【盘点】高效清洁发电技术最新研究进展

导读：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600～1000MW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（2～3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，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，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700~1000mg/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70～100mg/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CFB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300～600MW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。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/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、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40％～43％，折合供电煤耗在286～307g/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力值得期待与关注。

整体煤气化联合循环（IGCC）发电技术发展趋势主要为四个方面：

1．改进IGCC主要部件和系统的性能、提高可用率、降低成本

（1）发展单机功率更大、燃气初温更高、热耗率更低的燃气轮机，以它为核心来优化配置IGCC的各系统。根据美国ATS（AdvancedTurbineSystems）计划，目前世界上已经制造成功H型燃气轮机，燃气初温均为1427℃，单循环效率＞40％，联合循环效率＞60％。显然，把它们改烧合成煤气而组合成为IGCC时，IGCC的单机功率可以提高到500～550MW，供电效率有望达到50％，而比投资费用则能降低到1000～1200﹩/kW的水平。这种IGCC足以与目前最先进的超超临界参数的常规燃煤电站竞争。

（2）当采用H型燃气轮机来组成IGCC时，底循环汽轮机的主蒸汽参数就由目前的高压、超高压参数向亚临界或超临界参数方向发展。

（3）提高气化炉的性能、运行可用率和可靠性。目前IGCC电站的运行可用率在很大程度上取决于气化炉的可用率。在改善气化炉的性能方面应特别侧重于提高碳转化率和冷煤气效率。在改善运行可用率方面则应侧重于提高高温炉衬（砖）和喷嘴的使用寿命，合理地设计气化炉的排渣系统。此外，还应增强气化炉对煤种的适应性，探索不同煤种所宜选用的气化炉类型。目前已有业绩的Shell炉、GE-Texaco炉和Destec炉也仍需不断改进。

（4）目前，在IGCC站使用深冷法制氧设备，这种设备价格高，制氧能量高。为了降低电站的厂用电耗率，以便提高IGCC的供电效率，各国研究人员对高温离子膜（ITM）分离技术做了大量的研究。

（5）研究高温条件下的除灰脱硫方法，这是今后简化IGCC系统，提高IGCC性能并降低其比投资费用的一个重要方向。

（6）研究以空气为气化剂的气化炉以及与其相应的IGCC系统。

2．进行CO2捕集

与CO2分离、捕集、封存技术相结合，满足低碳经济发展对于电力行业的要求，提高IGCC系统应对温室气体排放控制的竞争力。

3．发展IGCC融合化工原料合成的煤基多联产IGCC电站

这种生产组合模式就是当今已被广泛使用的以“合成气园”为基础的多联产技术的生产概念。

4．集成多种先进技术

IGCC是由多种技术集成的系统，能够利用多种先进技术使之不断完善。煤气化技术、煤气净化技术、燃气轮机技术、汽轮机技术以及制氧技术等的发展都能为之发展提供有力的支撑。同时，IGCC工艺过程适合与其他技术进行集成，例如，燃料电池技术。

四燃气轮机联合循环（NGCC）和分布式发电技术

目前，国外燃气轮机已从E、F级逐步向G/H级、J级方向发展，其联合循环发电效率已超过60％，我国在引进100余台以F级和E级为主的先进燃气轮机联合循环发电机组的基础上，结合自主研发，在燃气轮机设计、制造、燃烧等基础领域取得了明显进展，但相比发达国家仍存在巨大差距。大力发展燃气轮机设计、高温部件材料和制造、低污染稳定燃烧、高温部件修复、分布式能源系统优化集成等核心技术是我国NGCC和分布式发电技术的未来发展战略需求。

1．燃气轮机的设计技术

未来重型燃气轮机透平初温将达到1700℃，其简单循环和联合循环效率分别为43％和63％。为了满足先进燃气轮机高负荷、高效率的发展要求，非定常设计体系（四维）以及全维设计体系将被广泛采用。非定常设计技术可以实现更符合真实流动情况的非对称因素设计、针对周期性因素的设计与优化、新气动布局与流型设计。全维设计将同时考虑流道中叶片和其他部件真实三维流动情况以及非定常影响。

