聚焦 | 煤电深调的“刀尖起舞”之痛

目前，全国煤电基本都参与深调。虽然部分企业参与的积极性并不高，但更无奈的是，如果不参与很可能“颗粒无收”。

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（来源：电联新媒  作者：袁红）

纲要

煤电深调势在必行

何为“深调”

为何“深调”

煤电深调掣肘待解

安全风险

能耗挑战

煤电深调雷区可破

灵活改造、因机制宜

择优运行、节能经济

煤电深调拭目以待

精耕深调、砥砺前行

政策帮扶、市场推动

正文

近年来，新能源发电迅猛发展，煤电机组产能过剩、发电利用小时数逐年下降，煤电在新型电力系统中的定位已由提供电力、电量的主体性电源，向提供可靠性容量、调峰调频等辅助服务的基础保障性和系统调节性电源转变。由于风电、光伏发电的随机性、间歇性较强，其大规模入网对电力系统安全稳定运行和电力可靠供应的挑战日益严峻，“双碳”目标下的电力系统调峰压力与日俱增。煤电机组深度调峰无疑是提升新能源消纳水平、保障电网安全运行、助力实现“双碳”目标的重要举措。

煤电深调势在必行

何为“深调”

“深度调峰”就是受电网负荷峰谷差较大影响，导致各火电厂降出力，发电机组超过基本调峰范围进行调峰的一种运行方式，即煤电机组的锅炉最低稳燃能力达到的比例。一般深度调峰的负荷率多为40%～30%。若一台600兆瓦的燃煤发电机组进行40%负荷率的深度调峰，功率从600兆瓦变成了240兆瓦，机组负荷下降了360兆瓦，其调峰深度为60%。机组调峰前后数据的变化反映了调峰的“深度”。当然，除了40%负荷调峰，还可以进行30%负荷调峰，甚至20%负荷的深度调峰。调峰的数值越小，深度调峰的难度也就越大。在规定时间内，火电机组能够安全、平稳、高效地升降负荷，且降至的负荷越低说明机组的深度调峰能力越强。“尖峰顶得上、低谷压得下”，这就是深度调峰最强机组。

为何“深调”

深度调峰的目的在于平抑新能源随机波动、出力不均的特性。当新能源在电网中的比例逐渐扩大时，电力系统对调峰电源容量的需求增大。与新能源等电源相比，煤电机组可通过改变出力工况来适应负荷变化，尽可能减少出力，承担为高速增长的非化石能源发电深度调峰和备用等功能。

目前，全国煤电基本都参与深调。虽然部分企业参与的积极性并不高，但更无奈的是，如果不参与很可能“颗粒无收”。煤电单纯以发电为主的传统经营模式难以为继，“卖电、卖热、卖服务”已经成为共识，调峰辅助服务收益将逐渐成为煤电新的利润增长点，煤电机组深度调峰运行将成为常态。

煤电深调掣肘待解

深度调峰常被比作“在刀尖上跳舞”。现阶段，煤电参与深调的意愿不足,究其根本是因为煤电机组频繁启动及大范围负荷变动，机组需承受大幅度的温度变化，导致关键零部件疲劳损伤；低负荷运行时的能耗较高、经济性较差，排放的污染物远高于基本负荷运行时的排放量。在这种工况下，机组寿命和燃料损耗同步增多，直接影响机组运行的安全性、环保性和经济性。

安全风险

深度调峰意味着电厂降低出力，发电机组低于基本调峰范围。需要煤电机组频繁快速变负荷，甚至快速启停，易产生锅炉炉膛应力变形，分离器等厚壁容器、发电机及主管道性能劣化，汽轮机被腐蚀等，造成发电机组主设备故障及安全风险。

我国推进煤电机组深度调峰的时间较短，技术、经验积累不足。尤其是大批亚临界、超临界机组，甚至一部分超超临界机组设计老套，并没有考虑深度调峰的需要，因此在调峰深度、负荷变化速度、启动速度等方面存在先天不足，安全风险和寿命损耗都显著增加。

