中国电力史

1846年,上海开埠三年后,英国商人礼查来到上海,想在这里建一座饭店。

起先他的饭店建在公馆马路(今金陵东路)外滩附近,叫Astor House Hotel,10年后,苏州河上建了座“查尔斯桥”,桥北侧河边有一块22亩的荒地,礼查感觉这块地有潜力,1857年便以极低的价格买下,建了一座东印度风格的2层砖木结构旅馆,将饭店迁了过来(今天看到的礼查饭店是1910年拆旧造新后的英式新古典主义风格,1857年的东印度风格原建筑没有这么豪华),但因为当时地处偏僻,经营不善,1860年,享利·史密斯从礼查手里接手这座酒店,改名Astor House。

这家饭店在史密斯接手后,除了开设了弹子房、酒吧、舞厅、扑克室,1867年,还在上海最早使用煤气,1882年7月26日晚上7点,这里成为中国最早安装电灯的地方。

那天晚上,上海外滩6.4公里长的供电线上,沿外滩到虹口招商局码头,共有15盏弧光电灯被点亮,其中有7盏,位于礼查饭店内部及花园。据说当时上海来看电灯这个新鲜玩意的市民,围观人群聚集长达数里。

比慈禧太后第一次使用电灯,还早四年。

给上海人民的黑夜带来电灯光亮的,是中国的第一个发电厂,由英国人立德尔在1882年创办的上海电气公司。

据《上海租界志》里记录,这家公司位于当时南京路江西路口老同孚洋行的院落,共筹集5万两白银建立,是从美国克利夫兰的布拉什电气公司购买了一台12KW直流发电机。这家电厂只比法国巴黎北火车站电厂晚建7年,只比英国的电厂晚建6个月,比圣彼得堡电厂早1年,比日本早5年。当时的上海,相当洋气。

成功在上海点亮中国最早的路灯后,1883年2月,又在外滩、南京路、百老汇共装了35盏弧光灯,从黄昏点到半夜12点半,每盏路灯收费每周4元,如点到天亮,则收7元。

但因为发电设备技术问题老出故障,路灯时亮时不亮,工部局火了,叫他们按合同规定的质量供电,否则停止合作,还要支付赔偿,上海电气倒在了技术环节,仅运营了六年,便于1888年因资金不足倒闭。

1890年,广州旅美华侨黄秉常集资40万美元,在广州开办了华第一家电力公司“广州电灯公司”,也是买的两台100匹马力的美国发动机发电,点亮广州历史上700盏电灯。但黄先生不太会经营,投入太猛,发电量远超用电量,电费太贵,广州市民没几家用得起电,9年后这家电厂倒闭,改成锯木厂。

上海电气倒闭后,原股东里的中国人魏特摩用4万两白银又新开办了新申电气公司,新申电气后被工部局于1893年以6.6万两白银并购,并追加2.6万两扩充设备,3年后的中央电站,有直流发电机8台,容量109.5千瓦,交流发电机5台,容量189千瓦。到1908年时,电厂发电设备容量达4400千瓦,相当于当时英国15家大发电厂的13位。

除了上海新申,李鸿章也在迎头赶上,早先他先花费了6000两白银,向慈禧奉上发电机和电灯作贡品,1888年12月李鸿章从丹麦购进一台15千瓦的发电机,让北京的紫禁城和达官贵富们用上了电灯,随后张之洞在广州用燃油机发电,刘铭传在台北安装了第一批小型发电机,第二年,觉得电力这洋玩意儿不错,李鸿章又在大连创立大石船坞电厂。1890年广州华侨黄秉常建广州电灯公司、1899年德国人库麦尔在青岛电灯厂和大型发电厂(仅一年倒闭)、1900年冯恕建京师华商电灯股份有限公司、1903年开平矿务建唐山煤矿发电厂与林西矿发电厂、1910年两江总督张人骏建金陵电灯官厂、1911年租界工部局建杨树浦电厂、1915年董世亨建浦东电气、1901年起,宁波、烟台、镇江、汕头都有华人自己率先零零碎碎建设民营电厂,到1936年,中国发电容量达到了136万千瓦时,不过当时的发电量在全世界还是小得可怜,美国一年的发电量是中国的两三百倍,在先进工业国家面前,这些发电厂就好像一堆破铜烂铁。

辛亥革命前,中国一共有80座电厂,发电设备总容量37000千瓦,抗日战争前,中国发电设备总容量增加到1365792千瓦,年发电量44.5亿千瓦时,位居世界第14位。

算是中国人电力事业起家时的全部家当。

然后,日本人来了。

因为日寇侵华,中国高速发展的电力进程被打断了。有人说:

日本于此时全面侵略中国,是因为绝不能容许中国再次强大。

电力,是一个国家走向强大的现代化社会过程中,基础中的基础。

日本在占领东北后,从1937年4月开始,忙着在吉林省松花江上建成了当时全亚洲最大的18万千瓦丰满水电站,这座水电站到1943年3月25日开始发电,期间以“吃好住好大工价”骗取共20万劳工前来建造,每天两班倒24小时作业,每班1.2万劳工工作12小时,劳工进来后如同进了监狱,稍有不从就遭到毒打,原丰满警察署长在日本战败后承认,平均每天被打死或累死2~3人,丰满水电站修建期间,一共死亡5110人,劳工们的尸首被扔弃在水电站旁三条100多米长、6米宽、4米深的天然沟渠里。

1945年8月,日本投降,苏联军队进驻丰满,次年4月撤退,其间将水电站2、7、3、8、5、6号机组主部件拆走运到苏联,只将1、4号机组留给中国,1948年丰满水电站在苏联彼得格勒水电站设计院指导下重建,一直使用到2019年5月20日爆破。

为了控制东北,日本当时修建大型军事设施和水电站,一共在抚顺、本溪、阜新、北票、大石桥等地留下34处“万人坑”。

日本人一边在东北疯狂铺基地,一边在前线对中国发起猛攻,先后夺取青岛发电所(4.38万千瓦)、华商电灯公司(旗下石景山发电分厂是华北最大发电厂,装机容量3.2万千瓦,后被日本强行收购重组,日本战败时已为28.5万千瓦时,是中国当时最大的火电厂)、上海杨树浦电厂、戚墅堰发电厂、首都电厂、杭州闸口电厂、开滦中央电厂、镇江大照发电厂、武进发电厂、嘉兴发电厂等国内几乎所有重要的发电企业。

其中首都电厂有部分工人来不及撤离,留守人员因不配合日军发电,大部分被杀害。

依靠强大的机械部队推进,日军在中国地形图的第三阶梯将侵略战争打得颇顺利,打到第二阶梯,失去了机械平推的优势,日军就再也推不动了,但国民政府的经济要害也基本损失殆尽,尽管在大后方筹建了27个电厂,发电总容量也仅为35505千瓦。

这些电厂还是好不容易才抢救下来的。

日寇进攻时,国民政府将汉口、沙市、宜昌、长沙、湘潭、常德各地的发电设备2.54万千瓦转移到了后方,杭州、广州、武汉来不及撤走的设备直接炸毁。

由于发电设备又大又重,迁移过程十分困难,汉口既济水电公司的6000千瓦发电机组重达1800吨,1938年用新江号轮船及33艘木驳船经水路千辛万苦才运抵重庆,一路跋山涉水,全靠工人们肩挑背扛搬运。

而永耀电气公司连轮船都没有,到宜宾段时,只能雇用木船,工人们亲自上阵当纤夫,拉着船溯流而上,一天只能前进两里路,花了半年时间,损耗了一半的设备,沿途死亡5人,才将设备一点一点拉到了重庆。

做纤夫是这世上最最辛苦的工作之一,可以说是“辛苦”两个字的登峰造极。据在三峡做过50年纤夫的曹永华说,他们先将12股老丛竹蔑编好的纤绳,放在滚水里煮过,这样纤绳才不会伤害纤夫的手,拉纤时,要把搭脖子拴在纤绳上,倾斜着身体往前拉,许多纤夫赤脚裸体,是因为衣服鞋子极容易被尖石纤绳磨破,人又要经常跳进水里,寒冬腊月也要跳,“脚上有肉的地方都冻得炸口子,鲜血直流”。

只有了解纤夫的真实生活,才能明白当时永耀电气的普通工人们,一天两里路充当纤夫将电气设备拉到重庆有多么艰难。

就是在这么艰苦的环境下,我们还是只抢救到了中国电力一点点火种,日军侵华,使中国当时损失了94%的发电量,给中国经济造成了重创。

日寇投降后,日伪电厂被中方接管,搬迁到西南的电厂也纷纷回迁,1946年,中国的发电量恢复至128万千瓦,至1949年新中国建立,全国发电设备容量达184万千瓦,其中火电168万千瓦,发电量为43亿千瓦时。

政局稳定后,中国电力,即将迎来狂飙突进的70年。

只要没有外敌入侵,没有内乱,只要给中国一点喘息之机,中国人就会爆发出强大的生命力。

电力也是如此。

只要看看1949年成立时,全世界各国的人均GDP数据,我们可以认识到,当时中国起步时的环境有多绝望。

1949年,中国总GDP只有123亿美元,5.4亿人口,人均GDP仅23美元,人均国民收入只有16美元,当时美国人均GDP1882美元,英国642美元,法国842美元,日本182美元(二战被打成这样起步其实都比中国高多了),德国486美元,逃到台湾的老蒋手下人均都有156美元,是大陆人均的6.78倍。

根据《联合国世界经济发展统计年鉴》,1950年时缅甸人均GDP是43美元,菲律宾是170美元,中国人均只有缅甸的一半左右,是全世界人均GDP倒数第一。

1950年,中国人均发电量2.76千瓦时,印度人均发电量10.9千瓦时,美国人均发电量2949千瓦时。

发电量连印度人均都是我们的5倍。

但永不服输的中华民族就要开始飞奔了。

我们先来看一张老资料上面找来的表格,这里记录着从1949-2001年的发电量。

1949-2001年中国发电量

这张表的数据还是有点少,2001年以后的数据如下:

2002年:发电量为16400亿千瓦时

2003年:发电量为19080亿千瓦时

2004年:发电量为21870亿千瓦时

2005年: 发电量为24000亿千瓦时

2006年:发电量为28344亿千瓦时

2007年:发电量为32559亿千瓦时

2008年:发电量为34334亿千瓦时

2009年:发电量为37146亿千瓦时

2010年:发电量为42017亿千瓦时(历史分界线,成为世界第一)

2011年:发电量为47130亿千瓦时

2012年:发电量为49875亿千瓦时

2013年:发电量为54316亿千瓦时

2014年:发电量为57944亿千瓦时

2015年:发电量为58145亿千瓦时

2016年:发电量为61331亿千瓦时

2017年:发电量为66044亿千瓦时

2018年:发电量为71117亿千瓦时

看着上面飞奔的数据,其实我也好奇中国是如何一点一滴将自己的电力事业建设起来的。

由于中国历年一直主要靠火力发电,火力发电占比一直在80%以上,2018年还维持在73%,弄清楚火力发电的过往,就能弄清楚中国电力史。

1938年,昆明中央机器厂第四分厂,找瑞士勃朗·鲍威利公司引进了2000KW汽轮发电机组制造技术,几年后通过该项技术,外加仿制瑞士苏尔寿的2台12t/h电站锅炉,造出了中国人的最早两台2000KW火力发电设备,这两台机器一台放在四川泸县,一台放在云南昆湖电厂。

