我國火電廠未來的發(fā)展方向

1、我國火電廠未來的發(fā)展方向一、我國火電廠今后的發(fā)展趨勢1、大規(guī)模發(fā)展超超臨界機組亞臨界機組參數(shù)16.7Mpa/538/538供電熱效率約為38%，超臨界機組參數(shù)24.1Mpa/538/538供電熱效率約為41%。超超臨界機組參數(shù)27.5Mpa/580/580供電熱效率約為43%。蒸汽參數(shù)愈高，熱效率也隨之提高。熱力循環(huán)分析表明，在超超臨界機組參數(shù)范圍的條件下，主蒸汽壓力提高1Mpa，機組的熱耗率就可下降0.13%0.15%；主蒸汽溫度每提高10，機組的熱耗率就可下降0.250.30%；再熱蒸汽溫度每提高10，機組的熱耗率就可下降0.15%0.20%。在一定的范圍內(nèi)，如果采用二次再熱，則其熱耗率可

2、較采用一次再熱的機組下降1.4%1.6%。超臨界機組的熱效率比亞臨界高2%3%，超超臨界機組的熱效率比超臨界機組的高約24%左右。如果600MW燃煤機組采用超超臨界技術(shù)，按2013年1-8月供電煤耗302g/kwh計算，比同容量亞臨界機組320g/kwh的供電煤耗減少18 g/kwh，按年運行5000 小時計算，一臺600MW 超超臨界機組可比同容量亞臨界機組節(jié)約標煤近5.4萬噸/年，相當(dāng)于減少SO排放891噸/年，NOx 排放842噸/年。按此計算，超超臨界機組減排的規(guī)模是相當(dāng)可觀的。所以超超臨界機組對節(jié)能降耗，建設(shè)資源節(jié)約型、環(huán)境友好型社會，實現(xiàn)電力工業(yè)可持續(xù)發(fā)展具有重要意義。國家發(fā)改委在

3、“十一五”發(fā)展規(guī)劃中對火電發(fā)展提出的要求是大力發(fā)展600MW及以上的超（超）臨界機組，采用高效潔凈發(fā)電技術(shù)改造現(xiàn)役火電機組，實現(xiàn)“上大壓小”。超超臨界機組單位造價低、環(huán)保性能好、技術(shù)含量高，發(fā)電煤耗少，是目前最先進的燃煤發(fā)電機組。用超超臨界機組作為中小機組更新?lián)Q代的一種主要模式已經(jīng)成為共識，加快超超臨界機組的建設(shè)已是勢在必行。2、燃氣機組國家為遏制火電污染物的排放總量，推出了火電脫硫脫硝政策和相應(yīng)的補貼電價，但投入巨大。在PM2.5標準嚴格執(zhí)行的情況下，火電勢必將會在經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)受到抑制，而清潔的天然氣發(fā)電則將擁有更大的市場空間。根據(jù)石油和化學(xué)工業(yè)“十二五”發(fā)展指南，為實現(xiàn)節(jié)能減排和環(huán)境治理的

4、目標，未來五到十年我國能源結(jié)構(gòu)調(diào)整將向新能源、清潔能源傾斜，特別是屬于清潔能源的天然氣將獲得巨大的發(fā)展空間。預(yù)計到2015年，我國天然氣占一次能源消費的比例將提高到7-8%，“十二五”末天然氣消費量有望達到2300億立方米以上，并保持年均約18%的復(fù)合增速。而我國非常規(guī)天然氣開發(fā)潛力巨大，遠景資源量達到常規(guī)天然氣的4倍左右，隨著新技術(shù)的逐步應(yīng)用，未來增儲上產(chǎn)空間巨大。在天然氣供應(yīng)能力不斷增強的背景下，燃氣經(jīng)銷商將有更多的富余氣源，自建天然氣電廠既可以消化多余的天然氣，也能夠豐富業(yè)務(wù)構(gòu)成，提高自身盈利能力。對于電力集團來講，主要經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)出于保護環(huán)境考慮，新批火電機組將以天然氣為主，電力集團未

5、來投資重點勢必向天然氣電廠轉(zhuǎn)移。天然氣發(fā)電包括集中式發(fā)電與分布式發(fā)電兩種模式，由于天然氣來源渠道分散，分布式發(fā)電將能源綜合利用分布在用戶端，相比集中發(fā)電具有投資更少、風(fēng)險能夠有效分散以及高效減排的優(yōu)勢，是集中發(fā)電的有利補充。 在美國和歐洲，分布式能源應(yīng)用都很普遍，其中，分布式發(fā)電裝機容量占美國全國總裝機容量的8%左右，而其分布式能源主要采用天然氣作為燃料，占全部分布式發(fā)電裝機容量的70%以上；歐盟27國的分布式能源占比達到10%左右。而我國分布式發(fā)電還處于起步階段，尚未形成經(jīng)濟化的產(chǎn)業(yè)規(guī)模，技術(shù)和裝備也有待改進以進一步降低成本。3、建設(shè)“大型煤炭基地電站群”大型煤炭基地電站群概念首先由美國人提

