近日，我国著名动力机械工程专家、清华大学原副校长、中国工程院院士、中国能源学会会长倪维斗先生投文本报，就我国煤炭清洁高效发电之路，提出全面建议。
习近平同志最近强调：能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题，对国家繁荣发展、人民生活改善、社会长治久安至关重要。面对能源供需格局的新变化、国际能源发展新趋势，保障国家能源安全，必须推进能源生产和消费革命。
改革开放以来，我国电力行业随着国民经济长期保持高速发展，总装机容量从1978年的5700万千瓦，增加到2013年底的12.4亿千瓦，年平均增长速度接近10%，总量增加20多倍。能源和环境问题日趋严重。实际上，中国在这个问题上已被逼到“墙角”，是“矛头”的指向。煤炭占据我国能源消费总量的66.6%，现在是、将来(直到2050年或更晚)依然是我国能源的主力，这是我国能源禀赋国情决定的。推进能源生产革命，就必须走煤炭清洁高效利用之路。
而中国的煤炭有47%用于发电，将来可能增长到70%，因此，煤炭的清洁高效利用，最终还要落实到煤炭清洁高效发电上来。
第一，
中国电力行业这几十年来在技术层面上也已经取得了举世瞩目的成绩，主力机型从高压、超高压，发展到亚临界、超临界，直至当期的超超临界;平均供电煤耗从1978年的470克/千瓦时逐渐下降到2013年的321克/千瓦时。未来煤炭清洁高效发电之路应怎么走?需要做好四件事：大胆创新，努力开拓各种先进发电技术，推动煤炭清洁高效发电技术的全面发展;改造落后产能，深度挖掘在役机组的节能潜力，提高燃煤机组的整体效益;大力研发性能监测技术，为生产管理和运行优化提供丰富、全面的性能数据和实时运行情况，以保障电力设备安全、高效运行;开展生产管理优化、运行方式优化，提高电力生产信息化、智能化水平，向科学管理和高效运行要效益。
开拓先进发电技术
截止到2013年底，我国火电装机容量占总装机容量的69.13%，预计到2020年底，我国总装机容量将达17亿千瓦，火电装机容量仍将占64%左右，这就意味着火电装机容量需要从目前的8.6亿千瓦增加到约11亿千瓦。未来新建机组将采用什么样的形式，什么样的参数，是一个非常值得关注的问题。从19世纪末，现代火力发电技术成型以来，提高发电厂效率始终是电力技术界不懈的追求。随着材料技术的不断进步和热能动力理论的日臻完善，蒸汽的参数经历了低压、中压、高压、超高压、亚临界、超临界直至超超临界的发展过程。而热力系统也从单纯的朗肯循环发展为回热循环、再热循环。
随着效率的提高，发电机组的单位造价也在不断攀升，特别是二次再热机组，虽然已属成熟技术，但系统复杂，投资高。在目前的技术条件下，与一次再热相比，其获得的效率收益难以补偿投入的增加。上世纪90年代末，美、日、欧等制定了下一代高效超临界机组的发展计划，期望发展以镍基超级合金为基础的700℃等级一次再热或两次再热高效超临界技术，中国目前也已制定了自己的700℃计划。与现有600℃超超临界机组相比，效率可以再增加3%。
发展高参数的机组，耐热合金是基础，但价格也随之扶摇直上。700℃等级镍基超级合金极其昂贵。以主、再热蒸汽管道为例，用于700℃的Alloy263合金价格为用于600℃的P92的约9~10倍。按估算，与现有600℃等级机组相比，700℃电厂的造价约为前者的1倍。与获得的收益相比(效率升高3%，相当于煤耗下降20克/千瓦时)，商业价值很差。
