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西安交通大学网络教育学院论文
1 绪论
1.1 课题背景
中国在实现现代化的进程中，随面临的最大问题是人口数量过大、资源缺乏和环境污染问题。而能源作为国民经济的基础，对社会、经济的发展，环境保护等都至关重要，是我国可持续发展战略中最重要的环节之一[1]。
据有关资料，我国已探明的煤炭储量约为1000Gt，人均拥有煤储量在世界上属中等水平。但可采量及开采能力受一定条件的限制，我国的煤炭供需矛盾仍很突出，并将随火电的发展而进一步扩大。此外，煤炭产地与高用电负荷地区相分隔，导致煤炭的运输一直是制约电力工业发展的重要因素之一。
采用先进的超临界火电技术对我国现有的火电结构进行改造，势在必行。我国电力工业总体水平与国外先进水平相比仍有较大差距，能耗高和环境污染严重是目前我国火电中存在的两大突出问题，并成为制约我国电力工业乃至整个国民经济发展的重要因素。因此，在增产煤炭的同时，必须更加重视节约发电用煤工作，提高机组的热效率以实现节能降耗及降低污染排放，这已成为我国电力工业发展中的一项紧迫任务。为迅速扭转我国火电机组煤耗长期居高不下的局面，缩小我国火电技术与国外先进水平的差距，发展国产大容量的超临界火电机组就有了十分重要的现实意义[2]。
1.2 国外超临界和超超临界技术的发展
1.2.1 美国
美国是发展超临界发电技术最早的国家。美国早在20世纪50年初就开始从事超临界和超超临界技术的研究。1957年,125MW、31MPa/621°C/566°C/538°C的世界上第一台超超临界机组在Philo电厂投运。1958年,325MW、36.5MPa/654°C/566°C/566°C的第二台超超临界机组在Ed-dystone电厂投运,该机组锅炉由美国CE公司设计制造，是当时世界上容量最大、参数最高的机组。
鉴于超临界机组的热效率明显高于亚临界机组,在20世纪60年代中期,新建的机组中有一半以上是超临界机组。从1967年到1976年的10年期间，共投运118台超临界机组,其中最大单机容量为1300MW。但由于单机容量增大过快,蒸汽参数选择过高,超越了当时的金属材料技术水平，并采用热负荷偏高的大型正压锅炉,导致早期的超临界锅炉事故偏多,可用率低及维修费用高；由于美国煤价较低,机组运行经济性不显著；适宜带基本负荷的大
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量核电机组迅速投产,而当时的超临界机组调峰能力较差,不能适应调峰需要。导致从70年代开始,超临界机组订货减少。1980~1989年期间仅有7台超临界机组投运。
为了提高机组可用率,后来发展的超临界机组多采用24.1MPa/538°C/538°C，个别采用541°C~543°C,二次再热时用552°C/566°C,并不断完善。这种蒸汽参数保持了20余年。
到上世纪80年代,针对燃料价格上涨,环境保护要求日益严格的现状,美国电力研究所(EPRI)在总结了前期超临界机组运行经验和教训后,根据当时的技术水平,对超临界机组蒸汽参数和容量等进行了可行性优化研究,研究认为在技术方面不需要作突破的条件下,机组采用31MPa/566°C~593°C/566°C~593°C蒸汽参数、二次再热、容量700~800MW为最佳;并重新开发了蒸汽参数为31MPa/593°C/593°C/593°C的二次再热超超临界机组。但是,由于美国电力工业大力发展高效的燃气蒸汽联合循环,上述研究成果未能得到实施，却在亚洲和欧洲某些国家得到了应用。
到1992年，美国在役的107台800MW及以上火电机组均为超临界机组，最大单机容量为1300MW。
1999年，美国能源部提出了发展先进发电技术的Vision21计划。其中，对于超超临界技术，主要是开发35MPa/760°C/760°C/760°C的超超临界火电机组，这种机组的热效率高于55%，污染物排放也比亚临界机组减少30%。
1.2.2 前苏联
前苏联是发展超临界机组最坚定的的国家。1963年，前苏联第一台300MW超临界机组投入运行，其参数为23.5MPa/580°C/565℃。但由于蒸汽参数偏高，超过大量可使用的材料水平，加上设计、制造质量等原因,投运初期出现了高温腐蚀等问题。后经改进和不断完善，并将蒸汽温度降为540°C/540°C,才使机组达到较好的水平，其可靠性与超高压参数机组相当。但是,在超临界蒸汽参数下，300MW机组容量偏小，汽轮机通流部分气动损失大、效率低,其总体经济水平仍偏低。其后投运的500MW、800MW和1200MW机组基本上也采用了上述参数(300MW与500MW机组也有采用565°C/570°C的)。不过，500MW燃煤机组由于可用率低及热耗高而没有被大量应用;800MW和1200MW机组只有燃油和燃气，而且1200MW机组的可用率也较低。
前苏联所有300MW及以上容量机组全部采用超临界参数，因此，其超临界机组达200余台，占总装机容量50%以上，且大多数为300MW机组。经长期试验研究，俄罗斯现已拥有一套比较完整的超临界技术。
目前，俄罗斯新一代大型超超临界机组采用参数为28~30MPa、580°C~600°C。
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1.2.3 日本
日本发展超临界技术采用的是引进、仿制、创新的技术路线。从引进机组到自制机组只花了1~2年时间,从亚临界到超临界，从300MW、600MW到1000MW，每上一个等级只用了3~4年时间。
