我国超超临界发电技术自主化进程全面加快

<正>超超临界成"十二五"燃煤发电发展方向:"我国已经投运的600℃超超临界机燃煤组达100台,超过8 000万kW,数量和总容量居世界第一。"截至目前,我国在超超临界发电方面,已经具备制造100万kW、25MPa、600℃等级发电机组的基础和能力。金属材料是发展超超临界的关键:发展超超临界火力发电机组的关键是高温金属材料及其焊接技术的研究和开发。     

我国首台600MW等级超临界空冷机组投产

2008年6月1日,我国首台62万kW超临界空冷机组一华能上安电厂三期工程5号机组顺利完成168h试运投产,脱硫设施同步投产。华能上安电厂三期工程建设两台620Mw超临界空冷脱硫燃煤机组,于2006年6月开工。该工程在国内首次将直接空冷技术应用于600Mw等级超临界参数的机组上,将高效率、低消耗的超临界技术与节水的直接空冷技术结合起来,节能节水环保效果十分显著。一是节水,     

我国启动700℃超超临界燃煤发电技术研发计划

我国于6月24日启动700℃超超临界燃煤发电技术研发计划。“发展700℃超超临界发电技术,是国家能源战略的重要内容,可有效提高火电机组效率、降低发电煤耗和减少污染物排放,是优化调整以煤为主电力结构的重要举措。”国家发改委副主任、国家能源局局长刘铁男在国家700℃超超临界燃煤发电技术创新联盟第一次理事会和技术委员会会议上表示。     

首个国产化二次再热百万kW机组开工

正5月18日,华电句容二期2台100万kW超超临界二次再热燃煤发电项目顺利浇筑第一方混凝土,标志着该工程正式开工建设.这是首个二次再热百万千瓦国产化试点项目.该项目规划建设两台百万kW超超临界、二次再热燃煤发电机组,采用最先进的火力发电技术和环保技术,突出"高效、节能、环保、洁净"设计理念,再热蒸汽参数在国电泰州百万机组的基础上提升至620℃,发电煤耗和机组效率等经济性指标将再上新台阶.该项目是中国华电集团"十三五"阶段重点打     

集成超临界CO_2循环的燃煤发电系统冷端优化

为了降低超临界燃煤电站抽汽侧较大的过热度及解决烟气与空气换热温差不匹配的问题,进一步提高机组效率,以某典型1 000 MW超临界燃煤电站为例,提出了耦合超临界CO_2循环的燃煤发电系统,利用过热蒸汽加热CO_2驱动超临界CO_2循环,使过热度显著降低,并将锅炉尾部烟道中空气预热器分为两级,两级间布置低温省煤器,加热高参数给水及凝结水,分析了集成系统的节能效果。结果表明:烟气温度降低至100.0℃时,集成系统较案例电站与常规余热系统的总出功分别提高了30.07 MW和25.51 MW,供电煤耗分别降低了7.9 g/(kW·h)和6.7 g/(kW·h),节能效果显著。     

650 MW超临界机组低压缸零出力技术的灵活性调峰能力及经济性分析

以某电厂650 MW超临界机组为研究对象,针对机组传统供热改造后"以热定电"调峰灵活性较差的运行问题,提出了"低压缸零出力技术"的工作原理和提高机组热电解耦能力的改造方案,并分析了"低压缸零出力技术"改造后的灵活性调峰能力及经济性。结果表明:额定工况发电负荷由改造前的458.6 MW降至353.3 MW;额定工况供热负荷由改造前的540.6 MW增加至821.95 MW;额定工况发电煤耗由改造前的238.2 g/(kW·h)降至201.7 g/(kW·h),可大幅提高机组的灵活性调峰能力和供热能力,经济效益显著。     

200MW机组低压光轴供热技术调峰能力及经济性分析

介绍了"低压光轴供热技术"的工作原理和改造方案,并对某电厂200MW机组采用"低压光轴供热技术"改造后的调峰能力及经济性进行了分析。结果表明:"低压光轴供热技术"改造后,机组带工业抽汽50t/h,额定工况下发电负荷为148.39MW,机组不带工业抽汽,额定工况下发电负荷为153.35MW;在相同的主蒸汽流量(659.7t/h)下,单机供热负荷增加了136.5MW,单机供热能力增加了64.35%,单机发电煤耗降低了90.9g/(kW·h);改造前全年机组平均发电煤耗约285.1g/(kW·h),改造后全年机组平均发电煤耗约263.22g/(kW·h),全年机组平均发电煤耗下降约21.88g/(kW·h)。可见,通过"低压光轴供热技术"改造后,可大幅提高机组的调峰能力和供热能力,经济效益显著,该技术具有广阔的推广应用前景。     