燃气轮机设计技术涉及面较广，涵盖了燃气轮机总体设计、压气机模化加减级、燃烧室设计、冷却系统设计和透平冷却叶片设计等技术。根据国外燃机技术的发展趋势和我国技术发展现状，我国应以提升设计能力、部件材料和制造技术为核心，坚持科学发展、需求牵引和继承创新的设计体系建设总体思路。建立国家重型燃气轮机试验基地，进行重型燃气轮机可靠性试验、不同燃料长寿命试验和大部件试验，逐步形成和完善重型燃气轮机设计、试验验证体系。结合国家重大专项，突破F级重型燃气轮机关键设计技术，形成一整套整机与部件的气动、结构、强度、燃烧、试验和测试系统专业的设计和试验规范，形成燃气轮机的工程设计与试验方法，建立和发展F级重型燃气轮机研发设计体系。同时要鼓励燃气轮机学科前沿的探索性、前瞻性课题的基础研究，力争在燃气轮机新概念、新方法、新技术的原始创新方面有所突破，实现G/H级重型燃气轮机的自主创新与全面发展。

2．燃气轮机的高温部件材料及制造技术

目前，高温部件金属材料的使用温度已接近极限，不可能满足未来燃气轮机透平叶片温度不断提高的设计要求。但是由于非金属材料和制造成本高昂、关键技术尚未解决，在未来很长的一段时间里，燃气轮机高温部件材料仍然将以高温合金为主。因此，未来燃气轮机高温部件材料及制造技术的发展重点是高温合金和新型非金属材料的设计及其制造技术。

一方面，随着F级以上燃气轮机的陆续投产，增加了对大尺寸定向、单晶叶片，以及轮盘锻件和粉末冶金轮盘的需求，对于先进镍基单晶高温合金和粉末高温合金的开发，以及新型高梯度定向凝固技术、大尺寸高温合金锻造和粉末冶金技术的开发将是未来高温合金材料及制造技术的主要研究方向。另一方面，从目前国外应用现状及发展前景来看，未来燃气轮机高温部件非金属材料将以陶瓷基复合材料、金属间化合物、C/C复合材料为主体。为适应未来重型燃气轮机发展趋势和提高我国重型燃气轮机材料制造技术水平，我国须大力加强材料制造技术研究，具体为①加强大尺寸单晶高温合金铸件定向凝固技术研究，提高带有复杂冷却通道的大尺寸透平叶片（特别是单晶叶片）生产合格率：②加强新型耐高温热障涂层及其制备技术研发：③积极探索开发新型耐高温基体材料，如，陶瓷基复合材料、金属间化合物、C/C复合材料。

3．高效低污染稳定燃烧技术

污染物减排是NGCC和分布式能源发电技术必须面对的问题，高效低污染稳定燃烧技术可在保证燃烧稳定的同时大幅度降低气轮机污染物的排放，达到减排的效果，是燃气轮机燃烧室污染物排放控制的主要手段和方法。此外，高效低污染稳定燃烧技术也是未来制约燃气轮机是否可投入商业运营的关键技术。其中，富燃/淬熄/贫燃燃烧、烟气再循环燃烧、柔和燃烧、催化燃烧等新一代低污染燃烧技术将是未来燃气轮机的发展和应用趋势。

基于国内重型燃气轮机燃烧技术的现状，高效低污染稳定燃烧技术的研发应分为三个阶段，包括低污染燃烧理论与机理研宄：分级预混低污染燃烧技术研究；贫燃预混、柔和燃烧、富燃/淬熄/贫燃燃烧等新一代低污染燃烧技术研究。第一阶段的关键技术及难点在于燃气轮机不同工作状态下NOx、CO、UHC等污染物的生成机理和影响因素研究：第二阶段的关键技术及难点在于分级预混燃烧火焰稳定技术和分级燃料喷嘴设计，目前，国外主要采用扩散燃烧作为燃机在启机和低负荷时分级预混燃烧的火焰稳定技术，而驻涡燃烧等新一代火焰稳定技术仍处于研发阶段，鉴于国内的研究基础，该阶段可通过大量燃料喷嘴实验解决：第三阶段的关键技术及难点在于新型低污染燃烧技术的研究基础薄弱，无任何技术资料可供借鉴和参考，其可行的解决方案是集合全国燃机研发单位，各单位基于自己的研发基础重点研发一项新型低污染燃烧技术，采取集中优势力量逐个击破的方针对新型低污染燃烧技术进行突破。

