Menu
Woocommerce Menu

传统能源企业节能大有可为

0 Comment

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)

澳门新蒲京app下载,近年来,我国可再生电源迅猛发展。根据中电联数据,2017年,我国风光发电装机容量29392万千瓦,占全国总装机容量的16.5%,发电量为4239亿千瓦时,占全国总发电量的6.6%。但由于可再生能源具有间歇性、波动性的特点,同时受全社会电力需求增速放缓等因素的影响,弃风弃光频繁出现。在能源结构转型的大背景下,风光等清洁能源将是未来电力系统发展的主角,我国煤电需找准自身定位,谋求转型升级,实现与可再生能源的协调发展。

各省、自治区、直辖市人民政府,国务院各部委、各直属机构:    发展改革委、环保总局、电监会、能源办《节能发电调度办法(试行)》已经国务院同意,现转发给你们,请认真贯彻执行。    改革现行发电调度方式,开展节能发电调度,对于减少能源消耗和污染物排放,推动国民经济又好又快发展,具有重要意义。发展改革委要会同有关部门认真组织试点,并做好与电力市场建设的衔接,积极推进电价改革,逐步建立销售电价与上网电价联动机制。试点省(区、市)人民政府及其有关部门要认真落实节能发电调度的各项措施,妥善解决小机组减发后的相关问题。未开展试点的地区,要全面推行差别电量计划,做好实施节能发电调度的准备工作。    国务院办公厅?  二○○七年八月二日    节能发电调度办法(试行)  (发展改革委环保总局电监会能源办)    为提高电力工业能源使用效率,节约能源,减少环境污染,促进能源和电力结构调整,确保电力系统安全、高效运行,实现电力工业的可持续发展,依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》和《电力监管条例》,制定本办法。    一、基本原则和适用范围    (一)节能发电调度是指在保障电力可靠供应的前提下,按照节能、经济的原则,优先调度可再生发电资源,按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序,依次调用化石类发电资源,最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放。    (二)基本原则。以确保电力系统安全稳定运行和连续供电为前提,以节能、环保为目标,通过对各类发电机组按能耗和污染物排放水平排序,以分省排序、区域内优化、区域间协调的方式,实施优化调度,并与电力市场建设工作相结合,充分发挥电力市场的作用,努力做到单位电能生产中能耗和污染物排放最少。    (三)适用范围。节能发电调度适用于所有并网运行的发电机组,上网电价暂按国家现行管理办法执行。对符合国家有关规定的外商直接投资企业的发电机组,可继续执行现有购电合同,合同期满后,执行本办法。    二、机组发电序位表的编制    (四)机组发电排序的序位表(以下简称排序表)是节能发电调度的主要依据。各省(区、市)的排序表由省级人民政府责成其发展改革委(经贸委)组织编制,并根据机组投产和实际运行情况及时调整。排序表的编制应公开、公平、公正,并对电力企业和社会公开,对存在重大分歧的可进行听证。    (五)各类发电机组按以下顺序确定序位:    1.无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组;    2.有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电机组;    3.核能发电机组;    4.按“以热定电”方式运行的燃煤热电联产机组,余热、余气、余压、煤矸石、洗中煤、煤层气等资源综合利用发电机组;    5.天然气、煤气化发电机组;    6.其他燃煤发电机组,包括未带热负荷的热电联产机组;    7.燃油发电机组。    (六)同类型火力发电机组按照能耗水平由低到高排序,节能优先;能耗水平相同时,按照污染物排放水平由低到高排序。机组运行能耗水平近期暂依照设备制造厂商提供的机组能耗参数排序,逐步过渡到按照实测数值排序,对因环保和节水设施运行引起的煤耗实测数值增加要做适当调整。污染物排放水平以省级环保部门最新测定的数值为准。    三、机组发电组合方案的制订    (七)省级发展改革委(经贸委)认真组织开展年、季、月、日电力负荷需求预测及管理工作,并定期向相关部门及电网和发电企业发布预测信息;根据负荷预测和发电机组实际运行情况,制定本省(区、市)年、季、月发电机组发电组合的基础方案。    (八)各级电力调度机构应按照排序表和发电组合的基础方案,并根据电力日负荷预测和发电机组的实际发电能力、电网运行方式,综合考虑安全约束、机组启停损耗等各种因素,确定次日机组发电组合的方案。    (九)省级电力调度机构依据本省(区、市)排序表和各机组申报的可调发电能力,确定发电机组的启停机方式,形成满足本省(区、市)电力系统安全约束的机组次日发电组合方案,报所在区域电力调度机构。    (十)区域电力调度机构在各省(区、市)机组次日发电组合方案的基础上,依据本区域内各省(区、市)排序表、各机组申报的可调发电能力、跨省输电联络线的输送电能力和网损,进一步优化调整本区域内发电机组的启停机方式。即:进一步对各省(区、市)边际机组(被调用的最后一台机组)考虑网损因素后的供电煤耗率(简称边际供电煤耗率)进行比较,对边际供电煤耗率较高的省(区、市)依次调整安排停机,对边际供电煤耗率较低的省(区、市)依次调整安排启机,直至区域中各省(区、市)的边际供电煤耗率趋同,或跨省(区、市)输电联络线达到输送容量的极限。
