超超临界机组设计技术集成化发展 面临的机遇和挑战(共25页)

1、超超临界机组设计技术集成化发展 面临的机遇(jy)和挑战0 引言(ynyn)我国火电行业为中国近30年的改革开放和经济(jngj)发展作出了重大贡献，并且今后很长一段时间，我国能源结构以煤为主的火电结构不会改变。与此同时，国际上政府间气候变化专门委员会称，到2050年全球CO2排放量必须减少50%到80%，这一指标相当于把目前400亿吨的年平均排放减少到2050年 的80亿吨到200亿吨。因此CO2排放成为制约我国燃煤火电机组发展最主要的因素之一。同时我国资源分布不均，如：北方富煤地区严重缺水，缺水就需要考虑上空冷机组并采取其它节水措施，节水就需要消耗能源，而我国内蒙古大部分地区不光缺水，而且

2、燃用煤质为褐煤，褐煤煤质较差，这就意味着发电煤耗和供电煤耗都将大幅度增加,煤耗增加就意味着CO2排放增加。 目前最现实的降低CO2排放的技术就是尽可能提高发电效率和减少供电能耗。这就意味着发出相同的电力可少烧煤，从而可少排放CO2 。因此，超超临界煤粉炉火电厂成为当前中国和世界新建火电厂的主要方向，同时超超临界设计技术集成化研究也成为电力设计部门当前最主要的任务。1 国内火电机组与国外先进机组的主要差距1.1 我国燃煤火电机组发展现状 1.1.1装机容量截止到2009年底，我国电厂的总装机容量已达8.74亿千瓦，其中火电装机容量已超过6.52亿千瓦，占总装机容量的74.6%。1.1.2 煤耗2

3、009年全国运行火电机组的平均供电标准煤耗率为 340g/kWh。1.1.3 厂用电率 近几年来，随着火电机组环保治理措施的逐渐完善，厂用电设备有所增加，但由于电网中新增机组单机容量逐步加大，原有小机组逐步关停，因此，火电机组平均厂用电率有所下降。1.2 国内火电机组与国外先进机组的主要差距1.2.1机组平均供电煤耗率比较 尽管我国燃煤机组的平均供电煤耗率在不断降低，但平均供电煤耗率仍高于世界发达国家的水平。以下是我国与几个发达国家的供电煤耗率和厂用电率对比情况。我国火电机组平均供电(n din)煤耗与发达国家存在的主要差距如下：（1）我国火电机组采用超临界、超超临界机组的参数比例仍较低，约占

4、火电装机容量的13%，而日本、德国等发达国家(f d u ji)超临界、超超临界机组占火电机组的50%以上。（2）我国北方(bifng)缺水地区新上燃褐煤空冷机组大多采用亚临界参数，因此供电煤耗较高，350g/kWh360g/kWh之间。1.2.2新建燃煤机组的供电煤耗率比较国外近10年投运的部分超超临界机组主要参数及发电煤耗指标和厂用电率见表1。序号项 目机组容量机组参数设计机组热效率（%）设计厂用电率（%）1丹麦Nordjyllandsvaerket #3机组1385MW超临界29MPa/582C/582C/582C476.52日本橘湾电厂1、2号机组21050MW超超临界25MPa/60

5、0C/610C444.93日本矶子电厂1号机组600MW超超临界25MPa/600C/600C445.44日本Hitachinaka(常陆那珂)电厂11000MW超超临界24.5MPa/600C/600C 45.155德国Niederaussem电厂11027MW超超临界29MPa/580C/600C45.2实际供电煤耗292g/kWh近几年来，我国新装火电机组的参数和单机容量有了较大的飞跃，参数从过去的亚临界机组升级到超临界和超超临界机组；单机容量由300MW和600MW升级为600MW和1000MW。600MW湿冷机组基本上采用了超临界或超超临界参数，1000MW机组全部采用了超超临界参数

6、，并且都已积累了一定的商业运行经验。超（超）临界火电机组在我国火电结构中已经有相当大的比例，国内通过600超超临界机组的技术开发及工程实践，已投运21台600百万机组，在建和规划的超超临界机组超过其他国家总和，机组制造、安装和运行水平大幅度提高，建立了完成的设计体系，拥有了相应的先进制造装备和工艺技术，建立一支完整的人才队伍。已经投运的部分超超临界机组发电煤耗指标和厂用电率见表2。表2 国内近几年投运的部分超超临界机组(jz)主要参数及技术经济指标序号项目机组容量机组参数机组热效率（%）设计发电煤耗（g/kWh）设计厂用电率（%）考核厂用电率（%）考核供电煤耗（g/kWh）1华能玉环电厂一、二

7、期21000MW超超临界26.25MPa/600C/600C45272 6.54.9290.9 2华电邹县电厂四期7、8机组21000MW超超临界25MPa/600C/600C45.46272.9 5.344.97282.28（不含脱硫）3外高桥第三电厂21000MW超超临界27MPa/600C/600C45.58269.9 5.23.5287 4华能营口电厂二期锅炉2600MW超超临界25MPa/600C/600C44.8274.7 6.62未得到数据未得到数据注：表中厂用电率包括(boku)脱硫部分。与发达国家相比，我国新上燃烟煤超超临界火电机组(jz)已经与国际先进水平接近，有些超超临界

8、机组（如：外高桥三期）已经达到国际先进煤耗水平，但在设计理念上与德国、日本等发达国家仍有一些差距，比如：德国从20世纪末开始实施燃褐煤的BOA超超临界机组计划，完成火电设计技术的集成，在2004年BOA1/3计划电厂Niederaussem电厂（11027MW）运行，成为目前世界最先进的燃褐煤超超临界机组，而我国目前仅有2台燃褐煤超临界机组准备投入运行（华能九台电厂2660MW机组），其余全部为燃褐煤亚临界机组。2 超超临界机组设计技术的集成化发展2.1 日本超超临界机组设计技术集成化的发展日本是目前除我国外，投入 600 0C超超临界机组最多的国家。在缺乏资源、环保要求十分的条件下，形成了本

