一、背景概述

目前我國發電和供熱行業二氧化碳排放量占全國排放量的比重超過40%，是全國二氧化碳排放的重點行業。因此，進一步推進煤電機組節能降耗是提高能源利用效率的有效手段，對實現電力行業碳排放達峰，乃至全國碳達峰、碳中和具有重要意義。

2021年，國家發展改革委、國家能源局出臺了《全國煤電機組改造升級實施方案》（以下簡稱《方案》），從促進電力行業清潔低碳轉型、助力碳達峰碳中和目標如期實現出發，認識煤電機組改造升級的重要意義，科學確定煤電機組改造升級目標和實施路徑。《方案》提出在推進煤電機組改造升級工作過程中，需統籌考慮煤電節能降耗改造、供熱改造和靈活性改造制造，實現"三改"聯動。為深入理解和落實該《方案》，本文就相關方面作出思考并提出建議，以供業內參考。

二、幾點思考

（一）煤電機組靈活性改造應高度重視機組運行的安全性

堅守能源電力安全穩定供應底線，統籌好發展和安全、增量和存量的關系，準確把握并科學發揮煤電的兜底保障作用和靈活調節能力。煤電機組運行安全與電力供應安全具有高度的相關性，沒有機組的安全，難以保障發電和供電的安全。

《方案》提出存量煤電機組靈活性改造應改盡改，純凝工況調峰能力的一般要求為最小發電出力達到35%額定負荷。

煤電機組的鍋爐設計一般按燃料性質和額定負荷確定爐膛尺寸、燃燒器及受熱面布置，以保證煤粉在爐內著火的穩定性、燃燼性和防結渣性[1]。在35%額定負荷工況下，鍋爐空氣動力場發生了很大變化，由于燃燒熱負荷下降，爐內平均溫度必然下降，燃燒不穩定性增加，由此將導致爐內溫度場和濃度場不均勻，煤粉混合與燃燒不充分，有可能在局部區域形成一氧化碳較高的還原性氣氛，如果監控不到位，調整不及時，則有可能發生爐內爆燃。一旦發生爆燃，對爐膛結構將造成嚴重損壞。

經過多年來的節能技術改造，大部分電站鍋爐采用了少油點火，點火油槍容量從早期的1～2噸/小時，減少到100公斤/小時左右，節約了生產成本。但是，當煤質變差時點火能量會出現不足，同時煤粉燃燼度會大幅下降，飛灰含碳量和一氫化碳含量則大幅增加。華電電力科學研究院有限公司對600兆瓦超臨界機組不投油深度調峰到30%的安全運行進行了試驗研究。在30%負荷下，機組需要退出一些自動調節系統和安全保護裝置，包括爐膛壓力保護，這意味著機組減少了安全保護措施[2]。除鍋爐系統以外，汽輪機低壓缸水蝕的可能性增加，包括輔機系統將會遠離額定工況運行，這使得安全保護及自動裝置需要作出相應調整甚至撤出運行，AGC無法正常投入，機組基本靠人工手動操作運行，由此使機組和電網運行的安全風險增加，對此應當引起高度重視。

（二）煤電機組升級改造應結合電網運行特性

我國電力系統運行總體上來看，是以省級電網為基礎，省間交易或區域交易更多是應急或余缺調劑為主。華東、廣東等區域、省級電網外來電比例持續增加，外來電力對當地電力供應和系統穩定的作用也在不斷增長，但是根本上還是依靠當地電源支撐著電力系統的安全可靠運行，尤其在電力緊缺的情況下更是如此。隨著可再生能源的快速發展，煤電機組更多承擔的是電力系統運行的兜底與調峰作用。靈活性改造機組要求能在35%負荷下運行，由此可以推斷，煤電機組幾乎不可能在額定參數下長時間運行，而必然采用滑壓運行方式，機組效率也將遠離設計效率。根據機組性能試驗，超超臨界當機組負荷從50%下調到40%工況運行，供電煤耗將增加約14克/千瓦時，從40%降低到30%額定負荷運行，供電煤耗將增加20克/千瓦時左右。

我國現有600兆瓦容量以上超臨界參數煤電機組超過360臺，已是電力系統的主力機組。隨著新型電力系統的逐步形成，煤電機組在電力結構中的占比，無論是電力還是電量必然逐漸減少，但其在電力系統中的作用仍然舉足輕重。因此，在靈活性改造與提高機組運行參數方面，應根據省級電網的運行特性謹慎作出權衡與決策。

從發展趨勢和電力系統運行要求看，靈活性改造比通過改造鍋爐汽輪機來提高機組熱效率顯得更符合現實需要，且更具經濟性。基于提高鍋爐參數的改造投資較大，汽輪機通流部分改造所提高的效率也極其有限，性價比較低。如浙江電網統調煤電機組為47380兆瓦，而現有超超臨界百萬機組16臺，還有多臺600兆瓦超臨界機組，其容量已占省統調煤電機組的40%左右。另外，還有基本不參與調峰的9100兆瓦核電和最大受電電力33640兆瓦（跨省區特高壓輸電和省內華東統調），以及約20000兆瓦的風光電力。這樣的電力結構，煤電機組年度平均利用小時在4500小時以下，很難在額定工況附近運行，只能承擔兜底和調峰作用（一般調峰到40%額定負荷及以下），長期處于偏離額定參數運行，超超臨界機組當作亞臨界機組使用。再斥巨資改造亞臨界參數機組為超臨界參數機組，應當深入進行經濟技術可行性分析研究，再審慎決策。 

