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中国煤炭清洁利用高效发电之路

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发表于 2013-4-17 05:41:39 显示全部楼层 |阅读模式
本文由 马后炮化工论坛转载自互联网
习近平同志最近强调:能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题,对国家繁荣发展、人民生活改善、社会长治久安至关重要。面对能源供需格局的新变化、国际能源发展新趋势,保障国家能源安全,必须推进能源生产和消费革命。


改革开放来,我国电力行业随着国民经济长期保持高速发展,总装机容量从1978年的5700万千瓦,增加到2013年底12.4亿千瓦,年平均增长速接近10%,总量增加二十多倍。能源和环境问题日趋严重。中国在这个问题上实际上已被逼到“墙角”,是“矛头”的指向。煤炭占据我国能源消费总量的66.6%,现在是、将来(直到2050年或更晚)依然是我国能源的主力,这是我国能源禀赋国情决定的。推进能源生产革命,就必须走煤炭清洁高效利用之路。而中国的煤炭有47%用于发电,将来可能增长到70%,因此,煤炭的清洁高效利用,最终还要落实到煤炭清洁高效发电上来。

中国电力行业这几十年来在技术层面上也已经取得了举世瞩目的成绩,主力机型从高压、超高压,发展到亚临界、超临界,直至当期的超超临界;平均供电煤耗从1978年的470g/kW.h逐渐下降到2013年的321g/kW.h。未来的煤炭清洁高效发电应怎么走?需要做好四件事:第一,大胆创新,努力开拓各种先进发电技术,推动煤炭清洁高效发电技术的全面发展;第二,改造落后产能,深度挖掘在役机组的节能潜力,提高燃煤机组的整体效益;第三,大力研发性能监测技术,为生产管理和运行优化提供丰富、全面的性能数据和实时运行情况,以保障电力设备安全、高效运行;第四,开展生产管理优化、运行方式优化,提高电力生产信息化、智能化水平,向科学管理和高效运行要效益。

开拓先进发电技术

截止到2013年底,我国火电装机容量占总装机容量的69.13%,预计到2020年底,我国总装机容量将达17亿千瓦,火电装机容量仍将占64%左右,这就意味着火电装机容量需要从目前的8.6亿千瓦增加到约11亿千瓦。未来新建机组将采用什么样的形式,什么样的参数,是一个值得非常关注的问题。从19世纪末,现代火力发电技术成型以来,提高发电厂效率始终是电力技术界不懈的追求。随着材料技术的不断进步和热能动力理论的日臻完善,蒸汽的参数经历了低压、中压、高压、超高压、亚临界、超临界直至超超临界的发展过程。而热力系统也从单纯的朗肯循环发展为回热循环、再热循环。

随着效率的提高,发电机组的单位造价也在不断攀升,特别是二次再热机组,虽然已属成熟技术,但系统复杂,投资高。在目前的技术条件下,与一次再热相比,其获得的效率收益难以补偿投入的增加。上世紀90年代末,美、日、欧等制定了下一代高效超临界机组的发展计划,期望发展以镍基超级合金为基础的700℃等级一次再热或两次再热高效超临界技术,中国目前也已制定了自己的700℃计划。与现有600℃超超临界机组相比,效率可以再增加3%。

发展高参数的机组,耐热合金是基础,但价格也随之扶摇直上。700℃等级镍基超级合金极其昂贵。以主、再热蒸汽管道为例,用于700℃的Alloy263合金价格为用于600℃的P92的约9-10倍。按估算,与现有600℃等级机组相比,700℃电厂的造价约为前者的一倍。与获得的收益相比(效率升高3%,相当于煤耗下降20克/千瓦时),商业价值很差。

那么参数提高是不是唯一的途径?“外三”电厂提出的高低位分轴布置汽轮发电机组很好地回答了上述问题。针对二次再热机组增加了压力较低的大直径二次再热管道带来的布置困难、价格昂贵、增加了系统阻力、增加了散热损失、大大增加了系统储存的蒸汽量、显著增加了汽轮机负荷调节惯性等诸多问题,“外三”提出把汽轮机的高、中压汽缸放到锅炉上去。高压缸、第一中压缸的高位布置消除了主蒸汽管、第一冷再热蒸汽管、第一热再热蒸汽管和第二冷再热蒸汽管,不仅可以充分发挥二次再热机组的优势,还省去了昂贵的高温管道成本,减少了管道的阻力损失,同时还可以提高机组的设计容量。通过外三电厂的开创性设计,首次将汽轮机的设计热耗降低到 7000kJ/kW.h以下。可见常规的思路不一定是符合发展的最优思路,打破常规思维,开拓新办法往往能出奇效。



