超临界大型机组最根本的追求是经济性，且我国煤种烟煤居多，对最低稳燃负荷的要求一般为40%MCR。根据PM燃烧器及其改进型A-PM燃器在日本相马共同火力发电有限公司新地发电厂#2锅炉（1000MW）和中国电力公司三隅热电厂#1锅炉（1000MW）上的应用及分别长达10年和6年的经验证明，A-PM燃烧器是1000MW级内螺纹垂直管屏直流锅炉十分明智的理想选择。

5．大型超临界锅炉参数的选择

在一定范围内，汽轮机的新蒸汽温度或再热蒸汽温度每提高10℃，机组热耗一般下降0.25—0.3%，若进汽温度及再热温度同时提高30℃，机组热耗可下降1.5—1.8%；而采用二次再热可进一步提高机组运行的热经济性（一般二次再热比一次再热可进一步降低机组热耗1.5—2.0%），但管道布置及控制、保护系统较复杂，机组造价增加，因此，只有在工作于燃料价格特别昂贵地区的带基本负荷大机组才考虑采用二次再热；由此可见，二次再热短期内不适应我国国情，技术引进时暂不考虑。由于日本近年来在超临界技术一直处于国际领先水平，为了获取机组的最佳热耗，参应照日本1997年以后投运的700MW以上的大型火电机组的新蒸汽温度和再热蒸汽温度（见表3）选取即安全可行又处在国际领先的地位上合理的蒸汽参数25.0 MPa/600℃/610℃、25.0 MPa /600℃/600℃。

表3  日本1997年以后投运的700MW以上的大型火电机组一览表

电力公司

发电厂

额定出力（MW）

参数（MPa/℃）

投运日期

东北电力

原町1号

1000

24.5/566/593

1997.7

电源开发

松浦2号

1000

24.1/593/593

1997.7

中国电力

三隅1号

1000

24.5/600/600

1998.6

北陆电力

七尾大田2号

700

1998.7

东北电力

原町2号

1000

24.5/600/600

1998.7

四国电力

橘湾

700

24.1/593/593

2000.7

电源开发

橘湾火力1号

1050

25.0/600/610

2000.7

北陆电力

敦贺2号

700

24.1/593/593

2000.10

电源开发

橘湾火力2号

1050

2000.12

中部电力

碧南4号

1000

24.1/566/593

2001.11

北海道电力

苫4号

700

25.0/600/600

2002.6

中部电力

碧南5号

1000

24.1/566/593

2002.11

九州电力

苓北2号

700

24.1/593/593

2003.7

东京电力

常陆那珂1号

1000

24.5/600/600

2003.12

关西电力

舞鹤1号

900

24.5/595/595

2004.8

5．结束语

      根据国家制定的能源发展战略，以技贸协议的形式引进国际上先进成熟的超临界火电技术，选择适应国情的1000MW级垂直内螺纹管屏水冷壁变压直流锅炉并采用安全先进的蒸汽参数25.0 MPa/600℃/610℃或25.0 MPa /600℃/600℃，从根本上提高我国大型火电设备的制造能力，优化我国电源结构，使电力资源成为绿色环保的一次能源，也有利于扩大机电产品的出口，增强机械制造行业的国际竞争力。

参考文献：

1．《超临界火电机组研究资料汇编》（内部资料）       国电热工研究院2003/7

2．杨立洲主编  《超临界压力火力发电技术》 上海交通大学出版社    1990/6

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