第三節 火力發電新技術介紹

我國一次能源利用主要以煤炭為主，其中，火電機組使用超過2/3的煤炭總量，雖然多數機組已經安裝脫硫、脫硝、除塵等環保設施，但是大量的二氧化碳、二氧化硫和煙塵排放，還是加重了對大氣環境的污染，給我國帶來了一系列生態環境保護問題。為此，當今世界廣泛開展潔凈煤燃燒技術的開發，研究燃煤機組的高效率和低排放。超超臨界機組、大型CFB（循環流化床鍋爐）、PFBC（增壓流化床燃氣——蒸汽聯合循環）、IGCC（整體煤氣化燃氣——蒸汽聯合循環）、GTCC（燃氣——蒸汽聯合循環）等火力發電新技術，因其高效率和優越的環保性能，在世界發達國家得到了廣泛應用。我國也開展了大量的研發和應用工作，特別是潔凈煤燃燒技術已成為目前我國火力發電機組的熱門技術。

為了降低環境污染物排放量，火電設備發展趨勢和目標為：以高效率、低污染、低能耗、低造價的發電設備和新型的清潔煤燃燒發電技術為開發重點，結合碳捕捉和封存技術（CCS），實現2050年，將火電機組溫室氣體排放是降低50%。

為了實現上述目標，目前可行和正在攻關的工作方向如下：

（1）大力發展高參數高效超超臨界機組（蒸汽溫度620℃，二次再熱機組），降低單位發電量燃煤消耗。高效超超臨界燃煤發電是當前最可行的高效節能技術，目前的超超臨界機組效率已經達到45%，碳氧化物排放量低于740g（CO2）/（kW·h）。世界各國正在研究進一步提高火電機組初參數，在今后的10～15年，研制、開發出700～720℃、30～35MPa水平的超超臨界機組，屆時機組的熱效率將達到50%～55%，碳氧化物排放量低于700g（CO2）/（kW·h）。而我國計劃研發的700℃超超臨界發電機組發電效率將超過51%，單位標煤耗則可以降低到241g/（kW·h）。一臺600MW機組，年利用小時數按照5500h計算，700℃超超臨界機組每年的耗煤量比600℃超超臨界機組的減少9.9萬t。

（2）發展循環流化床機組以降低火電機組污染物排放。由于循環流化床中等溫度燃燒和爐內污染物處理的特性，使得CFB鍋爐技術實現了低污染物排放量和燃料靈活性，并且隨著鍋爐參數的逐步提高，超（超超）臨界CFB鍋爐技術也逐漸成熟。

（3）研究整體煤氣化聯合循環（IGCC）技術，作為清潔煤燃燒技術的代表。燃煤氣化、燃燒前碳捕捉和燃氣——蒸汽聯合循環發電將是提高發電效率、大幅降低污染物排放最有前景的技術之一。為了進一步提高IGCC機組的效率，國外已經開始研制運行溫度達到1700℃的重型燃機，將單機發電效率提高到60%，同時碳氧化物排放下降到670g（CO2）/（kW·h）以下。

隨著近年工程實踐，大量適應國家高效和減排政策的火電機組涌現。各種新技術、新材料應用于工程實踐，如變頻技術的大量采用、高位冷卻塔、低溫省煤器、汽機十級抽汽、前置蒸汽冷卻器等技術。與之同步改變的是機組的新工法和新調試技術，例如：深化深度調試應用、機組調試過程控制、超超臨界機組穩壓吹管、啟動節能技術、全過程化學指標監督以及自動控制相關的新技術等。

下面介紹幾種火力發電新技術。

一、700℃超超臨界燃煤發電機組

提高汽輪發電機組的初參數是當前提高發電設備效率的主要手段，相比同等容量的亞臨界機組，超臨界機組效率提高了2%，超超臨界機組又在此基礎上提高3%～4%。超超臨界機組具有明顯的高效、節能和排放的優勢，為全世界工業化國家廣泛采用，已經是商業化的成熟機組。

