1.1　火电机组简介

煤炭是我国的主要一次能源，我国电力行业的发展依赖于煤炭。21世纪以来，风能、太阳能、生物质能、核能等新能源技术得到很大改进，但是仍然存在一定的技术问题，新能源技术的发电总量远远不能满足我国对电力的需求。有关统计数据表明，截至2016年年底，我国的整体装机容量达到16.5万亿千瓦，其中火电的装机容量达到整体装机容量的74%，近年来，我国能源生产能力稳步提高。在今后的一段时期，煤炭依旧作为我国主体能源，其地位不会改变。当然，我国能源利用方式粗犷，能源形势复杂严峻等问题依然存在，而高效和清洁的利用煤炭资源是保障能源安全的关键。在火力发电方面，则要求向着更高参数的方向发展，加快淘汰分散的小型燃煤锅炉。发展超（超）临界技术，继续提高机组参数是实现我国能源结构调整的有力手段，是保障生态环境的有效办法，也是未来火力发电行业的大势所趋，意义重大。可以看出，我国燃煤发电装机容量呈继续增加的趋势，在未来相当长一段时间之内，燃煤发电依旧是我国电力供应的主要途径，并且处于相当重要的地位。

火力发电厂是利用煤炭、石油、天然气或其他燃料的化学能生产电能的工厂，火力发电厂类型很多，但从能量转换观点分析，其基本过程是：燃料的化学能—热能—机械能。而火电机组是燃煤火电厂设备组件中的关键部分。火电机组的热力系统由锅炉、汽轮机与过热器、再热器、凝汽器、高低压加热器和除氧器等主要辅助设备构成。其简要的生产过程是：煤粉送到锅炉的炉膛燃烧（化学能转为热能），加热炉膛四周管内的水而变成蒸汽，蒸汽被送到汽轮机冲动转子而使之转动（热能转为动能，动能又转为机械能），汽轮机带动发电机发电（机械能转为电能）。

锅炉设备是火电机组主要的热力设备之一，它的任务是使燃料通过燃烧将化学能转变为热能，并以此热能加热水，使其成为一定数量和具有一定品质（压力、温度等）的蒸汽。火力发电厂中所采用的锅炉，通常都是容量很大、参数很高、结构十分复杂、机械化和自动化程度较高的锅炉。这种锅炉被称为电厂锅炉或电站锅炉。锅炉包括燃烧设备和传热设备，传热设备通常称为锅炉受热面。由炉膛、烟道、汽水系统以及炉墙和构架等部分组成的整体，称为锅炉本体。除锅炉本体之外，还有供给空气的送风机、排除烟气的引风机、煤粉制备系统、给水设备和除灰除尘设备等一系列辅助设备。将一定数量的燃料和相应数量的空气送入炉膛内燃烧，燃烧所释放出的热量，通过锅炉受热面（即换热表面）传递给水，使水在定压下汽化而形成一定压力和温度的蒸汽。简单来说，锅炉的生产过程就是燃料的燃烧、热量的传递、水的汽化和蒸汽的过热等。

电厂锅炉的主要参数为蒸汽参数，指过热器出口处蒸汽的额定表压力和额定温度。通常蒸汽表压力不超过6MPa的称为中压或低压锅炉；在6～10MPa之间的称为高压锅炉；在10～14MPa之间的称为超高压锅炉；在14～22.13MPa之间的称为亚临界压力锅炉；蒸汽表压力超过22.13MPa的称为超临界压力锅炉。目前，国内将压力大于25MPa的称为超（超）临界锅炉，准确来说应该叫高效超临界锅炉。

汽轮机是火力发电厂和核电站的原动机，是一种外燃回转式动力机械。通过它将蒸汽的热能转换成机械能，借以拖动发电机旋转发电。与内燃机相比较，汽轮机具有可利用多种燃料、运行平稳、单机功率大、效率高、使用寿命长等一系列优点。由于每台汽轮机都配有调节保护装置和其他辅助设备，汽轮机得以连续安全、经济运行并适应外界负荷的变化。汽轮机与发电机的组合称为汽轮发电机组。汽轮机按照进汽参数分类如表1-1所示。

