绿色能源的发展之路

2019-04-30黄其励

分布式能源 2019年2期

黄其励

(国家电网有限公司，北京西城 100031)

0 引言

2017年底，我国发电装机容量17.8亿 kW，火电装机容量11.604亿 kW,占总装机容量的62.1%，其中燃煤发电机组装机容量占火电装机容量的近90%。全口径发电量6.42万亿 kW·h，其中火力发电量约占76.1%；1 000 MW超超临界发电机组已达94台，居世界首位。供电标准煤耗为309 g/(kW·h)，比2010年的334 g/(kW·h)降低25 g/(kW·h)。可再生能源发电装机容量6.35亿 kW，占总装机容量的35.68%，加上核电、生物质发电，非化石能源发电装机容量约占38.49%，其中水电、风电、太阳能发电装机容量居世界首位。

能源转型伴随人类进步的阶梯，人类社会经历了薪柴时代、煤炭时代、石油时代和电力时代，能源类型成为社会跨时代的标志。一切种类的能源均可高效地转化成电力，而电力又可清洁地转换成任何形式能源。电力促进全社会现代化，一次能源电力化，二次能源电气化是现阶段能源转型的典型特征，电力已成为能源转型的核心力量，是实现我国新时代高质量发展的动力之源。

现阶段，我国能源转型的基础能源是清洁、高效、低碳利用的化石能源，主力能源是低成本、高比例的可再生能源，健康发展的智能电网是能源转型的重要脐带，综合能源系统是能源转型的新生力量，全社会科学用能、节能减排和全面素质提高是能源转型的第一推动力。

化石能源的绿色低碳利用是能源转型的主要目的[1]。煤炭是能源大家庭的长子和功臣，在能源转型期，煤炭在一次能源结构中的基础地位不变，燃煤发电在能源结构中的主导功能不变，煤炭在能源结构调整中的关键作用不变，燃煤发电在全社会节能减排中的领衔作用不变。在新时代，赋予燃煤发电更新的使命，即更高效、更灵活、更清洁、更低碳、更循环(经济)和更智慧。

1 更高效的燃煤发电技术

1949年以来，我国电力工业持续高速增长，火电机组装机容量占总装机容量70%左右，年平均增长10.4%(图1)。伴随电力工业的高速发展，燃煤机组供电煤耗大幅下降(图2)，2018年全国平均供电煤耗为309 g/(kW·h)，仅为1949年的27%。

图1 我国电力装机容量变化趋势Fig.1 Change trend of electric power installationcapacity in China

图2 我国燃煤发电供电煤耗变化趋势Fig.2 Change trend of coal consumption in coal-fired power supply in China

为了实现火电节能减排目标，“十三五”期间火电机组“超低排放”改造约4.2亿 kW，火电灵活性改造2.15亿 kW(其中：热电机组约1.33亿 kW，纯凝机组约0.82亿 kW)，节能改造约3.4亿 kW。改造后，我国1 000 MW超超临界机组设计供电效率为45.37%。

通过理论研究和工程实践，我国创新发展了燃煤发电节能技术，例如：

(1) 提高蒸汽参数，提高循环效率。将主蒸汽压力/主蒸汽温度/一次再热蒸汽温度/二次再热蒸汽温度参数由31 MPa/600 ℃/610 ℃/610 ℃提高为35 MPa/700 ℃/720 ℃/720 ℃，可以降低煤耗15 g/(kW·h)以上[2]。

(2) 凝汽器冷端优化，平均降低背压2～5 kPa，降低煤耗2～4 g/(kW·h)[3]。

(3) 空气分级预热降低燃烧损失，预热空气风温提高60 ℃，锅炉效率提高1.5%～3%，降低煤耗5～10 g/(kW·h)。

(4) 辅机变频改造，降低厂用电50%左右。

(5) 汽机通流部分改造，降低汽机本体损失，汽轮机效率提高2%以上，降低煤耗5 g/(kW·h)以上。

(6) 回热系统优化，提高热效率0.4%左右，降低煤耗1 g/(kW·h)以上。

(7)汽机高低位布置，减少管道损失，降低煤耗2～3 g/(kW·h)[2]。

(8) 空气预热器改造，降低漏风率至5%以下，平均降低煤耗1 g/(kW·h)左右。

绥中电厂800 MW燃煤机组全面改造后，出力提高到880～900 MW，供电煤耗下降40 g/(kW·h)，年节约标准煤32.8万 t。华润徐州铜山电厂5号机组参照上海外高桥第三发电厂进行7项技术改造，供电煤耗由288 g/(kW·h)降到280 g/(kW·h)。我国现有300 MW及以上的亚临界机组3.57亿 kW，约占煤电装机的36.4%，如对其实施提高蒸汽温度的改造，可以实现投入少、节能减排见效快的效果。

