火电灵活性改造市场和技术浅谈

火电灵活性改造市场和技术浅谈 0 前言电力圈总群主李红,电小二叶剑晶、阿藤等朋友邀请我在电力圈谈谈火电灵活性改造。这是近期比较新和比较热门的话题,他们很会抓住热点。去年我在电力圈里谈过“煤耗,还是煤耗子”,加上近期对火电灵活性感兴趣,所以就答应了,跟大家交流一下。我自己也是在学习过程,加上火电灵活性改造涉及的专业多,包括锅炉及辅助系统如磨煤机、汽机、控制系统、环保等专业,而我知识有限,所以,只敢说是“浅谈”,算是抛砖引玉。不过我所在的通用电气公司发电集团,有电厂各种主要设备,有整体改造技术、能力和业绩。我一时回答不了的问题,我可以找到资源稍后回复;或者比较敏感不便立即回答的问题,可以线下单独聊。我的邮箱(allen.zhan@ge.com; 2306261154@qq.com),欢迎联系。本文引用可公开获得和可公开的资料,包括网上电规总院的资料。不一一罗列,在此致谢。1 火电灵活性改造的背景和意义1.1 低碳社会和碳减排压力中国的碳排放约 占全球的20.09%,是个排放大国。2016年9月3日,中国向联合国递交《巴黎协定》批准文书,向全球做出其作为世界大国的低碳承诺。(1)二氧化碳排放于2030年达到峰值并争取尽早达峰值。这是总量控制。(2)单位国内生产总值二氧化碳排放2030比2005年下降60-65%。2020年比2015 年下降18%。这要靠调整经济结构和技术进步。(3)2020 年非化石能源占一次能源消费比例达到15%,2030年达到20%。这一方面使得煤和煤电的发展受到限制,另一方面可再生能源,特别是非水可再生能源近几年呈爆发式增长。 1.2 全国的装机和发电量构成2015年全国规模发电装机 和发电量构成。 (1)煤电装机尽管低于60%了,但发电量仍超过三分之二,是第一大主力。2016年上半年,尽管年初出台了“限煤令”,但在存量的惯性下,煤电装机还增加了2711万千瓦。(2) 风电装机8.5%,但发电只占3.3%,这是除了风电的间歇性之外,弃风率高达15%。而2016年上半年弃风率更高达21%。其中以三北地区弃风尤为严重。(3)2015年火电的运行小时数为4329小时,今年上半年不到2000小时,今年全年有可能低于4000小时。火电(以煤电为主)实际上是在调峰状 态下运行。1.3 非水可再生能源的发展据估计,到2020年,风电装机装机将达到2.3亿千瓦左右(每年增长2千万千万),太阳能发电装机将达到1.4亿千瓦左右,两者加起来有4亿千瓦以上。消纳非水可再生能源,成为紧迫的任务。 1.4为什么是煤电厂改灵活性先看燃机,其启停快,但2015年装机只有4.4%,发电量比例3.0%倒是与风电3.3%差不多。但燃气成本高和燃气资源分布问题,燃机难以担当消纳风电/太阳能的重任。 其次看抽水蓄能,调节快。2015年装机2271万千瓦,占总装机1.5%,发电量0.3%,与风电不在一个数量级。而且抽水蓄能通常与核电匹配(装机2717万千瓦,占1.8%),需要比较好的上库、下库条件,建设周期长。 化学蓄能还没到到大型商业化阶段。 最后唯有靠煤电。我们看看煤电的具体构成。 按2014年底的统计,30万千瓦级的机煤组有880台,60万千瓦级有481台,两者装机大约为7亿千瓦,是煤电灵活性改造的主力机组。1.5灵活性与供电煤耗在低负荷下,煤电的供电煤耗必然是很差的。以我们改造德国800MW电厂为例,在额定工况下,供电煤耗为299.6克/千瓦时;在15%负荷时为472.4克/千瓦时。按照其权重,相当于 15%x472.4=70.9克/千瓦时。或者说,把85%电量让给风电后,相当于减少了供电煤耗299.6-70.9=228.7克/千瓦时。