无论从中国以煤为主的能源资源禀赋，还是煤电发电量在电网中的现实比重，以及电网需要的负荷调节灵活性的角度，在可预见的中国电源结构中必然要保持一个合理的煤电容量。实现碳中和来控制气候变化，是否需要彻底地“去煤化”而完全关停燃煤电厂是值得商榷的。笔者认为，可以通过高质量的创新性发展，将燃煤发电的技术水平升级到一个新的高度，从而使燃煤发电和非化石能源电力之间达到一个既有利于控制气候变化，又有利于根据我国能源资源结构的实际并确保我国能源和电网安全灵活的合理平衡。

01

中国力争实现2030年碳达峰，2060年碳中和的目标对煤电发展的启示

2020年9月22日，国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话，提出中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。

“碳中和”的概念，表明实现对大气中二氧化碳浓度的控制，不仅可通过控制二氧化碳的排放，而且可以通过森林草木对二氧化碳的吸收，达到碳中和来实现。通常森林每生长出1立方米的储积量，平均要吸收1.83吨二氧化碳，一公顷的森林一天可吸收1000吨的二氧化碳，因此，通过提高化石燃料利用效率减少碳排放、用可再生能源代替化石能源以减排二氧化碳排放，以及通过植树造林吸收二氧化碳，最终可使碳排放和吸收达到中和来实现将大气中的二氧化碳浓度控制在人们预期的地球环境升温1.5-2摄氏度水平。无论从中国以煤为主的能源资源禀赋，还是煤电发电量在电网中的现实比重，以及电网需要的负荷调节灵活性的角度，在可预见的中国电源结构中必然要保持一个合理的煤电容量。实现碳中和来控制气候变化，是否需要彻底地“去煤化”而完全关停燃煤电厂是值得商榷的。笔者认为，可以通过高质量的创新性发展，将燃煤发电的技术水平升级到一个新的高度，从而使燃煤发电和非化石能源电力之间达到一个既有利于控制气候变化，又有利于根据我国能源资源结构的实际并确保我国能源和电网安全灵活的合理平衡。

图1 2012-2020年我国煤电与非化石能源电力装机容量发展对比

我国煤电的巨大发展，对促进我国经济的高速发展做出了历史性的贡献，2013年以来，煤电的清洁高效发展成绩显著，包括完成了煤电节能改造机组容量超过7.5亿千瓦，超低排放改造8.9亿千瓦，累计关停淘汰落后煤电机组超过1亿千瓦。根据国家能源局所发布的统计数据，2020年全国电源新增装机容量1.9亿千瓦，新增占比9.5%，使全国总装机容量达到了22亿千瓦。在新增加的装机容量中，水电为1323万千瓦；风电为7167万千瓦；太阳能发电为4820万千瓦，其中新增风电和太阳能发电合计达1.2亿千瓦，新增占比约63%， 成为我国电源增长的主导力量。2020年所有非化石能源电力新增装机容量的占比则达71%。表1为2020年我电力的装机容量结构和占比， 图1 为2012年-2020年我国煤电与非化石能源电力装机容量发展对比，从中可以看出，2020年我国火电总装机容量为12.45亿千瓦，其中煤电装机容量为10.95亿千瓦，占全国总装机容量22亿千瓦的49.8%， 第一次下降至低于全国总装机容量的50%。根据统计数据，自2012年以来，我国煤电装机容量一直保持低位增长态势，从2012年的7.55亿千瓦增长到2020年的10.95亿千瓦，年平均增长率为4.5% 左右；而同期的非化石能源电力装机容量则从2012年的3.89亿千瓦增长到2020年的9.55亿千瓦，年平均增长率高达13%。上述我国电力装机容量发展的结构和比重的变化，是中国为应对气候变化能源结构低碳发展的必然趋势，完全符合我国对二氧化碳减排的战略目标的要求。但是，尽管我国煤电的装机容量的比重已经下降至50% 以下，但是在2020年全国7.42万亿千瓦时的发电总量中，煤电发电量所占比重仍然高达65% 左右，煤电仍然是保障我国电力安全和电力供应的绝对主力。

