【调研报告】煤电机组灵活性运行与延寿运行研究

快乐者生存 2023-10-07 发布于北京

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●前言●

2020年，中电联由会领导牵头，高质量完成电力行业“十四五”规划及中长期发展研究、煤电机组灵活性运行及延寿研究、当前电价政策机制相关问题、全国碳市场交易（发电行业）风险及防范、海上风电发展、新能源补贴拖欠问题等6项行业重大问题调研研究，形成调研报告，通过本部理事长办公会审议。调研成果报送中财办、国务院研究室、国家发展改革委、国资委、生态环境部、国家能源局等政府相关部门，得到了相关部门的高度重视，受到各理事长单位的高度肯定。

为服务新能源发展, 提高资源高效节约利用, 推动能源电力绿色低碳转型升级和实现煤电高质量发展, 中电联组织开展了煤电机组灵活性运行与延寿运行研究。该研究分析了煤电产业发展现状及未来定位, 研究了煤电机组灵活性运行和延寿运行的安全环保特性、技术经济特性及社会效益, 提出了推进煤电机组灵活性改造和延寿管理的建议。调研报告报送国家有关部委, 为国家能源主管部门制定相关政策提供依据。

●一、煤电产业发展现状●

( 一) 发展概况

长期以来, 煤电是保障我国电力供应安全的主体电源。截至 2019 年年底, 我国煤电装机 10. 4 亿千瓦、发电量 4. 56 万亿千瓦· 时, 分别占总装机、总发电量的 51. 8 % 和 62. 2 % 。煤电结构不断优化。“ 十三五” 前四年煤电年均新增装机 3514 万千瓦, 与 “ 十二五” 相比下降 30 % ; “ 十一五” 以来累计淘汰落后产能 1. 4 亿千瓦 ( 见图 1 ) , 目前单机 60 万千瓦及以上煤电机组容量占比达到 44. 7 % 。煤电节能减排成效显著。目前全国超过 7. 5 亿千瓦煤电机组实施了深度节能改造, 达到超低排放限值的煤电机组容量 8. 9 亿千瓦, 我国煤电能耗及污染物排放水平走在了世界前列。

图 1 关停小火电机组完成情况

( 数据来源: 中电联)

( 二) 未来发展及定位

为满足电力平衡要求, 需要煤电装机发挥 “ 托底保供” 的作用。由于新能源装机有效容量比较低, 难以满足电力实时平衡的要求, 需要煤电机组来保障电力供应安全。煤电在系统中的定位将逐步由电量型电源向电量和电力调节型电源转变。随着新能源加速发展, 系统对灵活性电源需求将不断提高, 在现有技术条件和能源资源禀赋下, 煤电是最经济可靠的大型灵活调节电源, 将更多地承担系统调峰、调频、调压和备用功能。煤电合理利用小时数呈下降趋势。煤电为新能源发电 “ 让路” , 更多地参与系统调节, 多数时间运行在低于额定功率下, 年利用小时数势必要下降。

( 三) 面临的突出问题

煤电灵活性改造滞后。截至 2019 年年底, “ 三北” 地区灵活性改造仅完成 5775 万千瓦, 不到规划目标的 27 % 。受深度调峰辅助服务补偿标准偏低、政策执行力度和连续性不足、政策制定与实施未充分考虑地区实际情况等因素影响, 煤电企业已完成的改造项目收益不及预期, 影响了系统调节能力的进一步释放。

煤电机组到期退役关停存在能源资源浪费问题。国内外火电机组部件为常规强度设计而非有限寿命设计, 机组寿命按一般经验确定为 30 年。国外煤电机组服役时间普遍超过 30 年。我国现役煤电机组平均服役时间仅为 12 年, 运行超过 30 年的煤电机组不足 1. 1 % ( 见图 2 ) 。目前, 我国服役 20 ~ 30 年的 30 万、 60 万千瓦等级煤电机组已达到或接近设计寿命, 这些机组经过多次安全、节能、环保改造, 绝大多数健康状况良好, 具备延续运行的能力。部分地区对运行期满 30 年但环保达标、能耗和可靠性指标较优的机组 “ 一刀切” 强制关停, 造成巨大浪费。

图 2 我国煤电机组服役时长

(数据来源: 中电联)

●二、煤电机组灵活性运行研究●

( 一) 技术性分析

煤电灵活性改造技术上是可行的。国外存在利用煤电灵活性改造、增加系统调节能力、促进新能源消纳的先例, 丹麦煤电机组改造后最小出力低至 15 % ~ 20 % , 德国为 25 % ~ 30 % 。目前, 我国在运煤电机组一般最小出力为 50 % ~ 60 % , 冬季供热期仅能低至 75 % ~ 85 % 。国内试点示范项目通过灵活性改造, 最小技术出力可低至 30 % ~ 35 % 额定容量, 部分机组可以低至 20 % ~ 25 % 。热电联产机组最小技术出力达到 40 % ~ 50 % 额定容量。机组灵活性运行期间均能满足安全环保要求。

