关于“外三电厂”的争议

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转贴一个关于电厂的，没有了解就没有发言权，请内部人士说道说道。


“外三”的技术说起来确实先进，国内外赞誉的也很多，但正因为其所表现的革命性的先进，也有怀疑和质疑。其中最激烈的争论发生在完全否定“外三”技术的原职西安热工院的朱小令先生与“外三”技术支持者之间。

从我这外行看来，朱先生应该是该行业的内行，但有两个地方表现得不够扎实深入：一是没去过现场，没有跟当事方沟通交流，仅仅凭自己的“逻辑推理”；二是说系统综合效率可以提高似乎是常识，因而推论“外三”提高效率也没有理论创新性，理由不很充分——基础原理性的理论是很难创新的，但不能由此否定实用技术的进步！

从“外三”方面的反驳来看，也缺乏一锤定音的清晰和魄力！因为他们以商业秘密为由，不愿公布详细的技术参数。这也就给了大家继续观望的理由。
不过，热能权威专家清华大学倪维斗院士等为“外三”背书，又给了人们强烈的希望！

因为双方的文章或采访都很长，如果都贴在这里也不便翻阅，所以我把“外三”冯伟忠总经理直接出击的链接放在这里，供打开阅读（

冯伟忠回应质疑

），而把朱先生的文章附在下面供参考。

朱小令一评：外三电厂"创新节能减排技术"及"251工程"质疑

2015-07-24朱小令电厂运营分析之道

1．问题的引出

自从三部委下发“行动计划”开始，业内积极贯彻落实“行动计划”精神，对各种类型与参数的火电机组实施节能减排综合技术改造。

上嗨外高桥第三发电有限公司（以下简称：外三电厂），分别于2008年3月和6月投产了两台1,000MW超超临界机组。据外三电厂向外界及各种媒体报道[1]（文献[1]详见下条——《冯伟忠：挑战现有煤电技术的效率极限》）：经不断地理论和技术创新，又将其在投产时的高水平基础向前推进了一代。机组供电煤耗率达世界同类型机组之最.…..

外三电厂又向媒体介绍：计划用3年时间，在此建造一座世界工业史上从来没有过的发电站——创新设计的135万千瓦超超临界发电机组，能耗有望降到全球火电行业至今“没人敢想的水平”，比外三现在的水平还要低。目前这一项目方案已通过国家发改委能源局的专家评审，正在进入项目评估流程[2]。

外三最新应用技术的项目，标准名称叫“135万千瓦高低位双轴二次再热超超临界发电机组”，在内部，它有一个听起来更令人震撼的名字——“251工程”。251，代表机组设计能耗目标：供电能耗251克/千瓦时[2]。

2．对外三电厂“创新技术”的质疑

以基础理论为根据，事实为依据，就文献[1][4] 冯伟忠介绍的创新技术，提出以下主要几点质疑：
1）是理论与技术的创新？还是应用基础理论对原设备存在问题的消缺？
2）有没有“零能耗脱硫”？
3）所谓“世界首创的火电厂变频总电源技术，额定工况下厂用电率降至1.7%以下[1]”，是采用一台国外进口的纯凝式30MW小汽轮发电机组发电，供本厂部分厂用电，用理论与实践分析，是降低能耗还是增加能耗？机组供电煤耗率272g/kW•h是真实的吗？符不符合2007年国家制定的“节约资源保护环境”基本国策和国家现行能源政策？会产生什么后果？
4）基础理论早已阐明，提高初参数，降低终参数可以提高机组循环热效率。提高初参数，“采用一种高低位分轴布置的汽轮发电机专利技术”是不是唯一的？利、弊各是什么？

3. 对质疑问题的基本分析
以理论为基础，事实为依据，对上述几点质疑，基本分析如下。

1）外三不是理论与技术的创新
火力发电企业属“技术密集型” 产业，当前火电机组提高实际运行经济性是有较大空间，经采取一系列措施综合改进之后，机组煤耗率是可以得到可观的下降。热能动力理论表明：煤耗率下降0.1g/kW•h就是很大的贡献，但确有不少在役机组经完善改进后煤耗率得到10g/kW•h左右的下降，而原基础理论并没有得到重大突破。恰恰表明，设备存在的问题比较多，所采取的一系列措施综合改进，仅仅是应用原基础理论，对原设备存在的缺陷进行消缺，并不是什么理论与技术创新。