电站锅炉尾部烟气余热利用系统技术经济性比较

以某600MW超超临界燃烟煤机组为对比机组,对常规低温省煤器、低温省煤器前移和旁通烟道3种锅炉尾部烟气余热利用系统进行了热经济性与技术经济性比较.结果表明:回收锅炉排烟由122℃降温至90℃的余热,3种系统可使机组供电标准煤耗分别减小1.51g/(kW·h)、1.71g/(kW·h)和2.81g/(kW·h),需分别投资1 125万元、1 940万元和1 685万元,动态投资回收期分别为4.42a、8.66a和3.29a;低温省煤器前移对机组供电效率的提高不明显,但因应用水媒式空气预热器,受热面投资显著增大,因而技术经济性欠佳;由于节能效果显著,旁通烟道表现出最优的热经济性和技术经济性,建议对其进一步研究和推广应用.     

某600MW直接空冷系统运行优化研究

旨在科学指导空冷系统优化运行,实现节能减排,以某600MW直接空冷系统为技术依托,通过机组背压对机组出力影响试验和机组空冷风机耗功试验,以净出力法为指导,进行空冷系统运行优化试验研究,得到了机组不同负荷、不同环境气温下的最佳风机运行方式,以风机同操模式下的频率、机组负荷和环境温度的函数关联式编入机组控制系统中,并实现了空冷系统优化运行的自动控制。在年平均气温和平均负荷下,空冷系统运行优化使得机组供电煤耗下降0.6g/(kW·h)。     

超临界汽轮机的开发与展望

发展超临界机组是火力发电节约能源、改善环保和提高发电效率、开发大型机组、降低发电成本的必然趋势 ,是发展能与IGCC和PFBC相媲美的超超临界机组的前期技术。超临界机组已具有成熟的技术和良好的经济性能 ,并已为世界所共识。国内电网完全有必要安装 6 0 0MW及更大容量机组。上海汽轮机有限公司在与外商合作的基础上有充分能力开发容量为 6 0 0MW和更大的超临界机组     

700℃高效超超临界技术的发展

发展700℃高效超超临界燃煤发电技术对节约煤炭资源、提高发电机组的经济性以及改善环境都具有相当的优越性.国外高效超超临界研发计划均以镍基耐热合金和奥氏体钢的铸、锻、焊接工艺及转子冷却技术的研究为重点,均将燃煤电厂的蒸汽参数提高到700℃以上,同时大幅提高蒸汽初压力并采用二次再热循环技术.我国已具备发展700℃高效超超临界燃煤发电机组的良好基础,并且初步拟定了技术发展路线,确定的目标参数为压力≥35MPa、温度≥700℃、机组容量≥60× 104kW,争取在“十二五”末建立示范电厂.但我国高温材料基础研究较为薄弱,缺乏自主知识产权的高温材料数据库,这成为制约700℃高效超超临界发电技术发展的瓶颈.有必要制定高温材料的研究和开发战略,加大研发力度和投入,建立材料性能数据库程共享机制,从而形成完整得材料技术支撑体系.     

中国中长期碳减排战略目标初探(Ⅱ)——中国煤炭消费过程的碳排放及减排措施

中国能源领域排放的二氧化碳主要来自煤炭,因此煤炭消费过程中的碳减排措施尤为重要。煤炭的主要用户是发电部门,基于应对气候变化的需要,煤电行业的低碳途径不得不考虑采用CCS技术。不论是新建燃煤电厂,还是今后在传统电厂改建过程中增设CCS设施已是大势所趋,预计多数仍将采用MEA法脱除烟气中二氧化碳这一成熟技术。由于MEA法技术经济指标不够先进,估计10~20年内必将出现更先进的脱二氧化碳工艺技术。传统的燃煤锅炉增加CCS的经济效益已经逊于IGCC-CCS,预计2020年后IGCC电厂将成为新建煤电厂的首选方案。20年后采用临氢气化炉与燃料电池FC发电相结合、把高温的热能和甲烷的化学能直接转化为电力的IGFC高效燃煤电厂或将成功应用,IGFC综合能量转化效率比IGCC相对高出1/2~3/4,发展前景不可低估。钢铁、水泥和化工等高耗煤工业部门可通过节能和采用CCS技术降低碳排放,其余用煤的工业部门和分散用户则应考虑节能或用天然气等低碳燃料替代,间接起到减排效果。预计2050年燃煤发电和高耗煤工业总计将排放二氧化碳4.6Gt,如果二氧化碳捕集量是2.9Gt,则净排放量为1.7Gt。加上其他难以捕集二氧化碳的工业、部门及民用煤排放二氧化碳1.0Gt,合计二氧化碳净排放量为2.7Gt(情景A)。如果采用更先进的技术和严格的节能减排措施,可减少煤炭消耗0.31Gt标煤,减少二氧化碳排放0.5Gt,使煤源二氧化碳净排放量减少到2.2Gt(情景B)。无论哪种情景,实施CCS的任务都十分艰巨。     

