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0 引言（yán）

我（wǒ）國火電行業為中國近30年的改革開（kāi）放和經濟發（fā）展作出了重大貢獻（xiàn），並且今後很長一段（duàn）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%，這一指標相當於把目前400億噸的年平均排放減少到2050年 的80億噸到200億噸。

因此（cǐ）CO2排放（fàng）成為製約我國燃煤火電機組發展好（hǎo）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並采取其它節水措施，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（yòng）煤（méi）質為褐煤，褐煤煤質較差，這就意味著發電（diàn）煤耗和供電煤耗都將大幅度增加,煤耗增加就意（yì）味（wèi）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（fā）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（shǎo）排放CO2 。因此，超超臨（lín）界煤（méi）粉（fěn）爐火電廠成為當前中國和世界新建火電廠的主要（yào）方向，同時超超臨（lín）界設計技術集成化（huà）研究也成為電力（lì）設計部門當前好主要（yào）的任務。

1 國內火電機組與國外先進機（jī）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（róng）量

截止到2009年底，我國電（diàn）廠（chǎng）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（róng）量的74.6%。

1.1.2 煤耗

2009年全（quán）國（guó）運行火（huǒ）電機組的平均（jun1）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，但由於電網中新增機組單機容量逐步加大，原有小機（jī）組逐步關（guān）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（bǐ）較

盡管（guǎn）我國燃煤機組的平均（jun1）供電煤耗率（lǜ）在不斷降低，但平均供電煤耗率仍高於世界發達國家的水平。以下是我國與幾個發達國家的供（gòng）電煤耗率和廠用電率對比情況。

我國火電機組平均供（gòng）電煤耗與發達國（guó）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（lín）界（jiè）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（zǔ）的50%以（yǐ）上。

（2）我國北方缺水（shuǐ）地區新上燃褐煤空冷機組大多采用亞（yà）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（méi）機組的供電煤耗率比較

國外近10年投運的部分（fèn）超超臨界機組主要（yào）參數（shù）及發電煤耗指標和廠用（yòng）電率見（jiàn）表1。

近幾年來（lái），我國新裝火電機組的參數和（hé）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（lín）界和超超臨界機組；單機容量由300MW和600MW升級為（wéi）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（cān）數，並且都已積累了一定的商業運（yùn）行經驗。超（超）臨界火電（diàn）機組在我（wǒ）國火電結構中已經有相當大的比例（lì），國（guó）內通過600℃超超（chāo）臨界機組的技術開發（fā）及工程實踐，已投運21台600℃百（bǎi）萬機組，在建和規劃的超超臨界（jiè）機組超（chāo）過其他國家總和，機組製造（zào）、安裝和運行水（shuǐ）平大幅度提高，建立了完成的設計體係，擁有了相（xiàng）應的（de）先（xiān）進製造裝備和工藝技術，建（jiàn）立一支完整（zhěng）的人才隊伍。已經投運的部分超超臨界機組發電煤（méi）耗指標和廠用電率見表2。

表2 國（guó）內近幾年投運的部分超超臨界機組主要參數及（jí）技術經濟指標

注（zhù）：表中廠（chǎng）用電率包括脫硫部分。

與（yǔ）發達國家（jiā）相比（bǐ），我國新上燃煙煤超超臨界火電機組已經與國際先進水平（píng）接近，有些超超臨（lín）界機組（如：外高（gāo）橋三期）已經達到國際先進（jìn）煤耗水（shuǐ）平（píng），但在設計理念上與德國、日（rì）本等發達（dá）國家仍有一（yī）些差距（jù），比如：德國（guó）從20世紀末開始實施燃褐煤的BOA超超臨（lín）界機組（zǔ）計劃，完成火電設計技術（shù）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（wǒ）國目（mù）前僅有2台燃（rán）褐煤超臨界機組準備投入運行（華（huá）能九台電廠2´660MW機組），其餘全部（bù）為燃褐煤亞（yà）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（lín）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（jī）組好多的國（guó）家。在缺乏資（zī）源、環保要求十分的條件下，形成了本國超超臨界機組設（shè）計技術集成化的（de）特點。

