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火力发电
现状描述
1990年火电站能源消费为21998.6万t标煤，占全国能源总消费的22.29％。发电消费煤炭27204万t，占煤炭总消费量的25.78%，其中直接燃用原煤26320万t，占原煤总消费量的25.6％。1994年，发电消费煤炭40053.1万t，占煤炭总消费量的31.1％。表5.9给出近年火电发电能源消费量。
1994年全国单机600kW及以上发电机组总容量为172440.45MW，占总装机容量的86%。汽轮机组中高温高压及以上参数机组共901台，109003.9 MW，占汽轮机组总容量的67％。
1990年、1994年火电机组平均发电煤耗指标见表5.10 。
表5.9近年火电发电能源消费
|
年份 |
煤炭/Mt |
石油/Mt |
天然气/106m3 |
|
1980 |
109.71 |
16.26 |
2076.73 |
|
1985 |
156.62 |
13.45 |
3606.81 |
|
1990 |
265.15 |
12.21 |
5034.92 |
|
1991 |
294.55 |
11.85 |
5417.57 |
|
1992 |
327.20 |
11.89 |
6409.14 |
|
1993 |
362.04 |
12.03 |
8181.00 |
|
1994 |
392.91 |
11.64 |
8532.00 |
表5.10火电机组供电煤耗统计机组容量
|
机组容量/MW |
设计煤耗/g(标煤)/(kw·h) |
实际运行煤耗/g(标煤)/(kw·h) |
|||
|
1990年平均值 |
1994年 |
||||
|
最低值 |
最高值 |
平均值 |
|||
|
600 |
321 |
358 |
319 |
342 |
337 |
|
300 |
338-344 |
362 |
315 |
342 |
352 |
|
200 |
345-360 |
394 |
353 |
418 |
378 |
|
125 |
355-358 |
392 |
363 |
465 |
370 |
|
100 |
388-390 |
418 |
390 |
435 |
406 |
|
6-50 |
450 |
||||
减排技术描述
1. 电厂节能
2000年前中国电力部门的减排对策是着重强调节能技术改造。目前中国火力发电中，燃煤电厂的热效率为30％左右，与国外相比差距较大。主要原因是：机组构成中，20万kW以上的大容量高参数机组偏低，不到40％，2.5万kW以下中温中压、小火电机组占1／4，而且国产20万kW机组的热效率又比国外同类型的低。火电厂近期主要节能技改措施见表5.11。
表5.11火电厂的主要节能技改措施
|
序号 |
项目 |
投资／亿元 |
估计节能量 |
|
1 |
多功能节能燃烧器 |
0．295 |
28．6万t标煤 |
|
2 |
锅炉热管预热器技术 |
1．77 |
38．6万t标煤 |
|
3 |
轴向粗粉分离器 |
1．16 |
2．47亿kw·h |
|
4 |
节能渣泵 |
0．81 |
5．4亿kw·h |
|
5 |
水泵改造 |
近期火电节能措施还包括:
(1) 淘汰10万kW以下煤耗高的中、小火电机组，实行以大替小或改为供热机组。
(2) 对现有10万kW以上高压机组要有针对性的进行改造。在推广节能技改措施的同时，特别注意解决机组设备原有的各种缺陷。
(3) 发展高参数、大容量机组。新建机组以30、60万kW为主，其供电煤耗不得超过330g(标煤)/(kW·h)。到2000年，10万kW以上火电机组容量增加到近2亿kW，年平均增长1000万kW。
(4) 对已有的引进型30，60万kW机组进行改进提高，将其供电煤耗降至330g(标煤)/(kW·h)以下。对占装机容量约20％的20万kW机组，改造1050万kW。
(5) 大力发展热电联供机组，到2000年，热电机组净增1000万kW以上，热电机组的供电煤耗不超过280g(标煤)/(kW·h)。在高硫煤产区及有低热值燃料的地区发展流化床热电联产机组。
(6) 积极开展电网的经济调度，采取措施，统筹兼顾，努力提高大机组的发电比重。
(7) 沿海经济发达地区，要建一批燃气蒸汽联合循环机组，以满足沿海经济发展加快对电力的急需和峰谷日益增大的需要。
2. 采用先进的火电发电技术
2000年后，火力发电厂还要进一步采取节能降耗措施，使常规火电厂供电煤耗从2000年的367g(标煤)/(kW·h)，降低到2010年的347g(标煤)/(kW·h)，在条件合适的地区大力推广热电联产。作为减排温室气体的重要对策，2000年以后将逐步采用先进的发电方式或技术，包括：
(1) 发展更高蒸汽参数的超临界及超高临界的1000MW容量等级的汽轮发电机组。
(2) 开发并推广大容量循环流化床锅炉。
(3) 开发大容量增压流化床联合循环发电技术。
(4) 开发研究整体煤气化联合循环发电技术。
减排技术经济评价
常规30万kW和60万kW燃煤机组将是中国目前和今后一段时期内火电发展的主要机组，因此将其作为减排评价的参考技术(baseline)。现将各种可能采用的技术与其比较，燃料价格和各种发电技术的技术经济参数列在表5.12和表5.13上。
表5.12 燃料价格(1994年)
|
燃料 |
价格 |
折算标煤价格 |
备注 |
|
煤* |
350元/t |
490元/t |
热值20.92MJ |
|