（三）煤電退役機組轉應急備用應盡可能少，電力應急需多措并舉

《方案》明確，嚴格應急備用電源運行調度管理，常態下停機備用，應急狀態下啟動，頂峰運行后停機，在發揮保供作用的同時為降低整體能耗和排放作出貢獻。"十四五"期間，形成并保持1500萬千瓦的應急備用能力。 

根據浙江電網2020年運行情況，97%、95%以上尖峰負荷持續時間分別為25小時和43小時。調度最大峰谷差3314萬千瓦，平均峰谷差率33.48%。隨著煤電機組靈活性改造的進展及新型電力系統逐步形成，電力系統調節余量增大，是否安排煤電機組作為應急備用值得商榷。一是抽水蓄能機組的基本作用就是削峰填谷。二是其他新型儲能發展將提高系統頂峰能力。三是應當認識到新型電力系統運行的特點更多的是電網系統負備用不足，頂峰能力不足并非常態。四是用戶側有序用電可以更有效解決高峰時段供電不足的問題。五是應通過宣傳教育等方式，提高需求側用電風險意識。六是電力市場價格的合理波動也是控制尖峰電力供應不足的有效措施。七是煤炭、電力價格出現較大波動時的適時監管不可或缺。

退役機組作為應急備用，往往需要付出更多的成本。一是機組要長時間保養。二是當電網調度需要頂峰冷態開機時，各類系統要重新檢查，安全自動保護裝置需試驗與調整。三是運行人員備而少用，目前的煤電機組自動化水平難以實現無人開機或無人值班，不配備運行人員無法運行機組。四是機組長時間停運后重新啟動并網運行，需要消耗大量的電、水、油、煤和化學藥品等，成本較高。五是退役煤電機組轉應急備用的價格政策不明朗。根據電力系統現狀，備用煤電機組備而不用的可能性很大，如何疏導備用機組成本和電能價格需要專項研究。

三、幾點建議

（一）靈活性改造后的煤電機組，在低負荷運行工況下要切實加強燃燒調整，以防發生事故

煤質是鍋爐能否實現穩定高效燃燒和是否結渣的決定性因素，鍋爐燃燒設備的設計是以煤質特性為唯一依據。煤電機組在低負荷工況下運行，應當加強煤質管理和燃燒調整。一是加強煤炭元素分析，為燃燒調整配風提供依據。二是煤炭質量盡可能與爐型相對應，特別是盡可能不用偏離設計、含灰量和水分高的煤種。三是根據煤種特性組織好一、二、三次風的配比，以利煤粉著火穩定和燃盡。四是在最低負荷運行時，要保障足夠的助燃能量，以穩定煤粉點火燃燒。五是在撤出爐膛壓力保護、滅火保護等的工況下，運行人員必須密切監視爐內燃燒情況。必要時采取緊急干預，甚至停機，以防事故發生。 

（二）機組性能改造應當由發電企業自主決定

投入產出比的計算，是企業投資的必然行為。"雙碳"背景下，煤電機組不斷被可再生能源替代，年度利用小時呈逐年下降趨勢，非額定工況下運行成為常態，因此其性能提升改造的收益有限，投資成本回收時間較長。建議發電企業應根據所在省級電網情況進行提高煤電機組性能的可行性研究，審慎決定是否改造。

（三）煤電退役機組轉應急備用要結合省級電網實際需要確定容量

各省級電網運行的負荷特性曲線不同，電源構成不同，電力消費方式存在差異，儲能容量也有很大差別。譬如，浙江電網峰谷差較大，核電和跨省區輸入電力電量占比較大，同時浙江有豐富的抽水蓄能電站資源。據不完全統計，浙江省境內并網運行的統調抽水蓄能電站有5座，機組19臺，總裝機5630兆瓦（含華東調度機組）；當前在建的抽水蓄能電站有5座，機組21臺，總裝機6650兆瓦；規劃建設的抽水蓄能電站有4座，總裝機6500兆瓦。這樣的抽水蓄能容量，未必需要煤電機組退役轉應急備用。當然，儲能容量較小的省級電網，可以考慮煤電機組退役轉應急備用。調度機構將部分機組采用冷備用方式，不定期對機組進行輪換并網運行，這可能也是一種比較實際而有效的方式。

（四）給予應急備用煤電機組恰當的電價政策支持

各省級電網應根據當地的實際情況研究出臺應急備用煤電機組的電價政策。應急備用煤電機組可以采用兩部制電價，即容量電價和上網電量電價，容量電價保障應急備用機組的年度維護保養成本支出，上網電量價格按市場頂峰電價結算，其電價水平可以突破煤電上網電價上浮20%的限制，也可參照新型儲能上網電價，或按現貨市場定價。

參考文獻：

[1]西安熱工研究所.爐膛選型10年匯報[Z].1993,7.

[2]孫海峰,王兆輝,王建峰,胡妲,朱躍等.600MW超臨界機組深度調峰安全可靠運行解析[J].華電技術,2020,12.