煤电机组

本项目属于火电技术领域。“三北地区”新能源消纳难题已发展成制约其规模化开发利用的重大瓶颈。热电联产机组其“以热定电”的运行方式激化了供热与电网之间的矛盾。本项目解决了多家发电企业在深度调峰改造过程中遇到的热电解耦问题，为国内 200MW～600MW 煤电机组起到引领和示范作用；通过对常压储热罐解耦技术的研究，在国内率先掌握了大容量常压储热系统的成套设计方法及工艺，为该技术在行业内的推广起到示范作用。

受SCR脱硝技术最高效率制约，低氮燃烧技术在煤电机组NOx超低或近零排放控制中需发挥更大作用，或需提升技术性能。然而，低氨燃烧所需贫氧还原性条件与防高温腐蚀和结渣所需富氧氧化性条件相矛盾，因此，低氨改造后高温腐蚀、结渣等问题普遍存在，严重影响机组安全稳定运行，也制约了炉内进一步深度降氨实施。对冲燃烧锅炉由于燃烧组织方式特殊，采用低氮燃烧方式后上述问题更为突出。统筹协调燃煤锅炉运行环保性与安全性之间矛盾，防范化解低氨燃烧给锅炉带来的潜在安全隐患，是煤电机组安全稳定实现超低和近零排放的重要前提和安全保障。 项目研究成果在7家电厂得到应用，其中福州电厂600MW超临界机组工程示范应用结果表明：侧墙贴壁氧量可提高到1.5%以上，HS和CO浓度可降低60~90%，NOx浓度可降低40~80mg/m²，技改后机组至今运行二年多，锅炉水冷壁未出现明显高温腐蚀现象。黄其励、岳光溪和段宁三位院士领衔的鉴定委员会认为：该研究成果可显著提高超低排放下对冲燃烧锅炉运行的安全性，具有良好的推广应用价值，成果总体居该领域国际领先水平。

基于催化剂失活机理和精准诊断技术，首次建立面向燃煤电厂的催化剂全寿命精细化管理模式，优化了年产4万方的催化剂生产线和年产8万方的再生线，突破了国产催化剂适应复杂燃煤条件的制造瓶颈，整体提高了催化剂的创新研发和产业化能力。 项目授权知识产权63项（发明专利28项）。全寿命智能管控已覆盖全国15%装机的煤电机组，在保障安全稳定超低排放的基础上，近3年通过新型催化剂生产、智能诊断服务和废旧催化剂再生，累计新增销售额8.5亿元，新增利润1.3亿元，为企业节约催化剂全寿命使用费12亿元。项目整体提升了我国脱硝催化剂运维水平和创新研发、产业化能力，成果可进一步向全国电力及非电行业推广，为健全全行业氨氧化物超低排放技术路线提供支撑。经江苏省生产力协会组织专家评价：成果整体达国际领先水平。

本报告挑选了山东、山西、福建、湖南、海南五个典型省份进行了煤电转型优化潜力和路径的研究。报告基于近中期各省电力供需形势，在考虑政府电力发展规划、电力电量平衡和各省非煤资源发展潜力的约束下，依托于煤电机组装机大小、服役年龄、供电煤耗等要素的评估分析，为不同省份煤电机组提供了转型优化发展路径，并量化了相关结果，提出了有针对性的政策建议。位于华东地区的山东是全国煤电装机第一大省，同时又是电力输入大省，冬夏“双高峰”保供压力较大，由于其机组总量大、自备电厂和小微电厂多，未来煤电装机结构具有较大的优化潜力；位于华北地区的山西同样是全国煤电装机大省，同时是传统的电力输出大省，为全国电力保供扮演着关键作用，今后还是华北地区重要的电力调峰基地；位于华东地区的福建电力结构以煤电为主，但近年来核电、海上风电发展迅猛，未来电力输出省的角色定位将愈加明显；位于华中地区的湖南是可再生能源装机占比超过50%、电力电量紧平衡的省份，未来是中国新增煤电主要的地区之一；位于华南地区的海南煤电装机较小，地方政府已明确提出禁止新增燃煤发电项目，未来将成为中国率先实现煤电完全退出的省份之一。