[接上页]  (十一)国家电网公司和南方电网公司电力调度机构依据跨区域(省)输电联络线的输送电能力、网损以及发电机组排序结果,按照第十条的原则,协调所辖各区域(省)的发电机组启停机方式,形成各区域机组日发电组合方案,下发各区域(省)电力调度机构执行,并抄报有关省(区、市)发展改革委(经贸委)和区域电力监管机构。    四、机组负荷分配与安全校核    (十二)各级电力调度机构依照以下原则,对已经确定运行的发电机组合理分配发电负荷,编制日发电曲线。    1.除水能外的可再生能源机组按发电企业申报的出力过程曲线安排发电负荷。    2.无调节能力的水能发电机组按照“以水定电”的原则安排发电负荷。    3.对承担综合利用任务的水电厂,在满足综合利用要求的前提下安排水电机组的发电负荷,并尽力提高水能利用率。对流域梯级水电厂,应积极开展水库优化调度和水库群的联合调度,合理运用水库蓄水。    4.资源综合利用发电机组按照“以(资源)量定电”的原则安排发电负荷。    5.核电机组除特殊情况外,按照其申报的出力过程曲线安排发电负荷。    6.燃煤热电联产发电机组按照“以热定电”的原则安排发电负荷。超过供热所需的发电负荷部分,按冷凝式机组安排。    7.火力发电机组按照供电煤耗等微增率的原则安排发电负荷。    (十三)各级电力调度机构应积极开展水火联合优化调度,充分发挥水电的调峰、调频等作用。    (十四)节能发电调度要坚持“安全第一”的原则。电力调度机构应依据《电力系统安全稳定导则》的要求,对节能发电调度各环节进行安全校核,相应调整开停机方式和发电负荷,保障电力系统安全稳定运行和连续可靠供电。    在电力系统异常或紧急情况下,值班调度员可根据实际情况对发电组合和负荷分配进行调整。电力系统异常或紧急情况消除后,电力调度机构应按照排序表逐步调整到新的机组发电组合。    五、机组检修、调峰、调频及备用容量安排    (十五)发电机组的检修由发电企业按照有关规程的规定和实际需要提出申请,经相应电力调度机构批准后执行。燃煤、燃气、燃油发电机组检修应充分利用年电力负荷低谷时期、丰水期进行。各级电力调度机构应依据负荷预测结果和排序表,在保证系统运行安全的前提下,综合各种因素,优化编制发电机组年、月检修计划;依据短期负荷预测结果,安排日设备检修工作。各类机组的检修安排信息要予以公布。    (十六)所有并网运行的发电机组均有义务按照调度指令参与电力系统的调频、调峰和备用。具体经济补偿办法由电监会会同发展改革委另行制定。    (十七)电网调峰首先安排具有调节能力的水电、燃气、燃油、抽水蓄能机组和燃煤发电机组,然后再视电力系统需要安排其他机组。必要时,可安排火电机组进行降出力深度调峰和启停调峰。    (十八)为保证电力系统安全稳定运行,各级电力调度机构应根据有关规定和安全校核的要求,安排备用容量。备用容量安排应以保证电网运行安全为前提,按照节能环保要求,统筹考虑,合理分布。  六、信息公开与监管    (十九)节能发电调度的全过程实行信息公开制度。各有关单位应按有关规定及时、准确、完整地向相应电力调度机构提供节能调度所需的信息,并对其所提供信息的准确性和完整性负责。    (二十)各级电力调度机构要严格按照本办法的规定实施发电调度,按照有关规定及时对全体发电企业和有关部门发布调度信息,定期向社会公布发电能耗和电网网损情况,自觉接受电力监管机构、省级发展改革委(经贸委)的监管和有关各方的监督。具体监管办法由电监会会同发展改革委另行制定。    (二十一)火力发电机组必须安装并实时运行烟气在线监测装置,并与省级环保部门、电力监管机构和省级电力调度机构联网;供热机组必须安装并实时运行热负荷实时监测装置,并与电力调度机构联网,接受实时动态监管。未按规定安装监测装置或监测装置不稳定运行的,不再列入发电调度范围。    (二十二)并网的发电厂应加强设备运行维护,提高设备运行的可靠性;要加强技术改造,降低能源消耗,减少污染物排放。    (二十三)火力发电机组煤耗的检测与认证工作,由发展改革委指定技术监督检测机构或行业协会负责。各机组污染物排放水平测定工作,由省级环保部门负责。    (二十四)发展改革委要会同有关部门按照本办法,制定节能发电调度实施细则,加强对节能发电调度执行情况的监管。    本办法由发展改革委会同环保总局、电监会、能源办负责解释。具体监督检查工作由区域电力监管机构、省级发展改革委(经贸委)和环保部门负责。

