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“30·60”目标导向下煤电技术何去何从?

北极星电力网新闻中心  来源:中国电力报发电报道  作者:毛健雄  2021/2/2 17:51:12  我要投稿  
所属频道: 火力发电   关键词: 煤电 碳中和 毛健雄

北极星火力发电网讯:无论从中国以煤为主的能源资源禀赋,还是煤电发电量在电网中的现实比重,以及电网需要的负荷调节灵活性的角度,在可预见的中国电源结构中必然要保持一个合理的煤电容量。实现碳中和来控制气候变化,是否需要彻底地“去煤化”而完全关停燃煤电厂是值得商榷的。笔者认为,可以通过高质量的创新性发展,将燃煤发电的技术水平升级到一个新的高度,从而使燃煤发电和非化石能源电力之间达到一个既有利于控制气候变化,又有利于根据我国能源资源结构的实际并确保我国能源和电网安全灵活的合理平衡。

(来源:中国电力报发电报道 ID:zhongguodianlibao 作者:毛健雄 本文作者系清华大学能源与动力工程系教授)

01

中国力争实现2030年碳达峰,2060年碳中和的目标对煤电发展的启示

2020年9月22日,国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话,提出中国将提高国家自主贡献力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和。

“碳中和”的概念,表明实现对大气中二氧化碳浓度的控制,不仅可通过控制二氧化碳的排放,而且可以通过森林草木对二氧化碳的吸收,达到碳中和来实现。通常森林每生长出1立方米的储积量,平均要吸收1.83吨二氧化碳,一公顷的森林一天可吸收1000吨的二氧化碳,因此,通过提高化石燃料利用效率减少碳排放、用可再生能源代替化石能源以减排二氧化碳排放,以及通过植树造林吸收二氧化碳,最终可使碳排放和吸收达到中和来实现将大气中的二氧化碳浓度控制在人们预期的地球环境升温1.5-2摄氏度水平。无论从中国以煤为主的能源资源禀赋,还是煤电发电量在电网中的现实比重,以及电网需要的负荷调节灵活性的角度,在可预见的中国电源结构中必然要保持一个合理的煤电容量。实现碳中和来控制气候变化,是否需要彻底地“去煤化”而完全关停燃煤电厂是值得商榷的。笔者认为,可以通过高质量的创新性发展,将燃煤发电的技术水平升级到一个新的高度,从而使燃煤发电和非化石能源电力之间达到一个既有利于控制气候变化,又有利于根据我国能源资源结构的实际并确保我国能源和电网安全灵活的合理平衡。

图1 2012-2020年我国煤电与非化石能源电力装机容量发展对比

我国煤电的巨大发展,对促进我国经济的高速发展做出了历史性的贡献,2013年以来,煤电的清洁高效发展成绩显著,包括完成了煤电节能改造机组容量超过7.5亿千瓦,超低排放改造8.9亿千瓦,累计关停淘汰落后煤电机组超过1亿千瓦。根据国家能源局所发布的统计数据,2020年全国电源新增装机容量1.9亿千瓦,新增占比9.5%,使全国总装机容量达到了22亿千瓦。在新增加的装机容量中,水电为1323万千瓦;风电为7167万千瓦;太阳能发电为4820万千瓦,其中新增风电和太阳能发电合计达1.2亿千瓦,新增占比约63%, 成为我国电源增长的主导力量。2020年所有非化石能源电力新增装机容量的占比则达71%。表1为2020年我电力的装机容量结构和占比, 图1 为2012年-2020年我国煤电与非化石能源电力装机容量发展对比,从中可以看出,2020年我国火电总装机容量为12.45亿千瓦,其中煤电装机容量为10.95亿千瓦,占全国总装机容量22亿千瓦的49.8%, 第一次下降至低于全国总装机容量的50%。根据统计数据,自2012年以来,我国煤电装机容量一直保持低位增长态势,从2012年的7.55亿千瓦增长到2020年的10.95亿千瓦,年平均增长率为4.5% 左右;而同期的非化石能源电力装机容量则从2012年的3.89亿千瓦增长到2020年的9.55亿千瓦,年平均增长率高达13%。上述我国电力装机容量发展的结构和比重的变化,是中国为应对气候变化能源结构低碳发展的必然趋势,完全符合我国对二氧化碳减排的战略目标的要求。但是,尽管我国煤电的装机容量的比重已经下降至50% 以下,但是在2020年全国7.42万亿千瓦时的发电总量中,煤电发电量所占比重仍然高达65% 左右,煤电仍然是保障我国电力安全和电力供应的绝对主力。

