龍輝超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成化面臨的機遇和挑戰(zhàn)

目錄2.國內(nèi)火電機組與國外先進機組的主要差距4.設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展可采用的技術(shù)3.超超臨界機組設(shè)計技術(shù)的集成化發(fā)展1.背景5.設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展面臨的主要問題6.結(jié)論及建議1目錄2.國內(nèi)火電機組與國外先進機組的主要差距4.設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展可采用的技術(shù)3.超超臨界機組設(shè)計技術(shù)的集成化發(fā)展1.背景5.設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展面臨的主要問題6.結(jié)論及建議2國際：“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%-80%，相當于年平均排放量由目前的400億噸減少到2050年的80-200億噸1背景CO2排放成為制約我國燃煤火電機組發(fā)展最主要的因素之一國內(nèi)：能源結(jié)構(gòu)以煤為主不會改變3我國資源分布不均

如：北方富煤地區(qū)嚴重缺水，需要考慮使用空冷機組并采取其它節(jié)水措施，節(jié)水就伴隨消耗能源；而我國內(nèi)蒙古大部分地區(qū)不僅缺水，且燃用煤質(zhì)較差的褐煤，這意味著發(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。1背景盡可能提高發(fā)電效率和減少供電能耗是目前最現(xiàn)實的降低CO2排放的技術(shù)。因此，超超臨界煤粉爐火電廠成為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)計部門當前最主要的任務(wù)。4目錄2.國內(nèi)火電機組與國外先進機組的主要差距4.設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展可采用的技術(shù)3.超超臨界機組設(shè)計技術(shù)的集成化發(fā)展1.背景5.設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展面臨的主要問題6.結(jié)論及建議2.1我國燃煤火電機組發(fā)展現(xiàn)狀2.2國內(nèi)機組與國外先進機組的主要差距5裝機容量2.1我國燃煤火電機組發(fā)展現(xiàn)狀全國裝機總量和火電機組裝機容量-截止到2009年底，我國電廠的總裝機容量已達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%6煤耗2.1我國燃煤火電機組發(fā)展現(xiàn)狀全國火電機組的平均供電煤耗(g/kWh)-2009年全國運行火電機組的平均供電標準煤耗率為340g/kWh7廠用電率2.1我國燃煤火電機組發(fā)展現(xiàn)狀全國火電機組平均廠用電率(%)-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。8中國與發(fā)達國家火電機組平均供電煤耗比較(g/kWh)-盡管我國燃煤機組的平均供電煤耗率不斷降低，但平均供電煤耗率仍高于世界發(fā)達國家水平。以下是我國與幾個發(fā)達國家的供電煤耗率和廠用電率對比情況機組平均供電煤耗率比較(1)2.2國內(nèi)機組與國外先進機組的主要差距9我國火電機組平均供電煤耗與發(fā)達國家存在的主要差距:(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21%，而日本、德國等發(fā)達國家超臨界、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。。機組平均供電煤耗率比較(2)2.2國內(nèi)機組與國外先進機組的主要差距10-國外近10年投運的部分超超臨界機組主要參數(shù)及發(fā)電煤耗指標和廠用電率見下表新建燃煤機組的供電煤耗率比較(1)序號項目機組容量機組參數(shù)設(shè)計機組熱效率(%)設(shè)計廠用電率(%)1丹麥Nordjyllandsvaerket#3機組1

385MW超臨界29MPa/582°C/582°C/582°C476.52日本橘灣電廠1、2號機組2

1050MW超超臨界25MPa/600°C/610°C444.93日本磯子電廠1號機組600MW超超臨界25MPa/600°C/600°C445.44日本Hitachinaka(常陸那珂)電廠1

1000MW超超臨界24.5MPa/600°C/600°C45.155德國Niederaussem電廠1

1027MW超超臨界29MPa/580°C/600°C45.2實際供電煤耗292g/kWh2.2國內(nèi)機組與國外先進機組的主要差距11-近年來，我國新裝火電機組的參數(shù)和單機容量都有了較大提高，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濕冷機組基本采用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，建立了完整的設(shè)計體系，擁有了相應(yīng)的先進制造裝備和工藝技術(shù)，建立了一支完整的人才隊伍。。新建燃煤機組的供電煤耗率比較(2)2.2國內(nèi)機組與國外先進機組的主要差距12-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)濟指標見下表新建燃煤機組的供電煤耗率比較(3)序號項目機組容量機組參數(shù)機組熱效率(%)設(shè)計發(fā)電煤耗(g/kWh)設(shè)計廠用電率(%)考核廠用電率(%)考核供電煤耗(g/kWh)1華能玉環(huán)電廠一、二期2