----提高（gāo）超超臨界機（jī）組（zǔ）參數

2009年日本（běn）投運的新磯子電廠2號機組主要（yào）特點與2004年投運的新磯子電廠1號機組相（xiàng）比,2009年7月日本投運的新磯子電廠2號機組部（bù）分蒸汽參數又有（yǒu）變化,從25MPa/600°C/610℃變成25MPa/600℃/620℃，第1次在日本采用塔式鍋爐，並達到世界高水平的高效。

——采用新型（xíng）節能型高效煙氣處理係統

日本橘（jú）灣等電廠采用低低溫電除（chú）塵器技術，由於煙（yān）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（wéi）三電場，並采用先進的控製（zhì）係統，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（liú）工藝（帶GGH）相（xiàng）比，在除塵效率提高的情況（kuàng）下,爐後綜合廠用電率降低0.286%。

2.2 德國超超臨（lín）界機組設計技術集成化（huà）的發展

德國目前投（tóu）運的6000C超超臨界機組不多，但它（tā）是目前世界上（shàng）開（kāi）展超超臨界機（jī）組設計技術集成化（huà）好成熟的（de）國家。

德國的“BOA計劃”簡（jiǎn）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（méi）的超超臨界機組設計技術集成技術。包括：采用超超臨界（jiè）參數、冷端優化、褐煤幹燥、鍋爐係統優化、汽輪機係統優化、熱力係統優化、環保島工藝係統優化（huà）、區域供熱等設計技術的工程集成應用（我國（guó）的“外三”工程借鑒了其中除褐煤幹燥技術外的所有（yǒu）理念，並用投資造價較高的塔（tǎ）式（shì）爐實現了首（shǒu）台超超臨（lín）界燃煙煤機組應用（yòng））。

“BOA計劃”發展路（lù）線分成3個步驟（zhòu）實施：

“BOA計劃”的1/3項目：燃褐煤超超臨界機組示範電站1´1027MW機組Nicderausem電廠，580℃/600℃，商業行動時間為2004年1月，該（gāi）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（méi）耗292g/kwh。

“BOA計劃”的2/3項目：燃褐煤（méi）超超（chāo）臨界機組（zǔ），單機容量2´1100MW，6000C/6050C/29.5MPa。可適應預期燃用的（de）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，並且是大型以大（dà）代小（xiǎo）工程（2´300MW機組+2´600MW機組），該項目（mù）2010年投產。

“BOA計劃”的3/3項目：為700ºC蒸汽參數的大機組示範應用。

2.3 我國超超臨界機組設（shè）計技術集成（chéng）化的發展（zhǎn）

我國的外三是世（shì）界上應用於燃煙煤超超臨界（jiè）火電機組設計技術集成化好成功的範例。

外三采用（yòng）了（le）包括：采用超超臨界參數、冷端優化、鍋爐係統優化、汽輪機係統（tǒng）優化、熱力係（xì）統優化、餘熱回收等（děng）集成技術，使平均供電煤耗達到282.16g/kwh(2009年全（quán）年統計數據）。

3 我國超超臨界機（jī）組設計技術（shù）集成化發展可采用的技術

超超臨界機組設計技（jì）術集成化主要步驟：

（1）提（tí）高發電效率；

（2）降低廠用（yòng）電率。

3.1提高發（fā）電效率主要（yào）措施（shī）

3.1.1采用（yòng）超超臨界機組

典型超臨界循環的（de）參數為:24.1MPa/566°C/566°C，提高（gāo）到（dào）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幹燥技術

