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不谈补偿机制的灵活性改造都是耍流氓!

发布时间:2018-3-1 发布人:朱经理




    据统计资料显示:2015年全国平均弃风率为15%;“三北”地区的弃风问题尤为严峻,弃风率超过30%。火电作为我国的主力电源,目前装机容量超过9亿kW,而其中大容量火电机组的调峰深度不到50%,北方地区热电机组的调峰深度只有20%左右。

    截至2016年底,我国发电装机16.5亿千瓦时,其中煤电装机9.43亿千瓦,占比57.15%;2016年全国发电量59897亿千瓦时,其中煤电发电量39058亿千瓦时,占比65.21%。根据国家发改委和能源局发布的《电力发展“十三五”规划》 (以下简称《规划》)中明确表示要充分挖掘现有系统调峰潜力,着力增强系统尤其是火电机组的灵活性。到2020年,我国发电装机将达到20亿千瓦,其中煤电装机11亿千瓦时,占比55%,煤电仍将处于主体地位。如今,可再生能源快速发展,提升机组灵活性,为可再生能源利用保驾护航,成为新时代赋予煤电的新使命。

    自2006年颁布实施《可再生能源法》之后,我国新能源产业发展迅速。但是,由于新能源的波动性以及管理利用水平和配套政策的不完善等因素,新能源的消纳成了一个能源电力领域亟待解决的新问题。与此同时,电力体制改革正通过有序缩减发用电计划,开展发电企业与用户直接交易,逐步扩大市场化电量的比例,为进一步完善电力市场提供空间。因此,从电网侧、用户侧和电源侧统筹规划,提升火电机组灵活性,加强机组调峰能力和消纳新能源入网是“十三五”能源战略的调整重点。提升煤电灵活性,将是“十三五”期间增加电力系统调节能力、促进新能源消纳的主要措施。统计数据显示,目前,我国“三北”地区煤电占总装机容量的60%,其中一半左右为热电机组。预计到2020年这一比例仍将高于60%,热电机组比重也将有所增加。与之相比,抽水蓄能、调峰气电等调峰电源占比到2020年仍不足2%。在未来相当长的一段时期内,“三北”地区电力系统仍将依赖煤电机组进行调峰。通过灵活性改造,煤电机组可以增加20%以上额定容量的调峰能力。《电力发展“十三五”规划》确定的全国煤电灵活性改造规模目标为2.2亿千瓦,预计将提升电力系统调峰能力约4600万千瓦。因此,探寻提升火电机组灵活性的技术路径,以适应新的能源战略要求,更好地接纳新能源入网,以及实现在役大容量火电机组的技术改造优化都有实际意义。

    据中国电力企业联合会预测, 2020年、2030年、2050年是我国火电产业发展的重要节点,未来我国火电产业将进入衰退期。2020年, 火电装机容量占总装机容量61%, 2030年下降到51%, 到2050年进一步下降至38%,而新能源装机占比持续上升, 到2050年, 新能源装机占比已上升至33%。火电装机容量一路下行的数据拐点,无情地证明了火电产业规模逐年递减。

    在未来, 火电产业将在产业需求的导向下继续演化。虽说火电产业即将进入衰退,但值得注意的是,在2030年以前, 我国火电产业仍处于成熟阶段, 装机容量占比仍在50%以上。随着我国经济的稳定增长, 电力需求也将进一步扩大, 火电产业仍有为经济增长提供电力保障的需求。在未来十二年内的火电成熟期里, 火电仍是我国的主力电源。

电力辅助服务补偿机制

    为深入贯彻落实党的十九大精神和《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号),进一步完善和深化电力辅助服务补偿机制,推进电力辅助服务市场化,按照《国家发展改革委国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》(发改经体〔2015〕2752号)有关要求。2017年11月15日,国家能源局发布了关于印发《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》的通知。《方案》明确了全面推进电力辅助服务补偿(市场)工作主要目标和主要任务,自2017年至2020年,分三阶段进行实施。

    2017-2018年为第一阶段,完善现有相关规则条款,落实现行相关文件有关要求,强化监督检查,确保公正公平;2018-2019年为第二阶段,要求探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分担共享机制;2019-2020年为第三阶段,要配合现货交易试点,开展电力辅助服务市场建设。

    除此之外,我国各省份也均布局电力辅助,山西独立参与调峰的单个电储能设施额定容量应达到10MW及以上,额定功率持续充电时间应在4小时及以上;福建省要求重视福建电力辅助服务市场试点和交易平台试运行工作;新疆由电储能设施投资运营方与风电场、光伏电站自主协商确定补偿费用......