根据国网能源研究院近期发布的《中国能源电力发展展望》报告,2025年、2035年、2050年和2060年前后,非化石能源消费的比重分别有望达到约22%、40%、69%和81%。而2035年前后非化石能源总规模将超过煤炭。其中风能和太阳能发展迅速,到2050年,它们占我国一次能源需求总量的比重将分别为26% 和17%,至2060年,其比重将会进一步分别提升至31% 和21%。因此,这一形势将加速我国能源结构的变化,在能源需求总量方面,终端能源需求有望于2025年前后达到峰值并有望控制在37亿吨标准煤左右,而一次能源需求峰值有望控制在57亿吨标准煤左右,其中化石能源需求峰值约为43亿吨左右。电力系统中的风光电由于是不稳定电源,因此需要有足够容量并具有电量和频率调节能力的电源支持。现在中国抽水蓄能、燃气发电等调节电源装机容量不到6%。电力系统中具有可靠灵活性调峰的电源必须具有足够大的装机容量,才能满足可再生能源电力快速发展对电网的电量消纳、电力保障和灵活性调节的要求,这只能主要通过燃煤火电来解决。

2020年,我国人均用电量为5300千瓦时/人,预计到2050年,随着经济的发展,人民生活水平的提高,以及全国更高水平的全面电气化,我国人均用电量有望翻一番达到10000千瓦时/人左右,这样,我国电源总装机容量也有望翻番至40亿千瓦左右,呈现“风光领跑,多源协调” 的态势。关于我国中长期煤电需求预测,中国电力源网荷协调规划模型进行了研究,该模型以规划期内系统建设运行总成本最小化为目标,考虑了电力、电量、调峰能力三方面平衡约束,并计及了碳排放等其他十余项约束条件,并以2030年我国电量需求为10.4万亿千瓦时,最大负荷容量为18.2亿千瓦为条件,进行了模型计算,其结果是我国煤电需求峰值约为11.5亿千瓦,预计2025年左右达峰。考虑到该模型的计算的时间是在2017年,而2020年全国总装机容量已达22亿千瓦,煤电的装机容量已达近11亿千瓦,因此,此模型计算可能过于保守,按照目前的实际情况,煤电的装机容量预计有望在“十五五”(2030年)达到13亿~14亿千瓦的峰值,期望煤电的这一峰值容量能够对全国的电力系统发挥其保证电力平衡,调节支撑,电量调剂的功能,起着全国电力供应的托底保障作用。从能源电力按照以上预测的发展趋势对碳排放的影响看,能源消费方面的二氧化碳排放将于2025年前后达标,2035年前后将快速下降。随着煤电装机容量达到峰值,二氧化碳排放也有望在“十五五”期间达到峰值。按照预测的中国能源结构,到2060中国能源消费产生的碳排放约为6亿吨,低于届时中国森林草木碳吸收能力10亿~20亿吨,同时还能为非能源消费(如钢铁、水泥等)的其它碳排放留出了一定的空间。

