如何發(fā)展中國高效清潔煤電

華北電力大學(xué)電力講座如何發(fā)展中國的高效清潔煤電？2016年11月26日中國電力工業(yè)，特別是燃煤火電的發(fā)展、現(xiàn)狀和面臨的挑戰(zhàn)中國電力裝機總?cè)萘康脑鲩L歷程中國電力總裝機容量世界排名變化：1949年第21位；1978年第8位；1996年第2位；2011年第1位。2015>1500GW

中國燃煤火電國產(chǎn)單機容量增長歷程6MW50MW125MW300MW600MWMW

2005

年19551960196519701975198019851990199520001000MW1955196019651970197519801985199019952000中溫中壓450℃/3.82MPa高壓540℃/9.8MPa超高壓再熱

540℃/13.7MPa亞臨界再熱

540℃/16.7MPa超臨界540℃/23.7MPa蒸汽參數(shù)亞臨界再熱

555℃/17.5MPa年

中國燃煤火電機組蒸汽參數(shù)的發(fā)展歷程2005超超臨界600oC/605℃/28MPa2004年中國第一臺國產(chǎn)化超臨界機組2006年第一臺超超臨界機組1957年美國的世界上第一臺二次再熱超超臨界機組，機組容量120MW，蒸汽參31MPa/621/565/538℃1970年日本第一臺國產(chǎn)化超臨界機組中國電力的發(fā)展-現(xiàn)狀和預(yù)測2015和2020年中國電力電力裝機容量的現(xiàn)狀和預(yù)測2015年電力裝機構(gòu)成（GWe）

2020年電力結(jié)構(gòu)預(yù)測(總裝機燃料預(yù)測為1998GWe)年單位總?cè)萘棵弘姎怆娝婏L(fēng)電太陽能核電2015GWe1510944.7378.01328.46116.4945.3832.40%10060.85.021.27.52.92.12020GWe199811009042020010058%10055.14.521.010.05.02.9中國近10年來電力裝機容量的快速發(fā)展

2020年，我國電力總裝機容量預(yù)計達到1998GWe,其中煤電1100GWe，

占比55.1%。

2030年，我國電力總裝機容量預(yù)計達到3000GWe，其中煤電1350GWe，占比45%。年2020總裝機容量1998GWe2030總裝機容量3000GWe電源煤電水電風(fēng)電氣電太陽能核電煤電水電風(fēng)電氣電太陽能核電占比%55.121104.552.94515147137中國電力發(fā)展預(yù)測Source:EPPEI,20162014年，我國人均用電量為4060kWh，不到世界發(fā)達國家人均用電量的一半，人均生活用電量509kWh，更不到世界發(fā)達國家人均生活用電量的四分之一，相比差距非常大。2030年，預(yù)計我國人均用電量可達到7000kWh，人均生活用電量1400kWh，屆時，與目前發(fā)達國家的水平還有差距。中國電力進一步發(fā)展仍然有較大空間國家中國美國歐盟印度煤電裝機容量比例60.8%39%29%72%發(fā)電量比例67%29%17%57%利用小時數(shù)4329497849476072風(fēng)電裝機容量比例8.5%3.36.3%2.4%發(fā)電量比例3.3%5.216.7%7.5%利用小時數(shù)1728240619431555太陽能裝機容量比例2.8%0.2%2.1%0.2%發(fā)電量比例0.7%0.7%6.3%0.4%利用小時數(shù)90011259711055

來源：中國為《2015年中電聯(lián)統(tǒng)計快報》數(shù)據(jù)；其它國家來源為2014年IEA《世界能源統(tǒng)計年鑒》的2012年數(shù)據(jù)。中國與世界主要國家煤電和新能源發(fā)電利用水平對比當(dāng)前中國煤電的幾個突出的特點中國煤電無論容量、參數(shù)、效率、煤耗均達到世界領(lǐng)先的水平，成為世界上具有超超臨界機組的數(shù)量最多，蒸汽參數(shù)最高和供電煤耗最低的國家；現(xiàn)在，中國的電力總裝機容量超過了15億千瓦，已大大超過美國的12億千瓦。而中國的燃煤火電裝機容量已經(jīng)接近10億千瓦，但年均煤電發(fā)電小時數(shù)則下降到1978年以來火電利用小時數(shù)最低的一年，出現(xiàn)了嚴重的產(chǎn)能過?，F(xiàn)象，這表明我國煤電發(fā)展已經(jīng)進入深度調(diào)整期，亟需升級改造；面對嚴重的產(chǎn)能過剩，在13五期間，要取消、緩核、緩建一批煤電項目，新的煤電機組建設(shè)步伐將會大大放緩，同時將會有超過20GWe落后的煤電產(chǎn)能被淘汰；在全國嚴重霧霾和氣候變化二氧化碳減排的巨大壓力下，煤電超低排放和節(jié)能改造成為當(dāng)前煤電重中之重的任務(wù)，中國正在形成一個空前的現(xiàn)役煤電機組節(jié)能減排技術(shù)改造的高潮。“上大壓小”的煤電發(fā)展政策“上大壓小”政策的效果

至今，在“上大壓小”政策推動下，從2005年開始，已經(jīng)有大約100GWe的小容量低效率的機組被關(guān)停，，而與此同時，此后的新機組除熱電聯(lián)產(chǎn)機組外，絕大多數(shù)新機組為600-1000MWe的超臨界和超超臨界機組，至今約

300GWe大容量高效率的機組投入了運行；由于“上大壓小”政策的推動，全國平均供電煤耗從2005年的370gce/kwh降低至2015年的

315gce/kwh，10年來全國平均供電煤耗下降了

55gce/kwh，平均每年下降5.5gce/kwh。年火電裝機總?cè)萘浚∕We)全國平均供電煤耗(gce/kWh)2005384,1303702006484,0503672007554,4203562008601,3203452009652,0503402010706,6303332011765,4603302012819,1703262013862,3803212014915.69031820151022.74315上大壓小，煤電裝機結(jié)構(gòu)優(yōu)化20052006200720082009201020112012201320152016100%80%60%40%20%0%2005-2014年煤電裝機結(jié)構(gòu)逐年變化趨勢在煤電結(jié)構(gòu)方面，通過實施上大壓小，不斷淘汰落后產(chǎn)能，裝機結(jié)構(gòu)得到顯著優(yōu)化；

60萬千瓦以上機組的比重持續(xù)增加，2014年已達到43%左右，機組臺數(shù)總計561臺，其中百萬機組達到100臺。預(yù)計2020年大機組比重將達到48%左右。由于“上大壓小”政策，現(xiàn)在中國已經(jīng)成為世界上擁

有超臨界和超超臨界機組無論容量或數(shù)量最多的國家現(xiàn)在，高效率的超臨界和超超臨界機組已經(jīng)成為中國煤電的主力機組，新安裝的煤電機組的絕大部分為超臨界和超超臨界機組。據(jù)中國機械工業(yè)聯(lián)合會發(fā)電設(shè)備中心統(tǒng)計，至2015年底，中國已經(jīng)生產(chǎn)的超臨界和超超臨界機組的總?cè)萘恳呀?jīng)超過3.5億千瓦：(1)600MWe等級的超臨界和超超

臨界機組408套,總?cè)萘砍^2億5000萬千瓦；

(3)1000MWe等級的超超臨界機組104套，總?cè)萘砍^1億400萬千

瓦。

累計訂貨的超臨界機組容量(MWe)

歐盟、日本和中國國產(chǎn)化超（超）臨界機組容量增長的比較訂貨年歐盟日本中國中國在2004年以前沒有國產(chǎn)化超臨界機組，共從國外進口了22臺超臨界機組，總?cè)萘繛?2,680MWe。從2004年開始，中國引進國外技術(shù)使得國產(chǎn)化的超臨界和超超臨界機組得到迅猛的發(fā)展,在數(shù)量和容量上均為世界第一。超超臨界的燃煤火電時代已經(jīng)到來至今，中國已經(jīng)投產(chǎn)的1000MWe超超臨界機組已超過100臺，中國成為世界上超超臨界煤粉爐機組容量最大和臺數(shù)最多的國家中國日本意大利德國韓國波蘭馬來西亞捷克荷蘭中國臺灣美國斯洛文利亞超超臨界機組的數(shù)量年20052006200720082009201020112012201320142015201620171000MWe