    整理了部分省份出台的关于电力辅助的政策,看看这些省份是如何推进电力辅助服务市场的!

福建省《福建省电力辅助服务(调峰)交易规则(试行)》

    各电力市场成员,要重视福建电力辅助服务市场试点和交易平台试运行工作,自觉遵守有关法律、规章和市场规则。9月至12月为试运行期间,有关电力辅助服务市场交易结果按一定比例结算,2018年起依据交易规则按实际交易结果全额结算。

甘肃省《甘肃省电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》

    火电机组(含供热机组)有偿调峰基准为其额定容量的50%,有偿调峰基准点应是一个体现市场供求关系的动态平衡点;实时深度调峰交易模式为日前申报、日内调用;电储能用户需向调峰服务平台提交包含交易时段、15 分钟用电电力曲线、交易价格等内容的交易意向,市场初期电储能用户申报价格的上限、下限分别为 0.2 元/千瓦时、0.1 元/千瓦时。

河北省《河北省“十三五”电力发展规划》

    加快建立电力辅助服务市场机制,进一步促进调峰电源发展,推动燃煤火电机组灵活性改造,着力提高系统新能源电力消纳能力。

江苏省《江苏电网统调发电机组辅助服务管理实施办法》

    对并网发电厂提供的基本辅助服务不予补偿,当并网发电厂因自身原因不能提供基本辅助服务时需接受考核。对并网发电厂提供的有偿辅助服务进行补偿,当并网发电厂因自身原因有偿辅助服务不能被调用或者达不到预定调用标准时需接受考核。

山东省《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)》

    山东电力辅助服务市场将山东省级电力调度机构直接调度的并网发电机组和送入山东电网的跨省区联络线纳入辅助服务市场范围,交易品种主要包括有偿调峰和自动发电控制(AGC)。有偿调峰交易采用“阶梯式”报价方式,分七档报价,交易方式为日前组织、按15分钟出清;AGC辅助服务交易为日前组织、按日出清。补偿费用按日统计发布,按月结算。

山西省《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项》

    以发电企业、电力用户、售电企业、储能运营企业等为参与主体,均可以联合或独立的方式参与调峰或调频,独立参与调峰的单个电储能设施额定容量应达到10MW及以上,额定功率持续充电时间应在4小时及以上。独立参与调频的电储能设施额定功率应达到15MW及以上,持续充放电时间达到15分钟以上。

新疆《新疆电力辅助服务市场运营规则(试行)》

    鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施,要求充电功率在 1 万千瓦及以上、持续充电时间 4 小时以上;在火电厂计量关口出口内建设的电储能设施,与机组联合参与调峰,按照深度调峰管理、费用计算和补偿;由电储能设施投资运营方与风电场、光伏电站自主协商确定补偿费用,释放电量等同与发电厂发电量,按照发电厂相关合同电价结算。

东北地区《关于同意开展东北区域电力辅助服务市场专项改革试点的复函》

    同意东北地区开展电力辅助服务市场专项改革试点工作,并已于今年1月1日起施行。东北电网调峰问题十分突出,既影响电源、电网和供热安全,又影响新能源消纳。而通过传统的计划手段和调度命令,发电企业提供调峰等辅助服务的动力不足,可通过市场化方式建立更高效的电力辅助服务机制。

“三北”地区《促进电储能参与"三北"地区电力辅助服务(市场)机制试点工作》

    鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施。鼓励各地规划集中式新能源发电基地时配置适当规模的电储能设施,实现电储能设施与新能源、电网的协调优化运行。鼓励在小区、楼宇、工商企业等用户侧建设分布式电储能设施。


必然性与技术参考

    目前,中国稀缺的不是发电能力,而是调峰能力,过去要求火电安全、稳定、高效、清洁,现在我们还需要弹性、灵活性来调节和吸纳高比例的可再生能源。我国大容量火电机组调峰运行时效率明显下降,单位煤耗显著上升,以新建1000MW机组为例,50%负荷下的供电煤耗比满负荷时增加约20g/kWh。此外,低负荷运行时炉内燃烧的不稳定,引起了烟气温度和粉尘浓度等参数的大幅变化,严重影响了除尘器等设备的工作效率,污染物排放量也显著增加。虽然火电结构向高参数、大容量优化转型,但机组运行灵活性的不足仍然突显了火电能耗和环保的压力。