根据国网能源研究院近期发布的《中国能源电力发展展望》报告，2025年、2035年、2050年和2060年前后，非化石能源消费的比重分别有望达到约22%、40%、69%和81%。而2035年前后非化石能源总规模将超过煤炭。其中风能和太阳能发展迅速，到2050年，它们占我国一次能源需求总量的比重将分别为26% 和17%，至2060年，其比重将会进一步分别提升至31% 和21%。因此，这一形势将加速我国能源结构的变化，在能源需求总量方面，终端能源需求有望于2025年前后达到峰值并有望控制在37亿吨标准煤左右，而一次能源需求峰值有望控制在57亿吨标准煤左右，其中化石能源需求峰值约为43亿吨左右。电力系统中的风光电由于是不稳定电源，因此需要有足够容量并具有电量和频率调节能力的电源支持。现在中国抽水蓄能、燃气发电等调节电源装机容量不到6%。电力系统中具有可靠灵活性调峰的电源必须具有足够大的装机容量，才能满足可再生能源电力快速发展对电网的电量消纳、电力保障和灵活性调节的要求，这只能主要通过燃煤火电来解决。

2020年，我国人均用电量为5300千瓦时/人，预计到2050年，随着经济的发展，人民生活水平的提高，以及全国更高水平的全面电气化，我国人均用电量有望翻一番达到10000千瓦时/人左右，这样，我国电源总装机容量也有望翻番至40亿千瓦左右，呈现“风光领跑，多源协调” 的态势。关于我国中长期煤电需求预测，中国电力源网荷协调规划模型进行了研究，该模型以规划期内系统建设运行总成本最小化为目标，考虑了电力、电量、调峰能力三方面平衡约束，并计及了碳排放等其他十余项约束条件，并以2030年我国电量需求为10.4万亿千瓦时，最大负荷容量为18.2亿千瓦为条件，进行了模型计算，其结果是我国煤电需求峰值约为11.5亿千瓦，预计2025年左右达峰。考虑到该模型的计算的时间是在2017年，而2020年全国总装机容量已达22亿千瓦，煤电的装机容量已达近11亿千瓦，因此，此模型计算可能过于保守，按照目前的实际情况，煤电的装机容量预计有望在“十五五”（2030年）达到13亿~14亿千瓦的峰值，期望煤电的这一峰值容量能够对全国的电力系统发挥其保证电力平衡，调节支撑，电量调剂的功能，起着全国电力供应的托底保障作用。从能源电力按照以上预测的发展趋势对碳排放的影响看，能源消费方面的二氧化碳排放将于2025年前后达标，2035年前后将快速下降。随着煤电装机容量达到峰值，二氧化碳排放也有望在“十五五”期间达到峰值。按照预测的中国能源结构，到2060中国能源消费产生的碳排放约为6亿吨，低于届时中国森林草木碳吸收能力10亿~20亿吨，同时还能为非能源消费（如钢铁、水泥等）的其它碳排放留出了一定的空间。

02

在新形势下中国燃煤火电必须进行可持续的高质量发展

为了应对气候变化，我国电力结构的低碳发展转型成效显著，至2020年，我国非化石能源电力装机容量已达9.55亿千瓦，占全国总装机容量的43.4%；作为高碳燃料的煤炭被替代程度正在逐步加深，煤电的装机容量第一次降低到50% 以下，这是我国电源结构发展的必然趋势。但是，中国以煤为主的能源资源天然禀赋，决定了煤炭和煤电在中国的能源和电力中将长时期起着不可替代的作用。今年冬天以湖南为代表的浙江、江西、内蒙古等地出现的缺电现象，凸显了在我国能源和电源转型过程中必须高度重视煤炭和煤电的不可替代的兜底作用。以湖南为例，造成湖南电力供应不足的原因是煤电装机容量不足和调节的灵活性不够，同时可再生能源电力发展迅猛，因而可再生能源电力的持续、稳定供应问题未能得到很好解决，再加上外来电力通道的瓶颈限制，从而导致出现了多年未见的缺电和拉闸限电的问题。这也说明，煤电现在和在将来一个很长的时期内仍然是我国电源的主力军和压舱石。

