我国火电厂未来的发展方向

1、我国火电厂未来的发展方向一、我国火电厂今后的发展趋势1大规模发展超超临界机组亚临界机组参数16.7Mpa/538 C /538 C供电热效率约为38% 超临界机组参数24.1Mpa/538 C /538 C供电热效率约为41%超超 临界机组参数27.5Mpa/580 C /580 C供电热效率约为43%蒸汽参 数愈高，热效率也随之提高。热力循环分析表明，在超超临界机 组参数范围的条件下，主蒸汽压力提高1Mpa机组的热耗率就可 下降0.13%0.15%;主蒸汽温度每提高10C,机组的热耗率就可 下降0.250.30%;再热蒸汽温度每提高10C，机组的热耗率就 可下降0.15%0.20%。在一定的

2、范围内，如果采用二次再热，则 其热耗率可较采用一次再热的机组下降1.4%1.6%。超临界机组的热效率比亚临界高2%3%超超临界机组的热效率比超临界机 组的高约24%左右。如果600MW燃煤机组采用超超临界技术， 按2013年 1-8月供电煤耗302g/kwh计算，比同容量亚临界机组 320g/kwh的供电煤耗减少18 g/kwh，按年运行5000小时计算， 一台600MW超超临界机组可比同容量亚临界机组节约标煤近5.4万吨/年，相当于减少 SO?排放891吨/年，NOx排放842吨/年。 按此计算，超超临界机组减排的规模是相当可观的。所以超超临界机组对节能降耗，建设资源节约型、环境友好型社会，

3、实现电 力工业可持续发展具有重要意义。国家发改委在“一五”发展 规划中对火电发展提出的要求是大力发展600M瘢以上的超（超）临界机组，采用高效洁净发电技术改造现役火电机组，实现“上 大压小”。超超临界机组单位造价低、环保性能好、技术含量高， 发电煤耗少，是目前最先进的燃煤发电机组。 用超超临界机组作 为中小机组更新换代的一种主要模式已经成为共识，加快超超临界机组的建设已是势在必行。2、燃气机组国家为遏制火电污染物的排放总量， 推出了火电脱硫脱硝政 策和相应的补贴电价，但投入巨大。在 PM2.5标准严格执行的情 况下，火电势必将会在经济发达地区受到抑制，而清洁的天然气发电则将拥有更大的市场空间。

4、 根据石油和化学工业“十二五” 发展指南，为实现节能减排和环境治理的目标，未来五到十年 我国能源结构调整将向新能源、 清洁能源倾斜，特别是属于清洁 能源的天然气将获得巨大的发展空间。预计到2015年，我国天然气占一次能源消费的比例将提高到 7-8%, “十二五”末天然气消 费量有望达到2300亿立方米以上，并保持年均约18%勺复合增速。 而我国非常规天然气开发潜力巨大，远景资源量达到常规天然气的4倍左右，随着新技术的逐步应用，未来增储上产空间巨大。 在天然气供应能力不断增强的背景下，燃气经销商将有更多的富余气源，自建天然气电厂既可以消化多余的天然气，也能够丰富业务构成，提高自身盈利能力。对于电

5、力集团来讲，主要经济发 达地区出于保护环境考虑， 新批火电机组将以天然气为主，电力集团未来投资重点势必向天然气电厂转移。天然气发电包括集中式发电与分布式发电两种模式，由于天 然气来源渠道分散，分布式发电将能源综合利用分布在用户端， 相比集中发电具有投资更少、 风险能够有效分散以及高效减排的 优势，是集中发电的有利补充。在美国和欧洲，分布式能源应用都很普遍，其中，分布式发 电装机容量占美国全国总装机容量的 8%左右，而其分布式能源主 要采用天然气作为燃料，占全部分布式发电装机容量的70%以上; 欧盟27国的分布式能源占比达到10%左右。而我国分布式发电还 处于起步阶段，尚未形成经济化的产业规模，

6、技术和装备也有待改进以进一步降低成本。3、建设“大型煤炭基地电站群”大型煤炭基地电站群概念首先由美国人提出，德国在这方面进行了充分的实践。德国1996年提出了在燃煤电站群建设中引入 即燃褐煤的超超临界机组设计技术集成技术。包括：采用超超临界参数、冷端优化、褐煤干燥、锅炉系统优化、汽轮机系统优化、 热力系统优化、区域供热等设计技术的工程集成应用。大型煤炭 基地电站群发展路线分成3个步骤实施，最终将所有设计技术集 成在700C蒸汽参数机组示范应用。一是火电机组的技术发展紧 跟国际和国家大的政策背景发展，采取包括褐煤干燥技术在内的所有火电机组设计技术的集成，实现燃煤火电机组的节能减排。 二是以燃煤火

