中国火电史的“教科书”:邹县电厂

2018年11月13日,国家博物馆一张火力发电厂的航拍图吸引了人们的注意。
图片上8台大容量机组依次排列,高耸的凉水塔蒸汽氤氲,以大气磅礴的构图清晰展现了中国火电40年发展脉络和成长轨迹。
这张图片就华电国际邹县发电厂,从山东省第一台30万千瓦、60万千瓦火电机组到全国单机容量最大的100万千瓦火电机组,邹县电厂一路“与最好同行”,成为中国电力改革的时代标杆。

国家博物馆展示的华电国际邹县发电厂航拍图。
30万机组起步
1978年,山东省发电装机总容量292.61万千瓦,严重缺电的鲁西南地区经济发展落后,可以用一穷二白来形容。
1983年10月1日,伴随着共和国轰鸣的礼炮声,国家“七五”到“八五”重点建设项目、山东省首台30万千瓦机组在邹县开工兴建。
老厂长成洪源说:“作为这么一个重要工程,从国务院总理到省市各级领导都非常重视,山东省真的把我们这个工程作为‘天字第一号’工程。大家都憋了一股子劲,就是怎么样把我们这个厂搞成最好的、最大的电厂。”
一二期工程4台机组,受到了党和国家领导人的高度重视,时任水电部部长李鹏曾3次到厂视察指导。1985年12月12日,第一台30万千瓦国产机组正式投产发电。
随后于1989年圆满完成了4台30万千瓦国产机组的建设任务,邹县电厂以120万千瓦的装机总容量一跃成为山东省最大的火力发电厂。
1986年7月16日,邹县电厂1号浓缩机突然发生故障,如果不及时修复,就会造成停机事故。1号机组可是当时山东电网的主力机组,情急之下,在场的老厂长率先跳进冰冷的浓缩池,带领职工用身体搅拌灰浆。在pH值达12以上的灰浆中,“电力铁人”们不顾碱水烧身,用自己的血肉之躯,换来了机组的安全,换来了电网的稳定。
60万机组发展
1992年,邓小平南巡讲话催生了电力工业“加速度”,火电企业像雨后春笋般快速涌现,乘着新一轮改革开放的春风,1993年,邹县电厂两台世行贷款60万千瓦引进机组开始动工。
1997年,两台机组实现“一年双投”,邹县电厂以装机容量240万千瓦的气魄,成为中国最大的火力发电厂。
1998年被授予首批“全国一流火力发电厂”称号。
百万机组称雄
2002年底,五大发电集团应运而生,邹县电厂归属中国华电集团
华电决定在邹县电厂建设全国首批百万千瓦超超临界机组。
2005年1月15日,“邹四工程”第一方混凝土的浇注,两台100万机组作为国家引进技术国产化的依托工程,被列为国家“863”项目和“十一五”重点工程。
两台百万机组分别于2006年、2007年顺利投产发电。时任国务院总理温家宝闻讯后专门做出重要批示:“得知华电百万千瓦超超临界燃煤机组投产,谨致祝贺。要积累经验,继续努力,确保机组安全、稳定运行”。
至此,集30万、60万、100万3个等级机组于一身的邹县电厂,装机总容量达454万千瓦,成为展现改革开放40年中国火电机组发展历史的一本活的“教科书”。
以上内容来源:中国电力报,内容有删减。作者:许盼 石鲁香 马桂红 姜帅

华润阜阳项目二期2×660MW超超临界燃煤机组工程正式启动

2018年11月28日,阜阳华润电力有限公司(简称“阜阳项目”)二期2×660MW超超临界燃煤机组工程启动活动正式举行。安徽省能源局总工程师程进军,阜阳市副市长李红,皖能集团总经理朱宜存,华润电力副总裁赵后昌以及地方政府代表、参建单位代表、阜阳项目员工共180多人出席项目启动活动,活动由华东大区副总经理高雪斌主持。
阜阳项目总经理刘文首先致欢迎辞,刘总代表阜阳项目全体员工向长期以来给予公司大力支持的各级政府和有关部门、各股东方、合作伙伴表示最衷心的感谢。刘总指出,阜阳项目二期工程是安徽省基础建设重点项目之一,项目建成投产后,年发电量约66亿千瓦时,新增产值约26亿元,将对加快当地产业发展、人才聚集发挥重要作用。
华润电力副总裁赵后昌在致辞中向阜阳市委、市政府以及合作伙伴皖能集团、阜阳能投给予的支持和帮助表示感谢。赵总指出,华润电力将充分发挥在能源业务行业的专业领先水平,稳步有序推进项目建设,将阜阳二期项目打造成绿色环保的国家优质工程,继续为阜阳市经济发展做出贡献。
皖能集团总经理朱宜存向阜阳项目管理团队、参建单位表达敬意。朱总表示,在省、市两级政府的推动下,皖能集团将为项目建设提供全方位的支持,高起点谋划、高目标定位、高质量建设、高水平管理,把阜阳项目二期工程打造为精品、示范、绿色环保工程,在助推阜阳市经济高质量发展的同时,为全面建设现代化“五大发展”美好安徽做出新的贡献。
李红副市长希望华润电力高标准建设、高效率推进,把阜阳二期项目建设成一流工程、精品项目。阜阳市委、市政府将高度重视和密切关注项目建设,连同市、区等各级部门,努力创造更好的环境,提供更优的服务,全力配合华润电力,确保项目顺利建成投产,早日产生效益。
活动结束后,参会领导在阜阳项目总经理刘文的陪同下,参观了一期生产现场。
(来源:微信公众号“华润电力华东大区”  作者:阜阳项目公司)