文献[1]中所涉及“创新”技术，基本理论在阐述典型热力过程“有温差的传热”、“绝热节流”中已有明确的理论与分析。而且，所采用的改进措施，早已在相关文献中（如见图1、图2）被明确阐述。并且，在国内诸多电厂设计和综合改造中已经被实践和应用。
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图1. 原水电部情报所1986.12汇编资料，对美国、日本、前苏联超临界汽轮机、锅炉发展介绍  

图2 .引进型百万超超临界机组技术2004.04文集。关于1,000MW 机组参与电网调频的能力与各种方法等。

2） 世界上绝对不存在永动机
“能量守恒定律”在理论上没有被突破之前，任何一个物理过程绝对不可能是“零能耗”。那么，外三电厂是通过什么理论或途径达到“零能耗脱硫”？该种提法有偷换概念之嫌。

3） 采用纯凝式小机组带厂用电直接违背基本国策和国家能源政策
我国现行电网调度方式是根据相关职能部门核定的机组铭牌出力，机组年电量均按发电量来安排计划，而结算则是按上网电量。售电量是：发电量－厂用电量=售电量。所以，厂用电率越高，上网的售电量越少。反之，上网的售电量越大。燃煤火力发电厂在能量转换过程中，同时自身也是能耗大户。尽可能降低厂用电率，是企业取得直接经济效益的重要途径之一。

...

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当前电价高于煤价，为取得企业经济效益最大化，在当前调度机组发电量，却结算机组上网电量的现实条件下，外三电厂“世界首创的火电厂变频总电源技术”，实际上是改造安装了一台纯凝式、自带凝汽器的30MW小汽轮发电机组带自身厂用电[4]（图3、4），“额定工况下厂用电率降至1.7%以下[1]”。从而使本厂机组的供电煤耗率降到了272g/kW•h[3]，号称为同类型机组的“世界之最”……，又比其他电厂的汽轮发电机组多向电网售电。当前电价高于煤价，达到多售电的盈利目的，用上网多售电的盈利再去购买燃煤，从而取得企业自身的直接经济效益。


图3. 纯凝式、自带凝汽器SIEMENS制造的21MW汽轮机 配置北重制造的空冷式30MW发电机   
图4. 外三电厂“世界首创的火电厂变频总电源技术”供自身能量转换过程中的辅机设备与供电系统

众所周知：
其一，1,000MW超超临界汽轮发电机组，无论汽轮机相对效率、循环热效率、发电机效率、机械效率等，均比30MW的小汽轮发电机组高的多的多，采用这种方式降低厂用电率，从而降低供电煤耗率，是“节能减排”还是“耗能增排”，一目了然！

其二，经过对国内不同电力设计院设计的4个电厂，已投产的6台同型号1,000MW机组调查，若不采用小汽轮机带动引风机，厂用电率均在4%左右（额定工况），按此核算，外三电厂的供电煤耗率要再升高2.3个百分点，而不是所言的272g/kW•h[3]。

其三，假若电价低于煤价或者调度方式改变为调度机组的上网电量，那么，现在采用小汽轮机驱动给水泵的机组，马上得将小汽轮机驱动给水泵，改造为电动给水泵。外三电厂“世界首创的火电厂变频总电源技术”可能又得再次进行改造。

关于外三电厂采用纯凝式小汽轮发电机组带自身厂用电，降低厂用电率是错误引导。这种做法，实质上把相关职能部门已核准的外三电厂机组铭牌为1,000MW，变相的把核准容量改变成为1,030MW。目前电力过剩情况下，这样会误导业内无序效仿外三电厂降低厂用电率的这种做法。实际上，一台机组大锅炉可以同时带一台大汽轮发电机和若干小汽轮发电机，这样按照外三电厂的逻辑，采用更大容量的小汽轮发电机组，火力发电厂厂用电率可为“0”~“负值”。