燃煤發電機組主蒸汽和再熱蒸汽溫度一般為600℃以上，700℃超超臨界燃煤發電機組是超超臨界發電技術的發展前沿。在超臨界與超超臨界狀態，水由液態直接成為汽態，即由濕蒸汽直接成為過熱蒸汽、飽和蒸汽，熱效率較高，因此，超超臨界機組具有煤耗低、環保性能好和技術含量高的特點，且溫度越高，熱效率越高，煤耗越少。例如，與600℃超超臨界發電技術相比，700℃超超臨界燃煤發電技術的供電效率將提高至50%以上，每千瓦時煤耗可再降低近70g，二氧化碳排放減少14%，采用700℃超高參數火電機組是我國實現CO2減排目標的最重要措施之一。該技術的實施將使我國掌握700℃超超臨界燃煤發電主要設備及部件高溫材料冶煉工藝、加工制造、焊接及檢測等關鍵技術，進而形成700℃超超臨界燃煤發電機組的自主設計、開發和制造能力，全面提升我國冶金、機械和電力企業的核心競爭力。

當然，燃煤電廠蒸汽參數達到700℃，仍需要解決一系列的技術問題：如高溫材料的研發及長期使用的性能；大口徑高溫材料管道的制造及加工工藝；高溫材料大型鑄、鍛件的制造工藝；鍋爐、汽輪機設計、制造技術；高溫部件焊接材料研發及焊接工藝；高溫材料的檢驗技術；機組初參數選擇、系統集成設計及減少高溫管道用量的緊湊型布置設計。

1.世界各國700℃超超臨界燃煤發電機組的研發計劃

700℃超超臨界燃煤發電技術將全面提升燃煤發電設備的設計和制造水平，為制造廠和電廠換來巨大的經濟效益。為此，歐盟、日本和美國均采取由政府組織電力用戶、毛坯和原材料的供應商及設備制造公司聯合開發的方式，制定了長期的700℃超超臨界發電技術和設備的發展計劃，使超超臨界機組朝著更高參數的技術方向發展。目前，國際上700℃超超臨界燃煤發電機組研發計劃主要有三個：歐洲AD700的17年計劃（1998—2014年）；日本的A-USC的9年計劃（2008—2016年）；美國的A-USC的15年計劃（2001—2015年）。

（1）歐盟AD700計劃。歐盟在確定潔凈燃煤發電節能減排的發展戰略中，偏重于燃煤火力發電，因此，早在1998年就開始執行由丹麥ELSAM電力公司負責，組織歐盟45家公司參加的700℃超超臨界AD700發展計劃，計劃在2013年完成。關鍵部件將采用鎳基合金，熱效率由目前最好的47%提高到預期的52%～55%，CO2排放降低15%。項目要解決的主要問題是研發滿足運行條件的成熟高溫材料，并通過優化設計降低建造成本。AD700項目分六個階段實施，計劃在2014年歐洲建立第一個參數為35MPa、700℃/720℃的示范電廠。AD700發展計劃是目前世界上進展最快，并唯一有示范電廠的700℃超超臨界發電計劃。

（2）日本A-USC計劃。日本在2008年G8會議之后，針對2050年CO2減排50%的目標，提出了“冷地球計劃”，列出重點發展的21個技術領域，潔凈燃煤發電技術列為六個能源供給技術中的一個。隨后于2008年日本推出了700℃超超臨界發電技術和裝備的九年發展計劃——“先進的超超臨界壓力發電（A-USC）”（2008—2016年）項目。由日本政府組織材料研究、電力及制造廠聯合進行700℃超超臨界裝備的研發工作，明確在2015年達到35MPa、700℃/720℃以及2020年實現750℃/700℃超超臨界產品的開發目標。項目內容包括系統設計，鍋爐、汽輪機、閥門技術開發、材料長時性能試驗和部件的驗證等。為了實現CO2減排要求，對現有大量超臨界機組，日本提出25MPa不變，采取700℃的一次再熱USC+AUSC改造方案，實現整個日本燃煤電廠的升級換代。

（3）美國AD760計劃。美國于2001年啟動700℃超超臨界機組研究項目——AD760。為了與IGCC競爭，美國AD760計劃采取的起步參數比歐洲和日本更高，定為37.9MPa、732℃/760℃，熱效率將達到47%左右。其設定的蒸汽參數目標顯著高于歐洲的700℃，其原因是該參數更適合美國的高硫煤種。AD760研究內容包括概念設計與經濟性分析、先進合金的力學性能、蒸汽側氧化腐蝕性能、焊接性能、制造工藝性能、涂層、設計數據和方法等。目前，美國已完成732℃/760℃、35MPa/7.5MPa的750MW機組的可行性分析，兩次再熱機組為52%，美國700℃超超臨界發電技術和設備的研發時間表定為：2015年完成各項研究項目，2017年建設示范電廠。