到1949年底,全国电力装机总容量为1849MW(兆瓦),其中火力装机容量1686MW,占比高达91%,因为中国煤多,到现在还有1.6万亿吨储量,而且煤炭质量特别好,成本便宜,因此我们命中注定主要靠火力发电。

1945年的时候,美国西屋电气公司跟民国签了份合同,本来准备在中国搞发电机制造厂,当时战乱不停,合同没有执行完,但西屋在美国共培养了96名中方技术人员,这些人成为中国第一代电力精英,1949年后分散在中国各个相关电力公司,包括东北电工局、上海电机厂等,成为中国电力行业的祖师爷们。

1949年后我们搞了上海、哈尔滨、东方三大发电设备制造基地,其中上海发电厂在1952年找东欧社会主义小伙伴捷克搞来了火电设备制造技术,1954年按这套技术弄出了新中国第一台6MW火电机组,哈尔滨发电厂起点则高多了,从老大哥苏联引进技术,1958年搞定了25MW和50MW高压火电机组,但真正实用是在1959年,所以1949-1958这十年的发电量是中国电力史的第一个阶段,因为家里穷,要钱没钱,要技术没技术,也没什么发电机,中国发电量只能以极其细碎的步伐前进,每年进步的速度都是个位数和十位数。

牛逼轰轰的哈尔滨发电机厂还在1960年时搞定了第一台100MW高压火电机组,1970年搞定200MW超高压火电机组,1971年摆平300MW亚临界中间再热式火电机组。回头看上面的发电数据,1959-1968这十年刚好是中国电力发展的第二个阶段,其中1959-1964年发电量一直在400-600亿千瓦时上下徘徊,中间还出现过萎缩,很明显主要是因为三年困难时期造成的影响,1965-1968这四年开始恢复正轨,发电量还是以十位数在缓慢增长,因为第一台100MW虽然是1960年研发成功,但实际应用是在1967年北京高井电厂,因为自己获得了100MW以上电发机的生产技术,发电机陆续批量制造出来,后面中国的发电量才从1969年开始上一个台阶。

1969年后,中国陆续试投产自己研发的火力发电机,并且初生牛犊不怕虎,雄心勃勃想去研发600MW火电机组,但搞到1977年,根本研发不出来,因为辅机、锅炉、控制系统、关键配套件等很多环节搞不定,而且自己试投产的100MW、200MW和300MW火电机组不停地出事故,用着用着就坏了,修都修不过来,根据电力部门统计,光1980年一年,我们研发的8台200MW机组停机检修过95次,17台125MW和3台300MW机组发生事故21次,检修77次,1980年我们一共有97台共12500MW大型火电机组,几乎全部都有问题,个个都跟间歇性神经病一样,一下正常一下不正常。专家们在1981年开了个会,发现了290多处质量问题,修好这些问题要花费3到5年,约2亿人民币,还不敢保证以后一定能用,而且我们当时的发电机耗煤量也大,平顶山的姚孟电厂300MW机组发电煤耗为360g/kW.h,美国西屋公司同类机组只要317g/kW.h,一台机器一年要多烧3万多吨标准煤。

质量这么差,问题这么多,可把当时我们的研发人员愁死了。

以中国当时纯正农业国起家的底子,要人才没人才,要技术没技术,就靠苏联阵营扶持过一段时间,跟苏联翻脸后搞不定这些技术环节其实是很正常的,有困难就去战胜困难,愁完了继续干活。

1977年年底,第一机械工业部把一帮专家叫过来开会,讨论我们这发电机以后怎么造,讨论来讨论去,大家一致认定要向发达国家学习,少走弯路,直接买他们的技术,这时候不可能找苏联帮忙,但幸好我们跟日本美国重新建交了,1978年10月到12月,第一机械工业部就派人去欧洲和日本考察,参观了欧洲11个发电设备制造企业、5个高压开关厂、日本三菱和日立共177家工厂,大开眼界,回来深受刺激,觉得跟他们差距太大了,没法玩了,更坚定了买技术这条心。

1980年5月,由副总理薄一波同志牵头,国家决定拿出仅有的一点外汇,让第一机械部负责引进制造技术(电力部则负责引进电厂设计)。

6月中旬,第一机械部把美国通用、西屋电气、燃烧工程、拨伯葛、瑞士勃朗·鲍威利、法国阿尔斯通共6家公司都请到中国来谈判,前前后后一共谈了3个月,请了90多名工程师、技术骨干等一批资深中老年理工男把关,理工男们听完各方陈述,一致认定通用的汽轮机跟发电机技术最牛逼,但是通用报价太高,是西屋的一倍,瑞士公司则不愿意转让计算机程序,报价更喊得比通用还高,直接趴死,阿尔斯通价格最低但售后服务太少,最后一合计,就选了美国燃烧工程跟西屋电气的技术。

8月4日,国家计委把各个部门跟国有银行的人都叫过来开会,要跟这两家公司合作生产300MW、600MW主辅机组各一套,并引进这两套机组的技术,共花费2.4亿美元外汇,砍价砍得比较成功,因为当时就是单独各买一套,加起来都要3.3亿美元,还可以掌握当代世界先进水平的大型火电机机组制造技术。9月9日和11月21日,西屋电气与燃烧工程分别跟中国政府签了约,并在日后向中国提供了薄膜底图两套、微缩胶卷两套、技术资料四套、计算机程序176项,以及各产品设计、制造工艺等等。

1981年,电力部同时从美国依柏斯库工程公司引进了电站设计技术。

这两件事意义重大,堪称中国电力史的一道分界线,从这时候开始,中国才真正拥有了世界先进的发电机制造技术。

1984-1985年,中国按美方的技术,于1985年底造出了具有先进技术的300MW火力发电机组,1987年6月30日投入运行;并于1986年12月造出了600MW火电机组,于1989年11月4日投入运行。

1969-1985年这十七年,是中国电力史的第三个阶段,1974年后,发电量从走路变成小步快跑,以每年200亿千瓦时左右在增长,这中间的主要增长方式是“自己制造的会发神经的发电机组”或者直接购买国外的发电机组,我们还没有办法批量生产世界先进机组,增长速度依旧比较慢。不过让人惊讶的是,总发电量在文革期间,只有1967-1968年出现退步,其它时间都是在稳定增长,可见当时发电机产量并没有受到冲击,工业也还算正常,要不然不需要这么高的发电量。

1985年之后,中国电力行业才开始真正掌握了自己的命运。

为了完全消化燃烧工程跟西屋电气300MW跟600MW机组技术,1983年国家共拨款2000万元攻克重点项目22项,到1985年底大部分科技攻关基本完成,这些难啃的硬骨头包括:电站锅炉管子中频感应压力焊工艺技术、汽轮机焊接件局部热处理工艺与装备、汽轮机㗏体高压喷嘴室电火花加工工艺试验等。

引进技术之后,下一步就是要全面国产化。

前面为了尽快消化美国人的技术,赶着先弄出第一台机组,第一台300MW的发电机组国产化率只有40%,其中锅炉国产率50.2%,汽轮机国产化率40%,汽轮发电机国产化率27%,进口了好多美国零配件,搞得这台机器比国产300MW的贵两倍多,后面为了尽快将这两套机组全面国产化,国家将这件事列为“七五”重大科技攻关项目,调集行业专家一起想办法,中间克服了无数困难,到第二套时,国产率化68%,第三套国产化率75%,第四套80%多,到“七五”末,机组的价格一下就跟国产的差不多了。

国产化帮政府省了一大笔钱,比如栅架多点焊机,以前从瑞典进口,一台100万美元,中国自己搞了一套,才10万人民币,还有LDD履带式加热垫及控制系统,进口要2万美元,国产化后自己弄出一套来,只花了1.7万人民币,这中间各个细节的国产化不计其数,理工男们都是这样,从不多说,不声不响就把民族工业问题解决了。

有了完全自主的火力发电设备,中国的发电量再上一个台阶,中国在第七个五年计划(1986-1990年)期间,制订了发电设备10000MW综合生产能力的计划,通过消化引进的技术,将国内的200MW机组都逐步过渡到300跟600MW,并对三大锅炉厂、三大汽轮机厂、三大电机厂进行改造升级,从最早谈判开始算,中间历经15年的时间,到1995年哈尔滨、上海、东方三套发电设备制造基地终于能完全造出国际先进水平的纯国产300MW、600MW火力发电机,光是1995年一年,中国就生产了发电设备16470MW,其中火力发电设备13850MW。

这些发电设备安装到各个电厂后,才保证了每一盏灯光,照亮了每个中国的千家万户和每一座工厂。

1985年-1999年这十五年也是电力史的第四个阶段,我们电力发展的速度已经从小步快跑换成了坐马车,每年的增长量从400亿千瓦时一直跑进了800亿千瓦时,这时候一年的增长量,约相当于建国前八年发电量的总和。

看到中国发电机组的引进与改良过程,许多发展中国家就会忍不住想试一试,既然这么简单,我们印度、巴基斯坦、马来西亚、菲律宾都去找美国西屋电气买技术,然后也这样搞一次,行不行?

不行。

中国能将电力设备发展起来,是有三个条件的。

第一条件是“集中力量办大事”,不能什么事情都市场化,在1980年,如果不是政府拿外汇去买技术,民间不可能出现有人掏2.5亿美元解决中国电力设备问题,但现在绝大多数国家,做不到现在中国这种中央集权制与一锤定音的行政制度,大多数政府还是等着市场自己去解决问题,但其实市场根本不是万能的,民间富人有钱了只会去投资金融与房地产这样来钱快的项目,不可能花这么多钱投资民生项目,也没有那么大的动员能力,集中这么多专家解决技术问题。

第二个条件是“得有自力更生这一口气在”,其实我们1981决定买下来的美国设备,还是有很多问题的,事实上只是1970年代末世界先进水平,现在都2020年了,牛皮不能吹四十年吧?第一批搞出来的机器热耗偏高、轴系振动偏大、发电机电气性能不理想也一堆问题,我们是花了15年的时间,又投了2000万,请无数专家一点一点攻关克难,才把后面的问题解决,并且,将机器尽可能国产化降低成本,还从消化中吸收后再创新,才能保持技术水平在国际前列,你换成别的发展中国家,没有这么多技术人才,没有国产化的决心,没有攻克技术的恒心,就会陷入“引进、落后、再引进”这个怪圈。

发达国家敢把技术卖给发展中国家,其实就是赌定了发展中国家无法自力更生,谁知道中国不一样。

第三个条件是“要有重点工程为依托”,才能推进发电装备的自主化。

这句话的意思,就是要边学边干,要有实操,引进300MW火电机组,我们是以山东石横电厂为依托工程,引进600MW火电机组,则是以安徽平圩电厂为依托工程,没有依托工程练手,走完全部电力设备制造并应用的全流程,是不可能完成国产化的既定目标的,美国人教给我们技术,只是“师傅领进门”,我们自己边学边干,叫“修行靠自身”,中国的火电设备正是在这个边学边干的过程中完成了国产化,降低了成本,改进了技术,现在还能向其他发展中国家出口电力设备。

中国正是从火电这个对外引进技术的案例中汲取到了营养,后面中国的核电等其它工程技术,都按照火电这个模式走了一遍,改革开放后,中国人如饥似渴地吸取发达国家的养分,才能在各个工程技术领域突飞猛进。