2 更灵活/更柔性的燃煤发电技术

发电电源的结构问题是必须要十分重视的问题，即要重视带基本负荷、尖峰负荷机组的比例。国外发达国家在总的电源装机中，带尖峰负荷的灵活电源比例多在10%以上，而我国水电、抽水蓄能和燃气发电等灵活调节电源占比很低，全国约6%，“三北”地区仅为3%左右，加上北方地区热电机组占比大，超过50%(图3)，“以热定电”的传统运行方式降低了供暖期的调峰能力。因此，为实现能源结构调整，为可再生能源的大发展保驾护航，在储能技术大规模应用之前，必须对燃煤发电机组进行灵活性改造。

图3 2016年我国电力装机情况Fig.3 Installed electric power in China in 2016

国家发展和改革委员会关于提升电力系统调节能力的指导意见中指出：

(1) 加快电源侧调节能力提升工程。

1) 实施火电灵活性提升工程。“十三五”期间力争完成2.2亿 kW火电机组灵活性改造，提升调节能力0.46亿 kW。凝气机组和热电联产机组改造后机组最小出力分别为30%～40%和40%～50%，不投油最低稳燃负荷为20%～30%。

2) 推进各类灵活电源改造。到2020年，抽水蓄能机组装机达0.40亿 kW，其中“三北”地区0.14亿 kW；新增调峰燃气发电500万 kW、太阳能热发电500万 kW。

3) 推动储能技术发展及应用。建设一批10 MW以上集中式新型储能系统，在“三北”地区部署5个100 MW级化学储能电站示范工程。

(2) 提升电力用户侧的灵活性，实现用户侧的“虚拟调峰”。

1) 发展各类灵活性用电负荷，实施电能替代。到2020年，电能替代4 500亿 kW·h，二次能源中电能比重达27%。

2) 提高电动汽车充电基础设施智能化水平，实现电动车充放电的双向应用。

2.1 火力发电灵活性运行

火电机组的灵活性运行，是指通过先进的控制技术实现机组的快速、深度变负荷控制[4-5]。在储能技术没有革命性突破的背景下，火电机组要由基荷机组提升为灵活互补电源，不断提升其运行能力的弹性和全负荷运行的经济性。图4所示为我国火电机组对电力工业的贡献。对“三北”地区火电机组进行深度改造，可获得1亿 kW以上的调峰能力，通过政策引导，如实施电力市场辅助服务政策，可进一步释放火电机组调峰潜力。

图4 新时期赋予燃煤机组的新角色Fig.4 New role of coal-fired units in the new period

以我国西北地区为例，通过提高西北地区燃煤发电机组调节能力，使机组最小技术出力由60%分别降至50%、40%、30%和20%，与西北地区省内消纳风电、太阳能发电的模式相比，可分别提高西北风电消纳76亿、145亿、197亿和239亿 kW·h，提高太阳能发电消纳35亿、64亿、84亿和102亿 kW·h，如图5所示，可以看出火电机组灵活性运行具有很高的能源清洁转型效益。

图5 降低燃煤发电机组最小出力对消纳风电和太阳能的影响Fig.5 Reducing the minimum output of coal-fired generator units on wind and solar energy absorption

我国有近10亿 kW的燃煤发电机组，提升其灵活性的潜力高、改造成本低。在未来电力市场中，燃煤发电既是发电电源的奠基石，又是灵活电源的主力军，其灵活性将在调峰市场中占优势，图6为我国和其他国家燃煤发电机组调峰能力的比较。然而，燃煤电厂的经济性因深度调峰而受影响，除自身加强技术改造和运行管理，提高机组在部分负荷运行时的经济性外，还需要电力市场辅助服务政策予以补偿。

图6 燃煤发电机组调峰能力比较Fig.6 Comparison of peak-regulating capacity of coal-fired power units

目前，电力系统主要缺少深度调峰能力。未来，随着风电和光伏发电占比的增加，快速爬坡和快速启停的重要性将凸显，要求燃煤发电向电力系统提供各种深度的灵活调节能力，如图7所示。

图7 风电和光伏发电占比增加对燃煤发电灵活调节提出的要求Fig.7 Requirements for flexible regulation of coal-fired power generation by increasing proportion of wind and photovoltaic power generation

2.2 燃煤发电发电灵活性改造

《电力发展“十三五”规划(2016—2020年)》提出：到2020年，热电联产机组和常规燃煤发电灵活性改造规模分别达到1.33亿 kW和0.86亿 kW左右(中南部地区450万 kW)，占全国燃煤发电总装机容量的20%，燃煤发电灵活性改造是当前经济最优、潜力最大的方案。燃煤发电机组调节灵活性改造的目的是：

