文/候艳春

摘  要：可持续发展和绿色减碳已成为社会各行业的共识，“双碳”目标为我国发电领域低碳转型指明了方向和实施路径。本文分析了火力发电企业在绿色低碳转型中面临的挑战，并提出了一系列可行的转型路径与策略。技术革新是传统煤炭发电企业的核心实践方向，通过分析绿色低碳转型案例，总结出技术创新与产业优化的重要性，以期为电力企业在“双碳”目标背景下的可持续发展提供参考和启示。

关键词：双碳；绿色转型；电力企业

随着全球环境气候问题日益加剧，世界各国对可持续发展的重视程度加深。我国也提出了“双碳”目标，这是推动经济结构转型、实现可持续发展的重大战略决策。如何在保持经济增长的同时实现“双碳”目标下的绿色低碳转型，是我国当前面临的重要问题之一。电力行业作为能源领域最主要排放行业，其碳排放量占比均维持在能源领域排放的五成左右。因此，电力行业低碳化转型是我国实现“双碳”目标的关键所在。

1 火力发电企业绿色低碳转型的挑战

1.1 能源结构挑战

基于我国资源禀赋和区域特点，火力发电在电力行业中仍处于主体地位。要实现绿色低碳转型，需大力开发清洁能源，调整总体能源结构，降低火力发电比重。然而，从全国范围看，清洁能源的资源和需求一直存在逆向分布问题，且新能源具有间歇性、随机性和波动性等特点，随着高比例新能源接入及电气化水平提高，电网的稳定性也将受到冲击。另外，清洁能源的开发和利用需要时间和技术积累，短期内难以完全替代化石能源，新的电力系统改革与创新迫在眉睫。

1.2 资金压力与筹资困难

火力发电企业绿色低碳转型离不开设备的更新改造与绿色技术的投入，如高效燃烧系统、烟气处理设施、碳捕集利用与封存技术等，以降低碳排放、机组能耗，提高资源利用效率。然而，随着新能源装机的持续增加，火电机组由接带基础负荷、常规负荷向调峰转变，负荷率低造成机组运行经济性下降，电煤价格长期高位运行，造成火电企业发电成本居高不下，引入先进环保技术和设备方面的改造，使本就入不敷出的火力发电企业更加举步维艰，研发方面投入的不足成为制约绿色转型的因素之一。

1.3 技术研发能力不足

火力发电企业迈向绿色低碳转型的关键技术路径之一是大力发展碳捕集、利用与封存（CCUS）技术。然而，CCUS技术项目的投资巨大，目前碳捕集利用与封存全流程成本约为120~800元/吨，其中60%~80%的成本来自于碳捕集阶段，高成本投入直接影响企业对该技术研发与应用的积极性，CCUS技术在大规模商业应用满足发电行业需求方面还存在一定差距。

2 火力发电企业绿色转型的路径

2.1 全面应用数字技术

数字技术将数据资源作为关键生产要素，通过数据采集、分析数据、进行优化决策并实施控制，推动应用数字技术的行业向数字化智能化升级，其本质在于提升资源配置效率和能源使用效率。就电力行业而言，以5G、物联网、云计算和大数据等技术为代表的数字技术有望重塑电力系统。通过数字技术使电力行业低碳化有两个基本路径：第一是精准监测电力行业碳排放数据，全面披露电力企业碳排放信息，提升信息披露质量。第二是数字技术通过碳排放权交易和绿电、绿证市场，搭建安全、便捷的线上交易平台，消除主体间信息不对称，快速匹配碳交易供需关系，降低企业因碳排放产生的额外成本，提升企业主动降低碳排放的意愿。

2.2 开展节能改造

推进重大低碳技术、工艺及基础设施的突破性创新，实现企业运营的深度节能提效，不仅是企业低碳基因式转型，也是建设现代化运营能力的必由之路。企业可通过技术创新和管理优化，提升余热回收利用水平，推动产品煤耗持续下降，进而推动电力企业降低碳排放强度。

火电企业有两种常见节能改造方式：一是汽轮机通流部分改造，针对老旧煤电机组高能耗情况，并基于当前煤电机组利用小时偏低、机组承担调峰辅助服务的背景，发电企业通过应用现代汽轮机设计技术对现役机组进行汽轮机通流改造，基于先进的通流设计技术，通过优化叶型、改善密封、优化末级叶片选型等措施，改造汽轮机高中压缸和低压缸，提高缸效率、降低机组热耗。二是锅炉排烟余热回收技术，锅炉在火电厂供电系统中扮演着核心角色，在实际运营过程中，锅炉的排烟口温度高达150℃，大量排出的烟气中蕴含热能资源，然而这部分热能并未得到有效回收利用，导致排烟热损失现象。利用锅炉排烟余热回收技术，将锅炉的排烟损失中部分热能回收至系统中，以此降低排烟损失。

2.3 发展CCUS技术

企业为实现可持续发展，应积极推动固碳技术的应用，以促进碳吸收和消除，是长期实现低碳转型的重要方向。尽管当前CCUS技术的应用及商业化发展仍存在困难，但在未来伴随激励性政策的完善、关键技术路线及模式的成熟，以及2030年前后工业基础设施换代潮的到来，大规模CCUS技术配套改造及实施将迎来窗口期。