超超臨界臺數(shù)044871723101618161310660

MWe

超超臨界臺數(shù)00644911414111497各年超超臨界機組容量MWe0400079601064096402294030260126401684025260252401894014620Source:McCoyPowerReports為進一步降低能耗和減少污染物排放，改善環(huán)境，我國常規(guī)火電技術(shù)飛速向更高參數(shù)的超超臨界的技術(shù)方向發(fā)展截至2016年第一季度，已投入運行的600℃等級1000MWe超超臨界機組達100臺我國1000MWe超超臨界機組的分布超超臨界是燃煤火電的發(fā)展方向更高參數(shù)的超超臨界二次再熱機組示范成功2015年6月27日和8月24日，華能安源電廠660MW二次再熱超超臨界燃煤發(fā)電機組投產(chǎn)。該電廠設(shè)計參數(shù)為：31MPa/600℃/620℃/620℃，供電煤耗273g/kWh。該機組鍋爐在試運行期間負荷率達到103%，主汽壓32.4MPa，一次再熱和二次再熱汽溫均達到623℃。2015年9月25日，世界上首臺二次再熱百萬千瓦超超臨界燃煤發(fā)電機組——國電泰州電廠3號機組正式投入運營；設(shè)計參數(shù)為：31MPa/600℃/610℃/610℃。機組設(shè)計發(fā)電效率47.82%，設(shè)計發(fā)電煤耗256.82g/kWh，設(shè)計煙塵、二氧化碳和氮氧化物排放濃度分別為4.58mg/Nm3、20mg/Nm3、36mg/Nm3。非常嚴格的火電廠污染物排放標(biāo)準(zhǔn)中國有史以來最嚴格的火電排放標(biāo)準(zhǔn)污染物

2004年的老排放標(biāo)準(zhǔn)2012年的新排放標(biāo)準(zhǔn)粉塵（mg/m3）50*，200**20?，30?SO2（mg/m3）400*，1200**50?，200?NOx（mg/m3）450*，1100**100?，200?Note：*

適用于新火電機組

**

適用于燃燒高硫煤或無煙煤的老機組

?

適用于九大重點地區(qū)

?

適用于中國的其它地區(qū)

中國新排放標(biāo)準(zhǔn)和某些發(fā)達國家排放標(biāo)準(zhǔn)的比較國家粉塵mg/Nm3二氧化硫mg/Nm3氮氧化物mg/Nm3美國20184135日本50-100200200歐盟30200200澳大利亞100200460加拿大130740460新西蘭125350410中國（非重點地區(qū)）3050-200100-200中國（重點地區(qū)）2050100中國煤電的節(jié)能減排已取得巨大成就，達世界先進水平，但還遠遠不夠供電效率與供電煤耗中國煤電機組脫硫設(shè)備安裝率達99%以上NOx排放粉塵排放中國美國澳大利亞平均供電煤耗平均供電效率平均粉塵排放濃度平均除塵效率平均NOx排放濃度SO2排放中國煤電機組脫硝設(shè)備安裝率達92%以上高強度的煤電超低排放節(jié)能改造政策驅(qū)動2014年9月環(huán)境保護部、國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布了《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃》（2014—2020年），第一次提出東部地區(qū)新建燃煤發(fā)電機組大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值，即煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10、35、50毫克/立方米，并提出了各類燃煤機組的供電煤耗要求。2015年12月2日國務(wù)院總理李克強主持召開國務(wù)院常務(wù)會議，決定在全國全面推廣超低排放和世界一流水平的能耗標(biāo)準(zhǔn)，這是推進化石能源清潔化、改善大氣質(zhì)量、緩解資源約束的重要舉措。2015年底，境保護環(huán)部、國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布了《關(guān)于實行燃煤電廠超低排放電價支持政策有關(guān)問題的通知》和《全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》，正式確定了“超低排放”的標(biāo)準(zhǔn)，即在基準(zhǔn)氧含量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10毫克/立方米、35毫克/立方米、50毫克/立方米。

2016年1月15日三部委召開“加快推進煤電超低排放和節(jié)能改造動員大會”發(fā)出動員令，要求“堅決貫徹落實會議精神，要求超低排放的改造任務(wù)，東部地區(qū)提前到2017年完成；中部地區(qū)提前在2018年完成；只有西部地區(qū)在2020年前完成；2016年3月5日，提交全國人大的“十三五”規(guī)劃剛要中體現(xiàn)中國國家戰(zhàn)略的一百個大工程及項目中，位列第8的是“煤炭清潔高效利用”；位列第57的是“對燃煤機組全面實施超低排放和節(jié)能改造”。上述文件不僅明確了超低排放改造的時間表，也對超低排放和節(jié)能減排加大了政策激勵。超低排放的電價加價政策與此前國家出臺的針對脫硫、脫硝和除塵電價補貼政策一起，形成了完整的針對燃煤電廠的環(huán)保電價政策。

超低排放就是把煤電的排放降低到天然氣排放標(biāo)準(zhǔn)的水平污染物

2004年的老排放標(biāo)準(zhǔn)2012年的新排放標(biāo)準(zhǔn)天然氣燃氣輪機排放標(biāo)準(zhǔn)煤電超低排放要求粉塵（mg/m3）50*，200**20?，30?510SO2（mg/m3）400*，1200**50?，200?3035NOx（mg/m3）450*，1100**100?，200?5050注：

*適用于新火電機組

**適用于燃燒高硫煤或無煙煤的老機組

?

適用于九大重點地區(qū)

?

適用于中國的其它地區(qū)

超低排放節(jié)能改造的“推手”之一-解決霧霾問題2013年，我國霧霾面積最高達143萬平方公里，波及15%國土面積，平均灰霾日35.9天，部分地區(qū)超過100天。而2015年霧霾更有過之而不及。大氣霧霾已成為重大民生問題。按照國家分全球PM2.5濃度分布圖按照濃度分全球PM2.5濃度分布圖燃煤發(fā)電面臨的挑戰(zhàn)：碳排放將受到嚴格限制我國CO2排放總量占世界的1/4，單位GDP碳排放水平是世界平均值的3倍以上；我國計劃在2020年單位GDP碳排放水平比2005年降低40%～45%，目前，已下降了18%，未來還需繼續(xù)下降22%以上；中國承諾在2030年單位GDP碳排放水平比2005年降低45%～60%，并在2030年左右二氧化碳排放達到峰值且將努力早日達到峰值。中國是世界上最大的碳排放國，煤炭是中國最大的碳排放源，煤電是中國最大的碳排放行業(yè)，因此，煤電將面臨著最大的二氧化碳減排的挑戰(zhàn)。中國在現(xiàn)行節(jié)能政策下碳排放總量發(fā)展趨勢碳排放預(yù)測（億噸）25世界各國碳排放總量占比及單位GDP碳排放水平超低排放節(jié)能改造的“推手”之二-應(yīng)對CO2減排的壓力能源效率政策下碳排放總量能源效率政策下碳排放強度燃煤火電廠常規(guī)污染物控制技術(shù)

燃煤火電廠主要環(huán)保設(shè)備將絕大部分污染物脫除，脫除NOx、SO2和粉塵的效率分別在90%、98.5%、99.8%以上，滿足現(xiàn)行排放標(biāo)準(zhǔn)前提下殘余的污染物經(jīng)煙囪向大氣排放。脫硫裝置除塵裝置脫硝裝置除汞裝置鍋爐磨煤機單獨控制模式燃煤火電廠污染物一體化協(xié)同脫除技術(shù)