1.1.1　火电机组的分类

由于水在加热过程中会汽化，一个饱和压力下必然对应一个饱和温度，在水的定压加热过程中，每个压力下，水都将经历一个未饱和水点、饱和水点、湿饱和蒸汽点（x点）、干饱和蒸汽点（b点），直至过热蒸汽点。随着压力的增高，饱和水点有向右移动的趋势，干饱和蒸汽点有向左移动的趋势，汽化阶段随着压力的增高而逐渐缩短，当两点重合时，这点就是水的临界点，此时饱和水与饱和蒸汽已经没有任何差别。因此，水的临界点p=22.129MPa，T=374.12℃。

就蒸汽的压力与温度参数而言，可以将发电机组分为超高压、亚临界、超临界、超（超）临界发电机组，具体可参照表1-1。

超高压火电机组一般是指蒸汽参数在12～14MPa的锅炉和汽轮发电机组。

亚临界火电机组蒸汽参数低于水的临界状态点，一般指蒸汽压力在16～19MPa的锅炉和汽轮发电机组。将蒸汽参数超过水临界状态点的参数，统称为超临界机组（Supercritical，SC）。一般超临界机组的蒸汽压力为24～26MPa，其典型参数为：p=24.1MPa，T=538℃/538℃；国内正在建造的600MW超临界机组的参数为：p=25.4MPa，T=538℃/566℃；或p=25.4MPa，T=566℃/566℃。

超（超）临界机组实际上是在超临界机组参数的基础上进一步提高蒸汽压力和温度，国际上通常把主蒸汽压力在24.1～31MPa、主蒸汽/再热蒸汽温度为（580～600℃）/（580～610℃）机组定义为高效超临界机组，即通常所说的超（超）临界（USC）机组。国内正在建设的超（超）临界机组（USC）的主蒸汽p=25～26.5MPa，T=600℃/600℃。

在超临界和超（超）临界状态，水由液态直接变为气态（由湿蒸汽直接变为热蒸汽、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。火电机组随着蒸汽参数的提高，机组效率不断上升。根据实际运行的燃煤机组的经验，亚临界机组（17MPa，538℃/538℃）的净效率为37%～38%，一般超临界机组（24MPa，538℃/538℃）的净效率为40%～41%，超（超）临界机组（30MPa，566℃/566℃）的净效率为44%～45%。从供电煤耗来看，亚临界机组为330～340g/（kW·h），超临界机组为310～320g/（kW·h），超（超）临界机组为290～300g/（kW·h）。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。

目前，由于超高压火电机组已不常见，基本退出运行，故本书不介绍该类机组。亚临界、超临界、超（超）临界发电机组是目前广泛应用的火电机组，本章主要将对这三类机组进行介绍。

1.1.2　亚临界火电机组

据《2015中国电力年度发展报告》统计，截至2014年年底，600MW及以上容量机组占全国火电机组容量的41.58%，300～600MW（不含600MW）占比35.75%，300MW以下（不含300MW）占比22.67%。我国的火电中大部分的燃煤机组主要是亚临界机组，还有相当一部分100MW及以下的机组。我国的亚临界火电机组主要是300MW和600MW火电机组，多数300MW级机组主要兴建于20世纪80年代末至90年代，主蒸汽皆为亚临界参数，国产300MW机组历经早期型、引进型以及相应的改进和优化，热耗率有进一步的降低，实际完成的供电煤耗，引进型机组最低为358g/（kW·h），比进口机组高31g/（kW·h），经第3阶段优化后的机组为340g/（kW·h），已接近进口机组水平。其中较早投产的至今已服役20年左右。一般机组设计寿命为30年，然而多数火电机组（尤其是汽轮发电机组）实际服役的寿命可长达40年或者是50年以上。然而，如果让我国分布在各地数量不菲的300MW级机组多运行若干年，由于机组在热耗、煤耗等经济指标上明显落后于参数更高的600MW级、1000MW级在役机组，则势必要影响我国节能、减排、降耗的效果，延缓我国“低碳经济”“绿色能源”的进程。因此，低功率的火电机组可能面临被淘汰的形势。

