关于下一个十年我国发电工业几个问题的探讨

张珩生

(华北电力设计院，北京 100120)

本世纪的第一个10年(2000～2009)，我国发电工业发展迅速。其主要特征是：第一，发展速度快。发电装机容量从2000年的3亿kW增至2009年的8.7亿kW，年平均增长12.6 %，其中增长最快的2006和2007每年增加超过一亿kW，增速达20%上下，速度之快世界工业发展史少有。第二，技术提高快。以超临界和超超临界大型燃煤发电机组和300MW级大型燃气联合循环发电机组为代表，发电工程技术跃居世界高水平，国内制造600MW超临界机组和1000MW超超临界机组超过160台，美国麻省理工学院专家组来华考察，认为我国这批新电厂采用了最现代化技术。第三，重视结构调整。水电装机从2000年的8000万kW增加到1.9亿kW，核电装机从400万kW增到900万kW，还有19台百万kW级核电机组在建，风电装机也超过1600万kW，结构调整取得积极成效。

2010年起本世纪进入第二个十年，我国发电工业处在一个攸关未来的关键路口。我国发电工业正面临多方面的挑战。第一是资源的有限性，我国长期以燃煤发电为主，火电装机占75%，发电量占80%以上，年燃用煤炭达14亿t。但我国煤炭资源人均占有量只有世界人均水平60%，近年我国煤炭消耗增长过快，年增2亿t，超出可持续发展承受能力，国家提出煤炭产量不能再无节制增长下去，要有一个“天花板”，多年作为发电工业主力的煤电将受到釜底抽薪的制约。第二是环境的脆弱性，我国火电厂排放的二氧化硫占全国排放量的45%左右，达到2300万t，氮氧化物(NOx)排放约占全国排放量的1/3，近1000万t，考虑到我国已是受酸雨影响最严重的国家之一，氮氧化物会加剧水体的富营养化趋势，使水污染的控制困难，火电厂的发展应实行更严格的环保标准。第三是应对气候变化，全球行动的紧迫性，从1997年各国达成《京都议定书》，到2007年巴厘岛路线图，到2009年哥本哈根会议，凸显各国对采取行动的迫切要求。我国已对国际社会做出到2020年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%～45%，非化石能源占一次能源消费比重达到15%左右的郑重承诺，考虑到我国二氧化碳排量占世界总量的21.8%，成为世界上排放二氧化碳最多的国家之一，发电工业应该积极行动，做出贡献。

目前在全球范围内，各种新的能源技术，发电技术，努力创新，百舸争流，让人鼓舞地感受到新的能源时代正在向我们走近，能够改变人类生活的划时代的新一代能源形式，新发电技术已经躁动于母腹之中，随时有可能取得实质性突破。另一方面，截至今天，尽管各项新技术纷纷取得进展，但能够完全取代火力发电，向社会提供稳定、有效、经济电力的发电形式尚未成熟，替代具有135年历史的火力发电技术毕竟需要时间。

简单盘点各种新发电技术，有的遇到尚待克服的问题；有的问题虽然可以解决，但解决方案尚不够理想；有些问题的解决需要人类十几年，几十年或更长的时间。因此对眼下刚开始的下一个十年我国发电新增容量的主要依靠形式，以及各项新发电技术的成长趋势进行分析是必要的。我国对“十二五”的水电，核电，可再生能源发电正作出积极全面规划，但单凭新的发电形式规模尚不能全面支持国民经济的发展速度。

水电具有低碳，环保等火电不具备的优点，但水电完全依靠水头，水量发电，电网内水电比例过大会对电网在缺水年供电可靠性带来风险。而我国水电可开发容量只有3.78亿kW，目前已投产1.97亿kW，减去在建容量，所剩发展空间不足以支撑国家长期持续发展，下一个十年水电会有一定新建规模，但不会超过自然资源的限制。

我国核电发展迅速，以第三代核电技术为主的核准规模现已达3000万kW以上，世界瞩目。但核电发展也有忌惮。比如美国虽有十几个三代核电项目进入前期工作，但出于多方面原因，目前尚无一例获得最终核准。欧洲虽以 AREVA技术在芬兰成功建成了第一台三代核电机组，但有人对其超概算超工期，以及未来是否具有市场竞争力提出了质疑。同时全球核电燃料资源的限制引人关注，据介绍全球探明开采成本低于130美元/kg的经济铀储量仅有540万t，按2006年全球消耗6.6万t计算，只够使用82年。高辐射核废料对环境的影响亦是难解之结，各国对核废料虽均指定临时存放地点，但这种方式其环境风险不够完善，西方各国为寻求永久储放方式做了持续努力，美国历经20年研究，2001年提出了世界第一个永久储放方案，在人烟稀少的内华达州YUCCA山下500m深处建设多层防护隧道，估算需960亿美元，投资巨大，即使一切顺利，也需在2013年方能核准。由于牵涉各种难解决的问题，届时是否能够核准尚不得而知。因此在下一个十年核电技术不会 止步于第三代技术，还将会开发更先进的核电技术，以解决核燃料资源和核废料难题，使核电的建设规模摆脱限制。

