还记得是在 1989年的时候，国务院一位领导听了一位美籍华人的介绍，说美国政府出台了一项政策，要求各电网都要准许自备小热电并网，并收购所发电量，这项政策出台后，美国各宾馆、学校、医院、厂矿等原有的自备供热小锅炉，多数改造成热电联产，先发电后供热，全美国一下子就增加几千万千瓦的电力。为详实了解情况，国家还专门派人去美国考察过。
我国从上世纪 80年代推广热电联产以来，取得了不小成就，特别是一批民营企业家新建的化工、食品、纺织企业，因生产过程都需要用热，在建供热锅炉时，提高锅炉蒸汽参数并同时配备发电设备，又发电又供热，变成一座小型热电厂，所以这些年来，国内生产供热式发电设备的工厂任务增长的很快，如生产供热发电机组的武汉汽轮机厂近几年的生产情况如下：
年份 |
容量（万千瓦） |
台数 |
2000 |
36.1 |
25 |
2001 |
60.95 |
30 |
2002 |
102.1 |
45 |
2003 |
146.8 |
51 |
2004 |
280.75 |
77 |
2005 |
338.9 |
85 |
虽然热电联产的推广取得了不小成就，但是到 2004年全国还有52.7万台工业锅炉没有为提高发电效率做出贡献。
随着经济的发展，人们生活条件的改善，每年用热量还要增加，国家应使现有的热源用户实行热电联产，从而大大降低发电煤耗、减少燃煤量、节约能源，这要作为一个特大的节能项目来抓，每年可以节约几亿吨煤，可以算得上特大型节能项目了。这方面要学习丹麦，他们已做到全国没有火电厂不向外供热，没有一个锅炉不发电的。美国出一个政策，就增加了几千万千瓦特高效的发电能力。而我国把这个最有效的节能项目，引入了困境，银行系统以总行名义发文，将热电联产列入“高危行业”，将已贷款的热电联产项目，也要逐步回收贷款，并下令退出13.5万千瓦以下热电联产项目的贷款。希望管理能源、管理节能的各位领导，认真总结，为何走到这一步，把世界能源专家们一致认为是最有效的节能项目变成“高危行业”，实在是令人很难理解。产生这种情况的主要原因是：下面和上面都没有很严格的把小热电和小火电区分开。为了进一步推动热电联产，建议：
1．准许小热电并网运行，并按合理价格收购多出的电力。热电的特点是用热时才能发电，用热量一般夏季少冬季多，小热电不能像凝汽式火电厂那样根据电网负荷调整运行，但它每发一度电的煤耗不到凝汽式火电厂的一半。
2．用行政和法律的手段，保证能及时收回用热费用，现在有些地方供热费用回收很困难。
3．上游燃料（油、气、煤）涨价，电价热价要联动。联动由当地物价部门根据上游燃料的涨价幅度，同比及时上涨电热价。
4．对全国工业锅炉进行一次普查，凡火电厂能够得着的供热用户，都改由火电厂供热；够不着的，要规划，看看能否将附近的几家锅炉合并，新建或改造其中的一个为较大的锅炉，实行热电联产。以后新建工业锅炉也要按此规定办理。
5．为发展这个高效节能项目，国家对改造和新建的热电联产项目，在贷款上和税收上给予优惠。对改造和新建热电联产的电厂，为防止借热电联产之名而建小火电，对上热电的项目发电煤耗应有一个严格的规定，如度电不超过200～250克标煤。
只从供热来考虑，热电联产后，对供热效率得不到多少好处。而大电网也不太想要小热电并网，增加运行困难。但是这些小热电每发一度电，只用150克标煤。资本主义国家在热电联产方面能做到的事，我国只要真正提高了认识，并努力具体的去做，也一定能做好，相信应比他们做得更好。
第二，关于建设效率高的火电厂，关闭耗煤高的火电厂。
我国是一个大量消耗煤炭的国家，2005年产煤量已超过20亿吨，世界第一。随着经济的发展，煤的消费量还要大量增加。其中电煤已经快达到煤炭总产量的60%。为了提高煤炭的利用效率，美国87%的煤炭是供发电使用，因为只有在电厂的特大型锅炉使用，煤炭才能取得较高的利用效率，也较易解决燃煤对环境的污染问题。为了提高能源利用效率、节约用煤，在我国就应把注意力集中在提高火电厂的净热效率上。经过几十年的努力，我国已从上世纪50年代生产中压参数的发电设备，进步到可以生产超临界参数的高效发电设备。中压参数的火电机组，净效率只有25%左右，每发一度约用460克标煤，而河南沁北电厂的超临界60万千瓦机组，每发一度电耗用300克标煤，在建的浙江玉环电厂的高温超临界机组（它不是超超临界机组），热的净效率预计可达43%，供电煤耗一度电只用290克标煤。我国自己已经能批量生产度电耗用300克标煤的发电设备。为了节约能源，少烧煤，建议：
1．国家除了在坑口建电厂外，其他地方，特别是在沿海，只准新建度电供电煤耗300克标煤及以下的电厂。
2．我国现在还在运行的火电机组中，单机在10万千瓦及以下的发电设备，大约有7000万千瓦，它们是10万、5万及少数2.5万千瓦机组，每发一度电平均用煤在400克标煤以上，若全部用度电300克标煤的机组来代替，一年约可以节约5000万吨煤。
