1、火力發電廠原理及設備介紹 火力發電一般是指利用石油、 煤炭和天然氣等燃料燃燒時產生的熱能來加熱水， 使水變 成高溫、高壓水蒸氣，然后再由水蒸氣推動發電機來發電的方式的總稱。以煤、石油或天然 氣作為燃料的發電廠統稱為火電廠。火力發電站的主要設備系統包括：燃料供給系統、給水系統、蒸汽系統、冷卻系統、電 氣系統及其他一些輔助處理設備。火力發電系統主要由燃燒系統（以鍋爐為核心） 、汽水系統（主要由各類泵、給水加熱 器、凝汽器、管道、水冷壁等組成） 、電氣系統（以汽輪發電機、主變壓器等為主） 、控制系 統等組成。 前二者產生高溫高壓蒸汽；電氣系統實現由熱能、 機械能到電能的轉變；控制系 統保證各系統安全

2、、合理、經濟運行。火力發電的重要問題是提高熱效率，辦法是提高鍋爐的參數（蒸汽的壓強和溫度）。 90年代，世界最好的火電廠能把40左右的熱能轉換為電能；大型供熱電廠的熱能利用率也只能達到60%70%。此外，火力發電大量燃煤、燃油，造成環境污染，也成為日益引人 關注的問題。熱電廠為火力發電廠， 采用煤炭作為一次能源， 利用皮帶傳送技術， 向鍋爐輸送經處 理過的煤粉， 煤粉燃燒加熱鍋爐使鍋爐中的水變為水蒸汽， 經一次加熱之后， 水蒸汽進入高 壓缸。 為了提高熱效率， 應對水蒸汽進行二次加熱，水蒸汽進入中壓缸。通過利用中壓缸的 蒸汽去推動汽輪發電機發電。 從中壓缸引出進入對稱的低壓缸。 已經作過功的蒸

3、汽一部分從 中間段抽出供給煉油、化肥等兄弟企業，其余部分流經凝汽器水冷，成為40 度左右的飽和水作為再利用水。 40 度左右的飽和水經過凝結水泵，經過低壓加熱器到除氧器中，此時為 160 度左右的飽和水，經過除氧器除氧，利用給水泵送入高壓加熱器中，其中高壓加熱器利 用再加熱蒸汽作為加熱燃料，最后流入鍋爐進行再次利用。以上就是一次生產流程。 火力發電廠的基本生產過程 火力發電廠的主要生產系統包括汽水系統、燃燒系統和電氣系統，現分述如下：（一）汽水系統：火力發電廠的汽水系統是由鍋爐、汽輪機、凝汽器、 高低壓加熱器、凝結水泵和給水泵 等組成，也包括汽水循環、化學水處理和冷卻系統等。水在鍋爐中被加熱成

4、蒸汽， 經過熱器進一步加熱后變成過熱的蒸汽， 再通過主蒸汽管道進入 汽輪機。由于蒸汽不斷膨脹，高速流動的蒸汽推動汽輪機的葉片轉動從而帶動發電機。 為了進一步提高其熱效率， 一般都從汽輪機的某些中間級后抽出作過功的部分蒸汽，用以加熱給水。 在現代大型汽輪機組中都采用這種給水回熱循環。此外， 在超高壓機組中還采用再熱循環， 既把作過一段功的蒸汽從汽輪機的高壓缸的出口將作過功的蒸汽全部抽出，送到鍋爐的再熱汽中加熱后再引入氣輪機的中壓缸繼續膨脹作功，從中壓缸送出的蒸汽， 再送入低壓缸繼續作功。 在蒸汽不斷作功的過程中， 蒸汽壓力和溫度不斷降低， 最后排入凝汽器并被 冷卻水冷卻， 凝結成水。 凝結水集中

