发布时间 : 星期二 文章煤洁净高效利用研究 - 图文更新完毕开始阅读4a334a2c0166f5335a8102d276a20029bd6463bf
煤炭高效洁净化利用的发展路线主要有：煤炭高效燃烧及先进发电、火电厂脱硫、脱硝、减排技术利用、煤炭洁净转化、IGCC高效洁净利用技术应用前景研究等。
2.1 煤炭高效燃烧及先进发电
“十一五”规划指出：我国电力工业发展要以大型高效环保机组为重点优化发展火电；建设大型超（超）临界电站和大型空冷电站；推进洁净煤发电，建设单机600MW级循环流化床电站，启动整体煤气化燃气—蒸汽联合循环电站工程；鼓励发展坑口电站，建设大型煤电基地；适度发展天然气发电，加快淘汰落后的小火电机组。 同时，大力发展以燃煤发电为主的节能降耗发电技术，加强发电装机结构调整和发电能源结构调整，提高燃煤污染物处理的数量和质量，发展能源综合利用、梯级利用，积极实施“绿色煤电”为代表的燃煤联合循环工程。因此，发展高效、洁净的燃煤发电技术已成为我国节能减排的重要途径之一。目前，高效的燃煤发电技术主要有：超（超）临界机组、循环流化床燃煤发电、整体煤气化联合循环、富氧燃烧、二氧化碳排放与控制及火电厂污染物排放控制等技术。 2.1.1 超超临界机组发电研究
超超临界燃煤发电技术是我国迫切需要、符合我国国情的一种洁净煤发电技术。超超临界发电技术是在超临界燃煤发电技术的基础上，通过进一步提高主蒸汽的温度和（或）压力等级来不断提高发电效率，进而不断地提高燃煤发电机组的节能环保水平。因此，发展超超临界机组是我国发电业进行结构调整、实现又好又快发展的一个重要方向。图2.1为2004年全球超超临界机组的情况。
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图2.1 全球超超临界机组的情况（2004）
从物理意义上讲，水的物性只有超临界和亚临界之分，超超临界和超临界只是认（人？）为的一种区分，世界上尚未有统一的规范。一般认为，当某一机组的主蒸汽参数至少满足下列条件之一时，即认为该机组属于超超临界机组：1）主蒸汽压力大于等于27MPa；2）主蒸汽压力大于等于24MPa，且主蒸汽温度大于等于580℃（主蒸汽温度大于等于580℃，或/和再热蒸汽温度大于等于580℃）。
目前，蒸汽参数达到32MPa、600/610℃的超超临界发电机组技术已经趋于成熟，发电效率可达到42～44%。但是，采用煤粉燃烧技术的锅炉在减少污染物排放方面，只能对烟气进行处理，尤其是分离与捕集CO2，其技术经济劣势是显而易见的。据估算，发电厂效率每提高10个百分点，就可以减少约24%的所有气体与固体污染物排放，因此，超超临界机组面临着进一步提高蒸汽参数以大幅度降低排放的挑战。
煤粉燃烧锅炉的蒸汽温度在过去的30年中提高了约70℃，压力也相应提高到24～35MPa，温度达到600～610℃左右，预期在未来的20～30年蒸汽温度还将大幅度升高。随蒸汽温度进一步提高，除了受热面管钢材高温强度的要求以外，烟气侧管外金属腐蚀问题将更加突出。煤粉燃烧火焰中，煤中可燃硫均生成SO2，大部分呈挥发性态的K、Na等化合物与SO2生成硫酸盐；而煤中不可燃硫主要是以硫酸盐形式残留灰中，二者均会沉积在金属管表面形成腐蚀性灰沉积物，在超过其熔点的温度范围内就对金属产生不同程度的腐蚀，成为在高温工况下管外壁金属腐蚀破坏的最主要原因。在金属壁温600～710℃范围，以熔融的复合硫酸盐腐蚀为主，腐蚀最为强烈，是最大腐蚀速率区。当超过750℃后，焦硫酸盐
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挥发，腐蚀速率将降低。因此，蒸汽参数直接提高到700℃以上的一个突出优点是可以避开受热面管金属的最大腐蚀速率区，将来蒸汽温度有望直接跃至700℃以上。对蒸汽温度760℃，压力35 MPa的750MW燃煤超超临界发电机组的技术经济可行性研究表明，电厂净效率将达到45%（基于高位发热量），如果采用两次再热方式，效率可达到47%，所有气体与固体污染物排放将减少约1/4。 2.1.1.1 国内超超临界机组发展情况