(1) 提高变负荷能力，满足用电负荷和风电、光伏发电出力变化的需求。

(2) 提高一次调频能力，快速升降负荷，满足电网频率的要求。

燃煤发电机组发电灵活性改造要因地制宜、因功能制宜，提高机组在电力系统的多种灵活性，加强在电力市场中的竞争力。通过科学实验、相应的硬件改造、升级调节控制系统，使机组负荷能满足电网调度需要，即满足用电负荷的变化。改造的主要措施有：1)汽轮机动静间隙调整；2)主汽阀调节；3)高压加热器抽汽调节；4)增加储热罐，调节储/放热量；5)凝结水调节；6)供热机组改造，实现“热电解耦”；7)调节系统升级；8)电能多元化利用。

在完成上述改造基础上，实现燃煤机组发电灵活性还需要相应配套政策来保证和支撑。近期，由不参与调峰的机组(核电、可再生能源发电等)对参与调峰机组予以补偿；中期，实施电力市场，用电价杠杆，使发电资源主动适应用电负荷，积极参加电网调峰。

2.3 热电联产与提效节能

图8为我国热电联产装机容量的发展情况，表1为热电联产与常规供热锅炉的煤耗对比。

图8 我国热电联产近年来的发展情况Fig.8 Development of cogeneration in China in recent years

Table 1 Comparison of coal consumption for heat supply in thermal power units kg/kJ

2017年，热电联产装机容量5.5亿 kW，占火电装机容量的50%，实现采暖供热14亿 GJ。相比于热水锅炉，热电联产供应同样热能，年节约标煤0.28亿 t；热电联产机组实现工业供汽7亿 GJ/a，比蒸汽锅炉可年节约标煤0.119亿 t；二者累计年总节约标煤近0.4亿 t，对发电煤耗贡献达9.1 g/(kW·h)。

热电联产的存量机组供热节能潜力大，如现有供热机组全部采用节能技术改造，可节标煤0.175亿 t，相当于降低供电煤耗4 g/(kW·h)。供热增量发展空间很大，全国供暖面积236亿 m2(城镇供暖141亿 m2)，其中集中供暖70亿 m2，热电联产供35亿 m2。如改造集中供暖10亿 m2，可节煤0.12亿 t；替代部分工业供汽2亿 GJ，可节煤400万 t。

图9 用汽机大旁路实施热电解耦原理图Fig.9 Principle diagram of thermoelectric decoupling by large bypass of steam turbine

图10 电锅炉用弃风电实施供热的热电解耦框图Fig.10 Thermoelectric decoupling diagram of electric boiler using abandoned wind power for heat supply

2.4 热电联产机组的灵活性改造

新能源电量不能全额消纳带来弃风、弃光问题，火电机组调峰责任重大。而占50%装机容量的热电联产机组以热定电运行，调峰能力很小。如按如图9所示的大旁路热电解耦改造的技术路线，可实现热电联产机组全负荷调峰。若全面推广，可实现年节约标煤0.4亿 t以上，相比于现有的电锅炉等技术，大幅降低煤耗。热电联产机组灵活性改造主要措施有：

(1) 电锅炉技术。“三弃”电加热供热负荷，如图10所示。

(2) 大旁路解耦。热电机组全负荷调峰，实现深度节能。

(3) 冬夏两种运行方式。

(4) 热泵技术。

(5) 提高排气背压，循环水供热[6-7]。

3 更清洁/更低碳的燃煤发电技术

大气层能让太阳短波辐射到地面，但地表受热后向外放出的大量长波被大气层吸收，形成“温室效应”。其作用是保持大气层温度，使万物生存；但是强的温室效应会使地球变暖——气候异常、冰川退缩、海平面升高、病虫害增加、土地沙漠化和岛国消失等。美国环保署认定，CO2是空气污染物，危害公众健康和人类福祉。除CO2外，其他可产生温室效应的气体还有H2O、N2O、CH4、O3和氟利昂等。

我国1990年、2012年CO2排放分别占全球CO2排放总量的11%、26%，此期间CO2的增量中，我国占66%，来源于化石能源燃烧的贡献占80%。我国人均CO2年排放量为6 t，东部一些城市已达10 t，超过欧州国家、日本等(6～9 t)，而且还将走高。

化石燃料对温室气体排放的贡献由大到小依次为煤炭、石油和天然气，以折算为1 t 标准煤来比较，煤炭、石油、天然气的CO2排放强度依次为2.66、2.02和1.47。

燃煤锅炉灵活耦合生物质混烧技术，可实现低碳的目的[8]。生物质为低碳燃料，含硫和含氮量均较低，燃烧后SO2、NOx、 CO2排放量比煤炭小得多，还可以解决农民散烧废弃秸秆的污染问题。可根据收购生物质燃料量的多少灵活配比混烧比例。我国生物质年可利用量约为10亿 t标准煤，其中可能源利用量约为4.6亿 t标准煤，但现在仅实际利用了0.35亿 t标准煤，还有较大的潜力可以挖掘。