4．燃气轮机高温部件修复技术

随着燃气轮机机型的不断更新升级，高温部件修复技术将向H、G、J级燃气轮机高温部件修复技术方向发展，包括新型单晶高温合金、稀土高温合金和陶瓷基复合材料的损伤检测和焊接工艺、冷却通道改进和新型涂层工艺，修复工艺仍以熔焊或钎焊为主导，各修复技术及设备逐步趋于自动化、廉价化、规范化和标准化。

热通道部件修复是一项复杂系统工程，涉及损伤评估、焊接修复、内孔道涂层重建、热障涂层修复等工艺步骤。鉴于国内外燃气轮机热通道部件修复技术最新研究进展和现状，我国应坚持“重点突破、从易到难、先基础研究后工程应用”的原则，重点突破热通道部件损伤评估、焊接修复和涂层重建等关键技术环节。由于各关键修复技术环节既独立又互相关联，不同部件或同一部件不同部位可能使用不同的修复工艺。为了早日实现燃气轮机热通道部件的全面国产化修复，具体对策和建议为：①先突破高温部件损伤评估技术，后开展高温部件焊接和涂层修复技术。其中，损伤评估技术是热通道部件修复技术的研究基础，也是热通道部件寿命管理和检修周期制定的关键，而焊接和涂层技术相对独立，可并行开展：②先静止部件后转动部件，先低应力区后高应力区；③先系统开展关键技术环节基础性研究，后开展工程应用研究，最后推广形成热通道部件修复规范和标准。

5．燃气轮机分布式能源系统集成优化技术

随着当今世界能源与环境危机的日益突出，与环境相容相协调是未来能源动力系统发展的必然要求和趋势。多能源输入与多产品输出、化学能与物理能综合梯级利用、污染物控制一体化是未来燃气轮机分布式能源系统发展的主流方向和前沿课题。基于化学能与物理能综合梯级利用原理的能量释放机理、污染物控制与能量综合利用一体化原理、多联产和多能源互补等多功能耦合系统的集成机理将成为未来系统理论研究的主要内容。

随着分布式能源系统朝着多能源互补及多联产方向发展，系统的集成度将更高，优化设计难度将更大，对核心设备的性能要求也越高。因此，完善的系统集成理论和核心装备的自主设计制造是未来我国分布式能源领域研究的重要内容。应当首先开展先进能量系统集成的理论研究，并逐步推进有市场前景示范项目建设，借助示范项目的推广建设，逐步完善系统集成理论，并形成具有自主知识产权的能源装备产业体系，消化吸收国外先进制造技术推动分布式能源产业发展。未来的能源动力系统将更加强调多学科交叉联系与多领域合作，因此，开展能源、环境、化工等交叉学科间的基础理论研究和人才培养，推进示范项目建设并提高装备自主化是实现本技术方向突破发展瓶颈的关键。

五太阳能与燃煤电站互补发电技术

目的，太阳能热与燃煤电站互补发电技术已进入可研和工程示范阶段，发展潜力较大，但要实现规模化应用，仍有许多问题有待研究解决，如尚无指导互补发电系统的通用设计压则及运行调节方法，互补系统中关键设备的研发仍处于试验阶段等。

太阳能和燃煤互补发电技术在近期（2～3年）及中长期（5～10年）内的发展战略需求和发展趋势：

（1）实现变辐照时太阳能的高效转化以及太阳能集热品质与燃煤机组热能品质的匹配，这是太阳能

与燃煤机组互补发电系统集成的核心，对互补发电系统动态热力行为及响应规律的研究具有重要意义。

（2）着力研发太阳能热与燃煤机组互补发电系统中的关键技术和设备如集热系统中的槽式太阳能聚光器、高温真空太阳集热管、储热系统等，并争取进行大规模商业化应用的检验。

（3）积极推进示范性电站的建设，积累国内对互补电站整体系统设计和系统集成的经验，建立相关检测体系和标准体系，带动市场规模的扩大，推动相关产业建设。通过示范电站，一方面可为国内提供各种互补发电技术的技术验证、装备制造、产品验证的平台，积累建设经验；另一方面，通过示范电站的建设为以后互补发电技术发展，乃至标杆式的上网电价的确立，提供可以借鉴的经验和范例。

