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1燃煤电厂经济性现状和原因分析

1998年，全国的电站装机总容量为2.773亿千瓦，其中火电机2.1亿千瓦，占总装机的75.5%；水电6507万千瓦，占23.5%；核电210万千瓦，占0.8%。至1999年，全国的电站装机总容量增加为2.94亿千瓦，年增长6.1%。

火电300MW及以上的燃煤机组（亚临界机）总共6924万千瓦，占火电总装机的33.0%。300MW以下（不含300MW）的燃煤机组总共14493万千瓦，占火电总装机的67.0%：其中高压100MW机140台，1400万千瓦，占6.67%；超高压125MW机134台，1675万千瓦，占7.98%；超高压200MW机179台，3580万千瓦，占17.05%；苏制超高压鲍曼级210MW机17台，357万千瓦，占1.7%。

100MW以下（不含100MW）的高压、中压、低压参数机组，共7060万千瓦，占33.6%。

300MW以下（不含300MW）的燃煤机组，一般设计于50年代末至70年代初，但采用的都是前苏联四十年代的汽轮机设计技术。经济性低、煤耗大，相应的SO2和CO2的排放量也大，对环境产生较大污染。统计的供电效率和煤耗见表1-1，电站烟气排放见表1-2。

表1-1 火电机和燃气轮机电站效率比较

简单循环联合循环

汽轮机电站燃机电站燃气-蒸汽电站

类型中压高压超高压亚临界超临界1200-1300双压/三压

供电效率%21-2329-3134-3537-3839-4132-4248-58

折合的供电标煤耗

克/度585-534424-396361-351332-323315-300384-293256-212

发电效率%29-3037-3841-4245-4647-49

表1-2 火电机和燃气轮机电站烟气排放比较

电站汽机电站（有脱硫）联合循环电站

NOX< 70×10-6< 10×10-6

SO2 去除率     %9099

粉尘        mg/Mj129极少

   由表1-1、表1-2可见，占火电总装机33.6%的100MW以下的燃煤机组，不但设计技术落后，而且采用的是低参数（初温、初压低）的循环，因此经济性差，煤耗高、污染严重。

   火电机组经济性差最根本的问题还在于循环本身，这可以从卡诺循环看出。卡诺循环是一个理想的热力循环，永远也无法达到的，它在热机方面的贡献在于：指出了如何提高热机效率的方向。汽轮机的发展就是这样的：为了提高平均吸热温度，采用多级回热、再热、高温/高压等措施，研制了超高压机、亚临界、超临界、超超临界机；为了降低平均放热温度，采用低的凝汽压力，大循环水倍率等。卡诺循环见图1-1。

图1-1   理想卡诺循环

理想卡诺循环效率见表1-3。

表1-3  理想卡诺循环效率

热机类型汽轮机循环燃气轮机循环联合循环

最高吸热温度  ℃53513001300

平均吸热温度  ℃400750750

最高放热温度  ℃3560035

平均放热温度  ℃2531025

热机极限效率  %564371

实际效率水平  %35-4128-3860

    理想卡诺循环由无损失的等熵压缩、等温吸热、等熵膨胀和等温放热构成，实际是无法达到的。热机按平均吸热温度和平均放热温度可以估算出循环的极限效率，从而判定热机改进的潜力还有多大。

由表1-3可见，汽轮机循环效率低的根本问题是平均吸热温度低，而燃气轮机效率不高的根本问题是平均放热温度太高。燃气-蒸汽联合循环正是一种有高平均吸热温度和低平均放热温度的循环，所以有最高的循环效率。

2 燃煤电厂改造成联合循环的可行性

燃气轮机循环如图2-1，燃煤电站循环如图2-2。

图2-1  燃气轮机电站循环

图2-2  燃煤电站循环

    空气经滤清器进入压气机压缩成高压空气（大约10-30ata），被引入燃烧室喷油（或气体燃料）燃烧，并混合成1200-1400℃的高温燃气，高温燃气在涡轮机内膨胀作功（热能转变为机械能），作功后的燃气排向大气（大约550-600℃），形成开式循环。典型燃气轮机的性能见表2-1。

