0 引言

我國火電行業為中國近30年的改革開放和經濟發展作出了重大貢獻，并且今后很長一段時間，我國能源結構以煤為主的火電結構不會改變。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%，這一指標相當于把目前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：北方富煤地區嚴重缺水，缺水就需要考慮上空冷機組并采取其它節水措施，節水就需要消耗能源，而我國內蒙古大部分地區不光缺水，而且燃用煤質為褐煤，褐煤煤質較差，這就意味著發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。

目前好現實的降低CO2排放的技術就是盡可能提高發電效率和減少供電能耗。這就意味著發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前中國和世界新建火電廠的主要方向，同時超超臨界設計技術集成化研究也成為電力設計部門當前好主要的任務。

1 國內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展現狀

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準煤耗率為 340g/kWh。

1.1.3 廠用電率

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

1.2 國內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達國家的水平。以下是我國與幾個發達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達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比例仍較低，約占火電裝機容量的13%，而日本、德國等發達國家超臨界、超超臨界機組占火電機組的50%以上。

（2）我國北方缺水地區新上燃褐煤空冷機組大多采用亞臨界參數，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及發電煤耗指標和廠用電率見表1。

近幾年來，我國新裝火電機組的參數和單機容量有了較大的飛躍，參數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，1000MW機組全部采用了超超臨界參數，并且都已積累了一定的商業運行經驗。超（超）臨界火電機組在我國火電結構中已經有相當大的比例，國內通過600℃超超臨界機組的技術開發及工程實踐，已投運21臺600℃百萬機組，在建和規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，建立了完成的設計體系，擁有了相應的先進制造裝備和工藝技術，建立一支完整的人才隊伍。已經投運的部分超超臨界機組發電煤耗指標和廠用電率見表2。

表2 國內近幾年投運的部分超超臨界機組主要參數及技術經濟指標

注：表中廠用電率包括脫硫部分。

與發達國家相比，我國新上燃煙煤超超臨界火電機組已經與國際先進水平接近，有些超超臨界機組（如：外高橋三期）已經達到國際先進煤耗水平，但在設計理念上與德國、日本等發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，完成火電設計技術的集成，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 超超臨界機組設計技術的集成化發展

2.1 日本超超臨界機組設計技術集成化的發展

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、環保要求十分的條件下，形成了本國超超臨界機組設計技術集成化的特點。

----提高超超臨界機組參數

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，并達到世界高水平的高效。

——采用新型節能型高效煙氣處理系統

日本橘灣等電廠采用低低溫電除塵器技術，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，使電除塵器的電耗大大降低。與傳統的電除塵器+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計技術集成化的發展

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計技術集成化好成熟的國家。

德國的“BOA計劃”簡介

1996年，德國開始執行“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計技術集成技術。包括：采用超超臨界參數、冷端優化、褐煤干燥、鍋爐系統優化、汽輪機系統優化、熱力系統優化、環保島工藝系統優化、區域供熱等設計技術的工程集成應用（我國的“外三”工程借鑒了其中除褐煤干燥技術外的所有理念，并用投資造價較高的塔式爐實現了首臺超超臨界燃煙煤機組應用）。

“BOA計劃”發展路線分成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。可適應預期燃用的褐煤特性。煤熱值1818kcal/kg~2775kcal/kg（水分42%以上），根據德國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。

“BOA計劃”的3/3項目：為700oC蒸汽參數的大機組示范應用。

2.3 我國超超臨界機組設計技術集成化的發展

我國的外三是世界上應用于燃煙煤超超臨界火電機組設計技術集成化好成功的范例。

外三采用了包括：采用超超臨界參數、冷端優化、鍋爐系統優化、汽輪機系統優化、熱力系統優化、余熱回收等集成技術，使平均供電煤耗達到282.16g/kwh(2009年全年統計數據）。

3 我國超超臨界機組設計技術集成化發展可采用的技術

超超臨界機組設計技術集成化主要步驟：

（1）提高發電效率；

（2）降低廠用電率。

3.1提高發電效率主要措施

3.1.1采用超超臨界機組

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

3.1.2燃褐煤機組采用褐煤預干燥技術

利用蒸汽干燥可以使得設備體積減小，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。根據國際上的發展趨勢,針對褐煤的先進干燥技術主要圍繞以下幾方面進行研究和應用: 水分蒸發廢熱可以循環利用；干燥強度大,以利于大型化；通過與電廠熱力循環集成,提高電廠整體效率。與未采用褐煤預干燥機組相比，可降低發電煤耗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構。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。

