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(完整版)火电灵活性改造市场和技术浅谈
火电灵活性改造市场和技术浅谈

0 前言电力圈总群主李红,电小二叶剑晶、阿藤等朋友邀请我在电力圈谈谈火电灵活性改造。这是近期比较新和比较热门的话题,他们很会抓住热点。去年我在电力圈里谈过“煤耗，还是煤耗子”，加上近期对火电灵活性感兴趣，所以就答应了，跟大家交流一下。我自己也是在学习过程，加上火电灵活性改造涉及的专业多，包括锅炉及辅助系统如磨煤机、汽机、控制系统、环保等专业，而我知识有限，所以，只敢说是“浅谈"，算是抛砖引玉。不过我所在的通用电气公司发电集团，有电厂各种主要设备，有整体改造技术、能力和业绩。我一时回答不了的问题，我可以找到资源稍后回复;或者比较敏感不便立即回答的问题，可以线下单独聊。我的邮箱（allen。zhan＠； 2306261154@qq。com)，欢迎联系。本文引用可公开获得和可公开的资料，包括网上电规总院的资料。不一一罗列，在此致谢。 1 火电灵活性改造的背景和意义1.1 低碳社会和碳减排压力中国的碳排放约占全球的20.09%，是个排放大国。2016年9月3日,中国向联合国递交《巴黎协定》批准文书，向全球做出其作为世界大国的低碳承诺。（1）二氧化碳排放于2030年达到峰值并争取尽早达峰值。这是总量控制.（2）单位国内生产总值二氧化碳排放2030比2005年下降60—65％。2020年比2015年下降18%。这要靠调整经济结构和技术进步.（3)2020年非化石能源占一次能源消费比例达到15%，2030年达到20%。这一方面使得煤和煤电的发展受到限制，另一方面可再生能源，特别是非水可再生能源近几年呈爆发式增长。
1。2 全国的装机和发电量构成2015年全国规模发电装机和发电量构成。
（1）煤电装机尽管低于60%了，但发电量仍超过三分之二，是第一大主力.2016年上半年,尽管年初出台了“限煤令”，但在存量的惯性下,煤电装机还增加了2711万千瓦.（2）风电装机8.5％，但发电只占3.3％，这是除了风电的间歇性之外,弃风率高达15％.而2016年上半年弃风率更高达21%。其中以三北地区弃风尤为严重.（3）2015年火电的运行小时数为4329小时，今年上半年不到2000小时，今年全年有可能低于4000小时.火电（以煤电为主)实际上是在调峰状态下运行。1.3 非水可再生能源的发展据估计，到2020年,风电装机装机将达到2.3亿千瓦左右（每年增长2千万千万），太阳能发电装机将达到1.4亿千瓦左右，两者加起来有4亿千瓦以上.消纳非水可再生能源,成为紧迫的任务。
1。4为什么是煤电厂改灵活性先看燃机，其启停快,但2015年装机只有4。4%，发电量比例3。0％倒是与风电3.3%差不多。但燃气成本高和燃气资源分布问题，燃机难以担当消纳风电/太阳能的重任。
其次看抽水蓄能,调节快.2015年装机2271万千瓦，占总装机1。5%，发电量0。3%,与风电不在一个数量级.而且抽水蓄能通常与核电匹配（装机2717万千瓦，占1。8％）,需要比较好的上库、下库条件，建设周期长。
化学蓄能还没到到大型商业化阶段。
最后唯有靠煤电。我们看看煤电的具体构成.