9、国超超临界机组设计技术集成化的特点。-提高超超临界机组参数 2009年日本投运的新矶子电厂2号机组主要特点与2004年投运的新矶子电厂1号机组相比,2009年7月日本投运的新矶子电厂2号机组部分蒸汽参数又有变化,从25MPa/600C/610变成25MPa/600/620，第1次在日本采用塔式锅炉，并达到世界最高水平的高效。采用新型节能型高效烟气处理系统日本橘湾等电厂采用低低温电除尘器技术，由于烟气体积流量小、烟气比电阻小及ESP采用低温静电除尘器，四电场改为三电场，并采用先进的控制系统，使电除尘器的电耗大大降低。与传统的电除尘器+湿法烟气脱硫工艺（带GGH）相比，在除尘效率提高的情况下,炉后

10、综合厂用电率降低0.286%。2.2 德国超超临界机组设计技术(jsh)集成化的发展德国目前(mqin)投运的6000C超超临界机组不多，但它是目前(mqin)世界上开展超超临界机组设计技术集成化最成熟的国家。德国的“BOA计划”简介1996年，德国开始执行“BOA计划”，“BOA计划”全称lignite-basedpower generation with optimised plat engineering，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、环保岛工艺系统优化、区域供热等设计技术的工程集成应用（我国

11、的“外三”工程借鉴了其中除褐煤干燥技术外的所有理念，并用投资造价较高的塔式炉实现了首台超超临界燃烟煤机组应用）。“BOA计划”发展路线分成3个步骤实施：“BOA计划”的1/3项目：燃褐煤超超临界机组示范电站11027MW机组Nicderausem电厂，580/600，商业行动时间为2004年1月，该项目用2200Kcal/kg，燃煤水份53.3%褐煤最终达到了45.2%的效率，机组年平均供电煤耗292g/kwh。“BOA计划”的2/3项目：燃褐煤超超临界机组，单机容量21100MW，6000C/6050C/29.5MPa。可适应预期燃用的褐煤特性。煤热值1818kcal/kg2775kcal/

12、kg（水分42%以上），根据德国CO2排放分配计划，并且是大型以大代小工程（2300MW机组+2600MW机组），该项目2010年投产。 “BOA计划”的3/3项目：为700C蒸汽参数的大机组示范应用。2.3 我国超超临界机组设计技术集成化的发展我国的外三是世界上应用于燃烟煤超超临界火电机组设计技术集成化最成功的范例。外三采用了包括：采用超超临界参数、冷端优化、锅炉系统优化、汽轮机系统优化、热力系统优化、余热回收等集成技术，使平均供电煤耗达到282.16g/kwh(2009年全年统计数据）。3 我国超超临界机组设计技术集成化发展可采用的技术超超临界机组设计技术集成化主要步骤： （1）提高发电效

13、率； （2）降低厂用电率。3.1提高发电效率主要措施 3.1.1采用超超临界机组 典型超临界循环的参数为:24.1MPa/566C/566C，提高到超超临界参数: 25MPa/600/600，提高了电厂的热效率，可降低标煤耗59g/kWh。 3.1.2燃褐煤机组采用褐煤预干燥技术 利用蒸汽干燥可以使得设备体积减小，热效率提高，且安全可靠。因此,国外近几年对高水分褐煤的干燥的研究大都是采用蒸汽干燥。根据国际上的发展趋势,针对褐煤的先进干燥技术主要围绕以下几方面进行研究和应用: 水分蒸发废热可以循环利用；干燥强度大,以利于大型化；通过与电厂热力循环集成,提高电厂整体效率。与未采用褐煤预干燥机组相比

14、，可降低发电煤耗6g/kwh以上。3.1.3 降低(jingd)汽轮机背压 对于600MW级超超临界汽轮机来说，汽轮机背压下降(xijing)0.5kPa、1kPa、2kPa，热耗分别降低13.9 kJ/kWh 、31kJ/kWh、65.3 kJ/kWh左右。 3.1.4 选用合适(hsh)的汽轮机排气面积 600MW级机组汽轮机可以有三缸四排汽型式和两缸两排汽型式两种结构。在相同的背压条件下，由于三缸四排汽型式汽轮机比两缸两排汽型式汽轮机排气面积大23%，机组标煤耗值降低约0.75g/kWh。3.1.5 燃烟煤机组磨煤机采用动态分离器磨煤机采用动态分离器可提高锅炉效率约0.3%。 3.1.6

15、 采用烟气余热回收技术或低低温高效烟气处理系统采用烟气余热回收技术或低低温高效烟气处理系统可降低煤耗1g/kWh以上。表3采用高效措施后机组标煤耗降低情况表高效措施单位燃烟煤海水直流冷却机组燃烟煤直接空冷机组燃褐煤直接或间接空冷机组采取高效措施前采取高效措施后采取高效措施前采取高效措施后采取高效措施前采取高效措施后设计发电煤耗g/kWh277.5271294.6284.8298.5285.4（间冷）286.7（直冷）发电标煤耗率变化g/kWh基础值-6.5基础值-9.8基础值-11.8（直冷）-13.1（间冷） 3.2 降低机组额定负荷下厂用电率措施 3.2.1 电动给水泵采用调速行星齿轮装置

16、调速 调速行星比齿轮式液力偶合器平均高出约2%，在低负荷较宽调节范围上，效率相比齿轮式液力偶合器平均高出约10%，节能效果明显，降低全厂厂用电率约0.08%。3.2.2制粉系统合理选择磨煤机针对不同煤质，可选用不同型式的中速磨煤机达到节能的目的。针对燃褐煤机组，可选择磨煤电耗较低的中速磨煤机。与采用其它传统中速磨煤机相比(xin b)，其制粉系统全厂厂用电率降低约0.05%0.11%。对于部分燃烟煤机组(jz)，也可选择阻力较小的中速磨煤机，使磨煤机本体阻力降低，从而降低一次风机阻力，与采用其它型式中速磨煤机制粉系统相比，其制粉系统全厂厂用电率可降低0.02%。3.2.3 吸风机(fn j)、

