高效清洁发电技术最新研究进展报告.doc

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1、高效清洁发电技术最新研究进展报告本文介绍了目前我国的九种高效清洁发电技术，涉及粉煤（PC）发电技术、循环流化床（CFB）发电技术、节能降耗技术等，并对700超超临界发电技术、超低排放污染物控制技术等做了详细的介绍，从而推动我国燃煤燃煤发电想清洁高效、节能环保方向发展。一 粉煤（PC）发电技术 当前，我国在粉煤发电技术方面己具备独立设计制造600超超临界机组的能力，机组发电效率可超过45，己达到国际先进水平，为了进一步提高超超临界机组的能源利用效率，我国未来五年或更长时期内将尝试和发展再热温度达到610或620的超超临界机组、二次再热超超临界机组以及700超超临界发电技术。面对越来越严格的环保要

2、求，我国越来越多的“超低排放”火电机组也逐渐投入运行,为削减成本、提高经济效益，多种污染物的一体化脱除技术将是未来发展趋势，近年来，我国褐煤和准东煤等劣质煤的高效清洁发电技术得到了不断提高，目前均有超临界参数的机组投入运行，针对不同的煤质特性，开发和试验6001000MW等级机组并积累设计、运行经验是未来发展趋势。1.超超临界发电技术 近期（23年）再热温度达到610或620的超超临界机组将陆续投产，探索出初步的运行经验。适时开展再热温度达到610成620的超超临界机组后评价工作,为后续再热温度6l0或620的超超临界机组的有序发展奠定基础。2.二次再热发电技术 从国内外火电行业技术发展趋势看

3、，自主开发大容量二次再热超超临界机组对我国燃煤机组实现更高的效率、更低的燃耗、降低减排和可持续发展具有重要作用，可使我国在高参数大容量机组方面彻底摆脱国外十知识产权束缚,实现火力发电技术及设备制造技术上的突破，达到世界领先水平，二次再热发电技术的发展趋势为在现有600高温材料特性的基础上，最大限度地发挥材料的高温特性，根据锅炉、汽轮机各种运行工矿对高温部件的材料性能要求，确定合理的机组初参数及合适的机炉参数匹配原则，开发大容量二次再热机组成套技术，验证和形成具有自主知识产权的二次再热发电机组关键技术。3.700超超临界发电技术 700超超临界燃煤发电技术是目前国际正在开发的最先进的燃煤发电技术

4、，伴随着机组蒸汽参数的提高，可大幅度提升发电效率、降低温室气体与染物排放。与600超超临界发电技术相比，700超超临界燃煤发电率可提高至50。每千瓦时供电煤耗可降低约36g，二氧化碳排放减少13。建设700超越临界燃煤发电工程将全面提升燃煤发电设备的设计和制造水平，带动相关产业的发展，为装备制造行业和火力发电企业带来巨大的经济效益，为电力行业的节能减排开辟新路径，是我国实现节能减排国家目标的重要战略举措。近几年应结合采用二次再热、热力系统优化等一系列新技术，为我国正在研发的700发电机组提供技术储备。4.超低排放污染物控制技术 随着Hg和PM2.5加入排放污染物控制对象，火电行业的减排成本和压

5、力将提到空前的高度。多污染物一体化控制技术，是针对燃煤电厂燃烧后产生的粉尘（含PM2.5）、SOx、NOx、Hg和CO2等中的两种或以上污染物进行一体化脱除的技术，是在同一个烟温区间、同一套工艺装置中脱除两种或以上污染物，同时避免不同污染物之间的捕捉抑制和相互影响，从经济上应比单污染物独立分别脱除工艺的叠加投资更少、产出更高、综合经济效益更好。为削减成本，提高经济效益，多污染物的一体化脱除技术的研究和试验正得到世界各国的重视，开发和示范燃煤机组烟气多污染物（SOx、NOx、Hg等）一体化脱除技术将会是我国燃煤电厂污染物控制技术的发展趋势。5.褐煤发电技术 根据国外发展经验，结合我国内蒙古地区褐

