大型发电技术发展现状及趋势

邓清华，胡乐豪，李 军，丰镇平(1.西安交通大学 能源与动力工程学院 叶轮机械研究所，西安 710049；2.陕西省叶轮机械及动力装备工程实验室，西安 710049)

电能是用途最广泛、使用最便捷、环境最友好的一种二次能源，对国民经济的发展和人民生活水平的提高具有非常重要的作用[1]。

当前，世界各国的电力系统大多采用大机组发电、大电网互联的集中供电模式，其中单机功率超过300 MW的大型电能生产方式主要有燃煤火力发电、重型燃气轮机及联合循环发电、核能发电三种，尽管其发展历史不长，但在需求的牵引下，其技术已取得长足进步。

世界上第一座燃煤电厂于1875年在法国巴黎建成，标志着电力工业的开端，其后历经140余年的发展，燃煤火力发电的容量从最初为电厂附近照明的数千瓦，发展到最大单机单轴容量1 240 MW，双轴容量1 350 MW的水平，新蒸汽压力达到35 MPa，新蒸汽温度达到610 ℃，一次和二次再热温度达到630 ℃。

燃气轮机从20世纪50年代起应用于发电领域，由于当时发电效率低，只作为紧急备用电源和调峰机组使用。20世纪80年代，随着燃气轮机单机功率的提升，以及燃气-蒸汽联合循环技术的成熟，燃气轮机在发电领域得到了发展。用于发电的燃气轮机主要是重型燃气轮机，当前先进J级重型燃气轮机的透平进口温度达到1 600 ℃，单轴机组的容量达到519 MW，燃气-蒸汽联合循环发电效率为60%～63%。

核能在发电过程中不产生污染物的排放，从诞生之日便一直受到广泛关注。从20世纪50年代开始，核电技术历经近70年发展，已经从第一代的示范性验证技术以及第二代的商业化、标准化的核电技术，发展到以美国AP1000和法国EPR技术为代表的第三代更安全、更高功率的核电技术。CAP1400和“华龙一号”作为我国第三代核电技术的代表，现已成为核能发电技术的主流。目前，第四代高温气冷堆核电技术已取得突破，世界首座210 MW高温气冷堆核电站落户山东荣成石岛湾，600 MW等级的高温气冷堆示范项目也在实施中。

本文综述了大型燃煤火力发电、重型燃气轮机发电、核能发电三种技术的行业应用现状、指标参数以及技术瓶颈，分析比较了以上三种大型发电技术的优势及当前存在的问题，以期为大型发电技术的发展提供参考。

1 大型燃煤火力发电技术

1.1 火力发电现状

火力发电是当前我国主要的电能生产方式，但其占比逐年降低。截至2018年底，我国火电装机量为11.4亿kW，占全国总装机量的60%，全年发电量为49 231亿kW·h，占全国发电总量的70%[2]，根据中电联从2013年到2018年发布的火电装机容量和发电量及其占比的相关统计可以看出，火力发电占全行业的比重不断下降，其原因主要是新能源、核能的兴起，以及环境污染、能源短缺等因素。中电联预测，到2030年，火电装机容量的比重将下降到51%，到2050年为38%。

2006年，我国首台26.25 MPa、600 ℃、600 ℃的1 000 MW超超临界机组在华能玉环电厂运行，该机组热效率为45%，供电煤耗为288.5 g/(kW·h)。根据中电联发布的2017全年实际运行加权的年均供电煤耗数据，全国所有超超临界1 000 MW机组的平均供电煤耗为282.81 g/(kW·h)，其中最低为山东莱芜二次再热1 000 MW机组的270 g/(kW·h)，这标志着我国燃煤发电机组的设计、制造、运行水平和整体能耗指标达到国际先进水平。表1列出了1 000 MW超超临界机组额定工况汽轮机热耗和发电煤耗指标。

表1 1 000 MW超超临界额定工况汽轮机热耗和发电煤耗指标

另外，燃煤火电机组烟尘、硫化物及氮氧化物的排放数据不断降低。截至2017年底，全国燃煤电厂100%实现烟气脱硫，92.3%在运机组实现烟气脱硝。2017年烟尘、SO2、NO2排放量分别为0.06 g/(kW·h)、0.26 g/(kW·h)、0.25 g/(kW·h)，相比于2012年的0.4 g/(kW·h)、2.3 g/(kW·h)、2.4 g/(kW·h)，均有显著下降。表2给出了华润贺州电厂一期(2台1 000 MW)污染物的排放量。

