中国煤电机组改造升级效果分析与展望

3.煤电改造升级面临的问题分析

3.1 机组负荷率与供电煤耗问题

经过对大量机组运行数据统计分析所反映出来的规律看，机组煤耗与负荷率之间呈现反比例关系，即负荷率越低，煤耗越高，而且越处于低负荷区，煤耗的增加幅度越高，如图8所示。可以看出，随着机组负荷率的降低，不同容量等级的煤耗负荷系数均不断增加，其中300 MW等级的机组增加幅度最小，1000 MW最大，600 MW介于二者之间。

图8 煤耗负荷系数与机组负荷率之间的关系

Fig.8 Relationship between coal consumption load factor and unit load rate

燃煤机组在超低负荷运行时煤耗大幅度增加主要有以下几方面原因。1）锅炉效率有所下降，主要是由于排烟热损失增加所致；2）在超低负荷运行时，蒸汽流量大幅度降低，导致汽轮机运行工况远远偏离了其运行高效区；3）在超低负荷下，风机、水泵等流机设备也远远偏离了其运行高效区，与此同时，为保证锅炉稳定燃烧及飞灰底渣含碳量不增高，对煤粉细度也有更高要求，导致磨煤机的单位耗电量增加，因此在机组超低负荷时，整体厂用电率增加。上述因素导致了单位煤耗在低负荷区的上升速率加快[25-27]。

根据图8，机组煤耗与负荷率之间呈现反比例关系，即便是机组进行了节能改造，负荷率的高低同样会对改造效果产生较大的影响。从上述改造效果分析来看，燃煤机组经过节能、灵活性以及供热改造后，部分机组效果较好，但在实际运行过程中，有些机组改造的效果并没有充分发挥出来。例如，汽轮机通流改造后额定工况下机组的煤耗加权平均值降低了13.2 g/(kW·h)，但通过分析，实际运行负荷下汽轮机通流改造后煤耗降低的平均值只有7.7 g/(kW·h)，甚至个别机组煤耗还有增加情况，如图9和图10所示。

图9 部分机组通流改造运行效果

Fig.9 Operation effect of flow passage transformation for unit

图10 通流改造与灵活性改造后机组运行煤耗变化

Fig.10 Changes in coal consumption during unit operation after flow modification and flexibility modification

图10为同时实施灵活性改造和通流改造机组在额定工况和实际工况下的供电煤耗降低情况。可以看出，除极个别机组外，绝大部分机组的运行实际煤耗降低值要低于额定工况下的煤耗降低值，个别机组的实际运行煤耗降低值甚至小于0，说明改造后的效果由于调峰或者机组负荷较低等原因未发挥其节能效果（亦可认为机组负荷率较低抵消了机组的实际节能改造效果）。

3.2 投入与收益问题

由于机组改造范围、程度、效果等相差较大，改造项目技术经济性相差较大，部分机组难有经济性甚至亏损严重。理论上，节能降碳经济收益优于灵活性和供热改造，供热改造优于灵活性改造。但从实际改造看，3种改造均有多个项目投资回收期超过10年，部分灵活性改造项目投资回收期超过15年，如图11所示。甚至有因项目边界条件、外部条件变化较大（如供热改造项目的厂外条件难以落实、供热成本发生变化等），无法回收投资的现象。

图11 改造升级项目投资回收期统计

Fig.11 Statistics of investment payback period for three reform linkage projects

当前，煤电企业居民供热亏损已成为行业常态，其主要原因为高煤价与低热价。以大同市某电厂为例，2007年以来，该厂先后投入资金4.3亿元进行供热改造，供热面积4200万m2、年供热量1500万GJ，但当前大同的供热热价仅为20元/GJ，供热热价与成本倒挂，仅供热业务累计亏损已经达到29亿元。工业供热方面，用户常以煤价变动作为蒸汽价格变动依据，一般不存在成本倒挂问题，但机组进行工业供热改造后，机组灵活性和深调能力受限，常无法达到90%的额定出力，而这部分供热机组仍按照设计出力执行2个细则，导致机组面临巨额顶峰考核压力，造成部分工业供热机组越改越亏情况。

3.3 技术选择问题

部分机组改造过程中采用了较新的技术或方法，如新的密封材料或技术、新型催化剂、蒸汽升参数、余热深度利用等，总体上达到了预期效果，但在技术创新方面仍显贫乏。如机组供热改造后，调峰能力大幅度降低，即机组灵活性深度显著受到影响；机组灵活性改造后，调峰期间其煤耗水平会大幅度增加。供热与灵活性矛盾的主要原因与当前的供热模式有很大关系，目前的工业供汽或民用采暖一般采用抽汽方式（大负荷民用采暖会采用高背压方式），运行中多采用以热定电的方式运行，相比纯凝机组，该种运行方式极大地束缚了机组的调峰能力，同时供热区域的风光资源相对丰富，进而影响了新能源的利用。

