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论煤电如何实现深层次兜底调节

作者:闫鑫 刘春阳 来源:电力中国 发布时间:2024-07-08 浏览:

数字储能网讯:在新型电力系统的构建过程中,新能源大量并网引起系统调节能力不足,为了应对这一挑战,一方面储能、抽蓄、充电桩等硬件技术飞速发展,另一方面虚拟电厂和负荷聚合商等一系列新型经济形态也应运而生。这些新技术的确进一步提升了电力系统的灵活性和响应速度,为系统的动态平衡和高效运行提供了有力支撑;但是我们也应认识到,这类调节资源的成本十分高昂。在明确确立并执行碳中和目标的国家中,虽然我国经济总量庞大,但经济水平相对于一些发达国家仍有一定差距。国外电价水平较高,用户抵御电价波动的能力较强,可以通过市场化培育的方式发展高成本的电化学储能等技术;而我国必须探索更加符合我国国情的发展模式,更加经济地实现“双碳”目标,尽量减少能源价格上涨对整体经济发展的影响。

  中国煤电还有多少调节潜力?

  我国传统化石能源资源禀赋呈现“富煤、贫油、少气”的特点。煤炭资源储量丰富,煤电长期作为我国电源结构的重要组成部分,其技术相对成熟,存量机组多。所以经济地开发调节性资源可以从煤电入手。虽然目前煤电机组的启停通常被认为是异常或小概率现象,但如果煤电具备多次启停的能力,其隐藏的调节潜力将十分巨大。

  火电根据停机时长不等,可以分为冷态启动、温态启动、热态启动、极热态启动等多种不同启动工况。一般来说,燃煤机组停机时间一小时以内为极热态启动,停机时间1小时至10小时为热态启动,停机时间10小时至72小时为温态启动,停机时间72小时以上为冷态启动。在全国范围内多省份现货运行的情况来看,现货价格出现地板价的时段通常为中午2-4个小时,也即真正需要火电进行启停调节的停机时间为2-4小时左右,此时对应的机组状态为热态或极热态。

  处于极热态、热态工况下的机组有以下特点。一是能够快速启动:由于停机时间短,设备温度尚未大幅下降,启动速度快,减少了启动准备时间;二是启动成本低:停机后设备内的热量仍然较高,充分利用热力系统蓄热,可以减少锅炉燃料消耗;三是相较于其他工况,启停更为安全:避免了长时间冷却和加热的循环过程,减少了金属材料的热应力,有利于提高机组寿命。

  如果通过技术攻关,能够实现燃煤机组极热态、热态启停常态化,我国燃煤机组又能挖掘出多大的调节能力呢?据国家能源局发布的全国电力工业统计数据显示,截至2024年4月底,全国累计发电装机容量约29.9亿千瓦。另据中国电力企业联合会30日发布的《2023—2024年度全国电力供需形势分析预测报告》,截至2023年底,煤电装机占比为39.9%,大致可计算出煤电装机容量约为11.65亿千瓦。扣除一定的冷备用,并网的煤电容量约10亿千瓦左右。假设电网最小运行方式下火电开机比例为50%,经过灵活性改造后均满足《国家发展改革委国家能源局关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》的要求,最小技术出力压至额定负荷的30%,在此基础上,保留1/5的容量用作电力系统基本调频调压需要,其余进行启停调节,则新增调节能力可以达到1.2亿千瓦。如果这些调节能力全部用于消纳光伏,按光伏同步率为60%(实际无法达到60%)进行保守估计,相当于在不需要额外发展其他调节资源的条件下,可以新增2亿千瓦的光伏消纳量。且随着用电负荷不断上涨,煤电装机也会相应增加,这个消纳量也会随之上升。这说明,我国煤电依然具有海量调节潜力可以开发。

  煤电常态化启停调节需要哪些技术支撑?

