燃煤发电产业升级支撑我国节能减排与碳中和国家战略

为应对气候变化，实现我国碳达峰和碳中和目标，必须继续推进燃煤发电的节能减排和新能源的高速发展。而大量“阴晴不定”的新能源电量并网必将迫使以燃煤发电为主的基础能源电力全面参与深度调峰。为此，能源领域16位院士共同起草了“关于推动燃煤发电产业升级，强化机组深度调峰能力，提高可再生能源消纳水平，以推进节能减排的建议”，以支撑我国节能减排与碳中和国家战略。

（来源：热力发电）

燃煤发电产业升级

支撑我国节能减排与碳中和国家战略

黄 畅1，张 攀2，王卫良1，黄 中3，

吕俊复2，刘吉臻1， 岳光溪2，倪维斗2

（1.暨南大学能源电力研究中心，广东 珠海 519070；

2.清华大学热科学与动力工程教育部重点实验室，北京 100084；

3.中国华能集团有限公司，北京 100031）

［摘要］

为应对气候变化，实现我国碳达峰和碳中和目标，必须继续推进燃煤发电的节能减排和新能源的高速发展。而大量“阴晴不定”的新能源电量并网必将迫使以燃煤发电为主的基础能源电力全面参与深度调峰。为此，能源领域16位院士共同起草了“关于推动燃煤发电产业升级，强化机组深度调峰能力，提高可再生能源消纳水平，以推进节能减排的建议”，以支撑我国节能减排与碳中和国家战略。本文基于对燃煤发电相关理论、技术和产业发展的系统研究，进一步提出如下建议：1）基于能量品级综合高效利用的现代热力系统节能理论，建立涵盖燃料、燃烧、传热、动力循环、冷端等燃煤发电全系统㶲平衡体系，为探索燃煤发电节能技术的发展方向提供科学依据；2）研发基于燃煤发电机组热力系统状态重构的低负荷工况保效技术，同步实现燃煤发电机组深度调峰与高效节能；3）研发热电联产机组“按需定电”与调峰过程“能级匹配”的现代高效热电联产技术，同步保障热电联产机组供热、供汽与系统高效。通过全面推动燃煤发电产业升级，助力我国节能减排与碳中和国家战略的顺利实施。

［关键词］

碳中和；深度调峰；节能理论；燃煤发电保效；按需定电；能级匹配

为应对气候变化，实现我国既定的碳排放达峰目标和碳中和目标，亟需加快能源结构转型的步伐。截至2020年11月底，全国风电、太阳能发电总装机已达4.7亿kW，约占全国发电装机容量的22%。国家主席习近平在气候雄心峰会上强调，到2030年风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿kW以上。由于风资源的波动、风力机调峰能力弱，风电出力存在随机波动性和反调峰特性；太阳能光伏发电严重依赖光照情况，存在天然的不确定性和间歇性，届时大量“阴晴不定”的新能源并网将给电网带来前所未有的调峰压力。

从调峰性能来看，虽然水力发电相对于燃煤发电更容易调控，在水库容量满足的情况下可快速响应电网调频和调峰的需求，但水力发电的负荷受季节性影响较大。核电虽然可以调峰，但考虑到安全问题，国内核电机组一般只承担基本负荷。与水电、风电、太阳能发电等可再生能源“靠天吃饭”的情况不同，燃煤发电几乎不受季节、环境等影响，调峰性能较好。只要燃料充足，常规燃煤发电机组一般可根据电网需求在50%~100%之间灵活调整。随着我国能源结构快速转型，以燃煤发电为主体的基础能源电力的调峰能力，将直接决定风电、太阳能发电等可再生能源的发展空间，进而影响我国节能减排事业，以及碳达峰和碳中和国家战略的顺利实施。因此，大量间歇性新能源电力并网必将迫使燃煤发电机组全面参与深度调峰。

为此，已有多个省份/地区相继发布电力调峰辅助服务办法，燃煤发电机组全面参与深度调峰势在必行。但是燃煤发电深度调峰依然困难重重。一方面，燃煤发电机组低负荷工况高能耗问题凸显。大容量高参数燃煤发电机组，设计最佳经济运行工况一般在85%～95%负荷区间，燃煤发电机组全面参与深度调峰，长时间在低负荷工况下运行，不仅安全稳定难以保证，机组效率还大幅下降，影响供电煤耗往往达10%量级。另一方面，占燃煤发电装机近50%的供热/供汽机组为保障供热/供汽，往往采取“以热定电”方式运行。热电联产机组若不能开展热电解耦，实现“按需定电”，必将大幅影响燃煤发电机组的总体调峰能力。当前市场上虽然已出现一些“热电解耦”技术，但往往会导致系统热效率大幅下降等问题。如诸多供热机组为了深度调峰将机组发出来的高品位电能在上网之前直接烧热水供热，其能效水平比普通热水锅炉还要低60%左右，堪称为“煤电弃电”，造成了极大能源浪费。燃煤发电机组，特别是热电联产机组，其深度调峰与节能降耗矛盾非常突出。