02

在新形势下中国燃煤火电必须进行可持续的高质量发展

为了应对气候变化,我国电力结构的低碳发展转型成效显著,至2020年,我国非化石能源电力装机容量已达9.55亿千瓦,占全国总装机容量的43.4%;作为高碳燃料的煤炭被替代程度正在逐步加深,煤电的装机容量第一次降低到50% 以下,这是我国电源结构发展的必然趋势。但是,中国以煤为主的能源资源天然禀赋,决定了煤炭和煤电在中国的能源和电力中将长时期起着不可替代的作用。今年冬天以湖南为代表的浙江、江西、内蒙古等地出现的缺电现象,凸显了在我国能源和电源转型过程中必须高度重视煤炭和煤电的不可替代的兜底作用。以湖南为例,造成湖南电力供应不足的原因是煤电装机容量不足和调节的灵活性不够,同时可再生能源电力发展迅猛,因而可再生能源电力的持续、稳定供应问题未能得到很好解决,再加上外来电力通道的瓶颈限制,从而导致出现了多年未见的缺电和拉闸限电的问题。这也说明,煤电现在和在将来一个很长的时期内仍然是我国电源的主力军和压舱石。

我国现在煤电的现实情况是,截至2020年底,全国化石燃料火电装机容量为12.45亿千瓦,占22亿千瓦的总装机容量约56.6%,其中煤电装机容量为10.95亿千瓦,占比从2012年的65.7%下降至2020年的49.8%, 但煤电发电量却占据65%。因此,从电力供应的角度,我国当前仍然还是“煤电为主”。在已投运的10.95亿千瓦煤电总装容量中,机组总数约3000台,占全球煤电总装机容量的一半,其中,60万千瓦以上机组占比44.7%,100万千瓦及以上超超临界的机组的容量为1.37亿千瓦,共113台。在全部煤电装机容量中,30-60万千瓦等级的亚临界机组约3.5亿千瓦,近1000台,装机容量占比超过30%。此外,大约还有约900多台总容量接近1亿千瓦其单机容量小于10万千瓦的各种行业自备电厂的热电联产小机组。以上数字表明,占全国煤电装机容量一半的是效率低,煤耗高,性能差的亚临界机组和热电联产小机组,这些是我国煤电高质量发展的短板和弱项。按照三部委的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》要求,100万千瓦超超临界机组供电煤耗须低于282克/千瓦时;现役水冷凝汽无供热的30万千瓦等级燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310 克/千瓦时;现役60万千瓦及以上机组(除空冷机组外)改造后平均供电煤耗低于300 克/千瓦时。而实际上,据了解,现在除了徐州电厂3号机组外,所有现役亚临界机组的运行供电煤耗均达不到《行动计划》的要求,亟需升级改造。十四五规划中提的“补短板,强弱项”、创新性高质量发展的要求,为中国燃煤火电机组在新形势下的发展指明了方向,即煤电可持续的高质量发展,应该是能够通过创新实现“补短板,强弱项”的发展,是能够应对煤电所面临的最主要挑战并加以解决的发展,即:

应对气候变化的“低碳发展”,也就是大大提高效率降低煤耗的发展;

应对更高质量环境要求的“清洁发展”;

应对可有效消纳迅速发展的可再生能源电力的需求,支持可再生能源电力发展,以达到可安全、稳定、高效、低排放地适应电网负荷和频率调节要求的“灵活性发展” 。

我国煤电的 “低碳发展”、“清洁发展”和“灵活性发展”,应该针对我国现役燃煤机组的容量、结构、现状以及新老机组的不同,以及其供电效率、供电煤耗,污染物排放、灵活性和剩余使用寿命各不相同的特点,开发和采取不同的升级改造技术和措施。唯有创新才能高质量发展,因此,只有不断增强创新驱动, 我国煤电技术才能实现更高质量和更可持续的发展。所以,应该推动大力开发、应用和推广各种创新技术,因地制宜,区别对待。