6、出，德國在這方面進行了充分的實踐。德國1996年提出了在燃煤電站群建設(shè)中引入即燃褐煤的超超臨界機組設(shè)計技術(shù)集成技術(shù)。包括：采用超超臨界參數(shù)、冷端優(yōu)化、褐煤干燥、鍋爐系統(tǒng)優(yōu)化、汽輪機系統(tǒng)優(yōu)化、熱力系統(tǒng)優(yōu)化、區(qū)域供熱等設(shè)計技術(shù)的工程集成應(yīng)用。大型煤炭基地電站群發(fā)展路線分成3個步驟實施，最終將所有設(shè)計技術(shù)集成在700蒸汽參數(shù)機組示范應(yīng)用。一是火電機組的技術(shù)發(fā)展緊跟國際和國家大的政策背景發(fā)展，采取包括褐煤干燥技術(shù)在內(nèi)的所有火電機組設(shè)計技術(shù)的集成，實現(xiàn)燃煤火電機組的節(jié)能減排。二是以燃煤火電機組的技術(shù)發(fā)展促進大型褐煤煤炭基地電站群的發(fā)展。例如德國在煤炭基地運營的5個電廠，裝機總?cè)萘抗灿?0,000MW，提

7、供德國13%總供電量。電廠燃用的褐煤從3個露天礦開采，年燃用褐煤8,700萬噸以上。我國內(nèi)蒙古等煤炭基地的褐煤占很大比重，這對我們很有借鑒意義。三是煤炭和電力設(shè)計部門對煤質(zhì)的變化進行長期的研究。除了進行火電機組設(shè)計技術(shù)集成應(yīng)用外，還進一步考慮了對煤的評價，長期評價露天煤礦的煤質(zhì)特性。使火電機組適應(yīng)各種褐煤煤質(zhì)特性。煤炭基地重點開發(fā)大型燃煤火電機組電站群，并使設(shè)計技術(shù)集成化，將是中國未來的一個主要發(fā)展方向。二、如何提高火電廠的發(fā)電效率1、推廣超超臨界發(fā)電技術(shù)：超超臨界的煤電機組發(fā)電效率可以達到40%-43%，目前，我國的燃煤電廠已大范圍使用超超臨界技術(shù)，處于世界領(lǐng)先水平。開展超700超超臨界發(fā)電

8、機組的鍋爐、汽機、輔機以及高溫材料等關(guān)鍵技術(shù)研究，為“十三五”期間實現(xiàn)工程示范打下基礎(chǔ)，主要技術(shù)指標：蒸汽溫度>700，壓力>30MPa，機組容量600MW；鍋爐效率>94%；汽輪機熱耗<6950Kj/KWH；發(fā)電機額定功率600MW，發(fā)電機效率99；機組循環(huán)效率48.37。除了超超臨界還有高超臨界，但需要材料、鍋爐等方面的技術(shù)進一步改進，還有一些技術(shù)沒有解決。提高效率會帶來更相對的經(jīng)濟性，但現(xiàn)在還不是經(jīng)濟性最好的階段，很多技術(shù)在一個時期內(nèi)將存在經(jīng)濟性的挑戰(zhàn)。2、優(yōu)化控制系統(tǒng)：開展以節(jié)能降耗為主要目標的多目標優(yōu)化控制理論與應(yīng)用的研究。目前的熱工優(yōu)化控制系統(tǒng)只局限于優(yōu)化單

9、一控制指標（參數(shù)指標），這種優(yōu)化的結(jié)果往往只局限于尋找一個有效的控制器或一個控制方案，僅僅能確?？刂破畹淖顑?yōu)性，難于兼顧其他的目標（如：機組效率、能耗等指標）。事實上，從整個熱力系統(tǒng)優(yōu)化運行的角度來看，優(yōu)化控制的目標應(yīng)該是多方面的，除保證具有最小的控制偏差外，還應(yīng)確?；痣姍C組有較高的運行效率且要盡可能有延長熱力設(shè)備的壽命等。因此，基于火電機組能耗等指標的多目標優(yōu)化控制方法的研究，有效降低火電機組的發(fā)電煤耗，具有廣闊的應(yīng)用前景。三、如何進一步降低火電廠的煤耗和廠用電率對于新設(shè)計機組，可通過優(yōu)化設(shè)計，合理配套進行節(jié)能；而對于運行機組，可通過節(jié)能診斷，優(yōu)化改造，監(jiān)測能損，指導(dǎo)運行，實現(xiàn)節(jié)能目標。