那么参数提高是不是唯一的途径?“外三”电厂提出的高低位分轴布置汽轮发电机组很好地回答了上述问题。针对二次再热机组增加了压力较低的大直径二次再热管道带来的布置困难、价格昂贵、增加了系统阻力、增加了散热损失、大大增加了系统储存的蒸汽量、显著增加了汽轮机负荷调节惯性等诸多问题，“外三”提出把汽轮机的高、中压汽缸放到锅炉上去。高压缸、第一中压缸的高位布置消除了主蒸汽管、第一冷再热蒸汽管、第一热再热蒸汽管和第二冷再热蒸汽管，不仅可以充分发挥二次再热机组的优势，还省去了昂贵的高温管道成本，减少了管道的阻力损失，同时还可以提高机组的设计容量。通过“外三”电厂的开创性设计，首次将汽轮机的设计热耗降低到7000千焦/千瓦时以下。可见常规的思路不一定是符合发展的最优思路，打破常规思维，开拓新办法往往能出奇效。
超超临界蒸汽电站(USC)是不是煤炭高效利用的唯一重点方向呢?欧盟AD700计划(37.5MPa/700℃/720℃，η=52~55%)，自1998年已开展了10余年，因其须使用大量昂贵合金材料而至今未商业化。我国28MPa、600℃超超临界参数锅炉所用的材料P91、P92主要靠进口。若要进一步提高蒸汽温度(如720℃或以上)和相应压力，在材料方面会有更高的要求，材料的价格是一大关键。
另外，煤直接燃烧的烟气中CO2浓度低、压力低、处理的烟气体积流量大，从烟气里收集CO2代价很大。按目前的技术，CO2捕捉和埋存使整个燃煤发电效率降低11个百分点，投资将增加1倍。燃煤超超临界蒸汽发电从技术、经济、常规污染物的脱除、CO2减排上都具有一定先天性的缺陷。而整体煤气化联合循环发电(IGCC)技术则正好解决了这个问题。
IGCC源自于20世纪70年代西方国家在石油危机时期开始研究和发展的一种技术，通过将煤转化为粗煤气，然后经过除尘、脱硫等净化工艺成为洁净煤气，再供给燃气轮机做功发电，燃气轮机排气给余热锅炉，产生的蒸汽去汽轮机做功发电，从而实现联合循环发电。由于其特殊的处理过程，导致IGCC具有如下优点：1)排放低，脱硫效率达到98%，脱氮效率达到90%，粉尘排放接近于零，碳排放可减少1/4;2)效率高，其示范电站效率42%~46%，净效率具有超过50%的潜力;3)耗水量比常规蒸汽循环电站节水30%~50%;4)燃煤后废物处理量少，脱硫后还可副产元素硫或硫酸;5)可进行煤炭资源综合利用，根据需要进行多联产，将煤气转化为热能，燃料气和化工产品，并进行碳捕获，实现接近零排放等。
经过上世纪70年代的第一代增压锅炉型联合循环/余热锅炉型联合循环，20世纪90年代的第二代水煤浆/干粉供煤方式、纯氧气化、常规湿法+部分高温净化煤气和再热蒸汽循环等方式，经过不断的试验调试，技术攻关，IGCC开始从商业示范走向商业应用阶段。目前世界范围内可实现IGCC净效率约43%~45%，投资成本900~1300美元/千瓦左右。第三代IGCC技术将采用先进干粉煤气化技术(输运床，流化床)，空气气化，高温净化煤气，并采用更高级别燃气轮机等技术，使得其性能和经济指标都大大提高。
采用GE公司9H型燃气轮机和经过优化设计的IGCC方案，其净效率预期可以达到51%。但由于IGCC电站造价高昂，如华能公司在天津建成一套26.6万千瓦的IGCC电站，首套单位造价为12000元/千瓦，而常规超临界机组的造价仅为4000元/千瓦左右，所以以气化为基础的IGCC只用于发电在经济上有较大问题，暂不适合推广。