若不以科学而严谨的态度，实事求是地充分论证，无度而过分的大肆宣传外三电厂的这些做法，必将带来一系列非常严重的后果：
其一，可以不顾“大局”，把企业的局部利益与国家利益混淆后加以利用，实际获得了自身利益，损害了国家利益；
其二，把追求企业经济效益所采用的做法，宣传为“节能减排”；
其三，违背实践与理论相统一的思想，不计成本，以浪费与占用“公共资源”为代价，追求企业经济效益；
其四，这种做法客观上完全违背了2007年国家制定的“节约资源 保护环境”基本国策和国家确定的现行能源政策。
其五，有在学术上混淆概念，在技术上弄虚作假之嫌，等等。

4） 外三电厂提出的节能减排措施业内颇有争议
在外高桥三厂所实施的节能减排措施和进一步提高汽轮机组初参数技术中，如：“采用一种高低位分轴布置的汽轮发电机专利技术”等，在业内颇有争议。业内早已有人就提出过许多质疑：

（1）也申请个专利，把锅炉放到汽轮发电机组平台或零米层以下，汽轮发电机组同轴布置在同一运转平台上，同用一个集控室，管道、热控线缆等更短，比汽轮发电机组高、低位分轴布置还要好……

（2）众所周知，提高初参数，降低终参数均可以提高机组循环热效率，而降低终参数，不仅所能获得的降煤耗率效果最为显著，而且，设备工作温度相对最低，制造可使用的材料国内亦相对好找。外三电厂的“创新技术”为什么不去把机组的终参数降低至“0” kPa及以下？提高汽轮机初参数是不是越高越好？如果是这样的话，也可以采用制造火箭、航天飞机的或者更好的材料来制造更高初参数的汽轮机组，效率岂不是更高吗？

（3）全国所有不同类型及容量的机组，每台机组都改造安装一台纯凝式小汽机发电机组带自身厂用电，厂用电率既可以为“零”，还可以多向电网售电，既提高了企业效益，又可以拉动煤炭生产企业和小汽轮发电机组制造业等等产业经济。

（4）与外三电厂（两台）同期2008年建造投产的某电厂（两台）相同型号及容量机组，基建条件、规模等基本相同，进行过同比，二者热力性能考核试验的供电煤耗率基本相同。然而，外三电厂两台机组总投资80亿，这个电厂两台机组总投资则为68亿！

如：外三电厂每台机组采用单台全进口100%容量给水泵小汽轮机，两台全进口100%容量给水泵小汽轮机费用1.2亿元。而这个电厂每台机组采用两台国产引进技术制造的50%容量给水泵小汽轮机，4×50%容量给水泵小汽轮机费用0.6亿元。

（5）作为国企，肩负着为国家担当重大责任的义务。为了自身或局部利益，是不是都可以不计投资成本，不顾大局，置国家利益和民族产业而不顾……

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（6）热能动力学科是传统学科，其理论也适用于各种不同的火力发电机组，外高桥三厂所实施的节能减排措施，也应该完全适用于外高桥一厂亚临界300MW、外高桥二厂电厂超临界900MW机组。那么，近在咫尺这两个电厂的6台机组，有以下三种基本情况可以逻辑判断：

1）两个电厂的6台机组也实施外高桥三厂这些节能减排措施了没有？若这么好的创新技术却没有吸取并且进行实施，那又是为什么？
2）若也实施了外高桥三厂这些节能减排措施，这两种机组在同类型及同容量等级机组中，是不是也是达到了“世界之最”？
3）若这6台机组，实施了外高桥三厂这些节能减排措施之后，也是同样达到“世界之最”，而为什么也不一并向外界大肆宣传一下，却仅仅向外界大肆宣传外高桥三厂呢？有没有为获得局部或个人利益，进行包装，商业化炒作之嫌呢？

5 对“251工程”必要性的质疑

降低汽轮发电机组的发电煤耗率主要与：锅炉效率、管道效率、汽轮机相对内效率、发电机效率、机械效率、蒸汽动力循环的热效率，6个效率值大小有关。而现代汽轮发电机组前5个效率现已达到很高的设计与实际水平。再要降低机组的发电煤耗率，热力学理论早已阐明，是通过提高蒸汽动力循环的热效率，有提高汽轮机组进汽初参数与降低排汽终参数2个主要途径：
1）降低排汽终参数通过减小冷源损失是最有效的途径之一，其难点除主要是受到自然大气环境温度以及受其直接影响的冷却水温度外，就是受到现有理论和一些技术尚未突破和必要性以及技术经济性可不可行的限制。