相对参数更高的机组，600MW亚临界机组锅炉出事故的概率较小，具有安全稳定性。亚临界机组消耗电能更低，压力参数及系统的漏泄量较低。与亚临界相比，超临界锅炉压力高，给水泵、循环泵消耗电能较多；亚临界机组没有复杂的启停操作，与超临界相比，启停操作相对简单，热损失较低。超临界压力锅炉为了保证水冷壁和过热器的冷却，再启动必须建立一定的启动压力和流量，所以超临界机组必须装置一套专用的启动系统，启动操作复杂，热损失也随着增大。此外，亚临界火电机组相对超临界安全性更高。超临界直流锅炉由于压力高，容易发生膜态沸腾，对直流锅炉的水冷壁质量要求高，安全性有所降低。

目前，600MW亚临界火电机组已在我国得到广泛应用，成为我国燃煤机组的主力机型，本身具有可靠性强，耗能低、排放指标达标的较好水平，但与国外先进机组相比仍有一定差距，需要在生产运行中不断研究分析，建立整体优化理论体系，在节能、环保、安全稳定运行方面进行进一步优化，提升使用效益，力争达到世界先进水平。

1.1.3　超临界火电机组

超临界机组是指主蒸汽压力大于水的临界压力的机组，即压力不小于22.12MPa，常规超临界参数（conventional supercritical）机组，其主蒸汽压力一般为24MPa左右，主蒸汽和再热蒸汽温度为540～560℃；常规超临界机组的效率可比亚临界机组高2%左右。常规超临界机组的典型参数是24.1MPa，538℃/566℃，对应的发电效率为40%～42%。

此外，自1990年以来，我国先后从美国、俄罗斯等国引进了一批超临界机组。1992年在上海石洞口二厂建成第一座超临界2×600MW机组，后陆续建成了南京2×300MW、营口2×300MW、盘山2×500MW、伊敏2×500MW和绥中2×800MW等超临界机组。2004年建成的我国第一个国产超临界机组——华能沁北电厂2×600MW机组如图1-1所示。之后相继引入超临界技术制造安装大量的国产机组，这些机组的安装、调试及运行对我国研究、设计、制造和管理超临界机组有极大的帮助。

伴随着中国电力工业的发展，火电机组仍有相当大的潜力和市场。十多年来，我国已投运了一大批超临界机组，具体见表1-2。超临界机组具有较好的技术性能，投运后不仅在提高发电煤炭利用率和降低污染方面发挥了一定的作用，而且通过这些机组的成功运行，我国电力行业掌握了超临界机组电站的设计、调试、运行、检修技术，积累了丰富的应用经验和培养了大批技术人员，为我国超临界和超（超）临界机组的应用奠定了基础。

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比较具有如下特点。

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在超临界压力下，水和蒸汽比热容相同，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问题，不需要像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。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。

③可靠性好。在目前的洁净煤发电技术中，超临界机组发电技术运行可靠性能相比于亚临界机组来说更高。超临界机组可用率及可靠性与亚临界机组相当，已被国内外超临界机组电厂的运行实践所证实。据统计美国7台1300MW超临界机组，可用率在83.03%以上，平均年运行在7000h以上。日本的可用率在90%以上，俄罗斯的可用率在87.8%以上。我国已投运的超临界机组可用率也比较高。石洞口二厂2台机组的平均可用率为88.02%。在可靠性上不存在超临界、亚临界两种机组的差异，也不存在机组容量越大，其可靠性越小的问题。