一體化協(xié)同脫除技術(shù)是在傳統(tǒng)分體脫除技術(shù)基礎(chǔ)上發(fā)展而來，在脫除主污染物的同時脫除其他污染物或提供有利于脫除的條件。SCRESPAHFGD煙囪FGC鍋爐FGRWESP低NOx燃燒系統(tǒng)汞氧化脫硝催化劑煙氣冷卻器低低溫靜電除塵器濕法脫硫裝置濕式電除塵器煙氣再加熱器所謂協(xié)同脫除，就是各個專門的脫除設(shè)備具有兼顧脫除其它污染物的功能：（1）通過煙氣冷卻器將煙溫控制在酸露點以下5-10oC，降低至90oC左右，從而使SO3被吸附凝結(jié)在粉塵顆粒上，可除去80-95%的SO3，并提高了除塵器出口煙塵粒徑；（2）電除塵器在低低溫條件下比電阻下降，擊穿電壓上升，煙氣流量降低，從而大幅度地提高除塵效率并同時脫除大部分SO3。（3）在脫硫塔內(nèi)煙氣分布更加均勻，在采用新型噴嘴和改進除霧器性能，進一步提高脫硫效率的同時，可攔截更多的含塵液滴及顆粒增長后粉塵，進一步降低里面粉塵排放；（4）如果需要，可采用濕式電除塵器再進一步降低粉塵排放。ESPWESPFGR

典型的超低排放技術(shù)路線鍋爐煙氣催化脫硝SCR同時協(xié)同脫汞低低溫高效靜電除塵協(xié)同控制SO3具有高效除塵功能的濕法高效煙氣脫硫并協(xié)同控制NOx濕式靜電除器協(xié)同脫除SO3/Hg等空預(yù)器

ESPFGDWESP

SCR煙囪煙氣冷卻器煙氣再熱加熱器在實現(xiàn)超低排放改造的典型技術(shù)路線中，即“脫硝系統(tǒng)(SCR)+煙氣冷卻器（FGC）+低低溫電除塵（ESP）+高效除塵濕法脫硫系統(tǒng)(FGD)+濕式電除塵（WESP，可選擇）+煙氣再熱器（FGR）+煙囪”中，已經(jīng)總結(jié)出的經(jīng)驗之一是（1）“能干不濕，能電不袋”；（2）關(guān)鍵技術(shù)和設(shè)備是：”煙氣冷卻器”；“低低溫電除塵器”和“具有高效除塵功能的濕法煙氣脫硫裝置”。燃煤電廠超低排放一體化工程應(yīng)用低氮燃燒煙氣SCR脫硝（增容提效）靜電除塵器（低低溫+高效電源）引風(fēng)機（改造）濕法脫硫（增容提效）煙囪煙氣溫度：89℃粉塵濃度：50mg/m3煙氣流量：1874288m3/h煙氣溫度：90℃煙氣流量：1874288m3/h煙氣溫度：353℃NOx濃度：200mg/m3鍋爐效率：93%空氣預(yù)熱器煙氣冷卻器煙氣溫度：350℃NOx濃度:50mg//m3煙氣溫度：90℃煙氣溫度：117℃凈煙氣加熱器煙氣溫度：50℃SO2濃度:35mg/m3煙氣溫度:>80℃介質(zhì)流量:560t/h介質(zhì)溫度：105℃介質(zhì)溫度：71℃介質(zhì)溫度：104℃濕式電除塵器粉塵濃度：5mg/m3介質(zhì)溫度：70℃燃煤機組污染物超低排放在規(guī)定的期限內(nèi)定會完成2012重點地區(qū)2014超低排放距2012年“史上最嚴排放標(biāo)準(zhǔn)”頒布才兩年，2014年9月就出臺了《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃》提出了超低排放的要求。近兩年來煤電“超低排放”在學(xué)界和業(yè)界本來還是一個存在有很大爭議的概念，一下子就變成了“十三五”規(guī)劃限期全國所有煤電機組必須完成的國家政策，其背景是在嚴重霧霾和氣候變化碳減排的巨大壓力下，真實體現(xiàn)了國家推進煤電節(jié)能減排清潔高效的緊迫感和強烈意愿，新政策也激發(fā)了各電力公司開展超低排放改造的積極性和創(chuàng)造性。SO2粉塵NOx2010050粉塵NOx5035SO210單位：mg/Nm3

3321211523917電廠名稱粉塵SO2NOx外三（1000MWe)0.741517舟山（350MWe)2.552521嘉興（1000MWe)21739恒運（1000MWe)1215玉環(huán)（1000MWe)1.4515.924.8六橫（1000MWe)2.5825.524達到超低排放標(biāo)準(zhǔn)燃煤電廠舉例，mg/Nm3

當(dāng)前解決降低CO2排放最現(xiàn)實可行的措施就是降低煤耗，

要求現(xiàn)役機組平均供電煤耗低于310克/千瓦時

“超低排放”解決不了降低CO2排放的問題，當(dāng)前煤電降低CO2排放最現(xiàn)實可行的措施就是降低煤耗。中國積極推進燃煤機組“上大壓小”和節(jié)能改造政策，燃煤機組平均供電煤耗持續(xù)下降。2015年，中國燃煤機組年平均供電煤耗降至315g/kWh，已經(jīng)達到世界先進水平，但還不是“世界一流水平的能耗標(biāo)準(zhǔn)”。現(xiàn)在要求全國新建機組平均供電煤耗低于300克/千瓦時，現(xiàn)役機組平均供電煤耗低于310克/千瓦時。按此要求，預(yù)計2020年燃煤機組供電煤耗將會以較大幅度降低至310g/kWh以下。2003-2014年中國燃煤機組年平均供電煤耗變化情況世界一流水平的能耗標(biāo)準(zhǔn)部分發(fā)電國家與中國燃煤機組平均供電煤耗對比和世界一流水平的能耗標(biāo)準(zhǔn)的差距國家美國（2008）德國（2010）英國（2010）韓國（2010）日本（2010）中國（2015）供電煤耗(gce/kWh)343290340303290315中國煤電各種類型機組的平均供電煤耗機組容量和類型1000MWe超超臨界660MWe超超臨界600MWe超臨界350MWe超臨界600MWe亞臨界300MWe亞臨界水冷機組平均供電煤耗g/kWh282289300310312324空冷機組平均供電煤耗g/kWh305307320323330340

近年來，我國煤電結(jié)構(gòu)進一步優(yōu)化，技術(shù)水平進一步提高，高參數(shù)、大容量、高效環(huán)保型機組比例進一步提高，從而大大提高了全國的平均供電煤耗；我國現(xiàn)在300MWe及以下的煤電機組還占全部煤電機組總裝機容量的47.7%，其中300MWe等級的亞臨界機組還有744臺，裝機容量共計2億3456萬千瓦，占煤電總裝機容量的25.5%；

2015年全國平均供電煤耗是315g/kWh，但300MWe亞臨界機組的平均供電煤耗是324g/kWh（水冷機組）總體上低于全國火電機組平均能效水平；2020年要求所有現(xiàn)役燃煤電廠每千瓦時平均煤耗低于310克，因此，對占煤電裝機總?cè)萘?1%的300MWe以下及300-600MWe的亞臨界機組節(jié)能升級改造，將應(yīng)該是“十三五”煤電改造戰(zhàn)略任務(wù)的重點。我國各類燃煤機組所占比例

