超超临界汽轮机的发展问题和前景
国外关于超超临界技术现状和发展趋势
国外关于超超临界技术现状和发展趋势宋明蔚，郝志信（华能营口电厂，辽宁营口 115007）摘要：文中简述国外发展超超临界火电机组的现状、发展趋势，超超临界机组与超临界机组、亚临界机组运行经济性效益比较，及我国发展超超临界机组的必要性。
关键词：超临界；超超临界；（USC）0概述首先我们要先了解一下超超临界的概念。
火力发电厂的工质是水蒸汽，在常规条件下水经加热温度达到给定压力下的饱和温度时，将产生相变，水开始从液态变成汽态，出现一个饱和水和饱和蒸汽两相共存的区域。
当蒸汽压力达到22.129MPa时，汽化潜热等于零，汽水比重差也等于零，该压力称为临界压力。
水在该压力下加热至374.15℃时即被全部汽化，该温度称为临界温度。
水在临界压力及超过临界压力时没有蒸发现象，即变成蒸汽，并且由水变成蒸汽是连续的，以单相形式进行。
蒸汽压力大于临界压力的范围称超临界区，小于临界压力的范围称亚临界区。
从水的物理性能来讲，只有超临界和亚临界之分，超超临界是我国人为的一种区分，也称为优化的或高效的超临界参数。
目前超超临界与超临界的划分界限尚无国际统一的标准，一般认为蒸汽压力大于25MPa蒸汽温度高于580℃称为超超临界。
超超临界燃煤发电技术(USC)由于超超临界燃煤发电技术(USC)仍是基于常规发电系统的渐进技术，所以发展USC技术是最具有现实意义的，而且和其它技术相比极具竞争力，由于超超临界机组与常规火电机组相比，超临界机组的可用率与亚临界机组相当，效率比亚临界机组约提高2%。
超超临界机组效率可比超临界机组再提高约2%～3%，若再提高其主汽压力到28MPa以上，效率还可再提高约2个百分点。
因此它具有明显的高效、节能和环保优势，已成为当今世界发达国家竞相采用和发展的新技术，目前一些经济发达国家都开始采用USC发电机组。
1超超临界火电机组国外现状1.1 美国美国是发展超临界机组最早的国家，世界上第一台超临界机组1957年在Philo电厂（6#）投运，容量为125MW，参数为31MPa/621℃／566℃／560℃，该机组由B&W和GE公司设计制造；1958年，第二台超临界机组在Eddystone电厂（1#）投运，容量为325MW，机组的参数为34.4MPa／649℃／566℃／566℃，该机组由CE和WH公司设计制造；迄今为止，它们是最高参数的超超临界机组。
超超临界技术进一步发展的方向瓶颈和解决方案
煤用于发电的比例将越来越大。
– 从目前的53%上升到70%以上，绝对量的增加更大。
以煤为主的能源结构以使中国成为世界上最大的二氧化碳排放 国， 面临巨大的减排压力。
– 燃煤火电是中国最大和最集中的二氧化碳排放源，根据到2020年我国单 位GDP二氧化碳排放比2005年下降40-45%的目标，中国火电将面临最巨 大的减排压力。
现有所有燃煤火电厂均有大 幅度降低供电煤耗的潜力
估计现在所有燃煤电厂发电煤耗 还有下降10 gce/kWh左右的潜力
发电煤耗降低的历史
由于技术进步， 1885年世界上第一台3MWe燃煤发电机组在德国柏林诞生以来， 至今全世界平均发电煤耗已从1885年的3500gce/kWh下降到350gce/kWh
资料来源: 上海外高桥3厂7号机技术经济指标综合日报，，2010年10月27日
外三厂# 7 机组实际运行经济指标
2010年10月27日
◇ 负荷率：84.11% ◇ 带脱硫、脱硝的厂用电率：3.85% ◇ 带脱硫、脱硝实际运行供电煤耗（gce/kWh）：
276.65 ◇ 锅炉飞灰含碳量：0.4%
注：此时# 8机组正在进行大修。
生Co物-fi质rin混g G烧ain 提Ef高fici效en率cy Gain
20%
Ne近ar-期term
M中id-期term
APG TF
Lon长g-t期erm T时im间e
当前燃煤火电机组二氧化碳减排的途径
在CCS能够得到大规模推广应用之前的一个相当 长的时期，最可行、经济、可靠的燃煤火电机组 二氧化碳减排的途径是：
计算条件
节煤量 减排CO2 减排SOx 减排NOx （万吨） （万吨） （万吨） （万吨）
超临界、超超临界机组发展现状、趋势和存在问题的分析研究
超临界、超超临界机组发展现状、趋势和存在问题的分析研究分析报告上海电力学院2009年3月超临界、超超临界机组发展现状、趋势和存在问题的分析研究1．引言按照国家制订的2020年电力发展规划，我国发电装机容量将从目前的约8亿千瓦增加到2020年9亿千瓦，其中燃煤机组比例约占总容量75%左右。