此外，未来5年内，太阳能与燃煤电站互补发电技术还应当发挥行业联盟作用，形成产、学、研的研发及成果转化体系，以太阳能光热产业技术创新战略联盟为基础，着力构建形成自主知识产权的创新体系，以此推动我国互补发电产业的健康、快速发展，建立互补发电技术高端人才培养体系，推动互补发电技术的规模化应用。

六节能降耗技术

我国火电机组通过提高蒸汽参数、提高给水温度、降低汽轮机排汽压力，采用热电联供及烟气余热利用系统（低压省煤器）等措施，机组综合效率不断提高。同时，国内汽轮机制造厂设计制造水平不断提高，部分300MW亚临界机组、600MW亚临界机组和个别600MW超临界机组汽轮机通流改造后节能效果明显。但是，我国目前在役的千余台300、600MW亚临界机组和350、600MW超临界机组，普遍存在汽轮机缸效率低和热耗率高的问题，影响机组能耗指标。为实现国家煤电节能减排升级与改造行动计划，火电机组节能降耗技术未来发展趋势是机组实施汽轮机通流改造，并采用现有成熟先进的节能技术进行改造，实现深度节能降耗。利用现有成熟先进节能技术进行改造仍将是目前和未来燃煤机组改造的主流方向，主要采取的节能降耗措施包括汽轮机通流改造、供热改造、弹性可调汽封、蜂窝汽封、刷式汽封、接触式汽封、调节级喷嘴优化、循环水泵提效改造、真空系统节能改造、空冷岛增容改造、热力及疏水系统优化、前置泵改造、引风机与增压风机合并改造、烟道优化改造、风机提效改造、低压省煤器、泵风机变频调节或双速改造等。

七热电联供与多联产系统

1．热电联供

“十二五”以来，我国热电联供在理论研究和技术应用中均取得了长足进步。目前，在役的热电联供机组仍以抽汽式供热为主，普遍存在供热蒸汽参数高、损失大等问题，同时供热管网设计参数偏高，极大制约了热电联供技术节能减排效益的发挥，应采取的对策和技术路线如下。

（1）300MW供热汽轮机低抽汽参数设计与装备制造。我国300MW供热机组仍是未来较长时间内供热的主力机组，但目前300MW等级供热汽轮机设计抽汽参数一般在0.4MPa、温度为250～270℃，远高于一级热网水实际所需要的90～120℃，造成了高品位能量的浪费。下一步工作中应继续加大热电联供装备研发，针对300MW等级供热汽轮机，开展轴系稳定性研究和中低压缸的优化设计，使中压缸排汽压力下降至0.3MPa左右，实现汽轮机抽汽与供热热网之间更为匹配的温度对口、梯级利用．同时汽机厂及锅炉厂联合辅机厂、水泵厂等生产配套的节能产品，促进热电联供机组的健康可持续发展。

（2）基于低位能梯级利用的600MW机组供热改造。我国已经启动了600MW等级供热机组建设，600MW汽轮机抽汽压力高达0.9～1.1MPa、温度达到340～360℃，远高于一级热网的供水温度，造成高品位能的极大浪费，低压缸排汽存在较大的冷源损失。针对600MW大型热电联供机组，应着重突破高品位抽汽的梯级利用技术。根据已有的相关专利技术，可以考虑为600MW汽轮机中压缸抽汽设计并设置小汽轮机，通过小汽轮机的作功，降低抽汽压力、回收部分可用能。目前，双转子高背压供热方案仅用于300MW机组，下一步工作中，应针对600MW汽轮机低压缸进行优化设计和改造，发展600MW的低压缸排汽参数安全提升技术，满足供热期大型汽轮机排汽低位能直接利用的需要，以大幅度减少高压抽汽，提高机组的效率。

（3）大型热电联供机组调峰技术。我国北方集中采暖地区冬季供热需求和电负荷需求矛盾突出，应采用多种手段，提高大型热电联供机组电力负荷调峰的能力。这些地区往往新能源装机量占比较大，热电联供机组电力调峰改替也将利于电网吸纳新能源发电。改变单一热源的供热模式，如在冬季用电负荷长期偏低的地区，为热电联供机组配置背压机增加供热量，背压机在非供热期停运，政策上给予补贴电量。在风电资源丰富的地区，为热电联供机组配置风电供热锅炉，利用供热锅炉的蓄热能力，提高风电机组的利用小时数。在研发工作中，应加强探索和研发大容量蓄热技术，发展蔷热式热网加热器技术，根据热用户负荷的时变规律和特点，实现大型热电联供机组的分段式产热和集中式供热。

