞口电厂超临界600MW级组的主要技术规范4.伊敏电厂超临界500MW机组的主要技术规范二、超临界汽轮机的结构特点1．超临界600MW汽轮机总体结构简介2．超临界机组高压缸结构特点3．超临界机组与亚临界机组所用材料比较三、机组的运行特性1．机组的运行方式2．沁北电厂600MW超临界机组运行特性3．特殊的安全措施和寿命管理四、其他1．超临界汽轮机调节、控制和供油系统的特点2．超临界机组热力系统的组成3．配套辅机一、超临界600MW汽轮机主要技术规范武汉大学陈汝庆(一)超临界机组的进汽参数目前600MW等级的机组是超临界和亚临界机组的交叉分界线，因此对600MW 等级的机组，既有超临界，也有亚临界。
超临界机组采用的进汽参数有两个档次：1.压力在24Mpa左右，温度在535～560℃，采用一次中间再热循环；2.压力在30Mpa左右，温度在570～600℃，采用二次中间再热循环；提高机组进汽参数，可以提高热经济性。
制约超临界机组进汽参数提高的主要因素是金属材料高温特性，在目前的技术条件下，珠光体耐热合金钢的使用温度在540℃左右。
前苏联的文献曾报道可以使用到570℃。
我国在发展大机组时，珠光体耐热合金钢最初也曾采用555℃的进汽温度，实践的结果，又将进汽温度降为535℃。
国外也是将进汽参数定在540℃左右。
若进一步提高进汽温度，部分高温部件就要采用奥氏体耐热合金钢。
这种钢的加工特性和焊接性能都较差，而且膨胀系数较大，价格很贵。
美国在上世纪70年代采用奥氏体耐热合金钢发展超临界机组，最高温度曾用到620℃，结果机组的可用系数只有30%左右，故障率很高，又采用珠光体耐热合金钢，将机组的进汽温度降为540℃。
目前随着对金属材料的研究取的进展，机组的进汽温度有所提高，日本川越电厂的700MW机组的进汽参数为：31.6Mpa，566/566/566℃，采用二次再热循环，热耗率为7461kJ/kW·h。
1、火电厂超超临界机组和超临界机组指的是锅炉内工质的压力。
锅炉内的工质都是水，水的临界压力是:22.115MPA 347.15^C ；在这个压力和温度时，水和蒸汽的密度是相同的，就叫水的临界点，炉内工质压力低于这个压力就叫亚临界锅炉，大于这个压力就是超临界锅炉，炉内蒸汽温度不低于593℃或蒸汽压力不低于31 MPa被称为超超临界。
超临界、超超临界火电机组具有显著的节能和改善环境的效果，超超临界机组与超临界机组相比，热效率要提高1.2%，一年就可节约6000吨优质煤。
未来火电建设将主要是发展高效率高参数的超临界（SC）和超超临界（USC）火电机组，它们在发达国家已得到广泛的研究和应用。
2、超临界机组是指主蒸汽压力大于水的临界压力（22.12 MPa）的机组。
习惯上又将超临界机组分为2个层次：①常规超临界参数机组，其主蒸汽压力一般为24 MPa左右,主蒸汽和再热蒸汽温度为540～560℃；②高效超临界机组，通常也称为超超临界机组或高参数超临界机组，其主蒸汽压力为25～35 MPa及以上，主蒸汽和再热蒸汽温度为580 ℃及以上。
理论和实践证明常规超临界机组的效率可比亚临界机组高2%左右，而对于高效超临界机组，其效率可比常规超临界机组再提高4%左右。
3、在国际上，超超临界汽轮机（Ultra Supercritical Steam Turbine）与超临界汽轮机的蒸汽参数划分尚未有统一看法。
有些学者把蒸汽参数为超临界压力与蒸汽温度大于或等于593℃称为超超临界汽轮机，蒸汽温度593℃可以是主蒸汽温度，也可以是再热蒸汽温度；有些学者把主蒸汽压力大于27.5MPa且蒸汽温度大于580℃称为超超临界汽轮机。
超临界水密闭的容器中对水加压，水的沸点就会提高。
当压力达到220个大气压、温度达到374℃时，因高温而膨胀的水的密度和因高压而被压缩的水蒸气的密度正好相同。
