由于中国一次能源消耗以煤炭为主的特点，煤炭约占一次能源消费的75%，所以煤电也占总发电量的75%以上。长期以来，电力工业的发展方针一直是"大力发展火电"或"继续发展火电"，随着电力供需矛盾的缓和及环境保护越来越大的压力，1997年李鹏同志明确提出"优化火电结构"的方针，这是火电发展史上的一个重要转折点。如何优化火电结构，是当前电力结构调整的中心问题。 

1　中国电力工业的发展形势 

   改革开放的20 a正是中国电力工业大发展的时期，从建国1949年的1 850 MW，到1980年底全国装机容量为65 GW,31 a期间装机增加63 GW，而从1981年到1998年的18 a新增装机就超过200 GW，现已达到277 GW。"六五"期间电力消费增长率平均为6.52%,"七五"为8.65%，"八五"为9.99%，呈急剧上升的趋势。特别是近几年来，每年的新增装机容量都超过15 GW，约为全世界新增装机的25%，成为世界上最大的电力市场，中国电力工业所取得的成绩具有重大的国际影响。（1）极大地提高了中国在能源领域里的国际地位，成为世界上第二大电力生产国家。同时，由于中国20 a 的改革开放，几乎世界上所有大型电力设备制造公司都竞相进入中国市场，促进了中国与国际上的交流和合作，提高了中国电力工业整体的技术水平。(2) 电力工业高速度的发展，基本满足了经济发展对电力的需求，扭转了长期严重缺电的局面，为中国经济持续高速发展作出了贡献。(3) 提高了人民生活用电的需求，城乡生活用电从1980年的79亿kW.h（占总用电量的3.1%）提高到1998年的1 387亿kW.h（占总用电量的12.2%）。特别是在农村用电作了很大的努力，农户通电率从"六五"末的65.30%提高到1998年的96.87%（但至今还有5 000 万人没有用上电）。 

   这些功绩将会永远载入电力工业发展的史册，随着国家经济结构的调整，近几年开始出现电力供大于求的现象，如何分析当前电力工业的发展形势? 

   第一，中国电力工业发展仍有相当大的潜力和市场。尽管中国的发电总量列居世界第2位，但人均占有的发电量仍低于世界平均水平，居世界80位之后，大约是加拿大的1/20，美国的1/14，法国的1/8。今后的10 a，如果按装机容量年平均增长4%计算，到2010年，全国装机容量达460 GW，即每年平均增加装机容量16 GW，从增长值来说，中国的电力市场在世界上仍占居举足轻重的地位。 

   第二，中国电力工业面临着严峻的挑战。从1995年以来，用电量的增幅每年回落2～3个百分点，1994年增长为9.90%, 1995年为 8.20%, 1996年为6.90%，1997年为5.10%，1998年为2.07%。这是由于国家宏观调控，国民经济发展速度趋于适度增长，国民生产总值的增幅在这几年也相应以一个百分点回落。同时由于产业结构调整，科技进步对经济发展的影响增强，低电耗高附加值的产业对经济发展的作用逐渐加大，使得电力需求的增长也减缓。 

   今后几年的电力市场仍不容乐观，其原因是：（1）国有企业改革的重点是产业结构的调整，加大兼并、关停高耗的小企业的力度，破产关停企业的电量将闲置；（2）现有火电机组200 GW，平均利用小时数逐渐下降，1994年为5 574 h，1998年已降到4 811 h，如果将利用小时数回升到5 500 h，就可以增加发电量1 200亿kW.h，相当于发电装机容量多20 GW；（3）由于电力建设的惯性，目前在建规模有80 GW，每年仍以12 GW以上的速度维持数年，发电能力增长的速度高于电力消费的增长将会造成大量发电设备的闲置。电力的供需关系已由长期严重缺电转变为暂时的缓和，并要大力开拓电力市场，这种巨大的转变是对电力工业发展的严重挑战。最近国务院已作出3 a内不开常规火电项目，并从1998年起的3 a内投入3 700多亿元用于城网和农网的改造，以开拓电力市场，拉动经济的发展。 

