同比增长0.5%,非化石能源发电装机容量比重达到50%左右

 走进新葡     |      2020-03-01

节能减排在越来越重视环境保护的当下已是热点,与社会关注的清洁新能源开发、日常生活节能相比,做好传统能源企业节能这篇文章尤为重要。就浙江而言,每年的用能总量已达2亿吨标煤,其中燃煤发电机组用煤约1亿吨,是名副其实的能耗大户,每下降一个百分点的能耗,就能节煤百万吨。而一个投资上亿元、2万千瓦的大型光伏电站,按浙江的日照条件,年均节煤不过万余吨,从这个角度看,传统能源企业节能大有可为。 传统煤电企业降低能耗的难点。通常来说,传统煤电企业节能降低煤耗主要靠装备的技术改进和更新换代。如2000年以来,大容量、高效率、低煤耗的超临界、超超临界60万千瓦及百万千瓦燃煤火电机组成为发电主力,已经淘汰了12.5万千瓦以下中小燃煤机组。“十二五”期间,浙江省火电机组供电标煤耗累计下降14克/千瓦时,每年节约电煤超200万吨。但传统发电企业节能也面临着新挑战。特别是近十年来,随着环保要求的提高和用电市场的变化,能耗大户燃煤发电企业面临着节能发展的诸多瓶颈。 受煤炭市场的影响,燃煤机组发电成本不断攀升,发电用煤种类多变,对煤种适应性的控制问题严重制约了燃煤机组经济优化运行。2008年后,煤价飙升期,发电企业为节约成本,进行了大量的入炉煤炭的混烧、掺烧,使超临界发电机组更难满足电网负荷调节要求,更难控制在额定、经济的状态,造成了煤耗居高不下。 近十年来,全国特高压电网骨干网架建成,大量省外水电为主的清洁低价电源输入,清洁电能在浙江电量的占比已达四分之一。为保证电网安全稳定供电,处在特高压受电端的浙江省超临界燃煤发电机组还需低负荷运转备用,调频、调峰能力面临严峻挑战,常规控制方法已无法满足电网对于大型发电机组深度调频、调峰的灵活性提升的需求。省内燃煤机组承担了调峰压力,旋转备用容量增大,发电负荷率普遍偏低,经济性和节能效率难以发挥。新能源占比不断增加,风电、太阳能等新能源发电的不稳定供电特性,需要作为发电主力的超临界燃煤发电机组在频繁负荷调节下低负荷运转备用,机组很难达到额定参数的节能运行。同时,燃煤机组增加脱硝、脱硫装置,逐步全面实现超低排放,大幅提升了烟气排放物控制难度,也增加了发电煤耗。 突破传统能源企业节能发展的瓶颈。做好传统能源发电企业节能降耗的出路在于技术创新。如何解决超临界机组的节能、稳定运行和灵活调度这一矛盾体,使发电机组转化为精细化控制方式。国网浙江电科院主持研发的杭州市重大专项基金项目成果《超临界机组深度节能关键技术及应用》对这一难题有了创新突破。国网浙江电科院组织浙江大学和华能玉环、神华宁海等20余家发电集团大型发电厂共同组成产学研用的项目研发团队,首次通过获取煤燃烧的碱金属含量,对入炉煤种进行在线检测和辨识,调整锅炉燃烧,优化燃料分配,提升机组经济运行能力。目前,这项创新技术已在20余台大型超(超)临界机组上广泛应用和推广。机组平均降低煤耗2克/千瓦时以上,产生的经济效益总额超过9.43亿元,社会效益显著,已取得国家专利授权14项、国际专利公开1项,主编并颁布相关行业标准3部。 同时,在省内电源建设上要加快发展抽水蓄能项目。随着省外来电、风光核等新能源发电的增多,发展抽水蓄能调峰机组势在必行。我省抽水蓄能资源十分丰富,装机容量在30万千瓦以上的站址达37处,应充分加以利用。鉴于抽水蓄能电站前期工作慢、建设周期长的特点,应对抽水蓄能项目提前规划、大力推进,确保抽水蓄能调峰机组与电网调峰需求相匹配,避免煤电机组长期低效高能耗调峰。这是破解传统煤电企业降低能耗难点的又一重要路径。 (作者分别为浙江树人大学副教授徐建华、国网浙江电科院高工罗志浩)