由于电力是最大的煤炭用户，要提高煤炭的利用效率，提高燃煤电厂的效率是一个主要途径。
分析国际上燃煤发电技术的发展趋势，将采用两种技术路线来提高效率和降低排放。
其一是利用煤化工中已经成熟的煤气化技术，采用整体煤气化蒸汽燃气联合循环技术（IGCC）实现高效清洁发电，其代表技术为IGCC。
此技术提高能效的前景很好，但因系统相对复杂而造成投资偏高的问题需要解决。
目前正在烟台电厂建设一台300或400MW等级的IGCC示范机组，为今后的发展作好技术储备。
另一个发展方向是通过提高常规发电机组的蒸汽参数来提高效率，即超临界机组和超超临界机组。
超超临界机组在发达国家已经实现了大容量、大批量生产。
通过努力我国可以较快实现国产化能力，降低设备成本。
超超临界机组蒸汽参数愈高，热效率也随之提高。
热力循环分析表明，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0.25～0.30%；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%。
亚临界机组的典型参数为16.7MPa/538℃/538℃，其发电效率约为38％。
超临界机组的主蒸汽压力通常为24MPa左右，主蒸汽和再热蒸汽温度为538～560℃；超临界机组的典型参数为24.1MPa/538℃/538℃，对应的发电效率约为41％。
超超临界机组的主蒸汽压力为25～31MPa，主蒸汽和再热蒸汽温度为580～610℃。
2023年超超临界机组行业市场规模分析
2023年超超临界机组行业市场规模分析超超临界机组是一种能够效率较高、排放较低的火电机组，目前在国内能源市场中非常受欢迎，具有很大的发展潜力。
本文将从超超临界机组的市场规模、发展趋势、市场前景等方面进行分析。
超超临界机组市场规模从市场规模来看，超超临界机组市场正在经历非常快速的增长。
2019年，全球超超临界机组装机容量一共为708GW，其中中国的超超临界机组装机容量占比达到了78%，而其他国家和地区的总装机容量仅占22%。
2019年，中国新上超超临界机组装机容量达到了7193.8MW，占全球新上容量的96.66%。
在中国，超超临界机组的市场份额不断提高，占比越来越大。
超超临界机组市场发展趋势从超超临界机组市场发展趋势来看，首先是技术上的不断创新。
随着技术的不断进步，超超临界机组的效率和稳定性等方面都得到了很大的提升，这也为其市场发展提供了很好的保障。
其次是政策支持的不断强化。
在不断加强环保政策的背景下，未来超超临界机组将成为火电行业的主流机型。
此外，中国政府还持续推进“一带一路”建设，这将带动超超临界机组在国外市场的迅猛发展。
超超临界机组市场前景从超超临界机组市场前景来看，由于其具备高效、低排放、稳定性好等特点，市场前景非常广阔。
在中国，未来火电行业将继续面临环保压力，因此超超临界机组将替代传统的火电机组成为主流机型，市场份额将进一步提高。
同时，中国政府还计划在未来几年内新增火电装机容量2000万千瓦以上，这也将极大地带动超超临界机组市场的发展。
此外，随着“一带一路”建设的逐步推进，中国的超超临界机组也将迅速占领海外市场，市场规模将进一步扩大。
总之，超超临界机组市场规模越来越大，发展趋势良好，市场前景广阔。
未来，随着技术不断创新、政策持续推进和市场需求的不断增长，超超临界机组将成为火电行业的主要机型，市场份额将继续提高。
同时，超超临界机组还将继续在国内外市场展露其威力，为火电行业的可持续发展贡献力量。
超临界超超临界发电技术的发展和现
国外先进的超临界超超临界机组已经实现了高效、低污染的运行，为全球能源结构 的优化和环境保护做出了贡献。
国内发展现状
我国在超临界超超临界发电技术方面也 取得了显著进展，国内多个大型发电企 业已经掌握了这一技术，并成功投运了
投资成本
运行维护
超临界超超临界发电技术的运行和维 护需要专业人员和技术支持，对人员 素质和技能要求较高。
超临界超超临界发电技术的设备成本 较高，需要大规模投资才能获得回报。
03
CHAPTER
超临界超超临界发电技术发 展现状
国际发展现状
全球范围内，超临界超超临界发电技术已经成为新建火电机组的主流技术，尤其在 大容量、高参数的机组中应用广泛。
案例一：某大型火电厂的应用
总结词
技术成熟、效率高、经济性好
详细描述