如果以煤气化技术为核心，通过化工合成与动力生产过程的集成耦合，开展煤炭物质和能量梯级转化与利用多联产，一方面其技术上有良好继承性和可行性，有良好经济效益和环保性能，另一方面，其具有捕碳的天性，是实现未来碳捕捉和埋存的途径，对于中国乃至世界都具有非常重要的战略意义。采用煤气化多联产方案，无需特殊的技术突破，易与天然气化工过程衔接，富集的二氧化碳容易捕捉和分离，这是中国碳减排的战略方向。煤气化多联产过程相互耦合，实现能量流、物质流等总体优化，电力与化工在运行中可起相互调峰的作用。如采用化工生产与动力过程的串联耦合无水煤气变换的方式，尽可能利用合成气的高温显热，采用离子膜分离制氧技术降低制氧的能耗，再配以1700摄氏度燃气轮机技术，水煤浆预热技术等，可以将系统效率提高到57.3%。
煤气化多联产技术具有如下诸多优点：1)联合生产多种产品，效率提高有助于缓解能源总量要求，采用高硫煤拓展了煤炭资源的利用;2)有助于缓解液体燃料短缺，可以大规模地生产甲醇、二甲醚、F-T合成油和氢等替代燃料，缓解石油进口压力;3)可彻底解决燃煤污染问题，消除常规燃煤污染物排放，重金属等痕量污染物脱除更经济;4)有助于解决快速城市化引起的小城镇和农村洁净能源问题：为具有天然气管道的城镇提供城市煤气，煤制DME可以作为LPG的补充或替代物，很可能是小城镇尤其是住宅高度分散的农村地区的最终能源解决方案;5)满足未来碳减排的需要，煤气化系统可以以较小的成本捕碳。
煤气化多联产技术在煤炭清洁高效利用方面与电化共轨有很大潜力，是重要方向。
改造落后产能
目前我国30万千瓦以下燃煤机组高达1.7亿千瓦左右，供电煤耗较高，严重影响平均发电煤耗水平，是节能减排的重大阻碍。
30万千瓦等级亚临界机组大约有2.5亿千瓦，其中相当部分(特别是2000年前投产机组)供电煤耗比全国平均供电煤耗高十几、几十克/千瓦时。这些机组有的承担供热功能，有的是燃烧劣质煤的循环流化床机组，而且大部分机组的服役期限还不够长。如果全部淘汰，会造成巨大经济损失，但继续运行又对我国整体节能减排工作造成较大影响，对其进行高效化改造是较好选择。
汽轮机通流改造在国内已经广泛应用，是比较成熟的技术。如北京全三维公司和全四维公司开展的30万千瓦亚临界汽轮机组经过高效化通流改造后，供电煤耗可降低10克/千瓦时以上。对于30万千瓦以下供热机组，如果能将其改造为背压机组，虽然其发电效率不高，但乏汽的热能可全部利用进行供热，经济上是个不错的选择。其它如汽封改造、空预器改造、电除尘改造、烟气余热利用、变频改造等，技术相对成熟，条件具备的应广泛采用。但也需综合考虑机组的整体性能，以及生命周期的总体经济性，对症下药。
在线监测与性能诊断
我国燃煤发电量占比近80%，是世界上煤电比例最大的国家，美国仅为45%，
日本为27%。这种特有的电源结构必然导致我国燃煤机组因承担电网主要调峰功能，而长期、频繁处于负荷调整变化状态。
同时，由于我国煤质、煤种地域差别较大，煤质情况复杂，入炉煤种受煤炭市场影响和成本压力而长期处于波动状态。另外，冷端系统受环境变化影响较大，尤其是北方干旱地区采用空冷冷却的机组，受大风等影响难以稳定运行。
负荷变化、煤质波动、环境变化等因素，使得我国机组难以维持稳定运行，对机组的运行优化也带来很大困难，引起机组整体运行煤耗偏高。因此，发展精细化的全工况在线性能监测技术，包括煤质监测、风量监测、燃烧监测、氧量监测、排放监测、热力系统部件级性能监测、全厂性能实时监测，为机组在全工况范围内安全、高效率运行提供基础数据，是我国燃煤机组高效化运行的必然出路。
