超临界机组和亚临界机组的分析比较资料文档格式.docx
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项目
机组数（台）
占总计的百分数%
额
定
容
量
300以下
1
300~499
32
20
500~599
43
27
600~799
60
38
800~以上
23
14
（MW）总计
159
100
汽温主汽
566℃再热汽
4
18
3
11
燃煤
料油和燃汽
116
73
炉微正压
型循环通风
104
65
9
再热一次
次数二次
134
25
84
16
表2预期的超临界循环的热耗率增益
循环参数
热耗率增益（%）
16.5Mpa/538/538℃
（2400磅·
英寸-2/1000/1000F）
作基本
24.13Mpa/538/538℃
（3500磅·
2.5
24.13Mpa/538/552/566℃
英寸-2/1000/1025/1050F）
5
31.07Mpa/538/552/566℃
（4500磅·
英寸-2/1000/11025/1050F）
8*
注：
*包括其它节能装置在内的潜在增益。
表3750MW燃煤机组典型热耗率改善状况和节约的燃料费
电站净耗率
变化率（%）
年节约燃料费（美元）
超过电站寿命的增资值（美元）
16.56Mpa/538/538℃
英寸-2/1000/1000F）
10023kJ/kW·
h
24.13Mpa/538/538℃
9875kJ/kW·
1.6
1930000
19840000
24.13Mpa/538/538/538℃
英寸-2/1000/1000/1000F）
9691kJ/kW·
3.3
4140000
42500000
热耗率能否在整个运行期间保持良好，与可用率和运行、维修的水平有关。
另一方面，热耗率的变化与超临界机组的设计有关，多半归结为汽机方面，即泄漏、叶片的腐蚀和结垢；
少数属于锅炉方面，如蒸汽通过启动系统的旁路阀泄漏到凝汽器。
对1973~1982年10年间热耗率的分析表明，部分负荷和两次停机检修之间的磨损对热耗有所影响。
因此，对每台机组一定时期内的热耗率取平均值，而且在确定平均热耗率和机组热耗率之间的百分差值时，要考虑燃料和热动力循环的影响。
图1列出了超临界机组热耗率性能的分布情况，可以看出，约1/5的超临界机组的运行热耗率比设计值大5%以内，而有一半机组比设计值大10%以内。
对照美国所有发电厂的平均热耗率比设计值约15%~20%的情况，应该认为超临界机组的运行热耗率性能是很好的。
虽然无法获得亚临界机组运行热耗率的直接数据，但从联邦能源管理委员会（FERC）提供的16.56Mpa（2400磅/英寸2）400MW及以上汽包式亚临界机组热耗率性能的鉴定中，可以
图1超临界机组热耗率性能的分布情况
得到超临界机组热耗率性能要优于汽包式亚临界机组的结论。
3.3固体颗粒磨损（SPE）对照热耗率的影响
固体颗粒磨损造成动静叶表面粗糙和产生泄漏通路，因而降低了相应级的效率，由于SPE的影响要经历较长的时间，而且还有其它的磨损因素，故鉴定其性能的恶化是较困难的。
Spencer介绍了有较严重磨损的机组热耗率随时间增长的情况，5年约恶化52.75kJ/kW·
h）[50Btu/（kW·
h）]，即年均10.55kJ/kW·
h）[10Btu/（kW·
h）]。
该数据与某厂对高压汽机的效率测定数吻合。
该厂测得的恶化率为3.17~7.39kJ/kW·
h）[3~7Btu/（kW·
上述数据均包含有多种因素的影响在内。
若假定SPE对热耗率的恶化与叶片的磨损率成正比，根据AEP公司修复叶片的经验，在经过5年运行之后，超临界机组的热耗率总计恶化比汽包式亚临界机组要高15.83~21.10kJ/kW·
h）[15~20Btu/（kW·
h）],或者是年均高3.17~4.22kJ/kW·
h）[3~4Btu/（kW·
4可用率
4.1可用率不易比较
超临界机组和汽包式亚临界机组间的可用率不容易比较，主要因为设计发生了变化，例如引入正压型炉膛。
此外，电厂的维修能力、运行方式和发电需求等也使比较工作复杂化。
4.2可用率比较的一些资料