1000MW超超臨界26.25MPa/600°C/600°C452726.54.9290.02華電鄒縣電廠四期#7、82

1000MW超超臨界25MPa/600°C/600°C45.46272.95.344.97282.28(不含脫硫)3外高橋第三電廠2

1000MW超超臨界27MPa/600°C/600°C45.58269.95.23.52874華能營口電廠二期鍋爐2

600MW超超臨界25MPa/600°C/600°C44.8274.76.62——2.2國內(nèi)機組與國外先進機組的主要差距13-與發(fā)達國家相比，我國新投運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)達國家仍有一些差距，比如：德國從20世紀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，2004年BOA1/3計劃電廠Niederaussem電廠(1×1027MW)運行，成為目前世界最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。。新建燃煤機組的供電煤耗率比較(4)2.2國內(nèi)機組與國外先進機組的主要差距14目錄2.國內(nèi)火電機組與國外先進機組的主要差距4.設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展可采用的技術(shù)3.超超臨界機組設(shè)計技術(shù)的集成化發(fā)展1.背景5.設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展面臨的主要問題6.結(jié)論及建議3.1日本超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展3.2德國超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展3.3中國超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展153.1日本超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展

日本是目前除我國外，投運600℃超超臨界機組最多的國家。因缺乏資源且環(huán)保要求十分嚴格，形成了其超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成化的特點-提高超超臨界機組參數(shù)

2009年7月日本投運的新磯子電廠2號機組與2004年投運的新磯子電廠1號機相比的主要特點:參數(shù)從25MPa/600℃/600℃變成25MPa/600℃/620℃，第1次在日本采用塔式鍋爐，并達到世界最高效率。-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,將四電場改為三電場,并采用先進控制系統(tǒng),使電除塵器的電耗大大降低。與傳統(tǒng)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%。163.1日本超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展低低溫電除塵器工藝流程圖173.2德國超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展

德國目前投運的600℃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)集成化最成熟的國家。-1996年，德國開始執(zhí)行“BOA計劃”(全稱lignite-basedpowergenerationwithoptimisedplantengineering，即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）。德國的“BOA計劃”簡介183.2德國超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展-1/3項目:燃褐煤超超臨界示范項目—Niederaussem電廠,1×1027MW,

580℃/600℃,商業(yè)行動時間2004年1月,燃褐煤(2200Kcal/kg,水份53.3%),最終達到了45.2%的效率,機組年平均供電煤耗292g/kWh。與傳統(tǒng)亞臨界35.5%(346.5g/kWh)效率相比，該電廠采取設(shè)計集成措施提高的效率見表“BOA計劃”發(fā)展路線分3步實施(1)序號設(shè)計高效、節(jié)能集成主要措施提高的效率(%)1廠用電系統(tǒng)優(yōu)化所有用電系統(tǒng)優(yōu)化+1.32熱力系統(tǒng)優(yōu)化10級給水加熱,給水溫度295oC+1.13蒸汽參數(shù)變化主汽蒸汽參數(shù)從17.1MPa,525oC→26MPa,580oC再熱蒸汽參數(shù)從3.07MPa,525oC→4.65MPa,600oC+1.34蒸汽輪機葉片設(shè)計,排汽面積6