燃煤发电+CCS(二氧化碳捕集和储存技术)，被各国普遍关注并寄予期望，把其视为未来碳减排的主要工程模式之一，目前各国开展的CCS工程已超过100项，但检视之下看到建设规模普遍不大，最大规模只达到10万t上下，与华能石洞口二厂试验规模相仿。其原因在于，第一建设运行成本过高，CCS将引来电厂耗水增加一倍，造价提高30%，运行需抽大量蒸汽造成效率降低30%，最终导致上网电价上涨30%(也有研究机构认为还要更高)，超出了社会承受力；第二量太大，捕集的二氧化碳将等于电厂燃煤量的二倍，我国即便按50%捕集也将达到十几亿t，相当全国运煤量，不论运往油气田还是选定的地下储库，如此大量运输都难以解决，同时也无法选到如此庞大的储库。二氧化碳的资源化是很好的设想，美国FLUO公司20年来已有20多个成功案例，将烟气中捕集的二氧化碳提供给饮料食品工业使用，荷兰也有实例，将二氧化碳输送至城市郊区蔬菜大棚，成为蔬菜生长的肥料，但这些用量都不大，与电厂捕集的大量二氧化碳相比，远不能配套。日本尝试将二氧化碳封存海底转化成甲烷(天然气)，但转化过程至少需要100年。可以预计，CCS技术将来肯定会在发电工业中扮演重要角色，但目前试用的CCS技术尚不具备大规模推广的能力，今后十年CCS的前进方向将是努力取得目前CCS技术的升级版，形成工艺更简单，运行成本更低，产生废弃生成物更易处置的CCS，以便大规模推广使用。

以美国的FUTUREGEN计划为代表的新发电形式自布什总统2003年宣布计划后，历经5年规划，在2008年初确定了建设原则：燃煤，IGCC，零排放，捕集二氧化碳90%注入一英里远气田地层，投资15亿美元。近几年多次周折，将二氧化碳捕集率又调为60%，投资升为24亿美元，但至今没有动工。原因在于造价高，可用率低，空分制氧和辅机电耗高达20%，造成煤化气价格高于天然气价，虽有政府补贴10亿美元，20个投资方中仍有若干方不愿承担市场风险。曾被受到广泛关注的示范工程虽然作出了努力，但还需继续寻求突破。可以预计，这一类以IGCC为核心的发电技术在下一个十年的方向将是全力寻求降低气化成本，力争进入成熟技术行列。

可再生能源发电由于不受自然资源制约，真正代表可持续发展，近几年发展迅猛。德国的可再生能源发电已占到全国容量的30%，丹麦仅风电一项就已占全国容量20%，西班牙的风电已占15%，美国拟立法，确定全国在2020年可再生能源发电占20%，其中加州已先行立法，将目标定为33%。但是风电，太阳能发电都是间断式发电，甚至有反调节特征(高峰负荷时段发不出电，低谷时段能发电)，有国家研究后提出报告，风电装机规模扩大迅速，但能顶峰荷的只占8.6%，靠建设其他发电容量备用，将加大社会用电成本，社会承受能力也有边际，因此其装机规模在电网的智能化程度没有达到新水平之前，难以居于统治地位。储能技术如能获得突破，将会让可再生能源发电摆脱束缚，成为下一个十年的主角，但不论压缩空气储能，飞轮储能，蓄电池储能，电容器储能，虽都有优秀人才致力研究，但目前仍处在MW级甚至kW级规模，不能从根本上解决问题，难以现在就为可再生能源发电插上翅膀。受控核聚变等多项新能源技术一旦取得突破，能为人类能源掀开崭新一页，但目前还处在努力之中。但可以预计，下一个十年内这几方面的技术都会让我们看到令人振奋的进展。