2）而提高汽轮机组进汽初参数，其主要难点是受到高温材料和焊接技术制约。目前，在600℃的高温材料上，有的国产锅炉中的高温过热器材料仍依靠进口。更不要说700℃材料的技术研发。而在700℃超超临界燃煤发电技术上，目前欧洲、日本、美国虽然已经制定了自己的战略计划，尽管有的国家已取得最大成效，但是，由于持续的技术和资金压力，也已经进展缓慢或者停止。

3）为什么技术先进的国家在700℃超超临界燃煤发电技术研究已经进展的情况之下，却放慢或者停止技术研发而不搞了呢？既然我们执意坚持要搞，高温材料是得从国外购买，还是全部由国产制造？

还需要澄清的问题是：
其一，若花费巨额外汇从国外买进，国外研发的材料现在是否就已过关？
其二，核心技术要花费国家这么多钱，从国外买进来搞“251工程”， 究竟是不是“自主创新”？结果到底是外国人在帮神州人“打工”呢，还是神州人在帮外国人“打工”呢？还是既用神州纳税人的钱，又用属于全民的“公共资源”，在神州帮助外国人搞研发与试验呢？
其三，假设，不管花费纳税人多少钱，耗费多少“公共资源”，去采用外三电厂的“135万千瓦高、低位双轴二次再热超超临界发电机组”方案，即使“251工程”建成了，在国内、外能不能成熟的达到商业化规模应用，有没有推广前景？如果仍然达不到商业化规模应用，是什么社会价值与使用价值呢？“251工程”项目的实质性与现实意义又是什么呢？
其四，我国火电企业开展“节能减排”工作，主要是在2007年国家将“节约资源 保护环境”确定为基本国策之后，才开展8年左右。在这方面应该承认，确实与技术先进的国家存在较大的差距。

近期，笔者在大山深处，阴暗潮湿的地下，实地亲眼目睹了民国31年，为支援神州人民抗日战争，由美国GE公司经印度空运至神州的两台整套水轮发电机设备及仪表至今仍然在正常发电（图5、6）。而且，投产至今还没有进行过Ａ级检修！以及实地调查广西来宾B电厂１、2号机组A修过程（图7、8）。该机组1999年投产，全进口阿尔斯通亚临界360MW汽轮发电机组，采用7段抽汽，锅炉给水温度252.4℃。电厂设计是阿尔斯通，采用50%电动给水泵，驱动主要辅机的电动机从未改造过变频器（如：电动机凝结水泵组），该机组年平均启、停调峰运行40次左右，14年以后才进行首次A级检修。而且，A修前热力性能试验结果以及寿命评估、热力性能同比，甚至比国内已投产的部分超临界600MW机组还要好！等等。

当前火电企业发展中存在诸多的矛盾，主要的矛盾是生产技术与设备性能，主要矛盾的主要方面是生产技术。通过以较少的投资，每台机组供电煤耗率下降5g/kW•h左右并不难。电力行业节能减排是系统工程，理顺生产关系，通过优化调度，适当的提高机组负荷率，每台机组供电煤耗率下降3g/kW•h左右，则是非常容易的一件事情。花点功夫做好这些工作，所产生的实际效果，无论从那个角度出发，仅用逻辑判断与分析，难道还不如10个外三电厂“251工程”吗？



图5.民国31年建设的天门河水电厂，原厂房、地下机房、机房入口上额阴刻厂徽、厂名   
图6. 民国31年建设天门河电厂，现管理者杨师傅现场介绍两台设备建设与现在的运行、维护等情况
图7. 1999年投产，来宾B厂阿尔斯通全进口１、2号亚临界360MW汽轮发电机组，运行14年后首次A修现场   
图8.360MW机组凝结水管道D325，调整门12″，电机800kW;而某电厂超临界600MW管道D470，调整门8″

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其五，应用唯物辩证法，根据事物发展的客观规律，进行逻辑思考，解决任何实际问题必然有多种途径可以选择，也必然会存在不同的利与弊。而针对外三电厂的“创新节能减排技术”，存在什么利与弊？业内又有些什么不同的意见？等等，值得深思！

