火力發電原理及設備介紹nbsp作者：匿名2010年6月1日17:51336001

通道：關鍵詞：火力發電火力發電一般是指利用石油、煤炭、天然氣等燃料燃燒產生的熱能對水進行加熱，使水變成高溫高壓的蒸汽，然后蒸汽帶動發電機發電的總稱。使用煤、石油或天然氣作為燃料的發電廠統稱為熱電廠。火電廠的主要設備系統包括燃料供應系統、供水系統、蒸汽系統、冷卻系統、電氣系統和其他輔助處理設備。火力發電系統主要由燃燒系統(以鍋爐為核心)、汽水系統(主要由各種泵、給水加熱器、冷凝器、管道、水冷壁等組成。)，電氣系統(主要是汽輪發電機、主變壓器等。)，以及控制系統等。前兩者產生高溫高壓蒸汽；電氣系統實現熱能、機械能向電能的轉化；控制系統保證了各系統的安全、合理、經濟運行。火力發電的重要問題是通過改善鍋爐參數(蒸汽壓力和溫度)來提高熱效率。在20世紀90年代，世界上較好的火力發電廠可以將大約40%的熱能轉化為電能；大型供熱電廠熱能利用率只能達到60% ~ 70%。此外，火力發電消耗大量煤炭和燃料，造成環境污染，這已成為一個越來越有吸引力的問題。火力發電廠是以煤為一次能源，利用皮帶傳動技術將處理后的煤粉輸送到鍋爐的火力發電廠。煤粉燃燒加熱鍋爐，將鍋爐中的水變成蒸汽，經過一次加熱后，蒸汽進入高壓缸。為了提高熱效率，蒸汽應重新加熱，蒸汽進入中壓缸。來自中壓缸的蒸汽用于驅動渦輪發電機發電。從中壓缸引出進入對稱低壓缸。已經工作的蒸汽一部分從中段抽出，供給煉油、化肥等兄弟企業，其余流經冷凝器水冷，成為40度左右的飽和水作為回用水。40左右的飽和水通過凝結水泵和低壓加熱器進入除氧器。此時，160左右的飽和水由除氧器除氧，由給水泵送至高壓加熱器。高壓加熱器使用再加熱的蒸汽作為加熱燃料，較后流入鍋爐重新使用。以上是一個制作過程。

火力發電廠基本生產流程火力發電廠主要生產系統包括汽水系統、燃燒系統和電氣系統，描述如下：(1)汽水系統：火力發電廠汽水系統由鍋爐、汽輪機、冷凝器、高低壓加熱器、凝結水泵和給水泵組成，包括汽水循環、化學水處理和冷卻系統等。水在鍋爐內被加熱成蒸汽，經過熱器進一步加熱后變成過熱蒸汽，再通過主蒸汽管道進入汽輪機。隨著蒸汽不斷膨脹，高速流動的蒸汽推動汽輪機葉片旋轉，從而驅動發電機。為了進一步提高其熱效率，通常從汽輪機的一些中間級提取一部分已工作的蒸汽來加熱給水。這種給水再生循環用于現代大型汽輪機組。此外，超高壓機組還采用再熱循環，既從汽輪機高壓缸出口抽出已工作一段時間的蒸汽，又將其送至鍋爐再熱蒸汽中加熱后引入燃氣輪機中壓缸繼續膨脹做功，再由中壓缸送至低壓缸繼續工作。在連續蒸汽做功的過程中，蒸汽的壓力和溫度不斷降低，較后排入冷凝器，被冷卻水冷卻凝結成水。冷凝液集中在冷凝器下部，由冷凝液泵抽至低壓加熱，再經除氧脫氧。給水泵將預熱脫氧后的水送入高壓加熱器，加熱后的熱水泵入鍋爐，然后過熱器將水加熱成過熱蒸汽，送入汽輪機做功，從而連續做功。在汽水系統中，由于疏通管道多，閥門裝置多，蒸汽和冷凝水不可避免地會出現跑、冒、滴、漏等現象，在一定程度上造成水的流失。所以一定要不斷給系統補充化學處理過的軟化水，一般是加到除氧器里。(2)燃燒系統燃燒系統由輸煤、磨煤、粗細分離、出粉、送粉、鍋爐、除塵、除流等組成。由帶式輸送機從煤場輸送，通過電磁鐵和碎煤機，到達煤倉之間的煤斗，再通過給煤機進入磨煤機進行粉磨。磨碎的煤粉通過空氣預熱器來的熱空氣輸送到粗細分離器，粗細分離器輸送合格的煤粉(不合格的煤粉送回磨煤機)，通過排粉機輸送到煤倉，然后輸送到鍋爐燃燒。煙氣經電除塵除塵后送至脫硫裝置，噴石漿流出的氣體送至煙囪，通過抽風機排入天空。(三)發電系統發電系統由輔助勵磁機、勵磁盤、主勵磁機(備用勵磁機)、發電機、干式變壓器、高壓斷路器、升壓站和配電裝置組成。發電時，副勵磁機(永磁電機)產生高頻電流，經勵磁固結后送至主勵磁機。主勵磁機發電后，通過調壓器送至發電機轉子，通過碳刷送至滅磁開關。當發電機轉子轉動其定子線圈時，會感應出電流。強電流通過發電機出口分成兩路，一路送至輔助干式變壓器，另一路送至SF6高壓斷路器，再送至電網。 #p#分頁標題#e#

