煤电清洁发展大趋势下企业如何作为?

中国金融信息网2019年05月22日14:25分类:能源

新华财经北京5月22日电(记者梁晓云) 中电联数据显示,截至2018年底,我国煤电装机10.1亿千瓦,占全国总装机的53%。随着我国对碳排放重视程度提升以及环境约束更加突出,煤电行业从规模扩张期进入高质量发展期,优化存量、实现清洁低碳发展成为必然趋势。

从煤电清洁低碳发展路径上看,有节能改造、燃煤耦合生物质改造、碳捕集与封存(CCS)、IGCC发电技术等方式。对于企业而言,煤电清洁低碳发展重点在于强化经济运行,方向是实施热电联产,关键是增强机组灵活性。

主要路径:提升发电装备和污染治理技术水平

目前我国已建成全球最大的清洁煤电供应体系,经过超低排放改造的煤电机组已超过7亿千瓦,占全部煤电机组的75%以上,提前超额完成5.8亿千瓦的总量改造目标。加上新建的超低排放煤电机组,我国达到超低排放限值的煤电机组已达7.5亿千瓦以上。

随着煤电机组淘汰落后产能和节能改造升级,供电煤耗持续下降。2018年火电煤耗降至308克标煤/千瓦时,已步入世界先进行列,部分机组达到世界领先水平。

图表1:全国6000千瓦及以上电厂供电标煤耗(单位:克/千瓦时)

数据来源:中国电力企业联合会

尽管我国煤电清洁发展取得巨大成效,但在节能减排方面依然任重道远。我国承诺二氧化碳排放2030年左右达到峰值并争取尽早达峰;2030年,单位GDP二氧化碳排放比2005年下降60%-65%,非化石能源占一次能源消费比重达到20%左右。煤炭产生的二氧化碳占全社会总排放量的80%,其中电煤燃烧排放占总排放量的43%,煤电在节能减排方面依然面临着艰巨任务,碳排放将成为煤电重要制约因素。

目前我国煤电装机规模接近峰值,发展速度逐步平稳,但煤电在电力结构中仍将保持主体地位,煤电行业将从规模扩张期进入高质量发展期,走清洁低碳发展之路将是大势所趋。提高发电装备技术水平、污染治理技术水平是当前煤电清洁低碳发展的重要手段。

对于存量机组的清洁改造,一是通过节能改造提效减排。目前广泛采用的提效改造技术包括能量梯级利用改造、汽轮机通流部分改造、烟气余热深度利用改造等。

二是燃煤耦合生物质改造。生物质发电的碳排放是按零排放计算的,如果煤电机组掺烧生物质,能较大幅度地降低碳排放。2018年6月,国家能源局、生态环境部确定了89个燃煤耦合生物质发电试点项目。据测算,试点项目全部投产后,每年可增加生物质可再生能源发电量约83亿千瓦时,替代燃煤约260万吨标准煤,减排二氧化碳约730万吨。但试点项目目前推进较慢,亟待相关政策支持。

三是燃烧后碳捕集技术。碳捕集技术包括燃烧前捕集、燃烧后捕集和富氧燃烧捕集。其中燃烧后碳捕集技术较为成熟,但关键在于降低运行成本。级别在1000吨/年及以上的碳捕集装置的碳捕集成本约150元/吨。由于碳捕集导致电厂发电成本显著增加,加上碳封存技术尚未成熟,目前阶段碳捕集难以大规模商业应用。

对于增量煤电机组的清洁发展,一是提高蒸汽初参数。提高蒸汽参数是机组发电效率提升的主要手段之一。目前超(超)临界参数机组发电技术以其成熟性、经济性、环保型、灵活性证明了其是最现实、成熟、先进的高效洁净发电技术。大唐集团公司与东方电气集团、山东电力工程咨询院合作,在山东郓城建立630℃超超临界二次再热燃煤发电机组,于2017年6月30日获得国内首台630℃项目示范权,机组发电效率高达50%,碳排放强度在715克/千瓦时,是当前世界上技术先进、难度较大的燃煤机组。