正是在中国这种特殊环境,中国发电设备成长了起来,到2000-2005年,电力发展速度从坐马车换成了坐汽车,每年的增长以1000-2000亿千瓦时左右在增长。

2006年后,中国发电量更是狂飙突进,以每年4000-5000亿千瓦时左右疯狂加量,在2010年,中国就战胜了美国41000亿千瓦时的全年发电量,将美国维持了110年的全球发电第一名挑落下马。在2018年,中国的发电量占全世界的26%,超过美国发电量63%,是全球电力业当之无愧的扛把子。

前面讲述了中国如何解决发电问题,但其实还有个同样重要的问题需要同时解决。

就是如何把发好的电输出去。

输电这个事情,中国人干得比发电还要牛逼。

1974年,中国在甘肃永靖县黄河上游建了一座刘家峡水电站,解决陕西、甘肃、青海人民的缺电问题,这座水电站从勘探到建设一条龙全是自己人搞的,连把电输出去的330KV超高压输电线路都是国产的。

这条全长534KM的输电线路,输电能力423MW,花了中国电力人无数心血,是中国人建设的第一条超高压输电线路。

为了搞完这条超高压输电线,变压器、电抗器、开关设备、避雷器、套管、绝缘子、电容式电压互感器及串联电容器都是自己弄出来的,这中间每一样东西能搞出来都是无数电力人的付出。就拿高压开关设备这一样东西来说,高压开关的开断过程涉及到热力学、化学、流体力学各领域,要想造好高压开关,就必须有一个实验室,1950年代,我们生产的高压开关产品还得寄到国外去做实验,1953年我们跟苏联签了援助协定,1958年开始搞高压电器研究所,但是1960年苏联人就不跟我们玩了,撤走专家,停止提供资料,中国人就硬着头皮自己摸索,苏联不提供的设备,最后由沈变搞了出来(电力设备相对来说算是成熟行业,没有其它行业那么难入行),1963年我们就搞出了西高院研究所,安装了1006台设备,这才把高压开关设备研发出来。

到1978年,中国要打开国门搞改革开放,电力不够用,搞发电的这时候去跟美国签合同了,搞输电的也准备向先进国家学习,1979年中国要建设平顶山姚孟到武汉凤凰山500KV输变电工程,中间要经过17个县市,全长594KM,最大运送容量为120万KW,跟发电设备一样,计委决定引进国外的设备,并在学习过程中将设备国产化,这次选了日本、法国、瑞典6个国家7个公司的变电设备、继电保护和通信设备。

在操作过程中,计委要求引进关键技术和生产设备要与原材料国产化同步进行,要用国产原材料生产出合格产品,使引进技术和装备适应国产化要求,到1981年12月,中国第一个500KV的超高压输变电工程正式运行,我们又花了好长时间将全套材料都国产化为我所用,使国产技术达到了当时先进水平。

有了500KV的技术积累,中国电力人消化了二十年后,2001年,新的任务到来了,为了西部电力供应,要在黄河上游建公伯峡水电站、拉西瓦水电站等一批重点项目,但当时如果再建330KV输电线路,黄河上游就会出线密集、送电效率低、造成资源浪费。

而且西北地域辽阔,几百里地见不着一个活人,能源基地到负荷中心的距离较远,就只能建750KV高压输送线了。

2001年国家电力公司对此项目进行了两次专家论证和评审,一致认为中国可以开搞750KV高压输送线,并发了个特别长的通知,名字叫《西北电网750KV输变电示范工程关键技术研究可行性报告》。

那就别废话了,反正组织上都这么定了,还愣着干嘛,再啃几口干粮就上啊。

中国电力人们迎着西北苍凉的风抹了抹头发,握紧了手中的馒头,再次硬着头皮上了!

2003年,750KV交流输变电成套设备研制列入“十五”重大技术装备项目(每个五年计划都特别照顾我们电力人啊),国家拨款11250万元,召集西电集团、天威保变、沈变、许继集团、桂容公司、沈高共37个科研设计制造施工和调度单位,全冲上西北高原啃馒头去了。

从这些年开始,基建狂魔开始露出狰狞本色,2003年9月官亭变电站开工,仅仅两年时间,“咣当”一下,官亭-兰州东输电线路、兰州东变电站就竣工了,750KV输变电示范工程正式投产,喜得当时副总理曾培炎亲自赶来参加投运仪式。

750KV是当时世界上运营的最高电压等级,全球只有少数几个国家拥有这一等级的输变电线路,而且这项工程的29个子项目都是中国独立自主完成,拥有自主知识产权,国产率达到了90%以上,还创了世界最高绝缘水平。

端的是又快又狠。

但不要高兴得太早啊,攀过一座高峰,还有下一座高峰,你们看中国经济发展得这么好,电力需求在不断增长嘛,来来来,这里有个1000KV的特高压输电项目,先来搞定了。

中国当时要搞特高压项目,是因为装机容量发展到2005年,已经达到5.1亿KW,需要远距离、大容量输电,而且特高压输电搞定了,就可以减少更多超高压线路,还能保护环境,这是形势所逼。

2005年3月,机械部副部长陆燕荪、电力部电工程师周小谦、院士周孝信、朱英浩、沈国荣向副总理曾培炎提交“尽早明确特高压工程建设工作”的建议报告。

2006年8月,发改委正式核准在晋东南-南阳-荆门建1000KV特高压交流试验示范工程。

这项工程于2006年底开始建设,“咣起”一下,2008年12月30日就开始试运行,2009年1月6日22时,我国第一个特高压交流工程正式投入商用,后来又建来淮南-南京-上海1000KV特高压线,我国电网电压也正式达到了世界最高水平!

原国家发改委副主任张国宝一直很支持特高压的发展,二滩水电站建成后,是当时中国最大的水电站,但是因为当时中国经济低迷,发出来的电没人要,他那时主持分电,回忆说当时二滩的电一种是计划内的电,两毛多一度,计划外的电,只有三分钱一度,连磨损费都不够,他那时到处求人,找着电力部副部长陆延昌,才知道二滩送出来的电,一条500千伏交流线路只能送90多万千瓦,他十分着急,原来要想输送容量大,就只有在提高电压等级上做文章。

后来发改委搞论证,张国宝一直站在支持发展特高压,“但因为管部门内部一些人表面公允,实际上暗中挑事”,这件事一直没批下来,中间还论证过石墨炸弹对特高压线的危害,花了很长时间扯皮。

特高压线建成后,张国宝说,特高压不仅仅是输电的贡献,还发展了我们的装备制造业,欧洲、日本企业只做了试验,没有工程化应用,特高压的变压器、开关、绝缘等关键设备实现了国产化,别的国家没能特高压项目,也就没有工业化生产这些东西,特高压原来也没有国际标准,因为中国正式运用了,国际电联就采用了我们的标准。

张国宝激动地说,在输变电技术领域,我们已经达到了国际先进水平。

2019年10月4日,张国宝因病在北京逝世,享年74岁。

前面几节我们讲述了电力人是怎样搞定国产火力发电机组的,也讲述了如何克服特高压输电线的,现在我们要回到事情的源头,讲一讲煤炭的故事。

1995年中国才将美国的技术吃透自己研发出高水平的发电机组,接着在全国铺开了造发电厂,2001年12月中国入世,经济迅猛腾飞,2005年中国搞定特高压输电。注意这三个时间点,一个国家的经济发展是必须要电力在后面做基础支撑的,光是2018年广东省实际用电量就达6000亿千瓦时,人均用电6000千瓦时,已经达到发达国家水平,经济跑得这么快,电力必须跟上,现在技术上没什么问题,只要资源足够就行,而电力主要是用煤炭进行火力发电,中国入世后,煤炭的重要性一下子被拔高了。

山西煤老板们一个个挺着大肚子,排着队爬上了历史的舞台。

煤炭价格从2002年之后从最初的300-500元每吨,一直飙涨到2009-2010年的1400元每吨,而开采煤的成本是固定的400元每吨左右,最高时一吨煤能挣1000元,扣掉税净利润还能达800元,一个年产30万吨级的煤矿,一年纯利能到3亿元。

在《煤老板自述三十年》这本书里,口述者就说自己二零零几年时一天能挣50万纯利。

山西省河津市和乡宁县是中国煤炭业的一面镜子,这里盛产煤矿,起初是为了提高煤炭产量,跟上发电需求,2004年时山西省推行集体煤矿卖给私人,河津市下化乡就冒出36个煤矿,吕梁地区出现100多个煤矿。

当时煤价飞涨,挖煤跟挖金子一样,私人煤矿疯狂开采,赚钱第一,安不安全后面再说,各种运输设备、机电设备、采掘设备、防治水设备、通风设备、防瓦斯设备、防煤尘设施、防灭火设备、安全监测监控设施、调度通信设施等统统不重要,于是,大家印象中山西省矿难频发的事故都发生在那几年。

2005年3月19日,山西朔州煤矿瓦斯爆炸,72人遇难。

2005年6月22日,山西繁峙煤矿瓦斯爆炸,37人遇难。

2006年2月1日,山西晋城煤矿瓦斯爆炸,23人遇难。

2006年3月18日,山西临县煤矿透水事故,28人遇难。

2006年4月29日,山西大同煤矿瓦斯爆炸,32人遇难。

2006年5月18日,山西左云煤矿特大透水事故,56人遇难。

2006年11月5日,山西焦家寨煤矿瓦斯爆炸,35人遇难。

2006年11月12日,山西晋中煤矿瓦斯爆炸,25人遇难。

2007年3月18日,山西晋城煤矿瓦斯爆炸,21人遇难。

2007年3月28日,山西临汾煤矿瓦斯爆炸,26人遇难。

2007年5月05日,山西临汾煤矿瓦斯爆炸,28人遇难。

2007年12月6日,山西洪洞煤矿瓦斯爆炸,105人遇难。

2008年1月20日,山西临汾煤矿瓦斯爆炸,20人遇难。

2008年6月13日,山西吕梁煤矿瓦斯爆炸,34人遇难。

2008年7月5日,山西大同煤矿一氧化碳中毒,21人遇难。

2008年9月8日,山西省新塔矿区发生特别重大溃坝,277人遇难。

2009年2月22日,山西屯兰煤矿瓦斯爆炸,78人遇难。

2009年12月27日,山西介休煤矿瓦斯燃烧,12人遇难。

2009年之后,山西省开展煤炭企业整合重组,私人不再让开矿,小矿全部整合成大矿,最初30万吨的矿井,必须要达到机械化采煤,后面又上升到60万吨,山西煤老板又排着队,一个个走下了历史舞台。

而那些在煤矿里长眠的矿工们,亲身经历了中国经济野蛮生长年代,他们默默注视着粗糙发展的特殊历史轨迹,以及自己黑暗煤矿里被掩埋的生命。

铭记那些牺牲的人,为中国电力事业和经济发展做过的每一分努力。

– 7 –

为了控制下文章的篇幅,核电和水电的发展,只能简略地讲一下。

中国1958年就想搞核电站了,还特意建了个581工程项目,不过当时核材料不够,要先保军用,就没搞起来,1966年上海人不死心,还想搞,找周总理批示,想建一个核反应堆,叫“122工程”,不过很快因为文革又垮了,122工程给我们留下了一批人才,这些人最后成为728工程的主力。