除了对燃煤电厂进行脱硫、脱硝改造，发展燃煤清洁发电技术是解决燃煤电厂污染物排放的根本途径。燃煤清洁发电技术主要有增压流化床联合循环(PFBC)发电技术、整体煤气化联合循环(IGCC)发电技术，以及高效超超临界(USC)燃煤发电技术[3-4]。

表2 华润贺州电厂一期污染物排放量

总体上说，我国的燃煤火力发电已从高速增长阶段向高质量发展阶段转变，全国发电总量已从“供不应求”变为“供大于求”，大部分燃煤电厂无法满负荷运行[5]，宽负荷高效回热系统研究成为提高电厂低负荷运行效率的重要途径。研究表明，通过将汽轮机的经济运行工况向低负荷侧调整，可以取得较好的节能效果[6]。另外，燃煤电厂正朝着智能化运行方向发展，利用智能化设备和数据管理软件，对电厂的设备实行实时操控和调节，随时随地开展信息化数据的搜集与优化，形成“自分析、自诊断、自适应、自组织、自提升”的运行优化系统，对机组进行灵活监视、智能监视，实现机组高效环保运行，从而降低发电和运营成本[7]。

1.2 汽轮机关键技术及现状

我国大型汽轮机生产商有上海电气电站设备有限公司汽轮机厂(上汽)、东方电气集团东方汽轮机有限公司(东汽)、哈尔滨汽轮机厂有限责任公司(哈汽)。表3给出了我国三大汽轮机制造商1 000 MW超超临界汽轮机的技术特点[8]。

表3 我国1 000 MW超超临界汽轮机技术特点

为进一步提高燃煤火力发电的效率，我国从2009年起加快了对超超临界二次再热汽轮机的研发。2015年6月，东汽首台超超临界二次再热机组(31 MPa、600 ℃、620 ℃、620 ℃)在华能安源电厂运行[9]。同年11月，上汽1 000 MW超超临界二次再热机组在国电泰州电厂投运。汽轮机新蒸汽温度和压力的提高以及超超临界二次再热机组的发展，对汽轮机叶片以及转子的强度、耐高温和耐腐蚀性能提出了更高的要求。现代的超临界和超超临界汽轮机的主要结构材料采用铁素体钢，传统的CrMoV、12CrMoV材料在566 ℃条件下达到性能极限[10-11]，先进的10%Cr含量的铬钢耐温极限达到600 ℃。上汽于2006年将其应用在我国首台600 ℃的玉环超超临界机组上，至今已有100多台的业绩；而9%Cr含量的铬钢耐温极限达到620 ℃，上汽于2013年将其应用在我国首台620 ℃的超超临界机组上，至今已有近50台的业绩。由于在耐高温材料方面的研究不断进步，2018年我国汽轮机机组的设计参数提高到了630 ℃。

现阶段，对于汽轮机材料的研究主要致力于开发能够在700～800 ℃高温环境中有耐氧化和耐腐蚀性的新型材料[12]。另外，汽轮机的大型叶片一般是通过锻造工艺进行加工，其锻造技术对汽轮机长叶片结构强度有很大影响[13]。

提高机组热效率，改善汽轮机在低负荷时的运行效率，优化汽轮机设计制造体系，是汽轮机的发展方向。未来，汽轮机将偏向于多品种、多功能、高效率、开发周期短的个性定制模式[14]。

2 重型燃气轮机及联合循环发电技术

2.1 燃气轮机发电循环及特点

燃气轮机启动性能好，占地小，耗水量少，且以天然气、煤气等为燃料，对环境污染小，发电是其主要应用之一[15]。截至2017年底，我国燃气轮机发电机组装机容量为7 629万kW，占全国电力装机容量的4.3%，发电量1 528亿kW·h，占全国总发电量的2.4%。

燃气轮机的基本循环是布雷顿循环。为了提高循环效率以及功率输出，基于布雷顿循环发展出简单循环、回热循环、间冷循环、再热循环及以上循环组合的复杂循环。

燃气轮机的排烟温度很高，为充分利用其能量，往往将燃气轮机、余热锅炉和蒸汽轮机组合成燃气-蒸汽联合循环系统。当前常见的燃气-蒸汽联合循环有余热锅炉型、补燃余热锅炉型和增压锅炉型三种基本形式。