某大型火电厂采用超临界超超临界发电技术，具有较高的热效率和较低的煤耗率，同时减少了污染物排放，经济 效益和环保效益显著。
案例二：核能发电的辅助应用
总结词
高效、安全、稳定性好
详细描述
超临界超超临界发电技术在核能发电中作为辅助手段，能够提高核能利用率和安全性，降低核废料的 产生，同时保证稳定的电力输出。
解决方案
通过研发新型材料、优化设备设计和 运行控制技术等手段，提高设备的稳 定性和可靠性。
市场前景与发展规划
市场前景
随着能源结构的转型和环保要求的提高 ，超临界超超临界发电技术具有广阔的 市场前景。
VS
发展规划
政府和企业应加大对超临界超超临界发电 技术的研发投入，推动技术进步和产业升 级，同时制定相关政策，鼓励市场应用。
超临界发电机组的国家政策与市场前景分析
超临界发电机组的国家政策与市场前景分析随着全球能源需求的不断增长和环境保护意识的提高，清洁能源的开发和利用成为了全球各国重要的战略方向之一。
超临界发电机组作为一种高效清洁的发电技术，日益受到各国政府的支持和重视。
本文将对超临界发电机组的国家政策和市场前景进行分析，并探讨其未来发展趋势。
首先，超临界发电机组的国家政策方面，各国政府普遍提出了清洁能源发展的目标和计划。
世界各国纷纷出台鼓励开发清洁能源的政策法规，其中对于超临界发电机组的支持力度也不断增强。
例如，中国国家能源局在《煤炭产业发展“十三五”规划》中提到，将加大超临界和高超临界发电机组的推广力度，提高燃煤发电的效率和环保水平。
美国能源部也制定了相应的政策支持清洁能源技术的发展并鼓励煤电厂升级为超临界发电机组。
其次，超临界发电机组在市场前景方面具有良好的发展潜力。
首先，超临界发电机组较传统的发电技术具有更高的热效率和能源利用率，能够实现更低的耗煤量和排放量。
这符合各国政府对于环境保护的要求，并有助于减少碳排放和气候变化。
其次，超临界发电机组的投资成本相对较低，且技术成熟度高，运行稳定可靠，具有较长的寿命。
这使得超临界发电机组在市场上具有竞争优势，受到投资者的青睐。
再者，随着燃煤发电的方式和技术不断升级，超临界发电机组将成为取而代之的技术，市场需求将进一步增长。
然而，超临界发电机组的市场前景也面临一些挑战和限制因素。
首先，超临界发电机组的技术要求较高，需要大量的投资和专业技术支持。
这对于一些发展中国家和地区来说可能存在一定的难度。
其次，超临界发电机组虽然在煤炭燃烧过程中排放的二氧化碳等有害物质较少，但仍然无法完全避免对环境造成的影响。
与此同时，清洁能源技术的发展也可能引发能源产业结构的调整和人员转岗问题，需要政府和企业共同努力解决。
对于超临界发电机组的未来发展趋势，我们可以预见以下几个方面。
首先，随着环保意识的提高和对炭排放量的限制，超临界发电机组在燃煤发电行业中将逐渐替代传统的发电技术，成为主流技术。
西门子超超临界汽轮机问题分析与改进_谢尉扬
时设备的国产化程度越来越高，汽轮机组在投入运行后逐渐 暴露出一些问题［3］，这些问题涉及到原有机型设计、汽轮机
膨胀和应力除限位装置承受以及管道自身吸收外，仍有部分 应力被传递到主汽门和高压缸上； （ 2） 从锅炉过来的两根主
结构、蒸汽管道布置、部件国产化、材料替代等方方面面，分 蒸汽管道长度不一，热膨胀量不同，极易对汽轮机造成侧向
刚性连接等等，这些设计上的特点保证了优越的汽轮机性 门高低变化相差 10mm 的现象，右侧主汽门抬升后造成下部
能，西门子汽轮机具有启动速度快、运行平稳、调节可靠、检 的垫片受力很小甚至发生滑移，并引起高压缸右侧猫爪防跳
修周期长、热耗指标先进等特点，已投产超超临界汽轮机的 压块顶部间隙消失的现象，直接影响到汽轮机内部的通流间
第 57 卷 第 2 期 2015 年 4 月
汽轮机技术 TUＲBINE TECHNOLOGY
Vol． 57 No． 2 Apr． 2015
2024年超超临界机组市场前景分析
2024年超超临界机组市场前景分析1. 引言超超临界机组是目前发电领域的一种高效能设备，具有较高的发电效率和较低的环境污染排放。
本文将对超超临界机组市场前景进行分析，并探讨其未来发展趋势。
2. 超超临界机组的定义和特点超超临界机组指的是以超超临界技术为核心的发电机组。
其主要特点包括以下几个方面：•高效能：超超临界机组能够提高发电效率，与传统的发电机组相比，其发电效率提高了约10%左右。
•低污染排放：由于超超临界机组采用先进的燃烧技术和煤粉燃烧优化技术，其排放的大气污染物含量较低，符合环保要求。