12.5m2+1.75冷端優(yōu)化從6.7kPa→2.8kPa～3.4kPa+1.46煙氣余熱回收技術(shù)排煙溫度從160oC降到100oC+0.9總計+7.7193.2德國超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展-2/3項目：燃褐煤超超臨界機組，單機容量2×1100MW，600℃/605℃/29.5MPa。適應(yīng)預(yù)期燃用的褐煤特性，熱值為1818kcal/kg~2775kcal/kg，水分>42%，其依據(jù)德國CO2排放分配計劃，且為以大代小工程(2×300MW+2×600MW)，該項目2010年投產(chǎn)?！癇OA計劃”發(fā)展路線分3步實施(2)203.2德國超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展-3/3項目：700oC蒸汽參數(shù)的大機組示范應(yīng)用?！癇OA計劃”發(fā)展路線分3步實施(3)電廠效率的發(fā)展趨勢213.3中國超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展-我國的“外高橋第三電廠”是世界上應(yīng)用于燃煙煤超超臨界火電機組的設(shè)計技術(shù)集成化最成功的范例。-“外高橋第三電廠”采用了包括: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、余熱回收等的集成技術(shù)，使平均供電煤耗達到282.16g/kWh(2009年全年統(tǒng)計數(shù)據(jù)）。22目錄2.國內(nèi)火電機組與國外先進機組的主要差距4.設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展可采用的技術(shù)3.超超臨界機組設(shè)計技術(shù)的集成化發(fā)展1.背景5.設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展面臨的主要問題6.結(jié)論及建議4.設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展可采用的技術(shù)23采用超超臨界機組4設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展可采用的技術(shù)-典型超臨界循環(huán)的參數(shù)為:24.1MPa/566℃/566℃，提高到超超臨界參數(shù):25MPa/600℃/600℃，提高了電廠的熱效率，可降低標煤耗5~9g/kWh。-褐煤預(yù)干燥:利用蒸汽干燥能使設(shè)備體積減小，熱效率提高，且安全可靠。故國外近年對高水分褐煤的研究大多采用蒸汽干燥。國際上,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。降低汽輪機背壓-600MW級超超臨界汽輪機，背壓下降0.5kPa、1kPa、2kPa,熱耗分別降低13.9kJ/kWh、31kJ/kWh、65.3kJ/kWh左右。244設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展可采用的技術(shù)燃煙煤機組磨煤機采用動態(tài)分離器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%，機組標煤耗值降低約0.75g/kWh。-可提高鍋爐效率約0.3%。

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。25目錄2.國內(nèi)火電機組與國外先進機組的主要差距4.設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展可采用的技術(shù)3.超超臨界機組設(shè)計技術(shù)的集成化發(fā)展1.背景6.結(jié)論及建議4.設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展可采用的技術(shù)5.設(shè)計技術(shù)集成化發(fā)展面臨的主要問題5.1煤質(zhì)變化問題5.2褐煤干燥及整體化設(shè)計技術(shù)存在的問題5.3設(shè)計技術(shù)集成化的投資及運行經(jīng)濟性265.1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。275.2褐煤干燥及整體化設(shè)計技術(shù)存在的問題-傳統(tǒng)的干燥技術(shù)不適宜高水分褐煤的干燥。傳統(tǒng)用熱煙氣干燥高水分煤后,蒸發(fā)水分中含大量空氣,水分潛熱得不到利用。此外,褐煤揮發(fā)分含量高,著火溫度低,因此容易過熱,發(fā)生自燃或爆炸。為防止爆炸,采用較低煙溫,干燥強度低、速度慢,不適合工業(yè)生產(chǎn)。-故對高水分褐煤,須采取其它的干燥介質(zhì)和設(shè)備。目前國外已開發(fā)的褐煤干燥技術(shù)包括:蒸汽滾筒管式干燥、流化床蒸汽干燥、蒸汽空氣聯(lián)合干燥、床混式干燥(BMD)、熱機械脫水(MTE)等；其中,蒸汽滾筒管式干燥技術(shù)、流化床蒸汽干燥技術(shù)已應(yīng)用于國外大型機組(黑泵電廠和Niederaussem電廠)。國內(nèi)已開發(fā)出滾筒煙氣褐煤干燥工藝(目前主要是礦業(yè)集團用其干燥煤中部分水分,達到煤提質(zhì)目的)、振動混流煙氣干燥褐煤工藝和褐煤蒸汽管回轉(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,其各自獨立的技術(shù)都較成熟,但在整體化設(shè)計方面仍存在欠缺。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)的標準。285.3設(shè)計技術(shù)集成化的投資及運行經(jīng)濟性-大部分集成技術(shù)措施的應(yīng)用會增加工程的造價，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。-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，同時由于運行費用降低，使上網(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