728工程周总理亲自把关,从1970调研到1974年,搞了三次专家委员会研究可行性,才在1974年列入国家基建计划。最先想把第一个核电站建在浙江富阳,后来综合考虑,选定浙江海盐县秦山地区。

我们最初想引进法国的900MW核电技术,因为时间关系,还有从零培养中国核电人才的原因,最后决定自己造300MW核电站,核电站的大部分设备都是自己生产,实在搞不定的,政府出资1.73亿元,给上锅厂、上重厂、上汽厂、上电厂等到国外买设备,各厂买了些如SIV3150重型卧床、X9721转子铣床、W200G落地式镗铣床等我们弄不出来的重型设备,但我们自己也弄出了200t电渣重熔炉、200t高速动平衡试验室、容器焊机辅机等一些机械怪物。

以我们当时的工业能力和财力,能弄出这些东西来,工人们太不容易了。

有了设备,核电站的机器就吭哧吭哧陆续给造了出来,秦山核电站一期1991年12月首次并网发电,1995年7月通过验收。二期2002年发电,三期则采用了加拿大坎杜6重水堆核电技术,也是2002年运行。

截止到2020年,中国共有45台商用核电机组在运行,建成12座核电站,在建10座核电站。2018年,核电站共发电2865亿千瓦时。

新中国成立时,中国水电装机总量仅36万千瓦,年发电量12亿千瓦时,其实主要就是靠前文提到的丰满水电站撑场面。

1955年、1958年、1977年、2000年中国组织了四次水力资源普查,历史上几千名水文地质工作者大学毕业后,就在深山老林里翻山越岭,为祖国积累水文资料,才查清我国境内河流总装机容量1万千瓦以上的3886条,水利资源理论蕴藏量6.944亿千瓦,技术可开发装机容量5.416亿千瓦,经济可开发装机容量为4.0179亿千瓦。

新中国建设的第一座水电站是浙江新安江水电站,电站由苏联专家提供协助,动员了好几万人从1957年建了三年才完工,坝高105米,总装机容量66.25万千瓦,设计年发电量18.6亿千瓦时,还可以防洪、灌溉、养殖、旅游。

浙江省的旅游盛地千岛湖,其实就是新安江水电站的水库。

新安江水电站是中国水电的黄埔军校,培养出了中国第一批水电人才,电站的9台水轮机由哈尔滨电机厂制造,第9号双水内冷机组,还是国家发展巨型水轮机组的试验品。

有了第一次试手,后面顺利完成三门峡、刘家峡、丹江口、乌江渡、葛洲坝等大型水电站,中国水利人还走出国门,参观了巴西伊泰普、埃及阿斯旺水电站,大开眼界,又受了点刺激。

基建狂魔最受不了的就是别人基建做得比自己好,回来后苦干实干,搞定了举世瞩目的三峡工程。又在西部拿龙滩、小湾、景洪、瀑布沟、拉西瓦练手,使我国水电站的设备制造与运行管理飞速前进。

在西部贵州、云南建设水电站的事情,是由朱镕基总理主导的。1999年春节朱总理去贵州考察,对贵州省的贫穷深感震惊,2000年8月北戴河会议上,朱总理建议在贵州、云南建设1000万千瓦发电机组,以水电为主,将电力输往广东,以增加贵州、云南两省收入,当时有人担心工程不能完工,或者电费送过来太贵,朱总理站起来说:

“如果不能完成向广东送电1000万千瓦的任务,我总理辞职。”

然后指了指国家计委主任曾培炎说:“你这个国家计委主任也辞职。”

长者赶忙出来打圆场:“朱总理是清华大学学电机的,他懂电,我们就听他的吧。”

2000年11月8日,贵州洪家渡水电站开工,五大战役开打,云南小湾水电站和广西龙滩水电站陆续开工,2010年全部建成,恢宏的西电东送工程,最终保证了1000万千瓦送电任务圆满完成,但比广东当地的电低0.2-0.3元每度。

至2019年,广东省30%的电力,就是来自西电东送。

中国水电至今已取得巨大成就,世界前20大水电站,基建狂魔占了11座,2018年中国水电站发电1.2万亿千瓦时,处于世界第一,而且我们的水电站质量经得起大灾大难的考验,2008年四川汶川地震时,震区内没有一座水电站出现垮坝事故,也没有造成一起次生灾害,震中的沙牌水电站安然无恙,紫坪铺水电站震后第五天就恢复了发电。

在中国电力人70年的努力下,2018年,中国大陆发电量达到了约6.8万亿千瓦时(2019数据还没出来),其中火电49797亿千瓦时,核电2943亿千瓦时,水电11027亿千瓦时,风电3660亿千瓦时,光伏发电1775亿千瓦时,生物质发电906亿千瓦时,几乎都是世界第一!

中国,已成为全世界当之无愧的第一电力大国。

– 8 –

1846年,洋商礼查自英国来,准备在上海建一座饭店。

他不知道,自己的饭店将亮起中国的第一盏灯光。

也惊醒了中国后发的电力事业,中国电力人随后奋发疾赶,虽然这一百多年跑得磕磕绊绊,但我们可爱的电力人们,无论千难万难,还是跑进了世界巅峰,跑进了全球第一。

正是因为保证了电力的供应,中国才能在2020年的今天,在高速公路、高铁、药品、谷物、肉类、棉花、水果、钢、煤、水泥、化肥、飞机、坦克、导弹、常规武器、船舶、汽车、铁路机车、摩托车、机床、风力发电机、家用电器、手机、数字程控交换机、电脑等主要产品产量全方雄居世界第一位!

这,就是我们电力人的力量,也是中华民族不断追赶世界的脚步。

参考资料:

[1].《中国电力工业》

[2].《国家电网》杂志

[3].《百年电力》记录片

[4].《上海租界志》

[5].《百年中国电力》寂寞的红酒

[6].《我国电力行业发展的不平凡之路》

[7].《2019全球电力报告》庞名立

[8].《中国重大技术装备史话》

[9].《筚路蓝缕》

[10].《煤老板自述三十年》

文章转载自公众号:卢克文工作室( ID:lukewen1982)

一次调频

一次调频,是指电网的频率一旦偏离额定值时,电网中机组的控制系统就自动地控制机组有功功率的增减,限制电网频率变化,使电网频率维持稳定的自动控制过程。
电网为一个巨大的惯性系统,根据转子运动方程,当电网有功功率缺额时,发电机转子加速,电网频率升高,反之电网频率降低。因此,一次调频功能是动态的保证电网有功功率平衡的手段之一。当电网频率升高时,一次调频功能要求机组降低并网有功功率,反之,机组提高并网有功功率。目前主要参数电网一次调频的有火电机组、水电机组,部分风电、光伏、储能也具备电网一次调频能力。
一次调频为反馈闭环控制,采用就地响应方式。

原理

电网的频率是由发电功率与用电负荷大小决定的,当发电功率与用电负荷大小相等时,电网频率稳定;发电功率大于用电负荷时,电网频率升高;发电功率小于用电负荷时,电网频率降低。
a点:电网负荷稳定,频率为50Hz
b点:随着用电负荷增多,电网频率降低到b点
c点:由于一次调频的作用,频率下降有缓解,电网频率回到c点
d点:在AGC的作用下,使电网频率恢复到d点,稳定在50Hz
从图中可以看出,电网频率下降时需要加负荷,电网频率上升时需要减负荷。

控制回路

一次调频回路一般可分为CCS一次调频和DEH一次调频,由这两部分的调频回路共同作用,其中DEH一次调频快速动作(开环控制),CCS一次调频最终稳定负荷(闭环控制)。DEH侧一次调频的动作值直接控制汽轮机调门,用于改变机组的负荷,使机组快速响应一次调频的需要;CCS一次调频最终稳定负荷, CCS中的一次调频由运行人员手动投入,一次调频动作后相当于去调节负荷设定值MWD,并确保和DEH的作用方向相同,防止DEH的调节作用被拉回,最终稳定负荷到所需要的值。

参数设置

(1)转速不等率:5%,汽机从额定负荷100%到0%变化时,所对应的转速升高值为150r/min。δ=150/3000*100%=5%。也叫速度变动率。一次调频量的计算:ΔPf=K*Δf(K为调频系数,单位为%/r/min,Δf为频差信号),而K=1/(δ*n0)* 100%,所以对应我厂二期变化1r/min的转速差的一次调频量ΔPf=1/(3000*5%)*100%*660MW=4.4MW/r/min。
(2)转速死区:设置转速死区的目的是为了消除因转速不稳定(由于测量系统的精度不够引起的测量误差)引起的机组负荷波动及调节系统晃动。我厂一二期转速死区为:±2r/min(0.033Hz)
(3)限幅:6%额定负荷,即在±2r/min的基础上变化±9r/min的调频量幅度。设置限幅的主要目的是因为快速大幅度的变负荷会危及到机组的安全运行。对于燃煤发电机组,机组通过调速器(DEH)快速一次调频变负荷最大幅度应通过试验确定,主要以汽机调门快速变化时主汽压力、温度等与机组安全运行参数的变化幅度和速率在允许范围内为依据,另外加负荷以汽机调门开足为限,减负荷以主汽压力上升幅度和速度到允许值(低于高旁动作值)为限,一般为6%额定负荷左右。
(4)投运范围:对于燃煤发电机组,调速器(DEH)一次调频投运的负荷范围应为机组正常运行的负荷范围,应不低于不投油助燃的最低负荷,最高为机组满负荷。机组在最低负荷或满负荷时,仅使用DEH侧的一次调频功能,CCS侧仅闭锁与一次调频相反的调节作用。机组最低不投油助燃负荷时,不因一次调频而减少燃煤,防止锅炉熄火,机组最高负荷时,不因一次调频而增加燃煤,防止机组超压。CCS侧一次调频投运的负荷范围应为CCS投入的负荷范围,一般最低不高于50%额定负荷,最高为机组满负荷。

稳控装置的作用

安全稳定控制装置,也叫稳控装置,种类很多,作用主要就是确保电网稳定。
安全稳控装置是电网区域安全稳定控制的简称,这种控制系统是电力系统整个安全控制的重要组成部分。它是在电网发生故障(线路或大机组跳闸)时,采取切机或切负荷等措施,确保电网和电厂的安全稳定运行。它与正常稳定运行状态下的安全控制(如自动电压调节,自动调节频率和功率)和事故时的继电保护及事故后的恢复控制(如线路重合闸、备用电源自动投入等)共同协调工作,保证电力系统安全稳定运行。
随着经济的高速增长,电网的容量也快速增长,电网的结构变得复杂,必须借助专门的安全自动化系统,以确保电力系统安全稳定运行,采用安全稳定控制措施,能够发挥显著作用。
(1)提高了正常运行方式下电厂机组的输送能力,减少“窝电”损失,在系统联络线故障时,电网存在着严重的暂态稳定问题,必须采取线路三跳、连切机组措施,否则电网将失稳。
(2)在联络线事故跳闸或过流情况下,按照策略,采取切机措施,确保电网的热稳定和暂态稳定,保证电厂机组的安全运行。
(3)在电厂与联络线发生震荡时采取切机措施,确保电网的稳定,保证电厂机组的安全运行。

