0 引言
电力是中国终端能源消费的重要组成部分，近年来电力消费在中国终端能源消费中的比重呈现较快增长趋势，消费比重从2010年的10.9%快速提升至2020年的27%[1]。中国能源消费以高含碳的化石能源为主，火力发电是高含碳化石能源利用的最重要形式，火力发电也是中国最主要的电力来源，其装机总量、发电量占比均居世界首位。
2020年，中国提出2030年前CO2排放达到峰值，努力争取2060年前CO2排放实现碳中和的目标(简称“双碳”目标)。“双碳”目标深刻影响中国的能源消费进程，引领中国能源消费进入清洁低碳、安全高效的新发展阶段。中国是《巴黎协定》缔约方，也是全球最大的CO2排放国，中国CO2排放主要来源于化石能源的利用。2020年中国能源领域的CO2排放总量为105.6×108 t，预计2030年CO2排放达到顶峰，能源领域CO2排放总量将达到111.2×108 t，其中火力发电行业是能源领域最主要的CO2排放来源[4]。
基于中国能源消费结构特点，火力发电技术一直是国内科技工作者研究的重点，从研究内容来看，目前国内侧重于具体技术方面的研究，如，节能减排技术、超(超)临界发电技术和煤炭清洁发电技术，以及技术改造和机组运行等方面的应用经验总结，但缺乏“双碳”背景下较长时间跨度的火力发电技术展望方面的研究。同时，随着西方发达国家逐渐退出火力发电市场，尤其停止燃煤发电项目投资[5]，对中国火力发电技术的发展提出了警示和考验。
火力发电行业的CO2减排作为中国实现“双碳”目标的重要手段和根本路径，其CO2减排和行业转型任重道远。本文结合1949—2021年中国火力发电情况，基于碳中和、碳达峰的“双碳”目标和中国能源禀赋特点，通过能源结构调整，就中国未来火力发电技术发展路径进行探讨和展望，为中国中长期火力发电技术以及制定低碳发展政策提供思路。
1 中国火力发电行业发展历程及技术现状
图1
图1
中国1949—2021年火力发电的发电量以及占比统计图
Fig. 1
Power generation capacity and proportion of thermal power generation from 1949 to 2021 in China
由图1可见，中国火力发电量从1949年的36×109 kW⋅h增长到2021年的58 059×109 kW⋅h，增长了近1 612倍。中国火力发电的发电量占比基本稳定在80%左右，从“十一五”开始，可再生能源发电装机容量占比不断提高，火力发电量占比连续下降，2019年火力发电的发电量占比首次跌破70%，2021年占比接近68%。
中国的火力发电技术发展起步晚、基础弱，与西方发达国家一直存在代差。进入21世纪以后，随着中国经济快速发展，电力需求大幅增长，中国开始大规模的自主技术研发。通过20多年的自主创新，如今中国火力发电技术已经位居世界前列，具备先进的设计、制造、建设和运行水平，拥有全球最多、最全的火力发电技术体系，如超(超)临界燃煤发电技术、全系列燃气轮机发电技术等。
以煤耗水平为例，中国火力发电的煤耗水平与西方发达国家相比长期处于大幅落后状态，随着2007年以后“上大压小”政策落地，大量高煤耗和中小型燃煤机组关停，煤耗均值不断下降。2017年我国煤耗水平已经达到世界先进水平，总体煤耗水平优于美国、澳大利亚，接近日本和欧洲等发达经济体水平[7]。2021年中国燃煤发电机组的平均供电煤耗为302.5 g/(kW∙h)，达到国际领先水平。
目前，中国的火力发电技术正向超大容量、超高参数的发电技术冲刺，如1 500 MW等级的700 ℃超超临界燃煤发电技术和H级燃气轮机发电技术等。图2为中国各类典型火力发电机组的技术路线图。
图2
图2
中国典型火力发电技术路线图
Fig. 2
Roadmap of typical thermal power technology in China
由图2可见，随着参数的提升，同类型机组对应的发电热效率随之提高，CO2排放则随之下降。一般而言，燃煤发电机组主蒸汽温度提高10 ℃，机组发电热效率提升0.22%~0.25%；再热蒸汽温度提高10℃，机组发电热效率提升0.14%~0.17%；二次再热机组的热效率比一次再热机组高2%~3%。CO2排放与机组发电热效率成反比，机组发电热效率越高，度电CO2排放越少。与常规汽水朗肯循环的超临界燃煤发电机组相比，超临界CO2动力循环系统具有介质稳定、系统简单、结构紧凑、理论热效率高等特点[9]，但是其循环压比小、回热温度高、吸热温度区间窄，常规燃煤发电应用场景的发电热效率与同等参数的一次再热超临界汽轮发电机组基本相近[10]。
在“双碳”情景下，节能提效技术成为当前火力发电技术的研究重点，如，先进超(超)临界发电、整体煤气化联合循环(integrated gasification combined cycle，IGCC)和煤气化燃料电池(integrated gasification fuel cell，IGFC)联合循环等技术，从煤炭的清洁利用角度为实现“双碳”目标提供了技术选择。碳捕集利用与封存技术(carbon capture，utilization and storage，CCUS)技术可能是未来火力发电产业大规模减排CO2最重要的技术手段。