我国现在煤电的现实情况是，截至2020年底，全国化石燃料火电装机容量为12.45亿千瓦，占22亿千瓦的总装机容量约56.6%，其中煤电装机容量为10.95亿千瓦，占比从2012年的65.7%下降至2020年的49.8%， 但煤电发电量却占据65%。因此，从电力供应的角度，我国当前仍然还是“煤电为主”。在已投运的10.95亿千瓦煤电总装容量中，机组总数约3000台，占全球煤电总装机容量的一半，其中，60万千瓦以上机组占比44.7%，100万千瓦及以上超超临界的机组的容量为1.37亿千瓦，共113台。在全部煤电装机容量中，30-60万千瓦等级的亚临界机组约3.5亿千瓦，近1000台，装机容量占比超过30%。此外，大约还有约900多台总容量接近1亿千瓦其单机容量小于10万千瓦的各种行业自备电厂的热电联产小机组。以上数字表明，占全国煤电装机容量一半的是效率低，煤耗高，性能差的亚临界机组和热电联产小机组，这些是我国煤电高质量发展的短板和弱项。按照三部委的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》要求，100万千瓦超超临界机组供电煤耗须低于282克/千瓦时；现役水冷凝汽无供热的30万千瓦等级燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310 克/千瓦时；现役60万千瓦及以上机组（除空冷机组外）改造后平均供电煤耗低于300 克/千瓦时。而实际上，据了解，现在除了徐州电厂3号机组外，所有现役亚临界机组的运行供电煤耗均达不到《行动计划》的要求，亟需升级改造。十四五规划中提的“补短板，强弱项”、创新性高质量发展的要求，为中国燃煤火电机组在新形势下的发展指明了方向，即煤电可持续的高质量发展，应该是能够通过创新实现“补短板，强弱项”的发展，是能够应对煤电所面临的最主要挑战并加以解决的发展，即：

应对气候变化的“低碳发展”，也就是大大提高效率降低煤耗的发展；

应对更高质量环境要求的“清洁发展”；

应对可有效消纳迅速发展的可再生能源电力的需求，支持可再生能源电力发展，以达到可安全、稳定、高效、低排放地适应电网负荷和频率调节要求的“灵活性发展” 。

我国煤电的 “低碳发展”、“清洁发展”和“灵活性发展”，应该针对我国现役燃煤机组的容量、结构、现状以及新老机组的不同，以及其供电效率、供电煤耗，污染物排放、灵活性和剩余使用寿命各不相同的特点，开发和采取不同的升级改造技术和措施。唯有创新才能高质量发展，因此，只有不断增强创新驱动， 我国煤电技术才能实现更高质量和更可持续的发展。所以，应该推动大力开发、应用和推广各种创新技术，因地制宜，区别对待。

根据能源转型大力发展非化石燃料电源的新形势，煤电像过去那样大幅度和高速度增加新建大容量机组已经不再可能，中国煤电高质量发展的重点应该首先放在煤电的“短板和弱项”，即对占煤电总装机容量约三分之一的低效率高煤耗和灵活性不够的亚临界机组实行创新升级改造，把亚临界机组的性能提升到超超临界机组的水平，不但大大降低煤耗， 而且大大提升其调节的灵活性。对现役的超临界和超超临界机组，根据投产时间的不同和技术的差异，不同机组在效率和煤耗方面仍然存在可以提升的空间，因此开发不同的创新技术对对现役的超临界和超超临界机组进行升级改造仍然是可行的方向。另外，在大力发展可再生能源电力的过程中，估计在未来的几十年中，会有一批超龄老机组退役，因此，加上新的需求，大约仍然会有约2亿至3亿千瓦新的燃煤机组需要安装投运，这些新的燃煤机组所采用的技术必须是：技术最先进，效率最高、煤耗最低，排放最低，灵活性最好。