（4）供热参数的低品位化。我国供热热网目前仍沿用20世纪60年代参数，住建部制定的一级热网供水标准为110～150℃；设计中常用的一级热网供水温度为120～130℃，大多数地区实际运行温度100℃左右。随着建筑节能技术的不断进步，应积极开展与之相匹配的热源、热网和热用户全系统性能优化和能量的梯级利用研究。研究现有供热系统由高温供热向低品位供热转变的可行技术方案。通过供热热源的低品位化，达到供热热源的深度节能，降低热电联供机组的供热能耗。作为保障措施，需要探讨制定并执行新的热电联供行业技术规范，进一步降低供热热网水温度标准。

2．多联产

在多联产方面，我国科研工作者主要集中于应用基础研究和一些工程技术问题上，提出了多种形式的多联产系统，但在多联产核心技术方面的研究与国外有较大差距，瓶要加强国际之间的合作与交流，同时也对一些关键技术开展独立的理论与实验研究，应采取的对策和主要技术路线如下。

（l）多联产系统的生产流程与产品生产方式的创新研究。本技术方向分支主要技术包括合成气化学成分和能量向多联产产品合理转化的系统集成技术、合成气成分调整技术、新型产品生产方式、多联供技术及低能耗CO2捕捉技术。多联产系统的目标直指高热力学性能、环境友好及经济性能，因此，多联，产系统的集成优化是长期发展趋势。

（2）多联产系统的优化与评价研究。多联产系统的优化与评价研究方面应该开展的研宄课题有多联产系统综合评价与整体优化体系的模型构建、多联产系统的大数据处理等，由于系统评价与优化需要较高的物理化学、数学与计算机素养，因此跨学科与跨领域合作是一个必然趋势。

（3）多联产系统的关键过程工艺开发与工业示范技术。多联产系统的关键过程工艺开发作为多联产系统最基础也是最重要的部分，其最关键过程工艺为煤气化技术。本技术方向分支主要依靠实验为支撑，需要解决的关键技术及难点为煤气化器的成分与能量合理转化理论与实验、气化器设计与材料技术、空分技术、新型煤气化氧载体开发等。

八发电装备制造技术

1．汽轮机制造技术

近期（2～3年）及中长期（5～10年）内的发展战略需求和发展趋势为：

（1）超超临界汽轮机：主蒸汽参数28～31MPa/600℃，再热蒸汽温度620℃的一次再热、二次再热机组将批量化制造和投入运行，单轴汽轮机的单机容量可达到1200MW等级，双轴汽轮机单机容量可达到1400MW等级，全转速1400mm等级末级钢制长叶片完成研制，汽轮机热耗进一步降低，效率进一步提高。

（2）660～1000MW等级超超临界一次或两次可调供热抽汽汽轮机将批量投入运行。

（3）1200MW等级超超临界空冷汽轮机将完成研发并投入运行。

对于700℃等级超超临界汽轮机技术的实现，难度远大于从566℃等级到600℃、620℃等级超超临界机组,目前高温镍基合金的研制虽然借用在燃气轮机中有大量成熟经验的镍基合金材料，但用于汽轮机必须解决大尺寸镍基高温合金铸锻件研制、高温材料部件的制造加工，以及减少材料消耗，降低制造成本的问题。大型镍基合金铸锻件的研制及焊接技术将成为700℃汽轮机能否实现产业化的关键之一。以汽轮机的主要高温部件。高中压主汽调节阀、高中压汽缸、高中压转子、及高温叶片和高温螺栓中技术难度最大的转子为例，其主要的技术攻关项目有：

（1）大尺寸高温合金材料研发。包括长时性能试验及性能优化。

（2）大尺寸高温合金锻件研制。包括大型高温合金冶炼、铸锭、锻造及热处理等技术难题。

（3）大尺寸异种材料焊接技术研发。包括Ni一9％Cr、Ni—12％Cr转子锻件之间异种材料焊接、热处理及无损检测等技术难题。

根据欧盟AD700、日本AUSC、美国AD760及我国的700℃计划，完成这些研究和试验工作，用于产品的时间表至少在2026年之后，也就是说在近10年内应用镍基合金的700℃汽轮机组尚不具备商业化应用条件。