2 中国中长期电力消费结构展望
根据《中国矿产资源报告2021》，中国煤炭、石油、天然气的储量分别为1 623×108、36×108 t和7×1012 m3(含煤层气、页岩气)[11]。煤炭一直是中国经济社会发展的主体能源，2021年中国能源消费总量达52.4×108 t标准煤，其中煤炭消费量占比56%。随着“双碳”目标的不断推进，中国煤炭消费在电力结构中的比重将逐年减少，但是中国不可能像西方发达国家那样进行单纯的“去煤化”，丰富的煤炭资源决定了中国火力发电在今后很长时间内仍将占据重要地位。
结合“双碳”目标，中国电力占终端能源消费的比重不断攀升，成为终端能源消费的主体，目前电力占终端能源消费比重约27%。按照《“十四五”现代能源体系规划》(发改能源[2022]210号)和《关于进一步推进电能替代的指导意见》(发改能源[2022]353号)的指导思想，中国能源消费的电气化水平将持续提升，预计2025
年电力占终端能源消费的比重将达到30%，2035年占比可能突破38%，2060年将接近80%，主要领域覆盖电力终端消费[12]。
可以预见，在未出现颠覆性的生态环境问题之前，中国电力的可再生能源发电量占比将不断攀升，太阳能发电、风电、水电等可再生能源的快速发展将是大势所趋。但是太阳能发电、风电、水电等可再生能源属于间歇性能源，具有波动性大和峰谷落差大等特点。为了平抑电网峰谷差，提高可再生能源品质，保障电力系统稳定，电网系统除了需要配套储能系统外[13]，还需配置一定数量调峰能力强的燃煤、燃气等火力发电机组，作为电力供应系统的调节和补充手段[14]。结合中国能源结构特点以及储能技术、CCUS技术发展，预测2060年核电将是中国电力核心的基础性电源，将占据10%~15%的发电量；制氢技术经济性大幅提升，氢能发电得到推广，预计占比可达10%；随着储能技术的普及，间歇性可再生能源发电量(含水电)将占据主要份额，占比约65%；燃煤、燃气等火力发电将占据10%左右的消费份额[4]。
图3为中国中长期电力消费结构变化趋势预测图，可见，火力发电在中国中长期电力消费结构的占比将逐年下降，预计每年下降1.2%~1.5%，并呈加速下降的趋势。预测2035年火力发电的发电量占比将降至50%以下，2050年将突破28%，2060年将接近10%。综上所述，基于“双碳”目标，结合中国中长期电力消费结构，储能技术具备完全消纳电网的峰谷差之前，仍有必要在发电侧配置一定比例的火力发电调峰机组。当发电侧储能技术能够完全满足电网调峰要求，且其调峰经济性超过火力发电时，中国的火力发电市场将趋于消亡。
图3
图3
中国中长期电力消费结构变化趋势预测图
Fig. 3
Forecast chart of change trend of China’s medium and long-term power consumption structure
3 基于“双碳”目标的中国火力发电技术路径
3.1 中国火力发电技术发展路径演变
总体而言，在今后很长一段时期内，煤炭仍是中国不可或缺的基础能源，也是保证中国能源安全稳定供应的“压舱石”。另外，以燃煤发电为代表的传统煤炭利用领域已经较难出现颠覆性的技术创新，同时“双碳”目标将不断压减火力发电的市场份额，弱化火力发电的主导地位，直至成为中国电力工业的配角。结合《“十四五”现代能源体系规划》(发改能源[2022]210号)的指导思想，展望中国发电市场，中国火力发电技术的发展将“两条腿走路”。
根据电力发展需要合理建设先进参数的燃煤发电机组，同时加快推进火力发电由主体性电源向提供调峰灵活性的辅助性调节电源转型，火力发电技术的研发重点将从追求高参数、高效率向调峰灵活性演变。中国火力发电技术发展路径演变示意图如图4所示。
图4
图4
中国火力发电技术发展路径演变示意图
Fig. 4
Schematic diagram of development path evolution of thermal power generation technology in China
基于上述判断，从注重追求高效节能，向寻求调峰灵活性的发电技术转变将是中国火力发电今后几十年的发展方向。
3.2 超高参数火力发电技术
