中国煤电机组改造升级效果分析与展望

中国煤电机组改造升级效果分析与展望

（来源：中国电力 作者：刘志强, 李建锋, 潘荔, 王志轩 

中国电力企业联合会）

随着中国“双碳”目标工作的深入实施，新能源发电装机容量的占比不断提高，煤电的定位已逐步由电力电量的供应主体向基础保障性和系统调节型电源转变。煤电装机容量及发电量占比由2010年的66.9%、76.9%分别降至2022年的43.8%、58.4%[1]，年均降幅达到1.9和1.5个百分点，但当前煤电仍是煤炭清洁利用的最主要方式，也是电力与热力安全稳定供应的主体电源。为适应以新能源为主体的新型电力系统安全稳定运行需求，进一步提升煤电机组清洁高效灵活性水平，充分发挥好煤电作用[2]，2021年10月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》（发改运行〔2021〕1519号），提出煤电要进行节能降碳改造、灵活性改造和供热改造（即“三改联动”）。开展煤电改造升级是构建新型电力系统、实现能源清洁低碳发展的必然要求[3-4]，自2021年以来，各发电企业积极按照政策要求对燃煤机组开展各项改造，效果显著。然而，在具体改造实践中，仍存在机组频繁调峰导致节能改造效果不显著、灵活性改造后经济效益差以及对可靠性产生影响、供热改造后对机组调峰能力有影响等问题。

本文围绕煤电能耗、灵活性、供热现状进行了综述，深入分析了改造升级的进展及效果，探讨煤电企业改造升级面临的主要困难和挑战，从政策、技术、市场等角度展望了促进煤电改造升级的可行措施，为下一阶段更好更快推进改造升级提供参考。

1.煤电改造升级历程与要求

煤电技术的进化史也是煤电不断进行升级的改造史，不同阶段的改造重点不同，其中以环保、节能改造更具有代表性（不包括机组检修、可靠性及安全改造等），如图1所示。在环保改造方面，不同阶段煤电环境保护工作的重点不同，1995年前主要解决向江河排放灰渣问题；“十五”时期烟气脱硫提上日程；“十一五”时期大规模实施烟气脱硫设施建设；“十二五”时期全面开展烟气脱硝设施建设以及脱硫和除尘设施提效改造；“十三五”时期开始实施大规模的超低排放改造；“十三五”中后期，部分煤电按照排放许可要求，进行了废水排放改造；“十四五”时期除部分电厂继续进行废水治理改造外，大规模的环保改造已完成。

图1 不同时间阶段煤电改造要求及主要工作内容

Fig.1 Requirements and main work contents of coal power transformation in different time stages

在节能改造方面，由于节能、供热改造均有经济效益，长期以来煤电企业根据技术经济比较自发确定是否改造、改造的程度与深度。如“十一五”“十二五”期间，供热机组的比重由2005年的14.0%提升至2015年的37.3%。早期投产的 30万kW、60万kW等级汽轮机组开始进行通流改造。此外，部分煤电机组须根据GB21258要求进行改造，以达到强制性限额要求。2014年9月12日，国家发展改革委、环境保护部与国家能源局印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》（发改能源〔2014〕2093号），2015年12月11日，环境保护部、国家发展改革委、国家能源局印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》（环发〔2015〕164号），煤电开始了大规模综合升级改造，截至2020年底，煤电节能改造累计完成量超过8亿kW。“十三五”期间煤电超低排放与节能改造完成情况如图2所示。

图2 “十三五”期间煤电超低排放与节能改造完成情况

Fig.2 Completion of ultra-low emissions and energy-saving transformation of coal-fired power during the 13 th Five Year Plan period

根据《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》（发改运行〔2021〕1519号），“十四五”期间节能降碳改造规模不低于3.5亿kW，供热改造规模力争达到5000万kW，存量煤电机组灵活性改造完成2亿kW，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿kW。《关于做好2022年煤电机组改造升级工作的通知》（发改运行〔2022〕662号）对煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造的要求（改造具体目标）进行了明确规定，其中，节能降碳改造标准如表1所示。灵活性改造要求为煤电机组纯凝工况下最小发电出力不高于35%额定负荷，或是供热运行时单日6小时最小发电出力不高于40%额定负荷；供热改造为纯凝煤电实施采暖或工业抽汽改造，或是供热机组通过改造增加供热面积或工业供汽量。