根据能源转型大力发展非化石燃料电源的新形势,煤电像过去那样大幅度和高速度增加新建大容量机组已经不再可能,中国煤电高质量发展的重点应该首先放在煤电的“短板和弱项”,即对占煤电总装机容量约三分之一的低效率高煤耗和灵活性不够的亚临界机组实行创新升级改造,把亚临界机组的性能提升到超超临界机组的水平,不但大大降低煤耗, 而且大大提升其调节的灵活性。对现役的超临界和超超临界机组,根据投产时间的不同和技术的差异,不同机组在效率和煤耗方面仍然存在可以提升的空间,因此开发不同的创新技术对对现役的超临界和超超临界机组进行升级改造仍然是可行的方向。另外,在大力发展可再生能源电力的过程中,估计在未来的几十年中,会有一批超龄老机组退役,因此,加上新的需求,大约仍然会有约2亿至3亿千瓦新的燃煤机组需要安装投运,这些新的燃煤机组所采用的技术必须是:技术最先进,效率最高、煤耗最低,排放最低,灵活性最好。

03

亚临界机组的升级改造

根据《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》,对现有亚临界机组已经提出了改造的煤耗指标和在2020年实现的目标要求至今还远没有实现,这不同于该 《行动计划》对煤电超低排放的要求已经提前实现的情况。以现役水冷凝汽无供热的30万千瓦等级燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时 的要求为例,现在绝大多数30万千瓦等级的亚临界机组的实际平均供电煤耗均大大高于310 克/千瓦时,一般在340 克/千瓦时的上下。实际上,自《行动计划》提出以来,电力部门就开始提出各种亚临界机组改造的方案,其中一些方案已经实施,表2是现已实施或提出建议的各种亚临界机组升级改造技术方案比较。

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由于现在全部煤电装机容量中,30万千瓦-60万千瓦等级的亚临界机组约3.5亿千瓦,近1000台,约占煤电现役机组总容量的30%。因此,亚临界机组的升级改造,其改造目标应至少能够达到《行动计划》的要求,所选择的改造技术需经过实践验证,不但应该达到大幅度降低供电煤耗,实现低碳发展,而且应该具有极好的低负荷及调峰和调频的灵活性性能,以适应我国电源结构快速向可再生能源电力调整的形势。为此,本文重点介绍“亚临界机组600℃升温改造技术”。

“亚临界机组600℃升温改造技术”的实例是上海申能电力科技公司在将蒸汽温度提升至600℃的基础上,采用其研发的一系列创新技术对对华润徐州电厂3号320MW亚临界机组所实施的600℃升温综合改造,改造完成正式投运后,该改造机组已经于2019年12月9-11日经过GE-西门子公司采用ASME标准进行了正式性能测试,其正式性能测试结果汇总见表3。

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由表3可见,机组负荷在100%时,锅炉效率为94.32%,供电煤耗为282克/千瓦时, 供电效率为43.59%,使该亚临界机组的性能达到了《行动计划》对百万等级超超临界机组282克/千瓦时的供电煤耗要求。而且,即使机组负荷在50%时,其供电效率和煤耗仍然可分别达到40.36%和304.3 克/千瓦时。表明该改造技术具有非常好的低负荷性能。表4和表5为江苏方天电力技术有限公司对华润徐州电厂#3号机组“亚临界机组600℃升温”改造项目改造后最低稳燃负荷性能和在最低稳燃负荷时的污染物排放值的测试结果;表6为华润徐州电厂#3号亚临界机组600℃升温改造前后的性能比较。

由表3、4、 5和6 可见,华润徐州电厂3号32万千瓦的亚临界机组,在采用申能科技公司的系列创新技术进行600℃升温改造后,其额定负荷下的供电煤耗从改造前的318 克/千瓦时降低到282 克/千瓦时,每度电降低标准煤耗36克,达到了百万千瓦级超超临界机组的供电煤耗水平,此外,改造后机组不但具有稳定的100-20%范围内的调峰调频性能, 而且在19.39%的低负荷下仍然实现了超低排放。

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