追求更高参数更高效率一直是中国火力发电技术发展的目标和方向[15-16]，其中700 ℃超超临界燃煤发电技术是中国面向2035年最主要的洁净煤前沿技术[17]。图2显示，当蒸汽压力和温度分别提高至35 MPa和700 ℃等级及以上时，发电效率将超过50%，可有效降低燃料消耗，减少污染物排放，降低CO2的捕获成本。早在20世纪90年代，美国、日本和欧洲等国家和地区提出了700 ℃等级先进超超临界燃煤发电技术的发展计划，如美国A-USC(760)、欧盟的AD700、日本A-USC计划[17-18]。2010年中国设立“国家700 ℃超超临界燃煤发电关键技术与设备研究及应用示范”项目，开始700 ℃等级先进超超临界燃煤发电技术的研发。截至目前，700 ℃等级先进超超临界燃煤发电技术的研发和应用示范并不顺利，全球尚未建成700 ℃等级先进超超临界燃煤示范电站。随着西方七国集团停止燃煤火力发电项目投资，以及中国停止海外燃煤火力发电项目的投资，700 ℃等级先进超超临界燃煤发电技术研发面临夭折的风险。综合各类研究，耐高压高温材料是制约700 ℃等级先进超超临界燃煤发电技术发展的瓶颈，金属材料的高温服役性能已经成为技术发展的首要问题。中国材料产业底子薄、基础差，高温材料的研发基础薄弱，自主产权的高温材料数据库缺乏，已经严重制约700 ℃等级先进超超临界发电技术的研发工作[7,19]。火力发电技术受限于高温材料，一直处于被动追赶的状态。截至目前，中国600 ℃等级燃煤发电技术的核心高温材料仍以进口为主，国产同类型材料尚存在性能不稳定、可靠性差等缺陷。
同样，中国发电用重型燃气轮机技术的发展与发达国家差距依然很大，未来重型燃气轮机的初温目标值将达到1 700~1 800 ℃，透平叶片的耐高温材料以及制造技术将是燃气轮机的核心技术和技术难点，材料性能革新的难度大、研发周期长，也是中国燃气轮机技术研发的软肋[20]。另外，超临界CO2动力循环系统[9,21]和二次再热燃煤发电技术均涉及到关键设备部件的高温腐蚀问题，中国材料产业短板极大地限制了技术的研发和应用。实践证明，只有在基础研究上取得突破，真正掌握核心技术，才具有自主开发产品的能力。基于上述情况判断，中国高温材料产业能够“弯道超车”的难度很大，更高参数、更高效率的火力发电技术仍以跟踪和追随国际先进水平为主。
近年来，国际地域政治、军事纷争不断，化石能源危机此起彼伏，造成煤炭、天然气价格高企，给火力发电技术的发展带来巨大压力。结合中国材料产业和“双碳”目标，可以预判：中国700 ℃等级先进超超临界燃煤发电技术示范应用之时，可能是技术淘汰之始；基于其优良的调峰灵活性，燃气轮机发电技术将进一步得到发展[22]。
3.3 灵活性调峰技术
火力发电，尤其是燃煤发电是最经济的调峰电源[23]，进行火力发电机组灵活性改造是提高电网调峰能力的有效手段[24-26]。基于可再生能源发电技术为主导的“双碳”电力应用场景，提升火力发电机组灵活性调峰运行技术，不仅可以解决可再生能源电力消纳困境，同时，还可以延续火力发电机组的生命周期[27]。一般而言，燃气轮机发电机组的运行灵活性要远远高于燃煤发电机组。燃气轮机单循环负荷响应速率每分钟可达额定容量的12%~15%，联合循环响应速率为每分钟额定容量的6%~8%，优于燃煤机组的响应速率(每分钟为额定容量的4%~6%)。燃气轮机单循环热态和冷态启动时间均小于0.1 h，联合循环热态和冷态启动时间分别为0.5~1 h和2~3 h，明显优于燃煤机组的2~2.5 h和4~5 h[22]。
灵活性调峰技术包括负荷快速响应技术和深度调峰技术，其注重2个层次的研究：1）调峰的速度和深度。负荷响应速率反映调峰的速度，由于燃煤发电机组的能量产生和转换过程比较复杂，燃烧和换热系统具有很强的热惰性，调峰指令与机组响应之间会存在较大的时间延迟。调峰深度则反映调峰能力，用机组的最小稳定燃烧负荷与额定负荷的比值表示，其主要取决于燃煤锅炉的不投油最低稳定燃烧负荷，一般通过提升燃煤锅炉的低负荷稳定燃烧能力，增强负荷变化的快速响应能力和缩短机组启停时间，以此达到机组灵活性运行的目的。基于锅炉燃烧特性，中国煤电机组的调峰深度一般不小于额定容量的30%[15]。2）灵活性调峰技术的运行风险研究。燃煤机组大幅度降低负荷运行会恶化机组效率，造成发电煤耗大幅抬升[29]，以某350 MW燃煤纯凝机组为例，50%额定容量、40%额定容量、30%额定容量和20%额定容量的发电煤耗较额定负荷分别增加了5.4%、8.8%、14.5%和24.1%[30]。同时，机组深度调峰将增加污染物排放浓度，造成排放超标[31]。灵活性调峰技术研发要基于燃煤发电机组宽负荷运行技术，遏制低负荷调峰运行机组效率的下降幅度，避免污染物排放超标现象，以及减轻快速响应给机组系统、设备带来的损害。