火力發電廠基本生產流程介紹了汽輪機發電的基本生產流程。火力發電廠的燃料主要包括煤和石油(主要是重油和天然氣)。中的火力發電廠主要燒煤。過去，建造了許多燃油發電廠。現在的政策是盡量壓縮燃油電廠，新建的電廠都是燒煤的。火力發電廠由三個主要設備組成：——鍋爐、汽輪機、發電機和相應的輔助設備，通過管道或線路連接

煤通過皮帶輸送到鍋爐車間的煤斗，在磨煤機中磨成煤粉，然后與預熱器預熱的空氣一起噴入爐膛燃燒，將煤的化學能轉化為熱能。除塵器清灰后，煙氣由引風機抽出，通過高大的煙囪排入大氣。爐渣和清除

塵器下部的細灰由灰渣泵排至灰場。 2．汽水系統 汽水系統流程如圖1－2所示，包括鍋爐、汽輪機、凝汽器及給水泵等組成的汽水循環和水處理系統、冷卻水系統等。

水在鍋爐中加熱后蒸發成蒸汽，經過熱器進一步加熱，成為具有規定壓力和溫度的過熱蒸汽，然后經過管道送入汽輪機。 在汽輪機中，蒸汽不斷膨脹，高速流動，沖擊汽輪機的轉子，以額定轉速（3000r／min）旋轉，將熱能轉換成機械能，帶動與汽輪機同軸的發電機發電。 在膨脹過程中，蒸汽的壓力和溫度不斷降低。蒸汽做功后從汽輪機下部排出。排出的蒸汽稱為乏汽，它排入凝汽器。在凝汽器中，汽輪機的乏汽被冷卻水冷卻，凝結成水。 凝汽器下部所凝結的水由凝結水泵升壓后進入低壓加熱器和除氧器，提高水溫并除去水中的氧（以防止腐蝕爐管等），再由給水泵進一步升壓，然后進入高壓加熱器，回到鍋爐，完成水—蒸汽—水的循環。給水泵以后的凝結水稱為給水。 汽水系統中的蒸汽和凝結水在循環過程中總有一些損失，因此，必須不斷向給水系統補充經過化學處理的水。補給水進入除氧器，同凝結水一塊由給水泵打入鍋爐。 3．電氣系統 電氣系統如圖1－3所示，包括發電機、勵磁系統、廠用電系統和升壓變電站等。

發電機的機端電壓和電流隨其容量不同而變化，其電壓一般在10～20kV之間，電流可達數千安至20kA。因此，發電機發出的電，一般由主干式變壓器升高電壓后，經變電站高壓電氣設備和輸電線送往電網。極少部分電，通過廠用干式變壓器降低電壓后，經廠用電配電裝置和電纜供廠內風機、水泵等各種輔機設備和照明等用電。