17、增压风机选型优化在采用高效电除尘器后，粉尘浓度降低到30mg/Nm3以下，通过技术经济比较，可选择动叶可调轴流风机做引风机和增压风机。动叶可调轴流风机与静叶可调轴流风机相比，在额定负荷时，效率相差在5%以上，在机组负荷越低时，相对静叶可调轴流风机效率越高。选择动叶可调轴流风机做引风机和增压风机后，可降低全厂厂用电率0.07%0.09%。3.2.4 电气系统综合优化 合理选择变压器 选用高效率电动机优化厂用电接线配置在电气系统综合优化后，可降低全厂厂用电率0.16%。4 我国超超临界机组设计技术集成化发展面临的主要问题4.1 煤质变化问题 我国从南到北、从东到西，火电机组燃用煤质条件完全不同，这

18、就需要对具体问题进行具体分析，采用不同的方案。举一个例子：当考虑余热回收时，即可以考虑低低温静电除尘器方案、又可以考虑除尘器后低温省煤器方案。关键要看电厂燃用的设计煤质和校核煤质中灰分和硫分，进行分析比较。4.2 褐煤干燥技术及整体化设计技术方面存在的问题褐煤干燥过程中水分的蒸发是一个大量消耗热量的过程。传统热烟气对高水分煤干燥后,由于蒸发的水分中含有大量的空气，因此水分的潜热不可能得到利用。因此传统的干燥技术不能适应高水分褐煤的干燥。此外由于褐煤挥发分含量高，着火温度低，因此容易产生过热现象，发生自燃或爆炸。如：为防止爆炸,采用较低的烟气温度,干燥强度低、速度慢，不适合工业生产要求。所以针对

19、高水分的褐煤干燥，必须采取其它的干燥介质和设备来进行。目前国外已开发了多项褐煤干燥技术，如：蒸汽滚筒管式干燥技术、流化床蒸汽干燥技术、蒸汽空气联合干燥技术、床混式干燥(BMD)技术 、热机械脱水(MTE) 技术等,其中蒸汽滚筒管式干燥技术、流化床蒸汽干燥技术已经应用于国外大型燃褐煤发电机组（黑泵电厂和Niederaussem电厂）。国内目前虽然已经开发出滚筒烟气褐煤干燥工艺（目前主要应用业绩在在煤炭系统各个矿业集团用于干燥煤中部分水分，达到煤提质的目的）、振动混流烟气干燥褐煤工艺、褐煤蒸汽管回转干燥工艺。电厂褐煤预干燥技术是煤炭系统设计与电力工艺系统的结合，对于各自独立的技术都是成熟的，但在整

20、体化设计方面存在着欠缺。表现在三个方面，一是系统的整合，二是与锅炉(gul)燃烧系统的整合，三是有关整合技术的标准。4.3 超超临界机组设计(shj)技术集成化的投资及运行经济性问题（1）大部分集成技术措施的应用会造成工程造价的增加，但是，按照目前我国的经济实力(shl)，增加的工程造价是可以承受的。（2）有些集成技术的应用不会增加工程造价或增加的较少，但由于运行费用的降低，使得上网电价有所下降。随着我国燃料和用水价格以及污染物排放征费的上涨，电厂获得的经济效益会更加明显。5 结论及建议5.1 结论至2020年，我国以火电机组为主、特别是以超超临界为主的电力装机发展不会改变，按照目前的电力发展

21、形势分析，到2020年，我国火电机组装机容量将增加4亿至5亿千瓦（不包括以大代小机组容量）左右。因此必须采取各种措施实现国家节能减排目标。未来燃煤火电机组设计技术发展可以归纳为2个层次：第一个层次：实现超超临界参数工程设计。完成包括目前的6000C参数超超临界机组、以及2020年前可能出现的6500C或7000C参数超超临界机组工程设计。第二个层次：在独立火电机组上采用一切可以使用的新型火电技术集成，提高机组效率（包括采用超超临界参数、褐煤干燥、冷端优化、锅炉系统优化、汽轮机系统优化、热力系统优化、环保岛工艺系统优化、区域供热等），使供电煤耗达到国际一流水平。为应对未来我国超超临界机组设计技术

22、集成化发展面临的挑战，我们应及早准备，在设计上实现跨专业发展、跨行业发展，从而实现技术的自主化发展。5.2 建议通过对国内、外超超临界机组设计技术集成化发展现状及未来发展趋势的分析，建议我国超超临界机组设计技术集成化发展路线如下。我国超超临界火电机组设计技术集成化发展建议“十一五”期间 “十二五”期间 “十三五”期间我国实现了燃烟煤湿冷、海水直流超超临界机组设计技术的全面发展。 实现燃烟煤湿冷超超临界机组、燃褐煤超超临界机组、空冷超超临界机组几个模块设计集成技术的全面发展。 开展并完成700C超超临界机组设计集成技术示范项目。 王志轩：我国已经进入了电价(din ji)上涨周期2014-07-

23、25 HYPERLINK javascript:viewProfile(); 南方能源(nngyun)观察2014夏季全国煤炭交易会暨东北亚煤炭交易会日前在大连召开。中国电力企业联合会秘书长王志轩在会上发言时表示，我国已经进入了电价上涨的一个周期，能源的革命，能源的转型，结合中国能源的实际情况，在低价位的能源转型是非常的困难的。这种绿色安全的要求，比如天然气的比例提高了，所以(suy)电价的上涨将是今后上涨的一个中心。王志轩指出，煤电要加快向西北部的转移，核电从沿海向内陆辐射，天然气发电主要布局在用电的需求中心。以下为王志轩文字实录：中国电力企业联合会秘书长 王志轩各位领导、各位代表，大家下午

