龙辉超超临界机组设计技术集成化面临的机遇和挑战

目录2.国内火电机组与国外先进机组的主要差距4.设计技术集成化发展可采用的技术3.超超临界机组设计技术的集成化发展1.背景5.设计技术集成化发展面临的主要问题6.结论及建议1目录2.国内火电机组与国外先进机组的主要差距4.设计技术集成化发展可采用的技术3.超超临界机组设计技术的集成化发展1.背景5.设计技术集成化发展面临的主要问题6.结论及建议2国际：“政府间气候变化专门委员会”称，到2050年全球CO2排放量必须减少50%-80%，相当于年平均排放量由目前的400亿吨减少到2050年的80-200亿吨1背景CO2排放成为制约我国燃煤火电机组发展最主要的因素之一国内：能源结构以煤为主不会改变3我国资源分布不均

如：北方富煤地区严重缺水，需要考虑使用空冷机组并采取其它节水措施，节水就伴随消耗能源；而我国内蒙古大部分地区不仅缺水，且燃用煤质较差的褐煤，这意味着发电煤耗和供电煤耗都将大幅度增加,煤耗增加就意味着CO2排放增加。1背景尽可能提高发电效率和减少供电能耗是目前最现实的降低CO2排放的技术。因此，超超临界煤粉炉火电厂成为中国和世界新建火电厂的主要方向；同时超超临界设计技术集成化研究也成为电力设计部门当前最主要的任务。4目录2.国内火电机组与国外先进机组的主要差距4.设计技术集成化发展可采用的技术3.超超临界机组设计技术的集成化发展1.背景5.设计技术集成化发展面临的主要问题6.结论及建议2.1我国燃煤火电机组发展现状2.2国内机组与国外先进机组的主要差距5装机容量2.1我国燃煤火电机组发展现状全国装机总量和火电机组装机容量-截止到2009年底，我国电厂的总装机容量已达8.74亿千瓦，其中火电装机容量已超过6.52亿千瓦，占总装机容量的74.6%6煤耗2.1我国燃煤火电机组发展现状全国火电机组的平均供电煤耗(g/kWh)-2009年全国运行火电机组的平均供电标准煤耗率为340g/kWh7厂用电率2.1我国燃煤火电机组发展现状全国火电机组平均厂用电率(%)-近几年来，随着火电机组环保治理措施的逐渐完善，厂用电设备有所增加；但由于电网中新增机组单机容量逐步加大，原有小机组逐步关停，因此，火电机组平均厂用电率有所下降。8中国与发达国家火电机组平均供电煤耗比较(g/kWh)-尽管我国燃煤机组的平均供电煤耗率不断降低，但平均供电煤耗率仍高于世界发达国家水平。以下是我国与几个发达国家的供电煤耗率和厂用电率对比情况机组平均供电煤耗率比较(1)2.2国内机组与国外先进机组的主要差距9我国火电机组平均供电煤耗与发达国家存在的主要差距:(1)我国火电机组采用超临界、超超临界机组的参数比例仍较低，约占火电装机容量的21%，而日本、德国等发达国家超临界、超超临界机组占火电机组的50%以上。(2)我国北方缺水地区新上燃褐煤空冷机组大多采用亚临界参数，因此供电煤耗较高，350g/kWh~360g/kWh之间。。机组平均供电煤耗率比较(2)2.2国内机组与国外先进机组的主要差距10-国外近10年投运的部分超超临界机组主要参数及发电煤耗指标和厂用电率见下表新建燃煤机组的供电煤耗率比较(1)序号项目机组容量机组参数设计机组热效率(%)设计厂用电率(%)1丹麦Nordjyllandsvaerket#3机组1

385MW超临界29MPa/582°C/582°C/582°C476.52日本橘湾电厂1、2号机组2

1050MW超超临界25MPa/600°C/610°C444.93日本矶子电厂1号机组600MW超超临界25MPa/600°C/600°C445.44日本Hitachinaka(常陆那珂)电厂1

1000MW超超临界24.5MPa/600°C/600°C45.155德国Niederaussem电厂1

1027MW超超临界29MPa/580°C/600°C45.2实际供电煤耗292g/kWh2.2国内机组与国外先进机组的主要差距11-近年来，我国新装火电机组的参数和单机容量都有了较大提高，参数从过去的亚临界机组升级到超临界和超超临界机组;单机容量由300MW和600MW升级为600MW和1000MW。-600MW湿冷机组基本采用超临界或超超临界参数,1000MW机组全部采用了超超临界参数，并且都已积累了一定的商业运行经验。-超（超）临界火电机组在我国火电结构中已经有相当大的比例.国内通过600℃超超临界机组的技术开发及工程实践，已投运21台600℃百万机组，在建和规划的超超临界机组超过其他国家总和；机组制造、安装和运行水平大幅度提高，建立了完整的设计体系，拥有了相应的先进制造装备和工艺技术，建立了一支完整的人才队伍。。新建燃煤机组的供电煤耗率比较(2)2.2国内机组与国外先进机组的主要差距12-国内近几年投运的部分超超临界机组主要参数及技术经济指标见下表新建燃煤机组的供电煤耗率比较(3)序号项目机组容量机组参数机组热效率(%)设计发电煤耗(g/kWh)设计厂用电率(%)考核厂用电率(%)考核供电煤耗(g/kWh)1华能玉环电厂一、二期2

