超超临界机组设计技术集成化发展 面临的机遇和挑战

电厂运营分析之道 2018-06-15 11:41:04

0 引言


我国火电行业为中国近30年的改革开放和经济发展作出了重大贡献,并且今后很长一段时间,我国能源结构以煤为主的火电结构不会改变。与此同时,国际上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%到80%,这一指标相当于把目前400亿吨的年平均排放减少到2050年 的80亿吨到200亿吨。


因此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。


同时我国资源分布不均,如:北方富煤地区严重缺水,缺水就需要考虑上空冷机组并采取其它节水措施,节水就需要消耗能源,而我国内蒙古大部分地区不光缺水,而且燃用煤质为褐煤,褐煤煤质较差,这就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。


目前最现实的降低CO2排放的技术就是尽可能提高发电效率和减少供电能耗。这就意味着发出相同的电力可少烧煤,从而可少排放CO2 。因此,超超临界煤粉炉火电厂成为当前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。


1 国内火电机组与国外先进机组的主要差距

1.1 我国燃煤火电机组发展现状

1.1.1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%。

1.1.2 煤耗

2009年全国运行火电机组的平均供电标准煤耗率为 340g/kWh。

1.1.3 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。

1.2 国内火电机组与国外先进机组的主要差距

1.2.1机组平均供电煤耗率比较


尽管我国燃煤机组的平均供电煤耗率在不断降低,但平均供电煤耗率仍高于世界发达国家的水平。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。

我国火电机组平均供电煤耗与发达国家存在的主要差距如下:


(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13%,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。


1.2.2新建燃煤机组的供电煤耗率比较


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表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°C

47

6.5

2

日本橘湾电厂1、2号机组

2´1050MW超超临界

25MPa/600°C/610°C

44

4.9

3

日本矶子电厂1号机组

600MW

超超临界

25MPa/600°C/600°C

44

5.4

4

日本 Hitachinaka(常陆那珂)电厂

1´1000MW超超临界

24.5MPa/600°C/600°C

45.1

5

5

德国Niederaussem电厂

1´1027MW超超临界

29MPa/580°C/600°C

45.2

实际供电煤耗292g/kWh


近几年来,我国新装火电机组的参数和单机容量有了较大的飞跃,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湿冷机组基本上采用了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,建立了完成的设计体系,拥有了相应的先进制造装备和工艺技术,建立一支完整的人才队伍。已经投运的部分超超临界机组发电煤耗指标和厂用电率见表2。

表2 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

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°C

45

272

6.5

4.9

290.9

2

华电邹县电厂四期#7、8机组

2´1000MW超超临界

25MPa/

600°C/600°C

45.46

272.9

5.34

4.97

282.28(不含脱硫)

3

外高桥第三电厂

2´1000MW超超临界

27MPa/

600°C/600°C

45.58

269.9

5.2

3.5

287

4

华能营口电厂二期锅炉

2´600MW超超临界

25MPa/

600°C/600°C

44.8

274.7

6.62

未得到数据

未得到数据

注:表中厂用电率包括脱硫部分

与发达国家相比,我国新上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,在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。


2 超超临界机组设计技术的集成化发展

2.1 日本超超临界机组设计技术集成化的发展


日本是目前除我国外,投入 600 0C超超临界机组最多的国家。在缺乏资源、环保要求十分的条件下,形成了本国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年日本投运的新矶子电厂2号机组主要特点与2004年投运的新矶子电厂1号机组相比,2009年7月日本投运的新矶子电厂2号机组部分蒸汽参数又有变化,从25MPa/600°C/610℃变成25MPa/600℃/620℃,第1次在日本采用塔式锅炉,并达到世界最高水平的高效。


——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,四电场改为三电场,并采用先进的控制系统,使电除尘器的电耗大大降低。与传统的电除尘器+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%。

2.2 德国超超临界机组设计技术集成化的发展

德国目前投运的6000C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。


德国的“BOA计划”简介


1996年,德国开始执行“BOA计划”,“BOA计划”全称lignite-basedpower generation with optimised plant engineering,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)。