李克强主持召开的三次国家能源委员会会议重点

时隔三年,中共中央政治局常委、国务院总理、国家能源委员会主任李克强再次主持召开国家能源委员会会议,研究进一步落实能源安全新战略,审议通过推动能源高质量发展实施意见,部署今冬明春保暖保供工作。
由国务院总理李克强挂帅、国务院副总理韩正担任副主任,国务院各部委及直属机构、中央财办、中央军委等20余名委员组成的国家能源委员会堪称中国“超级能源机构”,其诞生最早可追溯至2008年的国务院机构改革。彼时,国务院机构改革方案提出设立高层次议事协调机构国家能源委员会,同时组建国家能源局,由国家发展和改革委员会管理。2010年1月,以“加强能源战略决策和统筹协调”为使命的国家能源委员会正式成立,并在2011年、2013年、2016年、2018年进行过四次组成部门和人员调整。
国家能源委员会的主要职责是负责研究拟订国家能源发展战略,审议能源安全和能源发展中的重大问题,统筹协调国内能源开发和能源国际合作的重大事项。
作为国家级的最高能源协调机构,国家能源委员会会议往往会定调一定时期内的能源发展战略思路,因此每逢召开都会牵动整个能源行业的神经。
2014年4月18日与2016年11月17日,李克强分别主持召开了新一届国家能源委员会首次和第二次会议。
因此,电力君梳理了李克强主持召开的三次国家能源委员会会议重点,也看看这五年来中国能源行业发展的进程与任务。
2019年10月11日
一、我国仍是发展中国家,推动现代化建设,保障能源供给是长期战略任务。面对国际能源供需格局深度调整、能源领域新形势新挑战,必须坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,贯彻党中央、国务院部署,推动能源消费、供给、技术、体制革命和国际合作,以能源高质量发展为经济社会持续健康发展提供坚实保障。
二、要立足我国基本国情和发展阶段,多元发展能源供给,提高能源安全保障水平。根据我国以煤为主的能源资源禀赋,科学规划煤炭开发布局,加快输煤输电大通道建设,推动煤炭安全绿色开采和煤电清洁高效发展,有效开发利用煤层气。加大国内油气勘探开发力度,促进增储上产,提高油气自给能力。深化开放共赢、多元化国际油气合作。增强油气安全储备和应急保障能力。发展水电、风电、光电等可再生能源,提高清洁能源消纳水平。聚焦短板,推进能源重大工程建设。
三、我国是能源消费大国,节能潜力巨大。要大力推动重化工业、交通、建筑等重点领域节能改造,促进通用设备能效提升。提高终端用能电力比重,促进铁路“以电代油”,实施港口岸电、空港陆电改造。倡导绿色生活方式和消费文化,推广应用节能产品。
四、技术创新和体制机制创新是能源高质量发展的重要推动力。要加快能源开发利用关键技术和重大装备攻关,探索先进储能、氢能等商业化路径,依托互联网发展能源新产业新业态新模式。深入推进能源领域市场化改革,放宽油气勘探开发和油气管网、液化天然气(LNG)接收站、储气调峰设施投资建设以及配售电业务市场准入,鼓励各类社会资本积极参与。对标国际先进水平进一步缩短企业获得电力的时间。推动建立主要由市场决定能源价格的机制。优化能源市场监管,落实安全生产责任。
五、能源关系民生冷暖。北方取暖季节即将到来,要切实抓好保暖保供工作,从实际出发,宜电则电、宜气则气、宜煤则煤。做实做细天然气产储运销统筹协调,多渠道保障气源供应。对今年北方重点地区新增的“煤改气”用户,要落实好气源安排,坚持以气定改。突出做好东北三省供暖用煤保障。多措并举,确保人民群众温暖过冬。
来源:北极星电力网

分散式风电破局之路

近年来,我国风电发展重心逐渐向位于负荷中心的中东南部地区转移。相较于“三北”地区,中东南部地形复杂、城镇和人口数量密集,可供集中开发风电的区域较少,分散式风电开发成为业内关注的焦点。国内外设备制造商纷纷瞄准中国分散式风电市场,通过技术创新,提高机组的利用效率,低风速风能资源的开发效率不断提高。
据统计,我国19 个省份和地区低风速风能资源可开发量达到近10 亿千瓦,潜力巨大。随着国家政策的进一步完善,地方政府对分散式风电的支持力度也在不断增强。2018 年至2019 年5 月,全国各地出台政策规划了装机容量接近660 万千瓦的分散式风电项目,可以说前所未有,对行业的每个参与者来说都是一个难得的机遇。
事实上,虽然机遇难得,但从已投运的项目来看,巨大的低风速风能资源市场目前只开发了极小的一部分,完全没有形成规模化发展。由此来看,尽管企业热情高涨,但在国内的分散式风电市场还尚未实现突破。与发展时间较长的集中式风电开发相比,业内普遍缺乏分散式风电的开发经验。政策、法律、技术及安全等层面的风险,以及不成熟的商业模式等都是导致行业驻足不前的原因。
这些难题都是行业需要关注和破解的。传统的思维应该被打破,新的模式亟待建立。具体到分散式风电的全生命周期,在降低非技术成本的同时,让所有参与方形成利益共同体,吸引更多开发主体参与,分散式风电才能走得更快;地方政府、电网侧、发电方相互配合,提高项目经济性,分散式风电才能走得更稳;规避各种风险,完善政策,创新技术,营造一个成熟的市场环境,充分释放潜力,分散式风电才能走得更远。此外,国内各相关方应当充分借鉴欧美国家的经验,用先进的技术结合良好的制度设计和合理的利益共享机制,为地区经济社会发展注入动力,也为地区可持续发展做出贡献。分散式风电开发的号角已经吹响,新模式的雏形已经具备。期待分散式风电在政策的支持和行业的努力下扶摇直上,推动地区经济发展,促进我国可再生能源的高质量发展.
来源:《风能》  作者:王芳

“主动一次调频测试”技术讨论交流会

为了响应省调2019年内在省内电厂推动开展“主动一次调频测试”的号召,郑州知凡电子测控工程有限公司与润电科学技术有限公司于2019年5月17日在郑州华能河南大厦会议室联合召开了远程一次调频测试技术讨论会。会上河南省电力公司及润电科学的相关专家对“主动一次调频测试”技术要求和实施计划进行了讲解。各电厂技术人员代表进行现场问题提问和技术沟通交流,专家对大家的提问做出了细致的答复,大家对于“主动一次调频测试”有了更深入的了解和认知。“主动一次调频测试”对于稳定电网频率的作用起到很大作用,亟需进一步提高河南并网机组的一次调频动作水平。

一次调频二次调频的原理及作用,看完终于明白了!

在电网并列运行的机组当外界负荷变化引起电网频率改变时,网内各运行机组的调节系统将根据各自的静态特性改变机组的功率,以适应外界负荷变化的需要,这种由调节系统自动调节功率,以减小电网频率改变幅度的方法,称为一次调频。一次调频是一种有差调节,不能维持电网频率不变,只能缓和电网频率的改变程度。
通过人为或者自动控制的方式增减某些机组的负荷,以恢复电网的频率,这一过程称为二次调频。
二次调频的实现方法有以下两种:
1)电网调频由中心调度所调度员根据负荷潮流及电网频率,给各厂下达负荷调整命令,由各发电单位进行调整,实现全网的二次调频。
2)采用自动控制系统(AGC),由计算机(电脑调度员)对各厂机组进行遥控,来实现调频全过程,参与该系统的各机组必须具有几路协调控制系统。
机组一次调频功能是指当电网频率超出规定的正常范围后,电网频率的变化将使电网中参与一次调频的各机组的调速系统根据电网频率的变化自动地增加或减小机组的功率,从而达到新的平衡,并且将电网频率的变化限制在一定范围内的功能。一次调频功能是维护电网稳定的重要手段。
负荷波动导致频率变化,可以通过一次和二次调频使系统频率在规定变化内。对于负荷变化幅度小,变化周期短所引起的频率偏移,一般由发电机的调速器来进行调整,这叫一次调频.对负荷变化比较大,变化周期长所引起的频率偏移,单靠调速器不能把它限制在规定范围里,就要用调频器来调频,这叫二次调频.
为了保证电网的频率稳定,一般对电力环节要进行调频,即一次和二次调频,频率的二次调整是指发电机组的的调频器,对于变动幅度较大(0.5~1.5%),变动周期较长(10s~30min)的频率偏差所作的调整。一般有调频厂进行这项工作。
电网周波是随时间动态变化的随机变量,含有不同的频率成分。电网的一次调频是一个随机过程。因为系统负荷可看作由以下3种具有不同变化规律的变动负荷所组成[1]:
① 变化幅度较小,变化周期较短,(一般为10s以内)的随机负荷分量;
② 变化幅度较大,变化周期较长(一般为10s到3min)的负荷分量,属于这类负荷的主要有电炉、轧钢机械等;
③ 变化缓慢的持续变动负荷,引起负荷变化的主要原因是工厂的作息制度,人民的生活规律等。
一次调频所调节的正是叠加在长周期变化分量上的随机分量,这就决定了电网一次调频的随机性质。
系统规模不大时,电力系统的调峰和调频问题的研究主要从静态的角度开展。例如,在20世纪80年代中期以前,研究的重点主要是电厂负荷的静态经济分配、安全经济的静态调度、静态最优潮流等,它们对系统的许多动态信息,尤其是许多时间方向上的动态约束信息关心不够,这在系统规模和负荷发展相对有限的早期是可以接受的。然而,随着系统规模和负荷的迅速发展,电网的调峰和调频出现了许多新的问题和特点,这时再从静态的角度进行解决已很难达到多方协调的效果。
来源:热控圈

“白色烟羽”治理已逐渐成为一种必然趋势

一提到燃煤电厂,人们就会联想到“污染”;一看到电厂烟囱冒出的“白烟”,常常会心有余悸,甚至产生恐慌。亲爱的朋友,您可多虑啦!实际上,经过多年来科技的发展和持续的环保改造,大型燃煤电厂的污染防治已得到极大的进步,有的燃煤电厂已经达到燃气轮机的排放水平,也就是说:像燃烧天然气一样清洁。但是,燃煤电厂烟囱冒“白烟”的现象一直存在,烟囱冒出的“白烟”到底是什么呢?是污染物吗?