影響燃煤電廠能效水平的主要因素

序號影響因素對供電煤耗影響量

（g/kWh）1汽輪機本體性能差（汽輪機改造）5～122負荷率低（解決低負荷效率降低）3～73冷端性能差（真空低）0.5～54鍋爐效率低（提高鍋爐效率）1～35鍋爐減溫水量大0.5～26熱力系統(tǒng)閥門內(nèi)漏0.5～37啟停頻繁0.5～1.58主、再熱蒸汽參數(shù)低<19設(shè)備保溫差<0.210給水泵汽輪機性能低0.5～1按照此表，燃煤機組通過改造進一步降低供電煤耗最多可達35g/kWh大力發(fā)展創(chuàng)新潔凈煤發(fā)電技術(shù)中國煤電發(fā)展進入深度調(diào)整期，亟待升級改造面對煤電利用小時數(shù)和發(fā)電量持續(xù)下滑和國家對煤電新政的“組合拳”，我國煤電的發(fā)展已經(jīng)進入深度調(diào)整期，煤電的定位將從“電量型”電源向“電力型”電源轉(zhuǎn)變，煤電新增容量的步伐將顯著放緩，因而為煤電的升級改造創(chuàng)造了非常有利的條件。在此新形勢下，各發(fā)電公司均非常積極地開展技術(shù)創(chuàng)新，開發(fā)了一系列的節(jié)能減排新技術(shù)，進行了卓有成效的節(jié)能減排技術(shù)改造，取得了顯著的成績；截至2015年底，全國近1.5億千瓦煤電機組已經(jīng)完成了超低排放技術(shù)改造，正在進行技術(shù)改造的超過8000萬千瓦，占煤電裝機容量的10%，五大發(fā)電集團均表示，他們的所有煤電機組分別在2017和和2018年就會完成超低排放改造,神華集團現(xiàn)在已經(jīng)完成京津冀地區(qū)的所有燃煤電廠的超超臨界改造；在十三五期間，國家能源局預(yù)計，到2020年，中國將會有約580GWe的煤電完成超低排放改造任務(wù)，全國超低排放建設(shè)和改造將會掀起一個高潮。同時會有20GWe的完不成超低排放的落后機組會被淘汰。據(jù)環(huán)保部測算，超低排放改造完成全部達標(biāo)后，中國煤電的粉塵、SO2和NOx的排放會全部下降60%，為我國大氣污染防治做出重要貢獻。煙氣汽輪機磨煤機鍋爐脫硝電除塵器脫硫發(fā)電機冷凝器蒸汽水煤CO2

埋存SO2,NOx,粉塵的排放控制CO2CO2

捕獲（2)降低非溫室

氣體的排放(3)碳捕獲和埋存(CCS)

解決溫室氣體排放(1)提高效率降低煤耗燃煤火電超低排放和節(jié)能改造創(chuàng)新技術(shù)包括三個方面：技術(shù)創(chuàng)新是實現(xiàn)燃煤火電機組更高效率和更低排放的關(guān)鍵只有創(chuàng)新技術(shù)才能使已經(jīng)是高效率和低排放的超臨界和超超臨界機組更進一步降低煤耗和排放，包括溫室氣體(CO2)和非溫室氣體(NOx,SO2,粉塵)N2,H2O上海外高橋第三發(fā)電有限公司通過技術(shù)創(chuàng)新改善熱力學(xué)性能

成為中國效率最高排放最低的超超臨界燃煤火電廠上海外高橋第三發(fā)電廠有21000MWe超超臨界機組，于2005年9月正式工建設(shè)，分別于2008年3月和6月先后建成投產(chǎn)于2008年投入運行，其機組設(shè)計參數(shù)和性能為：

(1)蒸汽流率：2733t/h(2)蒸汽參數(shù):

28MPa/603℃/600℃(3)設(shè)計熱耗：7320kJ/kWh

(4)設(shè)計供電煤耗：291.5gce/kWh(5)設(shè)計供電效率：42.1%Source:WGQNo.3,07/20152015年1-6月，外三時間平均運行性能和排放：

發(fā)電量：53.13億度

平均負荷率：75.87%

平均供電煤耗：273.81gce/kWh

廠用電率：2.65%污染物排放粉塵SO2NOx排放濃度(mg/Nm3)0.741517年20082009201020112012實際供電效率,%42.7343.5343.9744.5044.4實際供電煤耗,gce/kWh287.44282.16279.39276.02276.14年平均負荷率,%7575748177外三節(jié)能型超低排放技術(shù)的思考上海外高橋三電廠節(jié)能減排創(chuàng)新技術(shù)的關(guān)鍵是抓住了影響煤電熱力循環(huán)中造成熱力學(xué)損失的幾個關(guān)鍵問題：(1)抓住汽輪機側(cè)的最大損失—減少凝汽器的冷端損失；(2)抓住鍋爐側(cè)的最大損失—降低煙囪排煙的熱損失；(3)抓住影響鍋爐運行性能下降的關(guān)鍵因素--低負荷運行；(4)抓住煤電機組的汽輪機保效--比增效更加重要；(5)抓住低能耗排放控制技術(shù)--煤電減排技術(shù)的關(guān)鍵。采取的主要技術(shù)措施和效果是：（1）把整個熱力系統(tǒng)作為一個整體，通過廣義回?zé)峒夹g(shù)，抽汽回?zé)?，把能量從汽輪機調(diào)

回鍋爐，對給水、煤粉和空氣進行抽汽回?zé)峒訜?，不但改善了汽輪機的熱耗，提高了

效率，還解決了低負荷高效燃燒和排放控制，實現(xiàn)了節(jié)能，并解決環(huán)保設(shè)備出現(xiàn)的

一系列問題；（2）通過一系列創(chuàng)新技術(shù)，實現(xiàn)低氧低氮高效燃燒，降低煙氣量20%，為鍋爐尾部一系列

排放控制設(shè)備降低能耗，提高脫除效率打下了堅實的基礎(chǔ)，（3）高效的鍋爐需要高效節(jié)能型的磨煤機和制粉系統(tǒng)以達到低能耗，高細度和低的風(fēng)粉比，以

保證實現(xiàn)低氧高效燃燒；（4）在此基礎(chǔ)上，實現(xiàn)各個環(huán)保設(shè)備的優(yōu)化和協(xié)同治理改造，實現(xiàn)了節(jié)能型超低排放。燃煤電廠進一步節(jié)能改造大有可為性能試驗負荷率100%80%50%性能試驗序號123鍋爐效率95.52%95.68%95.88%性能試驗燃料量99.42kg/s83.78kg/s51.95kg/s性能試驗時總負荷1007.4MWe804.1MWe542.7MWe性能試驗輔機功耗34.18MWe28.87MWe24.07MWe性能試驗時凈負荷973.2MWe775.2MWe518.6MWe性能試驗供電煤耗273.2g/kWh274.5g/kWh280.4g/kWh性能試驗供電效率45.0%44.8%43.9%改造前供電效率（2013年）43.5%42.5%40.7%改造后供電效率提高1.5%2.3%3.2%由美國通用電氣GE（原阿爾斯通）公司負責(zé)進行的華潤銅山電廠#5號機組改造性能試驗最終報告（2016年1月14日簽發(fā)）采用外三技術(shù)改造華潤銅山電廠1000MWe機組性能試驗結(jié)果來源:美國通用電氣公司（GE）,2016-01發(fā)展二次再熱超超臨界技術(shù)3040506070809050060070080090010001100120013001400蒸汽溫度°C供電凈效率(%)卡諾循環(huán)效率700oC二次再熱超超臨界(2025后)通過開發(fā)高溫技術(shù)材料來提高效率通過改善電廠的熱力學(xué)設(shè)計來提高效率600oC一次再熱超超臨界

600oC二次再熱超超臨界(2015)

