火电企业应对灵活性改造的策略~国电集团

火电企业应对灵活性改造的策略2017年6月大连1.开展火电灵活性的背景2.火电灵活性的相关内容3.东北区域火电灵活性相关政策4.火电企业灵活性的制定原则5.火电灵活性的主要技术6.灵活性改造建议1.开展火电灵活性的背景我国可再生能源的高速发展截至目前，我国水电、风电和太阳能发电的装机规模分别达到3.2亿千瓦、1.3亿千瓦和4300万千瓦，均居世界第一位；可再生能源总发电量也位居世界第一。初步估算，到2020年，风电装机将达到2.2亿千瓦以上，“十三五”增加1亿千瓦以上；太阳能发电装机将达到1.1亿千瓦以上，“十三五”增加6000万千瓦以上。2020年以后，风电和光伏装机将进一步增加。1.开展火电灵活性的背景我国对节能减排和环境保护越来越重视尽管我国已将推行了更为严格的火电行业环保，但火电企业的排放的二氧化碳和污染物总量仍然庞大。新能源将成为未来我国能源发展的主流。我国政府对于低碳绿色发展做出多项重要承诺。2030年化石能源消费的CO2排放达到峰值，并争取尽早实现。2020年非化石能源比重提升到15%,2030年达到20%。2020年单位GDP二氧化碳排放量较2015年分别下降18%。巴黎协定1.开展火电灵活性的背景可再生能源的消纳收到限制近年来，风电等新能源持续快速发展的同时，遭遇了严重的弃风、弃光问。2016年平均弃风率17%，平均弃光率20%左右，其中三北地区的弃风占80%。消纳已成为制约风电发展的关键因素。国外发达国家增加新能源占比的主要措施欧洲在风能、太阳能、生物能源、二氧化碳的捕获和储存等新能源领域技术发展成熟，通过开展火电灵活性吸纳更多的新能源。2016年，欧洲可再生能源发电量占总发电量的比重达到了30.2%，其中风电和太阳能发电合计占比13.2%。丹麦1995年开始推广火电灵活性，至2015年，丹麦的风电占总用电量的42%。2016年，德国的风电和太阳能发电量占比达到20%以上。1.开展火电灵活性的背景2.火电灵活性的相关内容运行灵活性：提高已有煤电机组（包括纯凝与热电）的调峰幅度、爬坡能力以及启停速度，为消纳更多波动性可再生能源，灵活参与电力市场创造条件。2.火电灵活性的相关内容燃料灵活性：利用已有的煤电设备，掺烧/混烧秸秆、木屑等生物质，实现生物质原料的清洁利用，减少大气污染。3.东北区域火电灵活性相关政策东北电网是最早开展火电机组调峰补偿的地区。2012年12月东北能源监管局印发了《东北区域火电厂最小运行方式（2012）》。2014年8月东北能源监管局印发了《东北电力调峰辅助服务市场监管办法（试行）》。国家能源局东北监管局于2016年11月18日印发《东北电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》。2017年1月1日起开始执行。3.东北区域灵活性补偿相关政策《东北电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》核心内容：区域内所有未参与调峰辅助服务的并网发电厂（包括火电、风电、光伏、核电、抽水蓄能电厂）为参与调峰辅助服务的电力单位（主要为火电厂、抽水蓄能电厂、经市场准入的电储能和可中断负荷电力用户）提供调峰收益。3.东北区域火电灵活性相关政策《东北电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》时期火电厂类型有偿调峰补偿基准非供热期纯凝火电机组负荷率50%热电机组负荷率48%供热期纯凝火电机组负荷率48%热电机组负荷率50%火电厂有偿调峰基准3.东北区域火电灵活性相关政策《东北电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》时期报价档位火电厂类型火电厂负荷率报价下限（元/kWh）报价下限（元/kWh）非供热期第一档纯凝火电机组40%＜负荷率≤50%00.4热电机组40%＜负荷率≤48%第二档全部火电机组负荷率≤40%0.41供热期第一档纯凝火电机组40%＜负荷率≤48%00.4热电机组40%＜负荷率≤50%第二档全部火电机组负荷率≤40%0.41火电厂深度调峰交易报价3.东北区域火电灵活性相关政策《东北电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》火电厂有偿调峰其它交易☆电储能调峰交易指蓄电设施通过在低谷或弃风、弃核时段吸收电力，在其他时段释放电力，从而提供调峰辅助服务的交易。☆火电停机备用交易指火电机组通过停机备用将低谷时段电力空间出让给风电、核电，同时将非低谷时段电量出让给其他机组。☆火电应急启停调峰交易指供热期火电机组根据调度指令，在核定的最小运行方式以下通过应急启停为电网提供的调峰辅助服务。4.火电企业灵活性方案的制定原则基本目标：火电企业不担负调峰补偿费用保证火电机组任何时段最低运行负荷不能高于48%。