3 案例分析与经验借鉴

火力发电厂消耗煤炭量占我国煤炭总产量的五成，而在火电厂锅炉的各项热损失中，排烟热损失占据最大比重，其范围通常在5%~8%之间，可占到锅炉总热损失的80%以上。锅炉排烟温度过高是导致排烟热损失增大的主要因素，具体而言，排烟温度每上升15~20℃，排烟热损失便会相应增加0.6%~1.0%。目前，我国现役的火电机组中，锅炉排烟温度普遍保持在125~150℃水平，排烟温度高是一个普遍存在的问题。因此，合理利用锅炉排烟中的热能，对于提升机组运行效率、减少碳排放量具有至关重要的作用。

（1） 工程概况。开封火电厂现有2×630MW燃煤机组，#1、#2炉低温省煤器于投运后1年多次因磨损严重产生泄漏，导致除尘器灰斗进水和灰斗积排灰困难，且长期受烟气中粉尘冲刷，导致低温省煤器管排磨损严重，且无有效手段进行预防，设备存在严重缺陷，无法继续使用。为响应国家“双碳”目标的号召向绿色低碳方向转型和保证机组的长期安全稳定运行，需对开封火电厂的两台机组进行烟气余热利用技术改造，提升设备效率的同时降低能耗，实现经济效益和环保效益。

（2）烟气余热利用优化改造。烟气余热利用改造的关键在于将烟气冷却器布置在引风机后烟道，且从设备长周期安全稳定运行考虑，烟气冷却器应位于引风机至吸收塔之间，可有效避免烟气磨损造成设备泄漏。从低温腐蚀、工程经济性等方面衡量排烟温度的降低程度，严格控制不同工况下管壁温度(或进口水温)高于70℃，管壁厚度不小于4mm，翅片厚度小于2mm，传热管整体寿命不低于10年。保持凝结水部分流量进入烟气冷却器不变，除尘器与汽机之前的凝结水管道不变。增加除尘器到引风机后烟气冷却器之间的管道、管件和阀门等。

（3）试验结果。试验按照ASME PTC6标准及ASME PTC 6A-1983算例进行计算，并根据设备厂家提供的曲线进行修正，#1、#2机组试验结果见表1。

（4）经济性分析。本文分析均采用修正后计算得出的供电煤耗值，表明该数值与实际数值基本一致，可用于余热利用改造后经济性分析。以开封电厂2024年全年发电量444622万kW·h为例，#1机发电量为229986万kW·h，#2机发电量为214636万kW·h，用加权平均法可计算出修正后的节省煤耗为229986/444622×1.6+214636/444622×1.5=1.55 g/(kW·h)，因此得出节约标煤数量为444622万kW·h×1.55 g/(kw·h)=6891.64 t。根据国家发改委能源研究所数据，1 t标准煤燃烧产生的二氧化碳排放量为2.493t，因此，余热利用改造每年可节能减排17180.86t二氧化碳。以2024年整年标准煤平均价格为864元/t为本改造项目的计算依据，由此可计算得出全年共节约595.44万元。本次烟气余热利用改造共花费1520万元，根据开封电厂2台机组运行情况来看，经过2.55年便可回收成本，且随着两台机组的持续运行，烟气余热利用改造的经济效益会持续增加。

（5）结论。实施本改造项目，可为发电厂带来如下经济和环境效益：①利用排烟余热提高循环热效率，降低煤耗率，减少吸收塔喷水。②低温省煤器布置在引风机后，可回收引风机造成的烟温升热量，低温省煤器出口可控制吸收塔进口烟温，更好地回收烟气余热，降低机组煤耗。③在保证机组安全、经济、可靠运行的前提下，挖掘现有热力系统潜力，充分利用锅炉排烟余热，符合国家能源和环保政策。项目改造实施后，将降低机组煤耗，减少环境污染，符合国家“循环经济”政策，是“科学发展观”在发电行业的具体实践。

4 案例经验的启示

（1）技术升级的重要性。火力发电企业在长期实践中，依托技术创新与产业结构的优化升级，可增强自身市场竞争力。开封火电厂通过增设烟气冷却装置，提升了能源利用效率，保证了烟气冷却装置的长期运行，真正实现了降低碳排放量。证明技术创新、技术改革是实现降低碳排放量的重要途径之一。通过创新的能量回收方式和增设相关配套设备，项目实现了石化能源的深度利用，降低了煤炭消耗量，为降低碳排放作出了显著贡献。

（2）节能降耗工作中政府作用不可或缺。节能工作离不开政府作用和市场机制，政策层面着重强调技术创新的关键性和紧迫性，促使企业加大研发投入，并提升自主创新能力。政府通过实施一系列措施，对未达到环保标准的企业予以处罚，同时利用经济激励机制推动企业采取积极的碳减排策略，从而形成正向激励与负向约束相结合的良性循环。

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（作者单位：河南理工大学）