5、在凝汽器下部由凝結水泵打至低壓加熱再經過除氧氣除 氧，給水泵將預加熱除氧后的水送至高壓加熱器， 經過加熱后的熱水打入鍋爐， 再過熱器中 把水已經加熱到過熱的蒸汽，送至汽輪機作功，這樣周而復始不斷的作功。 在汽水系統中的蒸汽和凝結水， 由于疏通管道很多并且還要經過許多的閥門設備， 這樣就難 免產生跑、冒、滴、漏等現象，這些現象都會或多或少地造成水的損失，因此我們必須不斷 的向系統中補充經過化學處理過的軟化水，這些補給水一般都補入除氧器中。（二）燃燒系統 燃燒系統是由輸煤、磨煤、粗細分離、排粉、給粉、鍋爐、除塵、脫流等組成。是由皮 帶輸送機從煤場 ,通過電磁鐵、碎煤機然后送到煤倉間的煤斗內,再經過

6、給煤機進入磨煤機進行磨粉， 磨好的煤粉通過空氣預熱器來的熱風， 將煤粉打至粗細分離器， 粗細分離器將合格的煤粉（不合格的煤粉送回磨煤機），經過排粉機送至粉倉，給粉機將煤粉打入噴燃器送到 鍋爐進行燃燒。而煙氣經過電除塵脫出粉塵再將煙氣送至脫硫裝置，通過石漿噴淋脫出流的氣體經過吸風機送到煙筒排人天空。（三）發電系統發電系統是由副勵磁機、勵磁盤、主勵磁機（備用勵磁機）、發電機、變壓器、高壓斷路器、升壓站、配電裝置等組成。發電是由副勵磁機（永磁機）發出高頻電流，副勵磁機發出的電 流經過勵磁盤整流， 再送到主勵磁機，主勵磁機發出電后經過調壓器以及滅磁開關經過碳刷 送到發電機轉子，當發電機轉子通過旋轉其定

7、子線圈便感應出電流，強大的電流通過發電機出線分兩路，一路送至廠用電變壓器，另一路則送到SF6高壓斷路器，由 SF6高壓斷路器送至電網。火力發電廠的基本生產過程這里介紹的是汽輪機發電的基本生產過程。火力發電廠的燃料主要有煤、石油（主要是重油、天然氣）。我國的火電廠以燃煤為主，過去曾建過一批燃油電廠，目前的政策是盡量壓縮燒油電廠，新建電廠全部燒煤。火力發電廠由三大主要設備 一一鍋爐、汽輪機、發電機及相應輔助設備組成，它們通過管道或線路相連構成生產主系統，即燃燒系統、汽水系統和電氣系統。其生產過程簡介如下。1. 燃燒系統1-1所示，包括鍋爐的燃燒部分和輸煤、除灰和煙氣排放系統等。冷痙氣排外大氣燃燒系

8、統如圖圖E-1理燒條筑流程&星紛爐）煤由皮帶輸送到鍋爐車間的煤斗，進入磨煤機磨成煤粉， 然后和經過預熱器預熱的空氣一起噴入爐內燃燒，將煤的化學能轉換成熱能，煙氣經除塵器清除灰分后，由引風機抽出， 經高大的煙囪排入大氣。爐渣和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。過熱器爐膛省煤器水原水汽輪機發電機箱 水水化學處理義統 2 闊水器醴貉水慕e-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

9、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，帶動和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， 完成水一蒸汽一水的循環。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

10、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。升壓變電站圖2-3電氣系毓廣用電丟統J高壓電；勵晞系統發電機廣IT圉變壓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1020kV之間，電流可達數千安至20kA。因此，發電機發出的電，一般由主變壓器升高電壓后，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。點擊文宇區斌可跳 轉到相應文字俞鋁水迤壁循環水泵凝氣耦熱聽熱空臺火力發哇«眾磧珥尊毛嚴習g製火電廠的分類1、按燃料分類燃

11、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 中容量發電廠：裝機總容量在 大中容量發電廠：裝機總容量在 大容量發電廠：裝機總容量在 特大容量發電廠：裝機總容

