未来低碳煤电技术发展之探索

未来低碳煤电技术发展之探索

上海外高桥第三发电有限责任公司　冯伟忠

当前，节能减排、低碳经济已是国际社会最关注的焦点之一。为应对全球变暖，中国政府承诺，到2020年，单位国内生产总值（GDP）二氧化碳排放（碳排放强度）比2005年下降40%至45%。

不过，就现实情况来看，中国一次能源的蕴藏总量中，煤炭占了将近90%，即使从全球角度观察，煤炭在一次能源的蕴藏量中所占份额也最大。基于煤炭有着易开采、易运输及储存、安全性好和应用广泛的特点，仍是目前以至今后相当一段时间内世界上最主要的一次能源。毫无疑问，这也是最大的二氧化碳排放来源。

中国是目前世界上最大的煤炭开采和消费国家。2010年煤炭消费32.5亿吨，其中用于火力发电17.3亿吨。至2010年底，全国电力总装机容量9.62亿千瓦，发电量4.14万亿度，平均供电煤耗335克/千瓦时（平均净效率36.7%）。其中火电机组占总容量的73.4%，发电量占80.5%。因此，火电作为最大的煤炭消费行业，更应担当起节能减排的重任。

事实上，较长时期来，我国的火电行业的煤耗一直在持续下降，这主要得益于结构性改善，特别是近年来，这方面的力度还在加大。2005年以来，新建的机组，已从原300MW～600MW的亚临界机组转向大量采用高效600～1000MW超（超）临界机组。而对于原有机组，则大力推进上大压小政策，近年来每年关停约1000万千瓦中小型高耗能机组，代之以大型高效机组，从而取得了显著的节能减排成效。

但是，目前我国的单位GDP能耗还远高于先进国家，要完成2020年碳排放强度的减排目标，任务非常艰巨。就电力行业来看，还需进一步加大节能减排的力度。因此，在持续推动结构性改善的同时，如何通过技术进步和创新，提高整个火电行业的能效水平，则是一条重要的低碳之路。

一、低碳途径一：采用更高等级蒸汽参数（700℃）

发展于上世纪90年代的600℃等级蒸汽参数超超临界机组，是现今前沿火电技术中最为成熟的高效煤电技术，目前已得到了普遍应用。采用常规系统配置及设计的600℃等级超超临界、一次再热，20℃冷却水温，机组的理论净效率已达43.5%水平。而上世纪末，欧盟、美国、日本等发达国家，又提出了发展下一代以镍基超级合金为材料基础的700℃等级更高效的超超临界发电技术的计划。由于对其冷却水温、再热次数等技术条件及效率口径的不同（是否含厂用电及脱硫、脱硝等），许多文献给出的效率目标相差很大。事实上，对于采用常规系统配置及设计的一次再热，冷却水温20℃，含脱硫、脱硝系统，35 MPa/ 700℃/720℃高效超临界机组，理论净效率可比600℃等级机组提高3.2%（相对提升7.4%），达46.7%。而若采用两次再热、低温海水冷却等技术，净效率还会更高。

不过，目前700℃高效超临界计划的技术储备不足，尚存在材料技术和造价瓶颈等。原计划2011年启动的世界首个700℃高效超临界示范工程，德国Wilhemshafen电厂一次再热500 MW机组项目已决定推迟3年，按此推算，在2020年以前，将难以见到商业化的700℃高效超临界机组投产。因此，对于我国2020年的节能减排目标来说，这一技术还远水救不了近火。

二、低碳途径二：采用IGCC技术

整体煤气化联合循环发电系统，即IGCC技术，理论上具有高效和环保、低碳的综合优势，也是当前煤电发展的一个前沿技术。目前，这一技术尚在进化过程中。美国、欧洲以及日本和中国，已有多个示范性机组投入运行或在建设中。日本三菱重工于2007年9月建成并投产了据称目前世界IGCC示范机组（勿来电厂）中效率最高的250 MW机组。该机组的性能试验净效率42.9%，实际运行（满负荷）效率42%，目前已完成2 000小时连续运行，5 000小时长期运行。