24、好。根据会议的安排，我向大家介绍中国电力发展及需求预测的情况。我介绍四个方面的内容。一是发展现状，二是供需形势，第三是发展形势，第四是有关建议。首先介绍第一个方面，电力工业的发展现状。从这几个方面加以介绍，首先是发展的成就及特点，从电力消费来看，全国全社会用电量已经居世界第一位，但是人均用电量刚超过世界的平均水平。近几年的主要特点一是经济增长的潜力下移，电力增长的速度放缓，在新世纪前十年我国带动电力的需求迅猛增长，十五期间GDP是9.8%，用电量是13%；十一五期间GDP平均增速是11.2%，用电量是11.1%。现在已经放缓到中速增长的水平，十二五的前三年的平均增速GDP是8.2%，用电量是8

25、.2%。2012/2013年GDP增速7.7%，用电量增速为7.6%和7.5%。总体是向下的一个趋势。第二，电力消费的结构优化有所显现。在2007年我们第二产业及工业用电的比重达到了最高点，但是总体上呈现一个下降的趋势。但是总的比重仍然很高，特别是重工业用电占社会用电比重仍然很高，2013年的时候达到了60.3%。三是十一五以来东部用电的比重持续下降，西部比重持续上升。十一五期间中部用电小幅度的下降，比重总体平稳。但是东北十一五以来用电量持续下降。四、我国人均用电快速增长，但与主要发达国家仍然有明显的差距。一是我国电网规模跃居世界首位。电网的规模持续保持了世界的第一，2013年底发电装机首次超

26、过了美国，年均增长11.5%。美国燃煤发电的基础运行的平均数量大概在45年左右。从刚才我介绍的数字来看，我国的平均的数量加在一起就是6、7年的样子。总的发电装机容量持续上涨，但是增长幅度明显下降。我国的人均装机与主要发达国家的差距仍然很大。十一五以来，电力工业向优化结构的方向迈进，完成的投资及比重逐年增高，2013年占总投资比重上升到75.1%，提高了45.9个百分点。从投资上看火电的投资比重已经下降到25%，煤炭相对过剩，这个和火电的装机明显下降有直接的关系。在火电投资里面，煤电的投资下降严重。受国内资源的制约，在未来一段时间我们还是以煤电为主导的地位。电力生产技术处于世界领先水平。我们的百

27、万千瓦超临界组是世界最多的。我们全国平均煤电发展的煤耗也是世界平均最好的水平，不管是核电和水电，从技术方面都处于世界的先进地位和领先水平。从污染控制来说单位千瓦的烟尘等排放(pi fn)也达到了世界先进水平。再次实现了全国电力的供需平衡，我讲的是再次实现，因为我们国家长期处于一个短缺到富裕再到短缺这么一个振荡的阶段。特别是东北和西北地区供应能力富裕比较多，在一些局部地区，比如年初江苏、浙江、四川等地因天然气供应不足、机组非计划等原因也出现(chxin)了一些问题。华东地方遭遇了高温天气，造成全国有四天错峰电力超过了1000万千瓦。我国电力工业发展(fzhn)新特征。我们电力工业已经进入到了绿色

28、电力发展、特高压、智能电网的新阶段，向着绿色、经济、和谐的方面发展。能源发展以电力为中心，转换电能的方式为最主要的方式。提高电能在终端能源中的应用。这是未来电力工业发展的一个特征。用电需求进入了一个换挡期，今天上午讲到了我们国家经济发展的三期，实际上用电需求也进入了换挡期。从10%以上的增长到要低于10%。清洁能源发电既增强了电力供应的保证能力，又有效地减排了污染的排放。2013年我国清洁能源发电相当于节省燃煤4.2亿吨。未来绿色清洁能源发电将进一步加快发展，特别重要的是煤炭绿色发电将长期处于基础的位置，如果没有中国煤炭绿色的发展，也就不可能有中国电力和能源的绿色发展，而且要解决中国的环境问题

29、和能源问题，也必须对煤炭进行绿色发展，特别是提高煤炭转化为电力的比重。电力空间布局调整加快。煤电要加快向西北部的转移，核电从沿海向内陆辐射，天然气发电主要布局在用电的需求中心。要扩大电力资源配置范围，要推进市场开放，由省内到区域，由区域到全国，甚至全球的能源开发建设，所以通道的建设十分重要。现有的特高压技术也创造了良好的条件。习近平主要讲到的能源革命实际上很多在电方面有具体的体现。电力发展的形态调整加快。围绕绿色转换效率的主线，出现了分散集合和大中小集中的趋势。更多的是双性的流动，但是对电力系统压力大。也就是说，我们的可再生能源实际上向两个方面发展，一个是集中的大规模的集体发展，一个是分散式的

30、发展。电力安全面临着挑战，我们一定要确保电力可持续稳定地供应，不断满足经济社会发展的有效需求。我国已经进入了电价上涨的一个周期，能源的革命，能源的转型，结合中国能源的实际情况，在低价位的能源转型是非常的困难的。这种绿色安全的要求，比如天然气的比例提高了，所以电价的上涨将是今后上涨的一个中心。第二，我汇报一下电力工业供需形势。从2010年第一季度以来，我国的GDP增速已经连续18个季度保持在个位数。用电增速回落到个位数，反映了我们正处于从工业化的初中期转移到中后期的一个转型期。经济增长的一个潜力从之前的二位数的发展到现在的高位次增长的个位数增长阶段。这是2014年上半年的运行情况，一个是电力的消