④可调性较好。同样完好的超临界机组与亚临界机组如能配备好的热工自动控制系统，便有良好的调节性能，超临界机组锅炉无厚壁元件（无汽包），变负荷性能好，可适应电网调峰的要求，其允许的最低负荷和负荷变化率与亚临界机组相仿，带中间负荷已经有成熟的经验。600MW超临界机组晚间调峰负荷可为300MW（50%ECR）左右，国内石洞口二厂单机最低负荷可达180MW（30%ECR），亚临界机组调峰也只在50%左右。无论超临界机组还是亚临界机组，都设计为复合变压运行，这种运行方式为定压—滑压—定压。在高负荷运行时保持额定压力，使机组具有最好的循环效率。在中间负荷范围，采用变压运行，可使汽机的内效率较高和热应力较小；在低负荷时蒸汽比容大，运行经济性好，注意保持最低的许可供汽压力，以防止压力过低出现流动不稳等现象，故有最佳的综合效益。超临界机组具有夜间停机、快速启动以及频繁改变负荷的能力，使机组在高负荷和低负荷时都保持高效率。总之，只要亚临界和超临界机组都配有好的自控系统，两者调节性能相差不大。

⑤环保指标先进。超临界机组具有明显的排放优势。超临界机组在达到高发电效率的同时，通过采用烟气脱硝、烟气脱硫等技术降低污染物的排放。

⑥造价低廉。超临界锅炉价格比亚临界锅炉高出5%左右，汽轮机的价格变化不大，而整个火电机组价格增加2%～3%。虽然电站的投资费用增大2%左右（随着科技进步和单机容量增大，高级钢材的价格将有所下降，电站的单位造价将减少），但超临界机组的供电效率可提高2%左右，并且燃料的价格不断上涨，4年左右能用所节省的煤量折价去抵消投资费用的增量部分，因此在我国煤价相对较高的东南部广大地区使用超临界机组比较有利。超临界机组不同容量造价比较见表1-3。

从表1-3中数据可以看出，100MW超临界机组的单位造价最高。理论计算和工程实践证实：大容量机组比同参数的较小容量机组效率要高。超临界机组蒸汽压力高、比热容小，汽机高压缸叶片短，加上级间压差大，影响内效率，故超临界及超（超）临界参数更适用于大容量机组。600MW超临界机组和两台同参数的300MW超临界机组相比，它的投资可减少10%～20%，占地面积减少20%，热耗降低0.5%，并且制造和安装周期可缩短，由以上分析看出，作为超临界机组300MW容量偏小，因此综合考虑我国电网的运行情况认为：选用600～1000MW范围超临界机组比较合适。并在金属材料许可的情况下，提高蒸汽参数，有利于提高热效率。

总结来看，尽管超临界机组具有很多优点，但是我国超临界机组的发展还存在一些不足。

①超临界机组的控制系统比亚临界机组更复杂。超临界机组与亚临界机组相比，其动态特性要复杂得多，主要体现在以下几个方面。

a.超临界机组锅炉中水、汽不能自动分离，只能采用直流锅炉。由于没有汽包的缓冲，机炉紧密牵连，超临界锅炉动态特性受扰动的影响比汽包式锅炉大。物流和能流互相耦合，从而在各个控制回路，如给水、汽温及负荷控制回路之间存在着很强的非线性耦合。

b.超临界机组的被控特性复杂多变，机组的动态特性参数随着机组负荷的变化而变化，在调峰时更是发生大幅度变化。为了提高经济性，超临界机组普遍采用变压运行，既是超临界机组有时也在亚临界压力范围内运行。由于亚临界、超临界区工质特性的巨大差异，使超临界机组呈现很强的非线性特性和变参数特性，远比常规的亚临界机组难于控制。

c.与同容量的亚临界机组相比，超临界机组蓄热量和蓄质量相对较小，故负荷调节的灵敏性好，可实现快速启停和调节负荷；但由于超临界机组对外界的扰动响应较快，因而更容易产生较大的热偏差，引起较大的温度波动，甚至发生超温、超压爆管。由于超临界机组的动态特性比亚临界机组复杂，更难于控制，为了保证超临界机组的运行稳定性和经济性，因此必须研究运用非线性控制技术、容错控制技术、信息融合等现代控制理论和高新技术，必须采用高性能、高可靠度的自动控制系统。

