3477.6psi(24MPa)左右，即在水或蒸汽的临界压力之上(3205.2psi(22.12MPa))。尽管使用超临界压力要求在锅炉设计上进行特殊考虑，但对于汽轮机来说则是压力越高越好。热效率的进一步改善也许能够通过提高蒸汽温度来获得。尽管有些电站工作在1049℉(565℃)，甚至一些早期投运电站的工作温度高达1166℉(630℃)，但是，全世界运营的大多数超临界电站都工作在
1000.4℉(538℃)。在更高的温度下，经常通过使用两次中间再热来进一步地增加热效率。提高蒸汽温度除了带来增加效率的好处之外，还能够减少汽轮机排汽的湿度从这样先进的最初的情况将否则需要的高级的涡轮尾气水湿。
350-1000兆瓦中所谓的?超超临界‘电站的蒸汽参数为4491.9psi(31MPa)、1094℉(590℃)，并且有些被提高到5071.5psi(35MPa)、1166℉(630℃)，这些电站都具有两次中间再热循环，已经或即将投入运行。两次中间再热循环的使用增加了系统的复杂程度。首先，必须增加额外的锅炉蒸汽温度控制系统，另外汽轮机必须有一个额外的汽缸，或者必须将联合汽缸用于前两次蒸汽膨胀做功。额外汽缸增加了设备的尺寸和费用，而联合的汽缸有可能带来两次膨胀做功之间密封的问题，或冷、热段再热温度过于接近的问题。
只要有足够的时间和资源，这些发展都不存在技术问题。它们的实际应用依赖于潜在的客户，要让客户满意于效率提高的潜在回报，同时不伴随机组寿命、操作灵活性或可用性方面的额外风险。发展方案以及第一个实际大小的原型机组将为此提供必要的保证，方案包含全方位的研究、设计、装配测试，以及原型组件测试。然而，引进这些电厂的速度尚不确定，这取决于电力需求、燃料成本、经济环境、可替代能源的范围，以及为延长现有电站寿命进行的改造等诸多因素。 4.2现代蒸汽电厂锅炉大多应用在电力生产或蒸汽供应这两方面。而某些情况下的应用，则是在发电的同时进行蒸汽供应，我们称之为热电联产。无论哪种应用，锅炉都是一个大系统中的重要组成部分之一。这个大系统的关键子系统包括燃料获取和制备、锅炉和燃烧、环境保护、汽轮发电机组和带有冷却塔的热量排放。
图4-1显示了能够满足当前低污染排放要求的先进的燃煤机组。燃煤机组中最主要的三大部分分别为：（1）锅炉部分，在这部分煤粉燃烧以在炉管中产生蒸汽；（2）发电机部分，包括汽轮发电机组装置，控制蒸汽、凝汽器和冷却水系统。（3）烟气净化处理部分，除掉烟气中的颗粒物和标准规定的污染物。烟气净化处理部分包括选择性催化还原法脱硝装置，接着是去除颗粒物的电除尘器和湿法烟气脱硫装置。煤的选择、烟气系统的设计和运行都要保证污染物排放低于允许的水平。燃料处理系统存放着燃料供应(在本例中的煤炭)，为燃烧准备燃料并且输入锅炉。辅助风系统通过送风机为燃烧器提供空气。锅炉子系统包含有空预器，涉及风煤混合物的燃烧和余热回收，并产生可控的高温、高压蒸汽。经过空预器后的烟气进入除尘器和脱硫(SO2)系统，在这里污染物被收集起来并且飞灰和脱除装置的固体残留物被清除。净化后的烟气通过引风机排入烟囱。锅炉蒸发水并且在精确的控制条件下供应高温、高压蒸汽。蒸汽进入汽轮发电机组生产电能。在通过多级汽轮机系统的一部分级以后，蒸汽可能会被送回到对流受热面（未显示的再热器），从而在锅炉中接受再热。最终，蒸汽流经汽轮机排入凝汽器，释放残留的热量。水从凝汽器返回到锅炉之前，经过一些水泵和换热器(给水加热器)以提高压力和温度。凝汽器吸收的热量最终通过一个或更多的冷却塔被排入大气。冷却塔或许是电力系统中最显眼的部分。图示的自然通风冷却塔基本上是一个空心圆柱结构，通过空气和水蒸气的流通来吸收凝汽器排放的热量。