6、煤丰富但缺水的资源条件，我国燃褐煤发电机组的未来技术发展趋势应为采用超（超）临界参数、褐煤煤中取水发电技术、烟气余热回收等集成发电技术，使褐煤机组实现综合提效，显著提高褐煤机组的发电效率，节约水资源，降低煤耗并降低污染物排放，使褐煤机组煤耗、厂用电率及污染物的排放指标达到国际先进水平。满足国家对建设内蒙古煤电基地建设，应“注重环保，高度节水，集成应用当今最先进技术，实现可持续发展”的要求。6.准东煤发电技术 新疆准东煤储量巨大，煤质燃烧特性好，合理开发利用准东地区煤炭资源，研究准东煤锅炉燃烧技术，对保证准东煤电基地特高压直流外送配套电源项目安全稳定运行具有重要意义。总体看，我国由于高钠煤应用较

7、少，仍未有一套在大容量机组上100燃烧准东煤的可靠方案。今后需开展准东煤燃烧发电的进一步研究工作，重点措施应为：（1）深入开展准东煤燃烧、结渣和沾污等特性参数的基础性研究工作，制定准东煤相应的评价指标和体系以及国内行业通行的准东煤锅炉燃烧热力指标选取范围，指导锅炉设计选型；（2）加强现役锅炉掺烧准东煤的试验研究工作，归纳和总结掺烧准东煤的技术和经验，为大型锅炉大比例掺烧或全烧准东煤提供技术支持和设计依据；同时应加快全烧准东煤燃烧技术的研究和相关技术的现场验证工作，以保证锅炉在全烧准东煤的条件下能够安全稳定运行；（3）加快进行入炉煤提钠技术的试烧试验，根据试烧试验最终成果，依托具体工程开展工程化

8、应用研究工作，并在此基础上进行工程化示范；（4）由于准东煤田煤源广，各矿煤质成分不一，结焦和沾污程度不同，因此锅炉型式不可能完全相同，具体工程锅炉设计应根据各矿区煤的结焦、沾污特性进行分析研究，也可尝试开发新炉型，如旋风研炉液态排渣技术。7无烟煤发电技术 “W”型火焰锅炉燃用无烟煤时炉膛出口NOx浓度较高，一般在7001000mg/Nm3，按成熟先进的SCR脱硝工艺的脱硝效率90考虑，烟囱出口排放浓度在70100mg/Nm3，难以满足超低排放要求；同时燃用我国西南地区中、高硫无烟煤时高温受热面的高温腐蚀也较为严重，限制了该炉型向更高的超超临界参数方向发展。目前国内超超临界“W”火焰锅炉机组尚处

9、于研发阶段，不具备规模建设的条件，现阶段无烟煤机组工程建设仍采用超临界“W”火焰锅炉，后续根据研发成果进一步论证后，适时开展超超临界“W”火焰锅炉机组的示范工作。鉴于我国西南地区无烟煤同时也是高硫煤，建议适时启动高硫无烟煤超（超）临界循环流化床锅炉的研发和示范工作。二循环流化床（CFB）发电技术 目前，CFB锅炉较为成熟的容量为300MW。随着白马600MW超临界CFB锅炉示范工程的成功运行，我国已经具备大型CFB锅炉的设计制造能力，但还不能满足我国电力工业高效能源利用率和污染排放限制的需要。为此，充分利用循环流化床劣质燃料适用性的特点，开发和装备与之适应的高参数600MW级超临界及超超临界C

10、FB锅炉提高能源转换效率，同时结合近年我国在低床压降节能型循环流化床开发时证实的提高可用率、降低厂用电的经验以及在低成本污染控制方面的创新与突破，形成适应我国劣质煤坑口电站的先进发电设备是“十三五”期间乃至未来更长时期内我国CFB锅炉清洁燃煤发电技术的总体发展方向。 “十三五”期间，我国电力工业应重点发展600MW级燃用劣质燃料，低成本，经济排放控制技术的高效CFB锅炉发电机组，加快660MW超超临界CFB锅炉的研制及工程示范，形成我国大容量高效环保型的CFB锅炉系列产品。1.加快燃用劣质燃料的300600MW高效、低成本排放控制CFB锅炉研制和工程应用劣质燃料的一个重要特点是长距离运输不经济

11、。因此，科学的方法是根据当地劣质燃料资源的储量情况，建设适当容量的CFB锅炉，以取得资源的最优利用效果。300MW亚临界、600MW超临界CFB锅炉辅以低成本污染控制技术，对区域资源的适应性强，应用场合广泛。 将已经得到工程证实的节能型超低排放循环流化床技术与大容量超临界循环流化床相结合可以形成中国独立知识产权的，技术、经济、环保性能优异的劣质煤发电技术。相比亚临界机组，600MW超临界机组净效率约可提高3左右，供电煤耗可以降低约10g/kWh,每年节约标煤3.8万t，减少CO2排放10.4万t，节能降耗优势明显。结合改进的低床压降循环流化床技术，可以在无运行成本条件下达到氮氧化物低于50mg