关于具体灵活性调峰技术，可以综合国家能源局组织的火力发电灵活性技术改造情况进行分析，参与试点的22个燃煤发电项目(46台机组)普遍采用蓄热调峰技术，其他诸如助燃技术或燃烧器优化技术保证锅炉稳定燃烧。增加省煤器旁路系统和采用广义回热系统来提高烟气温度，满足锅炉低负荷选择性催化还原(selective catalytic reduction，SCR)入口烟气温度的要求[32]。利用汽轮机低压缸切除技术和回热系统旁路优化技术保障汽轮机超低负荷运行能力。采用先进的智能控制、预测控制及自适应控制等手段实现机组低负荷工况下的自动发电控制(automatic generation control，AGC)协调优化控制。据不完全统计，通过灵活性改造的热电机组能够增加额定容量20%的调峰能力，最低调峰出力达到额定容量的40%~50%；纯凝机组增加额定容量15%~20%的调峰能力，达到额定容量的30%~35%；部分纯凝机组不投油稳燃工况最小技术出力可达额定容量的20%~25%，达到了国际先进水平[22]。以某330 MW亚临界供热机组为例，通过灵活性改造实现最低运行负荷达到额定容量的25%，负荷调节速率平均值从每分钟为额定容量的1.06%提升至2.12%。
综上所述，为加快能源技术创新，全面提高系统调峰和新能源消纳能力，中国将不断挖掘火力发电灵活性调峰技术，提升火力发电的调峰能力和运行灵活性。灵活性改造技术研究是当前中国火力发电技术研究的重点，中国各类科研机构和发电企业进行了大量的理论研究和应用实践[34-37]。中国政府主管部门也出台大量指导性的政策文件，以《全国煤电机组改造升级实施方案》(发改运行[2021]1519号)为例，方案要求“十四五”期间完成2×108 kW的煤电机组灵活性改造，增加调峰能力3×107~4×107 kW。另据《“十四五”现代能源体系规划》(发改能源[2022]210号)，到2025年，灵活调节电源占比将达到24%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%~5%。“十四五”期间燃煤发电灵活性改造的重点是300 MW机组，调峰困难地区开展600 MW亚临界燃煤发电机组灵活性改造的研究。预测2030年中国火力发电的最小负荷均值将从目前额定容量的60%降低至额定容量的30%~40%[38]。从某种意义上讲，灵活性改造将是延展火力发电机组生命周期的最佳选择[23]。
从灵活性技术改造试点项目的实践结果看，火力发电机组进行灵活性改造、实现深度调峰仍然面临大量的技术难题，主要集中于机组运行的安全性、经济性以及污染物排放超标风险：
1）目前火力发电机组的运行设计值一般基于机组的额定负荷，没有考虑机组的灵活性调峰要求，由于机组频繁启停及大范围、快节奏的负荷变动，造成参与调峰机组需要承受大幅度的温度变化，使锅炉受热面、四大管道以及汽轮机转子、汽缸等厚壁部件产生交变热应力，形成疲劳损伤，减损机组寿命，从而影响机组的运行安全性。
2）燃煤机组频繁参与深度调峰，锅炉、汽轮机以及各类换热设备运行工况偏离设计值较大且维持时间长，造成锅炉和汽轮发电机组的协调能力下降，锅炉低负荷稳定燃烧控制能力变差，污染物排放浓度上升，汽轮机振动值超标，且设备热膨胀差值增大，易出现汽水管道晃动、水击，机组紧急跳机，发电机短路故障，以及锅炉污染物排放超标等安全性运行事故。
3）鉴于深度调峰工况大幅度偏离设计值，机组运行的经济性大打折扣，锅炉燃烧效率、汽轮机热耗和厂用电率指标恶化，燃料损耗增加，造成机组煤耗大幅抬升，降低了机组的发电热效率。
3.4 IGCC/IGFC技术
整合煤气化联合循环发电技术十分契合中国以煤炭为核心的能源禀赋和以CO2减排为目标的燃煤发电技术，兼具了燃气轮机发电技术固有的调峰灵活性[40]。IGCC发电技术既具有联合循环的高效率和灵活性，又解决了燃煤发电带来的环境污染问题，被认为最具有前途的洁净煤发电技术。目前，美国、日本、欧洲等国家和地区已相继建成IGCC示范电站，2012年中国首座自主研发的IGCC电厂，即华能天津250 MW等级IGCC示范机组投入商业运行。
图5为IGCC/IGFC技术流程示意图，IGFC系统由煤气化/净化、燃料电池、余热回收利用及CO2脱除等装置构成，其中，燃料电池发电技术是核心关键技术，煤气化/净化技术是目前较为成熟的洁净煤技术，余热回收与燃气轮机发电技术一直是重要的能源梯级利用辅助技术[43]。IGFC具有高效率、大比功、低污染及变工况性能好等特点，基于能量梯级利用[44]，通过燃料电池-燃气轮机-蒸汽轮机三循环[41]，其整体能量转化效率比IGCC高10%~15%；CO2捕集率超过99%，较IGCC高10%左右，且CO2捕集成本相对较低[45]；度电水耗下降80%以上，投资成本低40%[41,43]。目前，制约IGFC系统规模化应用和产业化的主要瓶颈在于高温燃料电池技术、系统集成优化技术，以及长周期运行能力[41,43]。
图5
华能天津250 MW等级IGCC示范机组于2012年11月投入商业运行，2016年国内首套燃烧前CO2捕集装置在该项目试验成功，目前机组发电效率比常规燃煤发电机组高4%~6%，烟气污染物排放浓度达到了天然气燃气轮机发电水平。但是，IGCC示范机组变负荷能力不尽如人意，无法达到灵活性调峰要求。主要原因如下：燃料处理系统的空分装置、气化装置和净化装置的负荷调节速率分别为(0.25%~0.5%)/min、2%/min和2%/min。由于IGCC燃料处理系统的工艺路线长，且空分装置处于整个工艺的首段，IGCC示范机组只能实现(0.25%~0.5%)/min的负荷变化率。
