山东省30万千瓦级煤电机组发展挑战和应对措施有哪些？

山东省在近中期应主要采用低压缸零出力、高低旁路蒸汽供热改造等热电解耦技术提升 机组的灵活性，进一步挖掘机组供热潜力。

一、主要挑战

1. “以热定电”工况下的矛盾 热电机组的发电量和供热量存在线性相关的耦合关系，在供热期间，汽轮发电机组是 按“以热定电”的方式在运行，供电负荷随供热负荷的变化而变化。在“以热定电”的工况 下，要保证机组稳定供热还要参与电力调峰，这两者之间存在着天然的矛盾。机组稳定供热 时，机组出力下限、上限均受到限制，如参与电力深调，则供热量随之减少，无法保证稳定 供热量；如要参与电力顶峰，则必须减少供热量，才能使机组出力升高。供热机组如不参与 电力调峰则要受到电网考核；如要参与电力调峰，则无法保障稳定的热力供应，影响居民供 暖或工业热用户正常生产运营。

2. 深度调峰增大供电煤耗 根据运行经验，煤电发电厂经济运行负荷一般在80%左右，设备及管道总体效率较高， 供电煤耗相对较低。汽轮发电机组在稳定供热时，尤其是供热量较大时，机组供电煤耗较 低，比如30万千瓦级机组在采暖季高背压运行时供电煤耗约为200克标准煤/千瓦时。经热力 测算和调研资料，参与深度调峰至50%时，30万千瓦级机组供电煤耗约为330-360克标准煤/ 千瓦时；参与深度调峰至40%时，30万千瓦级机组供电煤耗约为350-380克标准煤/千瓦时； 参与深度调峰至30%时，30万千瓦级机组供电煤耗约为370-400克标准煤/千瓦时甚至更高。 煤电机组参与供热本可以提高其运行效率，但机组参与深度调峰将显著增大供电煤耗，对煤 电机组的节能环保产生了不利影响。

3. 频繁调峰影响机组寿命 发电机组参与灵活性调峰时，频繁的负荷变化和启停，对机组和锅炉及附属设备设施影 响较大，远期看将严重影响机组寿命，进而影响电网安全。频繁的负荷变化将会使设备及管 道频繁热胀冷缩，电控设备频繁的调节，造成的主要影响有：（1）机组振动及气门疲劳松动； （2）锅炉受热面管材应力变化大易造成磨损泄漏； （3）易造成变压器为主的电气设备疲劳故障； （4）易造成热力管道的变形及支吊架的疲劳等。例如机炉及附属设备在长时期不稳定 的情况下运行，容易造成突发故障，机组有跳闸风险，热电机组一旦出现非停将对地区供 电、供热安全都将产生不利影响。

4. 负荷波动加剧环境污染 根据运行经验，煤电机组在稳定运行时，污染物排放控制也较为稳定，可以保证污染物 的超低排放。频繁的负荷变化将造成污染物排放增大，尤其是NOx的排放增大，加剧了环境 污染。 30万千瓦级机组普遍采用SCR脱硝技术，有效地将烟气中的NOx转化为氮气和水，其催 化剂对温度区间较敏感，反应温度通常在320℃到420℃之间，这个温度范围可以使SCR脱硝 系统既安全又稳定地运行，同时保持较高的脱硝效率。但机组负荷波动时，烟气温度降低、 SCR反应器流场和锅炉NOx排放的浓度场变化，将不利于催化反应，NOx无法高效脱除，会 造成污染物排放增大或短时超标。 机组调峰且不投油稳燃的情况下，对除尘器和脱硫系统影响较小。投油稳燃时，对于电 除尘器，会有油污及飞灰附着在电除尘器极板、极线上，造成电晕线肥大和极板粉尘堆积， 使工作电压升高，导致除尘效率下降；对于布袋除尘器，未燃尽的油污会有一定量最终附着 在布袋上，造成布袋微孔堵塞，长期运行除尘器会导致压差增大，除尘效率降低，可能导致 污染物排放增大。燃油随烟气进入脱硫塔，导致浆液中油污增加，会造成石灰石的掩蔽和致 盲，最终会造成石灰石的利用率下降，石膏排放困难，可能导致污染物排放增大。

