一 背景概述

目前我国发电和供热行业二氧化碳排放量占全国排放量的比重超过40%，是全国二氧化碳排放的重点行业。因此，进一步推进煤电机组节能降耗是提高能源利用效率的有效手段，对实现电力行业碳排放达峰，乃至全国碳达峰、碳中和具有重要意义。

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部” ID：nyqbyj 作者：中国能源研究会监管专业委员会委员 谢国兴）

2021年，国家发展改革委、国家能源局出台了《全国煤电机组改造升级实施方案》（以下简称《方案》），从促进电力行业清洁低碳转型、助力碳达峰碳中和目标如期实现出发，认识煤电机组改造升级的重要意义，科学确定煤电机组改造升级目标和实施路径。《方案》提出在推进煤电机组改造升级工作过程中，需统筹考虑煤电节能降耗改造、供热改造和灵活性改造制造，实现“三改”联动。为深入理解和落实该《方案》，本文就相关方面作出思考并提出建议，以供业内参考。

二 几点思考

（一）煤电机组灵活性改造应高度重视机组运行的安全性

坚守能源电力安全稳定供应底线，统筹好发展和安全、增量和存量的关系，准确把握并科学发挥煤电的兜底保障作用和灵活调节能力。煤电机组运行安全与电力供应安全具有高度的相关性，没有机组的安全，难以保障发电和供电的安全。

《方案》提出存量煤电机组灵活性改造应改尽改，纯凝工况调峰能力的一般要求为最小发电出力达到35%额定负荷。

煤电机组的锅炉设计一般按燃料性质和额定负荷确定炉膛尺寸、燃烧器及受热面布置，以保证煤粉在炉内着火的稳定性、燃烬性和防结渣性[1]。在35%额定负荷工况下，锅炉空气动力场发生了很大变化，由于燃烧热负荷下降，炉内平均温度必然下降，燃烧不稳定性增加，由此将导致炉内温度场和浓度场不均匀，煤粉混合与燃烧不充分，有可能在局部区域形成一氧化碳较高的还原性气氛，如果监控不到位，调整不及时，则有可能发生炉内爆燃。一旦发生爆燃，对炉膛结构将造成严重损坏。

经过多年来的节能技术改造，大部分电站锅炉采用了少油点火，点火油枪容量从早期的1～2吨/小时，减少到100公斤/小时左右，节约了生产成本。但是，当煤质变差时点火能量会出现不足，同时煤粉燃烬度会大幅下降，飞灰含碳量和一氢化碳含量则大幅增加。华电电力科学研究院有限公司对600兆瓦超临界机组不投油深度调峰到30%的安全运行进行了试验研究。在30%负荷下，机组需要退出一些自动调节系统和安全保护装置，包括炉膛压力保护，这意味着机组减少了安全保护措施[2]。除锅炉系统以外，汽轮机低压缸水蚀的可能性增加，包括辅机系统将会远离额定工况运行，这使得安全保护及自动装置需要作出相应调整甚至撤出运行，AGC无法正常投入，机组基本靠人工手动操作运行，由此使机组和电网运行的安全风险增加，对此应当引起高度重视。

（二）煤电机组升级改造应结合电网运行特性

我国电力系统运行总体上来看，是以省级电网为基础，省间交易或区域交易更多是应急或余缺调剂为主。华东、广东等区域、省级电网外来电比例持续增加，外来电力对当地电力供应和系统稳定的作用也在不断增长，但是根本上还是依靠当地电源支撑着电力系统的安全可靠运行，尤其在电力紧缺的情况下更是如此。随着可再生能源的快速发展，煤电机组更多承担的是电力系统运行的兜底与调峰作用。灵活性改造机组要求能在35%负荷下运行，由此可以推断，煤电机组几乎不可能在额定参数下长时间运行，而必然采用滑压运行方式，机组效率也将远离设计效率。根据机组性能试验，超超临界当机组负荷从50%下调到40%工况运行，供电煤耗将增加约14克/千瓦时，从40%降低到30%额定负荷运行，供电煤耗将增加20克/千瓦时左右。

我国现有600兆瓦容量以上超临界参数煤电机组超过360台，已是电力系统的主力机组。随着新型电力系统的逐步形成，煤电机组在电力结构中的占比，无论是电力还是电量必然逐渐减少，但其在电力系统中的作用仍然举足轻重。因此，在灵活性改造与提高机组运行参数方面，应根据省级电网的运行特性谨慎作出权衡与决策。

从发展趋势和电力系统运行要求看，灵活性改造比通过改造锅炉汽轮机来提高机组热效率显得更符合现实需要，且更具经济性。基于提高锅炉参数的改造投资较大，汽轮机通流部分改造所提高的效率也极其有限，性价比较低。如浙江电网统调煤电机组为47380兆瓦，而现有超超临界百万机组16台，还有多台600兆瓦超临界机组，其容量已占省统调煤电机组的40%左右。另外，还有基本不参与调峰的9100兆瓦核电和最大受电电力33640兆瓦（跨省区特高压输电和省内华东统调），以及约20000兆瓦的风光电力。这样的电力结构，煤电机组年度平均利用小时在4500小时以下，很难在额定工况附近运行，只能承担兜底和调峰作用（一般调峰到40%额定负荷及以下），长期处于偏离额定参数运行，超超临界机组当作亚临界机组使用。再斥巨资改造亚临界参数机组为超临界参数机组，应当深入进行经济技术可行性分析研究，再审慎决策。