  与常见的机组冷态温态启停不同的是,常态化启停调节需要机组在停机后锅炉依然维持两台左右的磨煤机运行,将汽温汽压维持在一定参数范围,同时汽轮机保持一定转速。这样才能确保当系统需要的时候,机组能以尽可能快的速度并网。若想真正实现常态化启停调节,必须从全方位的角度进行深入考量,并有针对性地开展一系列技术攻关。

  从煤电机组的角度考虑,频繁启停下机组运行工况发生巨大变化,需要发展新材料技术并进行机组系统逻辑优化,解决或减少温度变化带来的以应力增加为主的各类问题。

  对于汽轮机来说,首先,短时启停过程中高中压缸汽缸转子保持较高温度,要避免上下汽缸温差过大,防止大轴旋转时与汽封磨擦造成转子弯曲;第二,需要防止由于汽轮机轴封供汽的汽源频繁切换、轴封处温度剧烈波动而引发的转子或轴封片变形,进而引起动静间隙消失,产生动静碰摩、振动爬升;第三,需要考虑在低流量条件下,蒸汽与低压缸末级叶片间的摩擦及蒸汽流动产生的鼓风效应等因素带来的排气温度过高造成设备损伤;第四,机组频繁启停会导致进汽阀门阀杆持续动作以及进汽温度的波动,需要解决由此引发的氧化皮增厚并从阀杆表面剥落,卡在阀杆与阀套之间环缝中形成的阀门卡涩问题。对于发电机来说,机组调节幅度和启停频次的增加,加速了发电机转子线圈热胀冷缩效应,交变应力显著增加,应从材料技术入手,减缓线圈底下滑移层材料的老化和损坏,预防发电机转子线圈轴向膨胀受阻故障,避免大负荷工况下发电机转子出现明显热弯曲和振动。对锅炉来说,频繁启停需要考虑锅炉汽包等受压部件的应力集中区发生低周疲劳损坏的问题。汽包内饱和蒸汽压力和温度有较大幅度的变动,而且由于汽、水导热率不同以及汽包结构因素影响,汽包壁不同部位存在温差,并产生热应力。启动引起的周期性热应力同样也作用于省煤器、水冷壁、过热器上,容易引起这些设备低周疲劳并萌生裂纹。应通过改进汽包等设备的结构、采用交变应力下耐久性良好的材料、加强维护等方式减少此类问题发生。

  从电力系统的角度考虑,需要增加基础调频机组的性能、提升系统惯量来抑制煤机启停时的频率波动问题。

  从小时级的时间尺度上来说,煤电机组可以通过启停增强自身的调节能力。但在分钟级的时间尺度上来说,某台煤电机组在“启”或“停”的过程中,其调节能力较差。由于实际出力与启停机曲线存在偏差,煤机启停过程中甚至需要消耗系统的一部分调节能力。不参与启停调节的其他机组必须承担起基础调频的责任,这对基础调频机组的稳定性和调节能力带来了新的挑战。此外,煤电机组通过启停来消纳更多的新能源,此时系统整体的惯量会随之下降,频率的波动程度相应提升。必须通过优化转子结构、增加电机外部附件、发展虚拟惯量技术等方式增加系统惯量,提升系统稳定性。

  从规划设计的角度考虑,需要洞察能源转型背景下煤电角色演变的大趋势,精准把握并优化煤电设计思路。

  对于存量燃煤机组来说,在保证机组安全稳定运行的前提下以降低最小技术出力下限、提高爬坡速率、快速启停为目标进行灵活性改造,同时提升运行人员技术水平,重点提高机组启停操作能力以及变化工况下参数的调节能力。而对于增量火电机组,应该改变目前一味追求煤耗经济性的思路。随着“双碳”目标稳步推进,新能源发电大量并网以及煤电容量电价机制的出台,煤电在电力市场中的定位已经从传统的主体能源转变为支撑性、调节性电源。这就意味着煤电无法保证利用小时数,大型机组大部分时间下都无法达到额定负荷,煤耗经济性已经不再是优先考虑的指标。增量机组的研究方向应该是降低最小技术出力下限、提高爬坡速率、提升快速启停能力。具体表现为提升汽轮机汽缸转子、发电机线圈、锅炉管道等金属材料对于温度变化的耐受性,同时在机组设计过程中优化启停机逻辑,简化操作,实现煤电日内兜底调节功能等。

  煤电启停调节经济性如何?

  因机组启停时间集中在光伏大发、电力供应严重过剩的时段,此时电力现货价格极低甚至为负(考虑到绿电的环境溢价),目前山东、浙江等省份在新能源大发时段已经出现负价,未来随着新能源装机的增加,新能源出力时段现货负价将更加频繁。假设启停时间内现货价格全部为-0.1元/千瓦时,算一笔经济账。

  (一)机组成本分析

  机组进行启停调节的成本分为两部分:停机后维持短时间可并网状态所需的成本以及启动成本。以600兆瓦机组为例,机组维持短时间可并网状态的成本主要包括煤耗、汽耗成本。考虑到停机后为了能快速并网,相应辅机设备均需要投运。此种状态下机组所需热蒸汽的汽耗约为30吨/小时,低位发热量20000千焦/千克的煤耗约为70吨/小时。将蒸汽、煤折合成标煤,取标煤煤价900元/吨,经过计算此费用约为137770.2元。

