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作为我国电力系统的重要支柱，火电始终承担着保障能源供应的核心角色，其发展历史不仅是一部技术升级史，更是我国能源工业从追赶到引领的缩影。从1882年上海乍浦路火电厂的诞生，到如今超超临界机组、燃气联合循环机组的广泛应用，火电已从最初的“发电工具”进化为兼顾效率、环保与灵活性的综合能源解决方案。当前，在“双碳”目标下，火电并未走向“淘汰”，而是通过技术革新与结构优化，逐步转型为新能源的“稳定器”与“调节者”。
我国火电的发展始于19世纪末，其历程充满曲折与突破，最终实现了从技术依赖到全球领先的跨越式发展。
1882年，英国商人在上海创办的乍浦路火电厂，成为中国第一座火电厂，其与美国纽约珠街电厂、英国伦敦霍尔蓬电厂同年建成，仅比世界第一座火电厂（法国巴黎北火车站火电厂）晚7年，起步时间与世界领先水平基本同步。
此后，我国火电在民族资本与官办力量的推动下缓慢发展：1890年，民族企业家黄秉常在广州成立粤恒电灯公司，开创民办火电先河；1909年，清廷在南京建造“金陵电灯官厂”，成为中国第一座官办火电厂，年发电量达300千瓦。至1927年，全国发电总容量超40万千瓦，1936年进一步增长至103万千瓦，形成初步的火电规模。
然而，1937年抗日战争的爆发给火电事业带来毁灭性打击，电厂或被毁坏或被接管，1945年统治区装机容量仅剩6.2万千瓦，较战前减少90%以上；1949年新中国成立时，全国发电设备总容量仅184.86万千瓦，位居世界第21位，全年发电量43亿千瓦时，排名世界第24位，火电基础极为薄弱。
新中国成立后，火电发展进入“快车道”。1956年，国产第一台6000千瓦火电机组在淮南电厂投运，结束了我国无法制造火电设备的历史；1972年至1975年，国产20万千瓦、30万千瓦（燃油与燃煤）机组先后在辽宁朝阳电厂、河南姚孟电厂投运，标志着我国火电设备制造能力迈入“大型化”阶段。
此后，火电规模持续扩张：1987年发电装机容量突破1亿千瓦，1995年突破2亿千瓦，2002年达到3.53亿千瓦，跃居世界第2位，全年发电量1.64万亿千瓦时，同步跻身世界第二。2010年，我国发电量超越美国变成全球第一；2021年，我国火电在技术与发电量上均登顶世界巅峰，同年，为响应“双碳”目标与全球环保倡议，我国宣布停止在国外建设燃煤电厂，火电发展从“规模扩张”转向“质量优化”，开启了绿色转型的新篇章。
火电机组容量的每一次突破，都是技术创新与产业需求共同作用的结果，其发展历史充满“路线之争”与“技术冒险”，最终形成了符合我国能源需求的容量体系。
30万千瓦机组的研发是我国火电大型化的“第一次突破”。1974年，国产第一台30万千瓦燃油机组在望亭电厂投产，1975年，国产第一台30万千瓦燃煤机组在姚孟电厂投运，这两台机组均为完全自主制造，而非引进技术。不过，由于缺乏大型机组设计、制造经验，且受当时技术条件限制，初期机组问题频发：望亭电厂机组投运14个月内发生27次设备事故，最长连续运行仅1周；姚孟电厂机组存在膨胀不畅、焊口泄漏等缺陷。
此后，通过“30万千瓦机组完善化领导小组”的系统攻关，完成524项改造，才实现稳定运行。有必要注意一下的是，国际同等级机组多为“30万带零头”容量，而我国选择“30万千瓦整数”作为目标，此后成为行业惯例，这种“仿制取整”的思路，为后续机组容量标准化奠定了基础。
60万千瓦机组的诞生则带有鲜明的“时代印记”。1980年代论证机组容量时，部分专家主张效仿日本采用50万千瓦机组（更适配当时中等电网规模），但主管领导提出“30万翻番就是60万”的思路，最终跳过50万千瓦等级，直接研发60万千瓦机组，这种“政治算术”主导的容量选择，虽在初期引发争议，却为后续更大容量机组研发积累了经验。
2008年，出口需求推动66万千瓦机组成为“国际标配”。我国向土耳其出口机组时，需符合欧盟电网标准，而国内成熟的60万千瓦机组不符合欧洲“66系列”（如550MW、660MW）惯例，投标团队临时将600MW机组额定出力调整为660MW，解释为“60万是保守值，实际可达到660MW”，此后通过参数优化实现这一目标，66万千瓦机组成为中国火电出口的主力机型。