1000MW级火电机组智慧电厂建设研究

摘 要:近年来电力市场面临产能过剩、负荷多变、负债过多、环保压力及需求不足等诸多挑战,对电厂生产运营管控能力提出新的更高的要求。结合方家庄项目1 000 MW超超临界燃煤机组,经广泛调研,根据智慧电厂的内涵提出方家庄项目智慧电厂的建设理念,制定智慧电厂构架,确定智慧电厂建设内容,明确建设目标与效果,形成了一套完整的智慧电厂建设规划。通过利用物联网、云计算、大数据分析、人工智能、机器人、虚拟现实、移动应用等技术集成智能传感与执行、智能控制与优化、智能管理与决策,实现机组更安全可靠、经济高效、环保灵活的运行,并能更好地适应电力市场竞争环境。
关键词:火电厂;百万机组;智慧电厂;管控中心;厂级大数据;智能应用
(来源:《中国电力》杂志 作者:韩华锋,马玉娟,黄一志,杨萌萌,郭滔,刘然,张伟,孙亚飞)
0 引言
火力发电作为电力生产的主导军,伴随新形势下的国家政策、国内外的宏观环境及信息技术的迅猛发展 [1] ,火电厂建设已从自动化、数字化、信息化逐步向智能化转变。2016 年发改委提出了智慧能源发展的指导意见 [2] ;2017 年十九大报告指出要“推动互联网、大数据、人工智能和实体经济深度融合”;2017 年自动化等多家学会、电力企业、行业专家联合组织了多次对智能电厂最新发展技术和发展方向的研讨,并制定了《智能电厂技术发展纲要》。业内人士对智慧电厂建设提出了不同的见解,文献[3-6]提出智慧电厂是数字化电厂结合智能系统后的进一步发展;
文献[7]指出智慧电厂的建设应与德国“工业 4.0”理念对接;文献[8-14]认为智慧电厂由信息化、数字化、智能化等技术支撑,具有自学习、自适应能力。相关建设实践也在积极开展,在大唐姜堰、国电大渡河、鑫光发电 [15] 等企业中主要采用三维仿真、人员定位、智能机器人等技术,提高电厂的安全、运营能力。但目前对于智慧电厂建设的整体构架和模式尚没有统一的规划标准,建设实践也没有形成总体布局、统筹推进的格局。
在以上政策的指向及实践的引领下,方家庄项目结合自身管理模式,提出智慧电厂的建设理念,制定智慧电厂构架,明确建设目标与效果,形成了一套可复制、可推广、可借鉴的完整智慧电厂建设方案。并采取同步设计、统一规划、模块推进的方式,全厂控制系统采用先进的现场总线技术和智能仪表;信息化建设采用目前先进成熟的信息、通信、自动控制技术,通过一体化信息平台,充分融合生产经营管理业务,打通业务间的关系,具备了数字化电厂 [16-18] 的条件,为智慧电厂的建设提供了最为典型的应用场景和扎实的建设基础。
基于现有的数字化、信息化建设基础,利用最新先进的信息技术、工业技术和管理手段,实现精确感知生产数据、优化生产过程、减少人工干预,最终使方家庄电厂具备“自分析、自诊断、自趋优、自管理、自恢复、自学习、自适应、自组织、自提升”的能力,实现人员可控、状态预知、少人值守、效率提高、成本降低的目标。
1 建设思路
1.1 建设基础
方家庄项目在建设智慧电厂方面具有如下优势。
(1)机组容量:目前国内最大的百万千瓦级超超临界间冷燃煤机组,提供了最有说服力的典型应用场景。
(2)全厂现场总线:利用先进的现场总线技术结合智能仪表,为智能分析高层应用提供海量数据,是实现数字化电厂的基础。
(3)机组的高度自动化:通过各种控制逻辑的组合,实现机组启停的高度自动化,大大降低人员劳动强度,标准化、规范化机组启停作业。
(4)信息系统一体化设计:通过一体化信息系统的建设,实现公司内部业务之间的横向集成与纵向贯通,构建从数据采集、数据分析、数据共享、数据应用的全过程、全方位、多层次的支撑平台,建成符合公司管理模式和管理需要的一体化平台,实现“数据同源、统一口径、融合贯通”,降低人力成本,在公司范围内达到业务流、数据流、信息流的有机统一。
(5)互联网技术的充分应用:在一体化平台的基础上,充分利用移动应用的优势,已建设了移动办公 APP、党建 APP、安全管理 APP、知识管理 APP,极大提高了信息交互的及时性和多样性。
(6)云存储:通过虚拟化技术,建立了公司的私有云平台,将服务器、桌面进行虚拟化,并将数据集中存储,为未来的云计算、大数据分析打下了坚实的基础。
标准化、自动化、数字化、信息化、智能化是智慧电厂的基础,基于以上基础,方家庄项目提出了“提高数字化,完善信息化,加强可视化,推进智能化,体现系统性和顶层设计”的智慧电厂建设理念,全方位推动智慧电厂建设。
1.2 建设架构
1.2.1 整体架构
本项目智慧电厂的整体架构如图 1 所示,包括基础数据、智能平台、智能应用、人工智能 4 个层面,图 1 中对各部分都进行了直观的描述。

1.2.2 功能架构
围绕智慧电厂标准化、自动化、数字化、信息化、智能化的功能需求,本项目建设1个中心 — 智慧管控中心,4 大功能 — 智慧生产、智慧经营、智慧管理、智慧人才。4 大功能为业务重心,贯穿 12 个模块,各个模块为业务应用。具体的功能架构如图 2 所示。

1.2.3 网络架构
本项目智慧电厂网络拓扑结构严格遵照电力二次防护的要求制定 [19-20] ,采用专网专用、横向隔离、纵向加密、信息安全区域划分的原则,将本厂数据交互分文 4 个安全区域。具体的网络拓扑如图 3 所示。

1.2.4 数据架构
本项目智慧电厂数据构架由厂级应用模块、厂级大数据中心、国电电力大数据管控中心三部分组成,融合结构化数据(关系数据、实时数据)、半结构化数据、非结构化数据。具体数据架构如图 4 所示。