“BOA计划”发展路线分成3个步骤实施:


“BOA计划”的1/3项目:燃褐煤超超临界机组示范电站1´1027MW机组Nicderausem电厂,580℃/600℃,商业行动时间为2004年1月,该项目用2200Kcal/kg,燃煤水份53.3%褐煤最终达到了45.2%的效率,机组年平均供电煤耗292g/kwh。


“BOA计划”的2/3项目:燃褐煤超超临界机组,单机容量2´1100MW,6000C/6050C/29.5MPa。可适应预期燃用的褐煤特性。煤热值1818kcal/kg~2775kcal/kg(水分42%以上),根据德国CO2排放分配计划,并且是大型以大代小工程(2´300MW机组+2´600MW机组),该项目2010年投产。


“BOA计划”的3/3项目:为700ºC蒸汽参数的大机组示范应用。


2.3 我国超超临界机组设计技术集成化的发展


我国的外三是世界上应用于燃烟煤超超临界火电机组设计技术集成化最成功的范例。


外三采用了包括:采用超超临界参数、冷端优化、锅炉系统优化、汽轮机系统优化、热力系统优化、余热回收等集成技术,使平均供电煤耗达到282.16g/kwh(2009年全年统计数据)。


3 我国超超临界机组设计技术集成化发展可采用的技术


超超临界机组设计技术集成化主要步骤:

(1)提高发电效率;

(2)降低厂用电率。


3.1提高发电效率主要措施

3.1.1采用超超临界机组


典型超临界循环的参数为:24.1MPa/566°C/566°C,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


3.1.2燃褐煤机组采用褐煤预干燥技术


利用蒸汽干燥可以使得设备体积减小,热效率提高,且安全可靠。因此,国外近几年对高水分褐煤的干燥的研究大都是采用蒸汽干燥。根据国际上的发展趋势,针对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。与未采用褐煤预干燥机组相比,可降低发电煤耗6g/kwh以上。


3.1.3 降低汽轮机背压


对于600MW级超超临界汽轮机来说,汽轮机背压下降0.5kPa、1kPa、2kPa,热耗分别降低13.9 kJ/kWh 、31kJ/kWh、65.3 kJ/kWh左右。


3.1.4 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。


3.1.5 燃烟煤机组磨煤机采用动态分离器


磨煤机采用动态分离器可提高锅炉效率约0.3%。


3.1.6 采用烟气余热回收技术或低低温高效烟气处理系统


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。

表3采用高效措施后机组标煤耗降低情况表

高效措施

单位

燃烟煤海水直流冷却机组

燃烟煤直接空冷机组

燃褐煤直接或间接空冷机组

采取高效措施前

采取高效措施后

采取高效措施前

采取高效措施后

采取高效措施前

采取高效措施后

设计发电煤耗

g/kWh

277.5

271

294.6

284.8

298.5

285.4(间冷)~286.7(直冷)

发电标煤耗率变化

g/kWh

基础值

-6.5

基础值

-9.8

基础值

-11.8(直冷)~-13.1(间冷)


3.2 降低机组额定负荷下厂用电率措施

3.2.1 电动给水泵采用调速行星齿轮装置调速


调速行星比齿轮式液力偶合器平均高出约2%,在低负荷较宽调节范围上,效率相比齿轮式液力偶合器平均高出约10%,节能效果明显,降低全厂厂用电率约0.08%。


3.2.2制粉系统合理选择磨煤机


针对不同煤质,可选用不同型式的中速磨煤机达到节能的目的。


针对燃褐煤机组,可选择磨煤电耗较低的中速磨煤机。与采用其它传统中速磨煤机相比,其制粉系统全厂厂用电率降低约0.05%~0.11%


对于部分燃烟煤机组,也可选择阻力较小的中速磨煤机,使磨煤机本体阻力降低,从而降低一次风机阻力,与采用其它型式中速磨煤机制粉系统相比,其制粉系统全厂厂用电率可降低0.02%。