2．锅炉制造技术

在煤电技术向清洁高效方向发展的形势下，发展更高参数、更清洁高效的大容量锅炉技术势在必行，蒸汽参数为700℃超超临界机组、600～1000MW再热蒸汽参数为610℃或620℃的高参数超超临界技术、1200～1400MW大型超超临界锅炉技术、高参数新型循环流化床燃煤锅炉、大规模整体煤气化联合循环发电关键单元技术及装备等将成为未来的主要发展方向。

锅炉制造技术未来5年重点发展目标：

（1）跟踪国际上700℃先进超超临界发电技术的发展动态，积极进行700℃锅炉技术研发。包括600～1OOOMW锅炉总体方案的研究，锅炉本体关键部件设计技术及制造技术研究，进行700℃锅炉关键部件的验证试验：在锅炉用材方面，开展700℃、35MPa等级蒸汽温度用材、焊接材料及焊接工艺试验研究及应用试验研究，进行相关新材料开发研究。

（2）开展600～1000MW等级超（超）临界准东煤锅炉设计开发、特种燃料锅炉设计开发以及1000MW超超临界“W”型火焰锅炉研制。

（3）开展660～1000MW超超临界循环流化床锅炉研发。

九二氧化碳捕集、利用和封存（CCUS）技术

应对气候变化问题是我国发展的严峻挑战，我国的独特国情、以煤为主的能源结构和已经开展的CCUS示范项目所取得的经验，表明发展CCUS技术具有关乎国家减排责任、煤炭可持续利用、中国能源企业国际竞争力等方面的多重意义。

在捕集技术领域，百万吨级成套捕集技术已成为目前工业应用的主流，因此适合于大规模捕集工程且具备节能降耗特点的技术开发将是捕集技术发展的趋势。在燃烧后捕集技术方面，降低吸收剂能耗以及降解损耗是技术革新的重点，同时需要结合工艺设备改进以及系统集成设计的优化，通过综合手段降低捕集系统的能耗和成本。在燃烧前捕集技术方面，需提高系统各流程间集成耦合程度，优化CO2捕集材料和工艺的选择。在富氧燃烧技术方面，应重点进行35MWt的富氧燃烧机组的长时间运行性能考核，总结系统运行与维护经验，开发与之匹配的低能耗空分系统以降低系统附加能耗、空分-锅炉-压缩纯化系统热耦合优化技术、高效率CO2压缩机等专用配套设备；建设百万吨级富氧燃烧碳捕集示范项目，进行富氧燃烧锅炉、低能耗空分、烟气冷凝、CO2压缩纯化及一体化脱硫脱硝等关键技术验证和系统运行优化研究。加强新一代富氧燃烧技术（增压富氧燃烧技术与化学链燃烧技术）的基础与放大研究。

CO2运输方面，国外已经成熟，国内还没有管网。开展区域性CO2源与利用及封存汇的普查，初步形成示范区域的管网规划和优化设计、形成管材及设备选用导则，完善CO2管输工艺，形成支撑CCUS全流程示范工程的百万吨级输送成套技术。

各种CO2利用技术发展水平相差较大，其中CO2强化采油技术国际上已达到商业应用水平，其潜在的利用规模和预期市场产值最大，选择汇源匹配条件和地质蕴藏条件最好的油田进行技术示范将成为大规模CO2利用的主要发展方向，CO2驱替煤层气和CO2强化采油是潜在的大规模CO2利用技术方向，对于地质条件的依赖性较强，需结合重点区域开展前驱替技术验证。CO2化工利用技术相对成熟，而提高工艺路线的能量综合利用效率是技术发展的核心，CO2生物利用最具可持续发展价值，提高CO2生物转化效率和速率是提升减排容量的关键，将以高光效、低成本、废水资源化利用为技术研发核心，以微藻代谢机理为基础，在藻种技术、养殖技术、采收技术的低成本、产业化放大等方面寻求突破。

长期安全性是CO2地质封存的核心问题，鉴于地质条件的多样性，需要进行多个工具有代表性的大规模地质封存示范，保障安全性的评价、检测、调控、补救技术与监管体系将是技术示范的重点。在技术路线上，可将地质封存与利用结合起来，提高封存安全性和经济性，例如将封存与采水结合，可以更好地控制地层压力，减少当地水资源压力，分离水溶性矿物质。