    我国的电源结构主要以火电为主,如下表所示。2015年全国发电装机总容量为15.3亿kW,比上年增长了约12%,增速幅度放缓。与此同时,电源结构也在逐渐调整。2014年,火电在能源结构组成中仍占约70%的比例,风能及太阳能等新能源只占不到10%;2015年,火力发电装机容量则约占当年总容量的65%,稳中略降,新能源的比例则提升为13%,增幅明显。《规划》明确表明,按照非化石能源消费比重达到15%的要求,到2020年,非化石能源发电装机达到约7.7亿kW,占比提高到39%;火电装机力争控制在11亿kW以内,占比降至约55%。

我国的电源结构

    由此可见,随着我国电网机组装机容量的不断扩大,传统火电和新能源发展之间的矛盾也因此显现。电网中大容量火电机组普遍参与电网的调峰,为可再生能源消纳提供足够的容量空间,以满足电源结构中新能源比重提升的需要。我国大部分主力火电机组长期在65%~75%的负荷下运行,不仅调峰深度普遍不够,而且机组运行能效和污染物控制能力明显下降;煤电自身结构也有待进一步优化转型以适应总体电源结构的改变。因此,火电机组缺乏灵活性面临着来自电源结构调整的压力。

    “十三五”期间我国明确提出,将实施2.2亿千瓦燃煤机组的灵活性改造,使机组具备深度调峰能力。对于很多火电机组来说,机组的灵活性将成为今后重要的考量,未来火电机组的一大部分收入将来自于调峰和辅助服务。火电灵活性改造之于火电领域是一场革命,更是对我国能源技术创新的一场严峻考验,如何“灵活”开展灵活性改造是必须要攻克的课题,所谓灵活就是机组具有更快的变负荷速率、更高的负荷调节精度及更好的一次调频性能;机组具有更宽的负荷调节范围,负荷下限从原来的45%下调至30%,甚至更低。燃煤机组深度调峰面临着很多问题,涉及到锅炉、汽机、辅机、控制系统等多个方面,可谓牵一发而动全身,针对机组自身的运行特性以及调峰目标幅度,灵活制定灵活性改造技术路线,以期实现燃煤机组在低负荷下的安全稳定运行。要实现机组灵活性改造并不是一件容易的事儿,要响应政策导向,兼顾未来市场变化,根据企业自身特点,合理确定改造目标和技术方案,保证机组安全,还要控制投资规模,注重解决实际需求。‘十三五’期间,随着可再生能源发电全额保障性收购制度的实行,我国火电灵活性改造工作将同步铺开,热电机组和常规煤电灵活性改造规模分别达到1.33亿千瓦和8600万千瓦左右。


那么燃煤电厂的火电灵活性改造,主要包括哪些?

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。

燃料灵活性:煤种适应力强,掺烧生物质例如秸秆、木屑等。

    提高火电灵活性,包括改善机组调峰能力、爬坡速度、启停时间等多个方面。目前,我国纯凝机组在实际运行中的调峰能力一般为额定容量的50%左右,典型的抽凝机组在供热期的调峰能力仅为额定容量的20%。通过灵活性改造,预期将使热电机组增加20%额定容量的调峰能力,最小技术出力达到40%-50%额定容量;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。通过加强国内外技术交流和合作,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%。

    灵活性改造具体路线包含低负荷稳燃、锅炉燃烧优化、低负荷脱硝、汽机改造、蓄热装置。牵一发而动全身,灵活性改造要涉及锅炉、汽机、控制系统的改造,需要先做全厂评估,再制定具体方案。

    针对低负荷稳燃,煤粉锅炉在设计时对锅炉最低不投油稳燃能力有一定要求,相关设计标准规定:根据不同燃烧方式和不同煤中挥发分,锅炉最低稳燃负荷率在30%至60%之间。但机组考核往往以设计煤种为准,锅炉实际运行中,煤质多变,多煤种掺烧现象已十分普遍。要保证机组在低负荷甚至超低负荷(30%以下)下长期稳定运行,必须对燃烧系统做调整。目前比较主流的低负荷

稳燃技术方案有:燃烧器结构优化改造、磨煤机分离器的优化改造、利用机组原有的等离子点火装置、利用微油或小油枪点火装置、利用富氧燃烧技术等。

供热工况热电解耦:目前,国内绝大多数供热机组均采取汽轮机中压缸排汽供热方式,而受汽轮机低压缸最小冷却流量的限制,在机组供热量一定的情况下,机组发电负荷不能低于某一限值,这种“以热定电”的模式限制了供热机组在供热期的深度调峰能力,这也是我国三北地区供暖期调峰困难、弃风弃光现象严重的重要原因。因此,要在保证机组供热量不变的前提下,降低机组电出力,就需要打破机组供热期的热、电耦合关系。目前,常用的热电解耦技术有:汽轮机旁路供热,切除低压缸供热,热水、熔盐储热供热,电锅炉、电热泵供热等。