一、目前我国电力辅助服务市场建设特点

交易产品以调峰为主,部分纳入调频、调压等

除湖南省专项抽水蓄能辅助服务和广东省的专项AGC调频服务外,其余省份辅助服务以调峰为主,其中江苏和山东将AGC调频也纳入交易范围,江苏更是创新性地将AVC电压调节、无功调节纳入交易

交易方式以“集中竞价、边际出清、共同分摊”为主

东北、福建、甘肃、山东、新疆采取“集中竞价、边际出清、统一价格、共同分摊”方式开展交易,相关机组按规定共同分摊辅助服务费用。除此之外,山西省按照“双向报价、匹配成交、滚动出清”方式进行交易,参与调峰机组与可再生能源机组分别报价,通过高低排序成交,成交价格为双方报价平均值;江苏省按照“按需调用、成本补偿、政府定价”的原则推进辅助服务交易;湖南省采取“双边协商或要约招标”方式进行抽水蓄能专项辅助服务交易,广东省按照“集中竞价、边际出清”方式进行交易,最终由南方区域“两个细则”确定费用分摊。

火电机组是辅助服务主要提供方

除湖南为抽水蓄能专项辅助服务外,其余省份中火电是辅助服务的主要提供方,其中福建省明确气电不参与辅助服务市场。费用分摊方面,出力超过补偿标准的火电、水电、核电,以及风光可再生能源是主要分摊对象,其中东北地区只有风电参与费用分摊。

各区域辅助服务市场建设存在较大差异

江苏省辅助服务采取政府统一定价,并未实行报价、竞价机制;湖南省辅助服务市场暂时只包含抽水蓄能,规定其可向省内外出售辅助服务;福建省创新补偿方式,补偿费用和电量、电价挂钩;广东省辅助服务市场暂时只包括AGC调频服务;东北、甘肃、新疆三地区辅助服务市场机制基本相同;山东省则把调峰、AGC调频同时纳入辅助服务交易范围;山西则实行辅助服务,主要提供方火电和辅助服务主要需求方新能源相互报价,匹配成交方式进行交易。

二、辅助服务市场对发电机组的影响

市场建设的核心在于火电为新能源让路。现阶段,辅助服务市场建设以深度调峰为主,目的在于平衡新能源出力不均的特性。在负荷低谷时段,减少传统火电机组出力、增加新能源出力是市场建设的核心。从区域来看,东北、西北地区作为弃风弃光最严重的地区,也是辅助服务市场建设最积极的地区,分别由东北、山西、新疆,以及甘肃地区出台辅助服务市场建设规则。

深度调峰鼓励火电低负荷运行,加大高负荷运行惩罚力度。辅助服务设置火电机组有偿调峰补偿基准,出力低于基准的机组视为调峰服务提供方,获得相应补偿;出力高于基准的火电机组、新能源机组视为辅助服务的接收方,分摊调峰费用。

从补偿角度来看,火电机组出力越低,其获得的相应补偿力度越高,例如东北地区规定负荷低于40%的机组其补偿范围在0.4~1元/千瓦时,负荷高于40%且低于补偿标准时,其补偿范围在0~0.4元/千瓦时。

从费用分摊角度来看,火电机组出力越大,其分摊费用越高。东北、新疆、甘肃等利用电量修正系数,加大高负荷运行机组分摊比例,负荷率越高,电量修正系数越大,相应的费用分摊越高。山东、福建及山西则分别按照“多劳多分摊”的机制,按发电量或发电收入占同时段总电量的比例分摊。

AGC调频关注调节速率、调节精度、可调容量和响应时间。目前山东、江苏及广东地区将AGC调频纳入辅助服务中,基本补偿和调节速率、调节精度、可调容量及响应时间相关。

具体来看,江苏AGC补偿分为基本补偿和调用补偿,基本补偿统一规定补偿标准为720元/兆瓦,当月实测调节速率越接近目标调节速率,可调容量越大,以及机组AGC月度总投率越高,得到的基本补偿越高。广东将补偿分为调频容量补偿和调频里程补偿,其中调频容量补偿按照“两个细则”实施。

