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0 引言

我國火電行業(yè)為中國近30年的改革開放和經(jīng)濟發(fā)展作出了重大貢獻(xiàn)，并且今后很長一段時間，我國能源結(jié)構(gòu)以煤為主的火電結(jié)構(gòu)不會改變。與此同時，國際上政府間氣候變化專門委員會稱，到2050年全球CO2排放量必須減少50%到80%，這一指標(biāo)相當(dāng)于把目前400億噸的年平均排放減少到2050年 的80億噸到200億噸。

因此CO2排放成為制約我國燃煤火電機組發(fā)展好主要的因素之一。

同時我國資源分布不均，如：北方富煤地區(qū)嚴(yán)重缺水，缺水就需要考慮上空冷機組并采取其它節(jié)水措施，節(jié)水就需要消耗能源，而我國內(nèi)蒙古大部分地區(qū)不光缺水，而且燃用煤質(zhì)為褐煤，褐煤煤質(zhì)較差，這就意味著發(fā)電煤耗和供電煤耗都將大幅度增加,煤耗增加就意味著CO2排放增加。

目前好現(xiàn)實的降低CO2排放的技術(shù)就是盡可能提高發(fā)電效率和減少供電能耗。這就意味著發(fā)出相同的電力可少燒煤，從而可少排放CO2 。因此，超超臨界煤粉爐火電廠成為當(dāng)前中國和世界新建火電廠的主要方向，同時超超臨界設(shè)計技術(shù)集成化研究也成為電力設(shè)計部門當(dāng)前好主要的任務(wù)。

1 國內(nèi)火電機組與國外先進機組的主要差距

1.1 我國燃煤火電機組發(fā)展現(xiàn)狀

1.1.1裝機容量

截止到2009年底，我國電廠的總裝機容量已達(dá)8.74億千瓦，其中火電裝機容量已超過6.52億千瓦，占總裝機容量的74.6%。

1.1.2 煤耗

2009年全國運行火電機組的平均供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率為 340g/kWh。

1.1.3 廠用電率

近幾年來，隨著火電機組環(huán)保治理措施的逐漸完善，廠用電設(shè)備有所增加，但由于電網(wǎng)中新增機組單機容量逐步加大，原有小機組逐步關(guān)停，因此，火電機組平均廠用電率有所下降。

1.2 國內(nèi)火電機組與國外先進機組的主要差距

1.2.1機組平均供電煤耗率比較

盡管我國燃煤機組的平均供電煤耗率在不斷降低，但平均供電煤耗率仍高于世界發(fā)達(dá)國家的水平。以下是我國與幾個發(fā)達(dá)國家的供電煤耗率和廠用電率對比情況。

我國火電機組平均供電煤耗與發(fā)達(dá)國家存在的主要差距如下：

（1）我國火電機組采用超臨界、超超臨界機組的參數(shù)比例仍較低，約占火電裝機容量的13%，而日本、德國等發(fā)達(dá)國家超臨界、超超臨界機組占火電機組的50%以上。

（2）我國北方缺水地區(qū)新上燃褐煤空冷機組大多采用亞臨界參數(shù)，因此供電煤耗較高，350g/kWh~360g/kWh之間。

1.2.2新建燃煤機組的供電煤耗率比較

國外近10年投運的部分超超臨界機組主要參數(shù)及發(fā)電煤耗指標(biāo)和廠用電率見表1。

近幾年來，我國新裝火電機組的參數(shù)和單機容量有了較大的飛躍，參數(shù)從過去的亞臨界機組升級到超臨界和超超臨界機組；單機容量由300MW和600MW升級為600MW和1000MW。600MW濕冷機組基本上采用了超臨界或超超臨界參數(shù)，1000MW機組全部采用了超超臨界參數(shù)，并且都已積累了一定的商業(yè)運行經(jīng)驗。超（超）臨界火電機組在我國火電結(jié)構(gòu)中已經(jīng)有相當(dāng)大的比例，國內(nèi)通過600℃超超臨界機組的技術(shù)開發(fā)及工程實踐，已投運21臺600℃百萬機組，在建和規(guī)劃的超超臨界機組超過其他國家總和，機組制造、安裝和運行水平大幅度提高，建立了完成的設(shè)計體系，擁有了相應(yīng)的先進制造裝備和工藝技術(shù)，建立一支完整的人才隊伍。已經(jīng)投運的部分超超臨界機組發(fā)電煤耗指標(biāo)和廠用電率見表2。

表2 國內(nèi)近幾年投運的部分超超臨界機組主要參數(shù)及技術(shù)經(jīng)濟指標(biāo)