油** |
1200元/t |
826元/t |
热值42.55MJ |
|
LPG** |
1000元/t(120美元/t) |
620元/t |
热值47.28MJ |
* 根据东南沿海地区煤价；
** 根据东南沿海地区进口价格。
表5.13 火力发电技术的技术经济参数(1994年)
|
发电技术 |
电厂投资／元／kw |
固定运行费用（占投资的百分数） |
燃料类型 |
发电净效率 |
负荷因子 |
经济寿命/a |
建造周期/a |
|
常规煤电 |
5300* |
3% |
煤 |
33% |
65% |
20 |
2 |
|
常规脱硫煤电 |
6300*** |
3% |
煤 |
33% |
65% |
20 |
2 |
|
燃气联合循环 |
7000** |
2% |
LPG |
45% |
65% |
20 |
1 |
|
燃油联合循环 |
7000** |
2% |
油 |
45% |
65% |
20 |
1 |
|
AFBC（常压循环硫化床） |
10000**-6300*** |
3% |
煤 |
33% |
65% |
20 |
2 |
|
PFBC（加压循环硫化床） |
10000** |
3% |
煤 |
40% |
65% |
20 |
2 |
|
IGCC（整体煤气化联合循环） |
10000**-8000*** |
3% |
煤 |
42% |
65% |
20 |
2 |
* 根据1994年统计数据；
** 根据实际和规划项目数据；
*** 推测及估计该技术国产化以后的数据。
各发电技术的经济成本和减排成本计算结果分别见图5.2、图5.3。
常规脱硫燃煤电站和常压流化床燃煤电站对于减少SO2排放具有较好的效果，但与常规燃煤电站相比，发电能源效率和CO2排放并没有得到改善，所以不能作为温室气体减排技术。PFBC和IGCC发电能源效率有很大改善，但是由于仍然以煤炭为燃料，单位发电量的减排量相对较少，减排增量成本比较高。
由于中国能源资源中，煤炭资源占有最重要的地位，燃煤火电也将长期在中国占主要地位，因此PFBC和IGCC等高效燃煤发电技术对中国温室气体减排的作用是不能低估的。
应用前景
中国发电以燃煤火电为主的局面在相当长的时间里仍难以改变。2000年以后，先进的火电发电方式或技术将在中国具有很大的市场和减排潜力，但2010年前，先进的火电发电方式或技术在中国将处于示范项目建设阶段，还不能在减排方面发挥明显的作用。2010年前，低碳化石燃料发电在整个火力发电中占有的比例不会有明显的提高，火电减排将主要靠提高常规火电的效率。考虑到如能落实上述各种提高能源转换效率的措施，期望到2010年火电供电煤耗可降低到320g(标煤)/(kW·h)，与1990年的供电煤耗水平相比，可减少发电用煤近1.5亿t，减少CO2排放约1亿t。
表5.14 2000年、2010年火电减排量预测
|
方案 年份 |
实际 |
规划方案 |
强化减排方案 |
||
|
1990 |
2000 |
2010 |
2000 |
2010 |
|
|
火电装机容量/万kW |
10184 |
22650 |
47340 |
22650 |
47340 |
|
火电发电量/亿kW·h |
4949 |
10958 |
22480 |
10866 |
21300 |
|
火电发电煤耗/g(标煤)/(kW·h) |
392 |
350 |
320 |
350 |
320 |
|
火电降煤耗节煤量/亿t(标煤)* |
0 |
0.46 |
1.62 |
0.456 |
1.53 |
|
可减少CO2排放量/亿t(碳)* |
0 |
0.33 |
1.17 |
0.33 |
1.11 |
* 与1990年发电煤耗水平相比较。
减排的障碍分析和政策建议
(1) 火电制造技术的限制
过去几十年中，中国已经形成了若干个电力设备制造集团和每年生产1000多万千瓦的成套发电设备生产能力，能够以比较低廉的制造成本和价格向国内供应发电设备。与发达国家的相比，中国生产的电力设备，特别是常规燃煤火电机组，无论从质量上和能源效率上都有一定的差距。
80年代以后，中国陆续引进了国外大机组制造技术的许可证和专利，对提高国产机组的质量和效率起了推动的作用。但目前引进技术生产的机组仍没有完全达到设计水平或大批量生产的能力，还不能完全满足国内装机需求。
(2) 高效发电新技术应用方面的限制
在中国具有广泛应用前景，国际上近期已经商业化，或即将商业化应用的发电新技术包括大容量高温燃气轮机组、IGCC、第二代PFBC发电等。国内在这些发电技术的开发方面也进行了一系列的工作，但与国外的进展水平相比差距很大。由于国内技术水平的限制，发电新技术国产化和商业化还需要一定的时间，短期内造价和成本很难迅速降下来，必然限制新技术的近期应用。
近期限制这些发电新技术应用的因素还有以下几个：
首先，发电新技术的投资高于常规火电厂的投资，在电力投资资金短缺的情况下，特别是在缺电问题没有得到根本解决的时候，电力企业将首先考虑用有限的资金解决缺电问题。建设常规火电厂比采用新的发电技术投资风险小，需要的投资额较少，资金筹集也较容易，建设方案也更容易落实和实施。电力企业的这种投资取向将影响这些技术的应用。
另外，发电新技术不仅初投资较大，发电成本一般也比较高，经济竞争能力较差。如果没有政府的政策鼓励，在市场机制下企业将很难单纯出于节能、环保和温室气体减排的目的而采用这些新技术。
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