03

亚临界机组的升级改造

根据《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》，对现有亚临界机组已经提出了改造的煤耗指标和在2020年实现的目标要求至今还远没有实现，这不同于该 《行动计划》对煤电超低排放的要求已经提前实现的情况。以现役水冷凝汽无供热的30万千瓦等级燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时 的要求为例，现在绝大多数30万千瓦等级的亚临界机组的实际平均供电煤耗均大大高于310 克/千瓦时，一般在340 克/千瓦时的上下。实际上，自《行动计划》提出以来，电力部门就开始提出各种亚临界机组改造的方案，其中一些方案已经实施，表2是现已实施或提出建议的各种亚临界机组升级改造技术方案比较。

由于现在全部煤电装机容量中，30万千瓦-60万千瓦等级的亚临界机组约3.5亿千瓦，近1000台，约占煤电现役机组总容量的30%。因此，亚临界机组的升级改造，其改造目标应至少能够达到《行动计划》的要求，所选择的改造技术需经过实践验证，不但应该达到大幅度降低供电煤耗，实现低碳发展，而且应该具有极好的低负荷及调峰和调频的灵活性性能，以适应我国电源结构快速向可再生能源电力调整的形势。为此，本文重点介绍“亚临界机组600℃升温改造技术”。

“亚临界机组600℃升温改造技术”的实例是上海申能电力科技公司在将蒸汽温度提升至600℃的基础上，采用其研发的一系列创新技术对对华润徐州电厂3号320MW亚临界机组所实施的600℃升温综合改造，改造完成正式投运后，该改造机组已经于2019年12月9-11日经过GE-西门子公司采用ASME标准进行了正式性能测试，其正式性能测试结果汇总见表3。

由表3可见，机组负荷在100%时，锅炉效率为94.32%，供电煤耗为282克/千瓦时, 供电效率为43.59%，使该亚临界机组的性能达到了《行动计划》对百万等级超超临界机组282克/千瓦时的供电煤耗要求。而且，即使机组负荷在50%时，其供电效率和煤耗仍然可分别达到40.36%和304.3 克/千瓦时。表明该改造技术具有非常好的低负荷性能。表4和表5为江苏方天电力技术有限公司对华润徐州电厂#3号机组“亚临界机组600℃升温”改造项目改造后最低稳燃负荷性能和在最低稳燃负荷时的污染物排放值的测试结果；表6为华润徐州电厂#3号亚临界机组600℃升温改造前后的性能比较。

由表3、4、 5和6 可见，华润徐州电厂3号32万千瓦的亚临界机组，在采用申能科技公司的系列创新技术进行600℃升温改造后，其额定负荷下的供电煤耗从改造前的318 克/千瓦时降低到282 克/千瓦时，每度电降低标准煤耗36克，达到了百万千瓦级超超临界机组的供电煤耗水平，此外，改造后机组不但具有稳定的100-20%范围内的调峰调频性能， 而且在19.39%的低负荷下仍然实现了超低排放。

