我国火电厂未来的发展方向

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℃/538℃供电热效率约为38%，超临界机组参数24.1Mpa/538℃/538℃供电热效率约为41%。

超超临界机组参数27.5Mpa/580℃/580℃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10℃，机组的热耗率就可下降0.25～0.30%；再热蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.15%～0.20%。

在一定的范围内，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2～4%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SO₂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600MW及以上的超（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。

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%的复合增速。

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700℃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700℃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>700℃，压力>30MPa，机组容量600MW；锅炉效率>94%；汽轮机热耗<6950Kj/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。

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。

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%以上，有的甚至高达25%以上，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。

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。