能源产业发展需要计量仪表支撑,新能源电网等也离不开电力电能表。“随着《巴黎协定》的生效,能源发展‘十三五’规划的公布,煤电产能过剩主要表现在供给侧与需求侧结构不匹配。”在日前的能源互联网设备与技术应用大会上,原机械工业部电工局局长周鹤良向记者介绍道,从长远看,新一轮能源装备技术变革、产业变革方兴未艾,人类必将从化石能源走向非化石能源。 “但这个过程是漫长的,需要几代人承上启下、继往开来努力奋斗。”他强调说,其核心是加快能源装备转型升级步伐,全面提高自主创新能力,提升能源装备产业竞争力,实现两手抓:一是传统的煤电蒸汽发电能够清洁高效;二是新能源发电能够大规模有效、经济、稳定运行。 煤的清洁高效利用是基础 “截至2015年12月31日,全国31个省市共有425家燃煤电厂,包含地方中小机组在内,装机容量约9.9亿千瓦,占全部发电装机容量67%。”周鹤良介绍说,全世界电力中40%的电量来自燃煤电厂,其中有65%~70%来自中国。从中国的国情看,以煤为主体的能源结构在短时期内不会大幅度改变,煤电机组占全部发电量的73%左右,但随着非化石能源的比重逐年增长,煤电的比重正在逐年下降,低碳电力是未来能源发展的方向。 他进一步强调说,燃煤发电本身就是要不断提高燃煤发电效率,降低煤耗,降低排放,而且煤电仍有发展空间。 在煤电的清洁高效利用方面,我国有让人信服的例子。上海外高桥第三发电公司对其百万千瓦机组实施了多项技术创新,在传统的设备运行系统上进行了工艺优化,如提高蒸汽参数,采用二次再热,改进汽轮机通流部分的结构以及优化管道系统等,经过改造,其供电煤耗达到276克/千瓦时,发电效率在满负荷工况下达到46.5%,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放分别达到10毫克/每立方米、35毫克/每立方米、50毫克/每立方米,优于天然气发电排放标准。 “目前,上海外三已成为全球发电效率最高、煤耗和排放最低的绿色、清洁、高效发电厂。”周鹤良说,在采用了上海外三的节能减排经验后,经过升级改造的华润徐州铜山电厂两台百万千瓦机组,其大气污染物排放优于国内燃气机组,二氧化硫的排放总量大大减少。 事实上,早在2014年9月26日,上海外三已被国家能源局授予国家煤电节能减排示范基地称号,而在2016年6月26-30日于美国北卡罗莱纳州举行的美国ASME电力与能源大会上,其大会主席还邀请上海外三总经理冯伟忠出席并作演讲,介绍上海外三节能减排的经验。“美国ASME委员会的高层成员和出席会议的学者及专家非常关注、重视、钦佩上海外三提供发电效率,降低煤耗和排放的经验,该会议还为冯伟忠颁发了个人最佳创新者奖。”周鹤良告诉记者说。 “30多年来,我国煤电机组的发电效率不断提高,供电煤耗、污染物排放逐年下降。”周鹤良表示,如供电煤耗由1980年的448克/千瓦时,到2015年降到315克/千瓦时,保持接近世界先进水平,而且还出现了一批包含35万千瓦及60万千瓦超临界循环流化床在内的节能减排、清洁高效、绿色低碳、超低排放的电厂。 