一、火電廠的分類1、按燃料分類燃煤發電廠：以煤為燃料的發電廠；燃油發電廠：以石油（實際是提取汽油、煤油、柴油后的油渣）為燃料的發電廠；燃氣發電廠：以天然氣、煤氣等可燃氣體為燃料的發電廠；余熱發電廠：用工業企業的各種余熱進行發電的發電廠；此外，還有利用垃圾及工業廢料作為燃料的發電廠。2、按原動機分類凝汽式氣輪機發電廠燃汽輪機發電廠內燃機發電廠蒸汽——燃汽輪機發電廠3、按供出能源分類凝汽式發電廠：只向外供應電能的電廠熱電廠：同時向外供應電能和熱能的電廠4、按發電裝機容量的多少分類小容量發電廠：裝機總容量在100MW以下的發電廠；中容量發電廠：裝機總容量在100—250MW范圍內的發電廠；大中容量發電廠：裝機總容量在250—600MW范圍內的發電廠；大容量發電廠：裝機總容量在600—1000MW范圍內的發電廠；特大容量發電廠：裝機總容量在1000MW以上的發電廠。5、按蒸汽壓力和溫度分類中低壓發電廠：蒸汽壓力一般為3.92MPa（40kgf/cm2）、溫度為450℃的發電廠，單機功率小于25MW；高壓發電廠：蒸汽壓力一般為9.9MPa（101kgf/cm2）、溫度為540℃的發電廠，單機功率小于100MW；超高壓發電廠：蒸汽壓力一般為13.83MPa（141kgf/cm2）、溫度為540/540℃的發電廠，單機功率小于20MW；亞臨界壓力發電廠：蒸汽壓力一般為16.77MPa（171kgf/cm2）、溫度為540/540℃的發電廠，單機功率為300MW直至1000MW不等；超臨界壓力發電廠：蒸汽壓力大于22.11MPa（225.6kgf/cm2）、溫度為550/550℃的發電廠，機組功率為600MW及以上。6、按供電范圍分類區域性發電廠：在電網內運行，承擔一定區域性供電的大中型發電廠；孤立發電廠：不并入電網內，單先運行的發電廠；自備發電廠：由大型企業自己建造，主要供本單位用電的發電廠（一般也與電網連）。二、火電廠的生產流程火電廠種類雖然很多，但從能量轉換的觀點分析，其生產過程是基本相同的，都是將燃料燃燒的熱能通過鍋爐產生高溫高壓水蒸氣，推動汽輪機做功產生機械能，經發電機轉變為電能，較后通過干式變壓器將電能送入電力系統。三、火電廠特點與水電廠和其他類型電廠相比，火電廠有如下特點：1、布局靈活，裝機容量的大小可按需要決定。2、建造工期短，一般為水電廠的一半甚至更短。一次性建造投資少，僅為水電廠的一半左右。3、煤耗量大，目前發電用煤約占全煤炭總產量的25左右，加上運煤費用和大量用水，其生產成本比水力發電要高出3—4倍。4、動力設備繁多，發電機組控制操作復雜，廠用電量和運行人員都多于水電廠，運行費用高。5、汽輪機開、停機過程時間長，耗資大，不宜作為調峰電源用。6、對空氣和環境的污染大。#p#分頁標題#e#

火力發電用煤品種及過程分析電力是民經濟發展的重要能源，火力發電是我和世界上許多家生產電能的主要方法。煤炭在鍋爐內燃燒放出的熱量，將水加熱成具有一定壓力和溫度的蒸汽，然后蒸汽沿管道進入汽輪機膨脹做功，帶動發電機一起高速旋轉，從而發出電來。在汽輪機中做完功的蒸汽排入冷汽器中并凝結成水，然后被凝結水泵送入除氧器。水在除氧器中被來自抽氣管的汽輪機抽汽加熱并除去所含氣體，較后又被給水泵送回鍋爐中重復參加上述循環過程。顯然，在這種火力發電廠中存在著三種型式的能量轉換過程：在鍋爐中煤的化學能轉變為熱能；在汽輪機中熱能轉變為機械能；在發電機中機械能轉換成電能。進行能量轉換的主要設備——鍋爐、汽輪機和發電機，被稱為火力發電廠的三大主機，而鍋爐則是三大主機中較基本的能量轉換設備。1．電站鍋爐。發電用鍋爐稱為電站鍋爐。目前，在我大型電廠多用煤粉爐和沸騰爐。電站鍋爐與其它工廠用的工業鍋爐相比有如下明顯特點：①電站鍋爐容量大；②電站鍋爐的蒸汽參數高；③電站鍋爐自動化程度高，其各項操作基本實現了機械化和自動化，適應負荷變化的能力很強，工業鍋爐目前僅處于半機械化向全機械化發展的過程中；④電站鍋爐的熱效率高，多達90以上，工業鍋爐的熱效率多在60～80之間。2．電站用煤的分類。火力發電廠燃用的煤通常稱為動力煤，其分類方法主要是依據煤的干燥無灰基揮發分進行分類。3．煤粉的制備。煤粉爐燃燒用的煤粉是由磨煤機將煤炭磨成的不規則的細小煤炭顆粒，其顆粒平均在0.05~0.01mm，其中20~50μm（微米）以下的顆粒占絕大多數。由于煤粉顆粒很小，表面很大，故能吸附大量的空氣，且具有一般固體所未有的性質——流動性。煤粉的粒度越小，含濕量越小，其流動性也越好，但煤粉的顆粒過于細小或過于干燥，則會產生煤粉自流現象，使給煤機工作特性不穩，給鍋爐運行的調整操作造成困難。另外煤粉與O2接觸而氧化，在一定條件下可能發生煤粉自然。在制粉系統中，煤粉是由氣體來輸送的，氣體和煤粉的混合物一遇到火花就會使火源擴大而產生較大壓力，從而造成煤粉的爆炸。