基于我国电力工业和能源结构的发展状况，中国工程院和国家自然科学基金委员会曾联合资助“中国燃煤发电机组节能减排战略研究”项目，对我国燃煤发电开展了深入研究和系统论证。基于该项目研究成果，能源领域16位院士共同起草了“关于推动燃煤发电产业升级，强化机组深度调峰能力，提高可再生能源消纳水平，以推进节能减排的建议”，以支撑我国节能减排与碳中和国家战略。

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燃煤发电产业升级，助力节能减排与碳中和

长期以来，在国家节能减排政策驱动下，燃煤发电为我国的节能减排事业做出了重大贡献。“十一五”之前，我国全面向以德国为代表的发达国家学习先进燃煤发电技术，并逐步实现赶超。“十二五”以后，国际燃煤发电领域已无先进案例可供参考，再加上深度调峰、集中供热（汽）等独特复杂运行条件，更是世界无二，亟待自主研发先进节能降耗技术体系。随着燃煤发电热力系统越来越复杂，传统燃煤发电技术基础已难以支撑相关技术进一步发展（图1），亟待研究基于能量品级综合高效利用的现代热力系统节能理论，研发燃煤发电机组低负荷工况保效技术，以及热电联产机组“按需定电”与调峰过程“能级匹配”的高效供热技术，以支撑泛热力系统能源综合高效利用。

(图1 行业发展需求与难点分析)

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现代热力系统节能理论

燃煤发电一直是世界主要电源组成，长期贡献40%以上的发电量。燃煤发电是将燃料的化学能通过燃烧转变为热能，再将热能转变为机械能，最后将机械能转变为电能，涵盖了燃料、燃烧、传热、动力循环、冷端等关键环节。根据常规热平衡计算，凝汽式燃煤发电系统的冷端热损失通常占50%以上，是燃煤电站的主要热损失。冷端热损失虽然数量庞大，但是因为品质低下、难以利用，节能潜力非常有限。可见，节能潜力与能量损失关系并不直接，却与能量损失的品质存在莫大的内在联系。

为了表征燃煤发电系统中能量的品质，挖掘系统节能潜力，早在18世纪70年代，Gibbs就基于热力学第二定律提出了㶲的基本思想，并于19世纪50年代被Rant进一步完善形成㶲的概念，即系统达到与环境平衡过程中可以释放出的最大有用功。基于此，Sengupta、刘强、杨勇平、SI Ningning等分别对210、600、660、1 000 MW燃煤发电机组热力系统的㶲损失进行了系统研究和深入分析。此外，付忠广和齐敏芳还研究提出了基于最大熵投影寻踪耦合的燃煤机组节能评价方法；杨勇平等开展了燃煤发电机组能耗统计评价研究；张学镭和陈海平对循环水预热回收开展了热力性能分析。针对燃煤电站节能的理论研究一直可谓持续不断。

然而，通过对相关研究的系统分析，发现㶲损失也不等价于系统的节能潜力。如燃烧㶲损失几乎不可避免；烟气与汽水之间巨大传热㶲损失，也因钢材的温度限制而难以降低。虽然相关学者提出了如提高蒸汽参数、给水温度、负荷率，降低背压、改变一次风加热方式等一系列有效的方案建议，但由于供电煤耗影响因素复杂，缺乏成熟、系统、全面的节能分析与评价方法，节能技术鱼龙混杂，节能发展方向并不明确，难以根本上大幅提升系统效率。随着能源结构调整和现代工业技术发展，燃煤运行环境和热力系统日趋复杂，如热电联产多用户多供给、新能源耦合、源网荷储一体化等能源利用新环境，传统燃煤发电技术基础已难以支撑节能技术进一步发展。

现代热力系统节能理论的建立，应基于能量品级综合高效利用开展热量与㶲的耦合分析，建立涵盖燃料、燃烧、传热、动力循环、冷端等燃煤发电全系统㶲平衡与热平衡体系，结合现代工业技术与能量需求情况，揭示火力电站㶲损失与能量损失的对应关系，进而表征燃煤发电热力系统能源转化各个过程的理论节能潜力分布，从而为燃煤发电节能技术的发展方向提供科学依据。