厂级应用层面包括了 MIS、SIS、三维、定位、监控、设备档案等模块,各模块都与厂级大数据中心建立数据交换接口,避免了厂级应用模块两两之间建立接口的复杂性。
厂级大数据中心是集电厂所有数据的存储交换、计算分析、应用展示等功能于一体的智慧基础设施重要中心。
厂级大数据中心也将与国电电力大数据管控中心建立数据接口,不仅可将厂级生产运营情况数据实时推送上级,同时也可通过上级单位大数据中心实现不同厂之间的数据交互,对于时效性严、横向数据量广的情况可由上级大数据中心为本厂提供计算服务,弥补了本厂数据库存储的不足,最终实现远程互联。
1.3 建设原则
(1)业务驱动,问题导向。立足于方家庄电厂百万火电机组、外委与本厂员工无差异化管理模式、地处偏远、人员易流失等特点和需求,坚持问题导向,以解决限制公司效益提升、管理提升的关键原因为目标,利用先进技术,弥补指标差距,以此为抓手,强化向生产、管理要效益的能力。
(2)以点带面,逐步发展。智慧电厂建设既要勇于创新,大胆突破,也要稳扎稳打,逐步发展。选择生产过程中的关键问题、机组运行的核心设备、企业管理的重点业务为突破点,以点带线,以线带面,逐步拓展智慧电厂建设的覆盖面。
(3)统一规划,模块推进。智慧电厂建设覆盖电厂生产管理的全业务、全系统、全过程,涉及面广,任务量大,建设过程中难以做到全面铺开齐头并进,因而在方案设计中要对建设内容进行统一规划,做好各个功能模块之间的协调和配合。提前谋划布局,模块化推进的同时,预留接口,保证各功能模块间的互联互享互通。
(4)标准引领,业务量化。以“业务标准化、标准数据化”为引领,建立健全企业管理标准体系,实现业务的量化评估;统一生产运行数据规范,实现信息数据领域的标准语言。通过量化、标准化促进大数据、人工智能、深度学习在智慧电厂中的应用。
(5)人才为本,创新驱动。智慧电厂在减少重复劳动、简化操作流程、弥补人脑在记忆及数据处理方面不足的同时,对高端人才的需求更为突出,对人的判断能力和创新能力的需求也更为明显。在智慧电厂的建设和应用过程中,既懂信息又精生产还通管理的人才将发挥更加重要的作用。智慧电厂建设要突出对人才的培养,以智慧电厂助推人才成长,以人才促进智慧电厂落地。
同时要强化创新驱动,以创新提高人才的综合素质,以创新推动新技术利用。
2 建设内容
方家庄项目经广泛调研,并按照智慧电厂建设统一标准和规范 [3] ,形成了自身智慧电厂建设规划的内容:包括 1 个中心,1 个平台,4 大功能,12 个模块。
2.1 智慧管控中心建设
智慧管控中心是智慧电厂的核心,相当于智慧电厂的大脑,发挥生产运营管控、生产应急指挥、事故演练、生产运营辅助决策、信息汇集和数据处理等功能。强化大数据处理、人工智能等技术应用,集中电厂数据的收集、储存、交换、分析、展现、服务等功能,综合深度应用全厂的生产经营管理数据,形成具有“自分析、自诊断、自趋优、自管理、自恢复、自学习、自适应、自组织、自提升”特征的智慧电厂管控系统,
实现更智慧的分析决策、更高效的信息应用。
2.2 厂级大数据平台建设
该平台按照国电电力智慧大数据管控中心对厂侧大数据平台的建设要求,从系统架构、数据架构、硬件架构、网络架构等进行规划,统一应用系统开发平台,遵循集团相关标准,以及企业服务总线(ESB)及业务流程引擎(BPM),将各类数据由 kafka 汇集到 Hadoop 平台,实现电厂所有数据的存储、共享、计算、分析、应用等功能。
2.3 智能应用模块建设
在以标准化、自动化、数字化、信息化、智能化及相关的关键技术作为智慧电厂建设的基础之上,本项目智慧电厂共规划建设 12 个应用模块,包括:智能安全、智能运行、智能设备、应急管理、智慧燃料、智慧经营、智慧营销、智慧物资、智慧党建、风险管控、一体化管理平台、智慧人才。12 个应用模块相当于整个智慧电厂建设的骨架;基于这个智慧电厂建设的骨架,形成了 4 大智慧体系,作为智慧电厂的应用界面。各
模块采用边建设、边推广示范应用的方式进行,力争在集团公司成为智慧电厂建设的标杆,提升了公司的社会责任形象。
智慧生产为电厂实时生产服务,集成安全、运行、设备、燃料 4 个电厂生产核心,建设基于机器学习的运行优化控制、基于大数据的设备可靠性管理、基于自动寻优的燃料管理、基于三维的生产可视化管理等系统,实现更高设备可靠性、更优出力与运行、更低能耗与排放、更好外部环境适应性、更高安全生产水平等目标。
智慧经营为电厂经营服务,集成经营、营销、物资等电厂经营核心功能,建设基于生产实时成本的经营决策管理、基于智能仓储的物资管理系统、基于智能预测的电力营销系统,实现生产成本更低、企业效益更好。
智慧管理为提高电厂管理服务,集成一体化管理平台、党建、应急管理、风险管控等管理业务,建设基于移动应用和微服务的智慧党建、智慧行政、智慧后勤、应急预案管理等系统,提高管理效率,降低管理成本。
智慧人才为引导、培养高素质的人才队伍提供平台。智慧电厂对高端人才的需求更为迫切,高素质的人才队伍是智慧电厂发挥作用的基础。
通过基于知识库的个性化知识管理系统、基于自主管理的绩效评价系统、创新创效管理平台、基于三维仿真的生产技能培训、智慧班组管理系统不断引导、培养人员成为具有高素质人才。通过建设创新管理论坛及 APP、创新成果展示平台、创新方法培训平台、创新工作室等模块,整合创新资源,营造创新氛围,推进创新工作,促进创新人才培养,加快创新成果孵化,以创新驱动企业发展。