这里特别需要强调的是，目前中国以煤电为主的电力系统灵活性严重不足，中国电力企业联合会于2019年12月发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》，指出了中国电力系统调节能力不足的现状是，“我国抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比不到6%，‘三北’地区新能源富集，风电、太阳能发电装机容量分别占全国的72%、61%，但灵活调节电源不足3%”，由此导致2016-2018年间，中国弃风和弃光电量共计1389亿千瓦时，相当于约3000万千瓦煤电厂的发电量。由此可见，一方面可再生能源的发展正在稳步加速，向着“2030年非化石能源发电量占比50%”的国家中长期能源战略目标迈进；另一方面，2019年在全国非化石能源发电量占比32.6%情况下，就已经普遍面临并网难、消纳难、调度难等问题，煤电的灵活性问题已经成为我国可再生能源电力快速发展的瓶颈。面对高比例可再生能源电力发展的新形势，煤电在中长期的能源低碳转型中应如解决其灵活性问题已成为关键。《电力发展“十三五”规划》明确提出，要全面推动煤电机组灵活性改造，“十三五”期间计划要求完成2.2亿千瓦的煤电机组灵活性改造目标。但国家电网发布的《国家电网有限公司服务新能源发展报告2020》显示，截至2019年底，我国累计推动完成煤电灵活性改造约5775万千瓦，改造完成度仅为“十三五”改造目标的1/4左右。我国煤电灵活性改造进度缓慢，一个主要原因是由于煤电机组的技术保证稳定的最低负荷水平存在着瓶颈。现在的有些灵活性改造技术虽然可以将煤电机组的最小稳定出力降至20%~30%的额定负荷，但其增减出力的响应时间较长、爬坡速率较慢，难以充分满足系统灵活性的需求。同时，低负荷运转造成机组能效降低，煤耗率上升和增加氮氧化物的排放，造成环境影响。这些负面影响都将使煤电机组灵活性改造的长远作用受限，甚至会抬高电力系统的总体供电成本，不利于电力系统的低碳转型。由此可见，电力系统调节能力不足已成为中国电源转型的主要瓶颈之一，特别是在可再生能源持续高速发展的新形势之下，大幅提升电力系统调节能力已迫在眉睫。根据这一情况，徐州电厂3号亚临界机组600℃升温改造的结果，不仅其在50%额定负荷下的供电煤耗可仍然保持在304克/千瓦时的高水平，具有极好的低负荷性能，而且具有稳定100%-20%负荷范围内调峰调频的高度灵活性，以及在只有额定负19.39%的低负荷下，仍然能够实现全部污染物超低排放，其中氮氧化物的排放达到28.61 毫克/立方米米 的超低水平。因此，这一改造技术不仅可大大改善机组的效率和煤耗，而且其高性能的灵活性可使大量的亚临界机组成为我国推动可再生能源电力加速发展，解决并网难、消纳难、调度难瓶颈的有力保障。

由表6 可见，从月平均供电煤耗的角度比较，徐州电厂#1号机组于2017年曾完成了高中低压缸全部通流改造，改造后其月平均供电煤耗321克/千瓦时仍远高于《行动计划》提出的310克/千瓦时的要求。这说明在亚临界机组改造技术中已经采用较多的“汽轮机通流部分改造”并不是最佳选择。特别是#3号机组是在已经采用高中低压缸全部通流改造，其在600℃升温改造前所测定的供电煤耗只有318克/千瓦时，之后采用600℃升温技术进行了第二次改造，改造后达到的月平均供电煤耗297克/千瓦时, 远低于《行动计划》的要求。

因此， 无论从煤电本身高质量发展需要大幅度提升效率，降低煤耗，走低碳发展的道路，还是从煤电以其优异的低负荷灵活性性能，以支持可再生能源电力的加速发展的角度，申能科技公司采用一系列创新技术，在改造徐州电厂#3号机组所示范的“亚临界机组600℃升温改造”的成功案例都值得我国能源和电力部门的高度重视，应该从国家规划和顶层设计的角度，制定政策和具体要求，以推进我国亚临界机组高质量改造的全面实现。

此外，“亚临界机组600℃升温改造”的技术和经验，还可为我国大约900多台总容量接近1亿千瓦的工业企业自备电厂的高煤耗小型热电联产燃煤机组升级改造提供借鉴和经验。根据申能科技公司的可行性研究，如果对这些小容量高煤耗的热电联产小机组实行600℃升温综合改造，其能够达到的煤耗降低和性能改进程度将会超过对亚临界机组的改造，从而可进一步推进我国煤电的全面高效、清洁和低碳发展。试想，全国约4.5亿千瓦的亚临界机组和热电联产小机组都能得以改造达到上述性能目标，对我国煤电的高质量发展以及我国电源结构的低碳转型将会是多么大的贡献。