按2014年底的统计，30万千瓦级的机煤组有880台，60万千瓦级有481台，两者装机大约为7亿千瓦，是煤电灵活性改造的主力机组。1。5灵活性与供电煤耗在低负荷下，煤电的供电煤耗必然是很差的。以我们改造德国800MW电厂为例，在额定工况下,供电煤耗为299.6克/千瓦时;在15%负荷时为472.4克/千瓦时。按照其权重,相当于15％x472.4=70.9克/千瓦时。或者说，把85％电量让给风电后，相当于减少了供电煤耗299.6-70。9=228.7克/千瓦时。总体的环境效益还是很高的。总之，低碳的承诺使得非水可再生能源快速发展，煤电成为消纳的主要手段。 2 火电灵活性改造的范围2.1 什么是火电灵活性火电主要包括煤电和燃机电厂，这里基本上特指煤电。灵活性包括两个方面：(1)运行灵活性：深度调峰（低负荷运行），快速启停,爬坡能力强；对于热电机组实现热电解耦.（2）燃料灵活性：煤种适应力强，掺烧生物质例如秸秆、木屑等。下两图引自电规总院《中国火电灵活性提升总体构想》2。2火电灵活性方面的政策近期，发改委、能源局密集下发了有关文件，例如:6月14日,国家能源局正式启动提升火电灵活性改造示范试点工作；6月21日,国家能源局下发关于推动东北地区电力协调发展的实施意见；6月28日，国家能源局综合司关于下达火电灵活性改造试点项目的通知（第一批);7月22日,国家发改委、能源局印发可再生能源调峰机组优先发电试行办法;8月5日，国家能源局综合司关于下达第二批火电灵活性改造试点项目的通知。政策驱动催生了火电灵活性改造市场。
3我国火电灵活性改造试点项目3.1试点项目概况目前两批试点项目共22个，46台机组,约1818万千瓦。以30/60万千瓦机组为主，以热电机组为主,以东北地区为主.技术要求：(1)使热电机组增加20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到40％～50％额定容量；(2）纯凝机组增加15%~20％额定容量的调峰能力,最小技术出力达到30％～35%额定容量。这是最低要求。(3)部分具备改造条件的电厂预期达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20％～25%。3。2 火电灵活性改造的市场规模那么，大家感兴趣的是，未来灵活性改造市场规模有多大？基本上取决于四个因素:风电、太阳能的发展;预期的弃风率；现有煤电厂的条件；政策的力度。如果按2020年风电、太阳能装机达到4亿千瓦，并按照一定的风电/煤电匹配系数，大致的改造规模在2亿千瓦（系数0。5）和2.4亿千瓦（系数0。6）之间.这是宏观的估算。看来市场规模不小. 3。3 东北电力调峰辅助服务市场机制火电灵活性调峰能盈利吗？市场如何运作?这也是人们关心的问题.至今，22个火电灵活性试点项目如何补帖未见报道。试点项目大都在东北。我们看看东北电力调峰辅助服务市场如何运作。东北电力调峰辅助服务市场于2014年10月开始运作。《东北电力调峰辅助服务市场监管办法》编制说明详细地介绍了市场的运作办法.目前，有如下政策:(1)《东北区域发电厂并网运行管理实施细则(试行）》；（2)《东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》；（3)东北能源监管局关于印发《＆lt;东北电力调峰辅助服务市场监管办法（试行)＆gt;补充规定》的通知。
3。3。1哪些机组参与市场化管理（1）火电机组、生物质发电机组（100MW及以上容量）能够提供基本及有偿调峰辅助服务,参与市场化管理；(2）水电机组暂认为能够提供100％的基本调峰能力，不参与市场化管理；（3)风电场、光伏电站作为间歇性电源不具备提供调峰辅助服务能力,参与市场化管理；（4）核电目前暂按不提供日内调峰辅助服务考虑，参与市场化管理。
3。3。2有偿调峰辅助服务区间目前按52％负荷即调峰率48％作为有偿调峰辅助服务的起点.
深度调峰有偿调峰辅助服务的补偿费用分配比例依据:（1）负荷率大于52％的火电厂的全电量；（2)核电厂负荷率超过52％以上的电量;（3)风电场的全电量.
3.3。3调峰有偿辅助服务报价区间火电厂负荷率报价下限（元/kWh)报价上限(元/kWh）40％≤负荷率&lt；52%00。4负荷率＆lt；40%0。41.0