相比于以天然气为燃料的燃气-蒸汽联合循环，整体煤气化联合循环(IGCC)更符合我国“缺油、少气、富煤”的能源结构。IGCC是将煤气化技术和燃气-蒸汽联合循环集成的发电系统，煤先在气化炉中气化为中低热值的煤气，净化后送入燃气-蒸汽联合循环系统的燃气轮机中燃烧做功。IGCC能将污染物排放问题在燃料燃烧前解决，实现在燃烧过程中“低排放”。煤气化过程不仅可以用于发电，还可以生产燃料，实现多联产综合利用，降低生产成本。

然而IGCC发电技术成本高，发电功率小，运行可用率低。目前我国IGCC电站还处于试验阶段，250 MW华能天津IGCC示范电站现已成功并网发电。2018年，该电站连续运行164天，成为世界上连续运行周期最长的IGCC电站，为我国IGCC进一步发展奠定了基础。世界范围内，美国在2005年启动了“先进IGCC/H2燃气轮机”项目[16]，主要目标是降低污染物排放和提高燃气轮机发电效率。2007年，日本完成了250 MW IGCC示范电站的建设，现已将IGCC项目的研究作为未来清洁能源系统的一部分[17]。

当前IGCC大规模的商业运行还面临难题。首先，IGCC系统是将化工和发电两大系统耦合，在优化设计和长期可靠运行方面均有很高的要求，因此需要进一步提高机组可靠性和利用率。其次，IGCC厂用电率、建造成本以及发电成本过高，IGCC单位造价为9 423～10 830元/kW，发电成本为1.21～3.88元/(kW·h)，明显高于现有带烟气净化装置的燃煤电厂[18]，因此降低建造和发电成本是IGCC需要重点解决的难题。

相比于燃煤电站，燃气轮机污染物排放量小[19]。燃气轮机燃烧效率高，先进燃气轮机没有SO2和烟尘的排放，主要污染物是NOx。以西门子(SIEMENS)生产的SGT5-9000HL重型燃气轮机为例，加装选择性催化还原(SCR)脱硝技术的燃气轮机NOx排放量为0.005 6 g/(kW·h)，是燃煤发电机组NOx排放量的1/40。研究表明，NOx质量分数往往在机组热启动过程中较高[20]，这可以通过减小燃烧室旁路阀的开度来降低。

2.2 重型燃气轮机的发展及其关键技术

燃气轮机主要由压气机、燃烧室、透平三大部件以及控制系统和辅助设备组成。不同于航空或舰船燃气轮机，用于发电的燃气轮机一般具有单机功率大、运行可靠、受环境因素影响小等特点。通用电气(GE)、SIEMENS、三菱重工(MHPS)是世界上三大重型燃气轮机生产商。目前，先进的G/H级重型燃气轮机的燃气初温超过了1 500 ℃，单机循环效率为40%～43%，联合循环效率超过60%，尽管如此，重型燃气轮机仍会朝着更高燃气初温、更高循环效率的方向发展[21-22]，当前先进重型燃气轮机的概况见表4。

表4 先进重型燃气轮机的概况

透平叶片冷却、压气机稳定流动以及燃烧室燃烧组织是重型燃气轮机的设计核心[23]。

燃气轮机效率的提高很大程度上依赖于透平叶片冷却技术的进步[24]。透平进口温度不断提高，而同时冷气的消耗量受到了严格限制，这就需要高效的叶片冷却技术，当前常见的透平叶片冷却方式有冲击冷却、旋流冷却、气膜冷却等[25]。各大型燃气轮机厂商均致力于开发新的冷却技术，以提高传热和冷却效率，满足更高温度等级燃气轮机的需要[26-27]。除此之外，耐高温材料以及热障涂层的技术进步也会推动燃气轮机向更高温度等级发展[28-29]。

与涡轮不同，压气机在逆压流动环境工作，通常伴有喘振、激波、转捩、边界层分离等问题，其工作的稳定性以及良好的通流能力是设计的关键技术。为了在提高压气机工作稳定性的同时保证流动效率，目前广泛采用先进的高效叶型设计和整机三维优化技术[30]。