進一步提高效率:600oC至700oC向卡諾循環(huán)逼近

全世界已投運、在建和計劃建設(shè)的二次再熱機組的單機容量和效率統(tǒng)計機組投運年機組發(fā)電效率（%）單機容量（MWe)機組供電效率不斷提高（%）機組容量不斷增大（MWe)發(fā)電效率（%）單機容量(MWe)從1957年代至1998年代，全球一共安裝運行了60臺雙再熱超臨界機組，這些機組的發(fā)電效率從最初的27%增加到47%(LHV)，單機容量從120MWe增加到818MWe.蒸汽參數(shù)盡管在50年代時曾采用649oC/565oC/565oC/34.5MPa的高參數(shù)，但在90年代穩(wěn)定在580oC/580oC/580oC/29MPa的水平美國、德國、日本丹麥中國來源:國際能源署潔凈煤中心（IEACCC），2015標(biāo)準(zhǔn)的二次再熱蒸汽循環(huán)系統(tǒng)直流鍋爐汽機高壓缸汽機一級中壓缸汽機二級中壓缸汽機低壓缸除氧器高加1中加2中加3低加9低加10冷凝器發(fā)電機低加8低加7低加6低加5美國二次再熱機組的發(fā)展和應(yīng)用凈效率，%容量，MW容量，MW凈效率，%投運年機組容量，MWe凈效率，%美國是最早開發(fā)和使用兩次再熱機組的國家，從1957年至1982年，美國一共建成投產(chǎn)了32臺兩次再熱組，總?cè)萘?7GWe,其中28臺為燃煤機組，3臺燃氣機組和1臺燃油機組。其中有些機組已經(jīng)運行了50年以上，多數(shù)機組也將在最近幾年內(nèi)陸續(xù)關(guān)停。1957年美國的PhiloNO.6號機組是世界上第一臺投運的超超臨界機組，機組容量為120MW，蒸汽參數(shù)31MPa/621/565/538℃，并采用了中間二次再熱技術(shù)；1959年美國Eddystone電廠1號機組投運，機組容量達到325MW，并且將蒸汽參數(shù)提高到34.5MPa/649/565/565℃，該機組是當(dāng)時世界上機組容量最大，蒸汽參數(shù)最高的火力發(fā)電機組，也是世界上第一次將奧氏體鋼用于燃煤電廠機組。該機組在設(shè)計參數(shù)下運行8年后將參數(shù)降低至32.4MPa/610/554/554℃，這是因為早期的超臨界二次再熱機組超越了當(dāng)時的技術(shù)水平，在高溫耐熱材料、加工工藝、水處理技術(shù)、自動控制等方面不能滿足要求，因而出現(xiàn)了過熱器高溫腐蝕、汽機高壓缸蠕變等問題。世界上第一臺二次再熱超超臨界機組美國是世界上最早采用二次再熱機組的國家，從1957年至1982年，美國共建成發(fā)電的二次再熱機組共32臺，總?cè)萘繛?7GWe。其中俄亥俄州AEPPhilo電廠6號機是世界上第一臺雙再熱機組，其投運時間為1957年，容量為120MWe，蒸汽參數(shù)：621oC/565oC/538oC/31MPa,發(fā)電效率：40%直流鍋爐汽機高壓缸汽機一級中壓缸汽機二級中壓缸汽機低壓缸冷凝器美國機械工程師協(xié)會（ASME)于2003在AEPPhilo電廠6號機開始建設(shè)50周年時贊譽該機組為“極大地提高了火電機組效率的機械工程先驅(qū)性創(chuàng)新的歷史性標(biāo)桿”。主蒸汽621oC一次再熱蒸565oC二次再熱蒸汽538oC丹麥Nordjland電廠3號機415MW二次再熱，29MPa/580℃/580℃/580℃，海水冷卻水溫10℃，背壓2.3KPa從1998年連續(xù)10年保持世界供電煤耗“286.08g/kWh”世界第一直到2007年外三廠的“282.12g/kWh”出現(xiàn)。為什么中國現(xiàn)在要發(fā)展二次再熱技術(shù)中國燃煤火電現(xiàn)在面臨著提高效率和降低排放，特別是降低CO2排放的空前壓力。從熱力學(xué)的角度，進一步大幅度提高效率的途徑就是提高蒸汽參數(shù)特別是溫度和增加再熱次數(shù)?，F(xiàn)在正在研發(fā)的700oC超超臨界技術(shù)就是為了這個目的。在700oC的鎳基材料等有關(guān)問題的研發(fā)還沒有完成之前，在600oC等級的材料條件下，除了對一次再熱技術(shù)進一步創(chuàng)新改造挖潛之外，當(dāng)前唯一可大幅度提高效率的途徑就是二次再熱技術(shù)。在相同的溫度和壓力條件下，與一次再熱技術(shù)相比，二次再熱技術(shù)可將熱效率提高2%左右，并降低CO2排放約4%?，F(xiàn)在二次再熱機組的蒸汽參數(shù)一般選擇為600oC/620oC/620oC/31MPa，二次再熱過熱蒸汽吸熱量比一次再熱的過熱減少，再熱蒸汽吸熱量增多，其機組結(jié)構(gòu)，熱力系統(tǒng)，操作控制更加復(fù)雜，汽溫的各種調(diào)節(jié)控制方法還需運行實踐積累經(jīng)驗。

盡管如此，在700oC超超臨界技術(shù)成熟可用前，600oC等級的二次再熱技術(shù)是在一個相當(dāng)長的時期中解決中國燃煤火電節(jié)能減排的主要技術(shù)措施。如果700oC所面臨的所有問題都能夠得到解決，預(yù)計700oC超超臨界技術(shù)通過示范并完全商業(yè)化還需要10年左右。如果700oC超超臨界機組能夠達到商業(yè)化，而且其性價比是市場可以接受的，估計中國應(yīng)當(dāng)是700oC超超臨界機組最大的市場?，F(xiàn)在中國政府對煤電的政策是“全面推廣超低排放和世界一流水平的能耗標(biāo)準(zhǔn)”，因此，為了在這10年期間大幅度提高600oC等級超超臨界火電的效率和降低排放，相信在未來相當(dāng)長的一個時期，中國會掀起一個發(fā)展600oC等級二次再熱超超臨界機組的高潮。中國部分計劃和正在建設(shè)的二次再熱超超臨界機組機組名稱計劃投運時間燃料容量(MWe)蒸汽參數(shù)(oC/oC/oC/MPa)設(shè)計供電效率

(%)華能安源

#12015-06煙煤660600/620/620/31

46.87華能安源

#22015-06煙煤660600/620/620/31

46.87國電泰州

#32015-09煙煤1000600/610/610/3147.94國電泰州

#42015-09煙煤1000600/610/610/3147.94華能萊蕪

#62015煙煤1000600/620/620/31

47.95華能萊蕪

#72015煙煤1000600/620/620/31

47.95粵電惠來

#12015煙煤1000600/620/620/31

粵電惠來

#22015煙煤1000600/620/620/31

國華北海#12015煙煤660600/620/620/31

國華北海

#22015煙煤660600/620/620/31

國電蚌埠

#12015煙煤660600/620/620/31

國電蚌埠

#22015煙煤660600/620/620/31

大唐雷州#12017煙煤1000600/620/620/31大唐雷州#22017煙煤1000600/620/620/31華電句容#12017煙煤1000600/620/620/31華電句容#12017煙煤1000600/620/620/31江西豐城#22017煙煤1000600/620/620/31申能安徽平山2018煙煤1350600/620/610/3049.40國內(nèi)二次再熱超超臨界機組的設(shè)計參數(shù)和性能項目在建項目A示范項目B示范項目C示范項目D蒸汽參數(shù)MPa/oC/oC/oC二次再熱31/600/620/620二次再熱30/600/610/620二次再熱31/600/620/620二次再熱35/610/630/630汽輪機熱耗KJ/KWh706169476900

6833鍋爐效率%95.00%95%

95%94.7%發(fā)電效率%47.95%48.92%49%49.39%發(fā)電煤耗g/kWh256.5251250.7249.0中國正在崛起成為二次再熱超超臨界機組大國

中國快速增長的經(jīng)濟和電力需求促使中國電力裝機容量快速增長，在節(jié)能減排政策的推動下，大容量超超臨界機組正在從一次再熱向具有自主知識產(chǎn)權(quán)的二次再熱發(fā)展，形成了世界火電發(fā)展歷史上二次再熱機組發(fā)展的另一個高潮。在“十二五”（2011-2015）期間，確立了建設(shè)二次再熱示范工程，現(xiàn)在，據(jù)統(tǒng)計，目前已經(jīng)進行了主機招標(biāo)的二次再熱機組有28臺以上，預(yù)計在“十三五”期間，中國新建的煤電機組中，會有大批二次再熱機組出現(xiàn)，在世界上掀起一個二次再熱機組的高潮。

在中國之前，世界上容量最大的兩次再熱機組是建于1969年美國FourCorners電廠的#4和#5機組，其容量為818MWe,蒸汽參數(shù)為538oC/538/oC540oC/26MPa,發(fā)電效率為40%（高位熱值）