汽轮机旁路供热:该技术主要是指汽轮机高、低压旁路联合供热,利用高压旁路将部分主蒸汽减温减压旁路至高压缸排汽,经锅炉再热器加热后,从低压旁路(中压缸进口)抽汽对外供热。该技术方案能最大程度地实现热电解耦,可达到“停机不停炉”的效果,同时改造投资也较小,不足之处在于供热经济性较差。此外,在方案设计中应注意各路蒸汽流量的匹配,保持汽轮机转子的推力平衡,确保高压缸末级叶片的运行安全性,防止受热面超温,同时应确保旁路供热时的运行安全性。

切除低压缸供热:该技术是打破原有的汽轮机低压缸最小冷却流量限值理论,在供热期间切除低压缸进汽,仅保持少量的冷却蒸汽(约 10 t/h左右),使低压缸在高真空条件下“空转”运行,从而提高汽轮机的供热能力。该技术能使机组在原供热能力的基础上增加 20%左右的供热能力,由于减少了低压缸排汽的冷源损失,具有较好的供热经济性。该项技术在国外有成功案例,在我国内蒙古某330 MW 机组上也成功完成了连续 72 h 的切除低压缸进汽试验,试验期间在保证供热蒸汽流量 350 t/h的前提下,机组电负荷降至 120 MW,监测汽轮机末级和次末级叶片温度正常。该项技术改造投资小,远低于高背压、光轴改造成本,具有较好的市场应用前景。

热水、熔盐储热供热:该技术是通过设置热水罐、熔盐罐等存储热量,作为电网负荷较低时机组供热抽汽的补充或热量的存储,间接实现热电解耦。以热水储热为例,根据实际需求,在电网高峰时段,增加供热抽汽加热热网循环水并存储在储热罐中,电网低谷时,由储热罐储存的热水对外供热;也可在电网低谷时,机组不深调负荷,增加供热抽汽加热热网循环水并存储在储热罐中,在电网高峰时段时由储热罐储存的热水对外供热,增加上网电负荷。储热供热技术对机组原热力系统的改造少,供热经济性较好,不足之处在于改造投资较大,储热罐占地面积大,且不适用于长期连续调峰。储热供热技术在德国、丹麦应用广泛,在我国的东北地区也有成功应用。

电锅炉、电热泵供热 :该技术是指在电源侧设置电锅炉、电热泵等,在低负荷抽汽供热不足时,通过电热或电蓄热的方式将电能转换为热能,补充供热所需,从而实现热电解耦。该技术的优点是能最大程度地实现热电解耦,对原机组的改造少;不足在于改造投资大,且机组热经济性较差。电锅炉在国外也有广泛的应用,主要用于电网中富余的“垃圾电”的消化,而在我国东北地区,受电力辅助调峰市场奖励机制的影响,也有少量电厂采取合同能源管理的模式开展电锅炉供热改造,实现热电解耦。在上述几种热电解耦技术方案中,最成熟的是热水罐储热供热、电锅炉供热技术,这 2 种技术热经济性较好,但改造成本相对较高,占地面积也较大;其次是汽轮机旁路技术,改造成本低,但热经济性较差;切除低压缸供热技术改造成本最低,热经济性也最好,但应用业绩相对较少,安全性还有待验证,是未来的研究热点之一。

运行中汽机易出现的问题:汽缸/转子胀差大、低压缸排汽温度高、加热器疏水不畅机组深度调峰降负荷过程中,由于转子冷却比汽缸快,容易出现负胀差的情况,运行过程中应控制降负荷速率,胀差较大时须采用加热装置向汽缸夹层和法兰通冷却蒸汽。低负荷下排汽温度高则主要受鼓风摩擦的影响,没有足够的蒸汽将产生的热量带走,此时需通过后缸喷水减温装置向汽轮机排汽中喷入高度雾化的减温水来实现降温。低负荷下低压加热器(低加)疏水不畅主要是受低负荷下相邻两段抽汽压差小、两级加热器之间差压小的影响所致,此时需要对低加疏水管道进行改造,减少两级加热器之间疏水管道的阻力。

