创新欢迎质疑，但不应被抹黑——对《亚临界机组提高蒸汽温度改造后技术经济性到底如何？》的回应

摘要：外方和中方性能试验单位独立测试结果表明，徐州华润电厂3号机组改造前额定工况热耗超8100kJ/kWh；经高温亚临界综合升级改造后，额定工况供电煤耗平均值为285.1g/kWh，节能量平均值34.7g/kWh，其中专项技改的7g/kWh节能设计值也在试验中得到验证；并且机组改造的成效已得到了两年的运行检验。机组还同步实现了20%-100%深调能力认证。针对如此优异的结果，朱小令专家却提出了诸多不合理“质疑”和否定，本文摘选其中三处明显曲解论点进行澄清，呼吁业内同行明辨科学质疑和故意曲解，一起推动煤电技术创新，为“30/60双碳目标”共同奋斗。

笔者作为华润徐州电厂3号机组高温亚临界综合升级改造项目（以下简称“徐州项目”）的项目经理，在两年前即2019年9月曾经撰文回应过资深汽轮机专家朱小令署名的《质疑（之一）“高温亚临界”机组改造效果40问》。在那篇《40问》中，朱专家一开始就把我们把项目的设计指标从287g/kWh说成是280g/kWh，然后推导出这样的煤耗指标需要93%这样不可能实现的汽轮机内效率，进而给徐州项目扣上了“连科学技术都可以造假，是对人民的犯罪……典型的黑恶乱势力”等等骇人听闻的罪名。

此次朱专家发表的名为《亚临界机组提高蒸汽温度改造后技术经济性到底如何？》文章，与两年前相比文风改观、语气平和，但就其分析论证的方法逻辑这一核心要素，与之前并无本质区别，仍然充斥着移花接木和主观臆断，往往先下结论、再凑证据，实在与科学的探讨质疑精神南辕北辙。例如：

1) 朱小令文中认定徐州华润电厂3号机组“改造前THA热耗率7898kJ/(kW·h)”，并以此作为后续所有论证分析的前提。

2) “根据相关理论和现行国家及行业标准，无论是采用什么“技术”，各类技术的效果已经在锅炉效率、热耗率、厂用电率等性能技术指标中得到充分体现[1~3]。再单列所谓“专项技改收益”7g/(kW·h)，无论在理论计算，还是经实践检验中，均已证明并不存在。”

3) “如果比改造前供电煤耗率降低35g/(kW·h)成立，则改造后供电煤耗率要达到273.2g/(kW·h)及以下。”

而真实情况是：

1. 徐州项目改造前机组设计和性能试验相关指标情况

作为国内800多台30万千瓦等级亚临界机组之一，2004年投产的徐州华润电厂3号机组的基本配置是较有代表性的：高中压合缸、两缸两排汽的纯凝湿冷汽轮机；Π型汽包炉，中速磨正压直吹加四角切圆燃烧。由于国内30万千瓦亚临界机组的汽轮机和锅炉设计的技术源头大都是引进美国Westinghouse汽轮机和CE锅炉，因此亚临界机组尤其是汽轮机的一些问题也具有普遍共性，在性能指标方面较为突出的就是汽轮机内效率无法达到设计值，导致热耗明显偏高。

为提高汽轮机通流效率，降低机组能耗，徐州华润电厂在2012年对该机组的高中压缸实施了通流改造，改造后主机厂提供的额定工况热耗参考值为7898kJ/kWh，但是厂家也明确标注“各工况热力计算均是基于额定工况下低压缸效率为88.79%考虑”。而实际上，由于未改造的低压缸效率远未达到原始设计值88.79%，因此汽轮机通流改造后的实际热耗也明显高于7898kJ/kWh。

2017年6月，徐州华润电厂邀请西门子/GE对3号机组开展了性能试验；8月，徐州华润电厂又邀请江苏方天（原江苏省电力试验研究所）开展了性能试验。西门子试验所得汽机额定工况热耗经修正后为8106kJ/kWh；江苏方天热耗为8103.8kJ/kWh，两者高度吻合，但比7898kJ/kWh高了208/205.8kJ/kWh，相当于高8g/kWh煤耗。

2. 徐州项目改造后机组设计和性能试验相关指标情况

对于3号机组实施高温亚临界综合升级改造的技术路径，我们在一开始就提出：主再热汽温升温至600℃，主再热蒸汽压力基本不变，汽轮机实施基于升温后的定制化高效通流改造和热力系统优化，然后加载我们的系列专项节能技术，如烟气余热利用技术、广义回热系列技术和空预器优化技术等等，进一步降低机组煤耗。

在反复研究和测算后，我们于2017年10月开展的改造可研评审中正式提出：改造后额定工况下汽机热耗设计值为7526kJ/kWh，锅炉效率92.5%，厂用电率4.6%，对应供电煤耗为294g/kWh。在此基础上，考虑7g/kWh专项节能收益，因此改造后额定工况供电煤耗设计值为287g/kWh，改造节能量设计值为31g/kWh。值得强调的是，徐州项目7g/kWh专项节能收益是根据相关技术在外三电厂、华润铜山项目等成功实施的结果评估得到，是有充分依据和相对保守的。