鍋爐燃用的煤粉細度應由以下條件確定：燃燒方面希望煤粉磨得細些，這樣可以適當減少送風量，使q2、q4損失降低；從制粉系統方面希望煤粉磨得粗些，從而降低磨煤電耗和金屬消耗。所以在選擇煤粉細度時，應使上述各項損失之和較小。總損失蟬聯小的煤粉細度稱為“經濟細度”。由此可見，對揮發分較高且易燃的煤種，或對于磨制煤粉顆粒比較均勻的制粉設備，以及某些強化燃燒的鍋爐，煤粉細度可適當大些，以節省磨煤能耗。由于各種煤的軟硬程度不同，其抗磨能力也不同，因此每種煤的經濟細度也不同。4．煤粉的燃燒。由煤粉制備系統制成的煤粉經煤粉燃燒器進入爐內。燃燒器是煤粉爐的主要燃燒設備。燃燒器的作用有三：一是保證煤粉氣流噴入爐膛后迅速著火；二是使一、二次風能夠強烈混合以保證煤粉充分燃燒；三是讓火焰充滿爐膛而減少死滯區。煤粉氣流經燃燒器進入爐膛后，便開始了煤的燃燒過程。燃燒過程的三個階段與其它爐型大體相同。所不同的是，這種爐型燃燒前的準備階段和燃燒階段時間很短，而燃盡階段時間相對很長。5．發電用煤的質量要求。電廠煤粉爐對煤種的適用范圍較廣，它既可以設計成燃用高揮發分的褐煤，也可設計成燃用低揮發分的無煙煤。但對一臺已安裝使用的鍋爐來講，不可能燃用各種揮發分的煤炭，因為它受到噴燃器型式和爐膛結構的限制。發電用煤質量指標有：①揮發分。是判明煤炭著火特性的先要指標。揮發分含量越高，著火越容易。根據鍋爐設計要求，供煤揮發分的值變化不宜太大，否則會影響鍋爐的正常運行。如原設計燃用低揮發分的煤而改燒高揮發分的煤后，因火焰中心逼近噴燃器出口，可能因燒壞噴燃器而停爐；若原設計燃用高揮發分的煤種而改燒低揮發分的煤，則會因著火過遲使燃燒不完全，甚至造成熄火事故。因此供煤時要盡量按原設計的揮發分煤種或相近的煤種供應。②灰分。灰分含量會使火焰傳播速度下降，著火時間推遲，燃燒不穩定，爐溫下降。③水分。水分是燃燒過程中的有害物質之一，它在燃燒過程中吸收大量的熱，對燃燒的影響比灰分大得多。④發熱量。為的發熱量是鍋爐設計的一個重要依據。由于電廠煤粉對煤種適應性較強，因此只要煤的發熱量與鍋爐設計要求大體相符即可。⑤灰熔點。由于煤粉爐爐膛火焰中心溫度多在1500℃以上，在這樣高溫下，煤灰大多呈軟化或流體狀態。⑥煤的硫分。硫是煤中有害雜質，雖對燃燒本身沒有影響，但它的含量太高，對設備的腐蝕和環境的污染都相當嚴重。因此，電廠燃用煤的硫分不能太高，一般要求較高不能超過2.5。#p#分頁標題#e#