尽管IGCC/IGFC技术优势明显，但是经济性、灵活性和可靠性限制了其大踏步发展。有研究[16]表明：IGCC/IGFC单位投资是常规燃煤发电机组的2~3倍；燃料前置处理装置的负荷变动范围为50%~100%，调节负荷率小于2%/min，机组冷态启动时间需要2~3 d；鉴于煤气化/净化装置系统复杂，煤炭种类适应面小，且运行维护可靠性低，造成机组可用率比常规燃煤发电技术低10%~25%。建议从系统集成的角度，加强燃料前置处理系统的可靠性研究，以提高IGCC/IGFC的调峰灵活性：1）燃料前置处理系统设置一定容量的备用系统，如设置50%容量的备用空分系统，提高燃料前置处理系统的变负荷速率，增强机组调峰能力；2）采用管道天然气作为燃料前置处理系统的备用气源，既能提高系统可靠性，又能增强调峰灵活性。
因此，作为煤化工和火力发电的耦合体，IGCC/IGFC项目不仅需要具备较高的技术水平，还需超强的专业整合和管理水平，项目的整体化融合程度仍亟待提高，需要通过不断的技术进步和经验积累逐步优化和改进[40]。
4 煤气(油)电一体化能源基地
与常规火力发电技术相比，IGCC/IGFC技术更接近于化工领域的煤炭洁净利用技术，其燃料处理的煤气化/净化系统复杂，系统工艺路线很长，发电机组调峰的灵活性往往受制于煤气化/净化系统。基于中国煤炭能源大国的战略定位，以及“双碳”目标的绿色煤电战略思维，形成火力发电灵活性调峰、快速响应能力的辅助性电源，提出煤气(油)电一体化能源基地应用场景：利用全国点状煤炭供应基地，以煤化工行业为依托，发展大型IGCC/IGFC项目，通过特高压电网体系，构织中国统一的大型电力调峰网络。
煤气(油)电一体化能源基地应用场景将具有如下特点：1）最佳技术组合，充分体现绿色环保、高效节能的“双碳”精神；2）经济性、环保性和灵活性最佳；3）能源基地延展性强；4）技术成熟度高，可实现性强。预计未来10~15年燃煤发电行业将形成高度整合的、以煤炭产区为中心的煤气(油)电一体化加工基地，采用IGCC/IGFC技术生产电能，极大地提升能源的利用效率，满足电网的灵活性调峰需求。
5 结论
1）展望中国火力发电技术，研发重点将从追求高参数高效率向调峰灵活性演变：①随着世界各国逐渐退出燃煤发电市场，700 ℃等级先进超超临界燃煤发电技术的研发将举步维艰，燃气轮机发电技术基于其优良的调峰灵活性将进一步得到发展；②加强火力发电灵活性调峰技术研究，建议从调峰灵活性的速度、深度以及运行风险入手，提升电网系统调峰和新能源消纳能力，重点加强调峰技术的安全性和经济性方面的研究；③IGCC/IGFC技术是最具有前途的革命性火力发电技术，其融合了洁净煤、CO2减排和调峰灵活性技术。
2）基于中国国情探索火力发电技术发展路径，提出煤气(油)电一体化能源基地的应用场景，建议加强煤气化/净化技术、燃料电池发电技术、系统集成控制技术的研究，保障中国能源安全，助力中国顺利实现“双碳”目标。
3）建议进一步细化、优化和落实中国“双碳”目标的实施路线和实施方案，实施路线、实施方案要充分结合中国能源禀赋和经济技术实际水平，重点从能源安全的角度，重视和加强火力发电技术的发展路径研究，解决煤炭清洁高效利用，促进我国能源经济可持续发展。同时加强核电、可再生能源、氢能、储能以及CCUS等低碳发电技术的研究。
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典型燃煤锅炉深度调峰能力比较研究
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The research of the comparison of deep peak regulation capacity for typical coal-fired boilers
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火电机组灵活性改造形势及技术应用
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Flexibility reform situation and technical application of thermal power units
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“十三五”燃煤发电设计技术发展方向分析
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Development direction analysis of coal-fired power units’ design technology during the 13th Five-Year Plan
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350 MW超临界热电联产机组灵活性改造分析
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Flexibility transformation analysis of 350 MW supercritical cogeneration unit
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汽轮机深度调峰的水蚀问题研究
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Study on water erosion in deep peak shaving of steam turbine
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1 000 MW深度调峰机组热力系统优化研究
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Thermo-dynamic system optimization research on 1 000 MW deep peak-regulating unit
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Future scenarios of variable renewable energies and flexibility requirements for thermal power plants in China
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新能源背景下储能参与火电调峰及配置方式综述
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Energy storage participating in thermal power peaking and configuration in background of new energy：a review
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中美日典型IGCC电站对比研究
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Comparative study on typical IGCC power stations in China，USA and Japan
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煤气化燃料电池发电技术研究进展
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Research progress on integrated gasification fuel cell power generation technology
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基于固体氧化物燃料电池的高效清洁发电系统
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High-efficiency clean power generation system based on solid oxide fuel cell
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整体煤气化燃料电池联合发电(IGFC)技术研究进展
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Research progress of integrated coal gasification fuel cell combined power generation (IGFC) technology
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整体煤气化固体氧化物燃料电池电热联产系统分析
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Performance analysis of IGFC-GT hybrid power generation system
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