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多数现代电厂都建有这样的冷却塔。
4.3主要系统和部件
4.3.1锅炉和主蒸汽系统锅炉中的水被加热沸腾，转化为干饱和蒸气，然后进入过热器过热。出来的过热蒸汽进入汽轮机。经过汽轮机的蒸汽推动汽轮机转子产生机械能，汽轮机转子带动交流发电机，从而生产出可供分配的电能。通过新式的具有回热循环的汽轮机后，部分蒸汽从汽轮机汽缸上一系列的七个或八个(或多或少)抽汽口引出，进入给水加热器加热给水。通过调节阀进入汽轮机的蒸汽大约有70~75%在汽轮机中完全膨胀做功，通过排汽缸进入凝汽器。
4.3.2凝结水系统凝汽器是一个大型表面式换热器，进入凝汽器的蒸汽被凝结，从附近的河或湖中抽取的循环水将所产生的潜热带走。循环水由电动或汽动循环水泵泵入凝汽器。因为进入凝汽器蒸汽的流量极大，不可避免的会有一定比例的气体不发生凝结。为了在凝汽器中建立并保持一个非常接近真空状态的负压，必须从凝汽器壳体中去除这些―不凝结气体‖。通常通过射汽抽气器去除这些气体，它的主要组成是一个喷嘴，蒸汽通过喷嘴获得很高的流速，从而带走那些不凝结的的气体。然后流经喷嘴的蒸汽(作为原动力的蒸汽)和被其机械携带的不凝结气体进入通常被称作二次凝汽器的换热装置，蒸汽在环境压力下凝结，不凝结气体被排入大气。射汽抽气器置于一个或两个级内，本质上是一台压缩机，它将不凝结蒸气的压力从几乎完全真空提高到大气压来清除掉。流经汽轮机的主蒸汽，在凝汽器中被凝结成接近真空压力下的近似饱和的水。这些凝结水在重力的作用下流向凝汽器底部，然后进入热井。通常热井水位通过控制热井水泵来维持。热井水泵将热井中的水泵出，经给水加热系统的低压部分后，到达锅炉给水泵。凝结水经热井水泵升压后首先进入低压加热器，被压力最低的抽气加热。如图所示该低压加热器配有一台疏水泵，疏水泵的作用是将加热器疏水（水蒸气凝结而成）泵入位于其后的凝结水主管道。这种型式的加热器也被称作强制疏水加热器。
4.3.3除氧和给水系统凝结水流经低压加热器后进入除氧加热器。除氧加热器是混合式加热器，通过加热凝结水使其沸腾的方法除去所有携带的氧气。除氧加热器除去氧气的依据是，当水的温度接近沸点时能极大地降低不凝结气体在水中的溶解度。加热进入除氧器凝结水至沸点的热量由汽轮机的抽汽提供。从被加热凝结水表面释放出的不凝结气体必须被去除。正常情况下除氧器的工作压力高于环境压力，因此这些气体能通过排气冷却器被排放掉。通常是引入凝结水来冷却排气冷却器，在冷却不凝结气体的同时冷却水蒸气，但有一部分水蒸气不可避免地随着气体从除氧器逸出。通过对排气冷却器适当的设计，蒸汽凝结后可能以疏水形式回到除氧器，而不凝结气体则通过节流孔排入大气。在原始的设计中有时也许有除氧器的工作压力低于环境压力的考虑。即使当额定负荷的设计压力比环境压力高得多，也会遇到较低负荷时变成负压的情况。于是有必要将不凝结气体继续从除氧器中去除，为达到这个目的就需要射汽抽气器。但是该设施产生的费用和复杂化使它的安装并不普遍。为此普遍的做法是在低负荷时切换抽汽段，以便除氧器的蒸汽供应由下一个更高的抽汽点提供。一个简单的布置是安装一个带有控制阀的连通管，并在连接到连通管的低压抽汽管道上安装逆止阀。在这种布置中，打开连通管上的控制阀会自动提供较高压力的蒸汽至除氧器，并且逆止阀关闭，用来防止蒸汽回流到较低压力的抽汽段。在许多电站中设有与除氧器并联的缓冲水箱来储存水。缓冲水箱的作用是在事故时，如其它水