火力發電 現狀描述 1990年火電站能源消費為21998.6萬t標煤，占全能源總消費的22.29％。發電消費煤炭27204萬t，占煤炭總消費量的25.78，其中直接燃用原煤26320萬t，占原煤總消費量的25.6％。1994年，發電消費煤炭40053.1萬t，占煤炭總消費量的31.1％。表5.9給出近年火電發電能源消費量。 1994年全單機600kW及以上發電機組總容量為172440.45MW，占總裝機容量的86。汽輪機組中高溫高壓及以上參數機組共901臺，109003.9MW，占汽輪機組總容量的67％。 1990年、1994年火電機組平均發電煤耗指標見表5.10。 表5.9近年火電發電能源消費年份煤炭/Mt石油/Mt天然氣/106m31980109.7116.262076.731985156.6213.453606.811990265.1512.215034.921991294.5511.855417.571992327.2011.896409.141993362.0412.038181.001994392.9111.648532.00

表5.10火電機組供電煤耗統計機組容量機組容量/MW設計煤耗/g(標煤)/(kw h)實際運行煤耗/g(標煤)/(kw h)1990年平均值1994年較低值較高值平均值600321358319342337300338-344362315342352200345-360394353418378125355-358392363465370100388-3904183904354066-50 450

減排技術描述 1.電廠節能 2000年前中電力部門的減排對策是著重強調節能技術改造。目前中火力發電中，燃煤電廠的熱效率為30％左右，與外相比差距較大。主要原因是：機組構成中，20萬kW以上的大容量高參數機組偏低，不到40％，2.5萬kW以下中溫中壓、小火電機組占1／4，而且產20萬kW機組的熱效率又比外同類型的低。火電廠近期主要節能技改措施見表5.11。 表5.11火電廠的主要節能技改措施序號項目投資／億元估計節能量1多功能節能燃燒器0．29528．6萬t標煤2鍋爐熱管預熱器技術1．7738．6萬t標煤3軸向粗粉分離器1．162．47億kw h4節能渣泵0．815．4億kw h5水泵改造

近期火電節能措施還包括: (1)淘汰10萬kW以下煤耗高的中、小火電機組，實行以大替小或改為供熱機組。 (2)對現有10萬kW以上高壓機組要有針對性的進行改造。在推廣節能技改措施的同時，特別注意解決機組設備原有的各種缺陷。 (3)發展高參數、大容量機組。新建機組以30、60萬kW為主，其供電煤耗不得超過330g(標煤)/(kW h)。到2000年，10萬kW以上火電機組容量增加到近2億kW，年平均增長1000萬kW。 (4)對已有的引進型30，60萬kW機組進行改進提高，將其供電煤耗降至330g(標煤)/(kW h)以下。對占裝機容量約20％的20萬kW機組，改造1050萬kW。 (5)大力發展熱電聯供機組，到2000年，熱電機組凈增1000萬kW以上，熱電機組的供電煤耗不超過280g(標煤)/(kW h)。在高硫煤產區及有低熱值燃料的地區發展流化床熱電聯產機組。 (6)積極開展電網的經濟調度，采取措施，統籌兼顧，努力提高大機組的發電比重。 (7)沿海經濟發達地區，要建一批燃氣蒸汽聯合循環機組，以滿足沿海經濟發展加快對電力的急需和峰谷日益增大的需要。 2.采用先進的火電發電技術 2000年后，火力發電廠還要進一步采取節能降耗措施，使常規火電廠供電煤耗從2000年的367g(標煤)/(kW h)，降低到2010年的347g(標煤)/(kW h)，在條件合適的地區大力推廣熱電聯產。作為減排溫室氣體的重要對策，2000年以后將逐步采用先進的發電方式或技術，包括： (1)發展更高蒸汽參數的超臨界及超高臨界的1000MW容量等級的汽輪發電機組。 (2)開發并推廣大容量循環流化床鍋爐。 (3)開發大容量增壓流化床聯合循環發電技術。 (4)開發研究整體煤氣化聯合循環發電技術。 減排技術經濟評價 常規30萬kW和60萬kW燃煤機組將是中目前和今后一段時期內火電發展的主要機組，因此將其作為減排評價的參考技術(baseline)。現將各種可能采用的技術與其比較，燃料價格和各種發電技術的技術經濟參數列在表5.12和表5.13上。 表5.12 燃料價格(1994年)燃料價格折算標煤價格備注煤*350元/t490元/t熱值20.92MJ油**1200元/t826元/t熱值42.55MJLPG**1000元/t(120美元/t)620元/t熱值47.28MJ#p#分頁標題#e#

