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  1、超临界火电机组锅炉综述,超临界、超超临界机组定义,水的临界压力：22.12 MPa， 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,49,47,45,43,41,39,37,35,10,20,15,25,30,35,蒸汽参数MPa,初温/再热温/再热温,不同蒸汽参数、再热次数和参数对发电厂供电热效率的影响,亚临界,540 / 540,超临界,566/ 566,高超临

  2、界,593/ 593,600/ 600/600,566/ 566/ 566,700 /720/ 720,率效热电供厂电发,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5255,部分超（超）临界机组经济性举例,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

  3、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,1.30GW超临界机组创造过连续安全运作607天的记录。 日本 早期的超临界机组可用率大多数在99%以上。 德国机组的可靠性数据 表明，机组可靠性与可用率 与参数之间没有必然的联系。 我国华能石洞口二厂两台600MW超临界机组投运后第二年可用系数可达到90.8%和93.97%。 目前超临界机组的可用率与亚临界机组相当,部分超临界机组可靠性举例,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

  4、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,1,2,4,3,燃烧室,e,余热锅炉,8,9,汽轮机,凝汽器,5,7,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,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,二、超临界机组的技术特点,容量 参数 结构 炉型 燃烧方式 水冷壁型式,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

  5、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中国电力工业的主力机组,2.

  6、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23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0.130.15%; 主蒸汽温度每提高10，机组的热耗率就可下降0.250.3O；再热蒸汽温度每提高10，机组的热耗率就可下降0.150.20；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1.41.6,3.机组主要结构及形式,1）炉型 大型超临界煤粉锅炉的整体布置主要是采用型布置和塔式布置，也有T型布置方式,锅炉布置型式 （a）形布置；(b)无水平烟道形；(c)双折焰角

  7、形；(d)箱形布置 (e)塔形布置；(f)半塔形布置,形布置 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，能减轻厂房和锅炉构架的负载。 （2）锅炉及厂房的高度较低。 （3）在水平烟道中能够使用支吊方式最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,但这种型式也有缺点，主要有： （1）占地面积大。 （2）由于有水平烟道，使锅炉构架复杂，而且

  8、不能充分的利用其所有空间来布置受热面。 （3）烟气在炉内流动要经两次转弯，造成烟气在炉内的速度场、温度场和飞灰浓度场不均匀，影响传热效果，并导致对流受热面局部飞灰磨损严重。 （4）大容量锅炉中，在尾部烟道中要布置足够的尾部受热面有困难，特别是在燃用低发热值的劣质煤时更显得突出,形布置 形布置实质上是形布置的一种改进，只是取消了形布置中的水平烟道，其他则大致相同。布置紧凑，能节约钢材，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

  9、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，可以大幅度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,但这种方案也有如下缺点： l）锅炉本体高度很高，过热器、省煤器、再热器等对流受热面都布置在很高位置，连接的汽水管道较长。 2）空气预热器、送风机、引风机及除尘器等笨重设

  10、备都布置在锅炉顶部，加重了锅炉构架和厂房的负载，因而使造价增大。 3）安装及检修均较复杂。 半塔形布置,锅炉整体布置型式的选择,由于T型布置蒸汽系统复杂，钢材耗量大，我们国家发展超超临界锅炉一般在型布置和塔式布置中选择。根据具体电厂、燃煤条件、投资费用、运行可靠性及经济性等方面，做全面地技术经济比较选定。另外，锅炉布置型式与燃烧方式有一定关系，两者应合理搭配,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

  11、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的新趋势,锅炉向超大容量发展，仍采用单火球型炉，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

  12、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做到合理的搭配和补偿，则炉膛出口区域总的烟气热偏差将有可能大幅度的降低。 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单单是为了简化制造工艺，更重

  13、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

  14、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： 四角单切圆式布置； 四角单切圆塔式布置； 单炉膛双切圆型布置； 墙式对冲塔式布置； 墙式对冲型布置,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（U

  15、P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炉的主要特征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炉来说通常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

  16、，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300600MW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 该型式非常适合于滑压运行,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52608.9 mm）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

  17、，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，管子数目可按设计的基本要求而选取，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，水动力特性较为稳定，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

  18、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，故制造与安装很难，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相对比较简单，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

  19、细，内螺纹管相对于光管来说价格较高，一般高出1015。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，没办法保证质量流速,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

  20、、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10100BMCR之间变动，锅炉最低稳燃负荷约30BMCR，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，并尽可能的避免大幅度和快速变动负荷；而通常降负荷时的负荷

  21、变动率要比升负荷时要求的更严一些,4）负荷阶跃 对于超临界机组，在7095MCR负荷范围内，能做到5额定负荷的负荷阶跃，其中25以上在5秒内完成，其余25在30秒内完成。 （5）启动时间（min,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 MCRmin，而螺旋管圈式直流锅炉允许变负荷速度为58MCRmin。 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

  22、600MW锅炉汽包壁厚的13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3050BMCR。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

  23、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会产生以下问题: 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，可能会引起温度偏差增大。 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明显的变化，要防止因温度频繁变化引起的疲劳破坏,四、超临界机