注：表中廠用電率包括脫硫部分。

與發(fā)達(dá)國家相比，我國新上燃煙煤超超臨界火電機組已經(jīng)與國際先進水平接近，有些超超臨界機組（如：外高橋三期）已經(jīng)達(dá)到國際先進煤耗水平，但在設(shè)計理念上與德國、日本等發(fā)達(dá)國家仍有一些差距，比如：德國從20世紀(jì)末開始實施燃褐煤的BOA超超臨界機組計劃，完成火電設(shè)計技術(shù)的集成，在2004年BOA1/3計劃電廠Niederaussem電廠（1′1027MW）運行，成為目前世界好先進的燃褐煤超超臨界機組，而我國目前僅有2臺燃褐煤超臨界機組準(zhǔn)備投入運行（華能九臺電廠2′660MW機組），其余全部為燃褐煤亞臨界機組。

2 超超臨界機組設(shè)計技術(shù)的集成化發(fā)展

2.1 日本超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成化的發(fā)展

日本是目前除我國外，投入 600 0C超超臨界機組好多的國家。在缺乏資源、環(huán)保要求十分的條件下，形成了本國超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成化的特點。

----提高超超臨界機組參數(shù)

2009年日本投運的新磯子電廠2號機組主要特點與2004年投運的新磯子電廠1號機組相比,2009年7月日本投運的新磯子電廠2號機組部分蒸汽參數(shù)又有變化,從25MPa/600°C/610℃變成25MPa/600℃/620℃，第1次在日本采用塔式鍋爐，并達(dá)到世界高水平的高效。

——采用新型節(jié)能型高效煙氣處理系統(tǒng)

日本橘灣等電廠采用低低溫電除塵器技術(shù)，由于煙氣體積流量小、煙氣比電阻小及ESP采用低溫靜電除塵器，四電場改為三電場，并采用先進的控制系統(tǒng)，使電除塵器的電耗大大降低。與傳統(tǒng)的電除塵器+濕法煙氣脫硫工藝（帶GGH）相比，在除塵效率提高的情況下,爐后綜合廠用電率降低0.286%。

2.2 德國超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成化的發(fā)展

德國目前投運的6000C超超臨界機組不多，但它是目前世界上開展超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成化好成熟的國家。

德國的“BOA計劃”簡介

1996年，德國開始執(zhí)行“BOA計劃”，“BOA計劃”全稱lignite-basedpower generation with optimised plant engineering，燃褐煤的超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成技術(shù)。包括：采用超超臨界參數(shù)、冷端優(yōu)化、褐煤干燥、鍋爐系統(tǒng)優(yōu)化、汽輪機系統(tǒng)優(yōu)化、熱力系統(tǒng)優(yōu)化、環(huán)保島工藝系統(tǒng)優(yōu)化、區(qū)域供熱等設(shè)計技術(shù)的工程集成應(yīng)用（我國的“外三”工程借鑒了其中除褐煤干燥技術(shù)外的所有理念，并用投資造價較高的塔式爐實現(xiàn)了首臺超超臨界燃煙煤機組應(yīng)用）。

“BOA計劃”發(fā)展路線分成3個步驟實施：

“BOA計劃”的1/3項目：燃褐煤超超臨界機組示范電站1′1027MW機組Nicderausem電廠，580℃/600℃，商業(yè)行動時間為2004年1月，該項目用2200Kcal/kg，燃煤水份53.3%褐煤好終達(dá)到了45.2%的效率，機組年平均供電煤耗292g/kwh。

“BOA計劃”的2/3項目：燃褐煤超超臨界機組，單機容量2′1100MW，6000C/6050C/29.5MPa?？蛇m應(yīng)預(yù)期燃用的褐煤特性。煤熱值1818kcal/kg~2775kcal/kg（水分42%以上），根據(jù)德國CO2排放分配計劃，并且是大型以大代小工程（2′300MW機組+2′600MW機組），該項目2010年投產(chǎn)。

“BOA計劃”的3/3項目：為700oC蒸汽參數(shù)的大機組示范應(yīng)用。

2.3 我國超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成化的發(fā)展

我國的外三是世界上應(yīng)用于燃煙煤超超臨界火電機組設(shè)計技術(shù)集成化好成功的范例。

外三采用了包括：采用超超臨界參數(shù)、冷端優(yōu)化、鍋爐系統(tǒng)優(yōu)化、汽輪機系統(tǒng)優(yōu)化、熱力系統(tǒng)優(yōu)化、余熱回收等集成技術(shù)，使平均供電煤耗達(dá)到282.16g/kwh(2009年全年統(tǒng)計數(shù)據(jù)）。

3 我國超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展可采用的技術(shù)