3 预期效果
将智能生产与智慧决策技术相融合,使方家庄智慧电厂建设能够达到高效环保运行、灵活调节、少人值守、智能监视、智能检修、智能安保、智慧燃料、智慧经营、智慧物资、智慧党建、可视化培训、设备全生命周期管理、集团级监控与移动应用等效果,具体内容如下。
(1)实现智能运行。通过应用重要参数在线软测量、应用机炉协调预测控制优化、全厂机/电/炉/辅控控制系统、DEH 系统与 DCS 系统一体化等功能,及应用智能设备管理、机组全程自动启停控制,实现对所有运行设备的全过程监督、统计、查询、汇总、分析、深度挖掘,形成具备“自分析、自诊断、自管理、自趋优、自恢复、自学习、自适应、自组织、自提升”的运行优化系统,利用机器学习与人工智能技术,实现机组
高效环保运行、灵活调节、少人值守、智能监视。
(2)实现智能检修与维护。应用智能点/巡检管理、智能缺陷管理、智能两票管理等功能,与设备、管道状态智能监测功能模块联动,实现设备检修、缺陷处理过程的管理、统计分析及其处理方法的归纳总结,为设备预防性检修提供依据。
(3)实现智能安保。①人员、设备主动安全管控。应用基于物联网的人员定位管控功能、基于人员定位的设备在 DCS 系统操作管理、门禁管理与智能视频等功能,结合三维可视化、电子围栏等技术,与智能巡检、智能两票等功能进行联动,实现人员安全与设备操作主动安全管控。
②信息安全管控。全厂工业监控系统和管理系统布置信息安全防护产品,动态分析与监控网络及主机的运行情况,增强全厂工业监控系统和管理系统的网络健壮性,使整体系统防护能力等级达到三级,提高系统抵御病毒和非法入侵的能力。
(4)实现智慧燃料管控。通过自动化燃料采制、数字化煤场建设、实时经济配煤掺烧等功能实现智慧燃料管理,全面管控燃料管理价值链所涉及的全要素,保证燃料相关环节数据真实、实时、准确,保证安全生产,实现燃料管控智慧化。
(5)实现智慧经营。应用智慧物资、燃料成本实时分析、预算分析与管理、指标分析与管理、竞价上网辅助决策等功能,实现发电生产成本的预控与动态分析,提升电厂竞价上网分析报价能力,保证效益的最大化。最终达到实现企业全部资源和经营行为的可控、在控,有效促进资源整合,提升运营能力,为企业提供智能分析、决策支持。
(6)实现智慧营销。通过构建智慧营销系统,实现电量管控、利用小时对标、报价辅助决策、 客户关系管理等功能,实现对度电变动成本、度电固定成本、度电财务成本、度电完全成本与边际电价、资金平衡电价、盈亏平衡电价、目标利润电价等的智能 汇总分析,达到指导企业智慧营销的目的。
(7)实现智慧物资。通过构建智慧物资管理系统,采集库存信息对物资计划、采购、验收、出入库、盘点、财务成本管控、动态货位、动态库存、库存报警、联合仓储进行分析判断。实现采购流程清晰可查、采购管理规范高效,减少管理和采购成本,提高效益,实现企业高速运转。
(8)实现智能风险管理。建立风险应急预案库,实现对生产、市场、财务、运营、法律五大风险的智能在线管控。对安全生产、经营管理中的突发事故和潜在的风险进行分析和预警,逐步实现从事后管理,向事中、事前管控的转变,及时预警,提供准确的应急预案,提高决策效率,减少事故风险。
(9)实现移动化办公。以信息技术为支撑,将传统工作与互联网+理念相结合, 应用移动应用功能,在确保信息安全的前提下,可实现一部手机管理一个电厂的目标,可以移动办公、移动管理和远程监视,解决了管理过程中的难点和痛点。
(10)实现可视化培训。应用全激励仿真系统、三维可视化工艺系统和设备操作与检修仿真培训功能,对运行人员、检修人员可以进行三维可视化的、与现场实际情况完全一致的培训,增强培训效果。
(11)实现设备全生命周期管理。采用三维建模技术,通过设计图纸或对设备进行三维扫描,构建与实际电厂一致的虚拟电厂。在此基础上,应用设备全生命周期管理功能,从设备的资产价值属性、物理属性、能效利用 3 个方面,实现电厂设备全生命周期管理。
(12)集团级监控。通过区域、集团级系统的大数据分析平台,实现对电厂运行工况和污染物排放的监控、优化指导与统筹经营,提高集团整体运行与经营管理水平。
4 结语
与传统电厂相比,本项目提出的智慧电厂的建设可提高设备的可靠性、经济性,延长设备生命周期,加强生产过程的安全管理,提高维修效率,减少设备停机时间,确保清洁排放,降低企业运营成本等,逐步建设成为智慧型发电企业,能够灵活应对新的电力市场环境对发电企业的要求,同时本项目开发具有可复制性、可推广性,项目实施后也可为后续其他单位智慧电厂的建设提供可借鉴的解决方案,起到示范工程的作用。
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[20]作者简介:
韩华锋 (1969—),男,高级工程师,从事智慧电厂建设研究,E-mail: hanhuafeng1033@dingtalk.com;
马玉娟(1992—),女,硕士,助理工程师,从事智慧电厂建设研究,E-mail:1107605297@qq.com。