从这些已投产的示范机组的试运行情况来看，其效率水平与超超临界机组相比，还有着一定的差距。而其较低的可调性、可靠性以及极其昂贵的造价水平等，尚远不具备商业化推广的条件。

三、低碳途径三：基于现有技术条件，发展更高效煤电

（一）充分挖掘设备及系统设计等的节能潜力

研究及实践均已表明，现有的技术体系中，设备、设计、调试、运行及控制方式等，仍存在着很大的节能空间。通过优化、改进及局部创新，充分挖掘其中的节能潜力，是一条投资省、风险低、见效快的有效途径。

上海外高桥第三电厂（简称“外三”）的两台1 000 MW超超临界机组工程（2005年～2008年），在这方面进行了成功的探索，通过建设期及投产后的全面、持续的优化和创新，目前的理论净效率已提升至46%以上。2009年，在年平均负荷率仅75%的情况下，含脱硫及一台机组含脱硝，实际运行净效率达43.54%（平均供电煤耗282.16克/千瓦时），远优于原设计及同期同类项目，创世界最好水平；随着技术创新的不断推进，2010年，在同等负荷率下，机组实际运行净效率进一步提升至44%（平均供电煤耗279.39克/千瓦时）；而基于进一步的技术创新，2011年的实际运行净效率有望冲击44.5%。

“外三”所研发的这些节能技术，原则上都可应用于新建机组。而其中相当部分属于通用技术，性价比很高，综合节能率在3%以上。这些技术完全可推广于现有机组的节能改造。

（二）“一种新型的（高低位布置）汽轮发电机”设计技术

这一专利技术的核心是采用双轴汽轮发电机方案，所不同于传统的，是将其中的高（中）压缸轴系布置于锅炉上靠近过热器和再热器的出口联箱处。而另外的（中）低压缸轴系则仍按常规布置。

这一技术的独特优势在于取消了大部分高价值的高温高压蒸汽管道，从而也相应消除了这部分管道产生的压力和散热损失。显而易见，该技术尤适合于二次再热机组，它能使二次再热机组的效率优势得到充分发挥，同时也能避免增加第二次再热蒸汽管道所带来的负面影响。

根据目前已完成的技术论证表明，高（中）压缸轴系的高位布置完全可行。而应用本技术，根据SIMENS所做的热平衡计算表明，若采用600℃等级蒸汽参数及二次再热方案，其汽轮发电机的热耗水平比目前一次再热常规布置方案可再相对下降5%，非常可观。此外，由于采用了双轴方案，其单机容量的瓶颈也被打开，按目前的技术水平，单机容量可达1 500 MW。

由于本设计方案省去了大部分高价值的大直径高温高压管道、相应的支吊架及保温材料和施工费用等，与增加的锅炉二次再热器及汽轮机第二中压缸的费用、高位平台等的费用基本相当，故本设计的机组单位造价并不因此明显增加。

另外，对于今后发展700℃高效超临界机组需要采用价格极其昂贵的蒸汽管道，本技术将具有无可比拟的价格优势。

2011年初，该项目的技术论证报告通过了中国电力工程顾问集团公司（原国家电力规划总院）组织的专家的评审，认为该项目可达到世界领先水平，技术方案先进可行。

（三）融合上述两种技术

上述两种技术各自独立且互不矛盾，故若综合采用上述两种技术，其含脱硫、脱硝的理论净效率将超过48.5%，发电效率（热效率）将达50%以上。毫无疑问，这将是一个划时代的水平。而其单位造价，仍与目前一次再热超超临界机组的造价水平基本相当。

对于今后的新建机组，本方案应是最佳选项。尤需指出的是，该方案与目前大量的300 MW～600 MW的亚临界机组相比，其效率的提升超过25%。因此，该技术打开了这些机组的就地拆建改造的商业化途径。如可利用原4×300 MW或2×600 MW的亚临界机组原有的各种条件，仅将机组的本体部分就地改建成2×770 MW～800 MW的新型汽轮发电机组，其新增的容量即相当于零能耗、零排放发电，其商业价值及减排意义均极为可观。