  24、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慢慢的开始了对超临界和超超临界发电技术的研究。经过近半个世纪的慢慢的提升、完善和发展，目前超临界和超超临界发电技术已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（34.4 MPa, 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1

  27、 2600MW 沁北电厂 2600MW（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,22600MW,我国现运行的超临界机组,世界上已投运的超超临界电厂,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概能分成三个阶段： 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。大幅度的提升了机组的经济性、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

  28、超临界机组。 第三个阶段，从20世纪九十年代开始步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，而蒸汽温度取得相比来说较高，进汽温度均提高到了580OC600OC左右。 2）蒸汽压力和温度同时都取较高值（28MPa30MPa，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

  29、，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，全球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31MPa566566566 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（2425）MPa，温度由566593 稳步上升为600 600 的发展趋势，取得了显著的成功,德国等欧洲国家（丹麦除外）超

  30、超临界机组的压力在（2528）MPa范围，温度也上升为580600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580/580600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，有型布置及半塔型布置。日本超临界锅炉全部采用型布置，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

  31、临界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体问题及发展计划,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 ,

  32、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、制造质量上的问题较多；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580600,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510年：主蒸汽温度可

  33、达610630。 今后的1020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5255,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: 确定哪一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的基本工艺的商业化程度,日

  34、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体问题和发展计划,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，高参数机组核心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

  35、。 科研、开发水平与先进国家相比差距较大在24MPa，538 566 一档参数水平，已基本具备自制条件，但主要使用在国外的技术，自己做的科研开发工作很少,1) 国内制造能力,己建设成一支以哈尔滨、上海、东方三大制造集团为主体的、具有相当规模、水平和实力的发电设备制造基地。 形成了一支经验比较丰富、素质较高的科研、设计和制造的队伍 拥有一批制造工艺和装备较先进、生产厂房条件好的制造企业。 通过对300MW、600MW亚临界火电机组的技术引进和消化吸收、国产化研制和优化设计，同时相关制造公司进行了大规模的技术改造，目前已形成了自主设计、制造超临界机组的生产能力,从制造百万千瓦级超超临界机组的制造装备上看

  36、，我国三大发电设备制造企业已接近世界领先水平，还有必要进行一些工艺技术攻关和添置部分专用设备。如锅炉对采用的热强度高、抗高温腐蚀的600等级材料(如9%一12%Cr钢)的焊接、异种钢的焊接；汽轮机对与高温有关的涂层和特大型铁合金叶片加工等。可以说，通过国家的技术攻关项目的支持和实施，我国就将基本具备制造超超临界机组的能力,目前从国际市场采购先进和成熟的材料是发展我国超超临界发电技术最现实的途径。但为了能够更好的保证设备部件的制造加工性能以及考虑到机组安全运作和维护的需要，还应当对材料的工艺性能和服役性能(蠕变、疲劳、腐蚀、氧化性能等)开展相关的试验和研究工作,2 国内科研开发能力 我国超临界技术探讨研究工作起

  37、步较早，但对超临界技术的科研开发的深度和资产金额的投入与工业发达国家相比差距较大。一些研究机构和高等院校一直在从事超临界机组的台架试验和小型工业装置的试验，也进行过多次的600MW超临界机组方案设计，由于技术基础工作还做得不扎实和制造厂还不具备充足的条件，一直末能进入工程实施,综上所述，我国在超临界、超超临界技术的制造能力、运行技术和科研开发方面： a.电力系统通过对从国外引进的超临界机组的建设、运行和消化吸收，基本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，培养了大批技术人员。 b.基本具备超超临界机组的制造能力，其制造装备水平与世界领先水平相接近。 c.正在与国外合作

  38、，应用国外的先进成熟技术进行超临界机组设计制造，为超超临界机组的设计、制造奠定基础,d.有关研究院所和高等院校等单位在火电技术方面做了长期的、系统的理论和实验研究工作，在超临界和超超临界火电技术方面做了多年跟踪研究，建立了一批相当规模的实验研究基地和实验装置，为我国自行研制、开发和投运大型超超临界机火电机组奠定了技术基础。 e.在超临界和超超临界发电技术方面的科研开发投入较小，尤其在有关新材料的开发和应用性能测试等方面与先进国家有很大的差距,3 我们国家发展超超临界机组的技术路线 根据我们国家的现实情况，实现超临界、超超临界机组设备制造国产化，要在充分的利用国际上已有的先进和成熟技术的基础上，通过依托工程引进国外技术，并对引进技术进行研究、消化、吸收；同时也加强国内技术攻关的力度，并把攻关的重点放在一些核心部件、关键技术的研究和开发上；逐步形成我国自已特色的、具有自主知识产权的超超临界成套设计制造技术，使我国电力工业的总体水平有一个跨越性的发展,今后的发展计划,引进国外先进、成熟技术 超（超）临界发电关键技术探讨研究 超（超）临界发电关键技术创新优化研究 发展超（超）临界发电技术的材料应用技术基础研究 超（超）临界机组运行技术研究

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