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《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》(二)

《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》(二)

【摘要】:

附件1

典型常规燃煤发电机组供电煤耗参考值

单位:克/千瓦时

机组类型

新建机组

设计供电煤耗

现役机组

生产供电煤耗

平均水平

先进水平

100万千瓦级

超超临界

湿冷

282

290

285

空冷

299

317

302

60万千瓦级

超超临界

湿冷

285

298

290

空冷

302

315

307

60万千瓦

级超临界

湿冷

303

(循环流化床)

306

297

空冷

320

(循环流化床)

325

317

60万千瓦级

亚临界

湿冷

320

315

空冷

337

332

30万千瓦级

超临界

湿冷

310

(循环流化床)

318

313

空冷

327

(循环流化床)

338

335

30万千瓦级

亚临界

湿冷

330

320

空冷

347

337

 

注:不含燃用无烟煤的W火焰锅炉机组。

 

附件2

燃煤电厂节能减排主要参考技术

序号

技术名称

技术原理及特点

节能减排效果

成熟程度及适用范围

一、

新建机组设计优化和先进发电技术

1     

提高蒸汽参数

常规超临界机组汽轮机典型参数为24.2MPa/566℃/566℃,常规超超临界机组典型参数为2526.25MPa/600℃/600℃。提高汽轮机进汽参数可直接提高机组效率,综合经济性、安全性与工程实际应用情况,主蒸汽压力提高至2728MPa,主蒸汽温度受主蒸汽压力提高与材料制约一般维持在600℃,热再热蒸汽温度提高至610℃或620℃,可进一步提高机组效率。

主蒸汽压力大于27MPa时,每提高1MPa进汽压力,降低汽机热耗0.1%左右。热再热蒸汽温度每提高10℃,可降低热耗0.15%。预计相比常规超超临界机组可降低供电煤耗1.5~2.5克/千瓦时。

技术较成熟。

适用于66、100万千瓦超超临界机组设计优化。

2     

二次再热

在常规一次再热的基础上,汽轮机排汽二次进入锅炉进行再热。汽轮机增加超高压缸,超高压缸排汽为冷一次再热,其经过锅炉一次再热器加热后进入高压缸,高压缸排汽为冷二次再热,其经过锅炉二次再热器加热后进入中压缸。

比一次再热机组热效率高出2%~3%,可降低供电煤耗8~10克/千瓦时

技术较成熟。

美国、德国、日本、丹麦等国家部分30万千瓦以上机组已有应用。国内有100万千瓦二次再热技术示范工程。

3     

管道系统优化

通过适当增大管径、减少弯头、尽量采用弯管和斜三通等低阻力连接件等措施,降低主蒸汽、再热、给水等管道阻力。

机组热效率提高0.1%~0.2%,可降低供电煤耗0.3~0.6克/千瓦时。

技术成熟。

适于各级容量机组。

4     

外置蒸汽冷却器

超超临界机组高加抽汽由于抽汽温度高,往往具有较大过热度,通过设置独立外置蒸汽冷却器,充分利用抽汽过热焓,提高回热系统热效率。

预计可降低供电煤耗约0.5克/千瓦时。

技术较成熟。

适用于66、100万千瓦超超临界机组。

5     

低温省煤器

在除尘器入口或脱硫塔入口设置1级或2级串联低温省煤器,采用温度范围合适的部分凝结水回收烟气余热,降低烟气温度从而降低体积流量,提高机组热效率,降低引风机电耗。

预计可降低供电煤耗1.4~1.8克/千瓦时

技术成熟。

适用于30~100万千瓦各类型机组。

6     

700℃超超临界

在新的镍基耐高温材料研发成功后,蒸汽参数可提高至700℃,大幅提高机组热效率