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新闻资讯
NEWS
《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》(二)
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 |