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源中断的情况下提供蒸馏水，或者作为负荷变动时存储过剩水量的水箱等。正常情况下除氧器的存储容量足以维持电站运行几分钟，但是多数设计师认为用一个更大的缓冲水箱来增加存储容量是明智的。在相当多的大型电站，锅炉给水泵与除氧器疏水出口相连。由于除氧器内的水达到了沸点，所以布置在除氧器下方的锅炉给水泵要有一个必需的汽蚀余量(通常至少20英尺(6米))，以避免锅炉给水泵出现汽蚀。
4.3.4加热器和给水加热系统离开除氧器的水经锅炉给水泵泵入下一级加热器。这台加热器是疏水加热器，即，疏水通过换热器(疏水冷却器)，释放热量加热进入的凝结水。离开这台加热器以后，凝结水进入高压加热器被加热到最终给水的温度。最后一级加热器是一台闪蒸加热器，使用这种叫法是因为它允许疏水通过一个控制节流口或调节阀，到达相邻的较低压力的加热器，其中一部分饱和水闪蒸为蒸汽。这种布置取消了疏水泵和疏水冷却器，但是会导致较大的热损失。 图4-2示意了四种不同类型的加热器，即闪蒸加热器、疏水冷却加热器、除氧或混合式加热器，以及配有疏水泵的加热器。现代蒸汽动力电站的加热器布置方式没有确立很好的标准。粗略的分类，所有加热器可分为表面式或混合式。对于表面式加热器，这样叫是应为它使用间接的加热表面，凝结水在管内流动，而抽汽则进入加热器的壳侧。翅片管或光滑管都有应用，但显然光滑管的应用更普遍。当抽汽进行加热时，表面式加热器的换热面布置必须能够承受管束的自由热膨胀。出于膨胀的考虑，可以通过具有一定自由度的设计或安装发卡弯类型的管束来解决。表面式换热器通常会用在给水加热循环中压力较高的场合，因为在该循环的出口凝结水压力接近或高于锅炉压力，且与混合式加热器相比，在管内输水更加容易。混合式加热器通常被用作除氧器。它有能储存大量凝结水的钢制外壳，使蒸汽和凝结水充分地混合。凝结水通过排气凝汽器进入混合式加热器，再通过一系列淋水盘流至加热器底部。蒸汽穿过淋水盘侧边流下的凝结水，保证了蒸汽和水充分地混合，并将凝结水加热至加热器压力下对应的饱和温度。众所周知，当水被加热至沸点时，水中包含的所有永久气体的可溶性会大大减小，从而使这些气体从水中逸出。在电站循环中的除氧器具有双重功能：一方面加热水使其有一个显著的温升，大约60或70℉(15.6或21.1℃)，另一方面能够使其达到饱和温度。这就使得不凝结气体从水中逸出。然后这些不凝结气体通过排气凝汽器，其中水蒸气被凝结，气体则被排放到大气。有时混合式加热器也用于给水加热系统的低压部分，但这是特例而不是一般的规则。虽然如此，至少有一个大型汽轮机装置，对所有的抽汽采用混合式加热器。这种布置的可用性(纯粹从热量的角度)是不容置疑的，但是它的热力学收益必须和每台混合式加热器必需配备分离水泵的支出相平衡。事实上每个分离水泵必须具备处理电站全部凝结水流量的能力，这就又带来了维护费用和运行可靠性的问题。各种类型的加热器可以应用在许多途径。混合式加热器作为除氧器被广泛采用，其出水则被直接引入锅炉给水泵。由于除氧器是蒸汽和凝结水共用的水箱，常常引入其它疏水与主凝结水混合。因此，图4-2(a)中所示的混合式换热器只有这一个重要用途。 表面式加热器在实践中至少有三种可能的布置。最通常的布置如图4-2(b)所示。在这种布置中被称为闪蒸加热器。它名称的由来是因为在其壳侧抽汽凝结成的疏水―闪蒸‖进入到低压力的疏水扩容器。该类型常常是来自上一级较高压力加热器的疏水被引入到闪蒸加热器，然后和本加热器抽汽凝结成的疏水混合后排出。这种布置必须在加热器疏水出口管道上安装出口阀，用来
