一、现有电厂技术改造
通过现有电厂进行技术改造可推动我国节能减排步伐，具体来讲有如下几个发展方向：一是加快燃煤小机组退役；二是通过监控、检修等技术设备的改进以及机、电、炉一体化控制技术和厂级自动化系统的推广，提高电厂自动化水平；三是通过风粉监测、完善吹灰及在线分析系统等减少锅炉漏风和凝汽器泄漏；四是对10万～30万千瓦汽轮机组高、中、低压缸通流部分等进行改造，提高效率；五是采用转动机械电机变频改造等措施降低厂用电率；六是对火电机组利用等离子点火、少油点火、小油枪点火和低负荷稳燃等技术进行改造，减少燃油的投用；六是推广火电节水技术，包括循环冷却水浓缩倍率达到4.5以上的处理技术及相关防腐技术、废水处理回用技术和城市生活污水再生水再利用的深度处理技术、更高浓度的水除灰技术、灰渣的干除（干输、干储）和综合利用技术、海水及苦咸水淡化技术、大型高效空冷技术、废水零排放技术、节水型发电系统和新型发电技术等。
二、洁净煤发电技术
洁净煤发电技术有利于提高发电效率、推动环保和利用多品质资源。先进的煤炭燃烧发电技术主要包括：超临界与超超临界燃煤发电技术，大容量、高参数循环流化床技术，整体煤气化联合循环及多联产技术等。
洁净煤发电技术分析
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技术工艺 |
特点 |
国外现状 |
国内现状 |
未来发展 |
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超临界/超超临界燃煤发电 |
在材料、设计、制造和商业应用上已经成熟，可用率与亚临界机组相当，发电效率42%～-47%。 |
目前，全世界已投运的超临界/超超临界发电机组约600台，其中美国约170台，日本和欧洲各约60台，俄罗斯及东欧国家约280台。 |
2010年底，全国在运百万千瓦超超临界火电机组达到33台，在建11台，运行数和在建数均是世界第一。 |
在材料工业发展的支持下，超超临界正朝着更大容量、更高压力和温度参数的技术方向发展，一些国家已经公布了发展下一代超超临界机组的计划，蒸汽初温将提高到700℃，再热蒸汽温度达到720℃，相应的压力将从目前的30 MPa左右提高到35-40 MPa，机组净热效率达到45%~50%。 |
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大容量、高参数循环流化床（CFB） |
低污染排放、燃料适应性强、燃烧效率高和负荷适应性好。 |
阿尔斯通成功开发300MWCFB、完成600MW超临界CFB研发设计。福斯特惠勒能源工程公司研发了460MW超临界CFB，2009年6月完成性能试验，转入商运；现已完成600MW超临界CFB研发。 |
目前，我国已成为世界上CFB锅炉台数最多、总装机容量最大和发展速度最快的国家，但现有CFB技术仍处于亚临界参数水平，明显落后于发达国家。 |
容量扩大、提高燃烧效率、研制新型分离器及布置方式、控制N2O生成、向超临界/超超临界参数发展、应用新的防磨和耐火材料等。 |
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整体煤气化联合循环（IGCC）及多联产 |
将煤气化技术、煤气净化技术与高效联合循环发电技术相结合的先进动力系统。发电效率高。 |
国外已商业示范的250MW级煤基IGCC发电站，有美国的WabashRiver（265MW）和Tampa（250MW）、荷兰的Buggenum（253MW）、西班牙的Puertollano（300MW）、日本的Nakoso（218.75MW）。 |
我国华能天津IGCC电站示范工程将建设我国第一台250MW级IGCC发电机组，2009年正式开工，预计到2011年中期投入运行。除了燃气轮机外，所有的设计和设备制造全部由我国自主完成。 |
IGCC技术将朝着大容量、高效率、低排放、低造价的方向发展；实现不同循环、不同技术、不同产品有机结合的多联产，主要走势是实现电-热-液体燃料-民用煤气-煤化工产品等的多目标、多联产延伸和循环；在实现近零脱硫、脱硝的同时，实现CO2的近零排放和CO2的捕集、封存和再利用。 |
三、热电联产/热电冷联产
热电联产（CHP）具有节约能源、改善环境、提高供热质量、增加电力供应等综合效益。热电联产可充分利用电力生产过程中损失的热量，全球火电站平均热效率为35%～37%，而CHP一般可达75%～80%，较之高出40%以上，节能效果突出。从国外情况来看，截至2008年的统计，全球热电联产装机容量约为330 GW，占到电力装机总量的9%。欧洲的丹麦、芬兰、荷兰是领先国家，其中丹麦CHP装机容量占到电力装机容量的52%。从我国情况来看，至2007年底，我国60万千瓦及以上CHP装机容量9917万千瓦，占同期全国火电机组装机总量的17.9%。