超临界超超临界机组发展现状趋势和存在问题的分析研究

超临界、超超临界机组发展现状、趋势和存在问题的分析研究简述最近几年超超临界机组的发展状况、趋势和存在的问题。超临界、超超临界机组发展现状、超临界、超超临界机组发展现状、发展现状趋势和存在问题的分析研究趋势和存在问题的分析研究分析报告上海电力学院20092009年3月超临界、超超临界机组发展现状、趋势和存在问题的分析研究超临界、超超临界机组发展现状、趋势和存在问题的分析研究发展现状1．引言按照国家制订的2020年电力发展规划，我国发电装机容量将从目前的约8亿千瓦增加到2020年9亿千瓦，其中燃煤机组比例约占总容量75%左右。由于电力是最大的煤炭用户，要提高煤炭的利用效率，提高燃煤电厂的效率是一个主要途径。分析国际上燃煤发电技术的发展趋势，将采用两种技术路线来提高效率和降低排放。其一是利用煤化工中已经成熟的煤气化技术，采用整体煤气化蒸汽燃气联合循环技术（IGCC）实现高效清洁发电，其代表技术为IGCC。此技术提高能效的前景很好，但因系统相对复杂而造成投资偏高的问题需要解决。目前正在烟台电厂建设一台300或400MW等级的IGCC示范机组，为今后的发展作好技术储备。另一个发展方向是通过提高常规发电机组的蒸汽参数来提高效率，即超临界机组和超超临界机组。超超临界机组在发达国家已经实现了大容量、大批量生产。通过努力我国可以较快实现国产化能力，降低设备成本。超超临界机组蒸汽参数愈高，热效率也随之提高。热力循环分析表明，在超超临界机组参数范围的条件下，主蒸汽压力提高1MPa，机组的热耗率就可下降0.13%～0.15%；主蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.25～0.30%；再热蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.15%～0.20%。在一定的范围内，如果采用二次再热，则其热耗率可较采用一次再热的机组下降1.4%～1.6%。亚临界机组的典型参数为16.7MPa/538℃/538℃，其发电效率约为38％。超临界机组的主蒸汽压力通常为24MPa左右，主蒸汽和再热蒸汽温度为538～560℃；超临界机组的典型参数为24.1MPa/538℃/538℃，对应的发电效率约为41％。超超临界机组的主蒸汽压力为25～31MPa，主蒸汽和再热蒸汽温度为580～610℃。超临界机组的热效率比亚临界机组的高2%～3%左右，而超超临界并且超超临界机组技术具有继承性好，机组的热效率比超临界机组的高4%左右。1容易实现大型化的特点，在机组的可靠性、可用率、热机动性、机组寿命等方面已经可以和亚临界机组媲美，已经有了较多的商业运行经验。从环保措施看，国外的超超临界机组都加装了锅炉尾部烟气脱硫、脱硝和高效除尘装置，可以实现较低的排放，满足严格的排放标准。例如日本的超超临界机组的排放指标可以达到SO2为70mg/Nm3；NOx为30mg/Nm3；粉尘为5mg/Nm3。可见，超超临界燃煤机组甚至可以与燃用天然气、石油等机组一样实现清洁的发电。2．国外超临界及超超临界机组的发展状况国外超临界机组技术的发展过程大致可以分为3个阶段。第1阶段:20世纪50-70年代，主要以美国、德国和前苏联为技术代表。超临界技术初期起步时就采用了超超临界参数。例如，1957年投运的世界上最早超超临界容量为125MW,蒸汽压力为31MPa,蒸汽温度机组之一—美国Philo电厂6#机组，为6210C/5000C/5600C，二次中间再热；1956年，参数为29.3MPa,6000C(无中间再热)的117MW超超临界机组在德国投运。然而，由于所采用的过高的蒸汽参数超越了当时材料技术的实际发展水平，导致了诸如机组运行可靠性和运行灵活性较差等问题的发生。在经历了初期过高的超临界参数后，从20世纪60年代后期开始美国超临界机组大规模发展时期所采用的参数，均降低到常规超临界参数:压力24.2MPa,温度5380C/5660C，直到80年代，美国超临界机组的参数基本稳定在这个水平。