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王志轩:煤电要承担能源转型新使命

2021-07-05 

本文摘要:改革开放40年,中国经济和社会各项事业断浪,构筑了从降落、变革到横跨的巨大变化。

改革开放40年,中国经济和社会各项事业断浪,构筑了从降落、变革到横跨的巨大变化。我国电力工业作为最重要的基础产业,发展成果丰富。

煤电作为中国电力工业体系的支柱,不仅自立进入波澜壮阔的星舰之路,还以安全稳定的供应支持国民经济的快速增长。前几天,中国电力企业联合会专职副理事长煤电技术水平总体上是世界先进设备部分机组的领导记者:改革开放40年来,中国煤电行业全面缓慢的发展过程经历了什么样的洗礼?王志轩:改革开放40年来,中国煤电系统转世,世界规模仅次于技术水平的先进设备。主要反映在以下五个方面:(一)煤电设备更新,能效水平世界先进设备。

我国煤电超级临界单元在单体容量、蒸汽参数、单元效率、供电煤消耗等方面超过了世界先进的设备水平。百万千瓦级超超级临界机冻结单元,模板电站60万千瓦超级临界循环流化床单元已经超过了世界领先水平。在役机组通常通过汽轮机通流改建、烟气馀热深度利用改建、辅助机改建、机组运营方式优化等,大大提高机组技术水平。改革开放初期,我国只有少数20万千瓦机组,现构成了以30万千瓦、60万千瓦、100万千瓦的大型国产发电机组为主力机组的发电系统。

2017年全国6000千瓦及以上火电机组供电煤耗309克/千瓦时,比1978年471克/千瓦时上升162克/千瓦时。工作场所的发电量消耗水量从2000年的4.1公斤/公斤下降到2017年的1.25公斤/公斤时,下降幅度接近70%。与世界主要煤电国家相比,不考虑负荷因素的影响,中国煤电的效率与日本基本相同,总体上比德国、美国高。

(二)煤电大气污染物排放控制水平世界先进设备。污染控制设备大幅升级。在烟尘(颗粒物)管理方面,改革开放初期电厂锅炉烟气平均值吸尘器的效率约为85%,现已超过99.95%。

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在二氧化硫废气控制方面,20世纪90年代个别煤电机组建设实时引进海外烟气副产品设备和技术,2005年左右普遍引进副产品技术开始大规模建设烟气副产品设备,目前已全面复盖面积煤电机组,平均副产品综合效率约为98%。在氮氧化物废气控制方面,上世纪80年代中后期引进了低氮自燃技术,90年代初新建了30万千瓦以上的煤电机组,2003年前后通过新建项目从海外引进了烟雾脱硝技术,115年大量引进、消化吸收再创造性、国产化烟雾脱硝技术设备主导自主创新,延缓了烟雾脱硝工程应用于过程的125年开始大规模建设烟雾脱硝装置,现在烟雾脱硝已经复盖了面积煤机组。

单位发电量污染物的废气强度和废气总量明显上升。2017年与1978年相比,单位发电量煤电烟尘(颗粒物)、二氧化硫、氮氧化物排放量分别为约26、10、3.6克/千瓦时(1978年数据为本人估计得出结论),上升到0.06、0.26、0.25克/千瓦时。

煤电烟尘排放量从1978年约600万吨下降到2017年约26万吨,上升了约96%的二氧化硫排放量从2006年峰值1350万吨下降到2017年约120万吨,比峰值上升了约91%的氮氧化物排放量从2011年峰值1000万吨左右下降到2017年的114万吨左右,比峰值上升了约89%。电力碳排放强度显着上升。根据可行性分析,1978年生产1千瓦时电能,火电碳排放强度和全电力碳排放强度分别约为1312克/千瓦时(二氧化碳计)和1083克/千瓦时,2017年减少到843克/千瓦时和598克/千瓦时,分别减少35.7%、44.8%。