( 二) 经济性分析

煤电灵活性改造经济上具有比较优势。煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在 500 ~ 1500 元之间, 远低于抽水蓄能、储能电站等其他调节手段。煤电机组低负荷运行时, 煤耗增加、能效下降, 在计及消纳风、光、核发电量后, 综合供电煤耗下降、社会整体能效和环保水平提升。另外, 机组在低负荷运行时, 百万千瓦、 60 万千瓦的超 ( 超) 临界机组比 60 万、 30 万千瓦亚临界机组能效下降更明显, 应优先考虑 30 万千瓦及以下、部分 60 万千瓦亚临界机组进行灵活性改造, 综合经济效益和社会效益更好。

●三、煤电机组延寿运行研究●

( 一) 国内外煤电机组服役年限对比分析

美国 75 % 的煤电现役机组服役时间在 35 年以上, 日本接近 50 % 的煤电机组服役时间超过 30 年。美国退役机组平均服役时间长达 52 年, 欧盟退役机组服役时间长达 50 ~ 60 年 ( 见图 3 ) 。国内各类型煤电机组均有运行年限超过 30 年的案例, 运行年限最长的高井电厂 1 号机组服役54 年, 国产第一台 20 万千瓦、 30 万千瓦机组分别服役 40 年、 42 年。近年来, 国内多家煤电企业开展了延寿改造评估并获得延寿运行许可, 表明煤电机组延寿运行是可行的。

图 3 不同国家地区在役煤电机组运行年限装机比重

( 数据来源: 中电联)

( 二) 延寿安全性分析

影响机组整体寿命的核心构件主要是高温承压部件、高速旋转部件、电气主设备及主要建构筑物。通过对主要部件开展寿命管理, 及时掌握关键部件的剩余寿命及服役安全性, 并根据监测情况适时开展状态检修, 缩短检修周期、及时更换缺陷部件, 能够消除安全隐患, 现役大部分机组具备在设计寿命基础上延寿运行 10 ~ 15 年的能力。

( 三) 延寿经济性分析

成本方面, 延寿运行机组成本均低于新建机组。新机组固定费用高, 在运营初期需要承担较高的还本付息资金压力, 而延寿机组财务成本和折旧成本均较小。一台延寿机组运行 10 年、 20 年后度电总成本均低于新建煤电机组的发电成本 ( 见图 4 ) 。社会效益方面, 若将煤电机组设计寿命延长 10 年, 近 10 年内, 满足延寿条件的机组规模约 3300 万千瓦, 可以节省新建煤电项目增加的全社会投资 1100 亿元。

图 4 某电厂度电总成本对机组服役年限的敏感性分析

( 四) 延寿环保性分析

煤电机组已完成综合节能改造及环保设施改造, 在能耗和环保指标方面, 煤电机组延寿运行均能满足国家政策要求。

●四、有关建议●

( 一) 有序推进煤电机组灵活性改造

一是完善辅助服务补偿政策, 保障煤电机组灵活性改造项目取得合理收益。 按照 “ 成本合理收益” 的原则, 确定煤电机组灵活性改造有偿调峰的补偿水平。应尽快完善辅助服务补偿政策, 针对各电网新能源接纳能力不同, 应按照差异化原则, 因地制宜完善补偿政策; 针对新能源资源较丰富、后续发展目标较大的地区, 应加大有偿调峰补偿力度, 合理进行电价疏导。

二是加强规划引导, 有序安排煤电机组灵活性改造项目。尽快制定“ 十四五” 新能源发展目标和开发布局, 各地方结合新能源消纳状况, 确定煤电灵活性改造项目规模、布局。30 万、 60 万千瓦亚临界机组具有调节特性好、安全系数高的优势, 应优先实施灵活性改造; 30 万千瓦及以下机组可考虑日内启停及轮停调峰。应加大储能技术研发和应用, 提高安全性、经济性, 缓解煤电机组灵活性调节的压力, 提升系统灵活性调节整体能力。

三是发挥市场机制作用, 适时出台容量电价和扩大灵活性交易品种。随着电力系统发展, 系统各类调峰资源的规模越来越大、品种越来越多, 应逐步推动补偿政策向市场机制过渡, 适时出台调峰机组的容量电价。要进一步完善中长期交易及现货市场, 丰富交易品种, 特别是灵活性资源交易品种, 发挥市场发现价格、形成充分竞争的作用。