3.1.5 燃煙煤機組磨煤機采用動態分離器

磨煤機采用動態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或低低溫高效煙氣處理系統

采用煙氣余熱回收技術或低低溫高效煙氣處理系統可降低煤耗1g/kWh以上。

表3采用高效措施后機組標煤耗降低情況表

3.2 降低機組額定負荷下廠用電率措施

3.2.1 電動給水泵采用調速行星齒輪裝置調速

調速行星比齒輪式液力偶合器平均高出約2%，在低負荷較寬調節范圍上，效率相比齒輪式液力偶合器平均高出約10%，節能效果明顯，降低全廠廠用電率約0.08%。

3.2.2制粉系統合理選擇磨煤機

針對不同煤質，可選用不同型式的中速磨煤機達到節能的目的。

針對燃褐煤機組，可選擇磨煤電耗較低的中速磨煤機。與采用其它傳統中速磨煤機相比，其制粉系統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，從而降低一次風機阻力，與采用其它型式中速磨煤機制粉系統相比，其制粉系統全廠廠用電率可降低0.02%。

3.2.3 吸風機、增壓風機選型優化

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

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

3.2.4 電氣系統綜合優化

——合理選擇變壓器

——選用高效率電動機

——優化廠用電接線配置

在電氣系統綜合優化后，可降低全廠廠用電率0.16%。

4 我國超超臨界機組設計技術集成化發展面臨的主要問題

4.1 煤質變化問題

我國從南到北、從東到西，火電機組燃用煤質條件完全不同，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。關鍵要看電廠燃用的設計煤質和校核煤質中灰分和硫分，進行分析比較。

4.2 褐煤干燥技術及整體化設計技術方面存在的問題

褐煤干燥過程中水分的蒸發是一個大量消耗熱量的過程。傳統熱煙氣對高水分煤干燥后,由于蒸發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。因此傳統的干燥技術不能適應高水分褐煤的干燥。此外由于褐煤揮發分含量高，著火溫度低，因此容易產生過熱現象，發生自燃或爆炸。如：為防止爆炸,采用較低的煙氣溫度,干燥強度低、速度慢，不適合工業生產要求。

所以針對高水分的褐煤干燥，必須采取其它的干燥介質和設備來進行。目前國外已開發了多項褐煤干燥技術，如：蒸汽滾筒管式干燥技術、流化床蒸汽干燥技術、蒸汽空氣聯合干燥技術、床混式干燥(BMD)技術 、熱機械脫水(MTE) 技術等,其中蒸汽滾筒管式干燥技術、流化床蒸汽干燥技術已經應用于國外大型燃褐煤發電機組（黑泵電廠和Niederaussem電廠）。國內目前雖然已經開發出滾筒煙氣褐煤干燥工藝（目前主要應用業績在在煤炭系統各個礦業集團用于干燥煤中部分水分，達到煤提質的目的）、振動混流煙氣干燥褐煤工藝、褐煤蒸汽管回轉干燥工藝。

電廠褐煤預干燥技術是煤炭系統設計與電力工藝系統的結合，對于各自獨立的技術都是成熟的，但在整體化設計方面存在著欠缺。表現在三個方面，一是系統的整合，二是與鍋爐燃燒系統的整合，三是有關整合技術的標準。

4.3 超超臨界機組設計技術集成化的投資及運行經濟性問題

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

（2）有些集成技術的應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，電廠獲得的經濟效益會更加明顯。

5 結論及建議

5.1 結論

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展不會改變，按照目前的電力發展形勢分析，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國家節能減排目標。

未來燃煤火電機組設計技術發展可以歸納為2個層次：

第yi個層次：實現超超臨界參數工程設計。完成包括目前的6000C參數超超臨界機組、以及2020年前可能出現的6500C或7000C參數超超臨界機組工程設計。

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集成，提高機組效率（包括采用超超臨界參數、褐煤干燥、冷端優化、鍋爐系統優化、汽輪機系統優化、熱力系統優化、環保島工藝系統優化、區域供熱等），使供電煤耗達到國際一流水平。

為應對未來我國超超臨界機組設計技術集成化發展面臨的挑戰，我們應及早準備，在設計上實現跨專業發展、跨行業發展，從而實現技術的自主化發展。

5.2 建議

通過對國內、外超超臨界機組設計技術集成化發展現狀及未來發展趨勢的分析，建議我國超超臨界機組設計技術集成化發展路線如下。

我國超超臨界火電機組設計技術集成化發展建議

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