超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成化主要步驟：

（1）提高發(fā)電效率；

（2）降低廠用電率。

3.1提高發(fā)電效率主要措施

3.1.1采用超超臨界機組

典型超臨界循環(huán)的參數(shù)為:24.1MPa/566°C/566°C，提高到超超臨界參數(shù): 25MPa/600℃/600℃，提高了電廠的熱效率，可降低標(biāo)煤耗5~9g/kWh。

3.1.2燃褐煤機組采用褐煤預(yù)干燥技術(shù)

利用蒸汽干燥可以使得設(shè)備體積減小，熱效率提高，且安全可靠。因此,國外近幾年對高水分褐煤的干燥的研究大都是采用蒸汽干燥。根據(jù)國際上的發(fā)展趨勢,針對褐煤的先進干燥技術(shù)主要圍繞以下幾方面進行研究和應(yīng)用: 水分蒸發(fā)廢熱可以循環(huán)利用；干燥強度大,以利于大型化；通過與電廠熱力循環(huán)集成,提高電廠整體效率。與未采用褐煤預(yù)干燥機組相比，可降低發(fā)電煤耗6g/kwh以上。

3.1.3 降低汽輪機背壓

對于600MW級超超臨界汽輪機來說，汽輪機背壓下降0.5kPa、1kPa、2kPa，熱耗分別降低13.9 kJ/kWh 、31kJ/kWh、65.3 kJ/kWh左右。

3.1.4 選用合適的汽輪機排氣面積

600MW級機組汽輪機可以有三缸四排汽型式和兩缸兩排汽型式兩種結(jié)構(gòu)。在相同的背壓條件下，由于三缸四排汽型式汽輪機比兩缸兩排汽型式汽輪機排氣面積大23%，機組標(biāo)煤耗值降低約0.75g/kWh。

3.1.5 燃煙煤機組磨煤機采用動態(tài)分離器

磨煤機采用動態(tài)分離器可提高鍋爐效率約0.3%。

3.1.6 采用煙氣余熱回收技術(shù)或低低溫高效煙氣處理系統(tǒng)

采用煙氣余熱回收技術(shù)或低低溫高效煙氣處理系統(tǒng)可降低煤耗1g/kWh以上。

表3采用高效措施后機組標(biāo)煤耗降低情況表

3.2 降低機組額定負(fù)荷下廠用電率措施

3.2.1 電動給水泵采用調(diào)速行星齒輪裝置調(diào)速

調(diào)速行星比齒輪式液力偶合器平均高出約2%，在低負(fù)荷較寬調(diào)節(jié)范圍上，效率相比齒輪式液力偶合器平均高出約10%，節(jié)能效果明顯，降低全廠廠用電率約0.08%。

3.2.2制粉系統(tǒng)合理選擇磨煤機

針對不同煤質(zhì)，可選用不同型式的中速磨煤機達(dá)到節(jié)能的目的。

針對燃褐煤機組，可選擇磨煤電耗較低的中速磨煤機。與采用其它傳統(tǒng)中速磨煤機相比，其制粉系統(tǒng)全廠廠用電率降低約0.05%~0.11%。

對于部分燃煙煤機組，也可選擇阻力較小的中速磨煤機，使磨煤機本體阻力降低，從而降低一次風(fēng)機阻力，與采用其它型式中速磨煤機制粉系統(tǒng)相比，其制粉系統(tǒng)全廠廠用電率可降低0.02%。

3.2.3 吸風(fēng)機、增壓風(fēng)機選型優(yōu)化

在采用高效電除塵器后，粉塵濃度降低到30mg/Nm3以下，通過技術(shù)經(jīng)濟比較，可選擇動葉可調(diào)軸流風(fēng)機做引風(fēng)機和增壓風(fēng)機。動葉可調(diào)軸流風(fēng)機與靜葉可調(diào)軸流風(fēng)機相比，在額定負(fù)荷時，效率相差在5%以上，在機組負(fù)荷越低時，相對靜葉可調(diào)軸流風(fēng)機效率越高。

選擇動葉可調(diào)軸流風(fēng)機做引風(fēng)機和增壓風(fēng)機后，可降低全廠廠用電率0.07%~0.09%。

3.2.4 電氣系統(tǒng)綜合優(yōu)化

——合理選擇變壓器

——選用高效率電動機

——優(yōu)化廠用電接線配置

在電氣系統(tǒng)綜合優(yōu)化后，可降低全廠廠用電率0.16%。

4 我國超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展面臨的主要問題

4.1 煤質(zhì)變化問題

我國從南到北、從東到西，火電機組燃用煤質(zhì)條件完全不同，這就需要對具體問題進行具體分析，采用不同的方案。舉一個例子：當(dāng)考慮余熱回收時，即可以考慮低低溫靜電除塵器方案、又可以考慮除塵器后低溫省煤器方案。關(guān)鍵要看電廠燃用的設(shè)計煤質(zhì)和校核煤質(zhì)中灰分和硫分，進行分析比較。