2.中國700℃超超臨界燃煤發電機組的研發計劃

中國已是世界上1000MW超超臨界機組發展最快、數量最多、容量最大和性能最先進的國家。通過600℃超超臨界機組的技術研發及工程實踐，除鍋爐、汽輪機部分高溫材料及部分泵和閥門尚未實現國產化外，其他已基本形成了600℃超超臨界機組整體設計、制造和運行能力，建立起了完整的設計體系，擁有了相應的先進制造設備及加工工藝，這些為我國700℃超超臨界燃煤發電機組的發展奠定了良好的基礎。

近年來，國內企業和相關科研院所也開展了相關研究。例如，材料制造方面已開展鎳基合金轉子材料的研究，現已完成原料采購和試驗成分的選擇，下一步開始冶煉小鋼錠的研究。設備制造方面已開展“更高參數1000MW等級超超臨界鍋爐設計技術研究”課題，主要研究31.5MPa、703℃/703℃等級超超臨界鍋爐的初步方案設計。在此基礎上，我國也于2010年7月成立啟動了700℃超超臨界燃煤發電技術創新聯盟，開展“700℃超超臨界燃煤發電關鍵設備研發及應用示范”項目，主要參加單位為上海電氣集團、中國電力工程顧問集團、清華大學、中國科學院材料研究所等單位。根據700℃超超臨界發電技術的難點及與國外差距，目前，已形成我國700℃超超臨界發電技術發展路線圖（2010—2015年）。路線圖分綜合設計、材料應用技術、高溫材料和大型鑄鍛件開發、鍋爐關鍵技術、汽輪機關鍵技術、部件驗證試驗、輔機開發、機組運行和示范電廠建設9個部分進行。路線圖目標參數：壓力≥35MPa、溫度≥700℃、機組容量≥600MW，機組循環效率達到50%～55%。中國700℃超超臨界燃煤發電機組熱力系統如圖1-4所示。

3.700℃超超臨界機組的材料研發情況

金屬材料是提升機組性能的主要制約因素，過熱器/再熱器管材是關鍵技術之一，目前大量使用的耐熱鋼（T91、TP347H、Super304H等）的最高使用溫度為650℃，不能滿足700℃使用要求。

歐美正在研發過熱器/再熱器管材用高溫合金，主要材料是鎳基高溫合金IN617或IN617改型，如IN740、IN617、IN617mod、N263。新的超級奧氏體鋼（“super”austenite Sanicro25）和鎳基管材IN740已達到目標要求，正在取得質量證書的過程中。

我國目前正在研究的過熱器/再熱器管材用高溫合金材料有GH2984鐵鎳基高溫合金等，主要性能與In740處于同一水平。需要作進一步的試驗，主要是管材的焊接工藝、合金的最佳熱處理溫度、合金的典型力學性能及化學性能、長期（達3萬h）組織性能穩定性等。可以作為700℃超超臨界機組用高溫材料儲備。

近年來，國內企業和相關科研院所也開展了相關研究。例如，材料制造方面已開展鎳基合金轉子材料的研究，現已完成原料采購和試驗成分的選擇，下一步開始冶煉小鋼錠的研究。材料研發是工業發展的基礎，需要長時間、巨大的人力和物力的投入，在歷次的技術轉讓中，材料的性能數據始終是作為機密，被排除在轉讓范圍之外。與歐盟、日本和美國等相比，我國缺乏自主產權的高溫材料基礎數據，這成為約束700℃超超臨界發電技術發展的瓶頸。雖然近年來，在國內鋼鐵生產公司、鍋爐制造企業及相關研究院所的聯合攻關下，在模擬國外高溫材料的基礎上，基本實現鍋爐用高溫材料的國產化，但與歐盟、日本和美國等相比，材料研究的差距仍很大。

二、汽輪機組分軸高低位布置的二次再熱機組

雖然二次再熱機組已屬成熟技術，但其推廣的瓶頸在于投資太大，而且投入產出不合理。

進一步發展更高參數的機組，耐熱合金是基礎。對于單軸二次再熱汽輪機組，其中主蒸汽管道、高溫一次再熱管道和高溫二次再熱管道需要使用耐高溫合金鋼，且單根高溫再熱管道的管長度均需160m左右。