現(xiàn)在，繼華能安源電廠660MWe兩次再熱超超臨界#1汽輪發(fā)電機組于2015年6月27日一次通過168小時滿負荷試運行后；國電泰州電廠1000MWe兩次再熱超超臨界#3汽輪發(fā)電機組也于2015年9月25日順利通過168小時滿負荷試運行。國電泰州電廠1000MWe兩次再熱超超臨界#3汽輪發(fā)電機組是迄今為止世界上已投運的容量最大，蒸汽參數(shù)和效率最高的二次再熱超超臨界機組，其蒸汽參數(shù)為：600oC/620Co/620C/o31MPa,

據(jù)新聞報道，其性能試驗的供電煤耗為266.5g/kWh。國電泰州電廠1000MWe兩次再熱超超臨界#3汽輪發(fā)電機組華能安源電廠660MWe兩次再熱超超臨界#1汽輪發(fā)電機組直流鍋爐一次再熱蒸汽二次再熱蒸汽汽機高壓缸汽機中壓缸1汽機中壓缸2汽機低壓缸傳統(tǒng)設(shè)計的二次再熱機組，主蒸汽和兩次再熱蒸汽管道在鍋爐與汽輪機房之間多次來回。對于特大型機組，鍋爐越來越高，單根蒸汽管道的平均長度就達200m。其存在問題：

（1）增加了壓力較低的近200米長的大直徑第二次再熱管道，布置困難；

（2）大直徑高溫蒸汽管道價格昂貴，P92大直徑高溫蒸汽管道現(xiàn)在主要還依靠進口；

（3）增加了系統(tǒng)阻力，降低了蒸汽的做功能力；增加了散熱損失；

（4）大大增加了系統(tǒng)儲存的蒸汽量，汽輪機負荷調(diào)節(jié)慣性顯著增加。

（5）與一次再熱機組相比，容量為1000MWe的二次再熱機組的總投資估計需增加約4.4億元人民幣。相當(dāng)于

提升1%效率的成本達2.2億元人民幣。再考慮到系統(tǒng)的復(fù)雜性上升，其投入產(chǎn)出比并沒有明顯的優(yōu)勢。目前在進一步提升常規(guī)大型燃煤發(fā)電機組的效率發(fā)展方面，包括二次再熱及700℃計劃，均存在著性價比的瓶頸，因此，如何大大縮短大容量二次再熱機組昂貴的大直徑主蒸汽和再熱蒸汽管道，從而打開了高效二次再熱超臨界機組的發(fā)展瓶頸是人們一直在思考和希望能夠解決的問題，迄今提出過四個解決方案（1）臥式鍋爐；（2）地下鍋爐；（3）將整個汽輪機平臺提高至鍋爐過熱器/再熱器出口；（4）汽輪發(fā)電機組高低位分軸布置。傳統(tǒng)設(shè)計的二次再熱機組存在的問題冷凝器發(fā)電機第一方案：臥式垂直管直流鍋爐以降低鍋爐高度臥式垂直內(nèi)螺紋管直流鍋爐設(shè)計參數(shù)：30MPa/600/600oC/600oC第二方案：降低鍋爐高度，把鍋爐安裝在地下圖注：SHPT超高壓缸HPT高壓缸LPT中壓缸LPT低壓缸EG發(fā)電機RH加熱器AP空氣預(yù)熱器FGD煙氣脫硫ECO省煤器REH再熱器空氣冷再熱蒸汽熱再熱蒸汽－70～80m0m第三方案：將整個汽輪發(fā)電機放置到高位布置第四方案：汽輪發(fā)電機組分軸高低位布置高位布置HP/IP低位布置LP高位布置高中壓汽輪發(fā)電機組低位布置低壓汽輪發(fā)電機組汽輪發(fā)電機組分軸高低位布置高位布置HP/IP低位布置LP采用高低位分軸布置，管道總量可被最大限度

的減少，兩次再熱機組的優(yōu)勢便可得到發(fā)揮。

采用本設(shè)計的優(yōu)點越突出，從性價比的角度，

到了700oC后，汽輪機高溫高壓模塊全高位布置

設(shè)計可能是唯一選擇。采用了雙軸技術(shù)，單機容量的瓶頸被打開，按

現(xiàn)有的鍋爐和汽輪機設(shè)計技術(shù)，單機容量可增

大至1300MWe—1500MWe，而且在容量上更可

優(yōu)化機組二次再熱的熱力學(xué)性能。

2009年-2011年，外三先后與華東電力設(shè)計院、

德國SIEMENS及ALSTOM等合作，就基于現(xiàn)有材

料和裝備技術(shù)，對該技術(shù)的工程化應(yīng)用進行了研

究論證，提出了建議容量1350MWe超超臨界(600oC等級)兩次再熱機組方案。該設(shè)計方案已在2015年經(jīng)國家能源局專家評審和電力規(guī)劃設(shè)計院

審查通過，現(xiàn)在該示范項目的建設(shè)正在申能安徽

平山電廠進行之中，預(yù)計2018年建成投產(chǎn)。

汽輪發(fā)電機組分軸高低位布置的優(yōu)點同一個平臺布置雙軸汽輪發(fā)電機組世界上早已有之在美國仍在運行的世界上最大的汽輪發(fā)電機組

裝機容量：8×1300MWe投運日期：1973-1984制造廠：阿爾斯通（1）把高壓缸放置到靠近鍋爐蒸汽聯(lián)箱處（高位布置），則主蒸汽管①和第一冷再熱蒸汽管②被消除。見圖（2）把汽輪機第一中壓缸放到高位布置，顯然第一熱再熱蒸汽管③和第二冷再熱蒸汽管④也被消除。見圖由圖可見，原先的5根蒸汽管中的4根已消失，與此對應(yīng)的阻力損失和散熱損失都將不復(fù)存在。如果剩下的高溫蒸汽管⑤也需要被消除（這對700℃技術(shù)尤其重要），還可將第二中壓缸高位布置，此時，需增加一根低溫的第二中壓缸排汽管。如圖。如果把汽輪機的高、中壓汽缸放到鍋爐上去，情況會是怎樣？采用高低位分軸布置，管道總量可被最大限度的減少，兩次再熱機組的優(yōu)勢便可得到發(fā)揮。采用了雙軸技術(shù)，單機容量的瓶頸被打開，按現(xiàn)有的鍋爐和汽輪機設(shè)計技術(shù)，單機容量可增大至1300MWe—1500MWe2009年-2011年，外三先后與華東電力設(shè)計院、德國SIEMENS及ALSTOM等合作，就基于現(xiàn)有材料和裝備技術(shù)，對該技術(shù)的工程化應(yīng)用進行了研究論證，設(shè)想容量為1350MWe，超超臨界(600℃等級)兩次再熱機組。為降低研究風(fēng)險，且目前600℃管道價格尚可，故暫先考慮將高壓缸和第一中壓缸高位布置。第二中壓缸及低壓缸低位布置。因此，蒸汽管道只剩下了第二熱再熱蒸汽管道?，F(xiàn)在外三電廠的二次再熱高低位布置方案汽輪發(fā)電機組分軸布置技術(shù)是將汽輪機的高壓缸和第一級中壓缸布置在高位，靠近鍋爐過熱器和一級過熱器出口聯(lián)箱處，從而大大地縮短了高溫主蒸汽和再熱蒸汽管道的長度。這就解決了700oC超超臨界機組的瓶頸問題。為了示范這一技術(shù)的可行性，外三廠提出在其二次再熱的示范工程中，采用600oC等級的蒸溫度，雙再熱和高低位布置方案，以現(xiàn)在已經(jīng)在外三廠成功運行的一系列創(chuàng)新技術(shù)的基礎(chǔ)上，在安徽平山電廠新建一套1350MWe超超臨界機組，以達到以下目標(biāo)：(1)供電效率(包括FGD和SCR)達到49.4%

，供電煤耗

達到

248.5gce/kWh，實現(xiàn)用600oC的材料和投資達到700oC的效率；.(2)達到污染物排放優(yōu)于燃氣的排放標(biāo)準(zhǔn)，即：