徐州项目于2019年8月10日一次性成功通过改造后168试运。当年12月份，仍然由西门子/GE、江苏方天分别独立地开展了改造后性能试验，为严谨起见，两批试验单位在额定工况均实施了重复性试验，重复性试验结果吻合度达到规程要求才认定为有效结果。改造后在额定工况下，两方试验供电煤耗平均值为285.1g/kWh，节能量平均值为34.7g/kWh。

不少同行对于亚临界机组600℃升温提效改造后能达到现役超超临界机组煤耗水平感觉不可思议，其实背后的逻辑很清晰：现役亚临界机组和超超临界机组在参数上的主要差别就是主蒸汽压力（16.7MPa对应26MPa等级）和主再热蒸汽温度（537℃对应600℃等级）。亚临界机组主再热温度提升至600℃后（给水温度亦相应提升），结合定制化的高效通流改造，汽轮机内效率也可达到与超超临界机组相当的水平，此时导致效率差别的就只剩主蒸汽压力，经测算对应热耗差约180kJ/kWh，即约7g/kWh煤耗，而这部分煤耗差距经一系列专项节能技术的弥补，即可使高温亚临界综合升级改造后的机组性能达到现役超超临界机组水平，徐州项目的实践也完全证实了这一点。

3. 徐州项目改造后实际运行情况

对于徐州项目投运后的实际运行指标，笔者可以给出一些由徐州华润电厂提供的月度和年度统计指标供参考：

2020年4月，环境参数（气温、湿度）平均值基本为设计值，1、2、4号机组停机，3号机组单机运行（故用煤和厂用电统计完全不会受到其他机组干扰），月均负荷率70.29%，月均供电煤耗297.9g/kWh。

2020年全年，在启停次数多，机组运行时间分布不利（一季度由于疫情导致负荷率很低，四季度进入供暖季，本机作为纯凝机组需停机，二三季度气温较高机组经济性较差反而运行小时数多），下半年受煤价影响燃用明显偏离改造设计的难燃煤种等诸多不利条件下，3号机组年均负荷率70%，年均供电煤耗305g/kWh。

实事求是地说，作为世界首例，徐州项目也有其不完美之处。经过总结分析，我们发现仍然有进一步优化提升的空间，也必然会在后续项目中更进一步。但项目已经达到的节能效果是客观存在的，经过多方单位和多个角度验证，不会因任何人的主观猜测或臆断而或有或无、或大或小。事实上，除了大幅节能降耗，徐州项目还有其他重要创新突破，例如改造同步实现了20%-100%深度调峰，并经过正规试验认证，提前11年达到了科技部和国家能源局制定的煤电发展2030年目标，对于煤电机组护航“风光”新能源发展具有重要的示范意义。

此外，徐州项目在可研阶段依据31g/kWh的节能量设计值，仅考虑节能收益带来的燃料成本降低效益，静态投资回收年限也仅为约7年。由于改造实际节能量35g/kWh超过设计值，且同步实现的20%-100%深调能力可带来深调收益，机组具备大幅延寿30年的技术条件的潜在收益，以及近期高企的煤价，均使得项目的实际性价比明显高于当初策划。

4. 对朱小令文中三处关键论点的探讨

依据上述三部分数据资料，想必各位读者对于徐州项目的真实情况已经能够做出基本判断。对于朱专家《到底如何？》文中的不实数据，笔者无意逐一予以澄清。然而朱小令文中至少有三处关键论点，笔者认为有明显的错误，特提出与各位读者探讨：

第一处，是文章开篇摘要的第一句“热力学基本原理认为，火电厂蒸汽轮机组初、终参数一旦确定，机组的经济性就基本确定。”为了强调这句话的权威性，朱专家还引用了3本业内有名的专著——《热力发电厂》、《蒸汽轮机》、《火电厂热系统节能理论》——为该论点背书。笔者也曾学习过这3本专著，但却从未在书中看到过这一论述。事实上，这一论述根本站不住脚，在机组初、终参数确定的前提下，还有太多因素会影响机组的经济性，如汽缸效率、再热次数和回热级数，等等。眼前就有一个现成的例子，日本效率排名第一，额定工况设计供电煤耗285g/kWh的新矶子电厂1号机组，是60万千瓦超超临界机组，其汽轮机引进自西门子。该机组的初、终参数和上海外三电厂（汽轮机技术引进自西门子）基本相同，然而新矶子1号机组在2009年全年负荷率超过90%，日负荷经常在满负荷一条线运行的情况下，年均供电煤耗约304g/kWh，而外三电厂投产后负荷率最高的2011年，其年负荷率才81%，年均供电煤耗276.02g/kWh。初、终参数基本相同的机组年均运行煤耗差距竟高达28g/kWh，若负荷率相同则差距更大！（而相同设备和系统配置的超临界和超超临界机组的煤耗差也不到11g/kWh），按照朱专家的论断该如何解释？换个角度，按照朱专家的论点，这么多年来我国众多在煤电节能减排领域奋斗的专家和技术人员，除了提升初参数和降低终参数，其他节能降耗的研究和实践均属于白费功夫、毫无建树？此外，近年来业内普遍开展的汽轮机通流改造，由于没有改变初、终参数，是否也就不存在节能效果？