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基于燃煤发电机组热力系统状态重构的低负荷工况保效技术

随着我国加快能源结构转型，越来越多的间歇性新能源电量并网，燃煤发电机组必将逐渐全面参与深度调峰。然而，燃煤发电机组在设计过程中主要考虑额定负荷工况下的运行效率，在中、低负荷工况下运行经济性差，运行方式没有经过系统优化。基于传统理论和技术，燃煤发电机组无论采取定压运行方式还是滑压运行方式，在深度调峰过程的中低负荷工况下效率都会大幅下降。燃煤发电机组定压运行与滑压运行的优缺点如图2所示。燃煤发电机组采用定压运行时，负荷响应速度快，汽包温度稳定，然而汽轮机节流损失大、末级湿度变化大、主蒸汽和再热蒸汽温度难以维持；而当燃煤发电机组采用滑压运行时，又会产生汽包温度变化大、负荷响应速度慢、机组循环效率降低等问题。另外，机组检修、设备更换等局部改造和机组长期运行产生性能老化等原因都将导致系统特性变化，单一不变的运行方式难以保障深度调峰工况下发电机组的能效。

（图2 燃煤发电机组定压运行与滑压运行的优缺点）

大型燃煤发电机组中，循环效率和高压缸效率之间存在一定的矛盾。主蒸汽参数优化是燃煤发电机组运行优化的关键。目前大型汽轮发电机组的配汽方式主要有节流配汽和喷嘴配汽2种方式。节流配汽会导致低负荷节流损失大、效率低，仅适用于带基本负荷的大功率机组。当前普遍采用喷嘴配汽方式，虽然在一定程度减轻节流配汽的节流损失，但因在中低负荷采用滑压运行方式，低负荷循环效率低下问题没有得到根本解决；同时，在低负荷工况单个或2个调节阀仍然存在较大的节流损失，导致高压缸调节级效率大幅下降。

传统燃煤发电机组的额定负荷工况往往是机组的高效运行工况。随着负荷下降，无论采用何种运行方式，都必然导致机组综合效率下降，这是行业共识。为协同提高深度调峰工况主蒸汽压力和高压缸效率，必须对热力系统进行状态重构。针对新能源发展引起燃煤发电机组必须频繁参与深度调峰的新需求，基于热力系统动静态特性模型和对运行数据的挖掘，以系统整体能效为目标，综合考虑循环效率、高压缸效率、给水泵泵功等多种因素的影响规律，协同优化汽轮机通流结构、锅炉受热面、给水泵运行方式等，开展燃煤发电机组变负荷多工况的热力系统状态重构。

基于系统研究，燃煤发电机组低负荷状态重构技术可同步大幅提高低负荷区域主蒸汽参数与高压缸效率，综合提高低负荷工况机组效率达3%以上，降低供电煤耗10 g/(kW·h)左右。燃煤发电机组低负荷状态重构技术的推广应用，可打破燃煤发电机组低负荷效率大幅下降的必然规律，基本实现燃煤发电机组低负荷的系统保效。

4

供热机组“按需定电”与调峰过程

“能级匹配”的高效供热技术

热电联产集中供热具有能源综合利用效率高、节能环保等优势，是城市和工业园区集中供热的主要供热方式之一，也是解决我国城市和工业园区存在供热热源结构不合理、热电供需矛盾突出、供热热源能效低污染重等问题的主要途径之一。然而，当前我国热电联产发展正面临严峻挑战：一是大型抽凝供热机组比例过大，其热电比通常较小，难以全面参与深度调峰；二是当前热电联产机组普遍采用的热电解耦技术，能耗非常高，亟待开展基于“能级匹配”的高效热电联产机组深度调峰技术。

4.1 供热机组“按需定电”助力电网调峰

燃煤发电机组全面参与深度调峰，占装机容量近一半的热电联产机组必然无法继续按照“以热定电”的运行方式独善其身。供热机组全面参与电力调峰，是当前解决电网调峰能力不足的重要手段。

我国的热电联产机组以为200~600 MW等级的机组为主，且大多采用抽凝式，其热电比通常较小，难以深度调峰。特别在我国三北地区，热电联产机组比重大，水电、纯凝机组等可调峰电源稀缺，调峰困难已经成为电网运行中最为突出的问题。以东北电网为例，其目前的电源结构中，燃煤发电占总装机的70%，风电占总装机的20%。在冬季采暖期，供热机组运行容量占燃煤发电机组运行总容量的70%，热电机组按“以热定电”方式运行，调峰能力仅为燃煤发电装机容量的10%左右，新能源发电的消纳问题难以解决。