目前超超臨界600℃等級的合金鋼，價格已達人民幣12萬元/t，而下一代700℃等級的超級鎳基合金鋼，估計價格可高達人民幣80萬元/t。以目前600℃參數等級的一次再熱2×1000MW超超臨界機組為例，總投資約70億元人民幣，其中“四大管道”的價格約3億元人民幣。若將參數提高至700℃等級，其“四大管道”的總價格可能上升至25億元人民幣以上，加之鍋爐及汽輪機的造價亦將相應上升，僅以5%～6%的相對效率的提高，其代價太大，必然令投資者望而卻步而無法推廣。因此，進一步提高蒸汽參數和采用二次再熱來進一步提高發電效率的主要問題是用造價極高的高溫耐熱合金制成的主蒸汽和再熱蒸汽管道系統距離太長，阻力很大而成本太高，造成投入產出比無法接受的大瓶頸。

在現有的技術條件下，與一次再熱相比，兩次再熱將會大幅增加設備造價，其獲得的效率收益尚不能補償投入的增加，無法大規模推廣，因此，各國基本上都傾向于建造一次再熱600℃等級的超超臨界機組。目前世界上效率最高的超超臨界機組是丹麥Nordjyllandsv?rket電廠的3號機組，容量為400MW，是兩次再熱的超超臨界燃煤機組，其蒸汽參數為29MPa、580℃/580℃/580℃，機組的供電效率為42.94%。

解決二次再熱方案造價過高的有效手段就是最大限度地縮短鍋爐過熱/再熱器出口至汽輪機的距離。目前提出了“汽輪機組分軸高地位布置”技術方案（圖1-5、圖1-6），這項創新技術既能突破當前超超臨界機組的發展瓶頸，又可為亞臨界、超臨界機組的升級改造提供新的思路。該技術2010年底通過了中國電力工程顧問集團公司的設計評審，認為該方案可達到世界領先水平。這一項目已獲得國家專利授權并正在申請國際專利。

（一）主要優點

（1）根據西門子所做的熱平衡計算表明，若采用600℃等級蒸汽參數及二次再熱方案，其汽輪發電機的熱耗水平相對目前一次再熱常規布置方案可再降低5%。

（2）采用了雙軸高低布置方案，其單機容量的瓶頸也被打開，按目前的技術水平，單機容量可達1500MW。

（3）大大降低了絕大部分高溫高壓蒸汽管道的阻力損失，增加了汽輪機發電機組的做功能力，這種優點對于雙再熱機組更為明顯。

（4）可降低絕大部分的高參數、高價格的管道及相應的支吊架、保溫材料等的投資成本。

（5）可減少有害蒸汽容積，極大地提高了汽輪發電機組的調節性能。

（6）可簡化由于高溫高壓管道布置所需的廠房結構設計，降低了相應的地基載荷，降低了相應的土建成本。

（二）應用前景

（1）對于雙再熱機組，其造價將與一次再熱同溫度等級的超超臨界機組相當，與600℃等級的超超臨界機組，其熱效率可望超過48%。一個兩臺1000MW機組的雙再熱超超臨界電廠，若改為雙軸系高、低錯落布置設計，節煤將超過20萬t/年，節約運行成本8000萬元/年。

（2）可為下一代700℃/720℃/720℃等級高效超超臨界機組的發展消除了最主要的在經濟上無法接受的制約因素，為目前的超超臨界機組提供了一條可行的進一步提高效率的“升級”之路。

（3）如采用雙軸系錯落布置的設計，對于下一代700℃/720℃/720℃等級雙再熱機組，由于大大減少了鎳基合金鋼的用量，因而大大降低了成本，具有無可比擬的優勢，它將可能是700℃/720℃/720℃等級雙再熱超超臨界機組能夠被市場接受的唯一選擇。

（4）應用本技術的原理，可將原4×300MW或2×600MW的亞臨界機組就地改建成2×（770～800）MW的新型汽輪發電機組。其新增的容量相當于零能耗發電，其商業價值及減排價值均極其可觀。這對于我國現有約300000MW容量的300～600MW亞臨界機組的改造，具有重大的意義。

（5）雙軸系高、低錯落布置在造價上基本上與一次再熱同溫度等級的超超臨界機組相當，從而可使現有600℃超超臨界機組采用兩次再熱設計，將理論凈效率提高6%，達到48%，也就是用600℃超超臨界一次再熱材料和造價，基本實現700℃超超臨界兩次再熱原布置方案的效率。

三、低溫省煤器

電站鍋爐排煙熱損失是鍋爐運行中最重要的一項熱損失，電站鍋爐的排煙溫度通常為120～150℃，相應的熱損失相當于燃料熱量的5%～12%，占鍋爐熱損失的60%～70%。我國火力發電廠的很多鍋爐排煙溫度都存在超過設計值的情況，為了降低排煙溫度，減少排煙熱損失，提高電廠的經濟性，低溫省煤器這一提高煙氣余熱利用效率的手段已得到了火電行業的廣泛關注。

