轉載--原創｜如何確保大型煤電機組深度調峰時煤耗不大幅增加？

來源：汽機寶哥

張寶 /文

2024年12月20日，國家發展改革委、國家能源局制定并印發了《電力系統調節能力優化專項行動實施方案（2025—2027年）》，目的是提升電力系統調節能力和調用水平，有效支撐新能源消納利用，在“著力提升火電調節能力”一節，要求在保障安全前提下，探索煤電機組深度調峰，最小技術出力達到新一代煤電升級有關指標要求，并確保煤耗不大幅增加，機組涉網性能符合系統運行要求。

關于低負荷煤耗

關于煤耗，本人在2023年4月發表的網文“大型煤電機組深調到20%額定負荷，供電煤耗大致有多少？”中大致估算，得到的結論是：1000MW超超臨界濕冷煤電機組，20%負荷時，供電煤耗為367－385g/kWh，負荷從40%降到20%時，供電煤耗上升約了46g/kWh。事后，不少同行跟我交流，說這個數據還是偏小了，20%負荷深調時，供電煤耗應該在400g/kWh以上。

無獨有偶，楊勇平院士在“‘雙碳’目標下我國燃煤發電轉型升級發展路徑”（2024年第17期，中國電機工程學報）一文中，以我國北方某1 000 MW 煤電機組為例，給出了在不同負荷下的熱力性能試驗結果，具體如下圖。

楊院士提到的這臺煤電機組，雖說在北方，但從額定負荷的數據看，但應該也是濕冷機組，它在20%額定負荷下的供電煤耗約為375g/kWh，這與本人之前估算的367－385g/kWh的中位數基本一致，建議今后分析相關問題時，可以拿375g/kWh這個數據做參考。上圖同樣給出了40%額定負荷下的供電煤耗，目測值為330g/kWh吧，也與之前估算的基本一致，這樣的話，負荷從40%降到20%時，供電煤耗上升約了45g/kWh。

關于最低出力

值得注意的是，上面的討論，提到了兩個負荷點，一是40%額定負荷，一個是20%額定負荷，前者一般叫機組最低技術出力，后者常被稱為深度調峰負荷。兩者不一樣，經常被搞混。其實，對煤電機組來說，深度調峰負荷本身就是一個假概念，鍋爐投油、汽機開旁路，0%額定負荷都能搞到，并且穩定運行，關鍵看付出了多少代價。國家發改委、國家能源局2021年發布的《關于開展全國煤電機組改造升級的通知》所規定的新建、現役機組“純凝工況調峰最小發電出力達到35%額定負荷”的靈活性目標，指的應該是前者，而目前很多電廠搞的深調到15%額定負荷，甚至更低，應該屬于后者。兩者的區別就是機組能否在AGC狀態下，隨時可以響應調度負荷指令，并在該負荷下長期安全穩定地運行，而不能僅僅就穩定兩個小時，甚至更短。

電網運行準則（GB31464-2022）中給出了最小技術出力的定義，就是“發電機組（發電廠）在穩態運行情況下的最小發電有功功率”，這個指的就是前者；《電力系統調節能力優化專項行動實施方案（2025—2027年）》中提到的“最小技術出力達到新一代煤電升級有關指標要求”，這個最小技術出力，指的也是前者，這個指標也應該就是前文提到的“純凝工況調峰最小發電出力達到35%額定負荷”。

中電機團標《燃煤發電機組深度調峰能力評價試驗導則（意見稿）》中，也給出了兩個出力定義，一個叫“最低出力”，定義為“非深度調峰運行的機組最小可調出力”，一個叫“深度調峰最小技術出力”，定義為“在保證機組長期安全、穩定運行、環保指標達標、供熱需求滿足的條件下，機組實際運行的最小技術出力。”