新能源费用分摊与保障性收购小时数挂钩,降低限风限光机组分摊负担。风电、光伏项目以保障性收购小时数为基准,上一年利用小时数低于保障小时数越多,分摊得越少。以东北市场为例,风电项目供热期分摊加倍,引入发电量修正系数,高于保障小时数的系数为1,每低于保障小时数200小时,系数下降0.1,相应分摊越少;新疆、甘肃地区风电光伏修正系数P=0.9n,n=/100,其他地区则按照实际发电量占该时段总发电量比例分摊。

三、辅助服务市场对发电企业的影响

重新审视煤电“让路”和“托底”的功能定位

定位:随着“十三五”期间经济结构和电力生产结构的深入调整,未来水电、风电、光伏等非化石能源装机规模和发电量将不断增加,煤电利用小时数将进一步缩减。根据《电力发展“十三五”规划》,2020年底中国风电装机2.1亿千瓦,太阳能发电装机1.1亿千瓦,非化石能源装机占比从2015年的35%提高到2020年的39%。随着可再生能源装机比重的提升,为实现风光消纳,煤电机组将逐步由提供电力、电量的主体性电源,向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源转变,煤电机组逐步分化,发挥“让路”和“托底”作用。

托底:大容量、高参数、低能耗、低排放的超临界、超超临界煤电机组主要发挥“托底”作用,风电、光伏等新能源具有间歇性、季节性的特点,且与需求侧不对称,意味着火电需要承担更重要的责任,保障系统安全稳定运行。

让路:30万千瓦及以下等级煤电机组主要发挥“让路”作用。与抽水蓄能、气电、储能相比,煤电经灵活性改造后是中国当前技术条件下最经济可靠的调峰电源,应作为可再生能源发展的主要“让路”机组,为清洁能源让路,为清洁能源发展腾出空间。

重新审视发电企业产品范畴、利用小时作用、差异化管理方式

发电企业产品范畴:发电企业产品逐步拓展,包括电、热、冷、深度调峰、启停、备用、调频等。随着电力体制改革的推进,发电企业产品将进一步细化与差异化。

利用小时在生产经营中的作用:火电未来的盈利方向从电量转向“电量+容量”并重,通过为电力市场提供高效低成本的调频、调峰服务来获取额外收益,机组利用小时低不代表整体盈利水平低,发电企业需重新审视利用小时在生产经营中的作用,运用包含利用小时、深度调峰能力、启停和备用等综合效益分析指标,更加科学地评价与分析煤电的容量效益。

发电机组差异化管理方式:对煤电机组分类管理,针对发挥“托底”作用的超临界、超超临界煤电机组,更加关注机组利用水平,针对发挥“让路”作用的灵活性机组,更加关注机组灵活性程度。对机组分区域管理,目前来看,各地区辅助服务机制差异较大,辅助服务收益计算方法也各不相同,机组最终效益存在较大区域差异。

加强煤电灵活性改造技术储备,积极参与辅助服务市场

综合考虑抽水蓄能建设周期、燃气调峰机组建设规模和经济性,煤电机组是增强电力系统调峰能力的主力。根据《电力发展“十三五”规划》,“十三五”期间,煤电机组灵活性改造规模2.2亿千瓦,是30万千瓦等级存量煤电机组转型升级的重要方式之一,98%集中在“三北”地区,其中“三北”热电联产机组改造1.33亿千瓦,“三北”纯凝机组改造8200万千瓦,其他地区纯凝机组改造450万千瓦,增加调峰能力4600万千瓦,其中“三北”地区增加4500万千瓦。

从国外成熟的辅助服务市场机制来看,调峰不被认为是一个辅助服务品种,电力平衡是通过现货市场解决的。现阶段,我国处于电力市场的过渡期,在现货市场建立前,电力平衡主要通过调峰和辅助服务来解决。随着2019年现货市场的建立,调峰问题逐渐由现货交易弥补,停机备用、黑启动、AGC调频、AVC调压,无功调节等将会是未来辅助服务市场主力交易种类。

现阶段,发电企业除加强基于降低煤电机组的最小技术出力的深度调峰相关技术研究外,还应增强增减负荷速度、缩短煤电启停时间、增加AGC调频系统性能和AVC调压系统性能研究等相关技术研究,从而适应未来现货市场建立后的辅助服务市场。

发表评论

电子邮件地址不会被公开。 必填项已用*标注

相关文章

网站地图xml地图