米建华，尧国富，盛建华，左晓文

（中国电力企业联合会，北京 100761）

由于我国以煤为主的一次能源结构长期不会根本改变，因此，优化燃煤发电结构有着现实和长远的重要意义。在技术经济适宜的条件下，积极采用超临界压力参数、大容量、高效率、高调节性机组；积极发展洁净煤燃烧技术，充分利用多种品质资源；新建的燃煤机组采用节能、节水、节地，建设高效节能机组，发展洁净煤技术，因地制宜发展热电联产及多联供，是形成低投入、低消耗、低排放和高效率的节约型电力工业的发展方式。以超临界机组、整体煤气化联合循环和多联产技术为代表的洁净煤发电技术是当前和今后电力发展提高效率、降低二氧化碳排放的重要途径。其中，超临界机组技术是最为成熟也已经大规模采用的技术。

1 基本情况

国际上超临界、超超临界技术总体上属于20世纪80、90年代技术。自1992年我国首次整套引进超临界机组以来，通过国产化依托工程和装备企业引进消化制造技术，我国超（超）临界机组发展很快。据不完全统计，到2009年底我国已投产运行超临界机组11 610万kW，超超临界机组3 540万kW，总量约占全世界同类机组总容量的一半。根据国家发改委要求，60万kW级超临界机组已是常规燃煤火电机组建设的最低门槛，拟建在建机组均为超临界或超超临界机组，100万kW级机组则均为超超临界机组，我国的火力发电技术已经进入了超临界和超超临界时代。

我国在掌握了新材料的使用和设计工艺技术后，超临界和超超临界燃煤发电机组单位造价总体上提高不大。从2007、2008年投产的工程造价看，60万kW级超超临界、超临界、亚临界机组决算单位造价分别为3 747、3 607、3 616元/kW，100万kW级超超临界机组决算单位造价为3 622元/kW。60万kW级机组运行指标总体良好，100万kW机组还没有经过一个大修期，大部分机组处于生产稳定阶段。

我国超（超）临界机组发展标志性事件如表1所示。

表1 我国超（超）临界机组发展标志性事件

2 可靠性指标

2006年至2008年超临界机组可靠性主要综合性指标如表2所示。

2008年纳入可靠性统计的超临界机组共83台，包括32万kW机组4台、50万kW机组4台、60万～67万kW机组65台、80万kW机组2台、90万～100万kW机组8台，装机容量之和5 214万kW。其中，国产机组67台，进口机组16台。

2008年度，超临界机组与全国火电50万kW级以上机组平均水平相比，超临界机组利用小时5 258.53 h，高于5 160.60 h的平均水平；非计划停运次数1.39次/台年，与1.34次/台年的平均水平相当；等效可用系数91.50%，与91.73%的平均水平接近。超临界机组可靠性水平总体与亚临界机组相当。2008年超临界机组最长连续运行时间平均为3 320.30 h，连续运行时间最长的机组为兰溪02号机组，连续运行时间为8 459.83 h。

表2 可靠性主要综合性指标

2008年超（超）临界机组共发生非计划停运116次，非计划停运总时间为7 076.05 h，台年平均分别为1.39次和90.15 h。其中持续时间超过150 h的非计划停运共11次，前3类非计划停运即强迫停运发生88次。在三大主设备中，锅炉引起的非计划停运台年平均为0.64次和50.51 h，占非计划停运总时间的59.41%。锅炉、汽轮机、发电机三大主设备引发的非计划停运占到了全部非计划总时间的87.63%。2008年超（超）临界机组非计划停运情况如表3所示。

表3 机组非计划停运情况

发生非计划停运的责任原因中产品质量不良为第1位，台年平均为0.53次和31.64 h。检修质量不良成为引发机组非计划停运的第2位主要原因，且所占非计划停运总时间比例为19%。发生非计划停运的原因如表4所示。

表4 非计划停运原因

3 经济指标

2008年纳入经济指标统计的超临界机组共96台，包括50万kW机组4台、60万～70万kW机组81台、80万kW机组2台、90万kW机组2台，100万kW机组7台，装机容量之和6 213万kW。其中，国产机组84台，进口机组12台。

2008年超临界机组经济指标如表5所示。

表5 超临界机组经济指标

2008年，统计分析机组完成供电煤耗平均值为322.02 g/kWh，比2007年降低了1.59 g/kWh，最优为邹县电厂7号机组，完成供电煤耗293.10 g/kWh。100万kW机组实际完成供电煤耗全部在300 g/kWh以下，平均为296.29 g/kWh，供电煤耗排在最优前列，充分显示了其优良的经济性。60万kW超临界机组供电煤耗315.26 g/kWh，最优为国电常州1号机组304.40 g/kWh。典型主设备组合机组经济性指标如表6所示。

按参数分析，超超临界机组平均供电煤耗300.18 g/kWh，超临界机组平均供电煤耗315.69 g/kWh，同容量等级亚临界机组平均供电煤耗330.06 g/kWh，各有15 g/kWh的差别。从实际运行看，超超临界机组的热效率为43.04%，比超临界机组的高2.04%，超临界机组的热效率又比亚临界机组要高出1.46%。

表6 典型主设备组合机组经济性指标

从厂用电分析，超超临界机组和超临界机组投运时期相对较近，系统设计更为优化，技术更为先进，都采用汽动给水泵，厂用电率分别为4.92%和5.09%，同容量等级亚临界机组平均为5.87%。

4 发展趋势

超临界机组技术是规模化成熟燃煤火力发电技术，在发展过程中主要进一步通过容量和参数的提升进一步提高效率、优化系统设计、增加使用范围和保证运行负荷等方面开展工作。

在机组设计运行方面，目前世界上超超临界机组最大单机容量为130万kW，蒸汽参数34.5MPa/649℃/566℃/566℃。我国也进行了技术准备，在布置中采用发电机组分列等方式，以降低造价、减少压损、简化空间布置。在提高机组能效方面，近2年在60万～100万kW超临界、超超临界机组设计中采取了进一步的优化设计，主要是取消了电动给水泵（用邻机的备用汽源采取汽动给水泵冷态启动机组）、凝结水泵采用优化设计，提高了机组的经济性。另外，各企业加强了运行、检修管理和节能改造，包括高压变频改造、微油无油点火技术应用、优化运行曲线、动态对标管理、采用厂级监控系统、创新设备管理模式、实行点检定修制度等等，取得了显著成效。

我国从2005年开始了60万kW等级空冷机组的生产，截至2009年底全国总计有61台引进技术国产制造的60万kW等级空冷机组投入运行，其中超临界空冷机组16台，世界首台100万kW超超临界空冷机组正在华电灵武电厂施工建设中，将会提高我国北方富煤缺水地区空冷机组的发电效率。大唐华银金竹山火力发电分公司燃用无烟煤的W型火焰60万kW超临界机组的成功投运，标志着W型火焰燃烧技术与超临界锅炉技术达到有机的融合，填补了国内外火力发电行业的又一个技术空白。我国60万kW级循环流化床锅炉机组示范工程正在积极推进，将采用超临界技术。在以上几方面，我国超临界发电技术及工程建设无论从数量上还是在质量上都走在了世界前列。