此时，水的液体和气体便没有区别，完全交融在一起，成为一种新的呈现高压高温状态的气体。
超临界及超超临界机组的运行特性超临界及超超临界机组有较高的主蒸汽压力和主蒸汽温度，机组设备选用的材料有所不同，承压部件的壁厚较厚，在运行中存在一些特殊问题。
对其运行特性进行研究，对确保机组的安全、经济运行是必要的。
1高蒸汽参数对锅炉运行特性的影响1.1锅炉启动系统超临界及超超临界机组采用直流锅炉。
直流锅炉在启动前必须建立一定的启动流量和启动压力，强迫工质流经受热面，使其得到冷却。
但是，不同于汽包锅炉那样有汽包作为汽水固定的分界点，直流锅炉是水在锅炉管中加热、蒸发和过热后直接向汽轮机供汽，在启停或低负荷运行过程中有可能提供的不是合格蒸汽，而是汽水混合物，甚至是水。
因此，直流锅炉必须配套特有的启动系统，以保证锅炉启停和低负荷运行期间水冷壁的安全和正常供汽。
超超临界直流锅炉的启动流量一般选取为额定流量的30%～35%。
丹麦超超临界锅炉的启动流量为30％最大持续定额功率（MCR）。
我国引进前苏联超临界锅炉的启动流量为30％MCR。
石洞口二厂ABB超临界锅炉的启动流量为35%MCR。
日本超临界锅炉启动流量选取得较小，一般为25%～30%MCR。
根据超临界直流锅炉启动分离器的运行方式，启动系统可分为内置式和外置式2种。
外置式启动分离器系统只在机组启动和停运过程中投入运行，而在正常运行时被解列。
我国125MW和300MW亚临界机组锅炉均采用外置式启动分离器系统。
外置式启动分离器系统在启动系统解列或投运前后操作复杂，汽温波动大，难以控制，对汽轮机运行不利。
因此，欧洲国家、日本及我国运行的超临界和超超临界锅炉均未采用外置式启动分离器系统。
内置式启动分离器系统在锅炉启停及正常运行过程中，汽水分离器均投入运行，所不同的是在锅炉启停及低负荷运行期间，汽水分离器湿态运行，起汽水分离作用，而在锅炉正常运行期间，汽水分离器只作为蒸汽通道。
内置式启动分离器设在蒸发区段和过热区段之间，汽水分离器与蒸发段和过热器间没有任何阀门，系统简单，操作方便，无外置式启动系统那样的分离器解列或投运操作，从根本上消除了汽温波动问题。
超临界机组与亚临界机组特点的比较 关键词： 超临界机组 亚临界机组 河南华能沁北电厂工程处(454662) 刘发灿 摘 要：通过对国产首台超临界机组与亚临界机组的技术、经济性、可靠性等方面的比较，从而体现出超临界机组的优越性。 主题词：超临界 亚临界 特点 1 概 述 随着我国电力工业的发展及电力结构的调整，600MW级火电机组已经成为我国火电的发展方向并即将成为电网的主力机组，尤其是超临界参数机组，由于其更低的运行成本和高效益，使得此类型的机组在现在的电力市场中更具有竞争性。沁北电厂一期工程作为国家引进600MW超临界机组的依托项目以及2000年燃煤示范电厂，承担着引进先进技术，降低工程造价的双重任务，这就给工程的提出了较高的要求。随着2004年12月13日13：31分2＃机组顺利通过168小时，标志着超临界600MW机组国产化目标的顺利实现。
2 600MW超临界和亚临界机组的技术特点的比较 2.1 超临界机组和亚临界机组特点比较 超临界机组是指主蒸汽压力高于临界压力（22.13MPa）的锅炉和汽轮发电机组，它具有如下特点： (1） 热效率高、热耗低。超临界机组比亚临界机组可降低热耗～2.5％，故可节约燃料，降低能源消耗和大气污染物的排放量。 (2）超临界压力时水和蒸汽比容相同，状态相似，单相的流动特性稳定，没有汽水分层和在中间集箱处分配不均的困难，并不需要象亚临界压力锅炉那样用复杂的分配系统来保证良好的汽水混合，回路比较简单。 (3) 超临界锅炉水冷壁管道内单相流体阻力比亚临界汽包炉双相流体阻力低。 (4) 超临界压力下工质的导热系数和比热较亚临界压力的高。 (5） 超临界压力工质的比容和流量较亚临界的小，故锅炉水冷壁管内径较细，汽机的叶片可以缩短，汽缸可以变小，降低了重量与成本。 (6）超临界压力直流锅炉没有大直径厚壁的汽包和下降管，制造时不需要大型的卷板机和锻压机等机械，制造、安装、运输方便。同时取消汽包而采用汽水分离器，汽水分离器远比亚临界锅炉的汽包小，内部装置也很简单，制造工艺也相对容易，相应地降低了成本。 (7）启动、停炉快。超临界压力直流锅炉不存在汽包上下壁温差等安全问题，而且其金属重量和储水量小，因而锅炉的储热能力差，所以其增减负荷允许的速度快，启动、停炉时间可大大缩短。一般在较高负荷（80～100％）时，其负荷变动率可达10％/min。 (8) 超临界压力锅炉适宜于变压运行。 (9）超临界锅炉机组的水质要求较高，使水处理设备费用增加，例如蒸汽中铜、铁和二氧化硅等固形物的溶解度是随着蒸汽比重的减小而增大，因而在超临界压力下，即使温度不高，铜、铁和二氧化硅等的溶解度也很高，为防止它在锅炉蒸发受热面及汽机叶片上结垢，超临界锅炉需100％的凝结水精处理，除盐除铁。 (10）超临界压力锅炉的蓄热特性不及汽包炉，外界负荷变动时，汽温、汽压变化快而必须有相当灵敏可靠的自动调节系统，锅炉机组的自控水平要求也较高一些。 变压运行的超临界压力锅炉压力随机组负荷变化而变化，不需用汽轮机调节门控制机组负荷，而且部分负荷运行时，由于蒸汽容积流量变化小，能保持较高的汽机效率，并通过改善锅炉过热器和再热器的流量分配，提高了机组效率。 可见超临界机组优点很多，中国近几年在大力发展超临界机组。但是超临界机组也存在着一些不足： (1) 超临界压力锅炉由于参数高，锅炉停炉事故的概率比亚临界多，降低了设备的可用率和可靠性。另外，超临界压力锅炉出现管线破裂和起动阀泄漏故障时影响较大。 (2)超临界压力锅炉虽然热效率高，但锅炉给水泵、循环泵却要消耗较多的电耗，压力参数的提高又会增加系统的漏泄量，实际上对热效率的提高和热耗的减少都会有一定的影响。 (3)超临界压力锅炉为了保证水冷壁和过热器的冷却，启动时要建立一定的启动压力和流量，为此要配置一整套专用的启动旁路系统，因而启、停的操作较复杂，热损失也大。 (4) 超临界直流锅炉水冷壁的安全性较差。直流锅炉的水冷壁出口处，工质一般已微过热，故管内会发生膜态沸腾，自然循环有自补偿特性，而直流炉没有这种特性，因此，直流炉水冷壁管壁的冷却条件较差，较易出现过热现象。 2.2 600MW超临界主机的一些特殊要求 (1) 锅炉部分 由于超临界锅炉的温度和压力比亚临界锅炉高，因此对锅炉提出了一些特殊的要求： ①超临界锅炉受热面工作条件就较亚临界锅炉为差，故对于受热面钢种、管道规格等选择上提出较高的要求。尤其是过热器管选择时，更应注意所用钢材的抗腐蚀性和晶粒度指标。沁北电厂采用SUS347替代在亚临界压力锅炉上常用的SUS321，就是考虑到SUS321的晶粒度大，易形成氧化层（Fe3O4），脱落后将引起汽轮机的“硬粒冲蚀”的问题。 ②保证锅炉在各种工况下水动力的可靠性，在各种负荷下，从超临界压力到亚临界压力广泛的运行工况范围内，各水冷壁出口温度上下幅度须限定在规定范围内，确保水动力稳定性不受破坏；尤其当水冷壁悬吊管系中设有中间联箱时，必须采取措施避免在启动分离器干湿转换、工质为两相流时，联箱中出现流量分配不均匀而使悬吊管温差超限，导致悬吊管扭曲变形等问题。 ③超临界变压运行锅炉水冷壁对炉内热偏差的敏感性较强，当采用四角切园燃烧方式时必须采取有效的消除烟气温度偏差的措施（锅炉出口两侧最大烟温差不得大于50℃）。沁北电厂采用前后墙对冲燃烧的方式。 (2)汽轮机部分 ①对于汽轮机本体来说，由于超临界压力机组是由直流炉供汽，溶解于蒸汽中的其他物质较多，蒸汽在汽轮机的通流部分做功后压力降低，原先在高压下溶解的物质会释放出来，产生固体硬粒冲蚀。