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维持该加热器壳侧和低压疏水扩容器之间的差压。有一种替代情况是加热器中的给水以给定的流率流经一个孔口，而给定的流率建立在热平衡的基础上。
如图4-2(c)所示，在另一种布置中表面式加热器被称为带疏水泵的加热器。它名称的由来是因为加热器疏水是靠疏水泵泵入该加热器出口主凝结水管路。和简单的闪蒸加热器一样，来自上一级较高压力加热器的疏水有时也被引入其壳侧。衡量此种加热器相对于闪蒸加热器的热力学收益必须考虑不得不使用疏水泵所带来的不利因素。一般来说，疏水泵是可靠的；尽管如此，它毕竟是可能降低循环可靠性的一个额外的机械设备。第三种同时也是非常复杂的表面式加热器的布置如图4-2(d)所示。这里，预热设备可作为管束整体的组成部分，合理地布置在表面式加热器壳内，也可以整个以外置式单元形式布置。预热单元将加热器疏水中的热量传递给流入的凝结水，可能由于存在温差，它被称作疏水冷却器。这就是疏水冷却器加热器布置。疏水冷却器的明显优点在于它减少了引起其内部热量传递的传热温差。加热时使用的是温度较低的水，而不直接用抽汽，这样就提高了传热的可逆性和循环热效率。在热平衡设计中可以看到疏水冷却器具有显著优点。虽然它是一个具有高可靠性的静态设备，但它在传热方面的优点常常被人们忽略。
4.4用于电力生产的煤气化
煤气化炉合成的煤气有很多应用。通过附加的化学反应处理，CO-H2负载气体可以进一步转换为氨水、甲醇、乙酸酐、汽油和其它副产品，这些应用正在全球范围内进行商业运作，然而和基于石油、天然气的化学制品相比，常常需要更高的费用。合成煤气也可以用来发电，最近的应用是在燃气轮机中燃烧。通过从气化炉和燃气轮机排气中回收余热生产蒸汽，一个燃气轮机（布雷顿）循环和汽轮机（郎肯）循环可以有效地结合，构成整体煤气化联合循环。虽然技术上可行，但是这种用煤发电的方法还没有大量的商业应用，因为常规的燃烧系统较为便宜和简单。然而，进一步的发展和越来越严格的环境规章制度使更多的人对IGCC感兴趣。
4.4.1整体煤气化联合循环电站
如图4-3所示，在联合循环电厂中，通过煤气化和燃烧气体燃料进行电能生产的方式要求设备高度地一体化。简而言之，高温燃气在燃气轮机中膨胀驱动空气压缩机和发电机，其中部分压缩空气被用来气化煤炭。
高达1000F(538C)的燃气轮机排气流经余热锅炉(HRSG)生产过热蒸汽，用以驱动汽轮发电机组。气化过程中释放的大量热能也必须被回收进入蒸汽循环来提高电站的整体效率。整体煤气化联合循环系统的设计是相当复杂的，需要综合考虑，合理地的平衡投资成本、电站效率、可操作性和特定应用下的环境保护等诸多因素。例如，气化炉的选型就影响燃气热量回收的数值。在设计的高效率循环中，工作在高温下的氧气携带流气化炉需要冷却更多的新烟气。这些冷却器必须在恶劣的气体环境中工作，而且是关乎电站运行可靠性的一个重要设备。将大量低品质蒸汽的热量(受限于金属承受温度)吸收至蒸汽循环会使电站控制系统和操作变得复杂。与之相比，通过冷却新烟
气可减少回收热量的投资成本和复杂程度，但会极大地降低效率(比回收全部热量效率下降近10%)。 制氧设备整合是另一种设计方向。如图4-3所示，由汽轮机驱动的空压机直接将空气送至制氧设备，由于减少了外部压缩设备，因此制氧过程更加高效。然而，压缩机和汽轮机之间存在相当大的系统容积，因此这些地方对汽轮机有更高的控制要求。燃料特性等其他一些技术因素会影响工艺设计。褐煤这样的高水分燃料可能不适合作为水煤浆