燃煤超超临界蒸汽电站(USC)是不是煤炭高效利用的唯一重点方向呢?欧盟AD700计划(37.5MPa/700℃/720℃,η=52~55%),自1998年已开展了10余年,因其须使用大量昂贵合金材料而至今未商业化。我国28MPa、600℃超超临界参数锅炉所用的材料P91、P92主要靠进口。若要进一步提高蒸汽温度(如720 ℃或以上)和相应压力,在材料方面会有更高的要求,材料的价格是一大关键。另外,煤直接燃烧的烟气中CO2 浓度低、压力低、处理的烟气体积流量大,从烟气里收集CO2代价很大。按目前的技术,CO2捕捉和埋存使整个燃煤发电效率降低11个百分点,投资将增加1倍。燃煤超超临界蒸汽发电从技术、经济、常规污染物的脱除、CO2减排上都具有一定先天性的缺陷。而整体煤气化联合循环发电(IGCC)技术则正好解决了这个问题。

IGCC源自于20世纪70年代西方国家在石油危机时期开始研究和发展的一种技术,通过将煤转化为粗煤气,然后经过除尘、脱硫等净化工艺成为洁净煤气,再供给燃气轮机做功发电,燃气轮机排气给余热锅炉,产生的蒸汽去汽轮机做功发电,从而实现联合循环发电。由于其特殊的处理过程,导致IGCC具有如下优点:1)排放低,脱硫效率达到98%,脱氮效率达到90%,粉尘排放接近于零,CO2排放可减少1/4;2)效率高,其示范电站效率42%~46%,净效率具有超过50%的潜力;3)耗水量比常规蒸汽循环电站节水30%~50%;4)燃煤后废物处理量少,脱硫后还可副产元素硫或硫酸;5)可进行煤炭资源综合利用,根据需要进行多联产,将煤气转化为热能,燃料气和化工产品,并进行CO2捕获,实现接近零排放等。

经过上世纪70年代的第一代增压锅炉型联合循环/余热锅炉型联合循环,20世纪90年代的第二代水煤浆/干粉供煤方式、纯氧气化、常规湿法+部分高温净化煤气和再热蒸汽循环等方式,经过不断的试验调试,技术攻关,IGCC开始从商业示范走向商业应用阶段。目前世界范围内可实现IGCC净效率约43~45%,投资成本900~1300US$/kW.h左右。第三代IGCC技术将采用先进干粉煤气化技术(输运床,流化床),空气气化,高温净化煤气,并采用更高级别燃气轮机等技术,使得其性能和经济指标都大大提高。采用GE公司9H型燃气轮机和经过优化设计的IGCC方案,其净效率预期可以达到51%。但由于IGCC电站造价高昂,如华能公司在天津建成一套266MW的IGCC电站,首套单位造价为12000¥/kW,而常规超临界机组的造价仅为¥4000/kW左右,所以以气化为基础的IGCC只用于发电在经济上有较大问题,暂不适合推广。

如果以煤气化技术为核心,通过化工合成与动力生产过程的集成耦合,开展煤炭物质和能量梯级转化与利用多联产,一方面其技术上有良好继承性和可行性,有良好经济效益和环保性能,另一方面,其具有捕捉CO2的天性,是实现未来CO2捕捉和埋存的途径,对于中国乃至世界都具有非常重要的战略意义。采用煤气化多联产方案,无需特殊的技术突破,易与天然气化工过程衔接,富集的 CO2容易捕捉和分离,这是中国CO2减排的战略方向。煤气化多联产过程相互耦合,实现能量流、物质流、?流等总体优化,电力与化工在运行中可起相互调峰的作用。如采用化工生产与动力过程的串联耦合无水煤气变换的方式,尽可能利用合成气的高温显热,采用离子膜分离制氧技术降低制氧的能耗,再配以1700℃燃气轮机技术,水煤浆预热技术等,可以将系统效率提高到57.3%。
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