表1 节能减碳改造认定标准

Table 1 Identification standards for energy saving and carbon reduction transformation

2.煤电改造升级实施及效果

2021—2022年全国燃煤机组节能降碳、灵活性和供热改造合计分别完成约1.5亿kW、1.9亿kW、1.5亿kW，改造完成率分别为43.5%、94.4%、290%，完成实施方案计划改造总任务的81%，如图3所示。其中，节能改造总体进展与预期基本同步，灵活性和供热改造进度快于预期，尤其是供热改造，2年时间已经超额完成“十四五”的任务计划，其主要原因包括：1）市场需求大，各地方新建的工业园对工业供汽需求及南方区域对于居民供热的需求持续增加，同时叠加供热小锅炉的逐步关停等造成煤电供热量增加；2）通过供热改造，可大幅度降低燃煤机组煤耗以及提升机组效率，改造积极性较高；3）供热改造难度、成本相对较低。

图3 全国煤电改造升级完成情况

Fig.3 The completion of all coal power transformation

2.1 节能降碳改造

2022年，中国6000 kW及以上火电厂供电标准煤耗300.7 g/(kW·h)，同比降低1.0 g/(kW·h)。供电煤耗逐年下降的主要贡献因素有“上大压小”、供热改造、节能改造、管理提升等。其中，“十一五”“十二五”“十三五”期间供电煤耗分别下降27 g/(kW·h)、17.6 g/(kW·h)、11.8 g/(kW·h)，2021—2022年平均下降2.9 g/(kW·h)，2023年略有上涨。总体上看，中国煤电节能水平已达到世界先进水平[5]，节能降碳的空间在逐步减小[6]，但仍有较大改造潜力。

2021—2022年中国煤电节能降碳改造完成1.5亿kW，占2022年底煤电总装机11.2亿kW的13.6%。常用的节能降碳技术有汽轮机通流改造、风机节能改造、真空系统改造、空预器改造、低温省煤器改造、空冷岛及凉水塔改造等。不同项目降低煤耗的幅度有所不同，其中机组蒸汽温度提升的效果最为显著[7-8]。某电厂中的一台机组从538 ℃升高至600 ℃（投资4.1亿元），另一台机组从566 ℃升高至600 ℃（投资3.2亿元），前者煤耗额定状态下降低了24.7 g/(kW·h)，后者降低了22.9 g/(kW·h)。汽轮机通流改造的效果也非常显著，根据电厂改造实际，通流改造煤耗降幅最低约为5 g/(kW·h)，最高则接近25 g/(kW·h)，与相关文献报道值接近[9-10]。

根据对537台机组、2.75亿kW煤电机组改造升级情况的专项调查[1]，通过对8家发电集团的200多个节能降碳改造项目数据的分析，2022年底已完工的节能降碳改造项目在额定工况下按容量加权平均后，煤耗平均降低了5.4 g/(kW·h)。

其中，汽轮机通流改造后煤耗降低加权平均值为13.2 g/(kW·h)；汽封改造后煤耗降低的加权平均值为4.4 g/(kW·h)；冷却塔/空冷岛节能改造对煤耗降低的贡献值也较高，加权平均值为3.3 g/(kW·h)；锅炉侧的空预器改造和风机节能改造也能有相对较好的效果。在额定状态下，折算节能降碳改造拉动行业煤耗下降约0.7 g/(kW·h)，年节约标煤372万t、减少CO2排放1034万t；如节能降碳改造规模达到2亿kW、3亿kW、4亿kW，且不考虑其他因素，大约分别可拉动行业煤耗下降值达到1 g/(kW·h)、1.5 g/(kW·h)、1.9 g/(kW·h)，年节约标煤量分别可达到490万t、734万t、979万t，年减少CO2排放1361万t、2041万t、2722万t。主要节能改造技术在机组额定工况下煤耗降低值统计结果如图4所示。

图4 节能降碳改造效果

Fig.4 Energy saving and carbon reduction transformation effect

2.2 灵活性改造

早期煤电设计最小负荷一般是额定容量的70%[11-12]，后降低至50%额定负荷，再降低至目前新建机组的30%额定负荷。从现有机组的实际统计看，平均最低运行负荷在40%左右，随着系统调节能力需求的增长，现有煤电灵活性的需求增大。2021—2022年中国煤电灵活性改造完成1.9亿kW，占2022年底煤电总装机11.2亿kW的16.8%。