（三）煤电退役机组转应急备用应尽可能少，电力应急需多措并举

《方案》明确，严格应急备用电源运行调度管理，常态下停机备用，应急状态下启动，顶峰运行后停机，在发挥保供作用的同时为降低整体能耗和排放作出贡献。“十四五”期间，形成并保持1500万千瓦的应急备用能力。

根据浙江电网2020年运行情况，97%、95%以上尖峰负荷持续时间分别为25小时和43小时。调度最大峰谷差3314万千瓦，平均峰谷差率33.48%。随着煤电机组灵活性改造的进展及新型电力系统逐步形成，电力系统调节余量增大，是否安排煤电机组作为应急备用值得商榷。一是抽水蓄能机组的基本作用就是削峰填谷。二是其他新型储能发展将提高系统顶峰能力。三是应当认识到新型电力系统运行的特点更多的是电网系统负备用不足，顶峰能力不足并非常态。四是用户侧有序用电可以更有效解决高峰时段供电不足的问题。五是应通过宣传教育等方式，提高需求侧用电风险意识。六是电力市场价格的合理波动也是控制尖峰电力供应不足的有效措施。七是煤炭、电力价格出现较大波动时的适时监管不可或缺。

退役机组作为应急备用，往往需要付出更多的成本。一是机组要长时间保养。二是当电网调度需要顶峰冷态开机时，各类系统要重新检查，安全自动保护装置需试验与调整。三是运行人员备而少用，目前的煤电机组自动化水平难以实现无人开机或无人值班，不配备运行人员无法运行机组。四是机组长时间停运后重新启动并网运行，需要消耗大量的电、水、油、煤和化学药品等，成本较高。五是退役煤电机组转应急备用的价格政策不明朗。根据电力系统现状，备用煤电机组备而不用的可能性很大，如何疏导备用机组成本和电能价格需要专项研究。

三 几点建议

（一）灵活性改造后的煤电机组，在低负荷运行工况下要切实加强燃烧调整，以防发生事故

煤质是锅炉能否实现稳定高效燃烧和是否结渣的决定性因素，锅炉燃烧设备的设计是以煤质特性为唯一依据。煤电机组在低负荷工况下运行，应当加强煤质管理和燃烧调整。一是加强煤炭元素分析，为燃烧调整配风提供依据。二是煤炭质量尽可能与炉型相对应，特别是尽可能不用偏离设计、含灰量和水分高的煤种。三是根据煤种特性组织好一、二、三次风的配比，以利煤粉着火稳定和燃尽。四是在最低负荷运行时，要保障足够的助燃能量，以稳定煤粉点火燃烧。五是在撤出炉膛压力保护、灭火保护等的工况下，运行人员必须密切监视炉内燃烧情况。必要时采取紧急干预，甚至停机，以防事故发生。

（二）机组性能改造应当由发电企业自主决定

投入产出比的计算，是企业投资的必然行为。“双碳”背景下，煤电机组不断被可再生能源替代，年度利用小时呈逐年下降趋势，非额定工况下运行成为常态，因此其性能提升改造的收益有限，投资成本回收时间较长。建议发电企业应根据所在省级电网情况进行提高煤电机组性能的可行性研究，审慎决定是否改造。

（三）煤电退役机组转应急备用要结合省级电网实际需要确定容量

各省级电网运行的负荷特性曲线不同，电源构成不同，电力消费方式存在差异，储能容量也有很大差别。譬如，浙江电网峰谷差较大，核电和跨省区输入电力电量占比较大，同时浙江有丰富的抽水蓄能电站资源。据不完全统计，浙江省境内并网运行的统调抽水蓄能电站有5座，机组19台，总装机5630兆瓦（含华东调度机组）；当前在建的抽水蓄能电站有5座，机组21台，总装机6650兆瓦；规划建设的抽水蓄能电站有4座，总装机6500兆瓦。这样的抽水蓄能容量，未必需要煤电机组退役转应急备用。当然，储能容量较小的省级电网，可以考虑煤电机组退役转应急备用。调度机构将部分机组采用冷备用方式，不定期对机组进行轮换并网运行，这可能也是一种比较实际而有效的方式。

（四）给予应急备用煤电机组恰当的电价政策支持

各省级电网应根据当地的实际情况研究出台应急备用煤电机组的电价政策。应急备用煤电机组可以采用两部制电价，即容量电价和上网电量电价，容量电价保障应急备用机组的年度维护保养成本支出，上网电量价格按市场顶峰电价结算，其电价水平可以突破煤电上网电价上浮20%的限制，也可参照新型储能上网电价，或按现货市场定价。

参考文献：

[1]西安热工研究所.炉膛选型10年汇报[Z].1993,7.

[2]孙海峰,王兆辉,王建峰,胡妲,朱跃等.600MW超临界机组深度调峰安全可靠运行解析[J].华电技术,2020,12.