目前国内外存在一些风量监测、煤粉监测等技术，有些已经得到较多的应用，如煤量在线监测、风量在线监测等，但总体还不是特别成熟。清华大学研发的在线监测与诊断技术、“炉温3D测控技术”和煤质的激光诱导击穿光谱测量技术(LIBS技术)可分别实现电厂系统部件级的性能在线监测、炉膛火焰的三维温度分布情况实时监测与煤质快速离线分析。在线监测与诊断技术主要基于机理性精确模型，通过建立各部件级动/静态高精度数学模型，利用数据协调技术和主导因素法，实现对各部件的性能渐变和异常进行监测，并为各部件提供健康应达值。LIBS技术对煤质进行快速离线分析的效果(含碳量、热值等关键参数)接近国家煤质分析标准，与美国TSI公司达成协议，正在合作生产煤质分析仪器。“炉温3D测控技术”可监测炉内 燃烧火焰辐射能信号，并正在开发燃烧颗粒物浓度空间三维分布的监测分析，这将进一步提高三维温度场监测的精度，为今后实现煤粉在炉内燃尽过程的三维可视化监测奠定了良好基础。
这些技术的推广应用，可实现基于精确模型的单个热力部件性能优化，单个燃烧器燃料量和风量优化分配，以及炉内三维温度场优化分布等，对燃煤锅炉、热力系统的安全、经济和清洁运行将起到更大的作用。
生产管理/机组运行优化
目前我国电力行业生产管理和机组运行水平参差不齐，同样参数的电厂之间，供电煤耗水平可相差十几、甚至几十克每千瓦时，原因比较多。其中两方面比较突出：一方面很多电厂疏于管理，设备维护、故障检修不力，造成很多不必要的浪费。对于生产经营管理，每个电厂差别比较大，但总体来说应该向“外三”等示范电厂看齐。
由于我国火电机组平均负荷低，机组年均负荷率只有60%左右，而机组在设计时主要考虑额定负荷工况下的运行效率、经济性，在中、低负荷下运行经济性很差，运行方式往往没有经过系统优化。另外，由于机组的长期运行产生性能老化，机组检修、设备更换等局部改造而导致的系统特性变化，都会影响机组的特性，而运行方式不能进行相应匹配。
在运行优化方面，目前国内比较流行的办法是通过优化试验，对锅炉、汽轮机、冷端系统等进行粗略的优化，都取得了一定的效果，但总体技术水平相对落后，没有从根本上解决问题。随着计算机技术和控制理论不断发展，国内外火电机组优化管理技术逐步投入实际应用，经多年试验、使用、总结和完善，很多技术己经比较成熟，经济效益显著。
典型的如上世纪90年代德国发起的BOA研究计划，其优化运行方面的理念和实践都处于世界领先的地位。国内中电恒博公司提出的S型滑压运行理念，改进了原有相对粗糙的定-滑-定主蒸汽压力运行方式，可深度挖掘汽轮机低负荷运行经济性，提高机组效率。另外如ABB公司开发的optimax软件、还有美国GE公司开发的EfficiencyMap系统、德国Steag公司开发的Ebsilon系统等都从不同角度实现了系统效率的在线优化。
总体上看，由于国外的运行环境相对简单，开展运行优化工作要相对容易些。
而国内大部分燃煤机组参与调峰，负荷、煤质等变化频繁、程度剧烈，开展优化运行难度要更大。然而，恰恰由于我国总体负荷率低下(年平均利用小时数5000左右)，运行调整方面的节能空间更多，运行优化的意义更大，希望引起行业更多的重视。
总结
总的来说，要利用协同思想把合适的能源放在合适的地方，在合适的系统中与其他能源有合适的协同，发挥合适的作用。
由于能源多元化，转换多元化，终端需求供应一体化，尤其是气候变化的严重性，能源技术将有一个很大的变化，时间尺度在30～50年左右。且各国都不会一样，中国更有其特殊性，因为无先例可循。除了能源技术进步外，信息技术的深度介入必不可少，因为能源系统是一个庞大的系统工程。
中国工业化正处于重工业化“爬坡阶段”，正值新一轮电力建设高潮，现在兴建电厂的技术路线将决定2020年及以后的煤炭利用模式。能源生产革命最终还是要落实到煤炭的清洁高效发电上来。如果不在煤的清洁高效发电上做文章，其他一切只能是空谈。