04

新建最高性能煤电机组的方案选择

虽然中国今后的新建燃煤机组容量不会再像过去那样有大幅度的增长，但预计在煤电总装机容量达到碳中和的目标前，考虑到一些老机组的退役和电网的需求，可能还有约3亿千瓦左右新的大容量机组增长空间。但是这些新建的煤电机组，必须是符合高质量发展的要求，具有最高供电效率、最低供电煤耗、最低污染物排放和最佳灵活性调峰调频能力的最先进超超临界机组。根据已有的成功经验，不同容量等级的新建最先进的超超临界机组的选择方案应该是：

100 万千瓦等级，应采用创新型一次再热超超临界方案；

66万千瓦等级，应采用创新型汽轮发电机组全高位布置二次再热超超临界方案；

135万千瓦等级，应采用创新型高低位布置二次再热超超临界方案。

毋容置疑，对于新建超超临界机组，其蒸汽参数的选择，原则上应该是在可用高温金属材料的基础上选用最高的蒸汽温度。但是采用一次再热还是二次再热方案，则需要要考虑采用二次再热所增加的长距离高温蒸汽管道的成本和对效率的影响，与增加二次再热所得效益的性价比是否值得。例如，100万千瓦超超临界机组采用二次再热就不是最佳选择。而66万千瓦二次再热超超临界如果采用汽轮发电机“全高位布置”就是最佳选择，135万千瓦的二次再热超超临界，采用双轴和高中压缸高位和低压缸低位布置，即所谓“高低位布置”也是最佳选择。

图2 传统设计的典型二次再热机组的热力系统

传统设计的二次再热机组（图2 ），主蒸汽和两次再热蒸汽管道在锅炉与汽轮机房之间多次来回。对于大型机组，锅炉越来越高，单根蒸汽管道的平均长度就达200m。其存在问题是：

增加了压力较低的近200米长的大直径第二次再热管道，布置困难；

大直径高温蒸汽管道价格昂贵，增加了投资成本；

增加了系统阻力，降低了蒸汽的做功能力；

增加了散热损失， 降低了机组效率；

大大增加了系统储存的蒸汽量，汽轮机负荷调节惯性显著增加。

图3 二次再热的第二中压缸热耗与压力的关系

与一次再热机组相比，采用二次再热可提升供电效率约2%，容量为100万千瓦的二次再热机组的总投资估计比一次再热至少需增加约4.4亿元人民币，相当于提升1%效率的成本至少需增加2.2亿元人民币。再考虑到系统的复杂性上升，其投入产出比并没有明显的优势。因此，目前在进一步提升大型燃煤发电机组的效率发展方面，包括二次再热及700℃计划，均存在着性价比的瓶颈，因此，如何大大缩短大容量二次再热超超临界机组昂贵的大直径主蒸汽和再热蒸汽管道，从而打开高效二次再热超临界机组的发展瓶颈是人们一直在思考和希望能够解决的问题，其解决方向是根据机组容量不同，综合考虑一次和二次再热的性价比， 采取不同的对策。