4.2 褐煤干燥技術(shù)及整體化設(shè)計技術(shù)方面存在的問題

褐煤干燥過程中水分的蒸發(fā)是一個大量消耗熱量的過程。傳統(tǒng)熱煙氣對高水分煤干燥后,由于蒸發(fā)的水分中含有大量的空氣，因此水分的潛熱不可能得到利用。因此傳統(tǒng)的干燥技術(shù)不能適應(yīng)高水分褐煤的干燥。此外由于褐煤揮發(fā)分含量高，著火溫度低，因此容易產(chǎn)生過熱現(xiàn)象，發(fā)生自燃或爆炸。如：為防止爆炸,采用較低的煙氣溫度,干燥強度低、速度慢，不適合工業(yè)生產(chǎn)要求。

所以針對高水分的褐煤干燥，必須采取其它的干燥介質(zhì)和設(shè)備來進行。目前國外已開發(fā)了多項褐煤干燥技術(shù)，如：蒸汽滾筒管式干燥技術(shù)、流化床蒸汽干燥技術(shù)、蒸汽空氣聯(lián)合干燥技術(shù)、床混式干燥(BMD)技術(shù) 、熱機械脫水(MTE) 技術(shù)等,其中蒸汽滾筒管式干燥技術(shù)、流化床蒸汽干燥技術(shù)已經(jīng)應(yīng)用于國外大型燃褐煤發(fā)電機組（黑泵電廠和Niederaussem電廠）。國內(nèi)目前雖然已經(jīng)開發(fā)出滾筒煙氣褐煤干燥工藝（目前主要應(yīng)用業(yè)績在在煤炭系統(tǒng)各個礦業(yè)集團用于干燥煤中部分水分，達(dá)到煤提質(zhì)的目的）、振動混流煙氣干燥褐煤工藝、褐煤蒸汽管回轉(zhuǎn)干燥工藝。

電廠褐煤預(yù)干燥技術(shù)是煤炭系統(tǒng)設(shè)計與電力工藝系統(tǒng)的結(jié)合，對于各自獨立的技術(shù)都是成熟的，但在整體化設(shè)計方面存在著欠缺。表現(xiàn)在三個方面，一是系統(tǒng)的整合，二是與鍋爐燃燒系統(tǒng)的整合，三是有關(guān)整合技術(shù)的標(biāo)準(zhǔn)。

4.3 超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成化的投資及運行經(jīng)濟性問題

（1）大部分集成技術(shù)措施的應(yīng)用會造成工程造價的增加，但是，按照目前我國的經(jīng)濟實力，增加的工程造價是可以承受的。

（2）有些集成技術(shù)的應(yīng)用不會增加工程造價或增加的較少，但由于運行費用的降低，使得上網(wǎng)電價有所下降。隨著我國燃料和用水價格以及污染物排放征費的上漲，電廠獲得的經(jīng)濟效益會更加明顯。

5 結(jié)論及建議

5.1 結(jié)論

至2020年，我國以火電機組為主、特別是以超超臨界為主的電力裝機發(fā)展不會改變，按照目前的電力發(fā)展形勢分析，到2020年，我國火電機組裝機容量將增加4億至5億千瓦（不包括以大代小機組容量）左右。因此必須采取各種措施實現(xiàn)國家節(jié)能減排目標(biāo)。

未來燃煤火電機組設(shè)計技術(shù)發(fā)展可以歸納為2個層次：

第yi個層次：實現(xiàn)超超臨界參數(shù)工程設(shè)計。完成包括目前的6000C參數(shù)超超臨界機組、以及2020年前可能出現(xiàn)的6500C或7000C參數(shù)超超臨界機組工程設(shè)計。

第二個層次：在獨立火電機組上采用一切可以使用的新型火電技術(shù)集成，提高機組效率（包括采用超超臨界參數(shù)、褐煤干燥、冷端優(yōu)化、鍋爐系統(tǒng)優(yōu)化、汽輪機系統(tǒng)優(yōu)化、熱力系統(tǒng)優(yōu)化、環(huán)保島工藝系統(tǒng)優(yōu)化、區(qū)域供熱等），使供電煤耗達(dá)到國際一流水平。

為應(yīng)對未來我國超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展面臨的挑戰(zhàn)，我們應(yīng)及早準(zhǔn)備，在設(shè)計上實現(xiàn)跨專業(yè)發(fā)展、跨行業(yè)發(fā)展，從而實現(xiàn)技術(shù)的自主化發(fā)展。

5.2 建議

通過對國內(nèi)、外超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展現(xiàn)狀及未來發(fā)展趨勢的分析，建議我國超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展路線如下。

我國超超臨界火電機組設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展建議

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