關于下一個十年我國發電工業幾個問題的探討

張珩生

(華北電力設計院，北京 100120)

本世紀的第一個10年(2000～2009)，我國發電工業發展迅速。其主要特征是：第一，發展速度快。發電裝機容量從2000年的3億kW增至2009年的8.7億kW，年平均增長12.6 %，其中增長最快的2006和2007每年增加超過一億kW，增速達20%上下，速度之快世界工業發展史少有。第二，技術提高快。以超臨界和超超臨界大型燃煤發電機組和300MW級大型燃氣聯合循環發電機組為代表，發電工程技術躍居世界高水平，國內制造600MW超臨界機組和1000MW超超臨界機組超過160臺，美國麻省理工學院專家組來華考察，認為我國這批新電廠采用了最現代化技術。第三，重視結構調整。水電裝機從2000年的8000萬kW增加到1.9億kW，核電裝機從400萬kW增到900萬kW，還有19臺百萬kW級核電機組在建，風電裝機也超過1600萬kW，結構調整取得積極成效。

2010年起本世紀進入第二個十年，我國發電工業處在一個攸關未來的關鍵路口。我國發電工業正面臨多方面的挑戰。第一是資源的有限性，我國長期以燃煤發電為主，火電裝機占75%，發電量占80%以上，年燃用煤炭達14億t。但我國煤炭資源人均占有量只有世界人均水平60%，近年我國煤炭消耗增長過快，年增2億t，超出可持續發展承受能力，國家提出煤炭產量不能再無節制增長下去，要有一個“天花板”，多年作為發電工業主力的煤電將受到釜底抽薪的制約。第二是環境的脆弱性，我國火電廠排放的二氧化硫占全國排放量的45%左右，達到2300萬t，氮氧化物(NOx)排放約占全國排放量的1/3，近1000萬t，考慮到我國已是受酸雨影響最嚴重的國家之一，氮氧化物會加劇水體的富營養化趨勢，使水污染的控制困難，火電廠的發展應實行更嚴格的環保標準。第三是應對氣候變化，全球行動的緊迫性，從1997年各國達成《京都議定書》，到2007年巴厘島路線圖，到2009年哥本哈根會議，凸顯各國對采取行動的迫切要求。我國已對國際社會做出到2020年單位國內生產總值二氧化碳排放比2005年下降40%～45%，非化石能源占一次能源消費比重達到15%左右的鄭重承諾，考慮到我國二氧化碳排量占世界總量的21.8%，成為世界上排放二氧化碳最多的國家之一，發電工業應該積極行動，做出貢獻。

目前在全球范圍內，各種新的能源技術，發電技術，努力創新，百舸爭流，讓人鼓舞地感受到新的能源時代正在向我們走近，能夠改變人類生活的劃時代的新一代能源形式，新發電技術已經躁動于母腹之中，隨時有可能取得實質性突破。另一方面，截至今天，盡管各項新技術紛紛取得進展，但能夠完全取代火力發電，向社會提供穩定、有效、經濟電力的發電形式尚未成熟，替代具有135年歷史的火力發電技術畢竟需要時間。

簡單盤點各種新發電技術，有的遇到尚待克服的問題；有的問題雖然可以解決，但解決方案尚不夠理想；有些問題的解決需要人類十幾年，幾十年或更長的時間。因此對眼下剛開始的下一個十年我國發電新增容量的主要依靠形式，以及各項新發電技術的成長趨勢進行分析是必要的。我國對“十二五”的水電，核電，可再生能源發電正作出積極全面規劃，但單憑新的發電形式規模尚不能全面支持國民經濟的發展速度。

水電具有低碳，環保等火電不具備的優點，但水電完全依靠水頭，水量發電，電網內水電比例過大會對電網在缺水年供電可靠性帶來風險。而我國水電可開發容量只有3.78億kW，目前已投產1.97億kW，減去在建容量，所剩發展空間不足以支撐國家長期持續發展，下一個十年水電會有一定新建規模，但不會超過自然資源的限制。

我國核電發展迅速，以第三代核電技術為主的核準規模現已達3000萬kW以上，世界矚目。但核電發展也有忌憚。比如美國雖有十幾個三代核電項目進入前期工作，但出于多方面原因，目前尚無一例獲得最終核準。歐洲雖以 AREVA技術在芬蘭成功建成了第一臺三代核電機組，但有人對其超概算超工期，以及未來是否具有市場競爭力提出了質疑。同時全球核電燃料資源的限制引人關注，據介紹全球探明開采成本低于130美元/kg的經濟鈾儲量僅有540萬t，按2006年全球消耗6.6萬t計算，只夠使用82年。高輻射核廢料對環境的影響亦是難解之結，各國對核廢料雖均指定臨時存放地點，但這種方式其環境風險不夠完善，西方各國為尋求永久儲放方式做了持續努力，美國歷經20年研究，2001年提出了世界第一個永久儲放方案，在人煙稀少的內華達州YUCCA山下500m深處建設多層防護隧道，估算需960億美元，投資巨大，即使一切順利，也需在2013年方能核準。由于牽涉各種難解決的問題，屆時是否能夠核準尚不得而知。因此在下一個十年核電技術不會 止步于第三代技術，還將會開發更先進的核電技術，以解決核燃料資源和核廢料難題，使核電的建設規模擺脫限制。