   第三， 电力体制改革使整个电力工业的运行机制发生了很大的变化，国家电力公司实体化，主要运营电网和调峰的骨干电厂。省为实体，厂网分开后，很多发电厂将成为独立运营的发电公司，引入竞争机制，实行竞价上网。这样对发电厂既带来了压力，又带来了机遇，将会把提高电厂的经济效益放在突出的地位，有利于推动发电厂的科技进步。 

   因此，认清当前电力工业的发展形势，抓住全国范围内的产业结构调整空隙的机遇，实施火电结构的优化，为电力工业可持续发展打下扎实的基础。 

2　火电结构状况及其今后技术发展方向 

   按1998年统计数据进行分析，火电机组的状况是： 

   2.1　大机组的比重过小。全国6 MW及以上的RCXX RR汽轮发电机组共3 413台，总容量为186.5 GW，平均机组容量为54 MW。其中300 MW及以上机组共206台，容量占37%，而100 MW及以下的机组共有2 871台，容量60 GW，占火电机组容量的32.5%。 

   2.2　火电厂的供电煤耗高。1998年为404 g/(kW.h), 约比世界先进水平相差60～70 g/(kW.h)。而且煤耗下降的速度也很慢，原计划10 a下降50 g/(kW.h)，但7 a只下降了15 g/(kW.h)，未能完成原计划目标。 

   2.3　火电机组的品种比较单一。火电机组中除了5%～6%的燃机和柴油机发电机组外，其余都是常规的火电机组，而且以燃煤为主，尤其是国产的大机组都是按带基本负荷设计的，因此机组的调峰性能很差，给电网的调峰造成很大的困难。另外，大型供热机组、空冷机组、燃烧无烟煤的机组等特种机组数量和品种比较少，没有形成规模。 

   2.4　燃煤火电厂污染物的排放，特别是SO2和NOx未能得到有效地控制。随着国家环保标准的提高，对火电厂的污染物排放控制就更加严格，1996年国家修订了火电厂污染物的排放标准，增加了对SO2和NOx的排放浓度的限制。1998年又进一步对SO2和酸雨控制区提出更严格的限制，即2000年要求达标排放，并实行总量控制；禁止在大中型城市及近郊新建燃煤电厂；新建、改造的电厂煤的含硫量大于1%的必须装有脱硫设施，现有含硫量＞1%的电厂要求减排。一些重点省、市陆续公布了更为严格的措施，如北京、上海、杭州等地要求城区燃煤含硫量要小于0.5%, 有些城市提高了SO2排放费的征收标准。目前除已建设几个脱硫示范装置，绝大部分电厂都没有采取脱硫措施。NOx的控制也只限于在燃烧器上做了些工作，因此火电厂的环保任务非常繁重。 

   2.5　机组性能和质量不稳定。一方面是科研投入力度不够，一些新技术的采用往往缺乏足够的科学试验；另一方面是企业生产管理不严，没有严格把好质量关，这些问题就影响了与国外机组的竞争。 

   根据当前火电机组所存在的问题，近期火电技术主要发展方向是：(1) 发展高参数、大容量的火电机组，包括超临界机组，以提高效率、降低发电成本，这些机组今后相当长一段时间内将承担着主力机组的任务。(2) 加快烟气脱硫、脱硝、高效除尘成套技术的开发，特别是要在既满足一定性能要求、价格相对比较便宜方面下功夫，以适应中国市场的需求。(3)推动洁净煤发电的示范工程，在消化吸收国外技术的基础上，开展国产化的研制，为逐步取代常规火电作技术准备。(4)开展以大型燃气轮机为核心的联合循环发电技术，联合循环机组具有提高能源利用效率、环境保护和改善电网调峰性能等多种效益，是火电技术一个新的发展方向。 