表2-1  典型燃气轮机性能

制造商/机型燃机功率  MW效率  %排气温度  ℃

GE/9FA25636.8609

GE/9E12334538

西门子/V94.3A25538.5577

ABB/GT2626538.5640(两次燃烧)

三菱/701G33439.5587

  燃气轮机电站有很快的启动性能,优良的调峰和两班制运行能力,见表2-2。

表2-2  启动时间比较   （分）

启动方式汽机电站  燃机电站  联合循环电站  

冷态360-48020120-180

温态1801060-90

热态90218-30

  联合循环的焓熵图和系统简图见图2-2、图2-3。

图2-2  联合循环焓熵图

图2-3  燃煤电站改造成联合循环电站的系统简图

图2-2上部是燃气轮机循环，称为顶循环，下部是汽轮机循环，称为底循环。顶循环的排气温度高于底循环的进汽温度，用顶循环的排气在余热锅炉里加热底循环的给水，产生蒸汽在汽轮机里作功。这部分功相当于无煤耗功，是利用燃气轮机废气产生的，功率大约等于燃气轮机功率的一半。因此，联合循环效率比燃气轮机效率高约1.5倍。

图2-3是联合循环系统简图。如果用汽轮机电厂改造，除增加一台燃气轮机发电机组（大约为汽轮机功率的两倍）外，还要将原锅炉、储煤、输煤、制粉等系统拆除，新加一台余热锅炉，系统也要相应改造。一般燃气轮机发电机组是整体车厢式露天安装，可以不用厂房。

燃煤电厂改造成联合循环电站有三种方式，余热锅炉型效益最好，改造投资大些。

2.1 余热锅炉型（图2-4）

图2-4 改造成余热锅炉型联合循环

  在现有的蒸汽轮机电站的基础上，用一台或多台燃气轮机和余热锅炉来取代原有的燃煤锅炉。燃气轮机的排气在余热锅炉不用补充燃料燃烧。在改造单台大功率的蒸汽轮机时，宜采用多台燃气轮机和余热锅炉的组合方案，这将有利于提高电站部分负荷工况的效率。

    燃气轮机功率（PG）选取与蒸汽轮机功率（PS）、燃气轮机排气量、排气温度、余热锅炉的换热效率等有关，一般取PG/ PS =1.5-2.0范围,由最佳配比关系来选择燃气轮机的容量和台数。

    改造后电站的效率与所选用的燃气轮机性能、余热锅炉参数以及蒸汽轮机循环系统和参数等因素有关，其中以燃气轮机效率和参数的影响最大。目前使用得比较普遍的是双压/无再热的临界参数以下的循环方式，这种方案的联合循环效率已可超过52%，投资费用比较低廉。通常，燃气轮机的排气温度低于538℃时，则不宜采用再热循环方式。

    余热锅炉既可以采用强制循环方式，也可以采用自然循环方式。欧洲的制造商较多地选用立式强制循环，而美国制造商则偏向于用卧式自然循环。目前选取卧式自然循环较多，因为它的运行可用率较高，厂用电消耗少，运行维护方便。缺点是安装场地要求较大，启动时间略长些。通常，在设计余热锅炉时，排烟温度不能低于烟气的酸露点；在燃用无硫燃料时，排烟温度最好不低于烟气的水露点。

    为了使燃气轮机能够单独运行，可以在燃气轮机与余热锅炉之间的排气管道中安装烟气旁通伐，排气可直接通向烟囱。要特别注意确保这些伐门的严密性，以防在联合循环运行时漏气，影响机组的功率和效率。

    鉴于现成的燃煤电站汽轮机的概率寿命要比燃煤锅炉长，因而在电站改造时，保留原有的汽轮机是可行的。但是汽轮机本身及其给水系统需要做适当改造，内容包括：