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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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4月30日,包含美、英、德、法、日、意、加在内的七国集团(G7)气候、能源和环境部长会议达成一致并发表联合声明:同意在2035年或在与控制温升在1.5°C之内的时间表一致的情况下,淘汰能源系统中现有的未经减排措施(unabatedcoalpowergeneration,它们在运行时不使用任何减排技术,如碳捕集和存储技术
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