能耗挑战

除了运行“稳定关”，能耗“管控关”也是煤电深调的“烫手山芋”。

低负荷高煤耗。随着机组负荷率的下降，机组发电标准煤耗先缓慢升高，后迅速升高，在机组负荷率为20%时，相比100％负荷发电标准煤耗增大达70克/千瓦时以上。在低负荷时锅炉燃烧状况若发生恶化，将对锅炉的物理燃烧热损失产生影响，进而影响锅炉效率，使发电煤耗进一步升高。

深调时设备工况、工质参数偏离设计值，负荷越低，偏离的程度越大，机组效率下降程度越严重。低负荷运行使机组热耗增加、锅炉子系统和汽轮机子系统效率下降，这也是机组发电标准煤耗随着负荷的下降逐渐增大的本质原因，对机组的经济运行造成较大影响。

投油助燃待完善。深调过程中，随着煤粉投入量减少，锅炉已进入超低负荷运行。为保证锅炉持续燃烧不灭火，仅靠传统强化燃烧的燃烧器已不能满足低负荷稳燃的要求，需要燃油系统做好准备。使用大油枪稳燃又会大幅提升发电厂的运行成本，并带来粉尘排放超标的问题。

供热机组热电解耦。热电联产机组以热定电、热电耦合，供热季电力调峰能力极差；在进行深调时，供热压力会较低，导致供热回水温度不满足要求，影响热负荷。供热机组深度调峰所面临的主要问题是如何进一步提高供热能力，并降低用电负荷。

煤电深调雷区可破

灵活改造、因机制宜

煤电作为深调主力承受着巨大的调峰压力，对其进行灵活性改造是当前电源供给侧改革经济性最优、效果最显著的有效途径。通过不断地探索、摸索，煤电企业结合机组自身的运行特性、调峰目标、项目投资等综合因素，在保证机组低负荷安全稳定运行的前提下，选择切实可行、高性价比的改造方案，主要通过对机组精细化管理和设备系统深度挖潜，对锅炉、汽轮机、辅机、供热、控制系统等多个方面实施优化调整与技术改造，提高机组负荷变化速率，达到科学深调。

锅炉稳燃优化调整。机组低负荷运行时，锅炉风压和氧量维持不宜过大，以免减弱燃烧；磨煤机保持较小的磨风量以防发生振动；可根据具体情况调整磨煤机投运方式，以保证煤粉浓度与细度，从而保证锅炉的稳燃性；同时，通过优化调整配风、切换至下层磨煤机等方式来降低火焰中心，防止火焰偏斜超温，必要时升级锅炉受热面材质，防止长期超温造成爆管。

在煤质满足掺配煤标准的前提下，尽量燃用低硫煤。开展喷氨优化调整与控制，投运暖风器进行热风再循环或与低温省煤器联合，系统利用烟气余热加热等方式提高空预器入口风温。这样，降低氨逃逸率和提高空预器的冷端综合温度来缓解空预器堵塞和低温腐蚀。

采用煤气化深度调峰技术，利用煤粉气化工艺将一部分电厂燃料用煤粉气化，转化为以CO、H2为主的煤气，将煤气送入锅炉炉膛，通过煤气的燃烧来辅助煤粉燃烧，改善煤粉的着火特性，使燃烧器在极低负荷稳定燃烧，满足机组宽负荷调整。

汽轮机安全运行对策。在深调过程中，除了锅炉侧调整，尤其需要注意汽轮机侧的机前压力调整。操作员要熟知机组的阀门调节特性，严格按照滑压曲线来维持机前压力，保证汽轮机的调节性能在最佳状态，同时减负荷过程中严密监视汽轮机本体振动、轴向位移、差胀等各参数是否正常。

对机组运行而言，应关注高、低加运行状况，如水位无法维持，及时人为干预，开启危急疏水阀进行调整；还需要针对深调工况做出相关设备改造，加大低加疏水管径，改进和提升高加正常疏水调节阀本身的调节性能。