现阶段我国超超临界机组主要分布在沿海地区和电力缺口较大的区域。提高蒸汽参数和采用最先进的多种技术成果是新一代超超临界机组提高机组发电效率，降低发电煤耗，减少污染物排放量，节约水资源的根本出路。根据我国各地区现状，综合分析机组造价和综合效益，将超临界机组和超超临界机组的基本参数确定为25～28MPa，540～605℃，容量为600MW、900MW、1000MW等级。超超临界锅炉采用了多级配风的低NOx燃烧器，实现首先在火焰内脱氮的新概念。除此以外，采用降低水冷壁的热负荷，均衡炉膛内的温度分布的技术措施，对于降低NOx污染物取得了良好的效果，SO2的排放控制主要通过烟气脱硫装臵来实现。
自2002年8月，国家863计划“超超临界燃煤发电技术”正式立项以来，我国开始发展研究超超临界燃煤发电技术。2006年12月30日，华能玉环电厂首台百万千瓦超超临界机组投产。华能玉环1000MW燃煤机组性能考核指标见表2.1。
表2.1 1000MW燃煤机组性能考核指标
考核指标 单位 1号机组 2号机组 g/kWh 270.6 271.6 发电煤耗 g/kWh 283.2 283.9 供电煤耗 % 4.45 4.43 厂用电率 NOx mg/m3 270 288 SO2 mg/m3 17.6 18.1 烟尘 mg/m3 39 34 玉环电厂1号机组热效率超过45%，发电煤耗设计值为272.9 g/kWh，比常规超临界600MW机组低7～11 g/kWh，比亚临界600MW机组低18 g/kWh。如果玉环电厂4台机组全部投产，按年设备利用小时数5500小时测算，每年比发
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相同电量的亚临界机组少用40万吨标准煤，比超临界机组少用20万吨标准煤。如果全国燃煤电厂都能达到玉环电厂设计能耗水平，按2006年火电发电量测算，全国可节约原煤2亿多吨，接近2006年全国用煤增长量。
节约煤炭，也就相应减少了燃煤发电所产生的污染物排放。通常电厂发电效率每提高1%，二氧化碳的排放将减少2%。玉环电厂4台机组全部投产后，与目前国内装机技术水平较高的超临界机组相比，每年可少排放二氧化碳50多万吨、二氧化硫2800多吨、氮氧化物约2000吨。
到2006年底，已有40余台，近30000MW超临界燃煤发电机组投产运行，其中有3台1000MW超超临界机组投产发电。1000MW级超超临界机组设计供电煤耗291～292g/kWh，达到国际先进水平。据不完全统计，目前投产、建设和订货的600MW、1000MW超（超）临界燃煤机组达150余台。其中4台1000MW超超临界机组已投产发电，40余台1000MW、10余台600MW超超临界燃煤机组已完成工程项目招标。
我国从上世纪80年代引进300MW、600MW亚临界火电机组的制造技术，到完全消化吸收，用了近20年时间。国产超临界发电技术从新世纪元年起步，到投入商业化运行，只用了3年时间。而国产百万千瓦超超临界技术从项目研发到2006年玉环电厂首台机组投运，仅用了4年时间。应当说，这种跨越式的发展正是发电业和电站装备制造业共同进步、共同发展的必然结果。在“超超临界燃煤发电技术”的研发和应用下，我国发电业及电站装备制造业的整体水平跃上了一个新台阶。
2.1.1.2 国外超超临界机组发展情况
上世纪60年代初，美国、俄罗斯和日本就开始发展超临界大型机组。超临界压力机组早期发展的蒸汽参数定在压力25MPa，蒸汽温度560℃左右。由于压力温度的提高，主要耐热材料提高了级别，系统辅机阀门全部更新，直流锅炉的采用加上系统的复杂化，致使早期的超临界压力机组故障率很高，发展速度较慢。80年代以后，随着金属材料的进展，辅机及系统方面的成熟，超临界技术得以迅速发展。单机最大容量己达1200～1300MW。经过四十多年的不断完善和发展，超超临界参数的机组也已经成功地投入商业运行。
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