此外，尽管有些技术可以解决电厂的调峰需求或储能需求，但从总体上不节能，比如电锅炉技术，由于电锅炉将高品质的电能降低为低品位的热能，整体的能效水平有很大的降低[28-29]。有些技术中国还没有掌握核心技术，比如中国首台66万kW汽轮机主机同轴驱动给水泵技术，节能效果较好，但核心设备需要进口等。

3.4 可靠性问题

目前绝大部分机组在深调期间可以安全运行，但对锅炉、汽机等设备的可靠性产生一定影响。对锅炉可靠性影响方面，由于机组在低负荷运行时水动力特性与炉内燃烧状况不稳定，部分机组锅炉的高温受热面在深调期间出现超温以及出现蒸汽温度偏差大等现象[30]，部分机组出现氧化皮快速增加与管内堆积的现象，甚至发生多次爆管，如图12所示。不仅锅炉本体的可靠性受影响，风机、磨煤机等辅助设备在机组超低负荷时可靠性也有较大影响，不少机组的风机在超低负荷时发生过叶片失速、振动超标、轴承过热等现象，一些动叶可调轴流风机还发生过叶片调整机构卡涩、叶片裂纹等现象。

图12 过热器超温爆管

Fig.12 Superheater overheating tube explosion

对汽轮机可靠性影响方面，有些机组在深调期间还出现过汽轮机设备振动异常、汽轮机低压轴封温度波动大、末级与次末级叶片水蚀严重、给水流量波动等影响机组可靠性与安全性的现象。在机组调峰速度较快时，还会对发电机的定子、转子绕组的温度变化产生较大影响，进而会影响其可靠性与安全性。

在环保方面，深调过程中，炉膛出口NOx浓度快速波动，脱硝喷氨滞后性明显，由此导致NOx排放忽高忽低、催化剂积灰堵塞等问题。为保证深调期间或快速变负荷期间环保排放不超标，脱硝喷氨量会相对增多，氨逃逸也随之增加，引发空预器堵塞与腐蚀加剧的现象，严重时引发机组的非计划降低出力或非计划停运事件[31]。

4.展望

“十四五”中后期，煤电改造升级将持续开展，开展规模将远超过改造计划的6亿kW，初步预计可以达到9亿kW甚至更高。针对影响改造进程的问题，应从以下几个维度给予解决。

4.1 优化运行方式

1）在统筹考虑机组特性和效益的基础上，加大煤电与其他发电的优化力度，提高大容量机组煤电负荷水平，将1000 MW、600 MW等级机组、热电联产机组作为基荷电源，更好地发挥大容量、高参数机组能效作用。2）结合煤电灵活性改造情况，切实发挥改造后机组灵活性运行对电力系统调节能力支撑作用。3）鉴于深调对机组的寿命可能会有较大的影响，建议优先将一批服役时间较长的300 MW机组列为深度调峰机组，或新建一批深调机组。4）结合区域系统特点、电源配置特点、负荷特性等，因地制宜持续优化建立智能调度运行方式[32-34]，包括优化煤电机组启停方式、减少煤电旋转备用、提升在运机组负荷率等，实现煤电与新能源耦合运行和煤电整体发电效率最优。5）在拥有4台及以上机组的电厂探索实施调度到厂模式。

4.2 优化供热模式

依据负荷、供热、调峰需求，因地制宜优化供热方式。在居民采暖方面，可利用电厂循环水与热泵耦合技术[35]，即供热管网内由原供应热水改为提供由凝汽器出来的循环水，同时在热用户处安装大型压缩式热泵，供热管网将循环水输送到各个热用户后，可作为热泵的低温热源，由大型高效的压缩式热泵为热用户提供采暖热水。采用该种供热模式，可以有以下优势。1）供电量增加。对于居民采暖，由于对采暖温度要求不高，比如北京地区采用地暖时，热水温度35 ℃~45 ℃即可满足采暖需求，因此在热泵制热系数较高时（热泵的制热系数除了和技术有关，还与低温热源与高温热源之间的温差有很大关系），汽轮机因为少抽汽多产生的电量要多于热泵耗电量；2）管网热损失减少。由于电厂向外供应低温的循环水，管网热损失大幅度降低；3）提升调峰能力。汽轮机没有抽汽供热限制，大大释放了机组的调峰能力；4）提升新能源消纳能力。不仅通过汽轮机调峰能力的释放可以消纳新能源，热泵本身需要消耗大量的电力，再配合储热，可大量消纳新能源发电量。