（一）國外煙氣余熱回收技術現狀

在國外，低溫省煤器較早就得到了應用。最初，蘇聯為了減少排煙損失而改裝鍋爐機組時，在鍋爐對流豎井的下部裝設低溫省煤器供加熱熱網水之用。目前國外煙氣余熱回收技術和工程應用以德國和日本為代表領先。

1.德國煙氣余熱回收技術和工程應用

德國鍋爐煙氣余熱回收技術和工程應用主要分為3種類型：

（1）回收煙氣余熱加熱凝結水。以德國黑泵（Schwaree Pumpe）電廠為代表，低溫省煤器煙氣側布置在電除塵器和脫硫塔之間的煙道上，煙氣流過低溫省煤器，煙氣溫度從170℃降低到130℃后進入脫硫塔；水側布置在汽輪機低壓抽汽回熱系統加熱凝結水。德國Schwaree Pumpe電廠鍋爐低溫省煤器和暖風器系統如圖1-7所示。

（2）回收煙氣余熱加熱鍋爐進風（低溫省煤器和暖風器組合）。以德國（梅隆）Mehrum電廠為代表，德國Mehrum電廠一臺712MW煙煤鍋爐應用這一系統。低溫省煤器煙氣側布置在電除塵器和脫硫塔之間的煙道上，煙氣流過低溫省煤器，煙氣溫度從150℃降低到90℃后進入脫硫塔；循環水側冷端進入低溫省煤器、熱端進入鍋爐暖風器，將鍋爐進風溫度由25℃提高到64℃。德國Mehrum電廠鍋爐低溫省煤器和暖風器系統如圖1-8所示。

（3）旁路高溫省煤器和低溫省煤器組合（加熱高壓與低壓給水）。以德國科隆Niederaussem（950MW機組）電廠為代表。德國科隆Niederaussem（950MW機組）電廠在空氣預熱器旁路煙道系統內設置高溫省煤器，加熱汽輪機高/低壓抽汽回熱系統的凝結水；在電除塵器和脫硫塔之間的煙道上布置低溫省煤器，煙氣流過低溫省煤器，煙氣溫度從160℃降低到100℃后進入脫硫塔；循環水側冷端進入低溫省煤器、熱端進入鍋爐暖風器，將鍋爐進風溫度由25℃提高到120℃。德國Niederaussem電廠高溫省煤器和低溫省煤器系統如圖1-9所示。

上述三種系統比較全面地覆蓋了鍋爐煙氣余熱回收技術和應用方式。

2. 日本煙氣余熱回收技術和工程應用

日本由于煙氣排放的要求比較高，所以一般都安裝有GGH（GASGASHeater，煙氣換熱器）。煙氣放熱段的GGH布置在電除塵器上游，煙氣被循環水冷卻后進入低溫除塵器（煙氣溫度在90～100℃），煙氣加熱段的GGH布置在煙囪入口，由循環水加熱煙氣。脫硫后的凈煙氣被加熱到80℃以上再排向大氣。

（二）國內煙氣余熱回收技術現狀

近年來，國內低溫省煤器技術研發、設計、制造也逐漸發展起來，能滿足電廠工程實施的應用要求。國內已有電廠進行了低溫省煤器的改造工作，如外高橋電廠三期2×1000MW機組工程建設時采用預留方式，并在機組大修時進行了低溫省煤器改造安裝，低溫省煤器布置在引風機后脫硫裝置前，現省煤器已投運兩年半左右時間，運行情況較好；漕涇電廠一期在除塵器入口和引風機出口設置兩級低溫省煤器，回收熱量加熱凝結水的同時，除塵器入口煙溫降低，飛灰比電阻降低，提高除塵效率。

玉環電廠等部分工程也正在實施設置低溫省煤器改造。

（三）低溫省煤器典型布置方式

在歐洲，除個別項目由于煙氣量大，空預器利用的煙氣熱量有限，設計了空預器旁路，將部分鍋爐排煙用于加熱給水外，其他大部分采用低溫省煤器的項目均設置在脫硫裝置前。日本則是采用水媒式GGH方案，部分項目在除塵器前和脫硫裝置后分別設置水媒式GGH，采用熱媒水在前后兩級GGH之間進行換熱。