3　优化火电结构的主要技术措施 

3.1　关停小火电机组 

   我国小火电仍占较大的比重，100 MW及以下的小火电机组占火电机组1/3以上。一方面是由于多年来电力供应极度紧张，未能及时淘汰而积累下来；另一方面，在电力装机容量大发展的同时，100 MW以下的小火电仍以同样的比例在增长。1991年全国新装机容量为13 580 MW，其中100 MW以下的小火电机组占37%，1992年小火电机组占26%，1993年小火电机组占25%。小火电的能耗要比大机组高50%～100%，例如，地县属的小火电（约为25 000 MW）平均供电煤耗为514 g/(kW.h)，而乡村属的小火电（约2 500 MW）平均供电煤耗为666 g/(kW.h)。由于小火电能耗高、污染严重，必然给国家的环境保护、能源资源平衡以及电力工业的健康发展带来极为不利的影响，1995年国家计委等5个部委发文要求严格控制小火电设备生产和建设，1997年电力部又颁发了《小火电机组建设管理暂行规定》，从1998年国家电力公司开始实施淘汰小火电机组的计划： 

   第一步，1998～2000年，原计划关停小火电6 810 MW，现增加到7 740 MW，其中1998年停运2 830 MW，1999年原计划停1 120 MW，增加到1 800 MW，2000年原计划停2 850 MW，增加到3 100 MW。 

   第二步，2001～2004年关停6 250 MW，其中2001年停1 400 MW，2002年停1 100 MW，2003年停1 800 MW，2004年停1 950 MW，已经开始停运1976年以后投运的50 MW机组。 

   这样一来，到2004年，国家电力公司系统停运了12 GW 50 MW以下的凝汽式机组，2 000 MW"大代小"被替代的机组和供热量不足的机组，总计为14 GW。 

   全国50 MW及以下小火电机组约有44 GW，扣除供热机组约15 GW外，凝汽式还存有39 GW，其中地方和乡镇的小火电占有很大的比重，从国家整体利益考虑，对这类小火电机组国家也必须采取相应的关停措施。 

3.2　改造老机组，提高经济和环保效益 

   老机组的技术改造有3个主要目标：一是提高机组效率、降低厂用电；二是减少污染物的排放；三是提高机组的可靠性及机组的使用寿命。 

(1)以降低机组供电煤耗为突破口，全面提高电厂运行的经济性。当前有3方面的重点工作，一是国产200 MW机组、125 MW机组通流部分的改造，现已投运的200 MW机组共有181台，对三缸三排汽的200 MW机组高、中、低压缸同时改造后，降低机组热耗5%［约418 kJ/( kW.h)］；二是已投运的引进型300 MW、600 MW机组实际运行煤耗与设计煤耗还有一定的差距，引进型机组在标准工况下的设计供电煤耗为330 g/(kW.h)左右，但实际运行的平均煤耗都超过了360 g/(kW.h)。主要是设备上存在一定的缺陷，辅机电耗高及运行管理水平等，需要针对不同的机组找出煤耗高的原因，对已投运的引进型机组的实际运行煤耗可降至340 g/(kW.h)以下；三是对100～300 MW早期机组自动化系统的改造，不追求系统的先进性，但要求经济、实用、可靠。 

(2)要充分预计到环保改造的紧迫性。现有的火电机组绝大部分都没有安装专门的脱硫脱硝装置，过去对这一问题认识深度不够，认为还有一段过渡时期。形势的发展比人们的预料要快得多，北京市最近已作出决定，北京市的电站必须加装脱硫装置和采用低NOx燃烧器，以减少SO2和NOx的排放。这就给电厂造成了巨大的压力，同时也感到国内脱硫脱硝技术的发展已跟不上形势发展的需要。因此，当前老厂环保改造的重点首先是解决脱硫问题。 

   降低NOx排放所采取的措施是依据现行环保标准来制定的，目前要求300 MW及以上的机组NOx排放量限制在每标准立方米650 mg以下，所以当前推广投资比较低的低NOx燃烧方式,这样大部分机组就能满足环保要求，其中烧烟煤的四角燃烧方式的机组，采用低NOx燃烧方式，可使NOx降到650 mg以下，而烧贫煤和用无烟的四角燃烧方式还有一定的难度。对前后墙燃烧方式的圆型燃烧器，改造为低NOx燃烧器后，NOx可降到每标准立方米450 mg以下。如果要求NOx排放浓度降到400～200 mg以下，则必须采用尾部烟气脱硝装置，价格比较昂贵，但目前要做好相关技术的储备工作。 