燃煤發電+CCS(二氧化碳捕集和儲存技術)，被各國普遍關注并寄予期望，把其視為未來碳減排的主要工程模式之一，目前各國開展的CCS工程已超過100項，但檢視之下看到建設規模普遍不大，最大規模只達到10萬t上下，與華能石洞口二廠試驗規模相仿。其原因在于，第一建設運行成本過高，CCS將引來電廠耗水增加一倍，造價提高30%，運行需抽大量蒸汽造成效率降低30%，最終導致上網電價上漲30%(也有研究機構認為還要更高)，超出了社會承受力；第二量太大，捕集的二氧化碳將等于電廠燃煤量的二倍，我國即便按50%捕集也將達到十幾億t，相當全國運煤量，不論運往油氣田還是選定的地下儲庫，如此大量運輸都難以解決，同時也無法選到如此龐大的儲庫。二氧化碳的資源化是很好的設想，美國FLUO公司20年來已有20多個成功案例，將煙氣中捕集的二氧化碳提供給飲料食品工業使用，荷蘭也有實例，將二氧化碳輸送至城市郊區蔬菜大棚，成為蔬菜生長的肥料，但這些用量都不大，與電廠捕集的大量二氧化碳相比，遠不能配套。日本嘗試將二氧化碳封存海底轉化成甲烷(天然氣)，但轉化過程至少需要100年。可以預計，CCS技術將來肯定會在發電工業中扮演重要角色，但目前試用的CCS技術尚不具備大規模推廣的能力，今后十年CCS的前進方向將是努力取得目前CCS技術的升級版，形成工藝更簡單，運行成本更低，產生廢棄生成物更易處置的CCS，以便大規模推廣使用。

以美國的FUTUREGEN計劃為代表的新發電形式自布什總統2003年宣布計劃后，歷經5年規劃，在2008年初確定了建設原則：燃煤，IGCC，零排放，捕集二氧化碳90%注入一英里遠氣田地層，投資15億美元。近幾年多次周折，將二氧化碳捕集率又調為60%，投資升為24億美元，但至今沒有動工。原因在于造價高，可用率低，空分制氧和輔機電耗高達20%，造成煤化氣價格高于天然氣價，雖有政府補貼10億美元，20個投資方中仍有若干方不愿承擔市場風險。曾被受到廣泛關注的示范工程雖然作出了努力，但還需繼續尋求突破。可以預計，這一類以IGCC為核心的發電技術在下一個十年的方向將是全力尋求降低氣化成本，力爭進入成熟技術行列。

可再生能源發電由于不受自然資源制約，真正代表可持續發展，近幾年發展迅猛。德國的可再生能源發電已占到全國容量的30%，丹麥僅風電一項就已占全國容量20%，西班牙的風電已占15%，美國擬立法，確定全國在2020年可再生能源發電占20%，其中加州已先行立法，將目標定為33%。但是風電，太陽能發電都是間斷式發電，甚至有反調節特征(高峰負荷時段發不出電，低谷時段能發電)，有國家研究后提出報告，風電裝機規模擴大迅速，但能頂峰荷的只占8.6%，靠建設其他發電容量備用，將加大社會用電成本，社會承受能力也有邊際，因此其裝機規模在電網的智能化程度沒有達到新水平之前，難以居于統治地位。儲能技術如能獲得突破，將會讓可再生能源發電擺脫束縛，成為下一個十年的主角，但不論壓縮空氣儲能，飛輪儲能，蓄電池儲能，電容器儲能，雖都有優秀人才致力研究，但目前仍處在MW級甚至kW級規模，不能從根本上解決問題，難以現在就為可再生能源發電插上翅膀。受控核聚變等多項新能源技術一旦取得突破，能為人類能源掀開嶄新一頁，但目前還處在努力之中。但可以預計，下一個十年內這幾方面的技術都會讓我們看到令人振奮的進展。