多元化发展新一代清洁能源 习近平总书记在2014年6月13日的中央财经领导小组第6次会议讲话中指出,大力推进煤炭清洁高效利用,形成煤、油和新能源、可再生能源多轮驱动的能源供应体系。 在煤的清洁高效利用方面,国务院常务会议曾明确要求,京津冀、长三角、珠三角地区,除了“热电联产”外严禁新建燃煤发电等高耗能、高污染项目,到2020年现役电厂平均供电煤耗低于310克/千瓦时;新建电厂平均供电煤耗低于300克/千瓦时;对落后产能和不符合相关强制性标准要求的则淘汰关停;此外,还要求沿海东部及湖北、湖南、河南等中部地区提前在2017年和2018年达标等。 根据国家能源局2016年11月7日发布的电力发展“十三五”规划,到2020年我国煤电累计装机容量规模力争控制在11亿千瓦以内,“十三五”期间改造热电联产机组规模达到1.5亿千瓦,改造常规煤电机组量大约8600万千瓦。 “我国的发展方针是既要发展新能源大规模集中并网,向负荷中心输送电量,更要大力快速发展分散式、分布式新能源微电网发电技术,就近消纳自发自用,余电上网。”周鹤良提供了一组美国2016年7月发布的数据:上半年的发电量比重中,煤电占28%,核电占20.5%,天然气占33.5%,水电及可再生能源占16.5%,燃油占1.5%。 预测到2020年我国的非化石能源——水电、核电、风电、太阳能以及燃气轮机发电装机容量加在一起,将从现在的5亿千瓦增加到8亿千瓦左右,届时清洁能源的发电装机容量比重将达到40%左右;到2025年,非化石能源发电装机容量比重达到45%左右;到2030年,非化石能源发电装机容量比重达到50%左右;到2050年,非化石能源发电装机容量比重达到65%以上,我国将迈入世界强国行列。 他分析说,我国发展新能源发电技术,从当前来看需要着力解决以下几个突出问题: 一是必须要努力提高设备的运行利用小时、降低损耗、提高能效。目前我国核电设备的年均运行利用小时为7300~7500小时,煤电为4000~4300小时,水电为3600~3800小时,风电为1600~1900小时,太阳能为1000~1100小时。 二是要着力解决在风电、太阳能新能源安全并网、电量消纳、调峰电源以及提高储能装备技术,储能系统集成技术,储能系统监控技术,微电网调频调压技术水平等方面的问题,保障风/光稳定运行。 三是在确保安全和生态环境下,核电要合理布局,科学发展。 四是陆地上以天然气为燃料的重型燃气轮机应该实行大、中、小并重发展,军民融合的方针,其中包含发展分布式清洁能源中心及热电冷三联供,它们适用于机场、商场、酒店、医院、写字楼、科技园区等。 “必须要在燃机的整机研发、关键零部件——压气机、燃烧室、高温部件、涡轮机控制技术攻关及公共基础技术方面加大投入,加快实现航空发动机及燃气轮机自主研发制造生产,实施‘两机’重大专项,遵循研发—试验—样机—修改设计—再制造—再试验—小批量—规模化应用—反复试验的原则。”周鹤良强调说。 五是发挥重大工程、重大装备、重大项目、重大决策-启动示范工程、依托工程的作用,其中国家决策、政府推动力是主导,执行力是关键。 