我国应适当提高煤电的比重

我国2005年电源投资3228亿元,其中火电投资2270.6亿元,占70.3％;非化石电源投资957.4亿元,占29.7％.2010年我国电源投资3641亿元,其中火电投资1311亿元,占36％;非化石电源投资2330亿元,占64％.“十一五”期间,我国火电新增装机容量锐减,非化石电源新增装机容量剧增,而每年新增发电量则逐年减少.我国2006年火电新增装机容量9287×104kW,到2010年新增火电装机容量降为5872×104kW;我国2006年非化石电源新增装机容量1216×104kW,到2010年非化石电源新增装机容量上升到3256×104kW.每年新增装机容量可增加的年发量,2006年估计为5400×108kW·h,到2010年已降为4000×108kW·h左右.2010年我国电源投资中仅占36％的火电,却提供了64％的新增装机容量,而占64％的非化石电源只提供了约36％的新增装机容量,如果按新增发电量计,则火电机组提供的发电量比例更高.按中国电力企业联合会的规则,“十二五”期间我国非化石电源比例进一步增加,火电增幅继续下降.按火电机组等效容量计,2010～2015年年均增长率仅为8％,低于同期国内年均用电量增长率8.5％.鉴于我国的资源禀赋条件和“十一五”、“十二五“电源构成的变化趋势及其后果,建议我国应适应增加煤电的比重.     

降低发电煤耗 增加燃煤发电量

我国在今后相当一段时间内燃煤发电仍将占有主力地位,为了达到降低发电煤耗,实现用现有的煤多发电的目标,需要对现有燃煤电厂进行改造。首先,利用已掌握的技术改造现有电厂和建设新电厂,如缩短主蒸汽管道长度、提高二次过热温度、加强管道和阀门保温、用冷凝水冷却发电机、采用可调节气封、取较深处的海水作为电厂冷却水、降低锅炉排烟温度等;其次,利用最新技术就地改造20×104kW、10×104kW及12.5×104kW机组,就地改造投资少,不用再征地,生产辅助设备基本可用原有设施,节约的煤炭费用6年就能收回投资;第三,发展更高效的发电机组,提高蒸汽参数,特别是将蒸汽温度提高到700℃,可以把电厂的净效率提高到56%,煤耗可降至210g标煤/(kW.h),关键是研究开发一种新的耐高温的钢材,如果此项技术难题被解决,火电厂可减少1/3的燃煤量,大大降低二氧化碳排放量;第四,国家应大力改造工业锅炉,发展热电联产,利用供热来降低发电能耗。     

我国发电行业面临的形势和发展道路研究

截至2011年底,我国发电设备容量已达105576×104kW,非化石能源装机比重合计为27.50%,较2005年提高3.3个百分点;平均供电煤耗330g/(kW.h),较2005年下降11%;线路损失率6.31%,较2005年下降0.87%。发电行业的整体经济性和环保性指标有了较大提升,电力结构通过调整已有了向好的转变势头。但是,火电机组装机容量仍占到70%以上,而其中60×104kW以上超临界参数机组仅占33%,无法满足可持续发展的要求。发电行业正面临着来自市场、资源、环保的压力以及运营的不可持续性、无法为投资者带来回报的挑战,发展与困难都将是长期的。在面临长期发展困难的同时,由于全球能源产业革命、政策支持力度的加大以及较为旺盛的电力需求,也使发电行业面临着难得的历史性机遇。我国发电行业必须加快经济发展方式转变,加大科技投入,促进结构调整,提高可再生能源、清洁能源发电比重,推广火力发电新技术,大力改善火电机组结构,向综合化集约化方向发展,全面风险防范并提升综合实力。只有如此,才能适应未来发电行业的发展要求和走向。     