据悉,蒸汽参数提高的下一阶段发展目标是使主蒸汽和再热蒸汽温度到达700℃级别,欧盟、美国、日本、中国已开展700℃超超临界技术开发。

二是IGCC发电技术。整体煤气化联合循环(IGCC)发电技术将煤炭转化为合成气,将一氧化碳变换为二氧化碳并捕集,然后送入燃气轮机内燃烧,是目前燃煤发电厂减少二氧化碳排放成本较低的技术,减排量可高达90%。华能天津IGCC示范电站装机容量为265兆瓦,设计供电效率为41%,发电耗煤为255.19克/千瓦时,燃烧前碳捕集装置热功率为30兆瓦,碳捕集设计规模为10万吨/年,二氧化碳主要用驱油和咸水层封存。完善该技术、进行商业化推广,能够缓解我国“富煤贫油少气”的资源禀赋所带来的压力,提升我国在应对全球气候变化问题上的国际影响力。

此外,富氧燃烧发电技术、超临界水煤气化制氢(水煮煤)发电技术、化学链燃烧发电技术也是当前增量机组低碳发展的前沿技术路径。

企业重点:优化机组运行方式实施热电联产

就企业而言,宜以强化经济运行、节约煤炭消耗作为煤电清洁低碳发展的重点。实践表明,负荷率对煤电整体能耗水平影响较大,机组容量越大受影响也越大。100万千瓦级机组从100%降到50%负荷,耗煤增加41克/千瓦时,从100%降到40%负荷,耗煤增加68克/千瓦时,能耗增幅很大。而30万千瓦级机组降到50%负荷,耗煤增加19克/千瓦时,降到40%负荷,耗煤增加34克/千瓦时。

国家能源集团2018年煤电机组平均负荷率在70%左右,广西、吉林、黑龙江、辽宁、新疆等区域机组长期在50%工况下运行,并经常参与40%深度调峰。在国家能源集团范围内,如果用100万千瓦级机组替代30万千瓦级机组10%年度发电量,每年可节约标煤量54万吨。2003-2011年,国家能源集团整体负荷率均在75%以上,如果负荷率从目前的70%回升到75%,每年可节约标煤48万吨。因此优化机组运行方式节能空间巨大,通过发挥不同容量等级机组的相对优势,使电力系统运行更加经济。调峰以60万以下特别是30万级机组为主,100万千瓦级机组带基荷运行。

以热电联产、提高能源效率作为煤电清洁低碳发展方向。实施热电联产是提高煤电能源转化效率的重要方向。纯凝机组实施高背压供热改造后,供电煤耗可下降100克/千瓦时以上,效果明显,供热期能源转化效率可提升到85%以上,通过供电煤耗下降和冷端余热利用,碳排放降低幅度可达40%以上,碳排放小于500克/千瓦时。因此,热电联产提高了效率,减少了能源损失,同比例降低了碳排放。在热电联产主要措施上,首先,可以扩展供热范围,进行30公里以上远距离供热;拓展居民供热面积、提升热电比;协调政府为园区集中供热,拓展冷热电多联供及综合能源服务。其次,研究实践新的供热技术,采用余热利用、高背压改造为主导路线,综合运用旋转隔板技术、溴化锂热泵、高效换热器等技术,分能级供热,提供高效能源。

以增强机组灵活性作为煤电清洁低碳发展关键。增强煤电机组灵活性,可以少发电、少用煤,为清洁能源发电腾出空间,这是煤电实现清洁低碳发展的关键。一方面提高燃料的灵活适应性。重点开展精细化配煤,研究采用冗余制粉系统配烧、筒仓掺配等措施;开展生物质、污泥掺烧,研究大比例掺烧或全燃料替代技术,由“煤电厂”升级为“火电厂”;研究大功率等离子、富氧燃烧技术,提高燃烧不同煤种的灵活性。另一方面提升热力系统的灵活性,研究利用凝结水节流一次调频、高加抽汽节流二次调频,利用回热系统,实现灵活启动、快速负荷调整和全负荷脱硝。此外发挥智能控制优势,将智能控制方法固化到控制系统中,最大程度地发挥机组灵活性。

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[责任编辑:董时珊]