粉塵：5

mg/Nm3;SO2:15mg/Nm3;NOx:20mg/Nm3.(3)為將來的供電效率為53%的蒸汽溫度為700oC的超超臨

界機組在技術(shù)上和經(jīng)濟上進行示范。

下一代二次再熱高效低排超超臨界燃煤火電廠

安徽平山電廠二期1350MWe超超臨界汽輪發(fā)電機組采用分軸高低位布置技術(shù)

高位汽輪發(fā)電機，平臺標(biāo)高85m低位汽輪發(fā)電機平臺高位汽輪發(fā)電機平臺混凝土支撐結(jié)構(gòu)鍋爐主鋼結(jié)構(gòu)1350MW高低位分軸兩次再熱機組布置方案鍋爐主鋼結(jié)構(gòu)與高位平臺支撐結(jié)構(gòu)聯(lián)系梁1350MWe二次再熱超超臨界機組高低位分軸布置汽輪發(fā)電機組62設(shè)計參數(shù)：額定功率：1350MW主蒸汽流量：3229T/h，最大3416T/h主蒸汽壓力/一次/二次再熱蒸汽壓力：

30MPa/9.17MPa/2.25MPa主蒸汽溫度/一次/二次再熱蒸汽溫度：

600℃/610℃/620℃冷卻水溫：20℃

1350MWe高位汽輪發(fā)電機單元,含高壓缸及第一中壓缸1350MWe低位汽輪發(fā)電機單元含第二中壓缸IP2a，IP2b及低壓缸LP×3高位汽輪機管道布置圖第一熱再管高壓旁路管熱再出口聯(lián)箱中壓旁路管過熱器出口聯(lián)箱主蒸汽管第二冷再管第一冷再管1350MW二次再熱超超臨界塔式鍋爐受熱面布置圖66為什么高低位分軸布置機組的容量選擇為1350MWe由于最佳熱耗值的第二再熱壓力約為2.25MPa（見圖1），其容積流量達一次再熱機組再熱流量的2.7倍。因此，受其第二中壓缸的首級葉片的長度限制，在二次再熱溫度為620℃時，若選取最佳的二次再熱壓力，單個雙流汽缸的容量上限約為700MWe。此時，第二中壓缸的首級葉片的根部應(yīng)力達材料的許用應(yīng)力極限。若機組容量選1000MWe，單軸布置。根據(jù)現(xiàn)有的技術(shù)，單軸的汽缸總數(shù)不能超過5個，最多只能按1個高壓缸，1個第一中壓缸，1個第二中壓缸和2個低壓缸考慮。這樣，基于第二中壓缸的進汽容積流量（對應(yīng)首級葉片長度）的限制，其進汽壓力必須遠高于最佳值（見圖1）以控制進汽容積流量，目前上汽型的第二再熱壓力為3.41MPa，顯然，遠遠偏離了最佳值2.25MPa，熱耗必然上升。由于常規(guī)布置1000MWe機組的二次再熱壓力大幅上升，其第一中壓缸和第二中壓缸內(nèi)的葉片級數(shù)的分布與1350MW高、低位布置汽輪機的葉片分布完全不同，其回?zé)岢闅饪诘奈恢靡蚕鄳?yīng)作調(diào)整（見圖2和圖3）。如此一來，常規(guī)布置1000MWe機組的第一和第二中壓缸的汽缸效率和回?zé)岬氖找婢蜁艿接绊?。因此，對于兩次再熱，機組容量為1000MWe并非最佳選擇。第2中壓缸進汽壓力,MPa熱耗，kJ/kWh圖1二次再熱進汽壓力和熱耗的關(guān)系圖21350MWe高低位布置二次再熱機組流通級組劃分示意圖

圖31000MWe常規(guī)布置二次再熱機組流通級組劃分示意圖

此外，1350MWe機組的二次再熱壓力低，在同樣的再熱蒸汽溫度下，其低壓缸的排汽濕度低，其個別原工作于濕蒸汽區(qū)的葉片變?yōu)樘幱诟烧羝麉^(qū)，由于在干蒸汽區(qū)工作設(shè)計葉型的長葉片的效率遠高于濕蒸汽區(qū)的葉片。這使得低壓缸的效率上升。見圖4圖41000和1350MWe汽輪機內(nèi)蒸汽膨脹工程比較示意圖

2.25MPa熱耗曲線3.41MPa二次再熱的高低位分軸布置1350MWe機組比

常規(guī)布置二次再熱1000MWe機組熱耗的降低二次再熱的高低位分軸布置1350MWe機組降低熱耗的技術(shù)特點熱耗降低值大幅降低主蒸汽管道壓降和再熱系統(tǒng)壓降而降低的熱耗42kJ/kWh二次再熱壓力可取最佳值，抽汽口布置方面的優(yōu)化降低熱耗33.4kJ/kWh提高了低壓缸末段蒸汽干度而提高了機組效率所降低的熱耗23.8kJ/kWh對排汽壓力（真空）進行了優(yōu)化，從而降低了機組熱耗47.9kJ/kWh高低位分軸布置1350MWe機組比1000MW常規(guī)機組降低熱耗總計147.1kJ/kWh由于高低位布置大大縮短了高溫蒸汽管道的長度，因而與常規(guī)布置的雙軸1350MWe二次再熱超超臨界機組設(shè)計方案進行比較，本設(shè)計的進口P92高溫大直徑管道的投資節(jié)省近3000萬美元。1350MW二次再熱超超臨界汽輪發(fā)電機組熱平衡圖69熱耗高位布置高壓缸和中壓缸1熱力系統(tǒng)低位布置中壓缸2和低壓缸熱力系統(tǒng)6882HR=6882KJ/kWh“國家示范工程

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申能公司平山電廠二期1350MWe

雙軸高低位布置二次再熱汽輪機設(shè)計參數(shù)項目單位數(shù)值額定功率MWe1350主蒸汽流量T/h3229，最大3416主蒸汽壓力/一次/二次再熱蒸汽壓力MPa/MPa/MPa30/9.17/2.25主蒸汽溫度/一次/二次再熱蒸汽溫度℃/℃/℃600/610/620回?zé)峒墧?shù)10級（4高；5低；1除氧）汽缸配置7缸六排汽；2+5冷卻水溫/背壓℃/4.019℃/4.0KPa熱耗kJ/kWh6882*注：*平山電廠二期1350MWe汽輪機的設(shè)計熱耗為6882kJ/kWh經(jīng)過西門子公司確認項目中國典型的1000MWe一次再熱超超臨界機組常規(guī)設(shè)計1000MWe600oC二次再熱超超臨界機組常規(guī)設(shè)計1350MWe600oC二次再熱超超臨界機組高低位設(shè)計的平山電廠1350MWe600oC

二次再熱超超臨界機組熱耗（kJ/kWh)73207120*69966882廠用電率（%）4.53.54.03.5鍋爐效率（%）93.695.59495管道效率（%）99999999供電效率（%）43.4464649.40

不同設(shè)計的

600oC超超臨界機組設(shè)計性能比較

注：*常規(guī)布置的1000MWe二次再熱的設(shè)計熱耗為7120kJ/kWh，外三為平山電廠設(shè)計的1350MWe二次再熱的設(shè)計熱耗為

6882kJ/kWh，比常規(guī)布置的1000MWe二次再熱的設(shè)計熱耗低238kJ/kWh，其中包括外三創(chuàng)新技術(shù)本身降低的熱耗91

kJ/kWh和因為高低位布置及1350分軸技術(shù)降低的熱耗147

kJ/kWh。平山電廠二期1350MWe高低位分軸布置二次再熱技術(shù)的意義項目1350MW高低位分軸布置1000MW常規(guī)布置二者相差熱耗，kJ/kWh68827120238供電煤耗，g/kWh248.526718.5高低位分軸布置高效超超臨界技術(shù)的特點：

（1）

是完全自主創(chuàng)新的技術(shù)——燃煤火電系統(tǒng)創(chuàng)新的完全獨立的知識產(chǎn)權(quán)，促進我國火

電裝備行業(yè)自主創(chuàng)新，占領(lǐng)世界火電技術(shù)制高點。（2）可達到600℃等級機組組的最高供電效率——設(shè)計供電效率為49.40%，采用600℃