四、“外三”超超临界机组的主要节能创新及成效

（一）锅炉及相关系统的效率提升

1.空预器全向柔性密封技术

空预器是锅炉的枢纽设备。大型锅炉普遍采用的回转式空预器，其漏风率的大小，不但直接关系着锅炉烟气预热的回收效率，也严重影响了锅炉主要风机（送风、引风、一次风及脱硫增压风机）的用电率。

我们开发的磨损率可控的接触式全向柔性密封技术，大幅度降低了空预器的漏风率，在显著提高其换热效率、提高锅炉效率的同时，亦能大幅度地降低厂用电率。目前，“外三”机组额定工况下，含脱硫、脱硝的综合厂用电率已在3.5%以内，加上锅炉效率的提高，可综合降低机组煤耗约3克/度。

2.零能耗脱硫技术

目前的石灰石-石膏湿法脱硫，需耗用约1%以上的厂用电，此类系统实际为“耗能减排”。我们开发的“零能耗脱硫技术”，实现了真正意义上的节能减排，该技术主要涵盖了以下两个方面：

一是通过改进工艺和运行方式，使整个脱硫系统在额定工况下的耗电率降至0.75%以内。

二是研发并加装了烟气热能回收装置。该装置安装于脱硫塔前，在回收锅炉排烟余热的同时，还附加回收了引风机及增压风机在对烟气作功时由烟气吸收的热能，并将这部分热量送回热力系统替代汽轮机抽汽加热凝结水，以提高机组效率。这一技术的关键是防止热能回收装置的烟侧低温腐蚀及积灰堵塞。该系统自2009年6月中旬投用至今，从未出现上述问题。根据性能试验结果，该系统能降低机组煤耗2.71克/度，脱硫吸收塔的水耗下降45吨/小时以上。

3.节能启动系列技术

大型超（超）临界机组的启动，需要消耗大量的水、电、油、煤、蒸汽等资源，启动时间长，安全风险大。为此，我们对传统的机组启动方式进行了全面的颠覆和创新，研究并设计出了一整套全新的节能型快速启动系列技术。包括：不启动给水泵、静压状态下的锅炉上水及不点火的热态水冲洗技术；直流锅炉蒸汽加热启动和稳燃技术；取消炉水循环泵的低给水流量疏水启动技术；汽动给水泵组低速启动及全程调速运行技术等。这些技术彻底颠覆了直流锅炉传统的启动方式，显著地提高了机组的启动安全性；大大简化了启动阶段的操作，显著改善了低负荷阶段锅内的水动力稳定性及炉内的稳燃性能；彻底杜绝了锅炉点火启动初期水冷壁尚未进入饱和态前的过热器、再热器承受的“干烧”现象及在而后有蒸汽开始进入后的过热器、再热器内壁“骤冷”收缩而导致的氧化皮脱落现象；极大地减缓了氧化皮的剥落、堵管及SPE问题；大大减少了点火和助燃用油、用煤、用汽及用电等各项能耗，显著缩短了启动时间。机组冷态启动，从点火至并网，仅需108分钟，缩短了2/3以上。耗油＜20吨，耗电＜8万度，包括加热蒸汽在内的综合能耗＜200吨标准煤，综合启动费用仅相当于传统方式的1/6。

（二）汽轮机及相关系统的效率提升

1.设计参数及运行调节方式的优化

根据SIEMENS的超（超）临界汽轮机的设计特点，对设计参数及运行控制方式等进行了一系列优化，提高了实际运行效率。

一是适当提高主蒸汽设计压力，从而确保在全负荷及包括夏季工况在内的各种条件下均能实现滑压运行，避免因负荷原因开启补汽阀，减少节流损失。

二是采用节能型抽汽调频技术。该方法的着眼点是改变汽轮机的调频原理，通过调节凝结水流量，间接地同步改变各级低压回热抽气量，再辅之以特殊情况下高加抽气量调节的配合，从而达到汽轮机暂态功率调节的目的（而后由锅炉燃烧调节系统跟进）。用此方法，可使主调门经常性全开，补汽阀全关，消除汽轮机进汽节流损失。

