中国电力科学研究院资深专家来小康：长时储能技术研究需澄清的几个问题

开栏的话

1.1 “双碳”战略对煤电的总体影响

目前及今后一段时间，顶层设计的“双碳”战略是贯彻新发展理念、构建新发展格局、推动高质量发展的内在要求，决定了新能源为主体的新型电力系统的发展方向。虽然煤电已具备大规模发展的条件，但也尚不具备煤电完全退出条件，现有的电网无法支撑具有间歇性和波动性的新能源长时间高比例运行，还离不开煤电托底保供、灵活可靠等重要功能支撑。

1.2 欧洲退煤呈现反复化

国际上众多发达国家业已提出零碳电力系统目标，但对零碳电力系统是否保留化石能源发电尚无定论。受俄乌冲突、能源供求波动等多因素叠加影响，德、法、英、荷等多国已调整前期制定的退煤进程，重启或计划重启煤电以弱化对天然气的依赖。煤电作为当前最为成熟、可靠、经济的能源供给，其重要的战略安全性决定了煤电的退出没有那么容易。

1.3 煤电发展的具体问题

1）发展政策趋于收紧

《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》是我国“双碳”发展战略的纲领性文件，明确要求“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”。总体趋势是：淘汰落后产能，整体转向优化煤电结构，发挥容量价值和灵活调节功能，具体政策将随电力供需关系的变化动态调整，甚至可能有所反复。

2）支持政策不完善束缚了煤电转型发展    

受负荷率和发电量下降、供热锅炉房和小热电机组的关停替代推进慢、辅助服务补偿不到位等因素影响，煤电机组实施“三改联动”还存在投资收益难以保障的问题。煤电机组灵活性调节在促进新能源消纳的同时，也带来煤耗水平上升、安全风险增大、设备寿命下降等问题，经营和管理难度空前。

3）深度调峰和频繁启停对设备安全运行影响明显   

煤炭价格持续震荡，经济煤种掺烧比例不断提升、深度调峰对机组安全稳定运行提出了更高要求。煤质不断恶化，锅炉结焦严重，设备损坏风险加剧，非计划停运情况屡有发生。宽幅快速升降负荷以及频繁启停，造成金属部件低周疲劳损伤，汽轮机轴系振动增大、进汽阀门杆断裂、通流部件损伤、通流部分紧固件失效等时有发生，同时面临检修资金偏紧的难题。

4）部分机组能耗难以达标   

为落实煤电机组改造升级的工作部署，2022年7月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发《关于做好2022年煤电机组改造升级工作的通知》（发改运行[2022]662号），规定了煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造的达标量化要求。300MW和600MW等级亚临界非供热（或供热比较小）机组，现有改造技术难以让供电煤耗率达到要求，而升参数改造方案存在投资大、投资回收期长的问题，近期不适宜大范围推广。

尽管形势严峻，煤电仍需加大技术开发力度，在清洁、高效、灵活性方面进一步提高，增强自身竞争能力，以适应和促进新型电力系统的构建和发展。以市场为导向，按需定电建设优质煤电，技术创新方向由大容量、高参数、高效率相宜转向灵活调节、安全备用。按照先立后破的原则分批分类推动煤电改造升级、延寿、关停、备用和替代。“一厂一案、一机一策”统筹实施“三改联动”。

截至2022年底，全国达到超低排放限值的煤电机组约10.5亿kW，占煤电总装机容量比重约94%，已是世界最大的清洁高效煤电体系。中国华能集团有限公司（华能集团）已研发出世界首创的烟气污染物综合治理技术（COAP），基本实现污染物近零排放，目前正在临沂电厂开展首台套工程验证。碳捕集、利用与封存（CCUS）技术是减碳的重要途径，国内已投产工程年捕集能力为1万-15万；此外，燃烧前和燃烧中捕集技术也有或规划示范应用。碳市场全面放开增加了煤电发展成本，政府发放配额量决定市场供需，进而影响碳交易价格。近期看，碳排放配额较为充足，碳价维持较低水平；中远期看，随着配额趋紧，碳价可能逐步上升，发电成本将较大程度增加，需通过电力市场疏导。