12、/m3；低钙硫比，半干法脱硫条件下达到二氧化硫低于l00mg/m3；厂用电可以达到同容量煤粉炉的水平。加之CFB锅炉采用炉内脱硫后，可允许采用更低的排烟温度，而不必担心出现尾部受热面出现低温腐蚀问题，有利于进一步提高锅炉热效率。目前，我国燃用贫煤的600MW超临界CFB锅炉已成功投运，运行效果良好。在此基础上，进一步将超临界600MWCFB锅炉与低床压降节能型循环流化床技术并轨，可以在较短的时间内取得研发成果，开展工程示范，取得经验后加以推广应用。2.开展600MW等级超超临界循环流化床发电技术的自主研发和示范工程 白马600MW超临界循环流化床燃烧室水冷壁出口管间温差最大不超过17，远远优于

13、同容量煤粉炉。这证实循环流化床锅炉进一步提高蒸汽参数是可行的。因此有必要“十三五”期间安排600MW等级超超临界循环流化床工程示范，进一步提高循环流化床燃烧发电效率，保持我国在该领域的世界领先有必要。 在600MW超临界循环流化床示范工程基础上继续提高发电效率，开展600MW等级超超临界循环流化床示范工程是当前国内外循环流化床燃烧技术的大势所趋。除了燃用劣质煤，洗中煤，煤泥等循环流化床传统燃料之外，利用CFB锅炉技术燃用褐煤，具有锅炉燃烧效率高、燃料制备系统简单可靠、炉内无结焦危险等优点，可以达到比同容量煤粉锅炉更高的锅炉热效率，并且可以避免CFB燃用其他高灰分劣质燃料可能出现的炉内受热面磨损

14、、大量高温灰渣的冷却处理等技术难题，因此，大型CFB锅炉是未来褐煤燃煤发电设备合理的技术选择之一。 CFB锅炉燃用褐煤，有其技术方面的特殊性。褐煤由于水分含量高，锅炉相应的烟气量将比同容量烟煤锅炉增大15左右，炉膛及相关设备尺寸相应增大，会带来相应的一些技术问题；褐煤含灰量低，对CFB锅炉炉内燃烧、流动、脱硫等过程都会有不同程度的影响，需要结合示范工程开展研究工作。 我国在无烟煤600MW超超“W”火焰煤粉炉技术开发上遇到了重大障碍，该技术在燃烧室水冷壁安全、燃烧效率、特别是NOx排放方面存在问题。循环流化床锅炉燃烧无烟煤具有一定的优势，四川白马600MW超临界循环流化床的成功则进一步给无烟煤

15、高效低污染发电指出了新路。可以预计，600MW超越临界无烟煤燃烧锅炉可以从性能上全面超过600MW超“W”型火焰炉。三 整体煤气化联合循环（IGCC）发电技术 目前，国内外处于商业示范运营的六座IGCC电站主要采用E级与F级燃汽轮机，电站容量在20万30万kw，供电效率能达到4043，折合供电煤耗在286307g/kWh,这些IGCC电站采用燃气轮机的设计与生产年代较为久远，在当今超超临界机组大面积推广的背景下，其性能优势逐步丧失。进入21世纪以来，联合循环发电技术在世界范围内得到了迅猛发展，全球对燃气轮机的需求量大增，国际燃气轮机制造商都在投入大量的资金和技术，研发大功率、高参数、高性能的燃

16、气轮机，燃气轮机技术又迈上了一个新台阶。GE与Siemens公司近年来研制出的H级燃气轮机燃用天然气时，单循环效率40，联合循环效率60%，新一代的F级燃气轮机燃用天然气时，单循环效率将近39，联合循环效率达到59。 随着我国自有干煤粉气化炉技术的发展，干煤粉气化炉在IGCC发电领域的性能优势保证了IGCC供电效率的提升。 结合我国在天津IGCC电站设计、建造与运营过程中积累的经验，集成先进的H级燃气轮机与大容量干煤粉气化炉的IGCC，供电效率能够达到47，折合供电煤耗低于261g/kWh，电站初投资也将随着IGCC的大型化与批量化大为降低。此外，通过提高汽水循环参数，优化系统，引入新技术（低能耗制氧技术、燃料电池技术）等措施，IGCC性能进一步提高的潜