我国火电厂未来的发展方向

1、精选文库我国火电厂未来的发展方向、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，实现

3、电 力工业可持续发展具有重要意义。国家发改委在“十一五”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P M2.5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 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。对于电力集

5、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， 技术和装

6、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。二是以燃煤火电

7、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推广超超临界发电技术：超超临界的煤

8、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 v6950Kj/KWH发电机额定功率 600MW/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

9、。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，具有广阔的应用前景。、如何进一步降低火电厂的煤耗和厂用电率

10、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

11、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%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 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

12、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尘器，耗资 大，加重企业负担。即便是新建机组，烟尘比电阻合

13、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一一硫酸雾，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

14、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

15、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NOxl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

16、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NOx排放。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

17、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

18、措施。般情况下，这些措施最多能达到50%勺脱除率。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11NOx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30%i