在对小汽轮机汽源切换时，辅汽至小汽轮机电动门应采取间断开启方式进行，并注意检查小汽轮机进汽调门动作正常，小汽轮机转速、流量稳定，做好备用联启的准备，防止辅汽、四抽在切换过程中串汽，造成小汽轮机不出力导致给水流量低保护动作。

机组减负荷过程中还应严密关注给水泵的运行情况，视实际情况将汽泵再循环调节阀置合适开度；视凝结水流量及时开启凝结水再循环调节阀，置合适开度。严密监视低调前压力、低调开度、汽泵转速、流量等参数是否正常。当给水泵流量接近给水泵最小流量阀开启值时，可提前开启至固定开度，以达到稳定给水的目的。

密切关注汽温调节，“干态”运行过程中及时调整水煤比，加强对分离器出口过热度的监视。

脱硝系统技术改造。针对低负荷下SCR反应器脱硝投运温度偏低问题进行宽负荷脱硝改造，通常有两种方式：一是省煤器给水置换。在简单水旁路的基础上，将部分下降管中工质水利用循环泵打入省煤器入口，达到提高进入省煤器工质水温度的效果，减少省煤器的传热温差，从而提升省煤器出口烟温；二是省煤器分级。将原省煤器部分拆除，在SCR反应器前后各设置一定省煤器受热面分为两级省煤器。给水直接引至SCR反应器后的省煤器，然后通过连接管道再引至位于SCR反应器前的省煤器，减少省煤器的吸热量，达到提高SCR入口烟温的目的。

热电解耦灵活改造。由于供热机组“以热定电”的运行方式，在考虑经济投资和灵活性等因素后，需选择不同的热电解耦技术路线参与深调。

低压缸零出力技术：在中低压缸导汽管上安装严密性好的关断阀门，机组运行中关闭导汽管上阀门，低压缸不进汽，切除低压缸运行，中压缸排汽基本上全部对外供热，实现机组抽凝运行和背压运行的自动切换。

高背压循环水供热技术：将凝汽器改为供热系统的热网加热器，热网循环水直接用作机组循环水，充分利用机组排汽汽化潜热，将冷源损失降低为零，从而提高机组循环热效储能技术。在保证机组安全及供热稳定的前提下，持续优化供热方式，充分发挥电锅炉优势，可根据热网负荷需求实时连续调整，响应速率快、运行较灵活，电负荷甚至可降至零，达到机组深调极致。在满足外网热负荷的同时，满足用电负荷调节需求，实现真正意义上的“热电解耦”。

煤电机组在充分考虑锅炉、汽轮机、辅机、供热系统等安全运行，加强协调控制，避免机炉主控超调的基础上，通过灵活性改造来实现深调能力、自动控制水平、低负荷经济性的综合提升，提高了煤电在当前发电形势下的竞争力。

择优运行、节能经济

煤电机组的调峰运行方式最常见的有“均等低负荷运行”和“启停两班制运行”。

机组的供电煤耗随着负荷的降低大幅度升高。若采用均等低负荷调峰方式，当夜间负荷降至低谷时，机组的煤耗将大幅度增加，长时间低负荷运行显然是不经济的。启停两班制运行的启停损失也不小，当低谷时间不长时，采用这种调峰方式也是不合算的。

对于拥有多台机组的煤电厂，如果较长时间负荷率较低，在全厂负荷不变的前提下，启停两班制具有显著的经济性，且机组数越多、机组容量越大、调峰时间越长，经济效益越显著。

启停两班制调峰运行方式有一个临界时间。当低负荷时间大于临界时间，随着电网负荷率的下降，机组利用小时数持续下降，电厂深调已不局限于昼夜峰谷差，机组可能更长时间处于低负荷运行状态，实施“启停两班制运行”方式将更具有节能经济的意义。