从图3的二次再热机组第二中压缸热耗与压力的关系曲线可见，由于最佳热耗值的第二再热压力约为2.25兆帕，此时其蒸汽的容积流量达一次再热机组蒸汽流量的2.7倍。因此，受其第二中压缸的首级叶片的长度限制，在二次再热温度为620℃时，若选取最佳的二次再热压力2.25兆帕，单个双流汽缸的容量上限约为70万千瓦，此时，第二中压缸的首级叶片的根部应力将达到材料的许用应力极限。若机组容量选择为100万千瓦，单轴布置。根据现有的技术，单轴的汽缸总数不宜超过5个，最多只能按1个高压缸，1个第一中压缸，1个第二中压缸和2个低压缸设计。这样，由于第二中压缸的进汽容积流量（对应首级叶片长度）的限制，其进汽压力必须远高于最佳值（见图2）以控制进汽容积流量。我国已投运的二次再热机组的第二再热压力选择为为3.41兆帕，显然，该选择远远偏离了最佳值2.25兆帕， 这样热耗必然上升。由于常规布置的100万千瓦机组由于其二次再热压力大幅上升， 其效率必然下降。但是如果采用机组容量为66万千瓦单轴布置和135万千瓦的双轴布置，其第二中压缸的压力这可选择为2.48兆帕,从而可大大降低其热耗从而优化了汽轮机的性能。因此，常规设计和布置的100万千瓦采用两次再热的机组，并非最佳选择。同时，为了大大缩短主蒸汽和再热蒸汽的高温大直径蒸汽管道，对135万千瓦机组，可采用汽轮发电机组高低位双轴布置，即高中压汽缸布置在锅炉出口联箱的高位处，而低压缸则布置在传统的汽轮机平台高度。对于66万千瓦二次再热超超临界机组，由于可采用单轴布置，因此可采用汽轮发电机组的高中低压缸和发动机全高位布置，这样，不但可优化汽轮机性能，而且可极大地缩短了长距离高温蒸汽管道的长度，改善了机组性能，同时大大降低了投资成本。图4为 135万千瓦高低位布置和66万千瓦全高位布置二次再热超超临界机组示意图。

（1）135万千瓦高低位双轴布置二次再热机组

（2）66万千瓦全高位单轴布置二次再热机组

作为国家示范项目的135万千瓦二次再热高低位布置超超临界机组的申能安徽平山电厂二期工程，最近已经完成了机组的安装建设并于2020年12月16日一次并网成功进行了试运行。该机组是目前世界上单机容量最大的煤电机组， 该机组由于采用双轴高低位布置大大缩短了高温蒸汽管道， 不但大大降低了管道投资，而且减少了管道的压力和散热损失，加上采用一系列创新技术，其预期的供电效率接近49%、供电煤耗优于251克/千瓦时, 相信该机组在投入正式运行和性能测试后将会成为世界燃煤发电的新标杆。对于66万千瓦全高位布置的二次再热机组，根据对一具体项目的可行性研究和初步设计，由于是单轴布置，而且大大缩短了全部高温蒸汽管道， 因而其性能将优于高低位布置方案，其设计的供电煤耗为249 克/千瓦时，而且其单位造价将会比135万千瓦机组更低。

05

华润曹妃甸电厂新建100万千瓦一次再热超超临界机组的示范和启示

上海外高桥第三发电厂2100万千瓦 一次再热超超临界机组，于2008年建成投产，其机组设计性能为：设计供电煤耗：291.5 克/千瓦时；设计供电效率：42.1%。投产以来，经过采用了一系列上海申能电力科公司的创新技术改造后，该2台机组的实际运行性能达到了：全年平均实际供电煤耗: 276克/千瓦时；全年平均实际供电效率:44.5%，创下了当时的世界领先水平，2014年被国家能源局授予全国唯一的“国家煤电节能减排示范基地”称号，并在国际上获得一系列大奖，包括ASME的“最佳创新者奖”、“POWER”杂志的“顶级电厂奖”、两次PEABODY“全球洁净煤领导奖”等，其中2017年的为煤电最高效率和最佳性能奖， 2018年为最低氮氧化物排放和最佳性能奖。

应华润电力的要求，上海申能电力科技公司采用其全部用于改造外三厂的创新技术，用于曹妃甸电厂的二台新建的100万千瓦一次再热超超临界机组的设计和建造，其目标要求是作为“外三升级版”曹妃甸电厂工程在性能上全面超过外三厂的水平。现在曹妃甸电厂项目已经建成投产，并完成了正式的性能测试。通过表8华润曹妃甸电厂3号100万千瓦一次再热超超临界机组性能测试报告的数据以及表9 的比较数据，证实了前述的100万千瓦超超临界机组，从机组性能和投资成本的性价比角度，采用二次再热技术并不是最佳的选择。因此， 曹妃甸电厂可为我国今后新建百万等级超超临界机组的方案选择，提供了可供参考的案例。