  机组启动成本则需综合考虑机组煤耗、耗水,以及为维持锅炉燃烧稳定的油耗等费用。从冲转到并网再到机组恢复至30%额定容量(最小技术出力)总用时约为1小时,约消耗燃油1吨,煤耗从约70吨/小时变至约100吨/小时,同时考虑汽耗、电耗等,经折算,启动成本约为100000元,总费用约为237770.2元。

  机组在30%额定负荷工况下的运行成本:由于机组在低负荷运行下煤耗会显著增加,取煤耗为330克/千瓦时,同时变动成本仅考虑燃煤成本,机组运行四小时变动成本约为213840元。

  从两种情况成本对比可以发现,停机方式相较维持最小出力,成本略有上涨,但考虑到机组启停补偿,具有一定经济优势。

  (二)机组电能量收益分析

  从电力市场收益对比,假设中长期签约比例为机组容量的80%,即停机时段中长期合同量为480兆瓦*4小时,中长期交易价格设为0.4元/千瓦时,分别计算两种情况下机组收益。采用结算方式二计算,机组停机时,电能量费用为:

  480000*4*0.4+(0-480000)*4*(-0.1)=960000(元)

  而机组维持30%额定负荷工况时,机组出力为180兆瓦,此时费用为:

  480*4*0.4+(180-480)*(-0.1)*4=888000(元)

  从两种情况收益对比,停机的方式通过中长期合约赚取了更多利润,整体收益增加,更加具有经济优势。

  另外,当前部分火电机组作为供热机组,为了保证稳定供热不能进行启停调节。但可以转变思路:通过在用户侧安装电锅炉的方式进行供热,发电机组便能按需进行启停,不仅提升了机组自身的灵活性,并且使用电锅炉供热的方式增加了电力需求,进一步增加了系统消纳能力。用此时段的低价电供暖,可以对其经济性简要分析。取供热面积热指标为40瓦/平方米,则每平方米每小时耗热量为144千焦/小时。锅炉热效率取75%,燃煤的低位发热值按7000千卡/千克计,则供暖每平米每小时耗标煤量约0.00655千克/平方米。如果是500万平方米供暖面积,则每小时总耗煤量约为32.756吨/小时。如果在负荷侧安装电锅炉,由于燃煤机组启停时段现货价格为负,再叠加输配等其他费用,所以启停调节时段,综合成本近似为0。仅针对供热需求来说,用户侧加装电锅炉方式在启停调节时段每小时可节省成本约29480.4元。

  综合新能源大发时期对比机组停运与维持最小出力的两种情况,机组停机为新能源消纳腾出了更多的空间,有利于能源结构绿色化转型和“双碳”目标的实现,同时煤电参与启停调节成本可控,且在现货市场环境下具有经济性优势。但多次启停也伴随着巨大的操作量和安全风险,在一定程度上影响机组寿命,需要从启停机补偿的角度刺激煤电机组积极参与,具备条件时,实现一日两次启停。

  煤电在保障我国电力系统稳定运行方面发挥了至关重要的作用,尽管经历过一段时间的污名削减产能,但事后依然证明了煤电是整个电力系统不可或缺的支撑。从技术水平上讲,中国的煤机就是欧洲的燃机。欧美等国家燃气供应充足稳定且已适应高用能成本,因此选择发展燃气机组进行调节。而我国的煤机通过技术升级也完全能以燃机方式运行,替代国外燃机的地位,同时为我国能源安全和经济发展保驾护航。从未来潜力上讲,燃煤机组仍有海量调节潜力。不论是技术上还是经济上,煤机短时启停调节均具备可行性。且煤机调节能力还会随着负荷增加和煤机装机容量的增加继续上升。从战略需求上讲,“双碳”目标的实现离不开煤电完成兜底调节电源转型。电力行业必须提前实现碳中和,才能帮助我国顺利完成“双碳”目标,而这必然要求煤电从主要电源转型成为支撑性、调节性电源,真正发挥兜底调节作用。未来煤电必然要在极低利用小时下,提升爬坡速率,实现常态化启停调节,在确保能源供应稳定的同时,推动能源领域向更清洁低碳的方向发展。


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关键字:煤电

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