等級的材料實現(xiàn)700℃的效率。（3）能進一步降低機組投資成本——根據(jù)華東電力設(shè)計院的初步可行性研究報告，1350

MWe二次再熱機組的總造價為55億元，單位造價4074元/kW，低于外三現(xiàn)有的

2×1000MWe機組4250元/kW的造價。項目性價比高。

（4）二次再熱的蒸汽參數(shù)和與汽輪機功率的優(yōu)化組合達到性能和效率的最佳匹配：

因高低位分軸布置技術(shù)可極大地節(jié)省昂貴的鎳基超級合金高溫高壓管道材料，因而打破了700℃技術(shù)的發(fā)展瓶頸，未來700℃參數(shù)的材料一旦成熟，本技術(shù)方案在700℃參數(shù)條件下的發(fā)電凈效率更可躍升至53%，相應(yīng)供電煤耗可降至236g/kWh的水平。

1350MW高低位分軸布置和1000MW常規(guī)布置的熱耗和效率的比較73未來的1350MWe汽輪發(fā)電機組分軸高低位布置燃煤火電廠700oC超超臨界技術(shù)1.700oC蒸汽溫度的超超臨界機組，其高溫部件必須采用鎳基合金，即使鎳基材料所有的技術(shù)問題都能得到解決，但其價格將會是現(xiàn)在600oC蒸汽溫度合金鋼材料的10倍，而其中高溫大直徑主蒸汽和再熱蒸汽管的的成本就可能是當(dāng)初總投資的25%，因而高成本的鎳基合金材料就成為將來推廣700oC蒸汽溫度的超超臨界機組的主要瓶頸。

2.當(dāng)蒸汽溫度增加到700oC以后，不僅會遇到高溫金屬材料的挑戰(zhàn)，而且還會遇到許多熱力學(xué)方面的挑戰(zhàn)，例如高溫抽汽對給水加熱器設(shè)計和材料的挑戰(zhàn)和700oC二次再熱對汽輪機設(shè)計的挑戰(zhàn)等問題，均需要加以解決。鍋爐鎳基合金材料鐵素體和奧氏體材料蒸汽輪機發(fā)電機蒸汽輪機轉(zhuǎn)子/軸鍋爐主蒸汽和再熱蒸汽管道的每根長度為160-200米700oC超超臨界技術(shù)的挑戰(zhàn)

30%35%40%45%50%55%19501970199020102030使用年份Netefficiency鎳基合金

（35MPa/700oC)奧氏體合金(（29MPa/600oC)鐵素體鋼和馬氏體鋼(26MPa/545oC)發(fā)電效率隨新材料的開發(fā)使用而提高昂貴的

新合金材料使機組的成本大大提高

Source:EON供電效率超超臨界機組成本隨效率提高而上升

國際上700oC蒸汽溫度超超臨界機組的研發(fā)

國家蒸汽溫度發(fā)電效率開始研發(fā)時間計劃示范電廠投運時間/

容量附加的研發(fā)項目包括歐盟700oC>50%(LHV)19982021/500MWe*涂層，生物質(zhì)混燒，變負荷運行美國760oC45-47%(HHV)20002021/600MWe*CCS-富氧燃燒，涂層，高硫煤燃燒日本700oC>50%(LHV)20082021/600MWe生物質(zhì)混燒中國700oC>50%(LHV)20112021/660MWe**-印度700oC>50%(LHV)20112017/800MWe-

用于高溫

蒸汽鍋爐和汽輪機的高溫材料研發(fā)現(xiàn)狀：600oC超超臨界的材料已經(jīng)經(jīng)過大量運行實踐考驗用于700oC蒸汽溫度先進超超臨界機組的鎳基合金材料的研發(fā)基本上已經(jīng)完成關(guān)于700oC蒸汽溫度先進超超臨界機組的設(shè)計會遇到的熱力學(xué)問題，現(xiàn)在報道的較少，但需要引起重視。

來源：國際能源署潔凈煤中心（IEACCC），2016年5月注：*由于歐盟和美國的“去煤電化”政策，其700oC超超臨界燃煤電站示范工程能否實現(xiàn)已經(jīng)不能確定。

**最近國家發(fā)改委和國際能源局下發(fā)的《能源技術(shù)革命創(chuàng)新行動計劃》（2016-2030）提出在2030年

前建成700oC超超臨界燃煤電站。如何降低煤電的

CO2

排放提高能源效率可再生能源碳捕集和埋存(CCS)碳排放將受到嚴格限制歐盟歐洲碳排放交易體系（EUETS）2005年開始實施，是世界上第一個多國參與的排放交易體系，采用總量控制及交易制度。2014年，碳排放交易量84億噸，平均交易價格5.64歐元/噸。美國芝加哥氣候交易所（CCX）成立于2000年。2007年前，碳排放交易價格低于3美元/噸；2008年，碳排放交易價格升至7-8美元/噸.加州碳排放交易制度2012年1月開始施行總量控制及交易制度的規(guī)則；2013年碳排放交易價格基本在11-14美元/噸之間。日本自主參加行國內(nèi)排放量交易制度及二氧化碳補償?shù)窒贫?。東京都及琦玉縣實行了排放量削減和交易的相關(guān)制度。東京是世界第一個削減對象涵蓋商務(wù)。2015巴黎氣候變化大會《巴黎協(xié)定》：195各國家和地區(qū)一致通過《巴黎協(xié)定》，各方將加強對氣候變化威脅的全球應(yīng)對，把全球平均氣溫較工業(yè)化前水平升高控制在２oC之內(nèi)，并為把升溫控制在1.5oC之內(nèi)而努力。要實現(xiàn)全球溫控目標(biāo)，關(guān)鍵是加快推動全球能源結(jié)構(gòu)的清潔化進程，大幅消減占全球溫室氣體排放2/3de化石能源消費。從2023年開始，每５年將對全球行動總體進展進行一次盤點，以幫助各國提高力度、加強國際合作，實現(xiàn)全球應(yīng)對氣候變化長期目標(biāo)。中國我國已建立北京、上海、天津、重慶、廣東、深圳和湖北等7個碳排放權(quán)交易試點。截至2015年8月底，7個試點累計交易地方配額約4024萬噸，成交額約12億元人民幣；累計拍賣配額約1664萬噸，成交額約8億元人民幣。2014年平均交易價格35.8元/噸。中國計劃于2017年啟動全國碳排放交易體系，將覆蓋鋼鐵、電力、化工、建材、造紙和有色金屬等重點工業(yè)行業(yè)。屆時，燃煤發(fā)電成本將會增大。全球平均溫升2oC的情景下2050年世界能流圖來源:國網(wǎng)能源研究院經(jīng)濟與能源供需所:《全球能源分析與展望》，2016-05全球CO2減排目標(biāo)對燃煤火電的要求2015巴黎氣候變化大會的《巴黎協(xié)定》要求，各方將加強對氣候變化威脅的全球應(yīng)對，把全球平均氣溫較工業(yè)化前水平升高控制在２℃之內(nèi)，并為把升溫控制在1.5℃之內(nèi)而努力。為達到此目標(biāo)，國際能源署（IEA）、世界自然基金會（WWF）等的研究結(jié)論是，全球燃煤火電的現(xiàn)有高效率低排放（HELE）技術(shù)，無法在2050年以前滿足全球減排CO2的目標(biāo)。他們的研究認為，煤電的CO2排放強度能夠滿足要求的水平是40-100gCO2/kWh。其研究結(jié)論認為，如果不采用“碳捕獲與封存（CCS）”技術(shù)，為達到全球煤電的碳減排目標(biāo)，必須在2013-2040期間，關(guān)停全球84%的燃煤火電廠。如果不關(guān)停全球3/4的燃煤火電廠，這些電廠則必須全部采用CCS技術(shù)來減排CO2。預(yù)計，從現(xiàn)在至2040年，全球計劃還要新建1400GW的燃煤電廠（主要在亞太地區(qū)）。即使這些新的燃煤電廠全部采用最先進的（HELE）技術(shù)，也無法滿足為實現(xiàn)在