表2　火电机组热效率、发电煤耗与CO2排放量之间的关系

2提高锅炉热效率
   最近已发电的1000兆瓦超超临界锅炉是由东方锅炉厂生产的。该种锅炉水冷壁采用螺旋管，其考核试验热效率值超过了93%。由于塔式锅炉的配风合理，燃烧效率高，所以飞灰和炉渣中未燃尽碳含量少，所以热效率可以达95%。
锅炉优化设计
    设计余热回收装置，充分利用锅炉排烟热损失，将烟煤锅炉的排烟温度设计在115~120℃，进一步降低排烟温度；利用排烟余温加热预热二次风和凝结水。通过这些设计手段可以大大的提高锅炉热效率。
锅炉辅机单列电力职称论文发表

    由于国外锅炉辅机性能稳定，已经逐步取消了备用设备。近几年我国在辅机设计方面也逐步采用一台送风机、一台引风机、一台一次风机、一个回转式空气预热器的优化设计方案。通过这种方式不仅可以降低电站建设初期投资。而且起到了减少电站建设投资成本、免去系统切换、提高机组运行稳定性能、简化了DCS系统、减少了厂用电（锅炉及其相关辅机的厂用电率控制在1%以内）的多重目的。
目前由于国内装备制造技术不是很成熟，相关设备厂家开发出的适合于大功率发电机组所配套的锅炉辅机性能达不到实际要求。
3汽轮机取消调节级
   超超临界的汽轮机取消了调节级，并且采用滑压方式运行。由于高压缸内取消了套环结构，所以减少了汽机启停过程产生的热应力同时也可以减轻外缸质量。为了减小热应力高、中、低压缸轴可以采用焊接方式；汽机高压缸可以沿径向布置一级喷嘴，可以缩小汽机轴的总体长度；改变气缸内进汽方式，采用旋流进汽，减少蒸汽湍流，可以减小蒸汽节流损失；如果转子采用单点支撑方式，还可以减小轴的长度；调节系统、控制系统、保护系统取消抗燃油；采用自吸斜齿结构替换机组中心油泵传统结构，取消加注油的设备；采用三流环结构替换传统密封油系统结构；主汽阀和调节阀均采用浮动支称方式；为了简化调节结构，其他调节阀门之后取消导汽管。根据相关报道，到目前为止在国内投入使用的取消调节级同时采用滑压运行的汽机当中，高压缸8年以上无开缸大修的汽机中，稳定性以及安全性均处于国际先进水平。
4再热蒸汽压力损失
    国内电力设计院再热蒸汽压力损失一般设计取值为高压缸出口排汽压力的10%，而蒸汽流经再热器压力损失约占一半，蒸汽流经再热管段（冷段再热蒸汽管压降为2%和热段再热蒸汽管压降为3%）压力损失占一半，在以上压力损失的假设条件下，设计再热蒸汽管道热段温降为3℃。发达国家的再热蒸汽压力损失设计不超过高压缸出口压力的8％。再热系统的压力损失每降低1％，汽轮机的热效率就减低0.1％。
我国外高桥二电厂的再热系统总的压力损失为7％。外高桥三电厂的再热系统优化不仅采用外高桥二电厂的结构，同时也没有采用加粗直径的方法，而是除了某些位置因设备空间狭小仍然采用1.5倍直径的弯头，其它弯管的弯头管径都大于3倍。为了减少该管道压损，除上述措施之外，适当地扩大了再热冷段管道的直径。通过以上技术优化，带来的效益有：
(1)减少电厂建设投资
    由于减少了弯头的数量，并且弯管的价格低于弯头。所以可以降低工程造价20%左右。
(2)减少蒸汽局部阻力损失
    大于3倍管径的弯管局部阻力损失小于1.5倍管径弯头，这样可以减少蒸汽在流经管道的压力损失，优化设计之后的汽轮机效率得到提高。热损失可减少18kJ/kWh。
(3)减少蒸汽管道振动
    1.5倍管径弯头管件中蒸汽激振比较大，大于3倍管径的弯管中蒸汽流速平稳在运行时产生的振动能量明显减少，有利于系统的安全稳定运行。
5给水泵采用全容量自带凝汽器汽动技术
现在超超临界机组给水泵普遍采用全容量自带凝汽器汽动技术之后，可独立开启（具备独立功能）。
以上改造有两个问题需要强调：一是泵的运行不消耗电能，从相邻的汽轮机抽取蒸汽作为汽源启动汽泵；二是给水泵的汽动汽轮机有自己的凝汽设备。
