火电灵活性改造市场和技术浅谈.doc

(完整版)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； 2306261154qq。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6065。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15x472.4=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办法;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4050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3035%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2025%。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lt;东北电力调峰辅助服务市场监管办法（试行)gt;补充规定的通知。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lt；40%0。41.0