31、费情况，全社会用电量平稳增长。二季度各月的增速分别为4.6%、5.3%和5.6%。电力消费逐渐优化，第二产业上半年用电同比增长5.1%，第三产业上半年用电同比增长6.9%，居民消费同比增长6.6%。化工、建材、黑色金属和有色金属十大用电重点行业同比回升2.4个百分点，占全社会用电比重同比下降了0.2个百分点。中部地区用电增速同比回升的幅度比较大。中部和东部地区增速分别回升2个和2.7个百分点，东北回落了2个百分点，西部回落了1.7个百分点。电力供应充足、非化石能源发电保持了较快的增长。水电、火电、风电所用小时数同比降低，核电同比下降了113个小时，风电同比下降了114个百分点。火电同比下降了2

32、46个小时。电煤供应总体宽松，价格先降后稳，天然气供应紧张。火电的亏损面达到了20%左右，特别是供热板块2013年亏损了53亿元，亏损面达到70%，今年一季度又亏损20亿元。电力供需平衡情况。今年上半年总体是平衡的，但是在一些地方和时段还是有错峰的情况。2014年电力供需的一个基本的预计。电力消费增速将比2013年小幅回落，主要是从国民经济发展的阶段看，从产业结构和布局看，从需求和节能方面看，从上年同比用电技术来看，总的判断2014年全社会用电量同比增长5.6-6.5%，我们推荐的数是6%。关于电力供应总的来说能力是充足的，非化石能源发电比重还是持续提高的。全年新增发电装机容量预计达到9600

33、万千瓦。关于(guny)影响因素，一个是气侯，现在极端天气是常态化，同2013年比较，水电的需能值同比减少，燃料就是电煤供应宽松，天气然供应紧张。影响(yngxing)消费政策的措施主要是大气污染防治计划以及电力的提供，这些会影响电能的消费。2014年全国电力供需总体平衡，部分地区有所宽松，局部地区偏紧，这样的局面共存。全年(qun nin)发电小时4400小时到4500小时，其中火电是4950-5000小时。分地区来看，华北地区的平衡偏紧，东北地区还是富裕较多，华东地方总体平衡，华中地区总体平衡，西部地区有一点富裕，南方区域总体平衡。电力供应的发展趋势我们预计2020年达到84000亿千瓦时

34、，到2030年12亿千瓦时。2030年人均用电水平达到8854千瓦时，超过日本、德国目前的人均用电水平。关于电源的开发与布局。第一还是优先发展水电，其次是优化发展煤电，积极发展风电等可再生能源发电，试图发展天然气发电。有关建议，完善记忆，促进风电和太阳能发电科学有序发展，加快新的水电基地，统筹考虑西南水电开发及适当的吸纳。积极推动科学节能减排，不断提高电力在终端消费能源的比重。加快清洁能源的建设，保证电力有力的支撑。谢谢！我国能源(nngyun)生产和消费革命势在必行作者(zuzh)：中国国际经济交流中心课题组习近平总书记日前就我国能源安全战略发表重要讲话，为我们加快推进能源生产和消费革命(g

35、mng)指明了发展方向，提出了更高要求。要完成这一重大战略任务，必须建立起顺应世界能源发展趋势、符合我国发展阶段和能源基本国情的现代能源体系，努力实现能源消费总量合理控制、能源生产结构不断优化、能源运行机制完善高效，从而达到经济社会发展、能源消耗与生态环境保护三者之间的稳定平衡与良性互动。一、国际能源格局正在发生深度调整能源历来是国际政治、经济、安全博弈的焦点。当前，世界政治经济格局深度调整，能源供求关系深刻变化，我国既面临从能源大国向能源强国转变的历史机遇，也面临诸多挑战。国际能源格局呈现“西倾东移”的新特点。一面是西亚、北非地区局势持续动荡，另一面，美国、加拿大的非常规能源开发取得突破，巴

36、西发现大型海上油田，世界能源生产重心日益从中东向北美地区倾斜。随着中国、印度等亚洲新兴经济体成为世界能源需求增长的主要地区，能源消费重心东移的趋势日益明显。化石能源成为世界发展不可承受之重。随着能源消费总量不断攀升，传统能源供应逐步趋紧，全球能源资源竞争日趋激烈，国际能源价格高位震荡，生态环境等制约因素凸显，世界可持续发展正在遭遇化石能源的瓶颈。尽管国际社会已达成共识，需要采取一致行动逐步减少化石能源使用，但各国从自身利益出发，围绕碳排放的博弈仍错综复杂。页岩气革命成为改变世界能源版图的新动力。近年来，美国页岩气产量猛增，已占到其国内天然气产量的1/3强，到2040年这一比例甚至有可能达到一半

37、以上，这意味着美国有望在2030年以前实现能源独立。页岩气革命的“蝴蝶效应”正在显现。在国内，美国能源成本降低，制造业、化工业竞争力有所提升；国际上，美国对中东石油依赖逐步降低，转而要求中国等亚洲国家担负起保障国际石油运输线安全的责任。世界范围内，尽管对页岩气在储量、环境影响等方面还存在争议，但全球已经掀起了一轮页岩气投资热潮。后福岛时代(shdi)核电不能因噎废食。2011年日本(r bn)福岛核事故发生后，核电发展受到质疑。但事实上多数核电国家普遍认为，核电安全问题在技术上是完全可以解决的。面对快速增长的能源需求，以及日益严重的环境和气候变化约束，核电作为一种低碳清洁能源，仍是理想的选择。

38、鉴于此，美国已开始建设AP1000第三代核电，欧盟、俄罗斯、印度等国家(guji)也重启核电建设，就连日本政府也有调整“零核电”政策的动向。第三次工业革命期待可再生能源取得新突破。世界正处在第三次工业革命前夜，可再生能源与当代互联网技术的融合，将成为新工业革命的强大动力，以可再生能源替代化石能源作为主要能源将是新工业革命的一个重要内容。各国都将发展新能源作为未来战略的重点，可再生能源技术、分布式发展体系、智能能源网络成为能源发展的新动向。总的来看，世界能源版图正在发生新的变化，能源结构和能源技术在深刻变革。但也要看到，能源这一战略资源与国际政治、经济、安全格局相互交织的状况没有改变，发达国家在