10、1、采用回?zé)岷驮贌醿煞N循環(huán)方式，使得循環(huán)效率大為提高。2、汽輪機通流部分實施技術(shù)改造。目前這種改造大體可以分為兩類：一類是提高汽輪機內(nèi)效率，達到降耗目的；另一類是降耗的同時提高汽輪機的出力。具體改造措施有更換氣缸，將雙列調(diào)節(jié)級改為單列調(diào)節(jié)級等。 3、鍋爐制粉系統(tǒng)技術(shù)改造。通過改造磨煤機系統(tǒng)、密封系統(tǒng)，可以提高制粉效率，降低制粉單耗，從而降低煤耗。采用新型密封技術(shù)改造鍋爐空氣預(yù)熱器。空預(yù)器的漏風(fēng)問題一直是影響鍋爐燃燒，降低效率的威脅。通過采用新型密封技術(shù)，降低空預(yù)器漏風(fēng)率，不僅減少排煙損失，降低飛灰含碳量，還可以節(jié)約廠用電，降低廠用電率。 4、電站循環(huán)冷卻水余熱再利用。通過凝汽器由循環(huán)冷卻水帶走

11、的熱量一般占輸送總能量的15%以上，有的甚至高達25%以上，造成了能量的極大浪費。如果能采用余熱利用技術(shù)把這部分能量利用起來，勢必會對電廠效率提高產(chǎn)生明顯的效果。 目前，面臨著能源資源逐漸匱乏和能源需求總量日益增大的雙重挑戰(zhàn)，節(jié)能降耗刻不容緩。電廠熱力系統(tǒng)首當(dāng)其沖，且與發(fā)達國家相比，我國的熱力系統(tǒng)節(jié)能降耗還是有很大的潛力和空間可以充分挖掘。有理由相信，隨著相關(guān)熱力系統(tǒng)分析方法的逐步發(fā)展和完善，電廠熱力系統(tǒng)節(jié)能降耗將會取得更長遠的進步。 四、如果進一步降低火電廠的環(huán)保排放指標 1、濕法電除塵技術(shù) 我國燃煤電廠90%以上采用傳統(tǒng)的普通干式電除塵，由于存在供電電壓不高、火花放電導(dǎo)致電壓降低、反電暈、

12、電暈風(fēng)和振打引起二次飛揚、選型偏小等原因，難以達到每立方米20mg的新標準。近幾年來，燃煤電廠除塵技術(shù)出現(xiàn)了新動態(tài)，袋式除塵器和電袋復(fù)合除塵器開始應(yīng)用，這兩種方案雖然都能達到排放標準，但最終除塵手段都是袋式過濾，存在對于煙氣溫度、煙氣成份等適應(yīng)性差、濾袋壽命短、運行費用高、維護工作量大等缺點，不適用低溫含濕量大煙氣。燃煤電廠電除塵器改造采用這兩種技術(shù)方案等于新建一套袋式除塵器，耗資大，加重企業(yè)負擔(dān)。即便是新建機組，煙塵比電阻合適，電除塵和濕式脫硫系統(tǒng)相結(jié)合至今仍是多數(shù)電廠的選擇。此外，作為最重要煙氣脫硫手段的濕法脫硫裝置，在脫硫過程中產(chǎn)生的新污染物硫酸霧，它無法采用袋式除塵器進行治理，必須采用

13、濕式電除塵才能有效脫除。采用高頻電源+輔助電極+濕式清灰綜合技術(shù)方案，最高除塵效率達到94.01%，而采用普通電除塵技術(shù)方案除塵效率最高84.98%，除塵效率明顯提高，降低煙塵排放60.12%，今年來濕法電除塵技術(shù)發(fā)展迅速，其中遠達環(huán)保的技術(shù)可以做到控制出口煙塵濃度小于5mg，PM2.5去除率大于50%，SO3去除率大于70%。并可脫除重金屬等多種污染物。2、開展鍋爐低排放優(yōu)化控制理論與應(yīng)用的研究。隨著國家能源政策和環(huán)保法規(guī)的不斷完善，對鍋爐燃燒控制系統(tǒng)提出了更高的要求，即鍋爐燃燒控制系統(tǒng)不僅要確保鍋爐安全穩(wěn)定和經(jīng)濟運行的要求，而且還要盡可能地減少鍋爐尾部煙氣的各種污染物的排放量，許多理論研究