总体的环境效益还是很高的。总之,低碳的承诺使得非水可再生能源快速发展,煤电成为消纳的主要手段。2 火电灵活性改造的范围2.1 什么是火电灵活性火电主要包括煤电 和燃机电厂,这里基本上特指煤电。灵活性包括两个方面: (1)运行灵活性:深度调峰(低负荷运行),快速启停,爬坡能力强;对于热电机组实现热电解耦。(2)燃料灵活性:煤种适应力强,掺烧生物质例如秸秆、木屑等。下两图引自电规总院《中国火电灵活性提升总体构想》2.2火电灵活性 方面的政策近期,发改委、能源局密集下发了有关文件,例如:6月14日,国家能源局正式启动提升火电灵活性改造示范试点工作;6月21日,国家能源局下发关于推动东北地区电力协调发展的实施意见;6月28日,国家能源局综合司关于下达火电灵活性改造试点项目的通知(第一批);7月22日,国家发改委、能源局印发可再生能源调峰机组优先发电试行;8月5日,国家能源局综合司关于下达第二批火电灵活性改造试点项目的通知。政策驱动催生了火电灵活性改造市场。 3我国火电灵活性改造试点项目3.1试点项目概况目前两批 试点项目共22个,46台机组,约1818万千瓦。以30/60 万千瓦机组为主,以热电机组为主,以东北地区为主。技术要求:(1)使热电机组增加20%额定容量的调峰能力,最小技术出力达到40%~50%额定容量;(2)纯凝机组增加 15%~20%额定容量的调峰能力,最小技术出力达到30%~ 35%额定容量。这是最低要求。(3)部分具备改造条件的电厂预期达到国际先进水平,机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%~25%。3.2 火电灵活性改造的市场规模那么,大家感兴趣的是,未来灵活性改造市场规模有多大?基本上取决于四个因素:风电、太阳能的发展;预期的弃风率;现有煤电厂的条件;政策的力度。如果按2020年风电、太阳能装机达到4亿千瓦,并按照一定的风电/煤电匹配系数, 大致的改造规模在2亿千瓦(系数0.5)和2.4亿千瓦(系数0.6)之间。这是宏观的估算。看来市场规模不小。3.3 东北电力调峰辅助服务市场机制火电灵活性调峰能盈利吗? 市场如何运作?这也是人们关心的问题。至今,22个火电灵活性试点项目如何补帖未见报道。试点项目大都在东北。我们看看东北电力调峰辅助服务市场如何运作。东北电力调峰辅助服务市场于2014年10月开始运作。《东北电力调峰辅助服务市场监管办法》编制说明详细地介绍了市场的运作办法。目前,有如下政策:(1)《东北区域发电厂并网运行管理实施细则(试行)》;(2)《东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(试行)》;(3)东北能源监管局关于印发《<东北电力调峰辅助服务市场监管办法(试行)>补充》的通知。 3.3.1哪些机组参与市场化管理(1)火电机组、生物质发电机组(100MW及以上容量)能够提供基本及有偿调峰辅助服务,参与市场化管理;(2)水电机组暂认为能够提供100%的基本调峰能力,不参与市场化管理;(3)风电场、光伏电站作为间歇性电源不具备提供调峰辅助服务能力,参与市场化管理;(4)核电目前暂按不提供日内调峰辅助服务考虑,参与市场化管理。 3.3.2有偿调峰辅助服务区间目前按52%负荷即调峰率48%作为有偿调峰辅助服务的起点。 深度调峰有偿调峰辅助服务的补偿费用分配比例依据:(1)负荷率大于52%的火电厂的全电量;(2)核电厂负荷率超过52%以上的电量;(3)风电场的全电量。 3.3.3调峰有偿辅助服务报价区间火电厂负荷率报价下限(元/kWh)报价上限(元/kWh)40%≤负荷率<52%00.4负荷率<40%0.41.0