•资源节约：超超临界机组可以利用低质煤等燃料进行发电，提高燃料利用率，节约能源资源。
3. 超超临界机组市场前景根据市场研究数据显示，超超临界机组市场目前呈现出良好的发展态势，并具有广阔的发展前景。
3.1 国内市场中国作为全球最大的煤炭消费国，对于超超临界机组的需求量巨大。
近年来，中国政府出台了一系列促进清洁能源发展的政策，使得超超临界机组在国内市场上逐渐得到推广和应用。
未来，随着环保意识的不断提升，超超临界机组在中国市场的需求将进一步增加。
3.2 国际市场除了中国市场外，其他一些发展中国家和地区也在逐渐采用超超临界机组进行发电。
这些地区由于能源需求强劲，且对环境保护有一定的要求，对超超临界机组的需求也在逐渐增加。
因此，除了国内市场，超超临界机组在国际市场上也具有很大的市场潜力。
3.3 技术发展随着技术的不断进步，超超临界机组也在不断创新和升级。
例如，超超临界机组的燃烧控制系统、燃烧器设计和先进的燃料供应系统等方面都有了新的突破。
这些技术的突破将进一步提高超超临界机组的效率和性能，增加其在市场中的竞争力。
4. 发展趋势根据当前市场和技术发展的情况，可以预见超超临界机组的发展将呈现以下趋势：•高效能：超超临界机组将进一步提高发电效率，通过技术创新降低燃料消耗，提高能源利用效率。
•低排放：超超临界机组将继续优化燃烧控制和污染治理技术，进一步降低污染物排放，实现更清洁的发电过程。
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7
关于双背压设计
• 双背压设计可以使平均背压降低 0.2~0.3 kPa。 • 一般地，循环水温越低，水量越充沛，越不适合双背压
设计。这是业内熟知的。
• 另一方面，汽轮机排汽面积越大，热耗 - 背压修正曲线 越陡，膨胀极限背压越低，因此，越适合双背压设计。
• 国内汽轮机末级叶片普遍较长，因此，国内的4排汽汽 轮机，适合双背压的循环水温、水量条件较宽。换句话 说，其中的绝大多数适合双背压设计。
发展700℃发电技术尚需时日。因此，完善超超临界 发电技术，包括改进超超临界汽轮机及热力系统的设计和 运行，降低机组能耗，是今后较长时期内的重要课题。
节能降耗 任重道远
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2
主要内容
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3
1 提高初参数
• 主汽压力
技术经济比较：机组煤耗降低，锅炉、给水泵和给水、主汽
管道投资增加。即将建设的新机多为28MPa。 西门子和Alstom的桶型高压缸，对于30MPa以内的主汽压， 不需要改变设计，超过30MPa，变化也小。 主汽压力增加，需要配合再热汽温升高，降低能耗，同时减 少排汽湿度。
• 对于4排汽设计，660MW容量比600MW好。
• 对于大量的闭式循环水系统机组，应推广660MW容量和 4排汽/900mm末级叶片的搭配。
• 设计余速损失较小的汽轮机，比如600~660MW容量搭配
4排汽/1000mm末级叶片 ，如果条件具备，可以考虑增
加铭牌容量5%，让冷端工作更平衡一些。
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• 开式循环水系统：
• 对于开式循环水系统，需要根据水温，合理配置冷端 设备容量，以及额定背压，合理安排排汽面积。对于 17~18℃循环水温，水量充沛的条件，1000MW汽轮机 可以而且需要配置3.6~4.0 kPa的额定背压，搭配4排汽 /1219mm末级叶片（排汽面积~48m2）或6排汽/1000mm 末级叶片(排汽面积~55m2)，显著降低汽轮机热耗。
• 以上优化设计投入增加很少，机组能耗降低共计 1%。
• 很显然，机组设计没有充分利用循环水温低、水量充沛的 优势。冷端设计是平衡的，但方向是节省投资，相应地增 加煤耗，且双背压有些勉强。困难是难以改造。
• 冷端优化设计的问题相当普遍。妥善解决类似的优化设计
问题，往往能以较少的投入，获得很大的节能效果。
机组为330℃；
温度过高的抽汽，可以增设冷却器，加热最终给水，降低过热
度后再进入高加。
• 需要摸索减少投资的节能设计方案。
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5 一些重要的节能设计技术