为了充分消纳高品位的新能源电力，供热机组通过“热电解耦”的方式全面参与深度调峰，实现机组“按需定电”，首先要解决机组供热能力的保障问题。当前，热电解耦的主要技术路线有2种：第1种是储热式，如热水储热装置，通过增设蓄热装置实现热电解耦，当电网存在调峰困难时段利用储热装置对外供热，补充热电联产机组由于发电负荷降低带来的供热能力不足；第2种是非储热式，即取消蓄热装置，通过电锅炉或机组通过抽取更高品位蒸汽减温减压以直接用于加热热网循环水，进而满足供热需求，同时满足电网对电厂的调峰要求。

基于系统分析，当前主要热电解耦技术的能效水平都有较大的提升空间。如当前蓄热式热电解耦方式的蓄热热源一般都是主蒸汽或高品位抽汽，能耗极高。采用电锅炉供热的方式，更是直接将高品位的电直接烧热水供热，其从煤到热的转化效率仅有30%左右。而高低压两级减温减压器供热技术方案会降低原电厂运行效率。其他热电解耦技术，如高背压供热改造（双转子）、光轴改造方案采暖期需更换2次低压缸转子；低压缸切缸运行、高低旁路协调减温减压等系列热电解耦技术等在保障供热、供汽稳定前提下，可实现热电机组的全负荷调峰，调峰水平和热效率总体较好，但灵活性欠佳。

4.2 热电联产“能级匹配”保障系统高效

针对蓄热式热电解耦技术，采用“能级匹配”理念，可以采用分级蓄热，低温段采用低品质蒸汽或余热来加热蓄热介质。针对电锅炉补充供热的方式，可以在电力调节灵活性允许的情况下，尽量避免电能的直接供热。

一般而言，建筑采暖的目标是维持20 ℃左右的室内温度。为了满足大规模热量集中输送的要求，采用0.2~1.0 MPa的供热抽汽作为热源，热源与供热目标的能级严重不匹配。每经历1个换热环节，热量的能级就降低1次。

根据热力学第二定律的㶲分析方法，计算得到常规热电联产机组供热系统（图3）首站的汽-水换热㶲效率为74.0%，热力站的水-水换热㶲效率为69.6%，用户末端的水-空气换热㶲效率为52.4%。因此，系统总的㶲效率为27.0%，即由热源处提供1 kW·h的抽汽热量，则耗损0.73 kW·h的㶲。这意味着该系统存在较大的优化改进空间。

（图3 常规热电联产机组供热系统）

面对多用户多供给、新能源耦合、源网荷储一体化等日益复杂的能源利用新环境，基于“能级匹配”理论，对包含源-网-荷的泛热力系统进行综合设计，开发基于能级匹配的先进高效热电联产技术，系统提高“泛热力系统”的能源利用效率。在此基础上，进一步与“按需定电”的热电解耦技术耦合，对不同能级的热源、蒸汽/热用户进行系统综合优化，主动高效匹配，实现“按需定电”、供热/供汽保障与深度节能的智慧统一。

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结 语

为系统实现“2060年实现碳中和”的国家战略，我国不断提高非化石能源比例，通过全面实施电气化、智能化、低碳化，走向以非化石能源为主的新型能源结构。基于我国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋及新能源“阴晴不定”的能源品质，燃煤发电产业全面升级，是确保新能源顺利发展的最可靠保障。为此，必须全面推进燃煤发电现代节能理论创新，在系统兼顾燃煤发电机组多工况能效的同时，不断强化燃煤发电机组的深度调峰能力，提高可再生能源消纳水平。

本文从节能理论及关键技术体系2个方面，为我国燃煤发电行业发展提出以下建议。

1）深入开展基于能量品级综合高效利用的现代热力系统节能理论研究，为燃煤发电节能技术的发展提供科学依据。

2）研发基于热力系统状态重构的燃煤发电机组低负荷工况保效技术，同步实现燃煤发电机组深度调峰与高效节能。

3）研发热电联产机组“按需定电”与调峰过程“能级匹配”的现代高效热电联产技术，同步保障热电联产机组供热、供汽与系统高效。

碳中和目标既是挑战，更是机遇。深入开展基于现代节能创新理论和系列关键节能技术研发，可全面促进燃煤发电节能技术的发展，推动燃煤发电产业升级，以大幅提高我国电力工业的发展水平和国际竞争力!

［引用本文格式］

黄 畅, 张 攀, 王卫良, 等. 燃煤发电产业升级支撑我国节能减排与碳中和国家战略[J]. 热力发电, 2021, 50(预出版): 1-6.[doi:10.19666/j.rlfd.202101004].

HUANG Chang, ZHANG Pan, WANG Weiliang, et al. The upgradation of coal-fired power generation industry supports China’s energy conservation, emission reduction and carbon neutrality[J]. Thermal Power Generation, 2021, 50(预出版): 1-6. [doi:10.19666/j.rlfd.202101004].