第2阶段:从20世纪80年代起的超临界机组优化及新技术发展阶段从20世纪70年代开始，美国的一些公司如GE及西屋公司分别将超临界技术转让给日本和欧洲，超临界机组的市场从80年代起也逐步转移到了日本及欧洲，同时，由于材料技术的进步和发展、滑压运行方式和计算机控制技术的采用，以及对电厂水化学方面认识的深人，美国早期超临界机组发生的可靠性问题得到了彻底解决。到1985年，美国超临界机组的运行可靠性和可用率指标已经达到甚至超过了相应的亚临界机组水平。从50年代开始，GE和西屋公司对已投运的170余台超临界机组进行了大规模的优化及改造。通过改造实践，形成了一批经过验证的新设计、新结构，大大提高了机组的经济性、可靠性、运行灵活性。第3阶段:20世纪90年代新一轮超超临界参数的发展阶段2随着常规超临界机组技术的成熟及新型马氏体、奥氏体合金钢的开发，在环保及提高经济性目标的驱动下，从90年代开始，世界又进入了以日本和欧洲为中心的新一轮超超临界机组的发展阶段。在保证机组高可靠性、高可用率条件下，采用更高蒸汽压力和温度、更大机组容量是该发展阶段的主要特点。例如:日本的超超临界机组容量大都在700－1000MW，欧洲近年来的机组容量也大都在900MW以上。目前，美国投运的超临界机组大约为170台，其中燃煤机组占70%以上。前苏联300MW及以上容量机组全部采用超临界参数。至1988年已有近200台超临界机组投入运行，全国35%电力由超临界机组供给。日本的超临界机组共有100多台，总容量为超过5760万千瓦，占火电机组容量的61%，45万千瓦及以上的机组全部采用超临界参数，而且在提高参数方面做了很多工作，最高压力为31MPa，最高温度已达到600/600°C。丹麦史密斯公司研究开发的前2台超超临界机组，容量为400MW，过热蒸汽出口压力为29MPa，二次中间再热、过热蒸汽和再热汽温为582/580/580℃，机组效率为47%，机组净效率达45%（采用海水冷却，汽轮机的背压为26kPa）；后开发了参数为30.5MPa，582/600℃、容量为400MW的超超临界机组，该机组采用一次中间再热，机组设计效率为49%。德国西门子公司20世纪末设计的超超临界机组，容量在400～1000MW范围内，蒸汽参数为27.5MPa,589/600℃，机组净效率在45%以上。欧洲正在执行“先进煤粉电厂（700℃）”的计划，即在未来的15年内开发出蒸汽温度高达700℃的超超临界机组，主要目标有两个：使煤粉电厂净效率由47%提高到55%（采用低温海水冷却）或52%（对内陆地区和冷却塔）；降低燃煤电厂的投资价格。美国和日本也将蒸汽温度为700℃的超超临界机组作为进一步的发展目标。3．我国发展超临界机组的必要性据有关资料，我国已探明的煤炭储量约为1000Gt，人均拥有煤储量在世界上属中等水平。但可采量及开采能力受一定条件的限制，我国的煤炭供需矛盾仍很突出，并将随火电的发展而进一步扩大。此外，煤炭产地与高用电负荷地区相分隔，导致煤炭的运输一直是制约电力工业发展的重要因素。3采用先进的超临界火电技术对我国现有的火电结构进行改造，势在必行。我国电力工业总体水平与国外先进水平相比有较大差距，能耗高和环境污染严重是目前我国火电中存在的两大突出问题，并成为制约我国电力工业乃至整个国民经济发展的重要因素。因此，在增产煤炭的同时，必须更加重视节约发电用煤工作，提高机组的热效率以实现节能降耗及降低污染排放，这已成为我国电力工业发展中的一项紧迫任务。为迅速扭转我国火电机组煤耗长期居高不下的局面，缩小我国火电技术与国外先进水平的差距，发展国产大容量的超临界火电机组是十分必要的。超超临界发电技术是我国电力工业升级换代、缩小与发达国家技术与装备差距的新一代技术，超超临界发电机组将是未来二三十年我国电力工业生产的主要机组形式。发展超超临界发电技术是目前在较短时间内形成我国电力工业提供新一代主体装备的能力、规范化地实现洁净煤发电的最现实最快捷的途径。