3．在现场运行的超高压12.5万千瓦和20万千瓦级的机组总共还有9000万千瓦，这些机组净效率为33%，每发一度电耗用370克标煤，若都用300克标煤的机组来代替，发一度电可以节约70克标煤，一年可节约5000万吨煤，这类效率的机组，在发达国家早就被淘汰了。
4．尽快从欧洲引进口二次中间再热的超超临界机组。在欧洲的丹麦，十多年前就已经投运了超超临界火电机组，其蒸汽参数约为300个大气压，采用二次中间再热，温度约为600℃/600℃/600℃,电厂净效率可达48%以上，每发一度电用不到260克标煤。二次中间再热，系统是复杂了一些，但技术在进步，他们已经安全地运行了十多年，我国电力专家考察后，认为技术是成熟的。
对于这个机组的热效率，一直有争论。开始有些同志认为它的效率高是因为用欧洲北海海水冷却的缘故，那里的海水温度低，年平均为9℃，机组热效率高占了冷却水温低的便宜。我国松花江哈尔滨段的江水温度年平均约10℃，辽宁营口地区海水的年平均温度为12.8℃，这些地方和丹麦的海水温度也差不多。由于冷却水温度不同，火电厂的净效率是有差别，在我国南北方约相差1%～1.5%。后来有一位和我在一起工作过的汽轮机专家（现在是院士）打电话给我，问为什么丹麦的发电设备效率这样高。他是大专家，听了我的介绍后，直接与丹麦公司的人员进行技术交流后，他对此效率也认可了。最近又有一位院士对我说，丹麦的这个机组燃用的是天然气，天然气本身有60个大气压的压力，这种超超临界发电设备扣除天然气自身压力所带的能量，折算后效率可能也只有43%。我对他的这种说法打了一个问号？
我国在建的玉环电厂的单机100万千瓦发电机组，其蒸汽参数为250个大气压、600℃/600℃，采用一次中间再热，预计净效率为43%。我们知道，每增加一次中间再热，约可提高3%的热效率。丹麦的超超临界机组蒸汽参数约为300个大气压，600℃/600℃/600℃，采用二次中间再热。由此推算，增加的一次中间再热可以增效3%，加上蒸汽压力由250个大气压提高到300个大气压，再加上冷却水温低，丹麦公司报出他们的机组效率为48%是可信的。
我讲的节能效果大的第二个重点项目，就是提高火电厂的发电效率，主要有四点建议：一是控制新建电厂的供电煤耗，除了在煤炭产地外，要求度电供电煤耗在300克标煤以内，做到这一项，只要国家发改委提出要求，不应有什么困难；二是先关掉10万千瓦及以下发电机组；三是进一步关掉超高压的12.5万千瓦及20万千瓦机组，关掉老电厂，困难较大，关掉老机组后，最好是就地扩建新的高效机组，无法扩建的，人员应支援新厂，这项工作由各大电力公司自行解决，否则要在经济上对这批电厂征收高耗能税；四是尽快从欧洲进口4～6套二次中间再热的超超临界机组，国家发改委可提出，谁先报项目就先批准谁上。
我还想讲两个问题。
一、什么是超超临界发电机组
火电厂要提高效率，少烧煤，主要依靠提高蒸汽参数来实现，即提高蒸汽的压力和温度，其中提高温度有更好的效果，碰到主要的问题是耐热钢材的制约。但我们通常都是用蒸汽的压力来给火电机组分类的，如我国在解放初期生产的中压发电设备，汽轮机的进汽压力为35个大气压，温度为435℃；后来发展到生产高压发电机组，汽轮机的进汽压力为90个大气压，温度开始为500℃，后来升到510℃；再后来发展到超高压机组，汽轮机进汽压力为130个大气压，温度为535℃；再发展到亚临界机组，汽轮机进汽压力为170个大气压，温度为535℃，后又升到545℃；进一步发展到超临界机组，蒸汽压力为245个大气压以上，温度为555℃，也有560℃的；而能叫超超临界机组的，蒸汽压力至少在270个大气压以上，这是常识。玉环电厂建设的100万千瓦机组，把温度提高到600℃，很好！热效率比超临界机组提高了3%左右，但它的蒸汽压力只有250个大气压，比沁北电厂还少5个大气压，所以不能因为温度提高了，就叫它超超临界机组。
二、关于增压流化床联合循环发电（PFBC）和整体煤气联合循环发电（IGCC）
《中国能源》1999年第6期上发表了几位锅炉专家的文章，他们考察了丹麦的超超临界机组后，认为PFBC 和IGCC这类发电设备是全新的技术，系统复杂，整体技术难点很多。IGCC的工作流程是首先把煤变成气，再用气发电。煤变气的热转换效率只有80%左右，用气发电的效率是比较高的，加上余热利用可以达到55%，两个流程的效率相乘，IGCC的总体效率也只有44%，而欧洲的二次中间再热的超超临界机组的净效率可以达到48%。在整体热效率上IGCC并未显示出比超超临界机组优越多少。现代的燃煤火电厂，安装上高效除尘、脱硫、脱氮设备后，也可以做到干净地燃烧。我个人基本上同意这些同志们的观点，但为了综合研究世界先进国家的技术发展方向，可以建一、二座这类电厂作研究、试验和示范，以便掌握技术。 ■
