目錄2.國內火電機組與國外先進機組的主要差距4.設計技術集成化發展可采用的技術3.超超臨界機組設計技術的集成化發展1.背景5.設計技術集成化發展面臨的主要問題6.結論及建議1目錄2.國內火電機組與國外先進機組的主要差距4.設計技術集成化發展可采用的技術3.超超臨界機組設計技術的集成化發展1.背景5.設計技術集成化發展面臨的主要問題6.結論及建議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展最主要的因素之一國內：能源結構以煤為主不會改變3我國資源分布不均

如：北方富煤地區嚴重缺水，需要考慮使用空冷機組并采取其它節水措施，節水就伴隨消耗能源；而我國內蒙古大部分地區不僅缺水，且燃用煤質較差的褐煤，這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。1背景盡可能提高發電效率和減少供電能耗是目前最現實的降低CO2排放的技術。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；同時超超臨界設計技術集成化研究也成為電力設計部門當前最主要的任務。4目錄2.國內火電機組與國外先進機組的主要差距4.設計技術集成化發展可采用的技術3.超超臨界機組設計技術的集成化發展1.背景5.設計技術集成化發展面臨的主要問題6.結論及建議2.1我國燃煤火電機組發展現狀2.2國內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展現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展現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展現狀全國火電機組平均廠用電率(%)-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。8中國與發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達國家水平。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機組平均供電煤耗率比較(1)2.2國內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比例仍較低，約占火電裝機容量的21%，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。。機組平均供電煤耗率比較(2)2.2國內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及發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設計機組熱效率(%)設計廠用電率(%)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和單機容量都有了較大提高，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濕冷機組基本采用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，建立了完整的設計體系，擁有了相應的先進制造裝備和工藝技術，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國內機組與國外先進機組的主要差距12-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機組熱效率(%)設計發電煤耗(g/kWh)設計廠用電率(%)考核廠用電率(%)考核供電煤耗(g/kWh)1華能玉環電廠一、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國內機組與國外先進機組的主要差距13-與發達國家相比，我國新投運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，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國內機組與國外先進機組的主要差距14目錄2.國內火電機組與國外先進機組的主要差距4.設計技術集成化發展可采用的技術3.超超臨界機組設計技術的集成化發展1.背景5.設計技術集成化發展面臨的主要問題6.結論及建議3.1日本超超臨界機組設計技術集成化發展3.2德國超超臨界機組設計技術集成化發展3.3中國超超臨界機組設計技術集成化發展153.1日本超超臨界機組設計技術集成化發展

日本是目前除我國外，投運600℃超超臨界機組最多的國家。因缺乏資源且環保要求十分嚴格，形成了其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,將四電場改為三電場,并采用先進控制系統,使電除塵器的電耗大大降低。與傳統電除塵器+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計技術集成化發展低低溫電除塵器工藝流程圖173.2德國超超臨界機組設計技術集成化發展

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計技術集成化最成熟的國家。-1996年，德國開始執行“BOA計劃”(全稱lignite-basedpowergenerationwithoptimisedplantengineering，即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）。德國的“BOA計劃”簡介183.2德國超超臨界機組設計技術集成化發展-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。與傳統亞臨界35.5%(346.5g/kWh)效率相比，該電廠采取設計集成措施提高的效率見表“BOA計劃”發展路線分3步實施(1)序號設計高效、節能集成主要措施提高的效率(%)1廠用電系統優化所有用電系統優化+1.32熱力系統優化10級給水加熱,給水溫度295oC+1.13蒸汽參數變化主汽蒸汽參數從17.1MPa,525oC→26MPa,580oC再熱蒸汽參數從3.07MPa,525oC→4.65MPa,600oC+1.34蒸汽輪機葉片設計,排汽面積6

12.5m2+1.75冷端優化從6.7kPa→2.8kPa～3.4kPa+1.46煙氣余熱回收技術排煙溫度從160oC降到100oC+0.9總計+7.7193.2德國超超臨界機組設計技術集成化發展-2/3項目：燃褐煤超超臨界機組，單機容量2×1100MW，600℃/605℃/29.5MPa。適應預期燃用的褐煤特性，熱值為1818kcal/kg~2775kcal/kg，水分>42%，其依據德國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。“BOA計劃”發展路線分3步實施(2)203.2德國超超臨界機組設計技術集成化發展-3/3項目：700oC蒸汽參數的大機組示范應用。“BOA計劃”發展路線分3步實施(3)電廠效率的發展趨勢213.3中國超超臨界機組設計技術集成化發展-我國的“外高橋第三電廠”是世界上應用于燃煙煤超超臨界火電機組的設計技術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、冷端優化、鍋爐系統優化、汽輪機系統優化、熱力系統優化、余熱回收等的集成技術，使平均供電煤耗達到282.16g/kWh(2009年全年統計數據）。22目錄2.國內火電機組與國外先進機組的主要差距4.設計技術集成化發展可采用的技術3.超超臨界機組設計技術的集成化發展1.背景5.設計技術集成化發展面臨的主要問題6.結論及建議4.設計技術集成化發展可采用的技術23采用超超臨界機組4設計技術集成化發展可采用的技術-典型超臨界循環的參數為:24.1MPa/566℃/566℃，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。-褐煤預干燥:利用蒸汽干燥能使設備體積減小，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。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設計技術集成化發展可采用的技術燃煙煤機組磨煤機采用動態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。-可提高鍋爐效率約0.3%。

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。25目錄2.國內火電機組與國外先進機組的主要差距4.設計技術集成化發展可采用的技術3.超超臨界機組設計技術的集成化發展1.背景6.結論及建議4.設計技術集成化發展可采用的技術5.設計技術集成化發展面臨的主要問題5.1煤質變化問題5.2褐煤干燥及整體化設計技術存在的問題5.3設計技術集成化的投資及運行經濟性265.1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。275.2褐煤干燥及整體化設計技術存在的問題-傳統的干燥技術不適宜高水分褐煤的干燥。傳統用熱煙氣干燥高水分煤后,蒸發水分中含大量空氣,水分潛熱得不到利用。此外,褐煤揮發分含量高,著火溫度低,因此容易過熱,發生自燃或爆炸。為防止爆炸,采用較低煙溫,干燥強度低、速度慢,不適合工業生產。-故對高水分褐煤,須采取其它的干燥介質和設備。目前國外已開發的褐煤干燥技術包括:蒸汽滾筒管式干燥、流化床蒸汽干燥、蒸汽空氣聯合干燥、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、流化床蒸汽干燥技術已應用于國外大型機組(黑泵電廠和Niederaussem電廠)。國內已開發出滾筒煙氣褐煤干燥工藝(目前主要是礦業集團用其干燥煤中部分水分,達到煤提質目的)、振動混流煙氣干燥褐煤工藝和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,其各自獨立的技術都較成熟,但在整體化設計方面仍存在欠缺。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。285.3設計技術集成化的投資及運行經濟性-大部分集成技術措施的應用會增加工程的造價，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。-有些集成技術的應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，使上網電價有所下降。隨著我國燃料和用水價格以及污染物排放