(3)火电厂废水管理和控制技术居世界前列。上世纪80年代初开始解决问题的燃煤发电厂没有建设灰场,灰渣通过水力除灰后废气到河湖海的历史问题,经过十几年的希望,到1995年底原电力部直属发电厂全部暂停向河流除灰。

同时,燃煤发电厂广泛应用废水再利用、阶段利用、改建水力输灰为气力输灰、提高循环水稀释倍率等方式增加排水量。2000年火电行业废水排放量为15.3亿吨,2005年超过峰值约20.2亿吨,2017年下降到2.7亿吨,比峰值上升了86.6%。

火电行业单位发电量废水排放量从2000年1.38kg/kw时降至2017年0.06kg/kw时,减少95.7%。我国在火电厂用水优化设计、循环水低稀释倍率水处理技术、有界反渗透的应用在边界扩展、低盐稀释性废水处理等方面已经回到世界前列。

(四)燃煤电厂固体废物综合利用领域大幅扩大。煤电厂的固体废弃物主要是粉煤灰和副产品石膏。我国粉煤灰已广泛应用于水泥、加气混凝土、陶粒、砂浆等生产建筑材料、路面基础、水泥混凝土路面等生产建筑材料、挖掘矿山、农业利用、提取漂珠等低附着价值利用等。

十一五年以来,随着电煤消费量的提高和副产品装置的广泛应用,副产品石膏产量大幅减少,综合利用途径也大幅扩大,目前广泛应用于水泥缓凝剂、石膏建材、改善土壤、挖掘路基材料等。2017年,全国煤电厂产粉煤灰约5.1亿吨,综合利用率约72%的副产品石膏约7550万吨,综合利用率约75%。(5)严格控制发电成本。

中国的终端消费电费由政府定价,不存在简单的工商用电补助金居民用电等交叉补助金,也不能从电费中支付追加税、报酬,从终端消费电费水平分析发电成本状况。另外,煤电网际网路的电价采用了反映地区特征的基于成本的基准电价方法,但煤电总成本主要包括建设投资和运营成本,总成本中燃料成本约为70%,煤价在变动中近年来仍处于上位,不能反映发电行业自身控制成本的贡献。公司千瓦煤电费水平的变化和发电企业劳动生产率的变化,基本上可以表现煤电费的控制状况。

根据星形价格计算(不考虑通货膨胀因素),上世纪90年代单体30万千瓦机组的千瓦费用约为5000千元人民币,现在单体百万千瓦超级临界机组的费用约为4000元人民币的发电厂的人均劳动生产率上升了100倍左右。煤电基准电费在全国大部分地区约0.26~0.45元/千瓦时,明显高于气电、核电、可再生能源网络电费。煤电是中国经济社会发展低成本用电的主体。

霜冻结冰,煤电要分担承担能源变革的新历史使命记者:现在我国正在推进国内能源变革,电力工业也在推迟变革,煤电表现出什么样的愿景?王志轩:近十多年来,随着世界上以可再生能源代替传统能源等低碳发展为特征的能源变革和以云物后移智为特征的技术革命迅速到来,对中国以传统先进性为特征的煤电系统和电力系统产生了很大影响。另一方面,中国顺势疗法,走上了能源变革的道路,新能源的发展风起云涌,但风力发电、光伏电能的消纳问题和补助金的严重不足问题相当严重。另一方面,由于电力系统适应环境新能源发展的系统调节能力严重不足,灵活性电源相当不足,煤电出现了调节峰值的主力,同时不受各种因素的影响,煤电利用率和负载率上升,煤电企业损失相当大。

中国能源变革的唯一原因是,经过40年的缓慢和高效发展,它仍然是一个高碳能源和高碳电力系统。这是中国能源资源赋予和经济社会发展阶段的共同要求。

我们必须这样做。因此,能源变革不能简单地解释为用一种能源勇敢地前进取代另一种能源,而是以洗手低碳、安全性高效的拒绝为导向,根据土地条件、多源合作、系统优化、持续、均衡地增进能源电力变革。能源电力变革顺利如春蚕破壳,煤电如蚕茧壳,时机不到茧壳就不能斩首。