39、能源科技上占优势的地位没有改变，国际金融资本对石油市场和价格的影响力没有改变。我们必须从战略上高度重视国际能源形势的变与不变，发挥有利因素，化解不利因素，真正把能源的主动权牢牢把握在自己手里。二、中国能源革命的核心是建立现代能源体系进入新世纪，我国国情发生了变化。能源问题与环境问题、发展问题交织在一起，成为制约现代化建设的瓶颈。一方面，我国长期以来依靠大量化石能源投入的发展模式日益受到资源禀赋和生态环境的约束；另一方面，作为发展中大国，我国在控制能源总量增长的同时，又必须满足经济社会发展对能源的需求。从能源供给结构来看，支撑我国能源消费需求的主体还是煤炭，2013年我国能源消费总量中煤炭的比重

40、为66.2%，石油、天然气等优质化石能源比重较低，风能、太阳能等新能源开发尚处于起步阶段。当前我国发展所处的阶段和资源能源禀赋的具体国情，决定了我国能源结构调整的复杂性与艰巨性。与西方发达国家不同，我国能源发展呈现多元重叠趋势，一是化石能源进入煤炭与油气并重的“双碳”时代；二是终端消费由一次能源更多向以电力为主的二次能源转变；三是绿色能源成为未来能源发展不可忽视的力量。这也就意味着我们需要同时进行化石能源革命、电力革命和绿色革命。在当前复杂的国际国内形势下，我国能源战略既要立足当前，更要考虑长远。要坚持发展是第一要务，以科学发展为主题(zht)，统筹国内国际两个大局，推动能源生产和消费革命，建

41、立顺应国际能源发展趋势、又满足我国工业化、城镇化发展需求，同时符合资源能源禀赋特征的现代能源体系。这一体系应当具有结构多元化、总量紧平衡、运行高效率、系统自适应、利用可持续和开放大循环六个主要特征。要把推动能源生产和消费革命作为长期战略，建立中国现代能源体系，保障国家能源安全，确保经济社会发展、能源消耗和生态环境保护(hunjng boh)三者实现良性互动。三、要做好能源生产(shngchn)和消费革命这篇大文章推动能源消费革命，抑制不合理能源消费。坚决控制能源消费总量，有效落实节能优先方针，把节能贯穿于经济社会发展全过程和各领域。树立新的能源消费观是关键，政府、企业和社会公众要更新观念，转变

42、能源消费方式，进一步明确能源降耗就相当于能源生产的道理。能源降耗和节约工作潜力巨大，相关主体必须调整能源消费模式。政府要树立正确的政绩观，不追求高于潜在增长率的速度，合理引导结构调整方向，激励和约束各级政府降低能耗和保护环境。企业应摒弃盲目扩张的发展倾向，坚持以提高效率与竞争力为宗旨，企业发展要从依靠物质投入、资源消耗向依靠技术进步、管理科学、创新驱动转变，从单纯追求经济效益向兼顾经济、社会和生态责任转变。社会公众应着力改善消费模式，树立“节约光荣、浪费可耻”的消费观念，积极践行“低碳节能、绿色环保”的生活方式，加快形成能源节约型社会。推动能源供给革命，建立多元供给体系。努力实现绿色环保开源，

43、兼顾传统能源清洁利用和新能源开发，形成煤、油、气、核、新能源、可再生能源多轮驱动的能源供应体系。一要推动传统能源实现绿色转型。要按照“控总量、提效率、治污染、转油气”的思路，积极推进煤炭“绿化”行动，依靠市场力量和经济手段控制煤炭消费总量，进一步提高燃煤发电系统效率，科学有序发展煤化工。遵循常规气、煤层气、页岩气“三步走”，突破核心关键工程技术和设备，逐步加快本土天然气开发进程，合理开发利用传统主力油田，努力提高采收率，力争石油产量维持在2亿吨水平。积极有序发展水电。坚持第三代核电技术不动摇，实现安全利用与发展核电。二要用发展的眼光看待和支持新能源。新能源开发利用是世界能源发展的潮流，也是保障

44、我国中长期能源安全的重大战略举措。要尽快解决市场、技术、成本等瓶颈，积极鼓励各类新能源蓬勃发展。依靠扩大市场和技术进步逐步降低风电成本，解决电力外送消纳问题。做好原料收集，提高锅炉效率，推动生物质多元化发展。跟踪探索海洋能、地热能、氢能、可燃冰等其他新能源开发利用技术。三要同步加强能源输配网络和储备设施建设，构建安全智能高效绿色的现代能源网络。推动能源技术革命，带动产业升级。要紧跟国际能源技术革命新趋势(qsh)，以绿色低碳为方向，分类推动技术创新、产业创新、商业模式创新，并同其他领域高新技术紧密结合，把能源技术及其关联(gunlin)产业培育成带动我国产业升级的新增长点。具体工作中应注重“抓

45、两头(lingtu)”，一手抓好工业、建筑和交通运输等重点领域节能，一手抓好量大面广的通用技术设备节能。重视节能标准的制订和管理政策的配套完善，促进节能技术的创新研发和推广应用。在冶金、建材、化工等行业淘汰落后产能、工艺和设备，逐步使我国工业能效达到世界领先水平。实施绿色建筑行动计划，提高新建建筑节能标准，建立建筑能耗限额和能效公示制度。优化交通运输网络结构，采用先进发动机技术和车辆技术，控制大排量汽车增长，发展电动汽车等新能源交通工具。以中小型工业为重点，推进高效节能的锅炉、内燃机、电机、泵类系统使用，促进能源梯级综合利用，进一步提高家用电器的能效标准。推动能源体制革命，打通能源发展快车道。