5. 电热矛盾增加经营风险 对于供热机组，特别是供汽量偏大的机组，需要稳定的较高负荷才能保证供热的品质和 流量，现行电力现货模式下，新能源发电变化较大、电网需要深度调峰的时段，供热机组如 要保障热力供应将会存在长时间发低价电的问题，难以实现盈利运行。供热季期间，为保民 生供热机组造成的降出力运行，无法享受全容量容量电价，造成电厂的直接损失。 例如，山东某台30万千瓦煤电机组在2023年11月机组最高负荷受限3万千瓦，2024年12 月份、1月份、2月份机组最高负荷受限5万千瓦，3月份机组最高负荷受限3万千瓦，预计影 响电价3元/兆瓦时，减少收入约144万元，机组容量补偿预计减少收入约300万元，影响约 444万元，全年容量补偿预计影响约600万左右。

目前煤价长时间高位运行，居民供热价格执行政府指导价，大多数机组民生供热处于亏 损状态，在电力市场收益无法补足的情况下，将造成电厂的总体亏损，不利于长期可持续发 展，长期来看不利于供热和供电的安全。

二、应对措施

1. 低压缸切除 低压缸切除（又称“低压缸零出力”）主要是指中压缸排汽全部用于供热，低压缸做功 为零，仅保留少量冷却蒸汽进入低压缸，实现低压转子(叶片正常)“零”出力运行，减少冷 源损失，提高机组供热能力和深度调峰能力。在供热需求增大或要求深度调峰时，将原进入 低压缸做功的蒸汽全部用于供热，实现汽轮机低压缸切除运行，机组发电出力显著减小，供 热能力大幅提升。供热需求量较小或发电负荷需求增加时，机组退出低压缸零出力切换到抽 凝运行模式，快速恢复发电出力。低压缸切除方案可使机组在低压缸运行模式和常规抽凝供 热模式间在线灵活切换，大幅提高供热机组的供热能力和电力调峰能力。对于30万千瓦等级 机组，改造后在相同主蒸汽量的条件下，采暖抽汽流量每增加100吨/小时，供热负荷增加约 70兆瓦，电负荷调峰能力增大约50兆瓦，发电煤耗降低约36克标准煤/千瓦时。 该技术较为成熟，山东省已有很多30万千瓦级煤电机组开展了低压缸切除改造。例如， 华能章丘电厂在2019年对3号机组进行了低压缸切除改造，改造前用于供热蒸汽量为500吨/ 小时；单机可接待最大供热面积910万平方米。改造后用于供热蒸汽量可达640吨/小时；单 机可接待最大供热面积1160万平方米；新增供热面积250万平方米。在2021年电厂对4号机组 进行了低压缸切除改造，新增供热面积250万平方米。

2. 旁路蒸汽供热 高低压旁路蒸汽对外供热方案是利用高、低压旁路系统经过减温减压后直接供热，其 主要原理为：汽轮机在低负荷工况下，高压旁路投入，主蒸汽分成两路，一路进入汽轮机做 功，再由高压缸排汽至再热器；另一路经高压旁路经过减温减压直接进入再热器。通过在再 热器出口至中压调节阀前的管道上选取合适的位置进行打孔抽汽，也即低压旁路系统，将再 热蒸汽减温减压后对外供热，通过从锅炉侧抽汽可以提高对外抽汽量，以实现机组低负荷 运行。 高低压旁路联合供热技术适用于供热机组，可实现汽轮机30%左右的额定出力负荷下抽 汽运行。采用高低压旁路联合供热技术，因锅炉负荷高于汽轮机发电负荷，可显著提升低负荷下锅炉稳燃(不投油)能力，满足机组宽负荷脱硝要求；但也存在控制系统复杂、高压旁路 系统对主蒸汽减温减压存在能源利用效率降低、技术经济性较低等缺点。旁路供热改造的优 势在于方案成熟，改造初始投资较少，运行灵活方便，能够较好地实现热电解耦。

3. 电锅炉 电锅炉分为电极式锅炉和固体蓄热锅炉。电极式锅炉是将电能转化热能并将热能传递给 介质的能量转换装置，电流通过电极与介质(水)接触产生热量，将热能传递给介质(水)，介质 (水)不断吸收热量并将热量送到用户端或进行蓄热。固体蓄热锅炉可以通过加热蓄热固体介 质将多余的电能转化为热能进行储存，并在高负荷下利用热交换技术，然后把储存的热能向 供暖系统或生活热水系统中释放，该技术目前经济性较差，应用较少。 电锅炉用电来自厂用电，由于电极式锅炉消耗了部分电量，因此机组实际发电负荷可不 必降至过低，在机组保持较高发电负荷的同时，供暖抽汽供热能力不至于降至过低，加上电 锅炉补充的部分热量，仍能满足热网热负荷的需求，从而实现机组的热电解耦，参与深度调 峰。经测算，目前采用电极式锅炉配套蓄热水罐，按6小时内参与深度调峰，一般投资回收期 约6-7年。具体案例方面，华能长春热电厂(2×350兆瓦)新增320兆瓦的电蓄热锅炉，投资约 35510万元。每天蓄热7小时，可实现机组54%负荷运行时上网电量为0。