   烟气粉尘的排放标准也越来越高，低效率的除尘器将逐渐被淘汰，代之以高效、节能的静电除尘器，并将采用布袋除尘器。 

(3）加强电站设备的寿命诊断及机组延寿的技术改造。 

   电厂设备的寿命管理和状态检修是电厂现代化的重要内容，最终达到延长寿命和降低运行维护成本的目的，技术改造的主要内容：第一,在寿命诊断的基础上，确定技术改造的内容，重点是主蒸汽管道、汽轮机转子以及锅炉的高温部件，有时甚至更换锅炉的整个受热面（如石洞口300 MW UP炉）。第二,以推广状态检修的目标进行技术改造，目前正在试点的阶段，采用引进技术与国内开发相结合的方式，尽快跟上世界先进水平，通过推广状态检修工作来强化电厂维修管理。 

3.3　加快发展高效、低污染的大型火电机组 

   由于我国能源结构的特点，在今后相当长的时期内，常规火电机组仍占居电力发展的主导地位，新建的火电厂要面向21世纪，主要采用大型、清洁、高效的机组，特别是在酸雨和NO2的两控区内，环保设施应该与主机同步建设。 

   亚临界机组作为近期的主力机组将逐步过渡到600 MW等级，在优化设备和加强运行维修管理的基础上，新建的引进型亚临界机组的实际运行供电煤耗应降至320 g/(kW.h)以下，从现有技术水平是完全可以做到的。 

   超临界机组现已投运或正在安装的有6 000 MW，都是进口设备，最大单机容量为800 MW。正在设计的超临界机组电厂有5 400 MW，最大单机容量为900 MW，也主要是进口设备，目前国内还不具备整套设计和制造超临界机组的能力。要加快国内开发、研制超临界机组的步伐，通过引进技术或合作制造，逐步实现国产化和批量化，逐渐提高其在火电机组中的比重。从容量等级来说，国产超临界机组从600 MW起步，更大容量应考虑采用1 000 MW等级，对1 000 MW机组选用单轴方案在技术上是可行的，并有利降低机组造价。从机组参数来说，对首批国产化机组原考虑用24 MPa、538 ℃/566 ℃参数，由于材料技术的发展，国外超临界机组已出现逐步提高蒸汽参数的趋势。我国新研制超临界机组参数应有所提高，如采用566 ℃/566 ℃。超超临界机组的参数已达30 MPa、610 ℃/610 ℃的水平，目标是1 000 MW等级机组，采用超超临界机组是当今世界火电机组一个新的动向。因此，在我国研制超临界机组的同时可着手开展超超临界机组的技术准备工作，同样要通过引进技术或合作制造的道路，先建设一座600 MW超超临界机组的示范电站，以掌握机组的设计技术和运行性能，采取超超临界机组的国产化紧跟超临界机组的国产化的技术路线，实现技术上的跨越。 

   北方缺水地区要发展大型空冷机组，按照电力规划，北方地区空冷机组的总容量大约有40 GW左右。由于空冷机组相对造价较高，加之当前电力资金紧张，目前对水资源的利用未能得到合理安排，优先安排了湿冷的机组，水资源的匮乏，将会制约这些地区经济和电力可持续发展。因此，要充分认识到北方地区发展空冷机组的必要性和迫切性。发展空冷机组同样要走引进技术和逐步实现国产化的道路，在总结和吸收现有200 MW空冷机组经验的基础上，重点开发研制600 MW等级的空冷机组，开发直接空冷技术。在"十五"期间600 MW空冷机组示范工程应该起步，2010年应形成一定的规模。 