②材料方面的问题。在超临界锅炉上，重要元件的材料性能是很关键的。如高压蒸汽管、联箱、过热器管和水冷壁管，这些都要符合蠕变强度的要求，这对所用材料提出了很高的要求。

1.1.4　超（超）临界火电机组

超（超）临界机组是在超临界机组参数的基础上进一步提高蒸汽压力和温度，国际上，通常把主蒸汽压力在24.1～31MPa、主蒸汽/再热蒸汽温度为（580～600℃）/（580～610℃）的机组定义为高效超临界机组，即通常所说的超（超）临界（USC）机组。国内正在建设的超（超）临界机组（USC）的主蒸汽p=25～26.5MPa、T=600℃/600℃。

超（超）临界火电机组在超临界机组的基础上更进一步降低了热耗，将净效率提高到了45%以上，故可节约更多燃料，降低能源消耗和大气污染物的排放量。表1-4列举了2010年度中国600MW级机组供电煤耗。因此，发展超（超）临界技术对整个发电行业的节能减排有十分重要的意义。表1-5列举了我国部分超临界和超（超）临界机组技术指标。

从表1-4和表1-5中可以明显看出，在发电应用中，超（超）临界火电机组无论是与超临界火电机组还是与亚临界机组比较都具有显著的优势。它的热效率比超临界火电机组高出近1.2%，与亚临界机组比较，同等容量下，超（超）临界火电机组能源消耗少，而且少使用6%的优质煤，少排放将近10%的二氧化碳；从单位电力的煤炭消耗量来看，超（超）临界火电机组比超临界火电机组节约近30%，比亚临界机组节约了50%左右；在供电煤耗和节能减排方面明显优于超临界火电机组和亚临界机组。据调查，超（超）临界火电机组比亚临界机组的硬件要求更高，需要更多更高级的金属配件，超（超）临界火电机组比亚临界机组的市场造价高出5%左右，但是超（超）临界火电机组的燃煤量少，排污少，所以企业无论是从综合收益还是社会形象的角度出发，选择超（超）临界火电机组非常必要。

从能源资源、环境、发电技术和可持续发展分析，在未来的几十年内煤炭仍然是中国的主要能源。火力发电机组仍将是电力工业的主力机组。超（超）临界发电技术最具技术成熟性，它把高效、大容量、清洁、节水结合在一起，已成为目前燃煤火电机组发展的主导方向，是满足中国电力可持续发展的重要发电技术。

我国政府、产业部门、华能集团公司及其他电力公司对超（超）临界发电技术给予了高度重视，近年来在研究开发、示范及推广应用3个层次上均取得了较大进展。超（超）临界发电技术在中国有着广阔的发展前景，使煤炭发电达到包括CO2在内的污染物的近零排放。掌握其核心技术、支撑技术和系统集成技术，形成具有自主知识产权的“绿色煤电”技术，并使其逐步推广应用，实现煤炭发电的可持续发展变得非常重要。经过几十年的发展，超临界和超（超）临界机组技术趋于成熟，并有节能和减少污染等效益，发展600MW及以上的超临界和超（超）临界机组，是当前发展火电机组首选的高效洁净发电技术。

超（超）临界机组比超临界机组更复杂，关键技术要求更高，对金属材料的要求更高，耐高温金属材料的研究生产和整个机组的自动控制系统是发展超临界和超超临界机组的关键。大力发展超（超）临界火电机组技术，研制耐高温金属材料和机组自动控制系统非常必要，应用前景广阔。