展望下一個十年，我國發電工程界既要緊跟科學家對新能源技術的孜孜追求，準備接過他們取得突破的接力棒，實現發電技術的更新換代，又要積極參與各項新發電技術的不斷發展完善，還要腳踏實地，保證發電裝機規模，為國民經濟的持續發展提供穩定可靠的電力。其挑戰性在于，多種新的發電技術雖在下一個十年都有良好前景和建設規模空間，但也因各種問題而建設規模受到制約。而國家政策從大局著眼又限制現有成熟技術的使用。比如在大城市和沿海地區原則上不再建設純燃煤電站。發電工程界因此一方面要按國家規劃完成各類工程外，一方面要盡最大努力在成熟技術上嫁接新元素，妥善作好十年電力發展，似還可補充和開拓以下幾點思路，作為探討。

1 與林業工程結合 上馬一批綠色低碳環保的燃煤電站

CCS技術不能大規模使用，是受阻于其代價高，儲存難。而研究表明，林木每生長1m3，平均吸收1.83t二氧化碳，是經濟，實用，簡單，而且能把捕集，儲存，資源化結為一體的綠色CCS。我國不同緯度區，不同樹種的多年平均生長量可以達到每60棵～80棵每年增長1m3，因此燃煤電站可在前期階段就根據二氧化碳的捕集率計算相對應的吸收二氧化碳的實際植樹株數或造林面積，由發電企業負責與主體工程同期實施，或由發電企業出資委托專業單位完成。原則上可在本省內實施。因缺少土地等原因本省實現有困難的項目可將資金轉移至西北地區用于改變土地的荒漠化，或轉至東北地區用于森林恢復，既可實現電廠碳捕集，又可綠化改善生態，還可為西北，東北邊遠地區人民增加收入，一舉數得。電力企業的工程造價和運行支出都大幅低于廠內建設CCS工程。這一方式實際上與西方國家對發電企業實行的碳稅類同，但其征收，支付，使用更直接，更明確。電廠增加1億元～2億元的成本，與有些電廠向當地農業支付水利建設資金以換取農業節水指標思路相似，發電企業應也是愿 意的。至少十年內，除了“上大壓小”之外，與林業工程相結合的，采用先進燃煤發電技術的電廠，建設空間應是廣闊的。

2 利用煤礦瓦斯和煤層氣發電 減排溫室氣體和節約能源資源一舉雙得

瓦斯和煤層氣作為燃料氣體家族三大成員之一，與天然氣，天然氣水合物的勘探開發一樣，日益受到世界各國的重視。全球埋深淺于2000m的煤層氣資源約240萬億m3，美、英、德、俄各國均非常重視，美國是世界上開發最成功的國家，隨技術發展十幾年來煤層氣開發產量逐年增加，從十年前的1億多立方米/年上升到現在超過500億m3/a。我國煤層氣資源豐富，約36萬億m3，居世界第三，現每年采煤排放煤層氣約150億m3，除約20億m3得到利用外，大部分排入大氣。由于煤層氣的主要成分是甲烷，其溫室效應是二氧化碳的21倍，因此既浪費了資源，又加劇了溫室效應。如能在下一個十年在各個煤礦附近抽取越來越多的煤層氣用于發電，不僅可以增加有效發電容量，而且因為燃氣發電的二氧化碳排放量只有燃煤發電的二分之一，且由于可將比二氧化碳溫室效應高21倍的煤層氣直接燃用，非常有助于兌現我國單位GDP二氧化碳排放下降40%～45%的目標，還可降低井下采煤風險，降低井下通風費用。如能再進一步，如同美國，俄國，澳大利亞等國做法，在部分煤礦鉆井，向下注入氧和蒸汽，實現煤炭地下氣化，則效果更加明顯。

3 引進深地層鉆探勘探技術 開發深層天然氣 頁巖氣 改變我國發電燃料結構

專家預測，2020年～2030年前后，燃氣在世界能源結構中的比重將超過煤炭和石油，而我國目前一次能源消費結構中，天然氣不到4%，遠低于23%的世界平均水平。問題不在于我國天然氣儲量少于其他國家，而實際是勘探和開發技術不夠先進，大量燃氣未能獲得開發。美國與我國發電結構相似，都是煤炭儲量豐富以燃煤發電為主的國家，美國為滿足發展需要，曾大量進口天然氣，沿海岸線布局了相當數量的LNG接收站。但近幾年情況發生了很大變化，東部沿海的LNG接收站除四個正在施工的以外，其余14個項目建設計劃幾乎全部取消。過去數年里燃氣發電新增容量反到連續居首位，年遞增20%以上，預計2020以前燃氣電站容量將全面超過燃煤 ，美國將成為燃氣發電為主的國家。象我國“上大壓小”的做法一樣，美國若干個州出現了“上氣壓煤”，永久性拆除部分燃煤機組，改上燃氣機組。發生這一變化的原因是深層勘探技術取得了突破，在過去不可能達到的7000m～8000m深的TEXAS州和中東部都發現了大型頁巖氣田，使美國天然氣儲量總量增加了40%，促使天然氣價格從9美元/百萬BTU降到了3美元/百萬BTU以下，等于提前解決了美國2020年以前發電工業的碳減排和發展問題。尤其是專家認為深層頁巖氣的存在美國不是特例，世界各國都是一樣的，因此對最大勘探鉆井深度只能達到3000多米的我國，引進深層勘探開發技術對下一個十年的發電工業是十分重要的。退一步說，即使深層勘探在我國陸地找不到足夠氣田構造，我國南海大量深層油氣儲藏已知達到石油數百億噸天然氣10萬億m3，但由于缺少深層開發技術長期得不到開發，只要我國以深層技術在南海實施開發，我國發電燃料結構也會大幅度改善，使未來十年發電工業的碳減排和發展都變得容易解決。