浅谈我国的IGCC型洁净煤发电技术

从我国发展洁净煤技术的必要性出发,分析了目前各种洁净煤发电的优点及存在的问题,得出整体煤气化联合循环(IGCC)具有可持续发展的诸多特性,是一种可实现高效低污染的先进燃煤发电技术;简要地分析了国外IGCC技术特点、发展现状和趋势以及我国IGCC发展的基础;得出几点对我国IGCC发展的启示,并指出了我国未来煤电的发展要求和发展方向。这对于以燃煤发电为主要格局的我国而言,发展洁净煤发电技术具有十分重要的意义。     

碟式斯特林太阳能发电系统最新进展

太阳能热发电技术中最具发展潜力的是碟式太阳能高温发电技术,尤其是近几年碟式斯特林太阳能发电技术更是令世界瞩目,它具有光电转换效率高、耗水量低、发电方式灵活及可逐步规模化等特点。目前,国内外碟式斯特林太阳能发电系统的研制方兴未艾,国外太阳能斯特林发电机制作及测试技术已趋于成熟,正处于中试和大规模推广阶段。国外主要的碟式斯特林发电系统包括SES公司的SunCatcher单元、Cleanergy公司的Eurodish单元、Infinia公司的PowerDish单元等。国内碟式斯特林太阳能热发电技术研究取得了一些成绩,但总体来说,目前还未获得实质性的进展,相关研究尚处于初级阶段。碟式斯特林太阳能发电系统的核心部件是太阳能斯特林发电机,其某些关键部件的研发难度较大,如高温太阳能吸收器、高效回热器、工质密封、功率和转速控制等。要攻克这些关键技术,需要国内外相关部门的大力支持。我国科研工作者应通过各种形式与国外斯特林发电机制造商及科研机构进行技术合作,逐渐掌握此项技术;或者借鉴国外的研制经验自主研发,然后通过示范推广,建设大型碟式斯特林太阳能发电厂。     

中国电力可持续发展的出路和方向

中国2008年能源消费总量28．5×10^8t标煤,其中煤炭消费量27．4×10^8t,原油消费量3．6×110^8t,天然气消费量807×10^8m^3．电力消费量34502×10^8kW·h。中国电力工业在节能减排的推动下发展,2008年全国供电单耗349g标煤／（kW·h）,同比下降7g标煤／（kW·h）,线损率6．64％,同比下降0．33个百分点,关停小火电1669×10^4kW。2009年国家能源新政给电力行业发展带来新的契机,2009年电力投资5800亿元,电力工业结构调整列在2009年中国能源新政任务的首位。中同新能源发电已进入全新发展期：核电将成为取代常规火电的主力军;风电潜力大,发展速度惊人,但问题也不少：水电发电量居世界第一,但仍存在制约水电发展的问题;太阳能光伏发电发展迅速,前景看好。     

促进IGCC发电技术在我国发展的建议

本文对当今洁净煤技术之一的整体煤气化联合循环的系统进行了介绍,分析了该技术的主要优点、存在的主要问题,介绍了发达国家在该技术领域的发展趋势和当前的主要工程实践。分析认为,当前在节能减排压力日渐增大的前提下,相对超超临界等发电技术而言,IGCC作为可预见的高效发电技术,在碳减排技术环节具有强大的优势。因此,当前大力发展IGCC技术是我国电力工业必然选择。通过分析,本文同时对我国发展该技术提出了建议。     

太阳能与燃煤机组混合发电方式的热经济性研究

阐述了分别从锅炉蒸发受热面、高压加热器汽侧和汽轮机低压缸引入太阳热能与燃煤机组进行混合发电的3种集成方案,定义了太阳能热电转换率、单位时间节煤量及太阳能热贡献率等评价指标,并以某300 MW燃煤机组为例,应用变热量等效焓降法计算理论对3种太阳能与燃煤机组混合发电集成方案的热经济性指标进行了计算和比较,确定了混合发电的最优集成方式,并对其经济性进行了初步分析.结果表明：混合发电集成方案2-1（取代2号高压加热器抽汽）的热经济性指标、运行安全性和稳定性均较好,因此选取方案2-1作为混合发电最优集成方案;太阳能的单位发电成本为0.63元/（kW·h）,低于单纯太阳能发电站的0.75～1.85元/（kW·h）.