5.1 高、中压缸
• 对于高、中压缸，小根径、多级数是当今趋势，可以 有效提高通流效率。Alstom将增加级数做到了极致。 西门子的变反动度设计技术，进一步挖掘了潜力。
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3 冷端设计的问题和实例
• 某厂2台1000MW机组，投产不足1年，增加铭牌出力到
1050MW，实际负荷率80%。汽轮机厂家为东方。
• 开式循环水系统，海水冷却，平均水温17℃。循环水系统
为单元制，每台机组配备3台循环水泵。凝汽器为双压型，
换热面积45000m2（已经增加，初设为40000 m2），设计冷
• 1200~1300MW机组，辅机有困难，需要大量进口。
• 基于调峰需求和电网安全考虑，1000MW及以上机组不 能太多，主力应为600MW级别机组。
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6Leabharlann • 600~660MW容量，2排汽/1146~1219mm末级叶片配置， 排汽面积较小，适合较高的循环水温和背压。厂房体积、 建设投入、循环水泵扬程增加；不能享受双背压的好处 。
超超临界汽轮机的发展、问题和前景
蒋寻寒 安徽电力科学研究院
2013年10月 天津
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1
前言
基于中国的资源禀赋，50年内，燃煤火电的地位难以 改变。
发展高参数大机组，是国家节能减排战略的关键组成 部分之一。
中国已经是世界上超超临界机组最多的国家，数量大 大超过其它国家的总和，建设规模和速度前所未有。
• 排汽方面，闭式循环水系统：
• 华北和以南地区，如果配备闭式循环水系统，则基于目前的 冷端设备标准，低压缸合理设计应当是：额定背压搭配80% 负荷，或者背压6 kPa左右搭配额定出力，以此为出发点进行 排汽面积优化配置。为此，采用4排汽、1219mm的末级叶片 和比较高的给水温度，可以良好应付1200MW的机组容量。
却倍率55。额定背压4.725 kPa。汽轮机末级叶片1092mm。
• 如果采用常规的冷端设计，凝汽器面积50000m2，冷却倍率
60，额定背压即可降低到4.0 kPa，相应地，搭配1219mm的
末级叶片，机组能耗可降低近1%。
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3 冷端设计的问题和实例 – 续
• 为保证机组安全，冬季仍维持1机2泵的调度方式。现有条 件下，膨胀极限（出力阻塞）背压较高，冬季背压很容易 更低。如采用较大的冷端设计，增设循环水联络管，冬季 采用2机3泵的运行方式，就可以避免这个问题。
• 对于中压缸进汽区的冷却，一般思路是用少量低温蒸
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4 二次中间再热 – 容量限制
• 二次中间再热，是降低 热耗、减少排汽湿度的 有效手段。
• 投入增加很多。运行、 控制复杂，国内尚无经 验。不建议再热汽温 620℃。
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二次再热 – 续
• 需要设置超高压缸。不应采用高、中压缸合缸设计。这样，
1000MW级别4排汽汽轮机，轴系长度可能超过40m，有困难。
低压缸6排汽设计也往往受困于此。欧洲机型没有这个问题。
• 泰州2期是世界上首次在1000MW机组上采用超超临界、二次
再热。初参数 31 MPa / 600 ℃ /610 ℃ /610 ℃ 。
• 动力循环优化的结果：
增加主汽压到28MPa或以上；
增加回热级数到9~10级，提高给水温度到300℃以上，泰州2期
• 再热蒸汽温度
2012年以来，新机设计中普遍采用610℃甚至620℃的再热
汽温。业内对620℃存在剧烈的争论，因为材料安全余量太
小，对锅炉热偏差和汽温波动限制过于严格。
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2 机组容量 – 冷端配置
• 限制汽轮机容量的主要因素是高压缸通流面积，低压缸排汽 面积。
• 目前国内引进的高压缸技术和模块，可以应付1200~1300MW 的容量。