7、电机组的技术发展促进大型褐煤煤炭基地电站群 的发展。例如德国在煤炭基地运营的 5个电厂，装机总容量共计 10,000MW提供德国13%总供电量。电厂燃用的褐煤从3个露天矿 开采，年燃用褐煤8,700万吨以上。我国内蒙古等煤炭基地的褐 煤占很大比重，这对我们很有借鉴意义。 三是煤炭和电力设计部 门对煤质的变化进行长期的研究。 除了进行火电机组设计技术集 成应用外，还进一步考虑了对煤的评价， 长期评价露天煤矿的煤 质特性。使火电机组适应各种褐煤煤质特性。 煤炭基地重点开发 大型燃煤火电机组电站群， 并使设计技术集成化，将是中国未来 的一个主要发展方向。二、如何提高火电厂的发电效率1推广超超临界发电

8、技术：超超临界的煤电机组发电效率 可以达到40%-43%目前，我国的燃煤电厂已大范围使用超超临 界技术，处于世界领先水平。开展超 700C超超临界发电机组的 锅炉、汽机、辅机以及高温材料等关键技术研究，为“十三五” 期间实现工程示范打下基础，主要技术指标：蒸汽温度 >700C, 压力>30MPa机组容量 600MV；锅炉效率>94%汽轮机热耗 <6950Kj/KWH发电机额定功率 600M0发电机效率99% ;机 组循环效率48.37 %。除了超超临界还有高超临界，但需要材 料、锅炉等方面的技术进一步改进，还有一些技术没有解决。提 高效率会带来更相对的经济性， 但现在还

9、不是经济性最好的阶段， 很多技术在一个时期内将存在经济性的挑战。2、优化控制系统：开展以节能降耗为主要目标的多目标优 化控制理论与应用的研究。目前的热工优化控制系统只局限于优 化单一控制指标（参数指标），这种优化的结果往往只局限于寻 找一个有效的控制器或一个控制方案，仅仅能确保控制偏差的最优性，难于兼顾其他的目标（如：机组效率、能耗等指标） 。事 实上，从整个热力系统优化运行的角度来看，优化控制的目标应该是多方面的，除保证具有最小的控制偏差外， 还应确保火电机 组有较高的运行效率且要尽可能有延长热力设备的寿命等。因此，基于火电机组能耗等指标的多目标优化控制方法的研究，有效降低火电机组的发电煤耗

10、，具有广阔的应用前景。三、如何进一步降低火电厂的煤耗和厂用电率对于新设计机组，可通过优化设计，合理配套进行节能；而 对于运行机组，可通过节能诊断，优化改造，监测能损，指导运 行，实现节能目标。1、采用回热和再热两种循环方式， 使得循环效率大为提高。2、汽轮机通流部分实施技术改造。目前这种改造大体可以分为两类：一类是提高汽轮机内效率，达到降耗目的；另一类是 降耗的同时提高汽轮机的出力。 具体改造措施有更换气缸， 将双 列调节级改为单列调节级等。3 、锅炉制粉系统技术改造。通过改造磨煤机系统、密封系统，可以提高制粉效率，降低制粉单耗，从而降低煤耗。采用新 型密封技术改造锅炉空气预热器。 空预器的漏

11、风问题一直是影响 锅炉燃烧，降低效率的威胁。通过采用新型密封技术，降低空预 器漏风率，不仅减少排烟损失，降低飞灰含碳量，还可以节约厂 用电，降低厂用电率。4 、电站循环冷却水余热再利用。通过凝汽器由循环冷却水带走的热量一般占输送总能量的15%上，有的甚至高达 25浓上，造成了能量的极大浪费。如果能采用余热利用技术把这部分 能量利用起来，势必会对电厂效率提高产生明显的效果。目前，面临着能源资源逐渐匮乏和能源需求总量日益增大的 双重挑战，节能降耗刻不容缓。电厂热力系统首当其冲，且与发 达国家相比，我国的热力系统节能降耗还是有很大的潜力和空间 可以充分挖掘。有理由相信，随着相关热力系统分析方法的逐步

12、 发展和完善，电厂热力系统节能降耗将会取得更长远的进步。四、如果进一步降低火电厂的环保排放指标1、湿法电除尘技术我国燃煤电厂 90%以上采用传统的普通干式电除尘，由于存在供电电压不高、火花放电导致电压降低、 反电晕、电晕风和振打引起二次飞扬、选型偏小等原因，难以达 到每立方米20mg的新标准。近几年来，燃煤电厂除尘技术出现 了新动态，袋式除尘器和电袋复合除尘器开始应用，这两种方案虽然都能达到排放标准，但最终除尘手段都是袋式过滤，存在对于烟气温度、烟气成份等适应性差、滤袋寿命短、运行费用高、 维护工作量大等缺点，不适用低温含湿量大烟气。 燃煤电厂电除 尘器改造采用这两种技术方案等于新建一套袋式除