自1967年从美国引进第一台超临界机组(660MW、24.12MPa、538°C/566°C)开始,到1985年底已有77台超临界机组投入运行。其中,包括多台700MW和1000MW超临界变压运行机组。机组的参数一般为24.1MPa/538°C/566°C(个别为566°C/566°C)。由于采用美国的成熟技术，450MW以上机组全部采用超临界参数,超临界机组占总装机容量的绝大多数，故供电煤耗为世界最低水平之前列。
由于提高蒸汽参数可进一步提高机组的热效率，日本在24.1MPa/538°C/566°C超临界机组已经成熟的基础上，制订了超超临界计划。第一步将蒸汽参数提高到31MPa/566°C/566°C/566°C，第二步再提高到34MPa/593°C/593°C/593℃，并结合美国EPRI的研究成果成功开发了超超临界机组。因此，日本最初投运的2套超超临界机组，只提高主蒸汽压力而未提高其温度，由于主蒸汽压力和温度不匹配，故采用两次再热以防汽轮机末级蒸汽湿度过高。这2台机组由三菱公司设计,容量为700MW、蒸汽参数为31.1MPa/566°C/566°C/566°C，分别于1989年和1991年在川越电厂投入运行，运行情况良好，可用率也达到了很高的水平。在上世纪90年代，日本投运的新机组几乎都是超临界或超超临界机组。
二次再热虽是成熟技术,但系统复杂。如31MPa、566°C/566°C/566°C二次再热与传统24.1MPa、566°C/566°C一次再热相比,其热效率提高约5%，与24.5MPa/600°C/600°C一次再热等级超临界机组相比,热效率仅提高0.5%，而机组制造成本显著提高,缺乏市场竞争力。所以，近年来各公司都转向开发高温度参数的超临界机组。
目前，日本蒸汽温度参数最高的机组是2000年在橘湾电厂投运的2台由IHI设计的1050MW、25.5MPa/600°C/610°C超临界机组。日本正在酝酿开发参数为34.5MPa/620°C/650°C的超超临界机组。
1.2.4 欧盟
德国是研究、制造超临界机组最早的国家之一，1956年就投运了1台88MW、34MPa/610°C/570°C/570°C的超超临界机组。到1972年投运了1台430MW超临界机组(参数为24.5MPa/535°C/535℃)，1979年投运了1台二次再热的475MW超临界机组(参数为25.5MPa/530°C/540°C/530°C)。
目前，德国已投运和在建的超临界机组近20台，其中具有代表性的超临界机组是：1992年8月在Staudinger电厂投运的500MW机组(参数为26.2MPa/545°C/562°C)；1999
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年在Lippen-dorf电厂投运的933MW、26.7MPa/554°C/593°C超临界机组；2000年在Niederaussem电厂投运的950MW、26.0MPa/580°C/600°C的超临界机组；在Hessler电厂投运的700MW、30MPa/580°C/600°C超超临界机组。
1998年和2001年丹麦投运了2台由丹麦FLS milj/BWE设计制造、蒸汽参数分别为29MPa/582°C/580°C/580°C和30.5MPa/582°C/600°C的415MW超超临界机组，分别安装于Nordjyllandsvaerket ( NVV3 )和Avedore(AVV2)电厂，前者燃煤,后者燃气。在海水冷却的情况下(凝汽器背压2.3kPa),其热效率分别达到47%和49%，是迄今为止世界上热效率最高的火电机组。
欧盟超超临界机组的再热方式的发展与日本类似，除丹麦2台超超临界机组采用二次再热外，其他超超临界机组也都采用一次再热。与日本不同的是主蒸汽压力和温度都进一步提高(30.5MPa/580°C/600℃),其热效率与29MPa、580°C二次再热机组基本相同。
根据欧盟的高参数燃煤电站发展计划，预计到2005年将投运热效率为50%以上的33.5MPa/610°C/630°C机组，到2015年将投运热效率达52%~55%的40.0MPa/700°C/720°C机组[3]。
1.3 国内超临界和超超临界技术的发展
我国从80年代后期开始重视发展超临界火电机组,目前已建成数座超临界机组电站,如上海石洞口二厂、盘山电厂、南京电厂、营口电厂、伊敏电厂、绥中发电厂、漳州厚石电厂等。上海外高桥电厂二期安装的900 MW、蒸汽参数为25.0 MPa、538/566℃的超临界机组也已经投入商业运行,但这些机组均为国外进口机组。
2000年4月,国家有关部委明确将华能沁北电厂(2台600 MW)工程作为600MW超临界机组设备国产化项目的依托工程,这2台机组分别于2004年11月23日和12月13日完成168 h满负荷试运行,并投入商业运行。随后华润常熟电厂等12台国产化超临界600 MW机组相继投入商业运行。目前600MW超临界火力发电机组的建设正在全国各地全面展开,预计近几年为投产的高峰期[4]。
目前我国投运的600MW等级机组绝大部分为亚临界参数机组，现已投入运行的超临界机组不但数量少，而且基本上均为国外制造,其中上海汽轮机有限公司参加了石洞口二厂及外高桥电厂的超临界汽轮机的合作生产。
到目前为止,哈尔滨电站设备集团在沁北工程中获得了我国首台自行研制600MW超临界机组汽轮机、电机任务。沁北工程对于我国火电发展将有里程碑的意义,标志着我国的火电技术已由亚临界领域开始进入超临界领域[5]。
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