   要重视研究无烟煤燃烧技术和发展大型燃烧无烟煤锅炉。我国无烟煤的储量较丰富，近几年无烟煤机组有所增加，要同时解决好无烟煤锅炉的高效、清洁、低负荷稳燃及调峰等诸多因素的问题，一直是多年来世界上锅炉燃烧的技术难题。循环流化床（CFBC）锅炉的出现，为无烟煤燃烧找到一条很好的出路，实践证明，像四川的高硫、高灰、低挥发份、低灰融点的无烟煤在循环流化床锅炉内燃烧，取得了令人满意的效果。但目前受到CFBC锅炉大型化的限制，大容量无烟煤锅炉仍需采用常规机组，特别是600 MW机组采用"W"型火焰燃烧已经比较成熟，近期国内外所提出的烧无烟煤各种技术流派，如圆型旋流无烟煤燃烧器、CUF燃烧方式、大速差燃烧器等技术还需要认真地研究总结，促使无烟煤燃烧技术的多样化，要突破过去烧无烟煤就得用"W"型火焰的框框。 

3.4　加快开发洁净煤发电技术的步伐 

   洁净煤发电是面向21世纪的新的发电方式，目前世界上技术比较成熟的是常压循环流化床锅炉（CFBC）、增压流化床锅炉联合循环（PFBC-CC）以及整体煤气化联合循环（IGCC）3种，并建立了一批示范电站。燃煤联合循环发电机组与常规机组加脱硫脱硝装置相比，具有效率更高、环保性能更好的特点。由于采用蒸汽、燃气2个循环的叠加，使机组效率至少可以提高3～6个百分点，环保指标大约是常规机组排放量的1/5～1/10，工程造价也具有竞争的潜力，因此从长期看，燃煤联合循环是燃煤火电的发展方向之一。 

   循环流化床锅炉（CFBC）：我国有小型CFBC锅炉超过400台，但用于发电的只有内江电厂引进1台100 MW CFBC机组，通过消化吸收、科技攻关，国内已具备设计、制造100 MW CFBC锅炉的能力。近期会有一批100 MW CFBC锅炉问世，主要用于老厂改造及脱硫的需要，同时也具有良好的调峰性能。我国现有140台100 MW机组，有相当一批锅炉需要更新，若采用CFBC锅炉取而代之，将会取得改善燃烧、脱硫、脱硝、调峰、焕发老机组活力的综合效果。在此基础上进一步开发125 MW再热CFBC锅炉技术，用来改造部分老的125 MW机组。为了加快CFBC锅炉大型化步伐，国家已决定引进1台300 MW CFBC锅炉，建在内江电厂作为示范工程，同时也引进了CFBC锅炉的设计制造技术，再加上国内已掌握的100 MW级CFBC锅炉技术，很快就会形成国内自行设计制造300 MW CFBC锅炉能力。 

   增压流化床锅炉联合循环（PFBC-CC）：发展方向应是提高汽轮机进口的蒸汽参数和燃气轮机进口的烟气温度，从发电的角度应瞄准大容量（300 MW以上）、第二代（燃气轮机进口带补燃）的PFBC-CC机组。经过"八五"、"九五"的科技攻关，我国自行设计的15 MW PFBC?CC试验电站在徐州贾汪已经基本建成，为开展PFBC关键技术研究打下了基础。同时正在筹划建设1～2座100 MW级PFBC-CC试验电站，采取引进设备或技贸结合的方式，以加快国内的研究步伐。 

   整体煤气化联合循环（IGCC）：是一项面向21世纪、高效清洁的燃煤联合循环发电技术，目前世界上有4台250～300 MW IGCC机组投入运行，最高效率达45%，SO2、NOx及粉尘排放都非常低，技术上已基本成熟，但造价较高。针对我国现实，已开展了5 a IGCC前期技术可行性研究，从全国范围来说，在气化、常温净化、联合循环方面都积累了一定经验，具备了采购国外设备建立示范工程条件。同时为10 a后洁净煤发电技术选择，建立示范电站也是非常必要的。国家电力公司决定在山东烟台建设1座单机容量300或400 MW的IGCC示范电站，在引进设备的同时将引进部分技术，逐步实现国产化。 

   由此可见，中国洁净煤发电技术的开发研究是非常繁重而艰巨的，必须根据现有技术成熟的程度及现实条件分阶段实施：第一阶段，开发推广大容量循环流化床锅炉及超临界机组，尽快形成一定的批量；第二阶段，完成IGCC、PFBC-CC工程的示范并开展国产化的研制工作；第三阶段，研制新一代的燃煤联合循环发电机组，包括燃料电池。 