煤电机组实现超低排放后，Hg和SO等非常规污染物成为燃煤电厂下一步烟气污染物治理工作的重点。烟气Hg和SO，污染对环境危害大，严重威胁人体健康，而且超低排放后SO浓度升高，给煤电机组带来空预器堵塞、设备腐蚀、有色烟羽等一系列问题。北京市地方标准要求燃煤锅炉承排放浓度限值为0.5Hg/Nm，杭州市地方标准已将燃煤机组SO，排放浓度限值列入征求意见稿。 现有环保设备对Hg和SO的协同脱除能力无法应对未来更严格的环保标准要求。燃煤电厂脱除烟气中Hg和SO主要采用单一污染物控制技术，即采用改性活性炭/改性飞灰吸附技术和湿式电除尘技术来分别脱除烟气中Hg和SO。然而，随着污染物控制种美不断增加，烟气净化设备数量逐渐增多，不仅提高了设备投资和运行费用，还使整个末端污染物治理系统更加庞大复杂，占地大、能耗高、运行风险大、副产物二次污染问题十分突出。同时，湿式电除尘设备安装在烟道尾部，在一定程度上能解决燃煤机组SO减排问题，但不能改善上游设备的工作条件，解决不了空预器堵塞、烟道腐蚀等影响机组安全可靠性的问题。利用一套设备实现多污染物协同脱除，已成为当前燃煤电厂可持续发展的必然选择。

聚焦于中国煤电发展现状、行业特征及低碳转性要求，并结合现有研究对煤电低碳转型路径可行性的讨论，本研究利用机组级煤电数据明确了转型的时间表和路线图，进行了四种煤电转型路径情景假设，即提前退役、灵活性调整、CCS改造三类单一技术措施情景及组合情景，进而从满足电力需求和碳减排约束两方面验证其合理性。同时，情景假设中将中长期转型路径关键因素与煤电风险量化评估挂钩，为测算中国煤电转型过程中可能面临的资产搁浅风险、贷款违约风险奠定基础。首先，从市场风险的含义出发，研究在原有搁浅资产定义基础上进行了补充，即搁浅资产风险包含煤电机组提前退役导致的预期回报损失，也包含灵活性调整等政策或市场因素导致的预期收益下降。研究发现，在没有电力价格补偿机制的前提下，提前退役、灵活性调整、CCS改造三种单一转型措施路径影响下将使中国煤电搁浅资产累计达到1.53万亿、3.97万亿和3.92万亿元，分类施策的组合情景下搁浅资产规模达到2.90万亿元。现役煤电机组资产是搁浅资产风险的主要部分，全面停止在建和待建煤电机组将使搁浅资产规模大幅减少。在没有电力价格补偿机制的前提下，煤电企业现有资产价值的下降，还将进一步导致煤电企业偿债能力下降，并可能出现地区性信贷违约集中爆发的问题。测算发现，2021年煤电贷款余额高达1.38万亿元，虽然仅占全社会信贷余额的0.8%，但对宁夏、新疆、内蒙古等经济结构中煤电占比较高的省级行政单位，煤电剩余贷款额占地区金融机构贷款余额的比例高达6~9%，成为地区信贷中不可忽视的部分。

　　《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》指出，要统筹煤电发展和保供调峰，严控煤电装机规模，加快现役煤电机组节能升级和灵活性改造及构建以新能源为主体的新型电力系统，提高电网对高比例可再生能源的消纳和调控能力。

大型电站煤粉锅炉是一个多变量多目标的复杂耦合系统，其燃烧状态、解耦控制、协调优化是制约锅炉总体性能提升的技术瓶颈。但传统技术难以准确反映锅炉燃烧过程动态特性，炉整场温度分布无法连续实时获取，控制系统控制变量单一且时间带后，燃烧优化主要依赖试验结果与人员经验，锅炉不能连续稳定保持良好的运行状态，同时在锅炉效率提高与NOx生成量降低之间无法合理兼顾。项目提出了基于数据驱动与专家知识融合的锅炉燃烧整体优化方案，建立了锅炉智能控制模式和性能协调提升策略，开发了锅炉智能优化控制系统和炉膜三维温度场实时监测系统，搭建了可实现智能运算的DCS扩展控制平台，有效解决了锅炉多目标寻优、炉内三维温度测量、DCS扩展智能控制等一系列技术难题。

本项目属于火电技术领域。“三北地区”新能源消纳难题已发展成制约其规模化开发利用的重大瓶颈。热电联产机组其“以热定电”的运行方式激化了供热与电网之间的矛盾。本项目解决了多家发电企业在深度调峰改造过程中遇到的热电解耦问题，为国内 200MW～600MW 煤电机组起到引领和示范作用；通过对常压储热罐解耦技术的研究，在国内率先掌握了大容量常压储热系统的成套设计方法及工艺，为该技术在行业内的推广起到示范作用。