与航空燃气轮机燃烧室的要求不同[31]，重型燃气轮机的燃烧室要使燃料充分燃烧，维持燃烧稳定，抑制NOx生成。世界上先进重型燃气轮机燃烧室一般将旋流器和喷嘴合二为一，这种设计既能使燃料和空气充分混合，同时也能减小火焰温度的不均匀性，使火焰更加稳定。

3 核能发电技术

3.1 国内外核电现状及发展前景

20世纪50年代，美国、苏联相继建成核电站，核电技术逐渐受到关注。20世纪60年代，美国建成了压水堆、沸水堆、重水堆等堆型的核电站，标志着第二代核电技术的成熟。20世纪90年代初期我国自主设计的大陆首座300 MW压水堆核电站并网发电，其后我国对第二代核电技术进行了改进，压水堆核电技术CPR1000在红沿河等项目中开启应用。2008年，第三代核电技术AP1000应用于我国三门核电站。在对AP1000技术消化吸收的基础上，我国自主研发的ACP1000、CAP1400、ACPR1000+、“华龙一号”也已成为第三代核电技术主流。目前，“华龙一号”已与英国、巴基斯坦等20个国家签署合作意向，标志着我国核电技术已走向全球市场。

2018年，全球在运核电机组447台，其中我国43台，占比为9.6%。日本的白崎刹羽核电站是世界上容量最大的核电站，总装机容量8 212 MW。2018年，我国核电机组发电量为2 944亿kW·h，占比4.21%[32]。我国现阶段以一次能源发电为主，核能发电占比低，发电量甚至低于风电和光伏发电[33]，发展潜力大。核燃料是清洁燃料，核燃料的利用过程不会对环境造成污染。发展核电既可以减少一次能源的消耗，缓解能源紧张，又可以避免产生污染物，实现清洁发电。

综上所述，本文主要对装配式建筑中BIM模块设计法的应用进行分析，通过研究得知，该技术能够在户型总体设计、标准层设计、协同设计中得到广泛应用。与以往技术相比，能够使设计步骤得到有效的精简，并使施工效率与质量得到进一步提高，工程制造变得更加高效，安装与施工更加精准无误，充分符合当前时代对构件标准性提出的新要求，有效节约大量建筑成本投入，大力的促进了建筑产业化的发展步伐。

核电优势明显，但面临的问题也比较突出[34]。核安全最受关注，苏联切尔诺贝利核泄漏、日本福岛核泄漏对当地生态环境造成的影响至今依然存在。核废料的处理需要非常谨慎，某些高放射性元素的半衰期长达数万年，一旦处理不慎，将对当地生态环境带来灭顶之灾。另外，铀矿短缺问题日益突出，我国自产天然铀产量每年仅为千余吨，而每年对铀的消耗量超过万吨，若没有更多的铀矿，30年后我国会有许多核电站因为缺乏铀而停运。

核电技术的迅猛发展，带动了我国核电装备的发展[35]，目前我国已经具备了制造1 000 MW级核电站核岛和常规岛设备的能力。目前上汽已实现了CPR1000汽轮机的完全国产化，且自主设计了第三代核电AP1000汽轮机，以及具有国际先进水平的“华龙一号”机组，这些产品已进入国际市场，表明我国的核电汽轮机设计制造技术已达到国际先进水平。另外，为解决公众对核电站安全性的担忧，学术界提出建设地下核电站的方案[36]，研究表明，建设地下核电站技术可行、成本合理、安全性高，将成为我国核电发展的新方向。

3.2 核电汽轮机的关键技术

核电新蒸汽参数与火电的不同，使得其汽轮机的特点也有所不同[37]：

1)新蒸汽参数低。压水堆核电站的新蒸汽压力为6.0～7.0 MPa，温度为260～285 ℃，排气压力与火电相同，为5 kPa，蒸汽质量流量比火电大。

2)半转速运行。受到叶片离心应力和材料强度的限制，汽轮机末级叶片不能过长。受汽轮机尺寸的限制，汽轮机设计避免采用过多低压缸。为了保证大流量蒸汽顺利通过汽轮机，其转速一般为1 500 r/min。

3)单机功率大。我国现阶段在运行的核电汽轮机单机功率为600～1 750 MW，当前单机功率最大的核电汽轮机为阿尔斯通(ALSTOM)与东汽共同研制的1 750 MW核电汽轮机，该汽轮机现已在台山核电站并网发电。