随着我国国民经济的不断迅速发展，对电力市场的需求愈来愈大，同时对环保和控制污染排放的要求也愈来愈高，因此，积极发展高效、节能、环保的超超临界火力发电机组势在必行。如果我国600MW和1000MW等级的燃煤机组采用超超临界参数，将蒸汽压力提高到30MPa，蒸汽温度提高到593℃，供电标煤耗可降低至275g／（kW·h）发电净效率约可达43.5％。，比同容量亚临界机组的煤耗减少30克/kWh左右，按年运行5500小时计算，一台600MW超超临界机组可比同容量亚临界机组节约标煤6万吨/年。同时超临界发电技术可以采用先进的排放物控制技术，以尽量降低有害排放物的水平。这些技术包括烟气脱硫技术(FGD)、低NO.燃烧技术、选择性催化还原技术(SCR)、选择性非催化还原技术(SNCR)、空气分段输送和再燃技术。这样可使SO2、氮氧化物、粉尘等污染物以及CO2排放将大大减少。采用超超临界燃煤发电技术对于节约资源消耗、保护环境、实现可持续发展具有重要意义。3．我国超临界机组的发展现状我国自20世纪80年代开始引进和发展超临界机组。我国发展超临界火电机组的起步容量定为600MW。从技术性、经济性以及机组配用材料方面考虑，参数初步定为压力24～26MPa、温度538～566℃、一次中间再热。随着超临界火电机组的成功运行，取得了一些重要的调试和运行经验。近几4年来国内三大动力集团在电站设备设计和制造方面的技术、经验、能力和技术装备水平等都有了很大的进步和发展。所有这些，都为加速我国大型超临界火电机组的研制步伐和实现批量生产，提供了必要的条件和基础。上海石洞口电厂引进的2台600MW(24.2MPa，oC／566oC)超临界机组于5381991年和1992年投入运行。营口电厂2×300MW、天津盘山电厂2×500MW、内蒙伊敏电厂2×500MW、辽宁绥中电厂2×800MW超临界机组已陆续投入运行。其参数均为22.5MPa，540oC／540oC，均从俄罗斯引进。福建漳州后石电厂由日本三菱公司和美国燃烧工程公司引进的6×600MW(24.2MPa，538oC／566oC)超临界机组从1999年底起陆续投运。上海外高桥电厂从阿尔斯通公司引进的2×900MW(24.9MPa，538oC／566oC)超临界机组于2004年投入运行。河南沁北电厂采用日本日立公司技术生产的2×600MW(25.5MPa，571oC／569oC)超临界机组于2004年月11月和12月分别投运。江苏常熟电厂2×600MW(25.4MPa，538oC／566oC)超临界机组已于2005年3月和6月分别投入运行。现在国内三大动力集团又陆续引进国外先进超超临界技术生产1000MW级机组，目前我国在建的超临界以上机组已超过100台（见表1）。超超临界机组重点发展600MW和1000MW的机组。已建成的具有代表性的有浙江玉环电厂4×1000MW机组、山东邹县2×1000MW机组、山东莱洲2×1000MW机组、上海外高桥2×1000MW机组、江苏泰州2×1000MW机组等等。目前我国部分在建和正在规划的100万千瓦超超临界燃煤机组表1目前我国部分在建和正在规划的万千瓦超超临界燃煤机组建设单位天津北疆发电厂华能广东海门电厂广东平海电厂机组规模4×1000MW超超临界燃煤发电机组规划总装机容量为6台100万千瓦超超临界燃煤机组设计装机容量10000MW，一期工程为1台1000MW超超临界燃煤机组华润电力浙江苍南电厂国华宁海电厂浙江北仑电厂国电博兴电厂皖能马鞍山发电厂2×1000MW超超临界燃煤机组二期2×1000MW超超临界燃煤机组2×1000MW超超临界燃煤机组规划容量为4×1000MW超超临界机组2×1000MW超超临界机组5安徽华电芜湖电厂绥中发电厂福州长乐电厂安徽华电宿州电厂山东大唐东营电厂湖北汉川电厂珠海发电厂国电谏壁发电厂国电泰州发电有限公司广东国华粤电台山发电有限公司二期2×1000MW超超临界机组二期2×1000MW超超临界机组一期工程2×1000MW超超临界机组二期2×1000MW超超临界机组一期2×