3.5　鼓励发展热电联产机组 

   发展热电联产是我国能源工业的一项重大的节能措施，国家鼓励发展热电联产以取代一大批供热锅炉房，以提高能源利用率及改善环境，今后热电联产可能出现3种趋势：（1） 由区域热电厂集中供热。当前供热机组以50～100 MW为主，对北方供暖期比较长、热负荷比较稳定的地区，应发展高参数、大容量和多功能的大型热电联产工程，尽可能多地采用200～300 MW级的大型热电联产机组，将会大幅度降低供电煤耗。（2）采用分散式热电联产。随着燃料结构的变化，特别天然气进入大城市时，供热方式会向分散式转化，如采用先进的燃气轮机联合循环热电联产和柴油机热电联产，同样具有很高的热效率，而且调节机动灵活，便于将电源和热源点接近于用户，并减少输电线路和供热管道等多种优势。（3）电热水锅炉供热。随着电力供应充足且实施峰谷电价后，对环保要求极其严格城市中心区、热网延伸不到的城市边缘区，利用电热锅炉在电网低谷时蓄热，将具有更大机动灵活性，甚至会发展到一户一套电热锅炉，从经济上对用户和电网都是有好处的。 

3.6　重视燃气轮机发电在今后火电发展中的地位 

   随着世界天然气产量的增加，及减轻对环境保护的压力，燃气轮机发展非常迅速，燃气轮机前的初温已从850 ℃提高到目前较广泛采用的"F"型、"FA"等型技术的新产品，它代表着当今工业燃气轮机的最高水平，透平初温1 260～1 300 ℃，简单循环效率达36%～40%，联合循环效率可达55%～58%；当初温提高到1 430 ℃时，简单循环效率≥40%，联合循环效率可达≥60%。由于燃机联合循环装置效率高，机动性好，能满足日益严格的环保要求，燃机在新增发电容量的比例日益增大。如美国从1990～2000年，新增容量为113 GW，其中燃机电站就占44%。 

   我国燃机发电的总装机容量为7 200 MW，占全国总装机容量的2.8%，且机组容量偏小，大部分在30 MW左右，近年新装机组中出现100～150 MW的机组，从发展看需要单机功率300 MW等级燃气轮机发电机组，但现在突出的矛盾是燃机的制造能力远远不能满足燃机发展的需要，36 MW以上的机组全部进口。 

   发展我国燃气轮机技术，提高燃机发电总装机容量中的比重，将会改善电网的运行状况，为电网提供了更加灵活的备用电源，增大了调峰的灵活性，减少了CO2、SO2的排放。燃机发电主要用于3个方面：继续发展燃油燃机发电机组，并逐步大型化；利用国内国外2方面的资源发展一批天然气联合循环机组，其中大部分天然气要依靠进口，因而不论从电价的承受能力，还是从安全考虑，天然气联合循环机组的规模就要受到一定的限制。 

   发展我国燃气轮机技术，要抓住这次发展燃机发电的大好机遇，通过技贸结合，加上国内的科技攻关，尽快赶上世界先进水平。 

4　结束语 

   优化火电结构是电力结构调整的重要组成部分，从能源结构的整体分析，我国火电的比重过大。据统计，我国1995年CO2的排放量为821 Mt碳，占世界的13.2%, 仅次于美国，到2020年将居世界第1位。我国燃煤释放的CO2占全国排放量的85%，限制燃煤发电是全世界环境保护的要求。因此，从长远考虑，要加大开发水电、核电和新能源发电的力度，到2020年火电的装机容量要控制在70%以内。 

   当前电力供应趋于缓和是暂时的现象，但也是对电力工业的一次新挑战。面向21世纪，中国的经济必将会得到更加健康持续地发展，中国有12亿多人口，仍将是世界上最大的、潜在的电力市场。必须抓住这次机遇，作好电力结构调整和技术准备，迎接电力工业新的发展。