46、坚定不移推进改革，还原能源商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制。目前市场发育不足是我国能源领域存在的突出问题，尽管能源是关系国家安全的战略性资源，但它具备商品的基本属性，要充分发挥价值规律与竞争机制在能源生产与消费中的作用，坚持由市场形成能源价格，建立起合理透明价格形成机制。政府要切实转变对能源的管理方式，更多体现为宏观引导、市场监管、资源保护和利益协调的职能，建立健全能源法治体系。处理好中央和地方，能源输出地和输入地，以及政府、企业和民众的关系，充分发挥各方积极性与创造活力。全方位加强国际合作，实现开放条件下能源安全。在经济全球化的背景下，参与国际能源

47、大循环成为各主要经济体的共同选择，也是维护一国能源安全的重要举措。我国要在主要立足国内的前提条件下，在能源生产和消费革命所涉及的各个方面加强国际合作，有效利用国际资源。要坚持石油合作多元化战略，以西亚中东为重点，加强与非洲、俄罗斯、拉美以及北美能源合作。积极推进以中亚为重点的天然气合作，加强输送管道建设，重视与俄罗斯合作，扩大进口渠道。利用境外煤炭资源，拓展澳大利亚等进口来源地。树立能源外交理念，积极参与构建国际能源治理机制，增大全球定价体系中的话语权，探讨建立具有足够代表性的石油输入国组织。采取灵活有效方式，力争周边海上能源合作实现新突破。今年以来，高层八次支持核电建设(jinsh)的表态，

48、将中国核电这列火车推向了快车道。而从政府高层的表态来看，核电的发展由年初的“适时启动”转化为而今的“抓紧启动”，核电建设再次提速。虽然内陆核电并未被纳入(nr)“十二五”期间核电重启之列，但国家能源局年初关于“做好内陆核电厂址保护”的表态，让国内多个省份已经开始进行前期的部署。7月10日，中国广核集团与贵州省签订投资意向协议，斥资380亿元上马两个核电站项目。“这是一个典型内陆核电项目，目前应该还没有国家(guji)的批文。”7月22日，国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员王亦楠在接受华夏时报记者采访时表示。与上述项目一样，目前一些内陆核电项目在前期尚未获得批文的情况下，订单便接踵而至

49、，核电建设一触即发。多地争夺核电项目迄今为止，虽然能源主管部门并没有把内陆核电重启纳入议事日程，但这并不妨碍地方政府和核电企业布局内陆核电项目的积极性。眼下首当其冲的是贵州省。7月10日的“贵州省清洁能源发展恳谈会”上，贵州省与中广核签约了两个投资总额为380亿元的内陆核电项目。中广核的投资意向是，2014年至2020年期间，拟投资350亿元，建设铜仁核电站项目；拟投资30亿元，建设贵州小型堆核电站项目。除贵州外，江西、湖南、辽宁等地有关内陆核电的消息更早传出。在今年5月的第四届中国核能可持续发展论坛上，湖南省能源局局长王亮方在作报告时说，核电将成为湖南省电力供应的主力军。“湖南争取在十三五适

50、时启动核电项目。”王亮方表示。同样在5月，江西省发布的江西省电力中长期发展规划称，力争2020年投产一台核电机组。此前，江西省要求密切关注国家内陆核电政策，跟进、推动彭泽核电项目。而经济发达的浙江省也不甘落后，称今年投资涉及的核电项目共3项。记者统计发现，打算发展内陆核电站的省份还有：广东内陆地区、四川、重庆、河南、吉林和黑龙江等。除争夺内陆核电项目外，一些二期核电项目也已蓄势待发。如红沿河二期核电项目、福清五、六号机组、徐大堡一期、陆丰一期、海阳二期、三门二期等。在过去的三年，从暂停到解冻重启，再到新项目开工，中国核电步入加速期。双重效益“和其他重大项目一样，核电站投资数额巨大。”厦门大学中

51、国能源经济研究中心主任林伯强在接受记者采访时说，在当前地方债务加剧、房地产不景气的大背景之下，唯有重大项目对地方经济的拉动起到立竿见影的功效，核电项目因此成为各地争抢的香饽饽。福清核电项目，就是一个典型。“在2008年应对全球金融危机的形势下，福清核电项目的开工对扩大内需、拉动经济增长具有重要的现实意义。仅在就业岗位方面便可以提供1万多个岗位。”当地官方称。据悉，该项目是在2008年4万亿元计划中实施的重点工程， 6台核电机组，实行(shxng)一次规划，连续建设，总投资近千亿元。事实上，中国的核电市场具有良好的预期。记者查阅的数据显示，迄今为止，中国核电装机仅占发电总装机的2%，而世界的平均

52、水平是16%-18%，所以，未来核电有相当大的提升空间。从2012年10月24日国务院会议(huy)后，又开工5台机组，装机容量约400万千瓦。受此影响，核电设备(shbi)的订单也如潮而至。据报道，日前某电缆企业中标中广核工程有限公司阳江、红沿河5-6号机组LOT73全厂非K1类电力电缆采购项目，合同金额达5024.92万元。而这只是众多订单中的一个。在国内核电项目启动及海外市场出口的推动下，核电需求无疑大幅增长。有机构预计，2014年新增项目数相比2013 年增幅有望达到100%-200%，设备投资需求近700亿元。按照2020 年8000 万千瓦的规划，核电设备投资总需求有望接近4800

53、亿元。“内陆核电项目建设将迎来新的曙光。”在与贵州签署核电投资协议时中广核副总经理谭建生说。“核电是如今唯一现实的、成熟的、可大规模发展的清洁替代能源。”贵州社科院一位专家对记者表示，“能源+经济”的双重效益助推地方盼重启。本报记者注意到，多地在部署今年的经济工作时均提及要上马一批重大项目，其中往往就有核电。正是这样，各地对核电项目的争夺相当激烈。内陆核电争议犹存各方对上马内陆核电项目的争议始终很激烈。记者注意到，政府层面稳步启动核电建设的信号，并没有彻底将内陆核电项目一棍子打死国家能源局在2014年能源工作指导意见中就要求“做好内陆地区核电厂址保护，下一步继续再发展内陆的核电”。与此相关，各