4. 长时蓄热 长时蓄热方案包括蓄热水罐和熔盐蓄热储能等。蓄热水罐方案主要是在保证机组日间高 负荷发电及正常供暖的基础上，额外加热一部分热网循环水，并从供水侧引出至蓄热水罐中 储存。对于供热机组，当发电余热满足供热需求且仍有富余时，这部分富余的热量可以用储 热罐存储起来。当调度要求降低发电负荷，机组供热能力下降时，机组的供热能力小于外部 需求的供热量，此时，不足的供热功率由储热罐提供，能够避免为满足供热需求而在用电低 谷时段产生强迫发电的情况，从而实现生产过程中的热电解耦，解耦时间的长短取决于蓄热 水罐容量的大小。大唐辽源发电厂(2×330兆瓦)配置26000立方米储热水罐，投资约6000万 元，储热水罐具备1188兆瓦时的储热能力，增加机组调峰能力160兆瓦。供热机组供暖中期最 小电出力情况下，机组在保证供热条件下的最小电出力为其额定容量的70%，改造后负荷调 整范围变为21%-100%。 熔盐蓄热方案主要在需要深度调峰时，通过电加热将低温熔盐加热至高温储存到熔盐罐 储存，从而避免锅炉和机组超低负荷运行。在供热需求较大且发电负荷要求增加时，将存储 在熔盐储热系统的热量重新释放出来，回热到系统中增加发电机组的顶峰能力或直接用于供 热。基于高温熔盐储热的火电机组灵活性改造系统具有理论综合效率高（达75%以上）、调 峰能力强（5%的额定负荷以下）、储热时间长（可达10小时）、储热参数高（温度可500度 以上）、使用寿命长（长达30年）等优势。

宿州热电基于熔盐储热的煤电灵活性关键技术研究及示范应用项目是目前世界上最大的 煤电机组耦合熔盐储热项目。项目总投资3.4亿元，建成后可通过熔盐储热系统代替机组产汽 供热，在提供连续工业供汽的同时，增加深调能力至30%额定负荷以下，带供热条件下的发 电机组最高负荷也可由80%提升为100%额定负荷，提升供热机组尖峰发电的能力。共计新增 压低谷能力70兆瓦，增加可再生能源发电量350兆瓦时，折算年碳排放减少约8.5万吨。 经测算，目前采用电极式锅炉配套蓄热水罐，结合调峰电价，具有较好的经济性；熔盐 蓄热方案及其他蓄热方案因造价较高，部分电厂空间有限，还需进一步探讨实施可行性。

5. 其他措施 一是优化供热方式。合理利用热网的蓄热能力，保证机组负荷在合理区间内，高峰顶得 上，低谷降得下，适应现货方式下的运行方式。 二是协调错峰供热供汽。建立热力用户沟通机制，协调用户根据计划安排生产，努力扩 大机组可调出力范围。 三是调整报价策略。有多台机组的电厂可通过调整报价策略以争取高电价收益，比如优 先保证一台机组切缸运行，另一台机组尽量减少供热抽汽量释放调峰潜力或投入调频模式。此外，煤电机组还可以通过技术改造应对深度调峰对机组运行带来的挑战，并在一定程 度上缓解电热矛盾。包括通过宽负荷脱硝改造，解决煤电机组降低处理负荷时的环保问题； 通过低负荷稳燃技术，解决煤电降低出力情况下锅炉稳定燃烧的问题；通过余热回收改造， 提高供热效率，减少资源浪费。

6. 小结 山东省在近中期应主要采用低压缸零出力、高低旁路蒸汽供热改造等热电解耦技术提升 机组的灵活性，进一步挖掘机组供热潜力。在中远期，则应加快电锅炉、蓄热水罐、熔盐储 能等技术的布局和应用。各个电厂应该根据自身情况和资源禀赋，选择适合自身的热电解耦 方式。