三是汽轮机背压优化。除采用双背压外，根据对电厂附近长江年平均水温的统计，设计背压从4.19/5.26 kPa下降为3.86 kPa/4.88 kPa。

此外，给水泵汽轮机单独设置凝汽器，排汽不再进入主机凝汽器，既降低了传热强度，亦减少了凝汽器汽侧的流动压降，相应又可降低背压和端差，进一步提高了经济性。

上述的优化措施，约可降低机组运行煤耗2.04克/度。

2.蒸汽及给水管道系统设计优化

绝大部分90°转弯处均采用大曲率半径（≥3D）的弯管，并适当增大冷再热管道的管径，其作用是：

（1）降低了四大管道的总造价20%；

（2）有效地减少了管系的压降。再热系统（包括锅炉再热器）压降由10%降为6.7%，汽轮机的热耗相应下降18kJ/kWh；而给水及主蒸汽管道压降的下降，也使给水泵功耗相应下降；

（3）大曲率半径的弯管在运行时产生的振动能量明显下降，提高了管系运行的安全性。

3.给水泵配置优化

不同于传统的2×50%汽动给水泵＋1×40%电动给水泵配置，在国内首次采用100%汽动给水泵，自配独立凝汽器，可单独启动，取消电动给水泵。其启动汽源取自相临机组的冷再热蒸汽。

选用效率高达86.7%的给水泵专用小汽轮机。该机的三调门配置，既兼顾了在BMCR时加旁路喷水的FCB极端运行工况，又能确保额定运行工况时的最佳效率。该汽动给水泵的应用，减少了小汽轮机的驱动用汽，从而能降低主汽轮机的热耗约20 kJ/kWh。

采用单汽泵配置后，机组启动阶段给水泵所耗能源为临近汽轮机已作过功的高压缸排汽而非高价值的电力。而一旦锅炉产汽后，给水泵汽轮机的汽源即可适时切回本机（冷再热蒸汽），相当于回收利用了部分原本通过低压旁路排向凝汽器的蒸汽。这就大大降低了机组启动阶段的能耗。

4.广义回热技术

不同于抽汽加热给水的传统回热技术，该技术进一步拓宽回热抽汽的应用领域，充分利用汽轮机抽汽与锅炉空预器配合，加热锅炉的进风，在提高锅炉燃烧效率的同时降低汽轮机的排汽损失。

该技术没有传统暖风器导致机组煤耗增加的缺点，在提高空预器运行安全性的同时，亦提高了机组的运行效率。该技术的全面应用，可降低机组运行煤耗2克/度以上，折合年节标煤2.2万吨。

5.弹性回热技术

该技术能使脱硝（SCR）系统不再需要在低负荷下退出运行，显著提升机组的环保水平；与此同时，还能使机组的低负荷运行效率有所提高，在50%的负荷下，能相对下降约2克/度；此外，还能进一步改善机组的调频响应特性等。

6.固体颗粒侵蚀（SPE）综合治理系列技术

管道的蒸汽侧氧化及由此引起的汽轮机叶片及旁路阀密封面固体颗粒侵蚀（SPE）是超（超）临界机组特有的严重问题。德国首台百万级超超临界汽轮机，在投产一年后，因SPE问题，仅高压缸内效率就下降了3.6%。

我们针对此问题产生的机理进行了全面和深入的研究，研发了一整套所谓的“中医全身疗法”的蒸汽氧化和固体颗粒侵蚀综合治理的系列技术，它涵盖了系统设计、设备选型、施工及调试、控制和启动以及运行方式等方面的一系列的改进和创新，这些措施全面应用后取得了惊人成效，彻底根治了这一困扰了世界超临界技术领域几十年的顽症。

“外三”的机组在运行了30个月后，锅炉割管检查，过热器、再热器管内壁光滑如初；而汽轮机入内检查，发现叶片依然光亮如新。同时，汽轮机性能试验的比对表明，从机组的第一次启动至今，汽轮机的内效率丝毫未变。