4 緊密跟蹤SOFP(固體氧化燃料發電技術)的進展 爭取盡早進入下一代發電技術新時代

近幾年，在IGCC，FUTUREGEN等新技術遇到障礙的同時，另一種新發電技術SOFP卻在沒有宣傳的情況下取得進展。SOFP是燃氣輪機和燃料電池的集成聯合循環發電。其突破在于，一是燃料電池的電解質不再是液態，而是可耐高溫的固體，因此輸入進行氧化還原反應的燃料不再限于氫，而是天然氣，煤氣等均可在高溫下直接源源輸入發電；二是燃料電池的高溫直接取自燃氣輪機的高溫排氣，可經濟持續運行。這一技術的突出優點：第一，效率高，效率可達到60%～70%，如加上熱回收，效率可達80%以上；第二，規模可以做大，燃料電池的反應單元從筒式改進為片式，多片組合容易將發電容量擴大；第三，造價低，燃氣輪機完全是成熟技術，與燃料電池的集成技術門檻也不高，據介紹單位容量造價低于同容量燃煤電站造價；第四，排放低，聯合循環運行，碳排放幾乎為零。目前已有數個MW級試驗項目運行，SWP公司(SIEMENS WESTINGHOUSE POWER)預計其300MW電廠將于2012年投產。毫無疑問，這一技術的產業化，將會改變發電工業的面貌，我們宜緊密跟蹤，提前研究。

5 適應碳減排時代機組運行新特點提前調整燃煤發電新機組的設計思想

下一個十年給發電工業帶來影響的不僅是發電技術的突破和發展，也包括 法規環境的變化，特別是碳減排法規一旦出臺，國外認為其對發電企業影響是已出臺大氣保護法的的10倍。以歐洲為例，歐盟于2005年出臺了以“規定限額，允許交易”(CAP-AND-TRADE)為核心內容的碳減排法規，各類發電機組的運行立刻發生了明顯的變化，以歐美相互比較，2005年以前，歐美燃煤機組運行狀況很相象，基本都是帶基荷運行，2005年后則歐洲燃煤機組狀況發生變化，燃氣機組年運行小時超過燃煤機組，燃煤機組運行小時直降35%，年起停次數則翻了3倍，與美國相比則起停次數達到美國燃煤發電機組的6倍，歐洲燃煤機組年運行小時目前只有美國的三分之一。歐洲燃煤機組的非計劃停運次數上升，等效不可用率上升，燃煤機組與燃氣機組在電網中的地位發生了互換。可以想象，相似的情況今后會相繼發生在超出歐洲以外的地區，這對新建燃煤機組的主機性能，輔機配置，運行人員的培訓都帶來新課題，應盡早調整，避免今后的被動。

可再生能源這幾年作為熱點受到強烈關注，并代表著未來，但受技術成熟程度制約，到2020年我國盡最大努力，非化石能源也只能占到15%。風電，太陽能和生物質發電規模分別達到1.5億kW，2000萬kW，3000萬kW，折算標煤也只有1.3億t。核電2020年達到7000萬kW，折算標煤也只有1.6億t。必須看到2020以前我國化石能源仍將占一次能源比重的85%。需要重視的是，不能認為化石能源占85%就意味著可以固守傳統發電方式，簡單重復過去十年的燃煤發電工程實踐。此化石能源發電非彼化石能源發電，下一個十年需要我們認真思考，以國家制定的低碳計劃為標準，以創新思維開展與下一個十年相適應的發電工作，在“上大壓小”和熱電聯產的基礎上尋求創新發電形式。如果在下一個十年的第一階段(前五年)上述1，2兩點成為現實(因無技術障礙，只要想做就能做)，第二階段(后五年)上述3，4兩點也能成為現實，我國發電工業的發展道路會更加豐富，過渡到十年以后更遠的未來也更有基礎。局限在發電工業看發電工業，有時難以找到答案，而連同林業，采煤業，勘探行業共同思考，尋求答案也許會變得思路相對廣闊。

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[11]賈治邦，發展林業：應對氣候變化的戰略選擇，求是 2010.7.

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