燃煤电厂脱硫废水零排放技术探究

摘要:2015年4月,国务院发布《水污染防治行动计划》(简称“水十条”),对各类水体污染的治理提出了更为严格的要求;同时,国家“十三五”规划进一步严控水资源使用,要求工业生产尽可能回收和循环使用生产过程产生的废水。为了符合相关法律法规和相关产业政策,燃煤电厂废水零排放势在必行。然而,传统的脱硫废水处理技术不能满足电厂零排放要求,探索有效且经济的脱硫废水零排放技术迫在眉睫。基于此,本文对燃煤电厂脱硫废水零排放技术进行了分析,仅供参考。
关键词:燃煤电厂;脱硫废水;零排放技术
引言
在我国燃煤发电机组占据全部发电机组的70%以上,而燃煤发电机组因燃煤会产生大量含SO2烟气,常用湿法脱硫来处理。但是,此法有较大的废水处理问题。为了控制脱硫吸收塔石灰石循环浆液的Cl-、F-等有害元素的浓度和细小的灰尘颗粒浓度富集度,减少浆液对设备的腐蚀和堵塞,同时将烟气中被洗涤下来的飞灰排出,必须从系统中排出一定量的废水,从而保证FGD系统运行的安全可靠性。
1 排放脱硫废水的实际特征
脱硫装置的石灰石、石膏去湿法排放废水量完全由工艺部水质、石灰石质量、锅炉烟气散发量、脱硫吸取塔内部的浆液CI浓度等因素决策。在具体运转的过程中,电厂通常都利用对脱硫吸取塔内部的浆液CI-浓度标准进行控制才能明确具体的废水排放量。本文将某个600兆瓦的机组为例,需要将所吸收的塔浆液CI-浓度合理的控制在20kg/m3的同时,排放脱硫废水量应达到17.3m3/h。如果工艺水的质量较差或是必须合理的控制低于CI-的浓度,会在一定程度上增加排放脱硫的废水量。
2 处理工艺
目前脱硫废水处理方法为中和、沉降、絮凝以及澄清等工序,污泥由板框压滤机脱水,泥饼外运。传统脱硫废水处理工艺通过在中和箱中加入石灰石,将pH调高至9.0以上,使得大部分的重金属离子能够生成难容的沉淀物;在沉降箱中加入有机硫,与Ca2+、Hg2+反应,生成难容的硫化物沉淀;在絮凝箱中加入复合铁絮凝剂,使石膏颗粒、SiO2、以及金属氢氧化物絮凝成大颗粒并进一步沉淀;经絮凝后的水进入到澄清浓缩池进一步浓缩,底部形成污泥,上部的清水进入到出水箱。传统脱硫废水处理工艺可以除去废水中的一部分悬浮物和重金属,但出水中仍含有大量的可溶性盐,无论是排入到水体还是泥土,容易造成水体的恶化以及盐碱地的形成;并且脱硫废水不含有机物,排入到市政污水处理厂会造成微生物的死亡,从而导致出水恶化,无法达到回用的标准。
3 回用方式
因脱硫废水成分复杂,处理困难,目前燃煤电厂中脱硫废水回用方式也较少,主要为以下几种方式:1)用于水力除灰渣系统。采用水力除灰渣的燃煤电厂将脱硫废水回用到灰渣水系统,因灰渣水为碱性,可中和酸性的脱硫废水,但脱硫废水中悬浮物和Cl-含量高,易造成管路的堵塞和腐蚀,存在着一定的风险。2)用于煤场或灰场喷淋。该方式将脱硫废水作为煤场、灰场抑尘喷洒水的补水,但同样存在腐蚀的风险,并且脱硫废水中的污染因子转移到燃煤中,继续进入到锅炉,在整个燃煤系统中循环累积。3)用于干灰拌湿。该方式需要水量较小,且由于粉煤灰的外卖而逐渐不被采用。
4 燃煤电厂废水零排放技术核心
废水梯级利用是实现燃煤电厂废水零排放的核心,废水梯级利用的前提是充分了解电厂各用水系统的水质、水量情况,制定准确的水平衡图,把全厂用水看作一个整体,统一规划全厂的用排水水质、水量,协调各用水系统的用水分配,做好水量平衡。优化各用水系统的关系,根据其水质、水量要求,为废水处理后的回用找到合适的系统,减少补水量,达到节水、零排放的目的。燃煤电厂废水零排放技术核心可分为四个层次:1)加强水务管理:消除跑冒滴漏现象;定期进行水平衡测试及优化,降低设备的耗水量,增加水的梯级利用级数;2)减少系统耗水:对于循环冷却机组,循环水排污水是电厂最大的排污水,节水减排的关键是提高循环水浓缩倍率,降低循环水排污水量;3)废水综合利用:按照“雨污分流、清污分流、分类回收、分质回用”的原则,建立经济可靠的废水处理设施,对全厂废水进行处理及回用,使废水量“最小化”;4)末端废水治理:用水末端产生的高含盐、腐蚀性废水,主要是指湿法脱硫产生的脱硫废水,是废水零排放的难点,对该废水通过蒸发结晶等方式治理,实现零排放。
5 脱硫废水零排放处理工艺
5.1预处理+蒸发工艺
预处理系统采用“两级反应+沉淀和澄清”处理,一级投加石灰,二级投加碳酸钠软化水质。蒸发结晶处理采用多效蒸发结晶或MVR蒸发工艺,结晶通过离心机和干燥床制得固体结晶盐。
脱硫废水经废水缓冲池调节水量,均衡水质,在一级反应器,投加石灰乳、絮凝剂和助凝剂,大部分重金属被生成沉淀,沉淀微粒物在絮凝剂和助凝剂的作用下凝聚成特大的颗粒物,最后流入一级澄清器,然后完成一系列的程序后实现固体和液体的分离。上清液进入二级反应器,为了确保后期的深度处理的部分能够长期稳定,减少清洗次数,需要对容易结垢的物质进行直接处理。
在二级反应器中加入软化剂后,使水中钙离子生成沉淀,沉淀微粒物在絮凝剂和助凝剂的作用下凝聚成特大的颗粒物,最后流入二级澄清器,上清液经过滤器再次过滤,确保废水满足深度处理进水要求。
蒸发器一般分为2种,一种是多效蒸发装置,一种是MVR蒸发装置。多效蒸发装置分为4个单元:热输入单元、热回收单元、结晶单元、附属系统单元。热输入单元即从主厂区接入蒸汽,经过减温减压后成为低压蒸汽,再将蒸汽送至加热室对废水进行加热处理。热交换后的冷凝液则进到冷凝水箱中。预处理后的脱硫废水排水,经多级蒸发室的加热浓缩后送至盐浆箱,由盐浆泵输送至旋流器,将大颗粒的盐结晶进行旋流并进入离心机,分离出盐结晶体,然后再经螺旋输送机送往各类干燥床干燥塔进行干燥。旋流器和离心机分离出的浆液返回至加热系统中再进行蒸发浓缩,最终干燥出的盐结晶包装运输出厂。
MVR蒸发装置原理是利用高能效蒸汽压缩机压缩蒸发产生的二次蒸汽,提高二次蒸汽的焓,被提高热能的二次蒸汽打入蒸发室进行加热,以达到循环利用二次蒸汽已有的热能,从而可以不需要外部鲜蒸汽,通过蒸发器自循环来实现蒸发浓缩的目的。从理论上来看,使用MVR蒸发器比传统蒸发器节省80%以上的能源,节省90%以上的冷凝水,减少50%以上的占地面积。预处理+蒸发工艺,投资成本较高,所有废水进入蒸发系统,运行费用高。
5.2预处理+膜浓缩+蒸发工艺
考虑蒸发装置的投资成本和运行成本,新兴的脱硫废水零排放工艺在预处理之后,加入膜浓缩工序,对脱硫废水进行减量化,降低后续蒸发装置的处理规模。降低脱硫废水零排放工艺的整体投资成本和运行成本。膜浓缩工序一般采用高压反渗透、DTRO和正渗透3种工艺。高压反渗透主要采用海水淡化膜对预处理后的脱硫废水进行浓缩,提高脱硫废水含盐量至80000mg/L,降低进入后续蒸发装置的处理规模。DTRO采用碟管式膜组件对预处理后的脱硫废水进行浓缩,DTRO膜可耐受120MPa超高压,能够使脱硫废水含盐量浓缩至12000mg/L。正渗透是采用正渗透膜,利用具有高渗透压的汲取液,将水分子自发的由低渗透压的原水侧汲取出来,而且将原水中的其他溶质截留,然后再采用其他工艺将水从被稀释的汲取液中分离出来,最终获得纯净的水,汲取液可以循环利用。正渗透可以使脱硫废水含盐量浓缩至15000mg/L。
5.3预处理+膜浓缩+烟道蒸发工艺
此种工艺主要在末端浓水处理采用烟道蒸发系统代替多效蒸发系统或MVR蒸发系统,大大降低了脱硫废水零排放系统的投资成本和运行成本。浓水烟道蒸发系统利用雾化喷嘴将浓水进行雾化,并且喷入除尘器和空预器之间的烟道中,利用高温烟气将废水液滴蒸干,然后形成微颗粒结晶,进入除尘器中外排,以期达到脱硫废水零排放的目的。
6 国内燃煤电厂废水零排放案例
6.1广东河源电厂
广东河源电厂(2×600MW)采用“二级预处理+多效蒸发结晶”工艺,系统投资9750万元,于2009年投入运行,是国内第一家真正意义上实现废水零排放的电厂。预处理系统采用“两级反应+沉淀、澄清”处理工艺,一级加石灰、二级加碳酸钠对废水进行软化,出水钙离子浓度小于5mg/L;蒸发结晶系统采用“四效立管强制循环蒸发结晶”工艺,出水TDS小于30mg/L,回用于电厂循环水补水,产生的固体结晶盐达到二级工业盐标准。该系统运行情况良好,水质较稳定,设备结垢量小,但该系统无浓缩,蒸发水量大,运行能耗高,处理1t废水消耗蒸汽约300kg,耗电约30kWh[36]。
6.2华能长兴电厂
华能长兴电厂(2×600MW)废水零排放工艺由预处理单元、膜浓缩单元及蒸汽压缩蒸发结晶单元组成,总投资约8000万元[5],于2015年4月投运,工艺流程如图6所示。其反渗透单元产水水质良好,回用于锅炉补给水,蒸发结晶析出的固体盐中NaCl和Na2SO4质量分数大于95%。该系统处理1t废水,耗电10.4kWh,消耗蒸气203kg。
结束语
总而言之,目前,我国脱硫废水零排放技术仍处于广泛研究与初步应用探索阶段。现有零排放技术的投资成本普遍较高且运行费用较大。如何组合现有工艺,扬长避短,实现低成本脱硫废水零排放,提高废水和矿物盐的综合利用率,将是今后脱硫废水零排放研究的重点。
原标题:燃煤电厂脱硫废水零排放技术探究

生物质发电本不该遇到的“生死劫”