燃煤混烧生物质技术路线分为直接掺烧生物质和生物质气化后燃烧两大类。大型锅炉灵活混烧各种比例生物质的混烧技术，技术成熟、可靠、安全，国际上已得到广泛应用。直接掺烧方案，可在电厂内或近处建设燃料预处理车间进行烘焙和研磨，通过管道输送到锅炉附近，再通过管道系统均匀分配到输送煤粉管道。该方案的生物质燃料预处理比较独立，生物质耦合度比较高(可达热值比例40%)，电厂的改造工作量较小，便于项目投资、建设和运行管理。

我国能源实现低碳转型的措施主要有：

(1) 思想重视。履行国际责任，承担“共同但有区别的责任”；实施节能国策、能源转型，提高全社会的用能效率。

(2) 行业节能。减少碳排放的重点是散烧煤、自备电厂、农村能源和四大耗能行业，抓好余热、余能的有效利用，实现能源的梯级利用、按质利用和能源资源综合利用。

(3) 多元用能。抓好终端用能的节能，改变单一的供电模式，因地制宜发展清洁电能供应多种能源的灵活、综合供能系统。

(4) 厂用电灵活。可利用风电或太阳能发电供燃煤发电厂的厂用电，实现燃煤发电与风电、光电耦合、协调，共同发展。

(5) 燃料灵活。灵活比例掺烧生物质、生活垃圾、城市淤泥以及工厂固废等，提高发电燃料的灵活性，实现与城市协同清洁发展。

(6) 大力发展可再生能源，加快能源转型。

(7) 积极发展输、配、用电新技术和智能电网，降低电网线损。

(8) 研发、创新和发展碳捕获、利用与封存(carbon capture,utilization and storage，CCUS)技术[9]。

4 更“循环”的燃煤发电技术

循环经济以资源节约和反复利用为特征，力求有效利用能源资源、减少环境污染、维护生态平衡，是燃煤发电可持续发展的有效途径。循环经济“三R”原则：减量化(reduce)、再利用(reuse)和再循环(recycle)。

燃煤发电拥有的资源—煤炭、淡水、灰渣、脱硫原料、余热和大量的设备等，社会可利用的资源—渣灰、排水、“废热”、排气以及各类设备等。遵循“废物都是没有被认识和可利用的宝贝” 的思想，可以“因地制宜”地探讨燃煤发电和全社会一体化的途径，使双方的资源互补、优化、智能使用，如：能源资源梯级利用、余热利用、脱硫石膏改造盐碱地、提高循环倍率、褐煤提水等。可以探讨的技术还有可持续发展的脱硫技术、城市废渣垃圾混烧技术以及CO2的资源化利用等。

5 更智慧的燃煤发电技术

信息技术的发展，推进了电力系统智能化进程，使之进入到智能电网和智慧电厂发展阶段。智慧电厂可以看做是发电与信息深度融合的产物，由信息化、数字化、智能化等技术支撑，具有感知能力(获取外部信息的能力)、记忆和思维能力(存储信息并有思维产生知识)、学习和自适应能力(学习并运用知识)三类特点[10-11]。

发展智慧电厂的双翼为：(1)火电厂软、硬件水平的持续提升，包括设备技术水平和分散控制系统(distributed control system，DCS)/厂级监控信息系统(supervisory information system in plant level，SIS)/厂级管理信息系统(management information system, MIS)和企业资源计划(enterprise resource planning，ERP)等；(2)物联网、云技算、大数据、移动通信和人工智能等现代化的信息技术。

建设智慧电厂(系统)的目的是建设现代能源/电力系统，其优势有：

(1) 生产过程的自主优化(大数据、各类感应器和数据采集技术)，可使系统运行适用不断变化的目标和条件，在线、动态优化配置设备和运行参数等。

(2) 管理流程的透明量化，决策层在高层，而实施者多在底层。透明量化可把高层和底层距离缩小，扁平化管理。

(3) 区域生产的整体优化(万物互联)，凡在大于2的整体中，必有优、次之分。能自动动态优化配置资源(如机组和设备的合理组合)，使整体效益、效率最大化。

建设智慧电厂是只有起点没有终点的学习、实践、再学习、再实践的不断深化和升华的过程。可以总结已经实施智慧电厂的实践经验，从局部系统向全部系统、由智慧电厂1.0，不断向智慧电厂2.0、3.0版迈进。智慧电厂是燃煤发电厂在新时代实现“脱胎换骨”、“再造金身”的最佳途径。