由表8可见，通过采用在外三电厂实施过的一系列创新技术，结合曹妃甸电厂的实际再创新所建成的百万千瓦一次再热超超临界机组，其在额定负荷下的供电效率和煤耗分别达到46.45%和263克/千瓦时,而且即使在50%的低负荷下，仍然能够达到272克/千瓦时的供电煤耗水平。表9为曹妃甸电厂一次再热100万千瓦超超临界机组和国内某电厂已经投产并经过性能测试的百万级二次再热超超临界机组的性能比较。

由表9曹妃甸100万千瓦一次再热机组的性能与国内某100万千瓦二次再热机组的比较可见，对于100万千瓦等级的超超临界机组，如果采用二次再热，由于长距离二次再热蒸汽管道的散热和阻力损失和增加的投资，以及二次再热中压缸缸效不高等因素，导致二次再热的百万千瓦机组的供电煤耗比曹妃甸的一次再热机组高出3.87克/千瓦时；而且，曹妃甸电厂即使在75%的低负荷时，其供电煤耗仍然比该二次再热机组额定负荷下的供电煤耗低2.5克/千瓦时， 这也说明了曹妃甸电厂具有更好的机组低负荷性能。此外，从投资的角度，一次再热的投资显然会低于二次再热机组，例如曹妃甸一次再热机组的总投资约为典型的二次再热机组的78%，具有更好的性价比。因此，对新建燃煤机组，现行常规设计的二次再热100万千瓦超超临界机组不是最佳选择。

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结束语

为了我国电力“低碳发展”的战略目标， “煤电为主”的电源结构将最终会被非化石能源电力取代，今后中国煤电高质量发展的方向应该是“更高效、更清洁、更灵活”，也就是具有最高供电效率、最低供电煤耗、最低污染物排放和最佳灵活性调峰调频能力。冯伟忠总经理领导的上海申能电力科技公司采用一系列创新技术，在徐州电厂亚临界升温改造、曹妃甸电厂新建一次再热百万超超临界机组和平山电厂二期新建135万千瓦二次再热高低位布置超超临界机组的三个项目，为实现上述目标提供了有说服力的实例。

基于以上，对当前我国煤电的高质量发展，建议如下：

首先重点应该是改造现有在役水冷纯凝亚临界机组，使其供电煤耗达到现有超超临界机组的水平，实现额定工况下供电煤耗低于290克/千瓦时，灵活性调峰调频负荷范围100%-20%, 改造后机组至少可延寿20年。

对于新建的超超临界机组的要求是：

100万千瓦等级，应采用创新型一次再热超超临界方案，其供电煤耗不高于 263克/千瓦时, 具有100%-20%的调峰调频能力 ；

66万千瓦等级，应采用创新型汽轮发电机组全高位布置二次再热超超临界方案，其供电煤耗低于249克/千瓦时, 具有100%-20%的调峰调频能力；

135万千瓦等级， 应采用创新型高低位布置二次再热超超临界方案，其供电煤耗低于 251克/千瓦时, 具有100%-20%的调峰调频能力 。

实现以上目标的关键是通过“补短板，强弱项”，大力推动创新发展，研发和推广经过示范的各种先进煤电节能减排创新技术，通过国家规划、顶层设计、政策推动和市场导向，抓紧“十四五”和“十五五”这个十年的窗口期，通过技术创新和技术改造，大大提升我国煤电的各项性能，大幅降低煤耗，大大提高灵活性，大力推动我国煤电的高质量发展，以促进可再生能源电力的高速发展，为我国实现碳达峰与碳中和的目标做出贡献。