6. 意见与建议
1）绝对不允许任何企业及个人，以任何理由或者形式，以牺牲或占用“公共资源”为代价，获得局部或个人利益。
2）建议相关职能部门组织并主持相关技术单位，对外三电厂“创新节能减排技术”实际进行彻底核查。
3）建议“以点带面”就此展开讨论，统一思想，科学而实事求是的贯彻落实“节约资源 保护环境”基本国策和“国家能源政策”。


参考文献
[1] 冯伟忠.挑战现有煤电技术的效率极限[R].北京:北京国际能源专家俱乐部,2015.05.14.
[2] 徐蒙，李蕾．上嗨外三“策源式”首创清洁火电技术，受世界权威机构ASM关注[J]，上嗨科技．（邮箱：www.stcsm.gov.cn）,2015.06.
[3] 神州电力科技网.关于上嗨外高桥第三发电厂节能减排技术交流研讨会的通知.科技学[2015]04号（邮箱：dlkjw@vip.188.com）,2015.05.14.
[4] 冯伟忠.外高桥第三电厂节能和低成本型环保技术[R].上嗨:上嗨外高桥第三发电厂有限责任公司，上嗨申能能源科技有限公司,2015.06.
(转自 《能源观察》微信号)


朱小令二评：外三电厂"创新节能减排技术"及"251工程"质疑
技术创新工程节能减排
电厂运营分析之道(朱小令) · 2015-08-05 17:54


前言：根据外三电厂向外界和各种会议报告及媒体的报道，笔者以理论为基础，事实为依据，学习应用辩证唯物主义方法，对相关质疑进行逻辑判断和综合分析，将陆续阐述自己的观点。同时亦真诚地希望社会各界和业内同仁对阐述的观点进行指正。

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“二评”针对部分问题进行阐述，事实根据主要是来源于“参考文献”中所提供的材料。客观事物是独立存在的东西，要全面地认识它，需要经过多次反复，才能比较接近客观实际。笔者应用在工作实际过程中，实践—理论—再实践—再理论，所取得的技术数据，对所涉及的问题进行综合地对比分析，从而提出自己的观点。

火力发电厂在完成能量转换过程中，主要涉及热能动力工程三个典型的热力过程理论，即：有温差的传热；绝热节流；有摩阻的膨胀或压缩。故火电厂能量转换对应三个热力过程的生产设备，主要有三种：热交换器；管道与阀门；汽轮机、水泵、风机等。这些设备既相互联系，又相互影响。

设备单独的设计性能经组合起来之后，设计性能将发生变化，从而影响机组整体的性能。提高火电厂整体效率的主要途经就是以相关理论为基础，将相互联系与影响的这些设备在生产实际中暴露出来的问题所产生的负面影响，采取措施，给予完善和尽可能地消除，将其影响降低到最小的程度。

纵观外三电厂的“创新节能减排技术”[1][2]，主要是涉及热能动力工程理论中，三个典型的热力过程之一，即：有温差的传热。

1.单台100%容量汽动给水泵组配置是否科学

火力发电企业属“技术密集型”产业的特点，不同于其他产业，每台机组运行在庞大的电网系统中，涉及到千家万户的安全。电力生产机组首要任务是：必须以安全、可靠的生产为基础。

参考文献[1] [2]在“外三电厂机组节能减排的主要技术”介绍“给水泵系统的优化节能”的一节中，特别介绍：“通过对以往工程给水系统的配置、调试和运行情况的分析，参考美国、德国的大型超（超）临界机组的给水系统设计和运行经验，外三电厂在神州首次采用100%汽动给水泵，自配独立凝汽器，可单独启动，取消电动给水泵，取消给水泵出口调节阀”。“外三电厂选用了德国阿尔斯通的给水泵小汽轮机，该小汽轮机的保证效率到达86.7%”。

文献还介绍：此外研究并试验成功汽动给水泵低速启动及全程调速运行技术，不仅大大降低了锅炉启动时的能量损耗，还提高了机组效率，极大地简化了系统控制策略，也消除了最小流量再循环阀的冲蚀泄露风险，提高了设备运行安全性。与其他同类机组相比，该汽动泵相当于使机组提升效率约0.117%。

1.1值得思考的问题是：

1) 采用单台100%容量汽动给水泵组，尽管汽轮机是全进口德国阿尔斯通设备，具有很高的可靠性。但是设计者是否考虑过，机组使用寿命30年，若按年利用小时5,500小时，平均负荷率80%计，机组年运行小时数将达到6,875小时。若这台100%容量的给水泵小汽轮机突然故障停机，1,000MW主机组会如何？