灵活性改造可选技术多样，主要集中在以下5个方面[13-16]。1）脱硝系统改造，采用宽负荷脱硝技术以满足机组在超低负荷下的氮氧化物超低排放要求；2）低压缸零出力或微出力改造（同时具有供热改造特性），以满足在供热工况下机组的深度调峰需求；3）控制逻辑的优化与改造，以满足超低负荷下机组协调运行以及快速升降负荷的需求；4）锅炉的燃烧系统改造，以满足锅炉在机组超低负荷下保持稳定燃烧的需要；5）复合型改造，一般是指采用3种及以上的技术来对机组进行灵活性改造，比如同时采用燃烧系统改造技术、宽负荷脱硝技术和控制系统改造技术等。煤电机组改造升级技术统计具体如图5所示。

图5 主要灵活性改造技术统计

Fig.5 Statistics of main flexibility transformation technologies

从改造效果看，煤电改造升级调查范围内机组改造前稳定运行情况下的容量加权最小出力负荷率为41.6%，经过灵活性改造后，机组在稳定运行情况下的最小出力负荷率平均值降低至28.9%，如图6所示。这相当于每台机组释放的调峰能力为其容量的12.7%，如中国按已完成灵活性改造机组1.9亿kW计算，系统可增加调节能力2396.5万kW。如灵活性改造规模达到2亿kW、3亿kW、4亿kW，释放调峰能力按13%计，可分别增加调节能力2600万kW、3900万kW、5200万kW，如按灵活性改造新增调节空间1∶1 确定新能源规模（保守情景），至少可支撑同等容量新能源新增容量。

图6 机组灵活性改造效果

Fig.6 Effect of unit flexibility transformation

由图6可知，有个别机组在运行过程中实现了0负荷并网，这是由于该机组为供热机组，并安装了电锅炉，在电网调度负荷为0时，为保持供热需求，利用电锅炉对发电机功率进行消纳，从而实现在供热工况下的0负荷并网。

不同的灵活性改造技术在深调机组的爬坡性能并不相同，从目前的技术发展看，采用电池、超级电容、飞轮等储能技术实现灵活性运行的机组调峰调频速度较快[17]，甚至可以达到毫秒级的反应速度。而对于其他改造技术，受热惯性或材料热胀冷缩的影响，调峰速度相对较慢。

2.3 供热改造

供热机组在提高煤电自身热效率的同时，可以降低工业/居民的能源消耗、提高全社会能源利用效率。“十一五”以来，6000 kW以上供热机组的比例由2005年的14.0%提高至2022年的46.3%，供热量由2005年的19.3亿GJ增长至2022年的61.5亿GJ。2021—2022年全国煤电节能降碳改造完成1.5亿kW，占2022年底煤电总装机11.2亿kW的13.0%。

供热改造采用的技术路线与其供热量的大小相关。在供热量较小时最常用的方式是汽轮机打孔抽汽，一般在中压缸排汽管上打孔抽取部分蒸汽进行供热；如果机组在冬季的时候采暖供热负荷较大，可以采用耦合热泵技术[18-20]，以消耗高品质能源为驱动力从汽轮机排汽中提取部分热量从而较大幅度的增加供暖能力；如果热负荷进一步增加，则可以采用高背压技术或低压缸零出力技术对汽轮机进行改造[21-23]，从而极大增加机组冬季的供暖能力，具体如表2所示。

表2 不同供暖技术路线及其特征

Table 2 Different heating technology routes and their characteristics

从改造效果看，煤电改造升级调查范围内供热改造效果显著。机组改造前年总供热能力为2.6亿GJ，供热改造后年总供热能力增加至4.1亿GJ，增加了1.5亿GJ，总体增幅为56.1%，其中个别机组的年供热能力增加值超过了1000万GJ。与之相对应，机组供热改造后，煤耗下降幅度明显，少部分容量较小的机组供电煤耗下降值甚至接近200 g/(kW·h)，主要是采用了高背压供热改造技术，改造后汽轮机的排汽余热全部用于供热，凝汽器的热损失几乎为0[24]，供电煤耗值大幅度下降，如图7所示。随着装机容量的增加，机组的供热能力也呈现增大趋势，但是煤耗的降低至却呈现减小趋势，这是由于随着机组容量的增加，相同供热量的情况下，机组的供热比会降低，煤耗的下降幅度呈现减小的趋势。

图7 供热改造项目效果统计

Fig.7 Statistical chart of heating transformation project effects