利用蒸汽幹燥可以使得設（shè）備體積減小，熱效率（lǜ）提（tí）高（gāo），且安（ān）全可靠。因此,國外近幾年對高水分（fèn）褐煤的幹（gàn）燥（zào）的研究（jiū）大都是（shì）采用蒸汽幹燥。根據國際上的發展趨勢,針對褐煤的先進幹燥技術（shù）主要圍繞以下幾方麵進行研（yán）究和應用: 水分蒸發廢熱可以循環利用；幹燥強度大,以利於大型化；通過（guò）與電廠熱力循環集成（chéng）,提高電廠整體效率。與未采用褐煤預幹燥機組相（xiàng）比（bǐ），可降低發電煤耗6g/kwh以上。

3.1.3 降低汽輪機背壓

對（duì）於600MW級超超臨界汽輪（lún）機來說（shuō），汽輪機背壓（yā）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（shì）的汽輪機排氣（qì）麵（miàn）積

600MW級機組汽輪機可以有三缸（gāng）四排汽型式（shì）和兩缸（gāng）兩排汽型式兩種結構（gòu）。在相同的背壓條件下，由於（yú）三缸四排汽型式汽輪機比兩缸兩排汽型式汽輪機排氣麵積大23%，機組標煤耗值降低（dī）約0.75g/kWh。

3.1.5 燃煙（yān）煤機組磨煤機采用動態（tài）分離器

磨煤機采用（yòng）動態分離器可提高鍋爐效（xiào）率約0.3%。

3.1.6 采用煙氣餘熱回收技術或低低（dī）溫高效煙（yān）氣處理係（xì）統

采用煙（yān）氣餘熱回收技術或低低溫高效煙氣處理係統可降低煤耗1g/kWh以（yǐ）上。

表3采用高效措施後機組標煤耗降（jiàng）低情況表

3.2 降低機組額定負荷下廠用電率（lǜ）措施

3.2.1 電動給水泵采用調速行星（xīng）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%，在低負荷較寬調節範圍上，效率相比（bǐ）齒輪（lún）式液力偶合器平均高（gāo）出約10%，節能效果明顯，降低全廠廠用電率約0.08%。

3.2.2製粉係統合理選擇磨煤機

針對不同煤質，可選用不同型式的中速磨煤機達到節能（néng）的目的。

針對燃褐煤機組，可選（xuǎn）擇磨煤電耗較低的中（zhōng）速磨煤機。與采用其它傳統中速磨煤機相比，其製粉係統（tǒng）全廠廠用電率降低約0.05%~0.11%。

對於部分燃煙煤機組，也可選擇阻力較小的中速磨煤機，使磨煤（méi）機本體阻力（lì）降低，從而降低一次風（fēng）機阻力，與采用其它型（xíng）式中（zhōng）速磨煤（méi）機製粉係統相比，其製粉係統全（quán）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後，粉塵濃（nóng）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（zài）機組負荷越低時，相對靜葉可調（diào）軸流風機效（xiào）率越高。

選擇動（dòng）葉可（kě）調軸流風機做引風機和增壓風機後，可降低全廠廠用電率0.07%~0.09%。

3.2.4 電氣係統綜合優（yōu）化

——合理選擇變壓器

——選用高（gāo）效率電動機

——優化廠用電接線配置

在電氣係統綜合（hé）優化後，可降（jiàng）低全廠廠用電率0.16%。

4 我國超超臨（lín）界機組（zǔ）設計技術集成化發展麵臨的主要（yào）問題

4.1 煤質變化問（wèn）題

我國從南到北、從東到西（xī），火電機組燃用煤質條件（jiàn）完（wán）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（kǎo）慮餘（yú）熱回收時，即可以考慮低低溫靜（jìng）電除塵器方案、又可以考慮除塵器後低溫省煤器方案。關（guān）鍵要看電廠（chǎng）燃用的設計煤質和校核煤質中灰分和硫分，進行分（fèn）析比較。