展望下一个十年，我国发电工程界既要紧跟科学家对新能源技术的孜孜追求，准备接过他们取得突破的接力棒，实现发电技术的更新换代，又要积极参与各项新发电技术的不断发展完善，还要脚踏实地，保证发电装机规模，为国民经济的持续发展提供稳定可靠的电力。其挑战性在于，多种新的发电技术虽在下一个十年都有良好前景和建设规模空间，但也因各种问题而建设规模受到制约。而国家政策从大局着眼又限制现有成熟技术的使用。比如在大城市和沿海地区原则上不再建设纯燃煤电站。发电工程界因此一方面要按国家规划完成各类工程外，一方面要尽最大努力在成熟技术上嫁接新元素，妥善作好十年电力发展，似还可补充和开拓以下几点思路，作为探讨。

1 与林业工程结合 上马一批绿色低碳环保的燃煤电站

CCS技术不能大规模使用，是受阻于其代价高，储存难。而研究表明，林木每生长1m3，平均吸收1.83t二氧化碳，是经济，实用，简单，而且能把捕集，储存，资源化结为一体的绿色CCS。我国不同纬度区，不同树种的多年平均生长量可以达到每60棵～80棵每年增长1m3，因此燃煤电站可在前期阶段就根据二氧化碳的捕集率计算相对应的吸收二氧化碳的实际植树株数或造林面积，由发电企业负责与主体工程同期实施，或由发电企业出资委托专业单位完成。原则上可在本省内实施。因缺少土地等原因本省实现有困难的项目可将资金转移至西北地区用于改变土地的荒漠化，或转至东北地区用于森林恢复，既可实现电厂碳捕集，又可绿化改善生态，还可为西北，东北边远地区人民增加收入，一举数得。电力企业的工程造价和运行支出都大幅低于厂内建设CCS工程。这一方式实际上与西方国家对发电企业实行的碳税类同，但其征收，支付，使用更直接，更明确。电厂增加1亿元～2亿元的成本，与有些电厂向当地农业支付水利建设资金以换取农业节水指标思路相似，发电企业应也是愿 意的。至少十年内，除了“上大压小”之外，与林业工程相结合的，采用先进燃煤发电技术的电厂，建设空间应是广阔的。

2 利用煤矿瓦斯和煤层气发电 减排温室气体和节约能源资源一举双得

瓦斯和煤层气作为燃料气体家族三大成员之一，与天然气，天然气水合物的勘探开发一样，日益受到世界各国的重视。全球埋深浅于2000m的煤层气资源约240万亿m3，美、英、德、俄各国均非常重视，美国是世界上开发最成功的国家，随技术发展十几年来煤层气开发产量逐年增加，从十年前的1亿多立方米/年上升到现在超过500亿m3/a。我国煤层气资源丰富，约36万亿m3，居世界第三，现每年采煤排放煤层气约150亿m3，除约20亿m3得到利用外，大部分排入大气。由于煤层气的主要成分是甲烷，其温室效应是二氧化碳的21倍，因此既浪费了资源，又加剧了温室效应。如能在下一个十年在各个煤矿附近抽取越来越多的煤层气用于发电，不仅可以增加有效发电容量，而且因为燃气发电的二氧化碳排放量只有燃煤发电的二分之一，且由于可将比二氧化碳温室效应高21倍的煤层气直接燃用，非常有助于兑现我国单位GDP二氧化碳排放下降40%～45%的目标，还可降低井下采煤风险，降低井下通风费用。如能再进一步，如同美国，俄国，澳大利亚等国做法，在部分煤矿钻井，向下注入氧和蒸汽，实现煤炭地下气化，则效果更加明显。

3 引进深地层钻探勘探技术 开发深层天然气 页岩气 改变我国发电燃料结构

专家预测，2020年～2030年前后，燃气在世界能源结构中的比重将超过煤炭和石油，而我国目前一次能源消费结构中，天然气不到4%，远低于23%的世界平均水平。问题不在于我国天然气储量少于其他国家，而实际是勘探和开发技术不够先进，大量燃气未能获得开发。美国与我国发电结构相似，都是煤炭储量丰富以燃煤发电为主的国家，美国为满足发展需要，曾大量进口天然气，沿海岸线布局了相当数量的LNG接收站。但近几年情况发生了很大变化，东部沿海的LNG接收站除四个正在施工的以外，其余14个项目建设计划几乎全部取消。过去数年里燃气发电新增容量反到连续居首位，年递增20%以上，预计2020以前燃气电站容量将全面超过燃煤 ，美国将成为燃气发电为主的国家。象我国“上大压小”的做法一样，美国若干个州出现了“上气压煤”，永久性拆除部分燃煤机组，改上燃气机组。发生这一变化的原因是深层勘探技术取得了突破，在过去不可能达到的7000m～8000m深的TEXAS州和中东部都发现了大型页岩气田，使美国天然气储量总量增加了40%，促使天然气价格从9美元/百万BTU降到了3美元/百万BTU以下，等于提前解决了美国2020年以前发电工业的碳减排和发展问题。尤其是专家认为深层页岩气的存在美国不是特例，世界各国都是一样的，因此对最大勘探钻井深度只能达到3000多米的我国，引进深层勘探开发技术对下一个十年的发电工业是十分重要的。退一步说，即使深层勘探在我国陆地找不到足够气田构造，我国南海大量深层油气储藏已知达到石油数百亿吨天然气10万亿m3，但由于缺少深层开发技术长期得不到开发，只要我国以深层技术在南海实施开发，我国发电燃料结构也会大幅度改善，使未来十年发电工业的碳减排和发展都变得容易解决。