第二处，朱专家认为徐州项目“专项技改收益”7g/(kW·h)，无论在理论计算，还是经实践检验中，均已证明并不存在”。作为项目经理，我很好奇并不是我们项目参与者的朱专家，是如何判断专项节能技术的效果均已在分项指标中体现？又是在哪里的实践检验中，证明了节能收益并不存在？举一个同行们比较熟悉的例子，低温省煤器，利用空预器后的烟气余热排挤汽轮机抽汽额外做功，是否可以有效降低机组煤耗？这个效益按朱专家的理论是归在了锅炉效率，还是汽轮机效率抑或厂用电率？如果都不是，那这个效益是不是就不存在了？再如，华润铜山电厂1000MW超超临界机组曾实施了一部分在外三成功应用的专项节能技术，经第三方试验单位测定，节能量超过10g/kWh煤耗，相当于机组被提升了一代技术，又该作何解释？

第三处，在质疑徐州项目的实际运行煤耗时，朱专家直接采用了所谓实时“正平衡”法：在线读取机组发电负荷，在线读取给煤机皮带秤的总煤量，在线读取“入炉煤热值”，推算出机组实时煤耗为334.6g/kWh，与徐州华润电厂的机组“KPI考评实时监测”系统通过在线数据“反平衡”计算出的305.78g/kWh相差很大，于是朱专家直接用前者否定了后者，裁定后者“无论是从理论，还是实践检验结果，则显然绝对是达不到的”。然而问题在于，先不论其他因素干扰，对于电厂运行稍有了解的人都知道一个常识：“在线入炉煤热值”并不是实时热值。由于煤的热值测定需要取样、制样和化验等一系列操作，因此运行人员能够看到的热值数据，一般都是一两天前某次上煤加仓时取样化验的结果。近年来由于成本控制的原因，国内电厂来煤不稳定、燃用煤种较多较杂是普遍情况，例如徐州华润电厂登记在册的煤种就超过100种，往往是来什么烧什么，煤的热值波动10%以上很常见。而对于煤耗，这就意味着所谓实时“正平衡”计算出来的煤耗会偏差10%以上，即30g/kWh以上。正是由于上述原因，所以电厂用“正平衡”方法统计出的日煤耗往往波动很大，一般以月为时间尺度得到的结果才较为准确，实时正平衡煤耗更不靠谱，并不具备实际运行煤耗的参考性。换一个角度看，如果朱专家认为实时“正平衡”方法可作为判据，为何国内国际规范都以反平衡试验作为对机组的性能测定的试验标准呢？放着简单的办法不用，非要去做相对复杂的反平衡性能试验，岂不是劳民伤财、自讨苦吃？

5. 结束语

笔者本人参与接待国内同行参观徐州项目的次数已经不下10次，在参观过程中，绝大多数同行对于项目所取得的巨大成效一开始都觉得不可思议，当面提出质疑的人也不在少数，但是经过交流讨论后基本都能释疑解惑，说到底：真的假不了，假的也真不了，科学的事物必然经得起推敲质疑，也经得起时间检验。况且，全国碳交易市场已经上线，对于须参与碳交易的电厂，若煤耗有假，需承担法律责任。

然而发表《到底如何？》一文的朱小令专家，并未向作为改造实施单位的我们咨询交流，也并未向作为使用单位的电厂咨询交流，仅仅依靠一些网上找到的或者不明渠道获得的片面材料，又杜撰了一些莫须有的前提和结果，然后对此进行所谓的“技术质疑”，让人不禁疑惑，其动机是什么？

在“30/60双碳目标”背景下，我国正发生着广泛和深刻的能源和电力发展转型。在此过程中，为护航“风光”新能源更好发展，总装机近11亿千瓦的煤电机组的节能降耗和灵活性改造，显得尤为重要。而占煤电机组容量约1/3的亚临界机组更是首当其冲，任务紧迫。徐州项目以实践成果为亚临界机组的提效和灵活性改造做出了示范，树立了标杆，已获得了国内外同行的广泛认同。

“创新”这个名词的定义，就决定了它要打破常规、突破现有。从这个角度看，对创新技术成果的不解和疑问实属正常。我们非常欢迎探讨，也由衷地欢迎质疑。然而对于朱小令专家的如此“质疑”，我们既不欢迎，也无意纠缠，更不会受干扰，因为我们深知，在“30/60双碳目标”下，我国煤电行业低碳发展的转型之路任重道远、只争朝夕，唯有坚持技术创新，方可开创未来。无论对我们的创新有多少抹黑，我们“既然选择了远方，便只顾风雨兼程”。