13、尘器，耗资大，加重企业负担。即便是新建机组，烟尘比电阻合适，电除尘和湿 式脱硫系统相结合至今仍是多数电厂的选择。此外，作为最重要烟气脱硫手段的湿法脱硫装置，在脱硫过程中产生的新污染物 硫酸雾，它无法采用袋式除尘器进行治理，必须采用湿式电 除尘才能有效脱除。采用高频电源+辅助电极+湿式清灰综合技术 方案，最高除尘效率达到 94.01%，而采用普通电除尘技术方案 除尘效率最高84.98%,除尘效率明显提高，降低烟尘排放60.12%， 今年来湿法电除尘技术发展迅速， 其中远达环保的技术可以 做到控制出口烟尘浓度小于 5mg PM2.5去除率大于50% SO3去 除率大于70%并可脱除重金属等多种污染

14、物。2、开展锅炉低排放优化控制理论与应用的研究。随着国家 能源政策和环保法规的不断完善， 对锅炉燃烧控制系统提出了更 高的要求，即锅炉燃烧控制系统不仅要确保锅炉安全稳定和经济 运行的要求，而且还要尽可能地减少锅炉尾部烟气的各种污染物 的排放量，许多理论研究和现场试验均已证实，当改变锅炉的各层风量和各层煤粉量的分配时，锅炉尾部烟气的NOx排放量有明 显的变化，也就是只要合理分配各层的风量和煤粉量，就可以降低NOx的排放量，但目前的锅炉燃烧控制系统中只考虑让锅炉总 的风量和煤粉量随锅炉热负荷而变化，没有考虑如何减少锅炉尾 部烟气的各种污染物排放量。将锅炉燃烧过程的经济性、安全性 与燃烧过程的低排放

15、控制有机地结合起来，通过理论分析和试验 相结合的方法，研究提出锅炉燃烧系统高效率和低排放的最佳控 制方案。3、低氮燃烧技术为了实现清洁燃烧，目前降低燃烧中NO排放污染的技术措施可分为两大类：一类是炉内脱氮，另一类是尾部脱氮。炉内脱氮:就是采用各种燃烧技术手段来控制燃烧过程中NOx的生成，又称低NOx燃烧技术，下表给出了现有几种典型炉内脱氮技术的比较。技术名称效果优点缺点低氧燃烧根据原来 运行条件， 最多降低20%投资最少导致飞灰含碳量增加降低投入运行的燃烧器数目15%- 30%投资低，易于锅炉改装有引起炉内腐蚀和结渣的可能，并导致飞灰含碳量增加空气分级燃烧（OFA最多30%投资低并不是对所有炉

16、膛 都适用，有可能引 起炉内腐蚀和结 渣，并降低燃烧效 率低NOx燃烧器与空气分级燃烧相 结合时可达60%用于新的和改装 的锅炉，中等投 资，有运行经验结构比常规燃烧器复杂.烟气再循环（FGR最多20%能改善混合燃烧，中等投资增加再循环风机，使用不广泛燃料分级（再燃）达到50%适用于新的和改 造现有锅炉，可减 少已形成的NOX 中等投资可能需要增加第二 种燃料，可能导致 飞灰含碳量增加， 运行经验较少尾部脱氮:尾部脱氮又称烟气净化技术，即把尾部烟气中已 经生成的氮氧化物还原或吸附，从而降低NO对非放。烟气脱氮的处理方法可分为：催化还原法、液体吸收法和吸附法三大类。催化还原法是在催化剂作用下，利

17、用还原剂将NOx还原为无 害的N2。这种方法虽然投资和运转费用高， 且需消耗氨和燃料， 但由于对NOx效率很高，设备紧凑，故在国外得到了广泛应用， 催化还原法可分为选择性非催化还原法和选择性催化还原法相 比，设备简单、运转资金少，是一种有吸引力的技术。液体吸收法是用水或者其他溶液吸收烟气中的 NOx该法工 艺简单，能够以硝酸盐等形式回收 N进行综合利用，但是吸收效 率不咼。吸附法是用吸附剂对烟气中的 NOx进行吸附，然后在一定条 件下使被吸附的NOx脱附回收，同时吸附剂再生。此法的NOx脱 除率非常高，并且能回收利用。但一次性投资很高。炉内脱氮与尾部脱氮相比，具有应用广泛、结构简单、经济 有效

18、等优点。表中各种低NOx燃烧技术是降低燃煤锅炉 NOx排放 最主要也是比较成熟的技术措施。一般情况下，这些措施最多能 达到50%的脱除率。当要进一步提高脱除率时，就要考虑采用尾 部烟气脱氮的技术措施，SCR和SNCF法能大幅度地把NOx排放 量降低到200mg/m3但它的设备昂贵、运行费用很高。在今后相当长一段时间内，我国更适合发展投资少、效果也 比较显著的炉内脱氮技术。 即使采用烟气净化技术，同时采用低 NOx燃煤技术来控制燃烧过程 NOx的产生，以尽可能降低化设备 的运行和维护费用。炉内脱氮技术又以燃料分级效率较高。燃料再燃技术是有效的降低NOx排放的措施，早在1980年日本的三菱公司就将天然 气再燃技术应用于实际锅炉，NOx排放减少50浓上。美国能源部的“洁净煤技术”计划也包括再燃技术，其示范项目分别采用 煤或天然气作为再燃燃料， NOx排放减少3