在工业用高压蒸汽方面，可研究用高效多级间冷蒸汽压缩机替代燃煤机组抽汽模式，即以电机驱动压缩机压缩低压蒸汽来实现工业用汽需求，由于水在变为低压蒸汽时会吸收大量的热能，压缩机排放的高压蒸汽所携带的能量远超压缩机的电能消耗，蒸发过程所吸收的热量可以来源于工业生产过程中排放的余热或者环境大气、水土中的能量。压缩过程中的间冷可以直接进行喷水冷却，以降低压缩机的电能消耗。在目前可再生能源大规模并网情况下，上网电量的平均碳排放因子不断降低，因此以压缩机的方式替代燃煤机组抽汽能够显著降低蒸汽生产过程中的碳排放。当然，目前在经济性方面还需要进一步论证，不过随着今后碳交易碳补偿等机制的不断完善[36]，该种供汽方式值得进一步研究。

4.3 优化配套政策支持

针对部分煤电机组经营现状，持续完善煤电经营环境，继续疏导煤电上网电价，进一步放开燃煤发电上网电价涨跌幅限制，严格落实煤电容量电价政策。针对煤电改造升级，加大燃煤机组改造升级专项资金/贷款支持力度，分区域、分机组、分改造内容出台燃煤机组改造升级金融、减税退税等支持政策。针对灵活性改造，加快完善现货市场、辅助服务机制等，加大有偿调峰补偿力度，对于煤电企业适当给予新能源指标倾斜[37]。针对供热改造，须持续合理疏导供热成本，对于居民供暖，建立煤、热价联动机制，合理调整居民热价；对于工业供热，建立由供需双方通过协商确定的市场化定价机制，取消各类定价/限价行为。完善煤电退役、备用、延寿相关机制与改造升级要求的协同，科学制修订能耗限额相关标准，尽快配套“三个一批”标准力度，优化大气污染物达标考核方式，有力支撑煤电改造升级。

4.4 加大科技投入

双碳目标下，煤电作用与定位逐步发生变化，在适应煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势下，亟需煤电技术各方面的耦合创新。在组织方式上，应持续加大科技创新投入力度，整合上下游领域科技资源，积极鼓励新技术新成果在煤电改造升级中的推广应用，畅通产学研自主创新协作。在重点方向上，全面加强“三改联动”相关技术研究攻关，建议在以下3个方面加大科技投入：1）机组节能降碳方向：重点研究超低负荷下机组高效改造技术，如宽负荷高效汽轮机及辅机技术、太阳能与燃煤发电机组耦合技术、辅机高效高可靠性调速技术等；2）机组灵活性方向：重点研究耦合储能设施时燃煤机组最小发电出力、新型储能材料、高安全性与长寿命电池技术、大型化飞轮储能技术、超级电容技术、高温超导储能技术等[38]；3）供热方向：重点研究高效热泵技术、高效蒸汽压缩技术、高效蒸汽引射器技术等。

5.结论

煤电改造升级有利于促进煤电清洁低碳转型，是支撑新能源发电量占比快速提升、满足电力系统调节需求、构建新型电力系统的主要手段。2021—2022年已完成计划改造任务的81%，灵活性和供热改造进度快于预期，预计“十四五”期间整体改造容量将远超改造计划。煤电机组升级改造效果初步达到预期效果，实施灵活性改造的机组最小出力平均值由改造前的43.5%降低至29.8%；实施供热改造的机组，测算供热量可增加69.8%；实施节能降碳改造的机组，测算额定工况下供电煤耗平均可降低5.4 g/(kW·h)。

针对改造过程存在的投入产出、可靠性、技术选择等方面的问题，本文提出了优化运行调度及供热模式等技术建议，同时提出了加大配套政策支持力度和增加科技投入的管理建议。针对“十四五”后期乃至“十五五”时期，节能降碳、灵活性和供热改造及高水平运行仍是煤电的重要任务之一，电力企业仍需要结合机组实际、区域灵活调节需求和供热需求、能耗限额要求及碳交易市场等因素做好各类改造工作，同时从更高层面更加重视全社会效益与企业效益、全社会减碳与企业灵活性运行增碳等关系的协调统一，体现煤电功能调整后的综合性指标要求。