受制于国内锅炉辅机产品不成熟，我国已建和在建的1000兆瓦超超临界机组关键部件和系统如全容量给水泵和自带凝汽器给水泵汽轮机都采用进口设备，这无疑增加了机组初投资和发电成本。国外能生产相关配套设备的公司主要集中在欧洲。锅炉给水泵有sulzer、KSB等公司，大功率汽机有法国的阿尔斯通和德国的西门子。
现代大功率机组要求给水泵系统简单，可控性好，方便操作和控制，并且需要很高的兼容性。全容量自带凝汽器汽动给水泵从技术经济与半容量共用凝汽器汽动给水泵比较来看，能达到大功率机组对辅机设备的要求；国外电厂给水泵主泵、前置泵、给水泵汽轮机采用100％全容量自带凝汽器汽动技术之后比半容量给水泵效率提高大约3％左右。由此可见无论从技术还是经济角度都是值得推广的。
该项技术在我国没有大规模推广，但是由于该项优化设计有着调节简单等优点，所以机组被迫停机次数大幅降低。随着国内发电设备制造技术的成熟，600兆瓦超临界和1000兆瓦超超临界机组安装全容量自带凝汽器汽动给水泵将会成为我国大机组设计的主流发展方向。
6辅助蒸汽预加热启动技术
    传统直流锅炉启动存在消耗燃油量大，相关资源浪费严重的问题，针对这个现象我们引入了辅助蒸汽预加热启动技术。此项技术的关键在与改变传统直流锅炉启动过程中的燃油点火方法，引入低廉的辅助蒸汽对直流锅炉进行预加热。
直流锅炉通过利用相邻汽轮机所排放的蒸汽对待启动机组进行加热，锅炉点火时已经可以达到相当的温度和压力，从而使启动锅炉所需要的燃油强度和燃油时间得到大大缩短，总体耗油量因此可以下降一个数量级以上，能源消耗和启动成本显著降低。
此技术还可以与稳燃技术同时使用，使锅炉有冷启动转变为热启动，从而大大优化烟风系统的运行条件，改善锅炉的点火和稳燃条件，显著提高锅炉启动的安全性。
7加装低温省煤器降低能耗
    通过在锅炉尾部（吸收塔前端）加装低温省煤器装置，以补充水或凝结水作为冷却水，这样就可以取消脱硫系统的GGH，同时低温省煤器采用并联或者串联方式接入热力系统， 从低压加热器出口引出全部或者部分凝结水送入低温省煤器，在低温省煤器中加热升温后，返回低压加热器的入口端。
加装低温省煤器具有如下优点：
1.提高机组热效率
    随着脱硫技术的不断进步，低温省煤器技术也随之变得更加成熟，通过在脱硫吸收塔入口位置引入低温省煤器加热装置，利用锅炉尾部烟气的热量加热给水以降低排烟温度，烟气进入脱硫塔时温度有原来的140-150℃降低到50℃左右，补充水被加热到了51℃，有效降低因锅炉热排烟热损失带来的能源浪费，较好提升余热回收效率，节约了燃煤，经济效益较为明显。
2.节水效果明显
    通过将低温省煤器加热装置布置在脱硫吸收塔的上游，可以大大降低脱硫系统对工业冷却水的使用量。根据百万千瓦机组相关数据，通过加装了低温省煤器装置，用于脱硫冷却系统的工业水消耗量平均值有原来的157.04t/h减少到仅为93.2t/ h，和之前相比消耗量减少了40.6%，每年的节水费用将相当可观。同时因使用冷却工业水所带来的污水排放量和水处理费用都将大大减少，相比于传统意义上高压机组的低压省煤器具有更高的经济效益。
8烟塔合一技术
    采用烟塔合一技术可以简化烟气系统设计，取消烟气再热器（GGH），避免未净化烟气通过GGH向脱硫装置泄漏问题；降低烟气的进塔温度，减少热损失，减小烟气阻力，可以将锅炉引风机和脱硫增压风机合并以节省增压风机，进而优化设计，降低发电成本；烟气通过冷却塔进行排放可以有效提高冷却塔的冷却效率，降低循环水泵功耗，进而提高电厂的热效率。
9高压加热器
    在我国百万千瓦超超临界机组普遍采用卧式管板U型管双列高压加热器设计，电厂通过配置高压加热器系统，可以有效提高电厂热效率，节省燃料，并有助于机组安全运行，同时高压加热器系统安装调试较为简单，可以在需要时进行快速的投入与退出。