平均运营年龄只有11年的年轻、先进设备、相当大的中国煤炭电气系统必须正确定位,扬长避短,分担能源电力变革的新任务和拒绝。一是煤电在最近中期后充分发挥电力、电力的主体作用。持续减少煤炭在能源结构中的比重,大大提高非化石能源比重,使清洁能源基本符合未来新增能源需求,构建单位国内生产总值碳排放量大大提升,是我国能源转型的战略趋势之一。

随着可再生能源的发展,煤电的主体地位最终会被替代,但在目前甚至20或30年内,煤电仍然是获得电力和电力的主体。二是因地制宜,需要积极开展提高煤电机组灵活性调节性能的改建。

煤电机组应提高灵活运行性能,灵活应对电力调节峰值问题,增进其他可再生能源的利用,煤电也逐渐改变为获得可靠容量和电力的灵活调节型电源。但要注意的是,煤电机组的灵活性改建理论上和实践上都是逆煤电的技术特性和优势措施,违反煤电机组自身的洗手、低碳、安全性、高效运营目标。

只是从我国能源系统和电力系统来看,由于缺乏优质的灵活性电源,必须通过煤电机组的灵活性改造增进新能源的发展,使能源系统整体超过多目标的优化效果。为了大大适应环境可再生能源大量终端电网对系统的影响,电力供应外部和市场需求外部都在开展创意,如建设抽水机蓄能电站、燃机电站、储能、储能设施建设、继续前进电力市场需求呼吁等。

未来,电力辅助服务一定是多种方式的竞争,要充分认识到其他方式对煤电机组的灵活性改造利益有可能产生的影响。煤电的灵活性改建被拒绝,必须考虑前瞻性的视点和系统性。煤电机组在灵活性改建后的寿命、效率、环境保护、经济性能等方面的变化应得到制度的支持。

使用明确的方案时,必须根据土地条件充分论证,技术措施与政策措施配套,避免一切。三是煤电技术后在洗手、低碳、高效、安全性的基础上向适应性发展。另一方面,煤电之后,以高效的超临界技术和更低的污染废气技术多攻击方向,以二次再行冷超临界煤炭技术、超临界机组的强弱位置错落配置技术、650度蒸汽参数、更高温度参数的机组技术、污染物领导、系统管理技术为主要研究开发模板的重点,另一方面,根据煤电的定位发生变化,回顾市场需求,优化能源电力系统,优化地区和产业循环经济市场需求,以用户个性化为基础要以价值目标为导向,而不是以某种全然的手段为导向,单方面、极端执着单元的高参数、大容量和高效率,单方面追求已经没有环境效益的极端低废气,不能一切,盲目禁止煤电的发展。

四是污染管理和综合利用措施应向正确合作的方向扩展。到2020年,煤电废气大气中的粒子状物、二氧化硫、氮氧化物三种污染物的年废气总量将进一步减少到200万吨以下,预计今后也会进一步增加。煤电对烟雾的平均影响份额可超过国际先进设备环境质量标准的10%以内甚至更低。废气标准的制定和环境拒绝的大幅度提高,必须确实实施以环境质量市场需求为导向的环境保护法规定的原则。

必须重视单元调节性能变化对污染控制措施的影响、污染控制设备稳定性的可靠性经济性和低碳拒绝之间的协商、一次污染物和二次污染物的控制协商、高架源污染控制和无组源污染源的控制协商、固体废弃物的大比例利用和高附加值利用的协商等问题。五是煤电要充分调整煤炭消费结构,增进全社会煤炭污染问题解决问题。