4 紧密跟踪SOFP(固体氧化燃料发电技术)的进展 争取尽早进入下一代发电技术新时代

近几年，在IGCC，FUTUREGEN等新技术遇到障碍的同时，另一种新发电技术SOFP却在没有宣传的情况下取得进展。SOFP是燃气轮机和燃料电池的集成联合循环发电。其突破在于，一是燃料电池的电解质不再是液态，而是可耐高温的固体，因此输入进行氧化还原反应的燃料不再限于氢，而是天然气，煤气等均可在高温下直接源源输入发电；二是燃料电池的高温直接取自燃气轮机的高温排气，可经济持续运行。这一技术的突出优点：第一，效率高，效率可达到60%～70%，如加上热回收，效率可达80%以上；第二，规模可以做大，燃料电池的反应单元从筒式改进为片式，多片组合容易将发电容量扩大；第三，造价低，燃气轮机完全是成熟技术，与燃料电池的集成技术门槛也不高，据介绍单位容量造价低于同容量燃煤电站造价；第四，排放低，联合循环运行，碳排放几乎为零。目前已有数个MW级试验项目运行，SWP公司(SIEMENS WESTINGHOUSE POWER)预计其300MW电厂将于2012年投产。毫无疑问，这一技术的产业化，将会改变发电工业的面貌，我们宜紧密跟踪，提前研究。

5 适应碳减排时代机组运行新特点提前调整燃煤发电新机组的设计思想

下一个十年给发电工业带来影响的不仅是发电技术的突破和发展，也包括 法规环境的变化，特别是碳减排法规一旦出台，国外认为其对发电企业影响是已出台大气保护法的的10倍。以欧洲为例，欧盟于2005年出台了以“规定限额，允许交易”(CAP-AND-TRADE)为核心内容的碳减排法规，各类发电机组的运行立刻发生了明显的变化，以欧美相互比较，2005年以前，欧美燃煤机组运行状况很相象，基本都是带基荷运行，2005年后则欧洲燃煤机组状况发生变化，燃气机组年运行小时超过燃煤机组，燃煤机组运行小时直降35%，年起停次数则翻了3倍，与美国相比则起停次数达到美国燃煤发电机组的6倍，欧洲燃煤机组年运行小时目前只有美国的三分之一。欧洲燃煤机组的非计划停运次数上升，等效不可用率上升，燃煤机组与燃气机组在电网中的地位发生了互换。可以想象，相似的情况今后会相继发生在超出欧洲以外的地区，这对新建燃煤机组的主机性能，辅机配置，运行人员的培训都带来新课题，应尽早调整，避免今后的被动。

可再生能源这几年作为热点受到强烈关注，并代表着未来，但受技术成熟程度制约，到2020年我国尽最大努力，非化石能源也只能占到15%。风电，太阳能和生物质发电规模分别达到1.5亿kW，2000万kW，3000万kW，折算标煤也只有1.3亿t。核电2020年达到7000万kW，折算标煤也只有1.6亿t。必须看到2020以前我国化石能源仍将占一次能源比重的85%。需要重视的是，不能认为化石能源占85%就意味着可以固守传统发电方式，简单重复过去十年的燃煤发电工程实践。此化石能源发电非彼化石能源发电，下一个十年需要我们认真思考，以国家制定的低碳计划为标准，以创新思维开展与下一个十年相适应的发电工作，在“上大压小”和热电联产的基础上寻求创新发电形式。如果在下一个十年的第一阶段(前五年)上述1，2两点成为现实(因无技术障碍，只要想做就能做)，第二阶段(后五年)上述3，4两点也能成为现实，我国发电工业的发展道路会更加丰富，过渡到十年以后更远的未来也更有基础。局限在发电工业看发电工业，有时难以找到答案，而连同林业，采煤业，勘探行业共同思考，寻求答案也许会变得思路相对广阔。

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