网友鹿鹿有为:烟囱里冒出的白烟到底是什么?对人体有没有危害呢?
工作人员:不用担心,其实白烟就是水汽,对人体没有任何危害。我们在燃煤发电时产生的尾气会经过脱硫、脱硝处理再排放。在处理过程中,气体因为高温化为水蒸气,而排放口的温度骤降,水蒸气迅速凝结成小水珠,也就是我们看到的白烟。
其实,大型燃煤电厂烟囱里排出的烟气经过环保设备处理后主要有二氧化碳和水蒸气;二氧化碳是无色无味的,人们眼睛看到的“白烟”只是水蒸气凝结为非常细的水雾,并非是污染物。
那么为什么烟囱中会排出水蒸气呢?带着这个问题,我们先了解一下燃煤电厂的生产工艺:锅炉燃烧煤炭产生合格的蒸汽,蒸汽推动汽轮机旋转,汽轮机带动发动机同步旋转产生电流。

燃煤电厂“白烟”形成机理
“白烟”现象形成原因
燃煤电厂排放烟气在烟囱口排入大气的过程中因温度降低,烟气中部分汽态水和污染物会发生凝结,在烟囱口形成雾状水汽,雾状水汽会因天空背景色和天空光照、观察角度等原因发生颜色的细微变化,形成“白烟”,通常为白色、灰白色,甚至出现蓝色等。
“白烟”形成机理
湿法脱硫系统在脱硫过程中,脱硫浆液与高温烟气直接接触,发生传热传质。一方面水分蒸发,增加烟气的含湿量;另一方面,烟气温度降低,烟气携带水蒸汽的能力降低。烟气达到饱和状态后,会携带部分小液滴。这些携带小液滴的饱和湿烟气经除雾器除去绝大部分液滴后,经烟囱排入大气,由于环境温度比烟气温度低,饱和湿烟气中的水分就会凝结成小液滴形成“白烟”。
燃煤电厂的锅炉需要消耗大量的煤炭。煤炭通常有无烟煤、烟煤和褐煤,西南地区的火电厂一般燃用无烟煤和烟煤。无烟煤的全水分一般在6%-8%,烟煤的全水分较高,一般在9%-18%。燃煤在炉膛中燃烧时这部分水变成水蒸汽进入锅炉烟气中。烟气将会依次经过脱硝装置、电除尘装置及脱硫装置,烟气中的氮氧化物、粉尘和二氧化硫等污染物被脱除很干净,而水蒸汽却会越来越多。
这是为什么呢?原因是这样的:在目前最成熟的石灰石-石膏湿法脱硫工艺中,120℃~160℃高温烟气进入脱硫吸收塔后,将被石灰石水溶液多次洗涤,同时会加热蒸发吸收塔内的喷淋水,温度下降并逐渐达到饱和状态。饱和湿烟气虽然是洁净的烟气,但是通过烟囱排入到高空大气中时,遇到温度相对较低的空气就迅速冷凝为极细小的水雾,呈现出一种“白烟”的现象,环境温度越低就越明显,这和人在冬天呼吸出“白汽”是一个道理。

图:“石灰石-石膏”湿法脱硫工艺中烟气带出水蒸气
因此,煤炭燃烧和脱硫工艺中产生的水蒸汽通过烟囱排出,在高空迅速冷凝,在视觉上表现出大量白色雾气。这种雾气受环境温度和气压影响较大,这也是秋冬季节低温时白色雾气严重,而夏季高温时节雾气情况轻微的原因。在太阳光逆光情况下看电厂烟囱,由于光线强,白烟看起也是黑烟。在偏顺光下看,才是真实颜色和亮度。也就是说,逆光下看是黑色,顺光下看又是正常白色。
原来,普普通通的“白烟”里面还有不少学问呢!
亲爱的朋友,您了解了吗?
“白烟”的控制技术
加强燃煤的管理
燃煤硫分是SO2/SO3形成的主要来源,因此,加强燃煤的管理,燃用低硫分煤种、加强配煤掺烧管理,可以有效降低硫化物的生成。
脱硝催化剂配比的调整
现在电厂脱硝系统SCR中大多采用以TiO2为载体的催化剂,成分中TiO2具有较强的抗SO2性能,WO3有助于抑制SO3的生成,但V2O5或V2O5-WO3、V2O5-MoO3能 促进SO2向SO3的转化。此外,SO2/SO3的转换率还与SCR的面积速度即烟气流速,与催化剂的表面积之比有关,面积速度越大,SO2/SO3的转换率越小。因此,合理调整烟气流速和催化剂的表面积的配比,适度减小催化剂的壁厚,在不影响脱硝效果的条件下,可有效控制脱硝阶段的SO3的生成。
湿式静电除尘器技术
湿式电除尘器(WESP)和与干式电除尘器的收尘原理相同,都是靠高压电晕放电使得粉尘荷电,荷电后的粉尘在电场力的作用下到达集尘板/管,通过定期冲洗的方式,使粉尘随着冲刷液的流动而清除,脱硫烟气经过WESP后经烟囱排入大气。
WESP可有效收集微细颗粒物(PM2.5粉尘、SO3酸雾、气溶胶)、重金属(Hg、As、Se、Pb、Cr)、有机污染物(多环芳烃、二恶英)等。使用湿式电除尘器后含湿烟气中的烟尘排放可达10mg/Nm3甚至5mg/Nm3以下,其对SO3的脱除率可达95%,烟羽的浊度几乎为零,收尘性能与粉尘特性无关。而且WESP还具有压力损失小、操作简单、无运动部件、无二次扬尘、维护费用低、生产停工期短、可工作于烟气露点温度以下、由于结构紧凑而可与其它烟气治理设备相互结合、设计形式多样化等优点。
但是WESP设备投资运行费用较高、设备庞大、占地大,水蒸气消除效果不明显,且需与其它除尘设备配套使用,其投资技术经济性和运行成本需要从整体进行评价。
管束式除雾器
管束式除尘器应用于湿法脱硫塔饱和净烟气携带的雾滴和尘的脱除净化。使吸收塔出口尘排放值不大于5mg/Nm3,雾滴排放值不大于25mg/Nm3。其工作原理是利用凝聚、捕悉和湮灭的原理,在烟气高速湍流、剧烈混合、旋转运动的过程中,将烟气中携带的雾滴和粉尘颗粒脱除。凝聚指烟气中夹杂的细小的液体颗粒相互之间碰撞而凝聚成较大的颗粒后沉降下来;捕悉指细小的液体颗粒跟随气体与湍流器中的持液层充分接触后,被液体捕悉实现分离;湮灭指细小的液体颗粒与被抛洒至湍流器的表面时,形成附着液膜从而在烟气中脱离出来;这三种运动过程同时将夹杂在液滴其中的尘除去。
管束式除尘除雾器占用空间小、运行阻力低,利于新建项目和在运机组的超低排放改造项目,配套净烟气再热技术的使用,对燃煤电厂“白烟”的治理提供了一种有效的解决方案。
结束语
随着公众对雾霾形成的关注,以及国家环保部门对烟气排放新政策的出台,电厂“白烟”治理已逐渐成为一种必然趋势。
燃煤电厂在经过超低排放改造后,对“白烟”治理技术,更希望具有初投资省、占地少,操作简单、运行稳定且成本低的特点。在燃煤电厂烟气深度除尘除雾技术上,管束式除雾器技术应用市场逐步扩大。对在用技术进行升级改进,辅以净烟气再热技术的综合应用,电厂“白烟”定能得到彻底的治理。

全球燃煤电厂追踪2019:中国或计划再建数百燃煤电厂

日前,全球能源监测、绿色和平环境信托和塞拉俱乐部共同发布了《繁荣与衰落2019:追踪全球燃煤电厂开发》。

报告主要发现

   全球处于开发阶段的燃煤发电厂数量在2018年大幅减少,这也是全球煤电开发连续第3年下降。
 卫星图片显示,中国的燃煤电厂开发者们正在悄然恢复建设数十个被停建缓建的项目。
中国电力企业联合会发布的一份最新报告提议中国到2030年的煤电装机上限为1300吉瓦。达到这一水平将允许增加290吉瓦新的煤电装机。
“当中国政府开始为下一个10年规划能源目标时,其电力部门正在推动新建数百座燃煤发电厂。这也许不会必然破坏中国对巴黎协定的承诺,但是再来一次燃煤发电建设高潮,注定与为避免全球变暖最坏影响的出现而采取的减排行动相背离。对全球的温室气体排放来说,中国的能源目标有着比全球任何其他国家的政策决策更大的影响力。”全球能源监测的中国项目研究员于爱群说。

执行摘要

  根据全球燃煤电厂追踪系统的调查统计,包括开工建设、开工前期准备、项目投产等标示燃煤发电装机增长的各项主要指标在2018年继续大幅下跌。这已经是全球燃煤电厂产能增长幅度第三年连续下降。自2005年以来,中国和印度的新建燃煤发电装机容量占全球装机容量的85%(仅统计30兆瓦及以上的燃煤电厂机组)。但在2018年,中国和印度两国新核准的燃煤发电装机容量也降至历史最低点。虽然特朗普政府力图维持老旧燃煤电厂超期服役,但以美国为首,全球燃煤电厂的退役速度仍处于历史峰值。
各项燃煤发电装机指标的持续下降,反映出各国对于燃煤发电企业的政治与经济限制有增无减。这也包括了超过100家机构的财政限制和31国的煤炭淘汰计划。然而,中国、日本和韩国的国有金融机构,仍然是其他国家地区的燃煤电厂三个最大的融资来源。
在全球燃煤电厂建设的衰退浪潮中,一个值得注意的例外是中国——2014年至2016年期间过量核准的燃煤电厂项目仍待消化解决。2018年的卫星照片显示,数个此前被中央政府限令停工的项目仍在继续推进。2019年3月,中国电力企业联合会发布一份报告,将该国的煤电装机上限定于2030年达到1,300吉瓦(GW)。这标志着代表中国电力行业的机构正在推动该国大力扩张煤电规模。
即使在新增燃煤发电装机容量稳定下降的情况下,如果不全面停止新增燃煤电厂,并加速退役在运的燃煤电厂,全球气候目标仍难以实现。
2018年的主要发展趋势有:
■ 新开工的燃煤电厂同比下降39%。比2015年下降84%。
■ 新投产的燃煤电厂同比下降20%。与2015年相比下降53%。
■ 处于开工前期准备的燃煤电厂项目同比下降24%,与2015年相比下降69%。
■ 燃煤电厂的退役速度继续保持高步调。2018年是全球历史上燃煤电厂退役第三高的一年,也是美国燃煤电厂退役第二高的一年。
■ 由于中国恢复了此前被搁置的燃煤电厂建设,全球在建的燃煤发电装机同比增加12%。但与2015年相比仍下降了30%。
■ 中国和印度前所未有地放缓了燃煤发电项目的核准。中国在2018年仅核准了不到5吉瓦的新燃煤发电项目。
■ 尽管中国放缓了新的煤电项目核准,但中国电力企业联合会提出的到2030年达到1300吉瓦的装机上限,并达到峰值,将使该国的煤电装机在目前的水平上再增加290吉瓦——这一数字甚至超过当前美国全部煤电机组的装机总量(259吉瓦)。
■ 根据联合国政府间气候变化专门委员会(IPCC)对于煤炭使用的估算,当前运行的燃煤电厂在其平均利用率和服役年限的条件下,其排放水平仍然过高,无法实现全球温控低于1.5或2摄氏度的目标。

煤电规模继续缩减

  自2015起,处于开工前期准备阶段的煤电装机逐年减少。2018年,规划装机从2017年的447吉瓦降低至339吉瓦,减少接近四分之一(平均水平的燃煤发电机组装机容量为350兆瓦,而最常见的发电机组规模则是660兆瓦。新建机组可以达到1000兆瓦,或1吉瓦。大多数燃煤电厂拥有至少两台机组)。与2015年的1090吉瓦相比,处于开工前期准备阶段的装机减少了近70%。
中国和印度的规划煤电装机下降得尤为迅速。2015年底,中国规划建设515吉瓦的新燃煤电厂。这个数字目前为70吉瓦,下降了86%。在印度,处于开工前期准备阶段的装机已经缩减了83%,从2015年的218吉瓦减少到今天的36吉瓦(见附录中的分国家统计数据)。
如果没有在过去几年中由中国金融支持的数个大型燃煤电厂计划出现在俄罗斯、埃及、南非和孟加拉国(其装机容量从4至6.6吉瓦不等),处于开工前期准备阶段的装机将会进一步下降。这些规划装机合计共占除中国和印度之外174吉瓦尚未取得开工许可的规划装机的12%(21.2吉瓦)。
然而,全球除中国和印度以外的国家和地区,燃煤电厂核准的规模仍在缩减。日本自2017年起已经取消了7吉瓦的燃煤装机计划。韩国也已经停止核准新的燃煤电厂。在2018年,开工前期准备阶段的燃煤装机超过1吉瓦的国家只有菲律宾、尼日利亚和俄罗斯。
中国煤电建设再次升温