针对超临界机组固体硬粒冲蚀这一突出问题哈尔滨汽轮机厂采取了对通流部件进行表面硬化处理；从防磨角度优化通流部分进汽角度，减轻对叶片的冲蚀；采用全周进汽和调节汽门合理管理系统AMS以降低启动流速，减小硬粒冲击能量等。 ②超临界汽轮机由于主蒸汽参数及再热蒸汽参数的提高，特别是温度的提高，一些亚临界机组使用的材料，已不能适应超临界汽轮机的工作状况，因此，在选材问题给予了高度重视。主汽调节阀壳体和主蒸汽管采用9%Cr锻钢，以适应主蒸汽温度和压力变化的要求。低压缸进汽温度由亚临界的320℃升至370℃，亚临界使用的普通30Cr2Ni4MoV转子材料的长期时效脆性敏感性高，不能满足长期安全运行的要求。因此采用了超纯30Cr2Ni4MoV转子材料，降低材料的长期时效脆性敏感性，使超临界的低压转子能够长期安全运行。 ③结构设计上采取防止蒸汽旋涡振荡的措施，避免由于高压缸入口压力高、汽流密度大，使调节级复环径向间隙处发生蒸汽旋涡振荡所引起的轴承不稳定振动。通常以高压调节级处出现蒸汽振荡的可能性最大，设计上采用有成熟经验的叶型，并进行动强度核算，避免轮系振动频率与喷嘴尾迹扰动力频率重合所产生的共振。 (3)在辅机配套方面，除了高压给水泵的扬程和高压加热器管侧压力超临界机组比亚临界机组高以外，其余的设备超临界机组和亚临界机组基本相同。
3、 600MW超临界和亚临界机组性能的比较 3.1 热经济性比较 先将国内部分600MW机组热耗比较以下，情况如表1：（本表以上海石洞口二厂的机组作为参照标准） 由于制造厂和生产年代不同，机组的热耗会存在较大的差异，例如，对于亚临界300MW机组，上世纪70年代从WH引进时，热耗保证值为8081 kJ/kWh，而现在国内各制造厂所提供的保证值为～7820kJ/kWh，减少了3.23%。从上表也可以看出，国产机组中，象邹县电厂、平圩电厂等建厂早的机组，热耗保证值较高，而哈尔滨三厂、吴泾电厂八期等新厂热耗保证值较低。华能上海石洞口第二电厂，建设于上世纪80年代，投产于90年代初，仅具有国际80年代水平，与其他亚临界压力机组平均相差2.66%。国产超临界机组由于在主蒸汽参数上提高，从而热耗保证值比原来的石洞口二厂热耗值减少了1.63％。 同时我们为了验证以上结果，现比较近期投产的国产600MW亚临界机组(吴泾电厂八期)和刚刚投产国产600MW超临界机组（华能沁北电厂一期工程）。吴泾电厂八期的保证热耗为7871kJ/kWh，华能沁北电厂生产的保证热耗为7522kJ/kWh，两者相差4.4％，可以节约煤13.1g/kwh。。但考虑到，沁北电厂超临界机组的参数是566/566℃，扣出主蒸汽由538℃提高到566℃所提高的热效率，超临界机组比亚临界机组热耗可以下降～3.7%，可以节约煤10.9 g/kwh左右。 这初步可以说明国产超临界机组比亚临界机组热耗可以下降～3.8%,可以节约煤～11g/kwh。 3.2 可靠性比较 600MW超临界机组与压临界机组对于汽轮机主要是高压缸及高压通流部分的区别，锅炉主要是汽水流程不同，其他基本是相同的；辅机绝大部分是相同的。机组的系统基本相同，许多先进的设计对于两者均适用。通过对由于超临界机组高温高压所产生的问题不断完善，过去超临界压力机组突出的锅炉爆管、固体粒子侵蚀以及高压加热器泄漏、阀门故障已经得到了较好的解决。 3.3 环保效益 由于超临界机组比压临界机组的煤耗降低，而且锅炉设计中采用了低NOX燃烧技术，电厂所排放到大气中的二氧化碳、二氧化硫、氧化氮及烟尘均可以减少，超临界机组有利于环保，符合国家的产业政策。
4 结 论 通过以上对亚临界机组和超临界机组技术、可靠性、环保等方面比较分析，超临界机组比较亚临界机组有较大的优越性，同时根据目前沁北电厂一期工程首台超临界机组的顺利并网发电，从而证明了中国引进超临界技术是成功的，从中国电力改革发展的总趋势看，采用超临界机组是中国电力工业发展的总趋势。