2018年11月7日,由国家可再生能源中心、国家发改委能源研究所、生物质能产业促进会三部门共同编制完成的《生物质电价政策研究报告》(以下简称《报告》)在北京新鲜出炉,《报告》显示,截至2017年,未列入可再生能源电价附加资金目录的补助资金和未发放补助资金共约143.64亿元,未纳入可再生能源电价附加资金支持目录的项目的总装机规模已达122.8万千瓦,约占生物质发电装机的8%。
近十五年来,我国生物质发电装机容量由2003年的150万千瓦发展到2017年的近1500万千瓦,截止2017年底,我国生物质发电并网装机容量1475.77万千瓦。这意味着生物质行业发展十分之快速。而生物质发电在承担了环保及民生等社会责任的同时,正在面临逐年上升的成本压力、严苛的环保要求等问题。在风电和光伏电价政策逐步收紧的形势下,生物质发电电价政策是否会受到影响,引起了行业、相关主管部门的高度重视。
原料成本高达70% 补贴到位已成“生死劫”
众所周知,生物质发电包括农林生物质发电、垃圾焚烧发电、沼气发电,无论哪一种发电形式,首当其冲处理的是垃圾、废弃物,对于生物质发电来说这是刚性需求,可以说,生物质发电具有环保属性;其次,农林生物质发电承担民用供热,生物质发电也具有民生属性。另外,生物质发电有别于风电、光伏行业,生物质发电行业大多为民营企业,且农林生物质发电存在高额的燃料收购成本,抗金融风险能力不及风电、光伏产业。所以,生物质发电行业是一个十分特殊的行业,尽管生物质发电并网装机容量仅占2%,但在可再生能源领域表现的愈发重要。
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基于生物质发电的环保属性、民生属性,生物质发电行业呼吁维持电价补贴,这关系到企业的“生死存亡”。中国节能环保集团政策研究室主任袁宝荣认为:“生物质发电行业属于重资产,投资大,利润薄,投资回收期比较长,对于农林生物质发电来说,收储原料(秸秆)成本占整个项目运营成本70%,原料不断涨价,成本随之上调。若不能及时发放补贴,对企业的经济效益、生存都非常大。风电、光伏补贴退坡机制已成大趋所示,生物质发电行业不应该受风电、光伏电价退坡机制的影响而影响,未来应建立一个生物质发电项目专项电价补贴目录。”
据北极星电力网了解,2017、2018年进入补贴目录的部分企业还没有得到补贴,由于企业申报有一个周期性,对于还没有进入目录的企业来说,要想拿到补贴会更加的漫长,对于这部分企业来说经营会比较困难,而正常到位的补贴已成生物质发电企业的“生死劫”。
在本《报告》中也提到,生物质发电可借鉴《光伏扶贫电站管理办法》的激励政策模式,建立生物质发电项目专项电价补贴目录,通过单独列出生物质发电项目补贴目录,明确生物质发电项目补贴的优先性,明确生物质发电项目专项电价补贴目录的发布周期,考虑到农林生物质发电项目燃料收购直接关系到农民收益,建议专项电价补贴目录一年发布一次,及时发放补贴资金。
袁宝荣表示:“从电价补贴的角度,一个可持续、能够促进整个生物质发电产业健康发展的专项补贴,正在过程中。”
补贴与标准结合进一步规范生物质发电排放
环保排放标准的问题是摆在生物质发电行业的另一棘手问题。随着环保越来越受到重视,企业面临的压力也随之增大,生物质发电行业正不遗余力的加紧解决。
对于垃圾焚烧发电来说,去年年初,环境保护部组织在垃圾焚烧发电行业开展“装、树、联”工作,全面提升垃圾焚烧发电行业的环境管理整体水平,这对于规范垃圾焚烧发电起到很好的作用。但是,对于建的较早的企业运用循环流化床技术,这部分企业在环保方面排放不达标,产生的影响是显而易见的,特别是产生邻避效应较凸显。这就需要企业守法、合规去经营;另外,需要加强行业监管力度行业才能健康发展。
那么,该如何杜绝环保问题的发生?袁宝荣认为:“把可再生能源电价附加补贴与行业监管相结合,环保排放标准达标的企业,发放补贴,否则反之。通过这种方式,可以督促企业更好的从环保的角度去做,让行业更加可持续、更规范的发展。”
据了解,中节能垃圾焚烧发电项目建设的非常规范,每一个项目建设的像花园一般,该公司使用的均是炉排炉技术。在满足排放要求的同时,并没有增加多的运营成本。
另外,生物质行业面临的最大问题是没有专属于本行业的环保标准。
农林生物质发电依然是参照用煤的排放标准,而且要求超低排放。本身农林生物质发电含硫低,现在要求超低排放标准,这样生物质的成本会很高,所以,以煤的排放标准去衡量生物质的排放标准是非常不合理的。
环境保护部环境工程评估中心能源评估部徐海红曾在2018全国农林生物质发电行业创新与发展高峰论坛上认为:“现在的标准都是分成阶段的,不可以一刀切的,可以分区域、分情况来制定,对于京津冀地区可能要制定相对严格的标准,对于西南、西北地区可能就相对宽松。”
生物质热电联产或将成为主流
生物质是唯一一种可以产生多种能源产品的能源物质,生物质可以发电、供热、供气,即便如此,对于我们国家来说是不缺电的,国家缺热、缺气。在此背景下,去年,十部委印发《北方地区冬季清洁取暖规划》、国家能源局发改委下发《可再生能源生物质供热指导意见》,其中,生物质能可以直接提供热量的优势发挥出来,且可以灵活运用,可以替代燃煤锅炉非常好的方法,解决环保问题,合理布局,提供清洁的热能。
“从大的宏观形势来看,国家对生物质能的发展是加以肯定的,可以说为生物质能的发展,特别是在热利用这个方向提供很好的发展机遇。”袁宝荣说。
随着城镇化的发展,在国家政策的鼓励、支持引导下,农林生物质发电由纯发电改造成热电联产项目,垃圾焚烧项目也在改造成热电联产项目。袁宝荣认为,未来建立生物质发电专项补贴目录,国家认同的一定是热电联产项目。
据国家能源局《关于促进生物质能供热发展的指导意见》,到2020年生物质热电联产装机容量超过1200万千瓦。今年年初,国家能源局发布《关于开展“百个城镇”生物质热电联产县域清洁供热示范项目建设的通知》。“百个城镇”清洁供热示范项目将形成100个以上生物质热电联产清洁供热为主的县城、乡镇,以及一批中小工业园区。示范项目共136个,涉及20个省(区、市)及新疆生产建设兵团,装机容量380万千瓦,年消耗农林废弃物和城镇生活垃圾约3600万吨。
在此基础上,未来热电联产项目会有所增加,袁宝荣进一步解释:“生物质能十三五规划中期评估,根据项目指标完成情况,生物质发电项目(包括垃圾焚烧发电、农林生物质发电)的数量会增加。进一步说明,大的环境政策,宏观政策影响,均倾向于热电联产项目,所以,热电联产项目的数量将会增加。”
据生物质能产业促进会统计,截至2017年底,我国的农林生物质热电联产项目共计105个,约占项目总数量的38.9%,总装机容量273.81万千瓦,约占总装机容量的39.1%。生物质发电产业有待依托热电联产改造来提升系统效率,提高生物质发电的技术经济性,以达到绿色可持续发展。
生物质发电想要可持续、高质量的健康发展,《报告》提出,可以借鉴国外生物质发电支持政策和管理办法,从电价补贴、项目管理、税收优惠、地方政府激励等方面进行改进。
来源:北极星电力网  作者:安晴