我国经济快速发展和城镇化进程加快，垃圾、工业固体废物（固废）、污泥、生物质等产量不断累积，资源化回收利用需求日益迫切。煤电锅炉炉膛燃烧温度高、环保排放达标，地域分布均匀且体量规模大。耦合生物质、垃圾、污泥、固废发电技术具有利用率高、减碳效果显著等优势，目前已形成以前置碳化一体机为核心的多源固废处理体系。或气化耦合等方式。受耦合发电量计量标准缺乏、消纳价值未合理体现等因素制约，以上方式未能实现大规模应用；而工业固废耦合发电仍处于初步发展阶段。

煤电供热技术可回收排入大气中的部分热量用于供热以提高能源综合利用效率，实现热电联产，推动全社会节能降碳。我国富煤缺油少气的资源禀赋，决定了煤炭清洁高效利用仍是我国采暖和工业集中用热的主要途径。长距离供热可大幅拓展传统供热半径25km至100km，叠加长时大容量储热，集中热源和用热中心在空间和时间维度上的不匹配得以解决。集中供热面积、热电联产装机和供热量占比逐年攀升，近十年分别增长73亿㎡、20.4%和17.8%，达130亿㎡、47.8%和61.8%。

按用热性质不同，集中供热主要分为生活采暖和工业用热两大类。存量煤电机组供热改造，以“压力梯度、温度对口”为导向，在蒸汽系统某处选取参数和量符合要求的汽源，改造技术成熟，投资和技术经济性是重要的考量。受供需关系匹配导向，热电联产以135-600MW等级机组作为主，近年来1000MW级机组逐步实施供热改造。随着新能源电力规模化发展和高比例消纳，供热改造方案比选需重点兼顾发电和供热负荷的调节灵活性。

生活采暖的目标是维持约20°C室内温度。从中压缸排汽处抽汽至供热首站表面换热器加热供热循环水，是供热改造的基本方案，适用于低压缸双分流对称布置的100MW级以上机组，高背压、低压缸光轴技术大幅降低冷源损失，缺点有受热网参数影响明显、热电负荷强耦合等，运行灵活性差；低压缸零出力技术突破低压缸最小进汽流量限制，取得供热能力、电热调节能力、能效水平的协同提升。

工业供热的目标是满足用户生产需求，诸如化工、材料、印染、食品等行业的驱动、加热等。与以水为热载体的采暖不同，应以“一厂一案、一汽一策”为原则，需求端参数（压力、温度、流量）叠加管网损失（压降、温降、质损失），通过技术经济比选确定汽源及调节方案。据统计，热电联产供汽压力多在0.8-4.0Mpa，温度多在180-450°C。按照汽源抽汽压力在变电负荷范围内是否可调，供汽可分为非调节和可调节2种：前者是在回热抽汽口、高压缸进/排汽、中压缸进/排等处抽汽，适用于少量用汽场景；后者是在汽轮机及热力循环的内部设置调节系统以实现变电负荷范围内供汽参数稳定，适用于大流量用汽场景。存量机组供汽改造，需统筹考虑抽汽外供对现系统和设备安全性的影响。非调节抽汽应进行抽汽点前汽轮机三级动、静叶片蒸汽弯应力及推力安全的热力校核，其汽源点在锅炉再热器之前，抽汽量还受再热器受热面超温限制。调节抽汽应进行最大抽汽量和最低抽汽压力工况下抽汽点前的叶片和隔板强度及轴向推力安全的热力校核。具体而言，以蒸汽压力和流量为供汽方案选择依据，1MPa以以下参数宜选连通管抽汽，必要时增设调节阀；1-2MPa小流量场景可选再热冷端/再热热端处抽汽、匹配抽汽，大流量场景可选再热热端可调抽汽、旋转隔板抽汽；2-3.5MPa小流量场景可选匹配抽汽，大流量场景可选再热热端可调抽汽；3.5-4MPa小流量场景可选高压缸回热抽汽，必要时辅之以高参数蒸汽掺混或增设熔融盐储热系统。