1000MW超超临界26.25MPa/600°C/600°C452726.54.9290.02华电邹县电厂四期#7、82

1000MW超超临界25MPa/600°C/600°C45.46272.95.344.97282.28(不含脱硫)3外高桥第三电厂2

1000MW超超临界27MPa/600°C/600°C45.58269.95.23.52874华能营口电厂二期锅炉2

600MW超超临界25MPa/600°C/600°C44.8274.76.62——2.2国内机组与国外先进机组的主要差距13-与发达国家相比，我国新投运燃烟煤超超临界火电机组已经与国际先进水平接近，有些超超临界机组（如:外高桥三期）已经达到国际先进煤耗水平；-但在设计理念上与德国、日本等发达国家仍有一些差距，比如：德国从20世纪末开始实施燃褐煤的BOA超超临界机组计划，完成火电设计技术的集成，2004年BOA1/3计划电厂Niederaussem电厂(1×1027MW)运行，成为目前世界最先进的燃褐煤超超临界机组，而我国目前仅有2台燃褐煤超临界机组准备投入运行(华能九台电厂2×660MW机组)，其余全部为燃褐煤亚临界机组。。新建燃煤机组的供电煤耗率比较(4)2.2国内机组与国外先进机组的主要差距14目录2.国内火电机组与国外先进机组的主要差距4.设计技术集成化发展可采用的技术3.超超临界机组设计技术的集成化发展1.背景5.设计技术集成化发展面临的主要问题6.结论及建议3.1日本超超临界机组设计技术集成化发展3.2德国超超临界机组设计技术集成化发展3.3中国超超临界机组设计技术集成化发展153.1日本超超临界机组设计技术集成化发展

日本是目前除我国外，投运600℃超超临界机组最多的国家。因缺乏资源且环保要求十分严格，形成了其超超临界机组设计技术集成化的特点-提高超超临界机组参数

2009年7月日本投运的新矶子电厂2号机组与2004年投运的新矶子电厂1号机相比的主要特点:参数从25MPa/600℃/600℃变成25MPa/600℃/620℃，第1次在日本采用塔式锅炉，并达到世界最高效率。-采用新型节能型高效烟气处理系统日本橘湾等电厂采用低低温电除尘器技术,由于烟气体积流量小、烟气比电阻小及ESP采用低温静电除尘器,将四电场改为三电场,并采用先进控制系统,使电除尘器的电耗大大降低。与传统电除尘器+湿法烟气脱硫工艺（带GGH）相比,在除尘效率提高的情况下,炉后综合厂用电率降低0.286%。163.1日本超超临界机组设计技术集成化发展低低温电除尘器工艺流程图173.2德国超超临界机组设计技术集成化发展

德国目前投运的600℃超超临界机组不多，但它是目前世界上开展超超临界机组设计技术集成化最成熟的国家。-1996年，德国开始执行“BOA计划”(全称lignite-basedpowergenerationwithoptimisedplantengineering，即燃褐煤的超超临界机组设计技术集成技术。-包括：采用超超临界参数、冷端优化、褐煤干燥、锅炉系统优化、汽轮机系统优化、热力系统优化、环保岛工艺系统优化、区域供热等设计技术的工程集成应用（我国的“外三”工程借鉴了其中除褐煤干燥技术外的所有理念，并用投资造价较高的塔式炉实现了首台超超临界燃烟煤机组应用）。德国的“BOA计划”简介183.2德国超超临界机组设计技术集成化发展-1/3项目:燃褐煤超超临界示范项目—Niederaussem电厂,1×1027MW,

580℃/600℃,商业行动时间2004年1月,燃褐煤(2200Kcal/kg,水份53.3%),最终达到了45.2%的效率,机组年平均供电煤耗292g/kWh。与传统亚临界35.5%(346.5g/kWh)效率相比，该电厂采取设计集成措施提高的效率见表“BOA计划”发展路线分3步实施(1)序号设计高效、节能集成主要措施提高的效率(%)1厂用电系统优化所有用电系统优化+1.32热力系统优化10级给水加热,给水温度295ºC+1.13蒸汽参数变化主汽蒸汽参数从17.1MPa,525ºC→26MPa,580ºC再热蒸汽参数从3.07MPa,525ºC→4.65MPa,600ºC+1.34蒸汽轮机叶片设计,排汽面积6