12、量在5、按蒸汽壓力和溫度分類100MW 以下的發電廠；100 250MW 范圍內的發電廠；250 600MW 范圍內的發電廠； 600 1000MW 范圍內的發電廠；1000MW 以上的發電廠。中低壓發電廠：蒸汽壓力一般為3.92MPa(40kgf/cm2 )、溫度為450C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 C的發電廠，單機功率小于100MW ;超高壓發電廠：蒸汽壓力一般為1 3.83MPa( 1 4 1 kgf/cm2 )、溫度為540/540 C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

13、 1 6.77MPa ( 1 71 kgf/cm2 )、溫度為540/540 C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 C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，單獨運行的發電廠； 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(一般也和電網連)。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

14、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， 最后通過變壓器將電能送入電力系統。三、火電廠特點 和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3、煤耗量大，目前發電用煤約占全國煤炭總產量的2 5%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 34 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

15、。 火力發電用煤品種及過程分析電力是國民經濟發展的重要能源，火力發電是我國和世界上許多國家生產電能的主要 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， 最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

16、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最基本的 能量轉換設備。1電站鍋爐。發電用鍋爐稱為電站鍋爐。 目前，在我國大型電廠多用煤粉爐和沸騰爐。 電站鍋爐和其它工廠用的工業鍋爐相比有如下明顯特點： 電站鍋爐容量大； 電站鍋爐的 蒸汽參數高； 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； 電站鍋爐的熱 效率高，多達90%以上，工業鍋爐的熱效率多在 6080%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

17、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 0.050.01mm，其中2050卩m （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。另外煤粉和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

18、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最小。 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

19、：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和其它爐型大體相同。 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：揮發分。 是判明煤炭著火特性的首要指標。 揮發分

20、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。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。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。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和

21、鍋爐設計要求大體相符即可。灰熔點。由于煤粉爐爐膛火焰中心溫度多在 1500 C以上，在這樣高溫下，煤灰大多呈軟化或流體狀態。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，一般要求最高不能超過2.5%。火力發電現狀描述1990年火電站能源消費為 21998.6萬t標煤，占全國能源總消費的 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.

22、9給出 近年火電發電能源消費量。1994年全國單機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，109003.9 MW，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/106m31980109.7116.262076.731985156.6213.453606.811990265.1512.215034.921991294.5511.855417.571992327.2011.896409.141993362.041

23、2.038181.001994392.9111.648532.00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 煤)/(kw /g（標h）實際運行煤耗/g(標煤)/(kw h)1990年平均值1994 年最低值最高值平均值600321358319342337300338-3443623153421352200345-360394353418378125355-358392363465370100388-3904183904354066-50450減排技術描述1. 電廠節能2000年前中國電力部門的減排對策是著重強調節能技術改造。目前中國火力發電中， 燃煤電廠的熱效率為 30%左

24、右，和國外相比差距較大。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,而且國產20萬kW機組的熱效率又比國外同類型的低。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

25、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 。至U 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

26、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：(

27、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燃煤機組將是中國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和其比較，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根據1994年統計數據；350 元 /t490 元 /t熱值 20.92MJ油根據

28、實際和規劃項目數據1200 元 /t826 元 /t熱值 42.55MJLPG*1000 兀 /t（120 美兀 /t）620 元 /t熱值 47.28MJ*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33%65%202常規脫硫煤電6300推測及估計該技術國產化以后的數據。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，但和

29、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。由于中國能源資源中， 煤炭資源占有最重要的地位，燃煤火電也將長期在中國占主要地位，因此PFBC和IGCC等高效燃煤發電技術對中國溫室氣體減排的作用是不能低估的。使用前景中國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國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國將處于示范項目建設階段，還不能在減排方面發揮明顯的

30、作用。2010年3%煤33%65%202燃氣聯合循環7000*2%LPG45%65%201燃油聯合循環7000*2%油45%65%201AFBC （常壓循環硫化床）10000*-6300* 3%煤33%65%202PFBC （加壓循環硫 化床）10000*3%煤40%65%202IGCC （ 整 體煤氣化 聯合循環）10000*-8000* 3%'k煤42%65%202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)，和1