4.2 褐煤幹燥（zào）技（jì）術及（jí）整體化設計技術方麵存在的問題

褐煤幹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幹燥後,由於蒸發的水分中含有大量的（de）空氣，因此水分的潛（qián）熱不（bú）可能得（dé）到利用。因此傳統的幹燥技（jì）術不能適應高水分（fèn）褐煤的幹燥。此外由於褐煤揮發分含量高，著火溫度低（dī），因此容易（yì）產生過熱現象，發（fā）生自燃或爆炸。如：為防止爆炸,采用較低的煙氣溫度,幹燥（zào）強度低、速（sù）度慢，不適合工業（yè）生產要求。

所以（yǐ）針對高（gāo）水分的褐煤幹燥，必須采取（qǔ）其它的幹燥介質和（hé）設備來（lái）進行。目前國外已開發（fā）了多項褐煤幹燥技術（shù），如：蒸汽滾筒（tǒng）管式（shì）幹燥技術（shù）、流化床蒸汽幹燥技術、蒸汽空氣聯合幹燥技術、床（chuáng）混式幹燥(BMD)技術 、熱機（jī）械脫水(MTE) 技術等（děng）,其中蒸汽滾筒管式幹燥技術、流（liú）化床（chuáng）蒸（zhēng）汽幹燥技術（shù）已經應用（yòng）於國外大型燃褐煤發電機組（黑泵電廠和Niederaussem電廠）。國內目（mù）前雖（suī）然已經（jīng）開發出滾筒煙氣褐煤幹燥工藝（目前（qián）主要應用業績在在（zài）煤炭（tàn）係統（tǒng）各（gè）個礦業集團用於幹（gàn）燥煤中部分水分（fèn），達到煤提質的目的）、振動混流煙（yān）氣幹燥褐煤工藝（yì）、褐煤蒸汽管回轉（zhuǎn）幹燥工藝。

電廠褐煤預幹燥技術是（shì）煤炭係統設（shè）計與電力工藝係統的結合，對於各自獨立的技術都是（shì）成熟的，但在整（zhěng）體（tǐ）化設計方（fāng）麵存在著欠缺。表現在三個方麵，一是係統（tǒng）的整合，二是與鍋爐（lú）燃燒係（xì）統的整（zhěng）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（chéng）化的投（tóu）資（zī）及運行經濟性問（wèn）題

（1）大部分集成技術措施的應用會造成（chéng）工程造價的增加，但是，按照目前（qián）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（chéng）技術的應用不會增加工程造價或增加的較少，但由於運行費用的降低，使得上網電價有所下（xià）降。隨（suí）著我國燃料和用水價格以（yǐ）及汙染物排放征費的上（shàng）漲，電廠獲得的經濟效益（yì）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（wéi）主、特別是以超超臨界為主的電力裝機發展不會改變（biàn），按照目前的電（diàn）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（yì）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（jiā）節能減排目標。

未來燃煤火電機組設計技術發（fā）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（wán）成包（bāo）括目前的6000C參（cān）數超超臨界機組、以及2020年前（qián）可能出現的6500C或7000C參數（shù）超超臨界機組工程設（shè）計。

第二（èr）個層（céng）次（cì）：在獨立火電機組上采用一切可以使用的新（xīn）型火電技術（shù）集成，提高機組效率（包括（kuò）采用超超臨（lín）界參數、褐煤幹燥、冷端優化、鍋爐係統優化、汽輪機係統優化、熱力係（xì）統優化、環保島工藝係統優化、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麵臨的挑戰，我們應及早準備，在設計上實現（xiàn）跨專業發展、跨行業發展，從而實現技術的自主化（huà）發展。

5.2 建議（yì）

通過對（duì）國內、外超超臨界機組設計技術集成化發展（zhǎn）現狀及未來發展趨勢的分析，建（jiàn）議（yì）我國（guó）超超臨界機組設計技術集成化發展（zhǎn）路線如下。

我（wǒ）國超超臨界火電機組設（shè）計技術集（jí）成化發展建議

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