結合上述信息，我們常說的最小出力可分成了三個層次，一是接受AGC指令的機組最小可調出力，比如目前湖北電網統調機組的最低出力為50%Pe，而浙江電網統調機組的最低出力為40%Pe；二是不接受AGC指令，但可接受電話調度，機組也可以慢慢地調整到該負荷下安全穩定運行，環保不超標，比如有的電廠通過投微油，最低負荷搞到20%Pe；三是電廠為了避免機組頻繁啟停，而采取投旁路、投油槍、投大功率電極鍋爐或其他儲能設備等措施，臨時將機組有功降到更低的值，這時機組功率理論上可以降到0。

煤耗增加，影響巨大

從國家發布的文件看，要在提升火電調節能力的同時，確保煤耗不大幅增加，這里所指的調節能力，應該就是《關于開展全國煤電機組改造升級的通知》所規定的“最小發電出力達到35%額定負荷”。從1978年到2022年，我國火電機組的供電煤耗都是在逐步降低的，但在2023年，全國6000千瓦及以上火電廠供電煤耗為301.6g/kWh，比上年增加了0.87g/kWh，供電煤耗出現拐點，基本可以判定，這是煤電機組經常深調運行的“功勞”。

2023年，全國煤電裝機11.6484億千瓦，利用小時數為4690小時，由此可大致算出煤電發電量為5.46萬億千瓦時，因供電煤耗增加而多燒燃煤475萬噸。火電廠供電煤耗增加，不僅增加其發電成本，還要增加碳排放成本。

多燒煤，增加發電成本。每噸標煤按600元計算，多燒燃煤475萬噸煤，增加發電成本為28.5億元。關于碳排放成本，也可以簡單測算，1噸標煤的等效碳是0.67噸，燃燒后產生2.46噸CO?，1噸CO?市場價格為100元，相當于多燒1噸煤，增加246元的碳排放成本，2023年煤電多燒475萬噸煤，碳排放成本增加11.69億元。兩者合計40.19億元。

也就是說，2023年，僅是供電煤耗增加0.87g/kWh這一項，就增加全國煤電企業成本40.19億元。2023年，我國五大發電集團煤電業務利潤總額為202億元，部分發電集團火電業務還處于虧損的狀態。煤電機組供電煤耗的增加，對煤電企業來說，影響是巨大的，節能降耗工作對全廠的經營顯得更為重要。

注：該部分數據主要來源于《中國電力行業年度發展報告2024》

如何降低煤電機組深調煤耗

降低煤電機組深調煤耗，措施是多方面的，事關企業生存，電廠也正在各顯神通，成績斐然。在此不再詳細討論，僅作一般性建議。

一是進行優化機組設計。采用靈活的負荷調節和快速響應技術，使得機組能夠更高效地進行功率變化，減少深調過程對能源消耗的增加。二是采用智能控制系統。開發煤電機組運行優化系統，實時調整運行參數以適應負荷波動，確保機組在不同負荷下都能高效運轉。三是與儲能技術整合。采用電力或熱力儲存技術，如儲能電池、超級電容器、電極鍋爐、熔鹽儲熱等，以緩沖電力需求的波動，減少對煤電機組深調的依賴，降低供電煤耗。四是進行高效設備管理。定期檢查和維護機組設備，針對深調運行方式，優化檢修工期，確保機組處于最佳運行狀態；及時更換磨損的部件，防止因設備老化導致的能源消耗增加。五是做好負荷預測與計劃運行。通過建立精確的負荷預測模型，優化機組的運行計劃，避免在非必要的時候進行頻繁的深調，減少對設備和能源消耗的影響。六是挖掘抽水蓄能機組調節潛力。利用抽水蓄能機組“抽四發三”的特點，與煤電機組形成互補運行方式，避免煤電機組長期超低負荷運行，實現共同效益的最大化。七是加大政策支持與激勵力度。政府可以提供稅收優惠或其他激勵政策，鼓勵企業采用節能技術和優化負荷管理，增強煤電機組深調運行的內驅力。

可以判定的是，煤電機組深調問題仍然會加劇，煤電行業需在優化現有設施、引入新技術和爭取政策支持三個方面努力，如此才能降低煤電機組深調能耗，緩和機組深調與節能之間的矛盾，提高能源利用效率，加快推動煤電行業低碳方向發展。