100万千瓦机组的研发则是一场“技术赌局”。1990年代末，我国在60万千瓦与100万千瓦机组间犹豫，上海电气果断押注100万千瓦超超临界技术，但德国西门子最初仅愿转让超临界技术。中方谈判代表以“转向日本合作”施压，最终促使西门子让步，同意转让超超临界技术。2004年，我国首台100万千瓦机组在外高桥电厂三期投运，实际铭牌容量为102万千瓦，但因顾虑“枪打出头鸟”（当时日本最高机组为100万千瓦），对外宣称“100万级”，这一“谦虚”做法后来成为行业惯例。
值得一提的是，21世纪初曾爆发“60万派”与“100万派”的路线万千瓦机组更适配我国电网结构，“100万派”主张一步到位发展大容量机组，双方甚至在《中国电力报》公开论战。最终国家发改委以“60万主力，100万示范”折中方案平息争议，但市场自发选择了100万级机组，倒逼政策调整。而30万千瓦机组则在2010年后迎来“逆袭”——原本被认为将被淘汰的30万千瓦机组，因灵活性改造成本低、适配新能源调峰需求，重新成为电网“香饽饽”，在新能源时代焕发第二春。
当前，大型火电机组已形成以超临界/超超临界机组为核心，燃气联合循环机组、循环流化床机组为补充的技术格局，三者分别在高效发电、灵活调峰、清洁用煤领域发挥优势，共同支撑火电向“高效、低碳、灵活”转型。
超临界与超超临界机组是当前火电的“主力机型”，其核心优点是高效率与低煤耗。超临界机组蒸汽压力高于22.1MPa，超超临界机组则超过27MPa，通过提高蒸汽初参数大幅度的提高发电效率：亚临界机组净效率约38%，超临界机组（25MPa/540℃/540℃）可提升至40%-42%，超超临界机组效率更加高，丹麦投运的412MW超超临界机组（28.5MPa/580℃/580℃/580℃）热效率达47%，较亚临界机组降低16-32g/kWh供电煤耗。
这类机组的发展依赖耐热钢技术突破，国际上广泛采用P91钢（适用于27MPa/580℃）、Nf616钢（日本）、E911钢（欧洲）等，我国虽在电站用钢方面曾相对落后，但通过技术引进与自主研发，已实现600MW、1000MW超超临界机组的规模化应用，且环保性能与国际接轨，可满足脱硫、脱硝、除尘的严格要求。目前，超临界化已成为全世界火电发展的主流模式，我国超超临界机组在容量、效率上均达到世界领先水平，是保障基荷电力供应的核心力量。
燃气联合循环机组则以“高效、灵活”成为调峰与清洁能源转型的重要选择。其原理是通过燃气轮机发电后，利用余热产生蒸汽驱动汽轮机二次发电，形成“燃气-蒸汽联合循环”，具有热效率高、投资低、调峰能力强的特点。
当前，主流燃气联合循环机组供电效率已达56%-58%，美国GE公司109H型机组效率甚至突破60%；比投资费用仅500-600美元/kW，远低于燃煤超临界机组（约1000美元/kW）；启动速度快，可实现“无外电源”启动，适合作为新能源调峰电源。国际上，GE、西门子、三菱等企业主导燃气轮机技术，我国通过引进消化吸收，已实现大型燃气轮机的国产化，这类机组在天然气资源丰富地区与负荷中心大范围的应用，成为衔接基荷与峰荷的关键纽带。
循环流化床机组则是“清洁用煤”的重要解决方案，非常适合于低质煤与环保要求高的场景。循环流化床（CFB）通过物料循环实现煤的高效燃烧，氮氧化物排放低，可直接脱硫，无需复杂脱硝设备，适合燃用高硫煤、劣质煤。目前，世界上已投运的最大循环流化床锅炉为法国普罗旺斯250MW机组，300MW级机组即将进入商业运行，国际厂商认为600MW机组在技术上已具备可行性。
其发展趋势包括大容量化（向300-600MW迈进）、高参数化（开发超临界循环流化床锅炉，效率可达43.2%）、优化分离器与回送装置（提高物料循环效率），以及控制N₂O生成（采用密相区欠氧燃烧）。我国在循环流化床技术上已实现突破，可生产300MW级机组，在煤炭资源丰富但环保要求高的地区大范围的应用，为清洁利用煤炭资源提供了技术路径。
从超临界机组的高效发电，到燃气联合循环机组的灵活调峰，再到循环流化床机组的清洁用煤，当今主流大型火电机组已不再是“高污染”的代名词，而是通过技术革新实现了与环保目标的兼容。在“双碳”目标下，这些机组将继续发挥基荷供电与新能源调峰的双重作用，成为中国能源系统转型的重要支撑。
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