煤电深调拭目以待

精耕深调、砥砺前行

优化调整，多措并举。煤电企业应针对深调工况，全面深入分析机组运行的风险点，优化调整低负荷稳燃、断煤处理、环保指标等问题，为机组深调常态化打下坚实基础。积极开展低负荷不投油稳燃试验、性能参数优化、辅机运行改造及精准配煤等多项举措，不断提升设备响应能力和机组灵活性，真正做到“尖峰顶得上、低谷压得下、运行稳得住”，既保证深调期间锅炉稳燃的安全红线，又保证负荷高峰时段的机组出力，实现高峰时段保电量、调峰时段争收益的既定目标。

加强管理，强化治理。煤电企业细化深调运行分析，探索深调运行管理机制。坚持以技术监督为中心，主导机组全寿命管理；以问题为导向，实施精益检修管理；紧盯深调短板，注重设备综合治理。加强机组运维管理，持续优化运行方式，提高监盘质量，做到勤分析、勤调整，提高机组安全边界；强化设备巡检力度与质量，严格开展设备消缺治理，紧抓消缺及时率，规范缺陷处理流程，做到早发现、早处理，提升设备健康水平。同时，开展专项培训，提升运维人员技能水平，保障机组安全经济运行。

精准研判，精益求精。通过积极推动“三改联动”、供热耦合调峰，拓展机组灵活性和深调能力，使机组全过程AGC模式、锅炉干态运行、不需要投油助燃，加减负荷速率等性能指标满足电网要求，安全性、环保性、经济性均得到验证。

煤电企业紧盯现货交易等政策规则及辅助服务市场行情，积极参与调峰辅助服务市场竞价，不断进行风险研判。根据市场导向进行深度挖潜，在保证机组安全稳定运行的基础上，以“度电效益最大化”为原则，开展分项指标精细管控，制定良策精准报价，持续寻找新的利润源，确保机组精细调峰、效益调峰最大化。

政策帮扶、市场推动

单纯依靠煤电自力拯救并不能完美解决问题，政企通力合作才是关键。

制定技术标准规范。目前，灵活性改造技术在实际推广中缺乏标准化、规范化和科学化的技术参考，政府相关部门须做好灵活性改造技术路线规划，加强机组运行维护和寿命管理、检验维修等指导工作。不断总结国内不同类型煤电机组灵活性改造试点区域的示范经验，分析辅助服务市场实际运转中存在的问题，完善煤电机组最小出力技术标准，科学核定煤电深调能力，尽快开展灵活性调峰相关政策、标准制定和推进工作。

完善辅助服务政策。现阶段，如果峰谷价差足够大，能够给予发电企业足够的补偿，深调就会具备一定的经济激励。考虑到不同容量和机组类型深调的补偿差异，可以在补偿阶梯电价中给出一定的低负荷补偿范围，适当提高补偿电价，尽量减少发电企业因承担维护电网安全、稳定和经济运行所付出的成本。

政府部门应不断完善辅助服务补偿政策，同时研究改造投资压力疏导机制，制定改造补助或优惠财税政策，激励机组参与灵活性改造，充分挖掘机组深调潜力。

现货市场推动深调。在成熟的电力市场中，借助容量市场机制，以价格信号反映资源的稀缺性，进而有效激励发电侧进行改造。通过现货市场不同区域、不同时序的价格信号，引导市场主体在高峰和低谷时段主动调整出力，是优化配置资源最经济的方式，也是能够合理优化不同机组辅助费用、降低终端用户电价的重要举措。

随着新能源发电并网持续增加，新能源出力的随机不确定性及源荷分布的不平衡,需要煤电机组潜得更深、负荷变化更快、启动更迅速灵活。在构建新型电力系统的过程中，煤电机组既作为电力供应的安全底线，又作为我国主要的调峰电源，面临着机组深度调峰和负荷响应速率所带来的经济性、安全性及环保等技术问题。提升煤电机组灵活性运行能力、挖掘其深度调峰潜力，不仅是解决当前新能源消纳困境的有效途径，同时也是提升电力系统综合调节能力、延续煤电企业生命周期、实现电力绿色转型的必要选择。

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