六是要注重发展质量,强调质量为先、设备高性能、高可靠性、免维护、减少故障率,提升工业基础创新能力、关键技术材料,核心基础零部件立足自主化、突破质量瓶颈,形成具有国际竞争力的国际品牌。“比如坚持创新驱动的杭州汽轮机有限公司,已跻身世界先进行列,成为全球知名工业汽轮机制造商。” 修建空中电力高速路 “我国能源与负荷的逆向分布决定了远距离、大容量输电是我国电网发展的长期战略。”周鹤良表示,我国西南有水电资源,北部有煤炭资源,西部和北部还有风能、太阳能光伏发电资源,当前跨区输电需求的增加和环境承载能力的下降,对输电效率和资源利用水平提出了更高的要求。 据介绍,当前正在运行的有“四交四直”特高压输电线路,即晋东南线:1000千伏晋东南—南阳—荆门(交流);淮上线:1000千伏淮南—南京—上海(交流);浙福线:1000千伏浙南—福州(交流);灵绍线:±800千伏灵州—浙江绍兴(直流);哈郑线:±800千伏哈密南—郑州(直流);锦苏线:±800千伏四川锦屏—苏南(直流);向上线:±800千伏向家坝—上海(直流);溪浙线:±800千伏溪洛渡左岸—浙江金华(直流)。 正在建设的有“五交八直”特高压输电线路:内蒙古蒙东锡盟—山东枣庄(1000千伏交流);内蒙古西—天津南(1000千伏交流);陕北榆恒—山东潍坊(1000千伏交流);新疆哈密—重庆(1000千伏交流);准东—皖南(1000千伏交流);内蒙古东锡盟—江苏泰州(±800千伏直流);内蒙古上海庙—山东临沂(±800千伏直流);新疆昌吉—安徽古泉(±1100千伏直流);内蒙古扎鲁特—山东青州(±800千伏直流);山西晋北—江苏南京(±800千伏直流);甘肃酒泉—湖南湘潭(±800千伏直流);云南普洱—广东红门(±800千伏直流)等。 “‘十三五’末上述特高压输电线路将全部建成投入运营,通过特高压输电方式,增加远距离受电的比例。”周鹤良说。当前,东北首个向华北送电的特高压输电工程也已开工建设。其中内蒙古、甘肃、新疆、陕西缺水地区采取风火捆绑、西南地区采用水火捆绑方式,分别向中东部输送电量。 到“十三五”末期,甘肃酒泉的风力发电装机容量将达到2000万千瓦,甘肃酒泉—湖南湘潭的±800千伏直流输电线路建成以后,向湖南输送的清洁能源电量可以达到400亿千瓦时,相当于替代800万千瓦的火电装机容量。 “中国的特高压直流输电发展前景广阔,必须要尽快提高调峰电源比重,加快抽水蓄能等调峰电源建设,将一部分有条件的煤电机组改造成为调峰机组,提升电力系统综合调峰能力,提升高参数大容量机组运行效率。”周鹤良认为,被称为空中电力高速通道的特高压电网建设是落实清洁能源发展战略,治理大气污染,促进新能源送出保障东中部电力供应稳定的基础。 “未来10-15年,一直到2050年,我国的能源结构将逐渐从以化石能源为主转向以清洁能源为主,从高碳能源为主转向低碳能源为主———逐年降低二氧化碳排放,最终彻底改变能源结构。”周鹤良称,这场能源转型,将以电力为中心,到2020年全国社会用电量将达到6.8万亿-7.2万亿千瓦时,到2020年全国人均用电量将达到5000千瓦时。 标签: 计量仪表