*根據東南沿海地區煤價； **根據東南沿海地區進口價格。 表5.13 火力發電技術的技術經濟參數(1994年)發電技術電廠投資／元／kw固定運行費用（占投資的百分數）燃料類型發電凈效率負荷因子經濟壽命/a建造周期/a常規煤電5300*3煤3365202常規脫硫煤電6300***3煤3365202燃氣聯合循環7000**2LPG4565201燃油聯合循環7000**2油4565201AFBC（常壓循環硫化床）10000**-6300***3煤3365202PFBC（加壓循環硫化床）10000**3煤4065202IGCC（整體煤氣化聯合循環）10000**-8000***3煤4265202

*根據1994年統計數據； **根據實際和規劃項目數據 ***推測及估計該技術產化以后的數據。 各發電技術的經濟成本和減排成本計算結果分別見圖5.2、圖5.3。 常規脫硫燃煤電站和常壓流化床燃煤電站對于減少SO2排放具有較好的效果，但與常規燃煤電站相比，發電能源效率和CO2排放并沒有得到改善，所以不能作為溫室氣體減排技術。PFBC和IGCC發電能源效率有很大改善，但是由于仍然以煤炭為燃料，單位發電量的減排量相對較少，減排增量成本比較高。 由于中能源資源中，煤炭資源占有較重要的地位，燃煤火電也將長期在中占主要地位，因此PFBC和IGCC等高效燃煤發電技術對中溫室氣體減排的作用是不能低估的。 應用前景 中發電以燃煤火電為主的局面在相當長的時間里仍難以改變。2000年以后，先進的火電發電方式或技術將在中具有很大的市場和減排潛力，但2010年前，先進的火電發電方式或技術在中將處于示范項目建設階段，還不能在減排方面發揮明顯的作用。2010年前，低碳化石燃料發電在整個火力發電中占有的比例不會有明顯的提高，火電減排將主要靠提高常規火電的效率。考慮到如能落實上述各種提高能源轉換效率的措施，期望到2010年火電供電煤耗可降低到320g(標煤)/(kW h)，與1990年的供電煤耗水平相比，可減少發電用煤近1.5億t，減少CO2排放約1億t。 表5.14 2000年、2010年火電減排量預測方案年份實際規劃方案強化減排方案19902000201020002010火電裝機容量/萬kW1018422650473402265047340火電發電量/億kW h494910958224801086621300火電發電煤耗/g(標煤)/(kW h)392350320350320火電降煤耗節煤量/億t(標煤)*00.461.620.4561.53可減少CO2排放量/億t(碳)*00.331.170.331.11

*與1990年發電煤耗水平相比較。 減排的障礙分析和政策建議 (1)火電制造技術的限制 過去幾十年中，中已經形成了若干個電力設備制造集團和每年生產1000多萬千瓦的成套發電設備生產能力，能夠以比較低廉的制造成本和價格向內供應發電設備。與發達家的相比，中生產的電力設備，特別是常規燃煤火電機組，無論從質量上和能源效率上都有一定的差距。 80年代以后，中陸續引進了外大機組制造技術的許可證和專業，對提高產機組的質量和效率起了推動的作用。但目前引進技術生產的機組仍沒有完全達到設計水平或大批量生產的能力，還不能完全滿足內裝機需求。 (2)高效發電新技術應用方面的限制 在中具有廣泛應用前景，際上近期已經商業化，或即將商業化應用的發電新技術包括大容量高溫燃氣輪機組、IGCC、第二代PFBC發電等。內在這些發電技術的開發方面也進行了一系列的工作，但與外的進展水平相比差距很大。由于內技術水平的限制，發電新技術產化和商業化還需要一定的時間，短期內造價和成本很難迅速降下來，必然限制新技術的近期應用。 近期限制這些發電新技術應用的因素還有以下幾個： 先先，發電新技術的投資高于常規火電廠的投資，在電力投資資金短缺的情況下，特別是在缺電問題沒有得到根本解決的時候，電力企業將先先考慮用有限的資金解決缺電問題。建設常規火電廠比采用新的發電技術投資風險小，需要的投資額較少，資金籌集也較容易，建設方案也更容易落實和實施。電力企業的這種投資取向將影響這些技術的應用。 另外，發電新技術不僅初投資較大，發電成本一般也比較高，經濟競爭能力較差。如果沒有政府的政策鼓勵，在市場機制下企業將很難單純出于節能、環保和溫室氣體減排的目的而采用這些新技術。#p#分頁標題#e#

來源：中電力網