由历史上停机数字得出的可用率与分析方式和采样的选择性有关。
①爱迪生电力研究所（EEI）汇编的停机数据和以后北美可靠性委员会（NERC）关于早期超临界机组的运行记录表明，汽包式亚临界机组比超临界机组可用率高3%～4%，而且强迫停机率也低。
②由锅炉和汽机制造厂调研所得的数据表明，可用率差别不大，Curley介绍了有较高可用率的新型超临界机组，在分析亚临界和超临界机组的可用率时考虑了锅炉设计的陈旧性和炉膛微正压的影响。
当除去微正压锅炉机组时，则发现超临界与亚临界锅炉之间可用率的差别缩小到2%，而且超临界机组的强迫停机率比起汽包式亚临界机组还低0.4%（这个结论适用于第一个五年中已运行的400～799MW燃料机组）。
③根据NERCLofe分析的数据，在2000年之前投运的超临界机组和亚临界机组将具有相同的强迫停机率。
④600～799MW燃煤机组（1975～1984年）的可靠性数据（包括超、亚临界机组）列于表4。
表4600～799MW机组的可靠性
电站设备
类别
强迫
停用率
（%）
等效强迫
可用率
等效
计划
等效非计划降低小时数
（h）
等效计划降低小时数
锅炉
除尘器
汽轮机
发电机
汽轮机发电机
凝汽器
电厂辅机
调节器
整机
7.13
0.24
2.01
0.87
2.85
0.27
1.47
0.00
11.05
11.46
1.45
2.51
0.95
3.44
0.67
2.95
0.05
17.52
83.72
95.76
92.55
96.42
91.46
97.5
96.05
99.61
77.98
79.68
94.76
92.27
96.36
90.92
97.16
94.81
99.56
71.72
10.43
4.05
5.89
2.91
6.34
2.29
2.81
0.39
12.89
303.98
78.89
33.35
5.38
39.37
26.39
97.6
3.31
474.53
42.32
5.31
7.67
0.08
7.70
2.49
8.54
0.38
31.77
注:
系统数为37个，机组总数77套，单机数5.6台。
⑤为了说明超临界机组的可用率，表5列出了Ebasco设计的3台790MW超临界机组中较早、同时也是可靠性数据较差的一台机组的数据。
不难看出，其数据也较全国同容量等级燃煤机组的平均值好。
4.3锅炉与可用率的关系
表5Ebasco设计的790MW超临界机组的可靠性
7.21
1.69
0.28
1.96
0.17
0.54
0.01
9.51
9.98
2.00
0.30
2.17
0.33
1.76
0.02
13.79
82.27
98.60
99.77
98.37
99.86
99.48
99.98
80.18
79.16
98.31
99.75
98.16
99.70
98.44
75.55
11.50
0.88
11.60
210.29
22.19
1.95
15.01
11.56
86.09
0.21
332.33
61.93
2.88
0.25
3.13
2.84
4.39
0.57
73.36
一般而言，超临界机组的可用率与亚临界机组相当，这是最近由Ebasco为EPRI提供的。
但是从统计的数字中可见，50%以上的强迫停运率是由锅炉引起的，汽轮发电机组在约只占20%～25%，而所有辅机的强迫停用率大约为10%。
换言之，锅炉引起的强迫停运率约为汽轮发电机和辅助设备的2倍。
（a）亚临界锅炉承压部件造成的（b）超临界锅炉承压部件造成的
每年停机小时数每年停机小时数
图2锅炉承压部件造成的停机小时数
①超临界锅炉和汽包锅炉承压部件原因造成的停机小时数见图2。
以上停机小时数包括强迫的、计划的、维修的。
从图中可见，亚临界机组的停机数据具有典型的“浴盆”曲线特性，即先经过一段学习认识阶段，对设计、制造和建设中存在的问题加以处理完善，然后进入无故障运行期，在4～6年之后就是磨损和恶化时期。
在稳定阶段也存在磨损，故机组的部件要进行正常的维护和更换。
机组的额定容量看来影响很小。
容量在600～799MW范围内的数据可能有人为的因素，其原因是这种容量的汽包炉不多，且许多这样的机组配2台锅炉。