编者按

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截至2017年年底,我国风电装机1.64亿千瓦、光伏发电装机1.3亿千瓦、分别同比增长10.5%,68.7%。2017年,全年弃风电量419亿千瓦时,弃风率12%,同比下降5.2个百分点;弃光电量73亿千瓦时,弃光率6%,同比下降4.3个百分点。“弃风弃光”现象虽有所改善,但依然严峻,原因主要集中在电源结构及储能、电网情况、消纳情况、利益权衡四个方面。 电源结构及储能方面。我国风力和光伏装机主要集中在“三北”和西南地区,但“三北”地区电源结构仍以煤电为主,而三北地区冬季寒冷,采暖期供热机组“以热定电”运行,当需要一定量热负荷时候,调峰能力受到限制,导致整个系统调峰能力严重不足。且新疆、内蒙古等地区大量自备电厂甚至不参与系统调峰。所谓调峰,即负荷和电源发电匹配的问题。风电和光伏这些电源都是靠天气发电,比如我现在不需要用电的时候来风和光照条件很好,我现在需要用电的时候没有发电条件了,这就不具备调峰条件。除部分抽水蓄能调峰三北地区又缺乏具备调峰能力的水电资源。我们知道储能可有效解决清洁能源发电不稳定不连续的问题,但我国储能市场发展现对滞后,成本仍然较高,本该与风、光发电配套的储能产品发展滞后、建设滞后。故从整个电源结构来看三北地区不利于大规模风力和光伏发电就近消纳。 电网情况方面。我们知道,国内机制电站建设往往超前于电网建设,且电网建设周期较长,外加近几年三北地区新能源装机爆发式增长,导致现有电网远远不能满足已建成电站输送要求的现实。输送可再生能源且受端地区具备消纳空间的市场通道缺乏,已有跨省跨区输电通道能力未充分挖掘。线路运行效率,管理水平尚有提高空间。提高可再生能源输送能力技术研究成果转变慢,省级电网企业间调度协调不够等都是影响弃风弃光的因素。 消纳情况方面。由于近几年经济增长速度放缓,用电负荷增长放缓,但新能源装机却呈现爆发式增长,导致装机增长速度远超新能源消纳需求,可再生能源富集区负荷消纳不足。此外,电力需求侧管理经验缺乏,少有成效。峰谷差大调峰需求增加,也影响风力和光伏发电的消纳。拥有自备电厂的企业参与清洁能源消纳积极性不高。承担电能替代产业不够健全。 利益权衡方面。对于煤电企业,近年来电力整体富裕,利用小时数不断走低,煤炭价格持续高位,本已处亏损边缘,若实施灵活性改造,增加投资成本的同时又影响自身发电小时数,而参与调峰补贴力度有限,其中利弊煤电企业很是权衡。对于电网企业,清洁能源上网安全风险有所增加,没有额外收益,还要增加调峰调频调用,很是考验电网企业的社会责任感。此外,清洁能源消纳存在地区壁垒,而且多用省内煤电能增加当地财政收入和保障就业,出于对本省发电企业的保护,在保证环保压力可承受,环境改善趋于好转的情况下,是否会积极接收省外风力和光伏发电也值得考验。 “弃光弃风”现象依然严峻的今天,怎么解决“风机在风中停摆,光伏在太阳下晒太阳”的问题,小编有以下思考。 控制“弃风弃光”严重地区新能源开发节奏。我们知道,由于国内电源多集中在中西部欠发达地区,而用电负荷却集中在京津冀,长三角,珠三角,东南沿海等发达地区,出现这个现象或许有出于减少人群集中片区污染的考虑,如果减少“弃风弃光“严重地区的风电和光伏发电建设,将开发重心向中东南部地区转移,能否一定程度解缓解电源分布不平衡问题呢,但这要建立在电网安全可靠的前提下。此外,将新能源开发与增量配网紧密联系,通过开发清洁能源微电网示范项目,促进新能源就地消纳也是一种思路; 加快建设有偿辅助服务市场,尤其存量煤电深度调峰、调频市场规则的建设。通过增加燃煤电站储能建设增强调峰、调频能力。加快具备强调峰能力电源建设。大力推进存量煤电机组灵活性改造试点和推广,切实提升“三北”地区的系统调峰能力。抽水蓄能电站是优质的调峰电源,在完善有偿服务补偿机制的基础上,可多建设抽水蓄能电站,发挥调峰作用。优先淘汰不具备深度调峰能力,不积极参与调峰的落后煤电机组,倒逼煤电机组加快灵活性改造建设。通过提高煤电机组有偿辅助服务补偿力度,吸引煤电机组进行改造。逐步提高深度调峰调频机组比例,引导自备电厂参与调峰调频。逐步淘汰小型自备电厂,加大力度整治社会责任缺失的自备电厂。 此外,推进立足清洁能源输送的超高压、特高压直流通道建设,提高跨省跨区调度协调能力也有助于解决清洁能源消纳。充分挖掘已有通道余量,加快在清洁能源富集区建立清洁能源微电网促进清洁能源就近消纳。在清洁能源富集区大力开展电能替代;提高需求侧管理水平,减小峰谷差值,减少调峰需要。多方面优化促进新能源消纳机制,建立能够发现新能源边际电价的电力市场,尽快建立促进新能源外送的市场机制。现阶段加大补贴力度,以国有企业和地方政府为抓手提高社会责任感,引导电网、地方政府对跨省跨区新能源消纳政策的支持。 随着2017年11月国家发改委、能源局《解决弃水弃风弃光问题实施方案》的印发,提出2020年在全国范围内有效解决弃水弃风弃光问题。 再多的技术要求也不如政府调整的决心,待新能源配额文件的正式出台后,弃风弃光问题将大幅缓解,但作为非市场的手段,在实施过程中还需要政府明智把控。

