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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。

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