14、和現(xiàn)場試驗均已證實，當(dāng)改變鍋爐的各層風(fēng)量和各層煤粉量的分配時，鍋爐尾部煙氣的NOx排放量有明顯的變化，也就是只要合理分配各層的風(fēng)量和煤粉量，就可以降低NOx的排放量，但目前的鍋爐燃燒控制系統(tǒng)中只考慮讓鍋爐總的風(fēng)量和煤粉量隨鍋爐熱負荷而變化，沒有考慮如何減少鍋爐尾部煙氣的各種污染物排放量。將鍋爐燃燒過程的經(jīng)濟性、安全性與燃燒過程的低排放控制有機地結(jié)合起來，通過理論分析和試驗相結(jié)合的方法，研究提出鍋爐燃燒系統(tǒng)高效率和低排放的最佳控制方案。3、低氮燃燒技術(shù) 為了實現(xiàn)清潔燃燒，目前降低燃燒中NO、排放污染的技術(shù)措施可分為兩大類：一類是爐內(nèi)脫氮，另一類是尾部脫氮。爐內(nèi)脫氮:就是采用各種燃燒技術(shù)手段來控制

15、燃燒過程中NOx的生成，又稱低NOx燃燒技術(shù)，下表給出了現(xiàn)有幾種典型爐內(nèi)脫氮技術(shù)的比較。技術(shù)名稱效果優(yōu)點缺點低氧燃燒根據(jù)原來運行條件，最多降低20%投資最少導(dǎo)致飛灰含碳量增加降低投入運行的燃燒器數(shù)目15%30%投資低，易于鍋爐改裝有引起爐內(nèi)腐蝕和結(jié)渣的可能，并導(dǎo)致飛灰含碳量增加空氣分級燃燒（OFA）最多30%投資低并不是對所有爐膛都適用，有可能引起爐內(nèi)腐蝕和結(jié)渣，并降低燃燒效率低NOx燃燒器與空氣分級燃燒相結(jié)合時可達60%用于新的和改裝的鍋爐，中等投資，有運行經(jīng)驗結(jié)構(gòu)比常規(guī)燃燒器復(fù)雜.煙氣再循環(huán)（FGR）最多20%能改善混合燃燒，中等投資增加再循環(huán)風(fēng)機，使用不廣泛燃料分級(再燃)達到50%適用

16、于新的和改造現(xiàn)有鍋爐，可減少已形成的NOX，中等投資可能需要增加第二種燃料，可能導(dǎo)致飛灰含碳量增加，運行經(jīng)驗較少尾部脫氮:尾部脫氮又稱煙氣凈化技術(shù)，即把尾部煙氣中已經(jīng)生成的氮氧化物還原或吸附，從而降低NOx排放。煙氣脫氮的處理方法可分為：催化還原法、液體吸收法和吸附法三大類。催化還原法是在催化劑作用下，利用還原劑將NOx還原為無害的N2。這種方法雖然投資和運轉(zhuǎn)費用高，且需消耗氨和燃料，但由于對NOx效率很高，設(shè)備緊湊，故在國外得到了廣泛應(yīng)用，催化還原法可分為選擇性非催化還原法和選擇性催化還原法相比，設(shè)備簡單、運轉(zhuǎn)資金少，是一種有吸引力的技術(shù)。液體吸收法是用水或者其他溶液吸收煙氣中的NOx。該法

17、工藝簡單，能夠以硝酸鹽等形式回收N進行綜合利用，但是吸收效率不高。吸附法是用吸附劑對煙氣中的NOx進行吸附，然后在一定條件下使被吸附的NOx脫附回收，同時吸附劑再生。此法的NOx脫除率非常高，并且能回收利用。但一次性投資很高。爐內(nèi)脫氮與尾部脫氮相比，具有應(yīng)用廣泛、結(jié)構(gòu)簡單、經(jīng)濟有效等優(yōu)點。表中各種低NOx燃燒技術(shù)是降低燃煤鍋爐NOx排放最主要也是比較成熟的技術(shù)措施。一般情況下，這些措施最多能達到50%的脫除率。當(dāng)要進一步提高脫除率時，就要考慮采用尾部煙氣脫氮的技術(shù)措施，SCR和SNCR法能大幅度地把NOx排放量降低到200mg/m3，但它的設(shè)備昂貴、運行費用很高。在今后相當(dāng)長一段時間內(nèi)，我國更適合發(fā)展投資少、效果也比較顯著的爐內(nèi)脫氮技術(shù)。即使采用煙氣凈化技術(shù)，同時采用低NOx燃煤技術(shù)來控制燃燒過程NOx的產(chǎn)生，以盡可能降低化設(shè)備的運行和維護費用。爐內(nèi)脫氮技術(shù)又以燃料分級效率較高。燃料再燃技術(shù)是有效的降低NOx排放的措施，早在1980年日本的三菱公司就將天然氣再燃技術(shù)應(yīng)用于實際鍋爐，NOx排放減少50%以上。美國能源部的“潔凈煤技術(shù)”計劃也包括再燃技術(shù)，其示范項目分別采用煤或天然氣作為再燃燃料，NOx排放減少30%