抽水蓄能的技术性能容易被人们认同,但建设抽水蓄能电站的经济效益评价和建成后如何经营取得合理利润,却是一个十分重要而又尚未得到妥善解决的课题。为此,《中国能源报》记者采访了广东抽水蓄能电站联营公司原总经理、中国工程院院士罗绍基。

我国经济发展已进入新常态,认识新常态、适应新常态、引领新常态,将成为当前和今后一个时期我国经济发展的大逻辑。电力行业的发展同样呈现出新常态特征,如何应对新常态下火电行业竞争,增强火电企业市场竞争力,提升能源利用效率和促进生态文明建设,成为火电企业面临的新形势和新任务。

抽水蓄能电站的经济性

1、经济增速持续放缓,能源结构调整不断深入,非化石能源快速增长,火电机组市场份额继续压缩。

在于降低电网电价

2、我国经济正从高速增长转向中高速增长,经济发展方式正从规模速度型粗放增长转向质量效率型集约增长;经济结构正从增量扩能为主转向调整存量、做优增量并存的深度调整;经济发展动力正从传统增长点转向新的增长点。以习总提出的“四个、一个合作”为,国家将进一步优化能源结构,加大非化石能源装机比重,落实去产能、去库存、去杠杆、降成本、补短板五大任务要求。

中国能源报:请您根据广州抽水蓄能电站和其他抽水蓄能电站的运行的情况,简要评价抽水蓄能电站的经济性。

受宏观经济下行、产业结构调整、工业转型升级等因素影响,2015年全社会用电 量55500亿千瓦时,同比增长0.5%,增速同比回落3.3个百分点,用电量占比最大的第二产业用电量同比下降1.4%,为40年来首次负增长。截至2015年底全国火电装机容量9.9亿千瓦,设备平均利用小时4329小时,同比降低410小时,降低百分比约7%,且仍有超过1亿千瓦的核准在建规模,火电产能过剩局面短时期内难以缓解。

罗绍基:我国通过已建电站的实践和对国外电网及同类电站的考察,对电网负荷发展进行了较为准确的预测,将不同电源结构方案在预测的负荷曲线上运行,以寻求经济上最有利的电源组合方案,这是最为有效的经济论证方法。

2015年,非化石能源发电装机容量和发电量占比分别比2010年提高8.1和8.3个百分点,非化石能源呈现快速增长特征。

建设抽水蓄能电站,使已有燃煤提高使用率,减少推迟新增煤电或其他电源,从而达到电网成本降低的目的,所以规划建设抽水蓄能电站的经济性在于:对比其他电源方案,它不是增加电网成本,提高电网电价,而是降低电网成本,降低电网电价。

水电方面,设备利用小时保持较高水平,2015年底全口径水电装机容量3.2亿千瓦,发电量1.11万亿千瓦时,同比增长5.1%,设备利用小时3621小时,为近20年来的年度第三高水平(2005年、2014年分别为3664、3669小时);