热电行业的发展可以说恰好是跟随着改革开放的步伐。从上世纪80年代热电的兴起至今，已有30多年的历程。近年来，受能源和环保等因素的影响，热电行业面临一次重新洗牌。面对着这一十字路口，我国的热电之路在何方呢？笔者将从技术角度上来讨论，未来十年我国热电的发展方向。
目前，热电联产机组的审批，基本上都是高温高压以上机组，次高温次高压机组，作为一个过渡期存在，其以下参数机组，将逐步淘汰。高参数机组是发展的必然趋势。
锅炉的选型
循环流化床锅炉（CFB）将优于煤粉锅炉。一方面CFB锅炉对煤种的适应性，要远大于煤粉锅炉。未来的煤炭资源供应，将会越来越紧张，能选择的余地，也将会越来越窄，尤其是政府取缔了小煤窑以后，煤炭资源被大企业所掌控，煤炭市场自2013年1月1日完全放开市场化后，其价格未来的走向曲线，极有可能是向上的。煤炭的价格趋向，绑架了热电企业的效益，采用CFB锅炉，符合电厂的利益。
另一方面，脱硝要求越来越严，目前有两种方式脱硝，即SNCR和SCR。其中SNCR是将脱硝药剂，直接喷入炉膛，投资低廉，运行简单。但是如果采用了煤粉锅炉，药剂在炉膛内停留时间短，烟气温度无法满足SNCR脱硝，因此脱硝效果差，只能采用投资巨大的SCR技术。有鉴于此，在热电行业，未来十年可能会出现CFB锅炉一枝独秀的局面。当然，在环保要求特别严的区域，随着输气管线系统的日益成熟，燃气锅炉也将会有一席之地。
汽轮机机组的选型
未来将出现大型火电机组热电联产与小型背压机组共存的局面。随着蒸汽供热管道技术不断进步和成熟，供蒸汽半径将会越来越大，目前甚至有的已经达到30公里。可以预见，在直径60公里的一个区域内，只需一个热电厂，会出现“大鱼吃小鱼”的局面。
在六七年前，30万及60万千瓦的火电机组，几乎没有谁想到要去搞热电联产供热，将供热的区域白白丢给了小型热电厂。但是随着煤炭价格的不断上涨，30万千瓦机组纯发电肯定是亏本，此时才认识到要采用供热，降低生产成本。当然，要夺回失去的供热市场，是要付出代价的。
此外，对于真正的热电联产电厂，淘汰抽凝机组，应用背压机组已经成为共识。未来背压机组采用反动式高效率的汽轮机，将成为趋势。反动式高效率的汽轮机，相对于冲动式汽轮机而言，其体积小、汽耗低、稳定性好。热电汽轮机机组选择，除了背压机组，几乎没有其他选择余地。
除尘、脱硫、脱硝的选择
电除尘和布袋除尘是热电行业除尘器的主流。当前，由于环保要求的不断提高，单纯性的电除尘，难以适应环保的排放指标，将会逐渐退出电站锅炉除尘的历史舞台。未来发展趋势将会是电袋除尘，即采用电除尘与布袋除尘相结合一体的方法，虽然在考察不少除尘器厂家之后发现此工艺仍旧不太成熟，但也将会成为一个发展趋势。
脱硫目前最成熟的还是湿法脱硫，主流是石灰石石膏脱硫方式。笔者认为，半干法脱硫、氨法脱硫、碱法类脱硫等，都还不是成熟的脱硫工艺，难以满足目前环保要求，尤其在2015年必须取消烟道脱硫旁路以后，这类工艺的脱硫，从连续运行、故障率及对煤炭质量的适应性等方面来看，都仍然存在一些问题，会使主机停机的概率增大。虽然投资较上述其他工艺大，运行费用也可能高，但是石灰石石膏湿法脱硫方式，仍然是能够真正满足目前环保要求的工艺。
笔者认为未来脱硫的方向是镁法脱硫。镁法脱硫基本原理与石灰石石膏脱硫相近，但投资费用低，厂用电率低，故障率极低，在欧美、日本、台湾等国家和地区，镁法脱硫是主流。但镁法脱硫的推广，主要受氧化镁原料的地域限制，目前国内只有河北、山东等产地。不过，随着环保越来越严格，取消烟道脱硫旁路后，脱硫运行安全性、可靠性会大于经济性，镁法脱硫会成为脱硫的主力军。
在脱硝方面， SNCR是选择性非催化还原法，即将脱硫药剂，氨或尿素等直接喷入炉膛，利用烟气高温，选择性地将NOⅹ还原为氮气与水，投资低廉。但由于反应条件温度苛刻，需要在927至1093度之间，所以脱硝效率低，一般在40%以下。在脱硝环保要求不是很严格的情况下，作为一个过渡，也是不错的选择方案。要真正实现脱硝，满足环保排放指标，一定要采用SCR。与SNCR相比，SCR多了一个催化药剂，脱硝效率能在80%以上，但其投资巨大、运行费用高。未来脱硫，可以采用SNCR与SCR联合工艺，根据相应的氨氮排放指标，来灵活运行，降低费用。 【原标题：热电技术未来发展方向刍议】