3.2.3 吸风机、增压风机选型优化


在采用高效电除尘器后,粉尘浓度降低到30mg/Nm3以下,通过技术经济比较,可选择动叶可调轴流风机做引风机和增压风机。动叶可调轴流风机与静叶可调轴流风机相比,在额定负荷时,效率相差在5%以上,在机组负荷越低时,相对静叶可调轴流风机效率越高。


选择动叶可调轴流风机做引风机和增压风机后,可降低全厂厂用电率0.07%~0.09%


3.2.4 电气系统综合优化


——合理选择变压器

——选用高效率电动机

——优化厂用电接线配置


在电气系统综合优化后,可降低全厂厂用电率0.16%。

4 我国超超临界机组设计技术集成化发展面临的主要问题

4.1 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。


4.2 褐煤干燥技术及整体化设计技术方面存在的问题


褐煤干燥过程中水分的蒸发是一个大量消耗热量的过程。传统热烟气对高水分煤干燥后,由于蒸发的水分中含有大量的空气,因此水分的潜热不可能得到利用。因此传统的干燥技术不能适应高水分褐煤的干燥。此外由于褐煤挥发分含量高,着火温度低,因此容易产生过热现象,发生自燃或爆炸。如:为防止爆炸,采用较低的烟气温度,干燥强度低、速度慢,不适合工业生产要求。


所以针对高水分的褐煤干燥,必须采取其它的干燥介质和设备来进行。目前国外已开发了多项褐煤干燥技术,如:蒸汽滚筒管式干燥技术、流化床蒸汽干燥技术、蒸汽空气联合干燥技术、床混式干燥(BMD)技术 、热机械脱水(MTE) 技术等,其中蒸汽滚筒管式干燥技术、流化床蒸汽干燥技术已经应用于国外大型燃褐煤发电机组(黑泵电厂和Niederaussem电厂)。国内目前虽然已经开发出滚筒烟气褐煤干燥工艺(目前主要应用业绩在在煤炭系统各个矿业集团用于干燥煤中部分水分,达到煤提质的目的)、振动混流烟气干燥褐煤工艺、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,对于各自独立的技术都是成熟的,但在整体化设计方面存在着欠缺。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。


4.3 超超临界机组设计技术集成化的投资及运行经济性问题


(1)大部分集成技术措施的应用会造成工程造价的增加,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。


(2)有些集成技术的应用不会增加工程造价或增加的较少,但由于运行费用的降低,使得上网电价有所下降。随着我国燃料和用水价格以及污染物排放征费的上涨,电厂获得的经济效益会更加明显。


5 结论及建议

5.1 结论


至2020年,我国以火电机组为主、特别是以超超临界为主的电力装机发展不会改变,按照目前的电力发展形势分析,到2020年,我国火电机组装机容量将增加4亿至5亿千瓦(不包括以大代小机组容量)左右。因此必须采取各种措施实现国家节能减排目标。


未来燃煤火电机组设计技术发展可以归纳为2个层次:


第一个层次:实现超超临界参数工程设计。完成包括目前的6000C参数超超临界机组、以及2020年前可能出现的6500C或7000C参数超超临界机组工程设计。


第二个层次:在独立火电机组上采用一切可以使用的新型火电技术集成,提高机组效率(包括采用超超临界参数、褐煤干燥、冷端优化、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),使供电煤耗达到国际一流水平。


为应对未来我国超超临界机组设计技术集成化发展面临的挑战,我们应及早准备,在设计上实现跨专业发展、跨行业发展,从而实现技术的自主化发展。


5.2 建议


通过对国内、外超超临界机组设计技术集成化发展现状及未来发展趋势的分析,建议我国超超临界机组设计技术集成化发展路线如下。

我国超超临界火电机组设计技术集成化发展建议

“十一五”期间

“十二五”期间

“十三五”期间

我国实现了燃烟煤湿冷、海水直流超超临界机组设计技术的全面发展。

实现燃烟煤湿冷超超临界机组、燃褐煤超超临界机组、空冷超超临界机组几个模块设计集成技术的全面发展。

开展并完成700ºC超超临界机组设计集成技术示范项目。



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