2) 同理，若100%给水泵突然故障，1,000MW主机组咋办？

3) 同理，若汽动给水泵组，任一设备或控制系统出现故障，导致给水泵组跳闸，1,000MW主机组咋办？……

在此，例举一个公众都懂得的实例：三峡大坝防汛功能，设计标准为100年一遇的洪水，是不是有了这一保证，大坝上游，大坝中、下游，就可以“一劳永逸”，不用再每年‘劳民伤财’的搞防汛和防汛工程啦……！

这种设计方案，是否考虑过，一旦在设计使用寿命30年中，即使遇到一次，将产生什么非常严重的事故与后果：

其一，电网突然甩1,000MW负荷，会不会瞬间冲击电网？
其二，电网瞬间受到冲击，为保障电网安全，其他机组得快速反应，在机组快速反应的过程中，会出现什么意想不到的问题？
其三，若这台机组是钢厂，化工厂等企业自备厂电站，正在进行工艺流程的设备、产品……，突然遭遇自备电站机组甩负荷，会发生什么严重后果？！
其四，难道外三电厂企业责任人不为此感到丝毫的担心与后怕？……

1.2关于参考文献[1] [2]所介绍的优点：

1）外三电厂自称：在神州首次采用100%汽动给水泵。据笔者实践过的现场，并非首次。其他类型分别于1987.07.01、1988.12.16、1997.05.21、1997.11.21投产的4×300MW机组，就是100%汽动给水泵组，但所不同的是，设计配置一台备用50%电动给水泵组。

2) 原设计配置备用有20%~50%（容量不等）电动给水泵组，机组启动不再用电动给水泵；新机组设计，不设置电动给水泵组，仅配置2×50%汽动给水泵组，早已在实践中被广泛应用。

3）既然要与其他同型机组同比，边界条件应该基本相同，相同事物而条件不同，必然存在差异，绝对不可以将这种差异自称为‘创新技术’，并且加以大肆渲染。“汽动泵相当于使机组提升效率约0.117%”。100%容量小汽轮机靠进口，投资多少？别人首先考虑的是机组安全性，可靠性，严格按照国标《大中型火力发电厂设计规范》（以下简称：“大火规”），是用国产2×50%容量小汽轮机，或者再增加备用电动给水泵组。

而外三电厂，不仅采用单台100%小汽轮机，而且小汽轮机自配独立凝汽器。既降低了小汽轮机排汽压力，减少了主汽轮机凝汽器热负荷。又相当于增加了主汽轮机凝汽器冷却面积，从而提高了主汽轮机凝汽器真空。而别人是2×50%小汽轮机排汽至主汽轮机凝汽器。二者的目的、投资等不同，是不能放在同一条起跑线上相对比。

外三电厂2×1,000MW机组与基本相同电厂2×1,000MW机组，基本情况相对比较，其技术经济性，结果见表1。

表1  外三电厂扩建工程与基本相同电厂扩建工程基本情况相对比较
A
B
C
D
E
F
序
号
名称
单位
外三电厂
A电厂
B电厂
1
工程属性


三期扩建
三期扩建
三期扩建
2
核准台×单机容量
MW
2×1,000
2×1,000
2×1,000
3
首台开工日期
年.月.日
2005.07
2005.03
2009.08
4
首台投产日期
年.月.日
2008.03.26
200812.20
2011.06.23
5
三大主机制造厂

2266998

哈哈，大虾认真了，真正谈这些技术问题，就是讲究面对面，

你面对他了，看他怎么说，一下就大白天下，哈哈，

Hyperion

细节不清楚，
燃煤电厂的效率与 煤的品质、发电小时数、设备故障率都有关的，
关键是电厂现在没负荷，不在最省煤的工况下运转，核电都要调峰，就没啥高效率可言了，又不是大多数时间都在高效率下运行。
外三的汽轮机还是西门子技术的，让他换个哈汽东方的日本技术试试
个人觉得251是吹牛，机组的稳定性比高效率更值得参考，况且电厂是个有机整体，寿命30年的，总不能转个10年嗝屁了吧？