12.5m2+1.75冷端优化从6.7kPa→2.8kPa～3.4kPa+1.46烟气余热回收技术排烟温度从160ºC降到100ºC+0.9总计+7.7193.2德国超超临界机组设计技术集成化发展-2/3项目：燃褐煤超超临界机组，单机容量2×1100MW，600℃/605℃/29.5MPa。适应预期燃用的褐煤特性，热值为1818kcal/kg~2775kcal/kg，水分>42%，其依据德国CO2排放分配计划，且为以大代小工程(2×300MW+2×600MW)，该项目2010年投产。“BOA计划”发展路线分3步实施(2)203.2德国超超临界机组设计技术集成化发展-3/3项目：700ºC蒸汽参数的大机组示范应用。“BOA计划”发展路线分3步实施(3)电厂效率的发展趋势213.3中国超超临界机组设计技术集成化发展-我国的“外高桥第三电厂”是世界上应用于燃烟煤超超临界火电机组的设计技术集成化最成功的范例。-“外高桥第三电厂”采用了包括:超超临界参数、冷端优化、锅炉系统优化、汽轮机系统优化、热力系统优化、余热回收等的集成技术，使平均供电煤耗达到282.16g/kWh(2009年全年统计数据）。22目录2.国内火电机组与国外先进机组的主要差距4.设计技术集成化发展可采用的技术3.超超临界机组设计技术的集成化发展1.背景5.设计技术集成化发展面临的主要问题6.结论及建议4.设计技术集成化发展可采用的技术23采用超超临界机组4设计技术集成化发展可采用的技术-典型超临界循环的参数为:24.1MPa/566℃/566℃，提高到超超临界参数:25MPa/600℃/600℃，提高了电厂的热效率，可降低标煤耗5~9g/kWh。-褐煤预干燥:利用蒸汽干燥能使设备体积减小，热效率提高，且安全可靠。故国外近年对高水分褐煤的研究大多采用蒸汽干燥。国际上,褐煤的先进干燥技术主要围绕以下几方面进行研究和应用:水分蒸发废热可以循环利用；干燥强度大,以利于大型化；通过与电厂热力循环集成,提高电厂整体效率。降低汽轮机背压-600MW级超超临界汽轮机，背压下降0.5kPa、1kPa、2kPa,热耗分别降低13.9kJ/kWh、31kJ/kWh、65.3kJ/kWh左右。244设计技术集成化发展可采用的技术燃烟煤机组磨煤机采用动态分离器选用合适的汽轮机排气面积-600MW级机组汽轮机可以有三缸四排汽型式和两缸两排汽型式两种结构。-在相同的背压条件下，由于三缸四排汽型式汽轮机比两缸两排汽型式汽轮机排气面积大23%，机组标煤耗值降低约0.75g/kWh。-可提高锅炉效率约0.3%。

采用烟气余热回收技术或低低温高效烟气处理系统-可降低煤耗1g/kWh以上。25目录2.国内火电机组与国外先进机组的主要差距4.设计技术集成化发展可采用的技术3.超超临界机组设计技术的集成化发展1.背景6.结论及建议4.设计技术集成化发展可采用的技术5.设计技术集成化发展面临的主要问题5.1煤质变化问题5.2褐煤干燥及整体化设计技术存在的问题5.3设计技术集成化的投资及运行经济性265.1煤质变化问题-我国从南到北、从东到西，火电机组燃用煤质条件完全不同,这就需要对具体问题进行具体分析，采用不同的方案。-举一个例子：当考虑余热回收时，即可以考虑低低温静电除尘器方案、又可以考虑除尘器后低温省煤器方案。关键要看电厂燃用的设计煤质和校核煤质中灰分和硫分，进行分析比较。275.2褐煤干燥及整体化设计技术存在的问题-传统的干燥技术不适宜高水分褐煤的干燥。传统用热烟气干燥高水分煤后,蒸发水分中含大量空气,水分潜热得不到利用。此外,褐煤挥发分含量高,着火温度低,因此容易过热,发生自燃或爆炸。为防止爆炸,采用较低烟温,干燥强度低、速度慢,不适合工业生产。-故对高水分褐煤,须采取其它的干燥介质和设备。目前国外已开发的褐煤干燥技术包括:蒸汽滚筒管式干燥、流化床蒸汽干燥、蒸汽空气联合干燥、床混式干燥(BMD)、热机械脱水(MTE)等；其中,蒸汽滚筒管式干燥技术、流化床蒸汽干燥技术已应用于国外大型机组(黑泵电厂和Niederaussem电厂)。国内已开发出滚筒烟气褐煤干燥工艺(目前主要是矿业集团用其干燥煤中部分水分,达到煤提质目的)、振动混流烟气干燥褐煤工艺和褐煤蒸汽管回转干燥工艺。-电厂褐煤预干燥技术是煤炭系统设计与电力工艺系统的结合,其各自独立的技术都较成熟,但在整体化设计方面仍存在欠缺。表现在三个方面，一是系统的整合，二是与锅炉燃烧系统的整合，三是有关整合技术的标准。285.3设计技术集成化的投资及运行经济性-大部分集成技术措施的应用会增加工程的造价，但是按照目前我国的经济实力，增加的工程造价是可以承受的。-有些集成技术的应用不会增加工程造价或增加的较少，同时由于运行费用降低，使上网电价有所下降。随着我国燃料和用水价格以及污染物排放