10高低压旁路系统
  高低压旁路系统是现代热力系统的一个组成部分，在国内外许多大型机组上已经得到了广泛应用。当锅炉和汽轮机的运行情况不相匹配时，多余部分蒸汽可以不进入汽轮机而经过旁路减温减压后直接引入凝汽器，从而提高机组运行可靠性。
旁路系统的容量和功能配置在各国均不相同，根据对旁路系统的具体需求不同，目前世界上主要有以下几种旁路配置：在美国小于20%BMCR的小旁路系统得到了广泛应用，其主要作用是用于机组启动；欧盟各国更倾向于使用100%BMCR高、低压大旁路系统，在德国这种配置更是被应用到了大部分的超超临界大机组中；在具体使用中应根据汽轮机不同型号进行选型，选取容量合适、功能符合要求的高低压旁路系统。
跟据汽轮机发电系统不同需求，高低压旁路系统具体功用如下：
（1）改善机组启动特性电力职称论文发表

旁路系统可以满足机组在冷态、温态、热态各种不同方式下启动的要求。启动初期，旁路控制系统控制打开旁路阀门，保证一定蒸汽流量流向旁路，加速主蒸汽和再热蒸汽的压力及温度提升，进而有效地缩短机组热启动时间；旁路控制系统保证锅炉汽温与金属温度尽可能匹配，建立与汽轮机相适应的汽温和气压，降低金属部件的热应力和疲惫寿命损耗，延长汽轮机组使用寿命。
（2）停机不停炉功能
当发生电气故障机组甩负荷情况下，旁路系统可以保证锅炉在允许的蒸发量下运行，多余蒸汽则被因网凝汽器，从而保证锅炉能维持在某一稳定负荷运行而不必停炉，故障排除后能够迅速恢复发电，减少停机时间，保证发电系统的稳定运行。
（3）带厂用电功能
当电网发生故障时，通过投入旁路系统，锅炉维持运行在不投油最低稳燃负荷状态，保证机组带厂用电运行，作为电网的备用电源，加快电网的恢复供电。电网可以有选择的使少数机组旁路系统具备带厂用电功能，即节约投资，又可以保证电网的安全可靠运行。
（4）提升机组安全性能
    配备高低压旁路系统，当机组出现故障时，高压系统可以实现快速开启，泄走多余蒸汽，取代过热器安全门的作用。在这里需要注意的是低压旁路仍须配置再热安全门，因为出现真空故障时低压旁路将被闭锁，大量蒸汽将无法进入凝汽器，。这时高压旁路来的蒸汽就可以通过再热器安全门进行释放。
11背压参数优化
    目前在我国应用较为广泛的是1000兆瓦超超临界机组，设计参数为四缸四排汽机，双背压范围为4.5/5.7kPa，平均背压达到5.1kPa；在国外丹麦Skaebaek电厂400兆瓦超超临界二次中间再热机组设计背压为2.2kPa（海水冷却），净效率可达49%；德国已成功研制五缸六排汽的百万千瓦级超超临界机组。
受目前国内五缸汽轮机成功应用案例较少、对轴系稳定性存在担忧等问题的困扰，我国目前对汽轮机背压优化设计研究还比较少。随着汽轮机技术的发展，例如SIEMENS汽轮机推拉杆和单支点轴系等技术的出现，单轴四缸已不再是大机组发展的限制因素，轴系稳定性也已不存在任何问题，国内已有成功应用案例，这些都有助于对推动我国百万千瓦级汽轮机技术的发展。
通过采取增加汽轮机的排汽面积，增加气缸数量，减少余速损失，等优化措施，可以获得更低的背压，汽轮机的发电效率因此可以得到大大提高，对汽轮机组的经济性能提高也有重大意义。电力职称论文发表
12结论
    本文介绍了我国超超临界机组的发展状况，对目前较为成熟的超超临界机组优化方案进行了分析，指出不同优化方案的优缺点，为以后超超临界机组的优化设计提供了相关参考，同时对于将投运的超超临界机组进一步完善集成优化设计方案，提高运行经济性具有重要指导意义。
参考文献
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