国际上核电汽轮机生产商主要有SIEMENS、MHPS和GE。随着技术的进步，核电汽轮机还会朝着更大单机功率的方向发展[38]。表5给出了国内1 000 MW核电汽轮机的尺寸参数。

表5 国内1 000 MW核电汽轮机尺寸参数

核电汽轮机经常受到冲击侵蚀、缝隙侵蚀和冲刷侵蚀，所以在材料的选择上，主要考虑抗侵蚀性[39]，同时要加强材料防腐蚀处理[40]。另外，大湿度的蒸汽会使核电汽轮机的通流部分及管道表面经常覆盖一层水膜，导致机组甩负荷时，压力下降引起水膜闪蒸，气流速度迅速增加，易发生超速现象。为防止核电汽轮机超速，目前通常采用优化的通流结构，以减少通流部分蒸汽凝结，并在汽水分离再热器后的管道上安装快速关闭的截止阀。

核电汽轮机末级长叶片和低压转子的加工制造是第三代核电汽轮机的关键[41]。在长叶片制造加工方面，叶片型面扭曲度大，锻件厚度薄，制坯难度高。另外，长叶片所受的应力较大，因此采用阻尼结构，以提高叶片抵抗振动疲劳的能力[42]。目前，GE、MHPS和SIEMENS分别开发出了1 905 mm、1 880 mm、1 828 mm的长叶片，并由奥地利伯乐公司生产制造。国内上汽、东汽和哈汽均已完成1 905 mm、1 828 mm、1 800 mm长叶片设计，由无锡透平叶片有限公司制造[43]。在低压转子毛坯制造技术方面，焊接工艺是低压转子制造的关键[44]。近年来，我国在低压转子的制造方面取得了重要突破，2017年，上汽成功制造了第一根283 t第三代核电汽轮机的低压焊接转子，并应用于“华龙一号”机组。

4 讨论与结论

在燃煤火力发电方面，为有效应对当前新能源波动性发电给电力系统安全稳定运行带来的挑战，未来需要燃煤发电机组更好地发挥调峰、备用等作用，其年利用小时数可能会降低，同时，基于能源资源禀赋情况，燃煤火力发电仍将是我国未来主要的电力生产方式。

在重型燃气轮机及其联合循环发电方面，尽管其具有环境污染小、发电效率高等诸多优势，但天然气的高额成本会严重制约其发展，且随着未来新能源成本的持续降低，天然气发电的经济竞争力更加有限。在IGCC方面，成本和技术是其发展面临的重大问题，推行煤制气的规模化，以降低IGCC的煤气化成本，或结合成熟的化工技术实现煤气化工产品和电力的多联产，可能是当前IGCC技术走向规模化应用的解决方案。

在核能发电方面，作为电网的基础容量，在新能源大力发展的情况下，其对维护电网的稳定将起到重要作用。未来应在确保安全的基础上大力发展核电。然而其发展受制于地理位置和规划建设周期。

自从三种大型发电技术走向市场，其技术一直处于持续、高速的进化过程中，且随着能源利用、装备制造技术的发展，大型发电技术一直朝着高参数、大功率方向发展，以提高能量转换效率，降低单位功率的建设与发电成本。然而，高参数也使得发电机组的体积庞大，循环系统复杂，这对材料强度、设备制造、运行控制等均提出了更高的要求。同时，在电厂管理以及整个系统的运行方面，也需要结合现代信息技术，进行优化和智能调控，使整个电厂系统在低负荷运行工况仍然保持较高的效率。

综合以上分析，燃气-蒸汽联合循环发电具有效率较高、环境友好等优势，然而其建设成本和运行成本均较高，难以实现大规模应用，而整体煤气化联合循环由于成本和技术面临的重大问题，距离小规模应用还有较长的距离，因此燃煤火力发电和核能发电仍将是未来一段时期内重要的电能生产方式。

鉴于目前电力生产过剩、机组体积庞大、结构复杂、新能源发展迅猛及其发电波动较大等状况，需要重点研究燃煤火力发电在调峰、提高发电效率、调控智能化方面的问题，同时，缩小火电与核电的机组尺寸、降低其结构复杂性也是重要的研发方向。