火电机组灵活性改造的研究方向:火电机组分为热电机组和凝汽机组两大类,欧美多数广泛使用热电联产机组,但其中较大比重为大容量抽凝式机组;国内两类机组都普遍存在,热电机组装机容量大约为火电总装机容量的32%。火电机组灵活性主要包括机组的调峰深度,爬坡能力和启停速度等内容,改造主要的研究方向如图1所示。调峰运行方式的优化和锅炉燃烧系统的优化改造是火电机组灵活性改造的主要手段。


图火电机组灵活性改造的主要研究方向

火电机组的储热改造:国外对火电机组灵活性改造集中于小型化的热电联产机组展开,其中尤以储热装置的研究非常流行,主要方法是运用energyPLUS、ANSYS等软件进行建模分析,从而得到可行的改造方案。

    在此基础上,运用储热技术开发和利用储热锅炉和储热式设备,建立灵活机动的中小型储热电站的方案逐渐成为热点。储热设备与火电站改造相结合,不仅设计灵活,而且维修使用方便且易于管理。

    瑞典斯德哥尔摩市政热电厂的电锅炉调峰项目便设置了卧式的大型蓄热罐来实现机组灵活性的提升;德国和丹麦的供热系统基本都配置大型蓄热罐,同时在电源侧和热网侧充当储能设施,除了实现热电厂短时间的热电解耦,还可起到定压补水和膨胀水箱的作用;我国东北部分地区也开始逐步采用采用蓄热罐和电锅炉改善热电厂的调峰收益。

    储能系统与联合调峰运行策略:火电机组灵活性的改善需要大容量储能技术相配合,除了上述利用储热装置的方法以外,主要的储能系统是以抽水蓄能电站、燃气轮机电站和常规水电机组等为主的调峰电源。

    此外,利用以燃料电池为核心的储能系统辅助调峰提高火电灵活性的技术也在持续研究中。燃料电池技术整体还不成熟,相关研究主要集中于材料、结构和催化剂的改良。近日,美国橡树岭国家实验室能源部使用纳米尖峰催化剂将温室气体二氧化碳转化为乙醇,研究人员认为可利用二氧化碳可以制造和存储为乙醇的特性,研制新型电池储能系统平衡间歇电源对电网稳定性的影响。

    火电机组的调峰优化措施:九十年代以来,为了在火电机组变工况调峰的过程中来提高调峰能力和经济性,研究人员从火电机组燃烧系统改造和变工况运行策略的角度对锅炉设备的燃烧稳定性、水循环安全性和锅炉辅机的限制等影响火电机组调峰能力的因素进行了深入研究。

    机组调峰改造和节能改造一般结合进行,常见的低负荷燃烧与排放控制技术有:锅炉的燃烧优化,包括对燃烧器、尾部烟道和磨煤机等辅助设备进行稳燃改造和燃料混燃技术等;系统加装前置汽轮机来提高效率,厂用电错峰转移配合调整汽轮机出力大小;通过系统旁路改造和控制烟气温度,降低最小负荷出力,拓宽出力区间;尾部烟道净化处理和相关污染物脱除技术等。从变工况调峰运行的角度来考虑,经过经济性、安全性、机动性和调峰幅度比较评价之后,国内大多数火电机组使用低负荷运行方式,并且随着负荷的降低,采用定压-滑压-定压的运行方式;实际运行时除了考虑电网负荷特性、机组安全性和经济性之外,还必须提高运行人员管理工况频繁变化机组的操作水平等。

总结

    基于我国的能源形势,为了建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系,我国将大力发展新能源发电。电力行业开展火电机组灵活性技术路径的研究,挖掘燃煤机组调峰潜力,是破解当前新能源消纳困境与减少弃风和弃光现象亟待推进的战略举措。

目前国内火电机组灵活性改进措施主要围绕锅炉及其辅机系统的低负荷稳燃优化、热电机组利用储热装置实现热电解耦以及相关调峰运行方案的制定;电力市场则持续推进创新辅助服务机制,鼓励电、热生产企业和用户联合投资建设蓄热器,合理补偿调峰服务方的收益,提高企业调峰积极性,促进电力市场的良性竞争。

    火电机组灵活性技术开发,重点可从电厂热力系统的角度,利用已有设施进行技术改造,深挖调峰潜力;继续推进区域调峰电源以及相关储能系统的配套建设;对电网侧和用户侧而言,要完善输电技术、需求响应措施和峰谷电价机制等举措,综合优化热电联产与电能替代供热方案。


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