對于我國燃用煙煤的大容量機組而言，綜合起來可采用的低溫省煤器設置方案主要有以下布置方式：

（1）布置在空預器與除塵器之間；

（2）布置在引風機與脫硫塔之間；

（3）分段布置，第一級低溫省煤器布置在空預器與除塵器之間，第二級低溫省煤器布置在引風機與脫硫塔之間。

（四）優缺點分析

低溫省煤器布置在引風機后、脫硫裝置前，這種布置方式在歐洲采用較多，我國近年逐漸應用的低溫省煤器基本上采用這種方案。

1.優點

（1）脫硫旁路取消后，引風機與脫硫增壓風機合并，使得合并風機的軸功率大，煙氣通過引風機溫升一般約為10℃，可充分利用引風機溫升，提高煙氣余熱利用率。

（2）電除塵器、引風機可采用國內常規設計，技術成熟、可靠。

（3）經過除塵器收塵，低溫省煤器工作環境含塵少，對換熱管道的磨損較小，積灰少，低溫省煤器吹灰次數可以大大減少，運行風險大為降低。

（4）對于濕法脫硫，由于脫硫裝置入口煙溫降低，蒸發水分少，可節約脫硫用水。

2.缺點

（1）無法利用煙氣溫降帶來的提高電除塵器收塵效率、減少引風機功率的好處。

（2）低溫省煤器布置在引風機后、脫硫裝置前，離主廠房相對稍遠，用于回收熱量的凝結水管（或水煤管）和用于吹灰的水管（或蒸汽管）稍長，相關水泵需克服的管道阻力也略高一些。

（五）應用前景

為了充分利用煙氣余熱，提高電廠熱經濟性，并利用煙氣溫度降低對除塵效率和引風機電耗產生的好處，可考慮將低溫省煤器分段布置。這種布置方式設置兩級低溫省煤器，第一級低溫省煤器布置在空預器與除塵器之間，第二級低溫省煤器布置在引風機與脫硫塔之間。這種布置方式的優點是充分利用了鍋爐尾部煙氣余熱（包括引風機溫升）；同時，由于煙溫降低，煙氣體積減小，設計中可采用較小規格的除塵器、煙道及引風機，除塵器和引風機的電耗也會降低。

目前國內1000MW燃煤機組已實施的低溫省煤器方案中，如神華重慶萬州電廠、安慶電廠等新建的百萬機組，其在鍋爐效率達到設計要求時的計算經濟性收益一般均在發電煤耗1.3g/（kW·h）左右（排煙溫度為設計值），采用低溫省煤器的節能技術將在國內新建的超超臨界燃煤發電機組中被廣泛采用。

四、高位冷卻塔

（一）高位收水冷卻塔技術的起源與發展

20世紀70年代末，為減少采用二次循環的核電機組循泵功率，由法國電力公司和比利時哈蒙冷卻塔公司研發出一種冷卻塔高位收水裝置，該裝置裝設在常規冷卻塔淋水填料下部，可將淋水填料底部流出的循環水截留收集，通過管溝送至循泵房的高位吸水井，再經過循環水泵房送回至冷卻塔，這樣就避免了循環水從冷卻塔填料下部直接滴落至冷卻塔水池造成的能量浪費，從而達到減少循環水泵揚程的目的，同時還可取消常規冷卻塔的集水池，后來就把這種帶高位收水裝置的冷卻塔稱為高位收水冷卻塔。20世紀80年代中期，這種塔開始在法國核電廠中采用，總體運行情況良好，目前由哈蒙公司建造的最高的法國貝爾維爾核電廠高位塔已安全運行近25年。

在國內，江西彭澤核電站在2009年已與哈蒙公司簽訂合同，擬建高位收水自然通風冷卻塔，塔高達215m，目前已完成設計工作，該塔建成后將成為世界上最高的冷卻塔。江西彭澤核電高位塔設計資料見表1-2。

（二）高位收水冷卻塔的特點

1.工藝結構特點

哈蒙公司逆流式自然通風濕式冷卻塔的主要特點是采用懸吊式安裝方式，即在塔內只設置一層梁系，收水器擱置在梁上、配水管捆綁在梁下，填料采用懸吊裝置懸吊在噴濺裝置下方，從而可減少塔內結構，減少通風阻力，使冷卻塔達到更好的降溫性能。

哈蒙高位收水冷卻塔的除水器、配水系統及淋水填料的布置與常規冷卻塔相同，從上至下分層布置，填料以下則增加了高位收水裝置，收水裝置占據了塔進風口以上、填料底面以下高約3m的塔內空間，在進風口高度范圍內，沿塔徑方向布置有一條中央集水槽，高位收水裝置搜集的落水通過收水槽自流至中央集水槽。