新型电力系统对煤电机组灵活运行性能指标要求主要有最小发电出力、最大发电出力、变电负荷速率、快速启停时间等。灵活性改造认定标准要求纯凝工况下最小发电出力不高于35%额定负荷，或者供热运行时单日6h最小发电出力不高于40%额定负荷。灵活性能力提升主要从机组自身潜力挖掘和增设储能系统2方面展开。

深度调峰相关技术有锅炉低负荷稳燃、脱硝等环保系统宽负荷运行、超低负荷关键设备及部件安全监控和超宽负荷优化控制等。现役纯凝煤电负荷调峰可下探至35%以下，新建超超临界机组调峰负荷可以达到30%。近年来，部分投运机组进行了最低发电负荷20%深度调峰的试验或尝试，但未常态化运行。供热机组实施低压缸零出力、旁路供热等热电解耦改造，深度调峰能力仍不及纯凝运行工况，还因顶峰能力不足频繁受电网考核。耦合储能系统，是进一步提升煤电机组电出力调节能力的有效途径。供热机组利用热力管网蓄能、增设电锅炉/热水罐等储热系统，通过热负荷时间维度上的迁移拓宽电负荷调节范围。压缩气体、熔盐储热系统等容量型储能系统，与煤电机组热力系统深度耦合，节省蓄热设备，还可提升储能效率约5百分点-10百分点，应用前景广阔。2022年12月，全球首套与煤电耦合的熔盐储热项目在江苏靖江电厂成功投运，应用机组的调频性能、调峰能力及供汽可靠性均得到了显著提升。

变负荷能力直接反映了机组运行灵活性。锅炉系统响应速率是制约煤电机组负荷响应的主要因素，通过热力系统、制粉及燃烧系统的优化设计缩短锅炉对负荷的响应时间，通过制粉系统、给水系统的协调优化控制提升锅炉响应过程的快速性，通过调节凝结水、给水、供热抽汽等多变量协同调节，常规纯凝工况变负荷速率达1.2%-1.8%Pe/min，供热工况可达1%-1.2% Pe/min。在机组挖潜基础上，增设熔盐、电化学、飞轮、超级电容等储能装置及其组合，可进一步提升变负荷能力。

能源安全是能源转型的基础，也是构建新型电力系统的底线。 近年来迎峰度夏（冬）期间，燃料价格持续震荡、新能源电力区域性时段性短缺等多因素综合叠加引起用电紧张，煤电兜底保供作用再次凸显，煤电政策导向有所改善，但“分类分企优化存量、按需严控增量”的总体方针仍不会改变。

6.1统筹优化升级存量

1)针对性加大煤电低碳转型科技创新，重点攻克应急机组长期停备模式下设备安全评估及维保、高频宽幅灵活调节下设备及关键部件安全监控与低负荷工况保效、热电联供系统大热电比高灵活性、多源大比例掺烧下锅炉安全经济运行、智能控制、耦合煤电的新型储能等系列关键技术。

2）分类分企，多元发展。以替代升级、转应急备用、关停等方式坚决淘汰落后产能。推进性能优良、环境友好、经营稳定的机组延寿运行，发挥存量价值。锚定新定位新功能，与集中用热（能）、固废处置、储能深度捆绑，拓展综合能源服务形式和种类。

3）因地制宜、一厂一策、一机一案，统筹有序推动“三改联动”。以实际需求为导向，以热力试验和节能诊断为依据，以长期效益合理保障为前提，重点推进600MW等级及以上大机组提效改造、稳步推进煤电扩大供热、择优发展长输供热、有序推动灵活性改造。