超临界机组的停机小时数连续升高，并在运行6～8年之后就稳定在一年约500h/台。
显然，学习认识阶段延伸到磨损阶段。
在运行6年之后超临界机组停机小时数稳定下来，而亚临界机组停机小时数则明显上升。
这可能是由于大多数亚临界机组缺乏全流量凝结水处理设备，以致因腐蚀和结垢造成水冷壁泄漏。
②汽包炉机组和超临界机组之间很大的不同是，超临界机组水冷壁和过热器的泄漏需要立即修理，以防损坏相邻的管子；
而汽包炉机组可以运行较长的时间（如坚持到周末），不太会增加损坏程度。
故汽包炉机组的强迫停机较少，因这些修理工作可定为维修停机。
③锅炉的启动系统阀门是需进行维修工作和支出费用的主要设备，但是相对来说引起强迫停机很少。
而管子过热则是降低可用率的主要原因。
这两个问题主要与机组的启动方式和启动系统的设计有关。
化学水处理不当和水冷壁管内结垢可能引起管子的过热。
超临界机组的启动是个关键。
启动程序控制不当以及湿煤或辅助锅炉故障等均会引起启动系统阀门更快速的磨损。
而且，在启动阶段，对水冷壁、过热器管路和联箱的温度要严密地监视。
但由于水、汽和空气流量小，且控制的灵敏度低，启动时多数管道会出现过热现象。
在达到直流运行方式之后，超临界机组的温度控制是稳定、精确的，并且负荷的改变更加快速和精确。
4.4汽轮机与可用率的关系
通常，主汽压力对汽轮机的可用率影响很小，而且多数汽轮机的停机与汽压、润滑油、轴承或进水等无关。
问题在于超临界机组的汽机一般都应用于其可能的额定容量范围的上限，此时应力为最大。
这是因为相同容量的汽包式锅炉机组出现之前超临界机组已经服役。
但统计资料表明超临界机组的停机次数与亚临界机组没有明显差别。
汽轮机中影响可用率的因素有：
①叶片和阀门的固体颗粒磨损（SPF）。
虽然磨损过程要持续相当长的时间（2～10年）才会严重降低汽机叶片的强度，但仍应予以注意。
对800台运行15年以上的机组的调查中发现有10次强迫停机，故对叶片和阀门的磨损应进行必要的整修或更换。
如果因此而延长汽机的检修时间，则认为SPE增加了机组的不可用率。
②低压叶片故障是汽机引起停电损失的最重要因素，估计其根本原因是腐蚀裂纹。
高浓度的氧和pH值，以及污染物，比如钠或氯离子会明显降低12%Cr不锈钢叶片的疲劳强度，从而产生裂纹。
但是超临界机组在低压叶片裂纹方面比起汽包炉机组没有多少差别。
有的调查认为超临界机组低压叶片事故略多一些。
总之，为防止腐蚀裂纹，关键是要避免凝汽器的循环水泄漏，并使凝结水净化设备正常运行。
同时，保持低压部分良好的真空度也很必要。
4.5其它设备对可用率的影响
给水加热器、给水泵、电厂控制系统和凝结水处理设备等与机组的压力相关，它们的可用率直接影响超临界机组的可用率，但统计数据表明，它们引起的平均停机小时数比起水冷壁或汽机叶片来是很少的。
5维修性能
维修费用中最重要的部分是停机期间购买电力的费用，相比之下，劳动力和材料费用可以忽略不计。
电厂维修分小修和大修，小修主要对锅炉进行检查和修理，大修则需同时对汽机进行开缸检查和修理（这是欧美国家大小修的概念，其涵义与同有些差别）。
5.1维修时间
调查结果，多半电厂认为超临界机组与亚临界机组的检修时间大致相同，少数认为超临界机组检修期较长，对于超临界机组，二次停机小修的间隔时间一般为一年，而两次停机大修的间隔时间通常为4～5年。
5.2启动系统的维修
目前在美国运行的超临界锅炉上装有两套启动阀，一套将水冷壁来的初始水汽混合物旁路至扩容箱，另一套在锅炉进入直流运行时，将水冷壁的汽压降低，以便与扩容箱的数值相匹配。
阀门及其旁路装置的维修费用较高。
维修的间隔时间与启动的次数有关。
对于旁路阀来说大约启动20次就需要检修。
一套启动系统阀门的年维修费用约为20万美元。
为减少维修费用，应使启动阀的位置和空间便于维修，并备有足够的阀门部件。
大多数阀门的修理工作一天即可完成。
5.3汽机的维修
无论超临界还是亚临界机组都存在高压动、静叶的固体颗粒磨损（SPE）问题。
一般经过6～7年运行之后超临界机组需对高压动、静叶检修或更换，检修或更换的次数是亚临界机组的1～1.5倍。
检修损坏的SPE叶片约需1～6星期。
修理SPE叶片的费用约为4～10万美元。