高位收水裝置主要由斜板梁、收水斜板、防濺墊層及收水槽等組成，收水斜板采用PVC波型板制成，在斜板上鋪設一層防濺裝置，防濺裝置為PVC片粘接組裝成的蜂窩塊，起到防濺、防沖和減噪作用。收水板下方為收水槽，采用玻璃鋼制造，負責將落水排至塔中央的集水槽。

高位收水冷卻塔塔芯布置示意圖如圖1-10所示。高位收水冷卻塔中央集水槽示意圖如圖1-11所示。一般來說，高位收水裝置利用金屬框架固定在填料下方，框架采用不銹鋼繩懸吊在梁上，每個收水板下方的收水槽采用法蘭連接。

2.性能特點

高位收水冷卻塔的主要優點是可以減少冷卻塔的供水高度，從而減少循泵電耗，因此它是一種節能型的冷卻塔。與根據相關的資料對比，2×1000MW機組高位收水塔系統循環水泵靜揚程減少9.8m，每臺機組循泵電動機功率減少約3400k W。兩臺機組年上網電量可增加2720（萬kW·h）/年。由于雨區跌落高度降低，高位塔比常規塔的噪聲可減小8～10d B，從而可大幅減少噪聲治理費用。高位收水冷卻塔具有較明顯的節能效果及一定的降噪效果，可降低循環水泵功率約33%，符合國家節能環保的政策。

五、大容量超臨界循環流化床

循環流化床鍋爐是新型、高效、低污染的清潔燃燒技術，這項技術在電站鍋爐、工業鍋爐和廢棄物處理利用等領域已得到廣泛應用。循環流化床可以燃用低熱值燃料，而且850℃左右是石灰石顆粒吸收二氧化硫的最佳反應溫度，實現了低成本的脫硫；同時氮氧化物生成量大幅度降低，直接排放可以滿足環保要求。

目前已經投入運行的超臨界循環流化床機組有俄羅斯的300MW機組和波蘭的460MW機組；2013年4月，我國自主研發的600MW循環流化床超臨界示范機組在四川內江白馬電廠正式投產，成為目前全世界容量最大的循環流化床超臨界機組；2011年，Forster Wheeler公司與韓國Samcheok Green電力公司簽訂合同，計劃2015年實現世界首臺800MWCFB超超臨界機組商業運行。世界首臺800MWCFB超超臨界機組示意圖如圖1-12所示。

六、整體煤氣化聯合循環（IGCC）

IGCC是有機集成煤氣化和燃氣——蒸汽聯合循環發電的潔凈煤的發電技術。IGCC系統中，煤經過氣化產生合成煤氣（主要成分是一氧化碳和氫氣）。合成煤氣經除塵、水洗、脫硫等凈化處理后形成凈煤氣，凈煤氣被引入燃氣輪機燃燒，驅動燃氣輪機組發電，燃氣輪機組的高溫排氣在余熱鍋爐中產生蒸汽，驅動汽輪機組發電。IGCC實現了能量的梯級利用，發電機組的效率較常規燃煤機組效率高5%～7%。IGCC被公認是最具發展前景的潔凈煤發電技術之一。

由于燃料在燃燒前進行凈化，IGCC電廠的污染物排放量遠遠低于國際上先進的環保標準。IGCC的煤種適應性廣泛，可以燃用我國儲量豐富、限制開采的高硫煤，煙臺IGCC示范工程在燃用劣質高硫煤（含硫量接近4%、含灰量大于25%）情況下，經計算，其供電效率仍可達43%，并且污染物排放達標。2012年底，我國首臺250MW級IGCC示范工程在天津投產，成為世界上第六臺商業運行的IGCC機組。整體煤氣化聯合循環（IGCC）示意圖如圖1-13所示。

七、低低溫靜電除塵器

低低溫電除塵器是將通過電除塵的煙氣溫度，通過低溫省煤器等換熱手段，從常規的130℃左右降低至90℃左右，以大幅度降低粉塵的比電阻，使得電除塵器的除塵效率得到顯著提高，達到30mg/m3或者更低的除塵器出口粉塵濃度排放標準。