国家能源局新能源司副司长梁志鹏:相比较于其他可再生能源 生物质能利用意义更大

11月28日,生物质能清洁利用国际研讨会在北京举办,国家能源局新能源司、国际能源署(IEA)等机构的相关领导出席了会议。
国家能源局新能源司副司长梁志鹏在致辞时认为,相较于其他可再生能源,生物质能利用具有多重意义。生物质能是可再生能源领域最重要、也是可以发挥更多作用的能源品种。为打好“污染防治攻坚战”和更好实施“蓝天保卫战”行动计划,下一步,我国应加大力度、加快速度重点推动生物质天然气、生物质热电联产、生物质锅炉供热以及分散性生物质成型燃料的应用。并通过加强国际合作,推动不同地区之间在产业政策、标准制定和市场化发展机制的相互交流,为下一步中国生物质能产业的发展创造良好环境,推动其成为中国清洁能源产业发展的一支重要力量。
☛发言实录如下:
实质上生物质是一种比较特殊的可再生能源,相比风电、太阳能等资源,这些能源是否得到利用,都不会对环境产生危害。但生物质能不同,如不加以合理利用会对环境产生污染。所以生物质能利用具有双重环保效益,相比较于其他可再生能源,生物质能利用具有更多重意义,不管是应对气候变化,还是解决环境污染问题,亦或增加能源资源供应,都非常重要。
近年来,中国特别重视生物质能产业发展。事实上,生物质能利用在我国已拥有几十年历史,生物质能适用性强,适合电、热、气等各个领域,用途非常广泛。在早期,我国生物质能利用方向是户用沼气和大型养殖场的沼气;之后我们又学习欧洲经验,发展生物质发电、生物质成型燃料;现在又开始发展生物质天然气等。
但是,生物质能产业的问题也很突出,比如生物质资源分散,产业规模较小。中国近些年为支持可再生能源发展,制定了一系列规划和政策。比如先后制定了生物质能产业“十二五”、“十三五”发展规划,按照规划,我国生物质能产业正从小到大,逐步发展。
同时,近年来,中国亦高度重视农村发展、农村生态与环境保护。国家在制定振兴乡村战略中,已经把生物质能利用作为一个重要发展方向。我国在打好“污染防治攻坚战”和实施“蓝天保卫战”行动计划中,也将生物质能利用作为重要方向。
目前中国在生物质能方面也已取得了较大成绩,虽然产业发展较慢,规模较小,但总结起来还是可以发现,生物质能产业整体发展已经取得了很大进步。截至目前,中国的生物质发电量已经达到1700万KW,年度发电量达到800亿kWh。其中农用生物质发电大约750万kW,垃圾发电量大约950万kW,沼气发电量50万kW。此外,我国生物质成型燃料年利用量达到1500万吨。以燃料乙醇和生物柴油为主的生物质液体燃料年产量也达到400万吨/年,生物质天然气已经达到1亿方/年。
下一步应如何发展生物质能?还是要围绕环境保护、减少温室气体排放、增加农业收入等方面做好工作。特别在终端用能环节,尤其是清洁供暖领域,生物质能有发挥较大作用的空间。
所以,下一步生物质产业发展的几个重要方向:
一是要积极推进生物质天然气产业化发展。
对生物天然气的开发利用要加大力度,包括生物发酵沼气、生物热解法制优质燃气,在一定程度上可以缓解天然气供应压力。现阶段,我们重视各个地区的生物质天然气规划编制,并已经启动了一批示范项目,欲探索新的商业模式、完善政策支持体系,使得生物天然气未来在中国能够取得较快发展。
二是要加快生物质能供热利用。
目前,我们已经在推动生物质热电联产发展,已经开始要求北方地区的生物质发电项目改造成热电联产模式,新建生物质发电项目也要以采取热电联产方式。
三是国家也鼓励生物质锅炉供热,未来生物质能锅炉应是推广重点。
参考欧洲经验,从上世纪80年代开始,欧洲就开始普及生物质锅炉应用,中小型生物质锅炉在小城镇供暖中起到很大作用。生物质锅炉属于成熟技术,在我国也具备普及应用的潜力,但目前生物质锅炉的应用在中国还没有找到好的推广模式,推广难度也比较大。
首先是中国和欧洲农业生产模式的不同,中国以家庭为单元的小规模农业生产为主,秸秆原料的收集难度大。
其次,在欧洲生物质供暖的经济性比较对象是天然气供暖和燃油供暖,在中国,包括生物质在内的可再生能源发展比较难,就是因为其比较对象是燃煤,无论生物质供暖、天然气供暖还是地热供暖,与燃煤供暖相比并不具备竞争力。所以,生物质锅炉在供暖领域的推广应用还有待加强研究和示范项目建设。
四是分散性小型生物质成型燃料应用在我国也取得了一定进展。
但依旧有很大进步空间,在中国有很多工商业、服务业的锅炉中,例如宾馆自用锅炉,是可以推广生物质成型燃料清洁替代的,潜力巨大。
总之,当前生物质能产业发展还有很大挑战和困难。可以预见,生物质能是可再生能源领域最重要、也是能发挥更多作用的能源资源。但相比其它可再生能源产业,生物质能的技术进步、产业发展和应用还处于初级阶段,还需加大力度、加快速度推动。我国应加强国际合作,推动不同地区之间在产业政策、标准制定和市场化发展机制的相互交流,为下一步中国生物质能产业的发展创造良好环境,推动生物质能成为中国清洁能源产业发展的一支重要力量。
中国能源报记者 仝晓波

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煤电行业发展现状分析 清洁煤电供应体系已建成

行业大力推行超低排放和节能改造,已建成全球最大的清洁煤电供应体系
2018年11月14日,国家能源局电力司表示,为进一步提升煤电清洁高效发展水平,我国煤电行业近年来大力推行超低排放和节能改造。截至2017年末,达到超低排放限值的煤电机组已达7亿千瓦,占全部煤电机组的71%;累计完成煤电机组节能改造6.04亿千瓦,已完成到2020年改造任务的96%。我国已建成全球最大的清洁煤电供应体系。
全国煤电供电煤耗分析预测
据前瞻产业研究院发布的《煤电一体化市场前瞻与投资战略规划分析报告》统计数据显示,2010年全国煤电供电煤耗为333g/kWh,到了2014年全国煤电供电煤耗减少至319g/kWh。截止到2017全国煤电供电煤耗达到了309g/kWh。这期间明显经历了一个类线性递减的过程。预计2018年全国煤电供电煤耗将达307g/kWh。从整体来看这种技术替代效应在实际的煤电商业化中存在着一定的边际约束作用,结合五大发电集团的2017年平均供电煤耗为302.10g/kWh,以及当下实际运行的超超临界机组的理论约束值275.82g/kWh,未来三年全国供电煤耗率或进入“低速递减区域”。预计2020年全国煤电供电煤耗将达到了306.66g/kWh。
2010-2020年全国煤电供电煤耗统计情况及预测

中国火电发电量、火电平均利用小时数分析预测
根据2018年3月国家能源局公开的《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》中的可再生能源替代性指标, 对2018年、2020年的煤电替代绝对值进行测算(发电基数值及未替代火电占比均为2017年数值),可以预期2018E、 2020E对应火电发电量为47852.96亿千瓦时、53640.17亿千瓦时, 相应火电设备平均利用小时数分别为4228.21、 4508。(该测算口径为全国发电并网口径)
2010-2020年中国火电发电量统计情况及预测

2010-2020年中国火电设备平均利用小时统计情况及预测

全国煤电装机存量及增量分析预测
2016全国煤电装机存量至未来基本不会变,20160-2020年全国煤电装机存量为92384万千瓦。2016年全国煤电装机增量为5993万千瓦。截止到2017年全国煤电装机增量达到了4598万千瓦。预计2018年全国煤电装机增量大幅度降至2601万千瓦。
2016-2020年全国煤电装机增量统计情况及预测

下一步将继续淘汰关停环保、能耗、安全等不达标的30万千瓦以下落后燃煤机组。中部地区具备条件的煤电机组超低排放改造要于2018年完成,西部地区要于2020年完成。
来源:前瞻产业研究院  作者:明少

十三五”后期应调整煤电机组在电力系统中的定位!