为了缩短检修时间应准备备用喷嘴组件和叶片，可以一机专用或几台机共用。
少数机组还有备用的高压转子和内缸。
超临界机组SPE现象比较严重，可能是锅炉系统设计存在问题所致。
带有组合式分离器的现代化锅炉设计，能够大大减少颗粒的析出，从而使SPE现象减少，这种情况与欧洲直流机组的经验相同。
6启动调峰性能
从日本三菱公司的500MW超临界机组看，后夜8小时停机后启动，从点火到满负荷仅164min，其中点火到并网47min，并网到满负荷117min。
启动参数为：
压力8.0Mpa；
温度450～460℃；
转子上的最大热应力为-117.6N/mm2（-12kg/mm2）；
其寿命损耗对于新型转子材料为0%次。
新型的转子材料为12%的高Cr珠光体耐热钢，其断裂强度在500℃时常规CrMoV钢高25%，535℃时高30%，蠕变变形减小1/2～2/3，整个转子的安全系数提高1.3～1.5倍。
至于最低负荷，美国OrmondBeachshattion电厂一台800MW超临界燃油气锅炉创造了能在6%最大连续出力下运行的记录。
超临界燃煤锅炉最低负荷一般为40～50%。
7造价
这方面缺乏具体资料。
大致来说，在发展初期超临界机组所节约的供电煤耗在短期内难以抵偿其造价的增高。
但今后超临界机组的造价可望与亚临界机组大致相同，因为省去了昂贵的汽包。
8国内600MW等级超、亚临界机组概况
华东电网近年来陆续投产5台600MW机组，其概况如表6所示。
从表中可见，超临界机组的供电煤耗、等效可用率、调峰能力等均较亚临界机组为好。
但是二者均未达到应有的水平。
而且，美国600～799MW共88台燃煤机组1986～1990年五年的平均等效可用率为79.81%，相比之下我们还有较大差距。
表6华东电网5台600MW机组概况
石洞口二厂
北仓港电厂
平圩电厂
主汽等级
超临界
亚临界
投产日期
1号机
2号机
1992.8
1992.12
1991.10
——
1989.11
制造厂家
炉
机
美ABB-CE
瑞士SULZER
瑞士ABB
美国CE
日本东芝
哈锅引进美CE技术
哈汽引进美西屋技术
设
计
值
额定出力
MW
600
热耗
kJ（kW·
h）
7647.6
7871.56
8005
厂用电率
%
3.5～4.7
5.1
5.6
供电煤耗
g（kW·
281.2
306.5
321
投
产
后
平均负荷
599.7
418
500
4.9
5.04
5.27
（以第二年计）
g/（kW·
324
358
361
等效可用率
（以第一年计）
70.5
52.76
50.26
自动投入率
88.8
未统计
调峰能力
300～600
350～600
360～600
9结论
①超临界机组的热耗率要比亚临界机组低。
按净热耗低2%计，即低211kJ（kW·
h）[200Btu/（kW·
h）]计，对一台600MW燃煤机组来说每年可节省150万美元以上的燃料费。
②通过对NERC数据库中与压力有关的停机原因的分析表明，经过投产时的成熟期之后超临界机组每年的强迫停机小时和计划停机小时与亚临界机组相当，甚至略小。
③对于超临界和亚临界机组，两次停机检修的间隔时间差别很小，停机检修的时间也大致相同。
超临界机组较多的固体颗粒磨损使汽机喷嘴组件需要经常检修，以及锅炉启动系统阀门需要整修等情况，额外增加的维修费用是很少的。
采用带组合式分离器的锅炉设计将大大减少固体颗粒磨损。
④今后生产的超临界机组的启动调峰性能不会亚于亚临界机组。
⑤今后超临界机组的造价可与亚临界机组相当。
⑥从上述各项看，新装大机组采用超临界机组是可行的，而且从世界电力工业的发展趋势，尤其是日本等国的决策看，今后在我国发展超临界机组是势所必然。
⑦对于超临界机组，要特别强调以下几条：
1）确定好设计煤种和灰分分析，并在实际运行中确保之，否则易引起管道泄漏和结渣。
2）搞好给水质量监督，以免水冷壁的腐蚀和过热器的片状剥落，并减少汽机喷嘴和叶片的固体颗粒磨损。
3）编制好严格的启动控制程序，保证各部件的温度变化稳定精确，以提高机组的可靠性。
4）严格遵守计划停运。
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