54、地也刮起了一股内陆核电选址的旋风，包括贵州、四川、重庆等多个内陆省市，有的已签署投资意向协议。“不管是内陆风，还是东南风，刮的都是核电风。”22日，四川一位地方官员向记者证实，当地要求招商引资要向能源领域挺进，重点考虑与核电相关的配套项目。自2011年日本福岛核电事故暂停审批核电项目以后，如今只有内陆核电是否应该上马还存在争议。关于内陆核电的高风险性，王亦楠不久前撰文称，无论从安全性、清洁性还是经济性上来说，核电都不应该是中国能源结构转型的战略选择，更不应该冒巨大风险发展根本不适于中国国情的内陆核电。此文一出，争议不断。“核电发展的最大阻力在于核事故处理、核废料处理等技术性难题。”王亦楠告诉记

55、者，核废料处理，至今各国也未能找到应对办法。不过，中国工程院院士、辐射防护(fngh)和环境保护专家潘自强则多次表示，内陆核电站是安全的。而接受记者采访的地方政府和核电企业则明确表示希望(xwng)内陆核电尽早开工建设。“若项目长期不能开工，前期的巨大投入将化为泡影。”7月22日，中核北方核燃料公司一女士说。当日，海南核电有限公司一员工也对记者说，内陆核电不开工，给企业带来的损失更严重。如停工的彭泽核电项目，每年的财务费用在1亿元以上。地方政府也是力挺启动内陆核电。今年(jnnin)两会期间，湖南代表团以全团名义提出尽早启动内陆核电项目的建议，但未被采纳。“内陆核电肯定是要发展的，取决于国家层

56、面总的安排。”林伯强表示。前言受国际环保大环境及国家环保政策对二氧化硫排放控制要求的推动，湿法烟气脱硫环保技术(FGD)被广泛应用于各大、中型火力发电厂，并成为国内火电厂烟气脱硫主导工艺技术，同时随着电力建设的迅猛发展，电站建设装机容量的不断增大，湿法脱硫装置的整体配套单体设备的容量也逐渐增大，耗电量约占整个厂用电的1%，是比较大的，如果运行不好，将造成很大的浪费。宁海电厂通过开展运行技术分析，认真查找设备和系统上存在的问题，进行优化设备系统，并对不同运行方式下的电耗进行试验比较，选择合理的运行方式，开展节能降耗，在满足环保要求的前提下最大限度的降低厂用电，经济效益得到了显著提高，厂用电降至0

57、.75%左右。1、脱硫工艺设计简介宁海发电厂一期4600MW机组烟气脱硫工程采用高效脱除SO2的川崎石灰石石膏湿法工艺，一炉一塔脱硫装置，脱硫效率不小于95，烟气脱硫系统（FGD）处理烟气量为电厂#1、#2、#3和#4机组在BMCR工况下100的烟气量全烟气进行脱硫，脱硫装置采用一炉一塔，各塔设三层浆液喷淋，分别应对三台浆液循环泵，吸收剂制浆方式采用厂外来石灰石块（粒径小于40mm），在石灰石磨制车间磨制成粉，然后气力输送至吸收塔区域日粉仓，再由浆液制备装置制成石灰石浆液，浆液经石灰石浆液泵进入吸收塔，吸收塔浆液经浆液再循环泵送至吸收塔上部的喷淋系统进行再循环。锅炉烟气经电除尘器除尘后，通过增

58、压风机进入吸收塔，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏(CaSO42H2O)。脱硫后的烟经除雾器除去带出的细小液滴，最后通过烟囱排出。脱硫石膏浆液经脱水装置脱水后回收。由于吸收塔浆液循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。2、脱硫装置的优化运行及节能改造2.1 利用脱硫单耗进行预测与调控只有在脱硫装置正常投用且脱硫效率达95%（设计值）以上时，才以脱硫单耗（每脱除1kgSO2的电耗、粉耗、水耗）最小化为目标值，进行运行方式的优化和调控，以达到综合节能降耗的目的。具体的做法是：在线监视和采集脱硫效率、烟气流量、烟气进口SO2含量、烟气出口SO2含量、

59、6kV甲乙段用电量、石灰石加入量和工艺水泵的出口流量等参数，建立脱硫各单耗指标的数学模型：借助于Microsoft Excel就可以及时了解脱硫各项单耗情况，并通过(tnggu)发展趋势分析实施优化控制。通过实践证明，工作在额定工况附近时脱硫装置运行效率最高，经济性最好。随着负荷的降低，烟气进口SO2含量呈下降趋势；保持脱硫效率不变，石灰石粉和工艺水耗量呈下降趋势，其对应的粉、水单耗基本保持不变，电量总耗量呈下降趋势，但脱硫单耗电量呈上升趋势。由于吸收塔浆液循环泵为定速泵，可以当负荷变动时只能通过泵的优化组合和停泵的方式来进行调节，但不能频繁进行调节。当工况相对固定时脱硫电量的单耗指标会好一些

60、。运行人员可以根据(gnj)这些规律，在实践中进一步探索出更好的调整方法，以达到节能降耗经济运行的目的。2.2 工艺参数的合理(hl)调整浆液pH值、密度、液气比、浆液停留时间等是脱硫系统运行的关键工艺控制参数，不但影响脱硫性能，与经济性的关系也非常密切。通过脱硫调试和运行实践，总结出主要运行参数与脱硫性能、经济性的关系见表1。运行人员可根据这一规律，综合考虑脱硫性能和电耗、粉耗等经济性因素，适时调整运行参数。表1 湿法脱硫的主要运行参数与脱硫性能的关系表运行参数脱硫效率石灰石粉耗电耗液气比浆液pH值钙硫比浆液密度浆液停留时间浆液Cl浓度注：“”表示增加，“”表示降低，“”表示显著增加，“”表