4）优化调度，助力大范围系统性节能降碳。多变量约束下实施煤电企业内部稳态和瞬态优化运行外，还要加强电力热力能流链、区域链的“源、网、荷、储”联动协同，优化负荷、启停、旋转备用等调度方式，提高单机出力系数，优先发挥大容量、高参数、低能耗煤电机组基本负荷作用。

6.2按需发展优质增量

立足国情和世界能源形势，以满足电力缺口和服务新能源为导向，“以需定电”建设优质增量。

1）稳步推进650°C超超临界燃煤发电、大容量超临界CO₂发电、智能电厂、大规模CO₂捕集利用与封存、综合能源基地一体化集成、大容量低成本新型储能、煤电机组耦合超临界CO₂布雷顿循环和太阳能发电、退役机组卡诺电池转型改造等系列关键技术集中攻关和试点示范。

2）研发新一代清洁高效灵活燃煤发电机组并示范应用。在满足高参数（超超临界）、大容量（600MW级及以上）、高效率（不低于46%）基本要求之外，应重点关注全生命周期的灵活调节和安全备用性能，应等同 气电和抽蓄电站，目标是零碳燃料掺烧比例不低于30%，负荷变化范围0-120%Pe，变化速率5%-6%Pe/min，快速启停时间不超2h，20%额定负荷能耗较额定负荷增加不超35%，全工况烟尘、SO₂、NOx近零排放和重金属、CO₂深度脱除。

3）经过多年发展，我国能源供应保障能力不断增强，基本形成了煤、油、气、电、核、新能源和可再生能源多轮驱动的能源生产体系，能源供给的多样性在应对极端天气以及突发国际变局方面让中国更加从容，多措并举保障能源安全，所以煤电的保障能源安全功能会越来越突出，将会导致煤电短期的救急功能和长期的平衡器功能获得的收益大大增加。

6.3管理提升

1）数字经济是继农业经济、工业经济之后的主要经济形态。“十四五”时期，我国数字经济转向深化应用、规范发展、普惠共享的新阶段。在这种大背景下，数字技术与煤电行业加速融合，煤电智慧化转型已是大势所趋，把煤电行业变革推到了一个新高度，在建设、生产、检修、燃料传输、电量上网各个环节智能化升级，减少消耗提高效率，促进煤电高质量发展。

2）煤电将更多地承担系统调峰、调频、调压和备用等特殊服务功能。煤电“三改联动”涉及纵深程度是前所未有的，不可避免存在标准缺失的情况，应依托示范项目总结相关标准，持续完善或立项燃煤发电机组节能改造、供热改造、灵活性改造、燃煤掺烧优化、改造延寿、应急备用等相关标准，以标准支撑和规范煤电机组清洁高效灵活性水平提升，促进煤电行业健康有序发展。

3）煤电的清洁排放与灵活运行都将抬升能耗水平，和煤电自身高效目标似有相违。“双碳”目标下，要辩证看待以及综合平衡煤电清洁排放-煤电清洁灵活运行-电力系统整体低强度碳排放的关系，以取得综合效果最佳，但也增加了煤电企业管理提效的难度和复杂性。

新型电力系统构建对煤电行业是挑战，更是机遇。 要从时间维度科学看待煤电短期和中长期发展。 新型电力系统建设不是一挥而就，在安全高效低成本方面，新型储能及氢能、核能等前沿性、颠覆性技术突破尚需时日，重点是准确定位不同时期的煤电功能，并随政策、市场、技术等约束动态调整。 还要从我国的资源禀赋及能源战略安全方面考虑，来积极看待煤电发展，重点要将内外部条件及可利用条件充分结合，积极开展清洁高效灵活煤电技术的研发与应用，与各种新能源的优势互补动态协同，推动新型电力系统稳健发展。

本文作者：牟春华、居文平、王洋、黄嘉驷