（改造工作量少、投入费用低）高级目标：火电企业赚取高额的调峰补偿费用保证火电机组任何时段最低运行负荷可以低于40%。（改造工作量多、投入费用高）1.确定合适的灵活性目标4.火电企业灵活性方案的制定原则1.深调工况调整优化；2.燃烧系统的改造；3.氮氧化物的达标排放；4.热电解耦；5.协调控制优化。2.明确主要改造路线4.火电企业灵活性方案的制定原则1.注重机组安全选择工艺成熟、运行安全的技术。2.保持技术先进技术的选择和方案的应具有前瞻性。3.控制对机组寿命影响科学制定改造方案，减小灵活运行对于火电机组寿命的影响。4.关注机组效率。根据新能源消纳需求以及各发电企业的实际设备能力，确定合理的火电机组调峰深度。3.选择适合的改造技术5.火电灵活性的主要技术在不进行设备改造或仅进行微小改造的情况下，通过对运行数据分析、现场试验测试等方式，对机组进行调节优化,深度挖掘机组调峰能力。1.深调工况调整优化动态分离器一次风粉在线增加水冷壁壁温监测5.火电灵活性的主要技术通过对锅炉燃烧器和助燃系统进行改造和升级，保证锅炉在更低负荷下稳定运行，提升调峰能力。2.燃烧系统的改造深调工况下锅炉实现稳燃，在高负荷下，锅炉能带出力和防止结焦。深调工况一次风率高，二次风喷口风速低，难以进行有效组织炉内燃烧。优化调峰运行工况中主燃区二次风和燃尽风的分配。解决的问题燃烧器喷口的改造5.火电灵活性的主要技术2.燃烧系统的改造深调工况下投入助燃，提高锅炉稳燃能力。增加深调工况上层燃烧器投用能力。增加等离子点火燃烧器数量解决的问题增加微油点火系统5.火电灵活性的主要技术2.燃烧系统的改造用高纯度的氧气代替助燃空气，提高煤粉的燃烧效率。同其他助燃技术比，富氧燃烧具有煤种适应性强、燃烧效率高、低NOX排放等特点。富氧燃烧技术智能燃烧系统少量燃油/燃气氧气底层煤粉流主动燃烧提高温度稳定燃烧强化燃烧达到实现深度调峰≤30%额定负荷）调控调控5.火电灵活性的主要技术在低负荷工况下，锅炉存在脱硝入口烟气温度低的现象，造成脱硝SCR反应器无法正常投入，影响锅炉氮氧化物达标排放，需要解决SCR反应器低负荷投用的问题。3.氮氧化物的达标排放省煤器给水旁路改造省煤器再循环改造省煤器分级改造烟气旁路改造主要改造技术5.火电灵活性的主要技术3.氮氧化物的达标排放在省煤器进口联箱以前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路，直接引至下降管，减少给水在省煤器中的吸热量。省煤器给水旁路改造省煤器再循环改造将省煤器出口的热水再循环引至省煤器进口，提高省煤器进口的水温，进一步降低省煤器的吸热量。烟气省煤器给水热水给水旁路烟气省煤器给水热水热水再循环5.火电灵活性的主要技术3.氮氧化物的达标排放在省煤器前的烟道抽一部分热烟气至SCR接口处，加热省煤器出口过来的烟气，使SCR入口烟气温度升高。省煤器烟气旁路改造省煤器分级改造在SCR反应器后增设一定的省煤器受热面，减少SCR反应器前省煤器的吸热量，提高SCR反应器入口温度。省煤器入口烟气省煤器SCR入口烟气烟气旁路省煤器入口烟气高温段省煤器低温段省煤器SCR反应器5.火电灵活性的主要技术4.热电解耦北方的冬季，热电机组由于供热、供汽的限制，难以参与电网的深度调峰。保证热电机组冬季运行期间灵活性参与电网深度调峰，称为热电解耦。储热罐技术蓄热式电锅炉技术高低压两级减温减压器技术主要改造技术5.火电灵活性的主要技术供热量大的火电企业，可考虑安装大型储热装置，当热电机组降低出力时，输出热量补齐热力缺额；当热电机组增加出力时，储存富裕热量，实现“热电解耦”运行。储热罐技术利用水的显热将热量存储到储热罐内，通常采用常压或承压式。4.热电解耦在国内应用较少。对国内电网调峰的适应性。注意事项储热罐技术5.火电灵活性的主要技术利用电网灵活性改造的激励政策，在满足实际调峰需求的同时，将机组多余电能转化为热能并部分或全部蓄存下来，然后根据供热要求适时释放这些热量。4.热电解耦能耗高，违反能源利用政策。初投资高，目前均由第三方投资。注意事项蓄热式电锅炉技术华电丹东金山的固体蓄热式电锅炉现场5.火电灵活性的主要技术在需要增加供热量的情况下，在保证该机组正常采暖用汽的同时，可通过汽机高、低压旁路将高温高压蒸汽逐级减温减压后，供给热网加热器，提高供热能力。4.热电解耦两级减温减压系统的设计容量，注意对主机系统安全性的影响。改造后的协调控制。注意事项高低压两级减温减压器技术5.适合灵活性的主要技术常规机组的AGC及协调控制系统，在50～100%负荷范围内，能够满足机组调节要求；但对低负荷下的协调控制则难以保证，因此，灵活性调峰需要进行协调控制优化。5.协调控制优化给水泵小流量线性控制汽动给水泵中/低压汽源平稳切换低负荷协调控制系统优化主要改造技术6.灵活性改造建议1.响应政策导向，兼顾未来市场变化。2.根据企业自身特点，合理确定目标和方案。3.选择成熟的技术，保证机组安全。4.控制投资规模，注重解决实际需求。