  2018年全球在建的煤电装机增加了12%,从2017年的209吉瓦增加到2018年的近236吉瓦。这一增长主要是由于中国此前被中央政府限令缓建的50吉瓦煤电装机悄然恢复建设。
除中国恢复建设的煤电项目以外,共有28吉瓦的煤电项目在2018年开工建设。与2017年的46吉瓦相比,同比下降39%。新开工建设的项目主要集中在11个国家,最多的是中国,其次分别是日本2.7吉瓦、印度2.4吉瓦,印度尼西亚2吉瓦,越南1.3吉瓦,以及波兰1吉瓦。
除了中国和印度之外,在建的煤电项目高度集中在东南亚地区,特别是孟加拉国、印度尼西亚、巴基斯坦、菲律宾和越南。这五个国家在建的煤电项目占到了全球除中国和印度以外国家71吉瓦中的42%(30吉瓦)。但若与中国相比,这5个国家仅占中国在建项目的大约四分之一。总体来看,全球在建的煤电装机与2015年的338吉瓦相比,已经下降了30%。
  图2:在建煤电装机从2015年的338吉瓦下降到2017年的210吉瓦。
但在2018年,由于中国(蓝色)将中央政府停建缓建的煤电项目恢复建设,在建装机上升至236吉瓦。
中国=蓝色、印度=紫色、其他=黄色

  表2:全部燃煤电厂,各年在建、新开工和停建的总装机(兆瓦)。
  中国由于将之前缓建的项目恢复建设,因此停建项目的装机在2018年有所下降。

在美国的带领下,退役煤电装机几乎创纪录

  虽然燃煤发电的总装机仍在增加,但全球燃煤发电的年净增量(即新增产能减去退役产能)继续下降。总体而言,新的全球燃煤发电装机年净增量在2018年为19吉瓦——创纪录的最低增长率——并连续第四年下降。
2018年,共有50.2吉瓦的燃煤电厂投产。其中,中国为34.5吉瓦,印度为7.7吉瓦,世界其他地区合计8吉瓦(主要是印度尼西亚,日本,巴基斯坦,菲律宾,南非,台湾,土耳其和越南)。
2018年共有近31吉瓦燃煤发电装机退役,成为全球煤电退役第三高的年份。退役装机主要来自于美国,为17.6吉瓦。2018年也是自2015年退役21吉瓦后,美国煤电退役第二高的年份。尽管特朗普政府试图通过放宽煤炭监管法规来阻止燃煤电厂的关闭,并试图指定这些老旧电厂做为不可或缺的备用电源,以保证它们继续生产,但仍有接近历史纪录的煤电装机在2018年退役。
中国和印度的退役产能总计9吉瓦,并且未来仍会增加。印度已提出到2027年陆续退役48吉瓦的燃煤电厂,主要是亚临界燃煤电厂,其设备无法满足新的排放标准。中国计划关停环保、能耗、安全等不达标的300兆瓦以下的燃煤机组。2020年底前,重点区域30万千瓦及以上热电联产电厂供热半径15公里范围内的燃煤锅炉和落后燃煤小热电,也将全部关停整合。
在欧盟,2018年燃煤电厂退役总量为3.7吉瓦。其中2.8吉瓦来自英国——其煤电发电比例从2012年占总发电量的39%,下降到2018年的5%。另外,超过一半的欧盟成员国承诺到2030年逐步淘汰煤炭,德国则到2038年逐步淘汰煤炭。

煤炭与气候目标

  煤炭是导致全球升温的二氧化碳的最主要来源。为了使全球增温“远低于”2摄氏度以实现国际气候目标,立即逐步减少燃煤电厂的使用就变得至关重要。
根据联合国政府间气候变化专门委员会(IPCC)的最新分析,将全球变暖控制在1.5摄氏度以内需要到2030年减少70%的燃煤发电量,并且到2050年全部淘汰燃煤发电。若要以较大概率保持温控在2摄氏度以内,则要求到2030年燃煤发电量减少55%以上,并且到2050年几乎全面淘汰燃煤发电。
下图显示了IPCC对1.5摄氏度和2摄氏度温控目标(1.5度场景下的中位数,无或极小过冲。2度场景下的中位数估算为66%概率水平下,不包括碳捕捉及封存。)的两种情景下对燃煤发电的估算。该估算基于目前全球全部在运燃煤电厂的平均利用率,并且计算了平均运行寿命期间的发电量(52.8%产能系数及40年平均寿命)。为了使温度与工业化前水平相比增加不超过1.5摄氏度或2摄氏度,燃煤发电占比必须迅速下降,并且需要加速退役现在运行的燃煤发电机组。

中国电力企业联合会提议大幅度提高煤电装机上限

  从2000年到2018年,中国新增加了864吉瓦的燃煤装机,超过美国全部燃煤发电装机(259吉瓦)的三倍还多。此外,从2014年底到2016年初实施的核准权限下放,导致地方政府核准了245吉瓦的煤电装机——比以前的水平增加了三倍。
面对产能过剩,中央政府于2016年3月开始限制新煤电项目的核准和建设,但贫困地区项目以及承担居民供暖的热电联产项目除外。
2017年,中央政府点名叫停了170吉瓦的煤电项目,其中主要是在建或处于筹建后期的项目。这170吉瓦中的四分之一(44吉瓦)需要放缓开发速度;16%(28吉瓦)停建,直到许可及合规问题得到解决;近60%(98吉瓦)的项目则需要推迟到2020年之后。但卫星图像和分析显示,到2018年底,170GW的燃煤电厂中有近一半(78GW,或46%)仍在进行开发建设。至于剩余的54%(92吉瓦)中有多少会继续推进则有待观察。
然而,中国电力企业联合会(CEC)2019年3月发布的一份报告提出,该国的燃煤发电装机将在2030年达到1300吉瓦的上限——这也是1300吉瓦峰值第一次出现在一份半官方的文件中。这似乎是一个信号,表明中央政府可能不仅会放行之前被叫停的燃煤发电项目,而且还可能会开发建设新的燃煤电厂。这一变化将使该国的煤电产能在当前水平上再增加290吉瓦。这一数字甚至超过美国现有全部燃煤发电装机(259吉瓦)(中国全部在运的燃煤发电装机共计1010吉瓦,由于CEC的统计包括了小于30兆瓦的机组,这一数据比全球燃煤电厂追踪系统统计的数据多36吉瓦)。该提案标志着中国将背离现行限制煤电发展的政策。在这些政策下,煤电项目核准从2015年的184吉瓦下降到2018年的不足5吉瓦。
  图5:中国历年核准的煤电装机。其中,2014年9月至2016年3月期间,中央政府将煤电项目核准权下放给各省区。

因此,中国未来的燃煤使用情形取决于之前由省级政府核准又被叫停的项目是否恢复建设,以及允许多少燃煤电厂占据本应属于低碳能源的发电产能。值得一提的是,太阳能和风能的发电装机也在以高于其他任何国家的速度并入该国电网。
在全球范围内,煤炭的未来在很大程度上也依赖于中国:该国在燃煤电厂以及相关矿产和出口等项目的资金投入方面处于世界领先地位,在中国国境以外的全球煤电产能扩张中,有四分之一的资金来自于中国的国有企业。
综合海外和国内的数据来看,目前超过50%正在开发的全球煤电产能背后都有中国的金融机构支持。如果中央政府能够让其国有企业也加入正在转型远离煤炭的100多家金融机构,燃煤电厂的扩张可能会减少一半。

印度的太阳能和风能增长超过了燃煤发电

  和中国类似,印度也面临燃煤发电过度核准带来的问题。其过度核准问题甚至比中国的更久远。
2011年,Prayas集团的一项研究报告称,印度规划建设的燃煤电厂中有超过512吉瓦的项目已经至少获得了初步批准——这一数字是当时该国燃煤发电产能的五倍。项目核准的繁荣是2003年私有化推动新燃煤电厂建设的一部分,其中包括固定的长期购电协议(PPAs)。Prayas警告说,产能过剩最终会导致电厂和输电设施的资产搁浅。
到2012年,很明显燃煤电厂的繁荣正在成为一个泡沫,银行和其他金融守门人撤回了他们的支持。面对煤炭价格上涨、财政支持减少、公众对土地使用和污染的抗议,以及有限的电价调整能力,许多燃煤电厂项目最终被放弃。到2013年,颁发新项目许可证的数量比2012年下降了40%以上。到2015年,印度取消了305吉瓦的煤电项目。2017年,印度进入建设阶段的燃煤电厂全是由上市公司支持的。
  图6:印度核准开工的燃煤发电装机在私有化繁荣后飙升,在2013年到2017年之间逐渐降温,并在2018年降到了历史最低点。

目前,印度的燃煤电厂正在与风电和太阳能发电日益降低的电价竞争——后者的竞标价格低于该国近三分之一的燃煤电厂的运营成本。煤电企业需要长期遵守即将到来的排放限制,而这只会增加燃煤电厂的运营成本。面对日益激烈的竞争,新的燃煤电厂难以签订购电协议并收回其开发成本。印度政府认为该国超过40吉瓦的燃煤电厂有财政压力,其中10吉瓦的电厂被认为财政上无可救药。
2018年,该国核准建设的燃煤电厂低于3吉瓦。相比之下,2008年至2012年,该国煤电产能平均每年增长31吉瓦,2013年至2017年为13吉瓦。另外,2018年也是印度连续第二年实现太阳能和风能的新增产能超过了煤电新增产能。
来源:绿色和平

深度好文|煤电灵活性改造为何仅能完成规划目标的两成?