低低溫電除塵器的入口煙氣溫度一般90℃左右，低于煙氣酸露點溫度，這樣可使煙氣中的大部分SO3氣液轉化，且被煙塵中的堿性物質吸收、中和，煙氣粉塵的比電阻大大降低，粉塵特性得到很大改善。這種方法可大幅提高除塵效率，同時可以去除煙氣中部分的SO3。由于煙氣溫度低、相應的煙氣體積流量小，可降低引風機的功率和電耗，縮小靜電除塵器的設備體積，從而減少占地面積。低低溫除塵器系統示意圖如圖1-14所示。

低低溫靜電除塵器在日本得到了廣泛的應用，目前大唐國際福建寧德電廠已經投運此類型的靜電除塵器（除塵器入口煙溫為95～100℃）。

八、國產100%容量小汽輪機

100%容量小汽輪機具有效率高、投資費用低、系統簡單、布置面積小等優點。1×100%容量氣泵方案（小汽輪機國產、泵進口）在THA工況下較2×50%氣泵方案（小汽輪機及泵國產，芯包進口）的小汽輪機效率約高3.5%，可降低熱耗15k J/（kW·h）、煤耗0.6g/（kW·h）左右。目前在350MW、600MW級超臨界、超超臨界機組中已廣泛采用。對于1000MW機組，進口100%容量小汽輪機在國內有投運業績，國產100%容量小汽輪機尚無投運業績，但國內杭州汽輪機廠、上海汽輪機廠、東方汽輪機廠等小汽輪機廠均已有訂貨業績。

杭州汽輪機廠從20世紀70年代開始全套引進德國西門子積木塊、反動式工業汽輪機技術，對原引進的技術系列進行了升級和補充，并在90年代，通過與西門子合作生產一系列機組，進一步完善和發展了該系列工業汽輪機技術。2007年12月已率先出口1000MW機組驅動50%容量鍋爐給水泵汽輪機至美國、韓國等國家。

杭州汽輪機廠采用雙分流汽輪機作為機型方案，繼承了西門子反動式工業汽輪機產品型式。特點為中間進汽，蒸汽向兩邊均勻分流，分別通過兩端的低壓級組扭葉片排入冷凝器，汽缸的兩端和內部的通流部分為鏡面對稱，其結構特點類似于大汽輪機的雙分流低壓缸。

杭州汽輪機廠已有大唐三門峽三期、華能銅川二期1000MW一次再熱100%全容量小汽機訂貨業績，也有華能萊蕪電廠1000MW二次再熱2×50%容量小汽機訂貨業績。對1000MW機組100%容量小汽機，最大出力滿足給水泵軸功率需要，出力可到45MW，選型工況效率為86.9%，額定運行工況效率為86.2%。

上海汽輪機廠給水泵汽輪機繼承主汽輪機設計理論，均為引進SIEMENS汽輪機技術，也為反動式工業汽輪機產品形式。上海汽輪機廠已有神華神東萬州、神華國華壽光1000MW一次再熱100%全容量小汽機訂貨業績，汽輪機機型為雙缸凝汽式，最大出力滿足給水泵軸功率需要，最高出力可到45MW，選型工況效率86.01%，額定運行工況效率85.38%。

關于小汽輪機出力要求，即使采用1000MW二次再熱機組，100%容量給水泵軸功率需求比一次再熱100%容量泵高10%，達到約43MW，國產小汽輪機完全可以滿足1000MW機組100%容量給水泵的需求。

九、1000MW機組變頻電源技術

火電廠輔助設備的選型一般按照100%的負荷來確定的，因此輔助設備在機組低負荷時也要消耗大量的電能，運行工況的匹配則通過調節風門擋板或閥門開度等節流方式調節。為了降低系統低負荷運行時的節流損失和效率損失，常規方法多采用變頻技術，即系統閥門、擋板保持大開度，通過變頻器改變轉動機械轉速進行工況調節，這要求每臺電機獨立配備一套變頻裝置，投入成本較高，所以該技術也只能針對個別設備進行改造。

利用單獨設置的調速汽輪機帶動發電機提供變頻廠用電，依據負荷變化調節變頻汽輪機轉速，從而實現廠用電變頻，大幅降低系統低負荷運行的節流損失及輔機效率損失，達到節能目的。這種方式突破了傳統變頻技術及理念，創新性提出集中式變頻供電系統技術，輔機設備投資將大幅度降低，變頻運行的可靠性將大幅度提高。其優勢表現在以下兩方面：

（1）變頻汽輪發電機可工頻運行，提高機組的發電量。

（2）增加機組整體排汽面積，可提高機組經濟性，1000MW機組可降低1g/（kW·h）煤耗。