电煤占煤炭消费的比重美国、澳大利亚在90%以上,德国、加拿大、英国等在70%~80%之间,中国约占50%,必须继续提高电煤的比重。同时,提高电煤比重并不意味着提高煤在能源中的比重。六是合理分担煤电历史使命的经营环境,防止煤电生产经营困境发展成系统风险。

煤电行业成为多年、全面、深度损失的行业,被过度的节能减排拒绝,环境边际利益接近零,边际费用大的行业,成为过早衰退的行业,不仅不能支持能源电力的变革,也不能成为电力、能源、经济运行的相当严重的风险。储藏能源增进能源变革和能源高质量发展记者:在能源变革,特别是在电力变革中,如何提高低碳发展,提高系统的灵活性?王志轩:能源转换的核心是低碳转换,低碳转换的核心是可再生能源转换为电力,可再生能源转换为电力的核心是电力网络,能否有效地解决问题,可再生能源发电的随机性、变动性、不稳定性是电力系统引起的安全性、稳定性和经济性问题要求电力质量的优劣从用户来看,除了电力的高保障性外,还反映在电压、频率的合格性、高精密电力的类似质量拒绝等方面。

解决问题的方法非常简单,发电外侧减少灵活调节电源,如调节和调节方便的气轮机、灵活的火电机组、调节性能好的水电机组等,用电外侧通过电力市场需求外侧管理和用户市场需求的呼吁,可以通过电网大幅优化配备电能的功能进行调节。另一种最重要的方法是在电力系统中减少储藏能力。或者蓄电装置,如抽水机蓄电站、飞轮蓄能、超容量蓄能、将电改为氢的化学蓄能、电池蓄能等。电力系统能源储存的基本特征是电力能源与机械能源、热能源、电化学能源的双向或单向切换,其中电力对其他能源进行单向切换主要解决问题的电力总体供给超过需求时电力能源的消耗问题的大量、慢的电力能源与其他能源的双向切换从实际应用来看,抽水机的蓄能是电力和电力的主要方式,从设置容量来看约占所有蓄能容量的95%以上。

近年来,随着材料和电池技术的创造性发展,蓄电池作为电力系统发展迅速。随着技术变革、储藏技术成本的上升,作为电力系统使用的储藏能源、储藏电力工程技术不会更多,在可再生能源发电终端或分布式能源终端的储藏能源也不会慢慢发展。

记者:储藏能源发展中的机遇和挑战是什么?王志轩:国家发改委、财政部、科技部、工业和信息化部、国家能源局2017年发表的《关于增进储能技术产业发展的指导意见》具体,中国储能技术整体可行性没有产业化的基础,高度总结了储能在能源发展中的机遇和挑战。从机遇来看,一是能源电力变革的拒绝,为储藏发展获得了广阔的技术发展和市场空间,二是成熟期的商业储藏和没有产业基础的多种储藏工程,如抽水机储藏、电化学储藏、压缩空气储藏等逐渐扩大,储藏技术南北成熟期和大规模应用,成本进一步减少,性价比进一步提高,储藏产业不构成新的经济增长点三是能源消费外侧的低碳变革从挑战来看,主要有三个方面。

一是发电外侧、市场需求外侧、储藏能力方面开展了不同程度的技术开发和工程建设。例如,火电机组的灵活性改建和电力市场需求呼吁提高电力系统的灵活性,不同储藏技术的竞争实质上是适应性和经济性的竞争,需要高度重视各种技术发展的动不能把鸡蛋放在篮子里。二是电池材料技术、电池技术、电动汽车技术大幅发展,技术路线自由选择失误引起的系统风险依然很高三是政策风险依然很小,在一定程度上,储藏能力发展的高低、胜败要求优惠政策导向、电力辅助服务市场的完善程度。因此,对储藏产业的发展,既要有充分的自信,又要大力实施政策,同时要根据土地条件、条件、科学决策自由选择技术路线,构成稳定的储藏商业模式。

在大力增进的同时,必须避免一切和无序发展。


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