“提高电煤占煤炭消费比重的主要动能不在于电煤消费增加了多少,而在于我们把总的用煤量控制了多少,特别是散煤和工业用煤量减少了多少。”华北电力大学经济与管理学院教授袁家海在第五届中国煤炭消费总量控制和能源转型国际研讨会(下简称“煤控国际研讨会”)上说到,“所以,如果真正要把煤控做好,‘十三五’后期乃至更长一段时间的主要工作应该是合理调整煤电的定位。未来,如何用好11亿千瓦的煤电将是一个很大的挑战。”
11月21日,煤控国际研讨会在京召开,会议重点是评估“十三五”中期煤控工作进展并展望“十三五”煤控目标的实现路径,商讨如何进一步减少煤耗,促进能源转型。同时,会议还分享了“煤控研究项目”总课题组编写的《“十三五”煤控中期评估与后期展望研究报告》(初稿)(下简称“报告”),报告预测到2020年我们将超额完成“十三五”能源规划中的煤控目标。但是,报告认为,“十三五”后期,进一步推动煤炭消费减量替代也面临诸多挑战。袁家海教授就煤炭消费减量替代面临的挑战做出了以《煤电行业煤炭消费减量替代对策》为题的主题演讲,探究了煤电行业应在电力系统中如何定位等问题。
电力消费高速增长 高情景下2030年全社会用电量将达到10万亿千瓦时
2018年上半年,9.4%的全社会用电量增速远远高于6.7%的工业增速和6.8%的GDP增速,电力消费弹性系数到达1.38。但是,据国网能源院的分析,2018年上半年尽管全社会用电量在增速高达9.4%,真正靠经济拉动的只有4.4%,另外的5%的贡献主要来自于异常的温度负荷和电能替代的推进。气候变化是未来用电需求增长的一个不确定性挑战,而电能替代是电气化发展到一定水平之后的必然趋势,如今的电能替代工作的大力推进使得未来要转化为电力的终端能源需求提前释放,这就在近中期加重了电力消费水平,但从长期来看对拉升电力需求的作用不大。
报告认为,经济新常态下电力消费增长进入中高速区间的基本判断并没有错,2018年上半年的高增速是偶发因素(温度异常)叠加短期政策因素(环保、电能替代)所致,不具备可持续性。
报告预计2018全年用电量增速高位可能会到8%,2019-2020年电力消费增速则主要取决于新进动能转换的速度,不排除为了稳定经济增长,工业用电会继续增长。
若在上述基础上充分考虑新旧动能转换和居民用电增长进入快车道等因素,报告预计高情景下到2020年全社会用电量将在7.5万亿千瓦时左右,到2030年全社会用电量将达到10万亿千瓦时。
煤电发电量占比会进一步压缩 利用小时数会持续低位
那么,在上述预测的2030年10万亿千万时的全社会用电量中,煤电和可再生能源将以何种比例分配呢?袁家海教授做出了如下推断:
近年来,在国家的大力推动下,我国的弃风弃光问题得到了大力改善。如今,我国的弃光率已经降到了3.6%左右,而预计今年年底,我国弃风率将降到7%以下。此外,从多地启动的“十三五”中期评估和风电、光伏的建设实情来看,在2020年新能源装机或电量占比将比原规划提高一个百分点。
从政策层面来看,国家发改委印发的《能源生产和消费革命战略(2016-2030)》也明确提出,到2030年可再生能源发电占比要超过50%。也就是说,在10万亿千瓦时的全社会用电量中只能有5亿千瓦时来自于煤电,而2020-2030年气电装机又至少会达到2亿千瓦。气电如果仅按3000小时的利用小时数来计算的话,2030年煤电在10万亿千瓦时中所占的份额不会超过4.3万亿千瓦时。而2020年煤电的发电量约为4.6万亿千瓦时,所以,未来煤电对电量的贡献应该是呈稳中有降的态势。
袁家海教授表示:“这样,我们在讨论2030年煤电生存状况的时候就会得出一些很直观的结论。譬如,此前业内普遍持有的观点是,到2030年我国煤电装机将达到12亿千瓦,在高情景下该数字将提升至13亿千瓦。彼时,这13亿千瓦煤电机组的年平均利用小时数很可能降至3400小时甚至更低。”
低利用小时数加剧煤电亏损 合理调整煤电机组定位是重中之重
当前,煤电的利用小时数已远远低于设计的合理水平(5000小时)。近两年,煤电的利用小时数一直处在4200-4300小时的低位,部分煤电企业呈现出亏损的态势。今年,煤价高位,煤电利用小时数仍处低位的形势并未得到良好的改善。袁家海教授预测,今年煤电企业的亏损面或许将超过60%。
2020-2030年,煤电利用小时数相较于2017年及今年的预测又降一步。袁家海教授坦言:“如果说‘十三五’规划使得煤电企业在未来十年甚至二十年间都抬不起头来,这显然不是我们希望看到的结果。”
据测算,按照2020-2030年的可再生能源装机加上现存的11亿千瓦的煤电装机,来保证未来十几年的电力供应安全是不存在问题的。此外,继续增加煤电装机和同时发展高比例的可再生能源是相冲突的。“所以,我们认为,2020年电力行业的耗煤峰值应为12.2亿-12.3亿吨标准煤。”袁家海表示。
电煤占煤炭消费比重是衡量煤炭清洁化利用的重要标准。大量散煤燃烧和工业用煤是造成我国大气污染形势严峻的主要因素,所以电煤占煤炭消费量比重必须提高。
袁家海教授解释道:“提高电煤占煤炭消费量比重的主要动能不在于电煤消费增加了多少,而在于我们把总的用煤量控制了多少,特别是散煤和工业用煤量减少了多少。所以,真正要把煤控做好,‘十三五’中后期乃至更长一段时间的主要工作应该是合理调整煤电的定位。未来,如何用好11亿千瓦煤电将是一个很大的挑战。”
基于此,袁家海教授给出了煤电机组定位调整的详细路径:
30万千瓦以下排放达标的小机组,主要承担供热功能,也可根据区域电网灵活性需求改造成多次启停的机组,参与区域电网启停调峰。
30万-60万千瓦亚临界机组,需要通过灵活性改造全力满足未来高比例可再生能源大规模并网下电力系统的灵活性需求。
60万及以上的超临界和超超临界机组,要将其作为基核机组使用,保证其在经济区间运行。