作为新能源的代言人,风电和光伏正大步向前的发展,甚至超出了规划。为了接纳占比不到两成的风光发出来的电,占比超过六成的煤电不得不做出改变,尤其是能够进行深度调峰(调峰深度为机组最大出力的60%-70%)的煤电灵活性改造机组。

按照《电力发展“十三五”规划》的要求,“十三五”期间,三北地区(东北、华北、西北)热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦,纯凝机组改造约8200万千瓦;其它地方纯凝机组改造约450万千瓦,共计约2.2亿千瓦。
TIPS:蒸汽进入汽轮发电机组的汽轮机,通过其中各级叶片做功后,乏汽全部进入凝结器凝结为水,也就是纯凝机组。如果在叶片中间抽出一部分蒸汽到换热器加热水,再将热水送到各家各户用于采暖,就是抽汽供热机组,如果是将通过汽轮机叶片后的全部乏汽都用于供热,就是背压供热机组。纯凝机组的煤耗低,发电效率高。供热机组由于被抽出部分或者全部蒸汽用于供热,所以发电煤耗较高,发电效率较低。

国网方面的数据显示,截至2018年11月,三北地区煤电灵活性改造数量为4069万千瓦,其中东北地区2378.5万千瓦,华北地区1133.5万千瓦,西北地区557万千瓦。
在有偿辅助服务补偿政策的强力支持下,东北的成绩显然是最好的,占三北地区完成量的比例接近60%,华北和西北地区的政策则相对滞后,煤电灵活性改造不温不火。
一方面,东北煤电灵活性改造已经取得了一定程度的成功,是向华北、西北地区推广的一个样本;另一方面,东北煤电灵活性改造电厂数量渐多,在玩家都进场后游戏规则也在发生着新的变化。

东北第一个吃螃蟹,少发一度电最高补一块

越少发电越赚钱,这对于靠卖电赚钱的电厂来说似乎是个悖论,但是对于东北的许多煤电厂来说,有时候的确是不发电比发电更划算,比如说多风的冬季。
而这个划算的生意就是尽可能的压低自己的负荷给风电让出空间,少发的电可以获得丰厚的补偿。
记者从黑龙江一家煤电厂了解到,其60万千瓦的热电机组在没有进行灵活性改造的前提下,实际运行时最小技术出力能够达到27万千瓦,即最低负荷控制在45%。但是如果供热需求大的话,就必须要考虑进行灵活性改造压低负荷。

TIPS:所谓最小技术出力,也就是在满足锅炉稳定燃烧的情况下,发电机组安全运行的最小稳定的发电能力。火力发电机组的最小稳定出力是一项重要的性能指标,具有小的稳定出力机组,出力调整范围大,可以满足电力系统调峰的需要。


尽管没有进行灵活性改造,但是45%的负荷水平已经达到了东北调峰补助的第一档标准,上述电厂均按照报价的上限0.4元进行上报,在没有进行灵活性改造的前提下依然收获颇丰。2018年最后几个月,电厂仅在调峰上便获利超过2000万,在风力强劲的冬季,一个月获利便达千万。
早在2014年10月,东北电力调峰辅助服务市场便已经开始试运行,相继下发了《东北区域发电厂并网运行管理实施细则(试行)》、《东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(试行)》、《<东北电力调峰辅助服务市场监管办法(试行)>补充规定》等文件。
2016年,《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》出台,实时深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制,发电企业在不同时期分两档浮动报价,而有偿辅助服务补偿费用由省内负荷率高于深度调峰基准的火电厂、风电场、核电厂共同分摊。
在调峰市场运行初期,调峰资源属于稀缺资源,具备深度调峰能力的煤电厂基本都是按照上限上报价格,也就是0.4元/kWh或1元/kWh,均高于东北三省0.34元/kWh左右的燃煤标杆电价。

同样在2016年,国家能源局接连下发第一批、第二批煤电灵活性改造试点项目,共计22个项目,规模在1800万千瓦左右,其中15个项目位于东北三省。
以试点项目中的大连庄河电厂为例,其60万千瓦纯凝机组改造后,调峰能力接近70%。2014-2016年电厂分别获得3920万、7913万和1.58亿元的调峰收益。截至2018年3月,庄电公司累计实现3.88亿元收益。
记者从庄河电厂一位负责人处了解到,电厂的投入并不大,许多工作都是电厂自己进行改造,调峰两三个月后就收回了成本,现在机组的最小技术出力维持在30%的水平。
数据显示,2014年10月至2018年5月底,东北电力辅助服务市场合计补偿费用44.74亿元,有偿调峰辅助服务平均价格0.506元,实际最高出清价格1元,最低出清价格0.2元。

滞后之后,西北、华北2018年底政策集中发布

作为新能源最为聚集的区域,西北地区相比东北地区的调峰需求更为强烈。虽然2017年以来,三北地区弃风情况得到好转,但是并没有完全得到解决。2018年1-9月,全国弃风电量222亿千瓦时,其中新疆维吾尔自治区、内蒙古自治区、甘肃三省区弃风电量合计199.1亿千瓦时,占全国弃风电量的90%。
资料显示,西北电网全网调度口径总装机2.45亿千瓦,新能源装机容量达到8489万千瓦,超过总装机比例的三分之一;系统调峰能力严重不足,全网火电机组中四分之一为自备机组,基本不参与调峰,40%为供热机组,供热期调峰能力下降。
内蒙古一位电力人士认为,由于配套政策不到位,刚刚出台的政策支持力度相对东北比较薄弱,即便是列入试点项目的煤电厂推进也很缓慢。电厂改造的动力不足,整个内蒙古的煤电灵活性改造并不多。
资深行业研究人士詹华忠认为,现在许多煤电厂普遍的思维是“先看着,不被考核就行”。近年来火电经济效益差,设备利用小时数仍然不是很理想,想要煤电厂投入资金进行灵活性改造,能够有多少收益是最务实的想法。
2018年12月25日,西北最新的政策下发,国家能源局西北监管局关于印发了新的《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》及《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》。对于有偿调峰补偿,规定提供深度调峰服务的燃煤火电机组,按少发电量每万千瓦时补偿3分(每分对应金额为1000元,相当于一度电补偿0.3元)。
此外,辅助服务补偿费用主要来源是全部并网运行管理考核费用、发电机组调试运行期差额资金的50%和符合国家有关法律法规规定的其他资金。上述费用减去辅助服务补偿所需金额的差额部分由各省(区)内发电企业按上网电量比例进行分摊。
对于西北地区的陕西省、甘肃省、青海省、宁夏回族自治区、新疆、内蒙古(分为蒙东和蒙西)而言,陕西、甘肃、青海和蒙东的燃煤标杆电价均高于0.3元/kWh。尽管有了补偿的机制,但是相较于东北地区的补偿力度似乎并不大。
无独有偶,同样是在12月25日,华北能源监管局也下发了《华北电力调峰辅助服务市场运营规则(试运行版)》,华北由华北调峰辅助服务市场和省网调峰辅助服务市场,前者又包括日前市场和日内市场,后者仅有日内市场。
调峰服务费用由(燃煤、燃气)、风电、光伏(光伏扶贫场站除外)等发电企业及参与市场化交易的用户共同承担。
报价方面,以华北日前市场为例,火电机组按额定容量(增容机组按照原容量计算调峰档位)进行分档申报,以额定容量的100%-70%为一档,70%以下每10%为一档报价,按照价格递增方式逐档申报,每一档全天报价相同,价格单位为:元/MW·h,报价最小单位为10元/MW·h ,报价周期为周。
为保证市场平稳健康发展,调峰市场机组报价上限按照火电机组及风电度电边际收益确定。市场开展初期额定容量的70%及以上档位暂定0价。额定容量的40%-70%每档报价范围为0-300元/MW·h(即0.3元/kWh),40%以下个档位报价上限为400元/MW·h(即0.4元/kWh)。
显然,西北、华北在东北之后也开始真正的发力,出台具备实操性的规则,但是执行效果如何仍需2019年的实践来检验。

八成没完成,技术、政策、价格机制均有关系

中电联行业发展与环境资源部副主任叶春告诉记者:“2.2亿千瓦的煤电灵活性改造完成的量不多,与技术、政策、价格机制等等一些原因都有关系。”
技术方面
由于火电机组灵活性改造是个系统问题,涉及到锅炉、汽机、辅机、控制系统等多个方面,要想深挖调峰潜力达到理想的调峰深度,除了现有的技术改造手段,在确保机组安全运行和环保的前提下,还需要在智能控制、自适应控制等方面有一定突破性的进展;此外,还要针对机组自身的运行特性以及调峰目标幅度,灵活制定改造技术路线,以实现燃煤机组在低负荷下的安全稳定运行。
政策方面
从现有的火电灵活性改造试点来看,灵活性改造相关的电力辅助服务收益很大程度上还是依赖现有政策所规定的补偿方式,项目收益还存在一定的风险,目前的补偿机制尚不能完全补偿因技改投入的成本,火电厂改造的积极性不高。
价格机制方面
通过电力市场交易形成电力辅助服务价格的市场机制尚未形成,不能有效激励火电厂进行灵活性改造。
火电机组灵活性改造其主要目标是降低火电机组最小出力限制,扩大机组出力调节的幅度;减低热电联产组合中发电对发热的配比,即所谓“热电解耦”;以及提高机组出力调节速度、启停能力,减低出力调节成本。
几种煤电灵活性改造的特点▼
叶春认为,煤电灵活性改造要按照分地区、分机组容量有序实施。对新能源装机占比较大的地区,以及核电利用小时较低的广西、福建,可对30万千瓦及以下的煤电机组为主进行灵活性改造,作为系统的调节电源;而大容量高参数的机组作为基荷电源发挥作用。
完善调峰辅助服务补偿机制
进行灵活性改造的煤电机组利用小时将大幅降低,频繁启停对机组的影响也比较大。现有的调峰补偿力度对火电参与调峰没有足够的吸引力,因此确保其获得合理收益,才能提高调峰的积极性,推动火电灵活性改造的步伐。
制定煤电灵活性的标准
总结示范点的经验,借鉴国外电力系统灵活性的经验,开展相关改造的标准制定,推动新建机组能达到灵活运行的标准。另外,要对根据当地的电源发展规划相匹配,明确调峰需求的容量,避免项目收益无法保证。
加快推进电力辅助服务市场化
充分发挥市场在辅助服务资源配置中的决定性作用,形成了更加灵活、高效的辅助服务市场体系,建立起反映辅助服务供需情况的价格形成机制,全面提升市场主体参与辅助服务的积极性,保障电网安全、稳定、优质、经济运行。

负荷能减能加,东北电力辅助服务市场或仍将变化

东北能源监管局数据显示,东北电网的88家大型的火电厂中,有81家火电厂申报能力低于最小技术出力,22家火电厂申报的价格低于上限,24家火电厂计划开展灵活性的改造,2018年或将全部改造完成。
换句话说,东北煤电厂灵活性改造后参与电力调峰高额回报的日子即将成为过去式,因为大家都来分“蛋糕”了。
上述庄河电厂的负责人解释称:

现在大家都能调峰,一张饼大家分着吃。而且饼的份量也在减小,比如以前一年能拿出8个亿补偿调峰的所有电厂,现在只拿出5个亿来。辽宁的规则还会进行修改,也就是说在大家都进场之后,游戏规则也会改变,变得更加苛刻。

早在2017年10月,东北能源监管局调整完善电力辅助服务市场运营规则,其中提到部分电厂开展了重大技术改造,降低了机组低谷时段发电出力,提升了供热能力。但个别改造后的机组出力范围受到限制,顶尖峰能力出现下降,不利于电网运行。为体现公平,《补充规定》将出力达不到铭牌容量80%的火电厂所获得的调峰费用减半。
据了解,进入2018年,由于煤质、供热等各种技术原因,以及只有低谷单向盈利空间,出现了火电机组尖峰时出力受阻的问题,影响了火电的整体调峰能力。
2017年6月1日至2018年5月31日,东北电网统计数据分析显示,最大受阻容量达1600万千瓦,平均受阻容量达900万千瓦。其中供热原因导致的尖峰受阻可以通过灵活性改造、“热电解耦”解决。
为了解决尖峰受阻的问题,东北电网或将增加旋转备用市场,对备用容量进行买卖,来完善电力辅助服务市场规则。

TIPS
旋转备用指为了保证可靠供电,电力调控机构指定的并网机组通过预留发电容量所提供的服务,必须能够实时调用。

这样,往下压负荷的低谷深调峰市场和解决尖峰受阻的尖峰旋转备用市场共同运转,将继续扩大灵活性改造的收益。
(来源:能源杂志 ID:energymagazine 作者:李帅)