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提供给气化炉，因为那样会降低效率。燃烧较大容积、较低热值的煤气时，在燃气最小热值、污染物排放性能和空压机工作范围方面，燃气轮机有更好的能力处理空气流量和烟气流量之间的不匹配问题。设计时还需考虑环境温度的影响和电站负荷需求特性。电站的规模主要取决于燃气轮机。一套燃气/蒸汽轮机机组出力可超过250MW，其中60%来自燃气轮机。更大的电站则需要多级燃气轮机，这样就可以实现规模经济，因为只需要维护一台蒸汽轮机，并且具有更大的电厂平衡系统，如燃料处理，电气和控制以及水处理。IGCC可以分期建设，先建一个以天然气为燃料的燃气轮机（简单循环），再依次建造蒸汽轮机和余热锅炉（联合循环），最后建设一个煤气化系统，这样就能使业主更加灵活地满足负荷在峰谷之间变化的需求，同时也适应于天然气成本高于煤炭的现状。虽然原理很简单，但将天然气改为煤气，还需要在燃气轮机和蒸汽侧热平衡方面做很多改进。各种各样可利用的技术和外界设计因素结合起来使IGCC电站的设计变成一个复杂、地点相关性强的过程。同时，这种灵活性提供了一个机会，可以针对各种应用制造出一个最优化的系统。
4.4.2 IGCC的优点对更加清洁环境的需求是推动整体煤气化联合循环发展和实施的主要力量。常规燃煤电厂持续增加环境控制措施来满足日益严格的污染物排放要求。整体煤气化联合循环电厂本质上有潜力达到非常低的排放物。带有冷气清洁系统的吹氧气化炉就非常合适，具有较低的二氧化硫、氮氧化物、固体废弃物和空气污染物的排放水平。
如上所述，采用带有Claus和尾气净化系统的IGCC电厂可以脱除99%以上的硫。常规燃煤电厂的湿法脱硫也可以在设计后达到相似的性能，这需要通过使用更加昂贵的高性能脱硫剂和/或更多的辅助能源用以提供更多的脱硫剂与烟气的相互作用。由于已经在冷气清洁系统中脱除了燃料氮，从IGCC系统中排放的NOx严格地由燃气轮机的性能决定。以目前科技水平的燃烧室，氮氧化物排放小于0.05lb/106Btu(21.5g/GJ)是可行的，取决于燃气燃烧的热值(可以加上水分和/或氮)和汽轮机入口温度，这两者都影响火焰峰值温度和热力型NOx的生成。比较起来，常规燃煤电厂只能通过低NOx燃烧技术结合烟气脱硝才能达到这样的数值。
带有鼓泡气化炉的IGCC电厂产生的固体副产物主要包括气化炉的炉渣和单质硫。如果硫磺作为商品出售，需要处理的就只有燃料灰了。根据燃料硫含量，常规燃煤电厂由于二氧化硫(SO2)副产品可能生成两倍的固体废料。然而，这也许可以通过常规电厂脱硫系统产生的可供出售的石膏或可再生脱硫系统的其他副产品得到部分的补偿。现在，重金属、空气污染物和极微小颗粒物排放对环境的影响得到了仔细的调查研究。IGCC系统也在这方面表现了优越性。
相对于常规电厂，高循环效率是IGCC系统的另一个优点。基于全球关心的二氧化碳排放问题，效率已经不仅是一个与燃料成本相关的经济问题，还是一个环境问题。理论上的整体煤气化联合循环的效率在38%到43%的之间，这取决于交易投资成本、电站一体化程度，以及燃料类型等因素。由于开发出了具有更高燃烧温度的燃气轮机，进一步提高循环效率变为可能。最新型的大型超临界蒸汽电站效率大约为38%，而亚临界蒸汽循环效率大约为35%。
正在开发的带热烟气净化的吹空气IGCC系统可以作为另一选择，它不需要进行氧气分离，也不需要类似化工厂的冷烟气净化过程。这就将电厂设计简化成了电力工业更加熟悉的设备和过程设计。比吹氧气系统具有更低的投资成本和更高的效率是追求的目标之一。由于有关高温烟气清洁的环境标准很严格，所以需要进一步改进，以降低含有燃料氮化物的燃气轮机燃烧室中
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