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湖南平江抽水蓄能电站22日开工,我国抽水蓄能建设大幅提速

时间:2020-02-11 21:57

节能减排在越来越重视环境保护的当下已是热点,与社会关注的清洁新能源开发、日常生活节能相比,做好传统能源企业节能这篇文章尤为重要。就浙江而言,每年的用能总量已达2亿吨标煤,其中燃煤发电机组用煤约1亿吨,是名副其实的能耗大户,每下降一个百分点的能耗,就能节煤百万吨。而一个投资上亿元、2万千瓦的大型光伏电站,按浙江的日照条件,年均节煤不过万余吨,从这个角度看,传统能源企业节能大有可为。 传统煤电企业降低能耗的难点。通常来说,传统煤电企业节能降低煤耗主要靠装备的技术改进和更新换代。如2000年以来,大容量、高效率、低煤耗的超临界、超超临界60万千瓦及百万千瓦燃煤火电机组成为发电主力,已经淘汰了12.5万千瓦以下中小燃煤机组。“十二五”期间,浙江省火电机组供电标煤耗累计下降14克/千瓦时,每年节约电煤超200万吨。但传统发电企业节能也面临着新挑战。特别是近十年来,随着环保要求的提高和用电市场的变化,能耗大户燃煤发电企业面临着节能发展的诸多瓶颈。 受煤炭市场的影响,燃煤机组发电成本不断攀升,发电用煤种类多变,对煤种适应性的控制问题严重制约了燃煤机组经济优化运行。2008年后,煤价飙升期,发电企业为节约成本,进行了大量的入炉煤炭的混烧、掺烧,使超临界发电机组更难满足电网负荷调节要求,更难控制在额定、经济的状态,造成了煤耗居高不下。 近十年来,全国特高压电网骨干网架建成,大量省外水电为主的清洁低价电源输入,清洁电能在浙江电量的占比已达四分之一。为保证电网安全稳定供电,处在特高压受电端的浙江省超临界燃煤发电机组还需低负荷运转备用,调频、调峰能力面临严峻挑战,常规控制方法已无法满足电网对于大型发电机组深度调频、调峰的灵活性提升的需求。省内燃煤机组承担了调峰压力,旋转备用容量增大,发电负荷率普遍偏低,经济性和节能效率难以发挥。新能源占比不断增加,风电、太阳能等新能源发电的不稳定供电特性,需要作为发电主力的超临界燃煤发电机组在频繁负荷调节下低负荷运转备用,机组很难达到额定参数的节能运行。同时,燃煤机组增加脱硝、脱硫装置,逐步全面实现超低排放,大幅提升了烟气排放物控制难度,也增加了发电煤耗。 突破传统能源企业节能发展的瓶颈。做好传统能源发电企业节能降耗的出路在于技术创新。如何解决超临界机组的节能、稳定运行和灵活调度这一矛盾体,使发电机组转化为精细化控制方式。国网浙江电科院主持研发的杭州市重大专项基金项目成果《超临界机组深度节能关键技术及应用》对这一难题有了创新突破。国网浙江电科院组织浙江大学和华能玉环、神华宁海等20余家发电集团大型发电厂共同组成产学研用的项目研发团队,首次通过获取煤燃烧的碱金属含量,对入炉煤种进行在线检测和辨识,调整锅炉燃烧,优化燃料分配,提升机组经济运行能力。目前,这项创新技术已在20余台大型超(超)临界机组上广泛应用和推广。机组平均降低煤耗2克/千瓦时以上,产生的经济效益总额超过9.43亿元,社会效益显著,已取得国家专利授权14项、国际专利公开1项,主编并颁布相关行业标准3部。 同时,在省内电源建设上要加快发展抽水蓄能项目。随着省外来电、风光核等新能源发电的增多,发展抽水蓄能调峰机组势在必行。我省抽水蓄能资源十分丰富,装机容量在30万千瓦以上的站址达37处,应充分加以利用。鉴于抽水蓄能电站前期工作慢、建设周期长的特点,应对抽水蓄能项目提前规划、大力推进,确保抽水蓄能调峰机组与电网调峰需求相匹配,避免煤电机组长期低效高能耗调峰。这是破解传统煤电企业降低能耗难点的又一重要路径。 (作者分别为浙江树人大学副教授徐建华、国网浙江电科院高工罗志浩)

从国家电网获悉,党的十八大以来,包括本次开工建设的5项抽水蓄能电站工程,该公司已累计开工建设26项抽水蓄能电站工程,装机容量达3615万千瓦;累计投产5座抽水蓄能电站,装机容量610万千瓦。本次开工建设的5座电站总装机600万千瓦,计划全部于2026年竣工投产。

据统计,截至2017年11月底,国家电网抽水蓄能电站在运、在建规模分别达到1916万千瓦、2175万千瓦。风电、太阳能发电等新能源快速发展,必然要求系统调节能力和保障手段的同步增强。国家“十三五”能源和电力规划均要求加快抽水蓄能电站建设,并明确“十三五”期间新开工抽水蓄能容量6000万千瓦左右,到2020年中国抽水蓄能运行容量将达到4000万千瓦。

平江抽水蓄能电站项目位于湖南省岳阳市平江县福寿山镇 电力供图

正在建设的有“五交八直”特高压输电线路:内蒙古蒙东锡盟—山东枣庄(1000千伏交流);内蒙古西—天津南(1000千伏交流);陕北榆恒—山东潍坊(1000千伏交流);新疆哈密—重庆(1000千伏交流);准东—皖南(1000千伏交流);内蒙古东锡盟—江苏泰州(±800千伏直流);内蒙古上海庙—山东临沂(±800千伏直流);新疆昌吉—安徽古泉(±1100千伏直流);内蒙古扎鲁特—山东青州(±800千伏直流);山西晋北—江苏南京(±800千伏直流);甘肃酒泉—湖南湘潭(±800千伏直流);云南普洱—广东红门(±800千伏直流)等。 “‘十三五’末上述特高压输电线路将全部建成投入运营,通过特高压输电方式,增加远距离受电的比例。”周鹤良说。当前,东北首个向华北送电的特高压输电工程也已开工建设。其中内蒙古、甘肃、新疆、陕西缺水地区采取风火捆绑、西南地区采用水火捆绑方式,分别向中东部输送电量。 到“十三五”末期,甘肃酒泉的风力发电装机容量将达到2000万千瓦,甘肃酒泉—湖南湘潭的±800千伏直流输电线路建成以后,向湖南输送的清洁能源电量可以达到400亿千瓦时,相当于替代800万千瓦的火电装机容量。 “中国的特高压直流输电发展前景广阔,必须要尽快提高调峰电源比重,加快抽水蓄能等调峰电源建设,将一部分有条件的煤电机组改造成为调峰机组,提升电力系统综合调峰能力,提升高参数大容量机组运行效率。”周鹤良认为,被称为空中电力高速通道的特高压电网建设是落实清洁能源发展战略,治理大气污染,促进新能源送出保障东中部电力供应稳定的基础。 “未来10-15年,一直到2050年,我国的能源结构将逐渐从以化石能源为主转向以清洁能源为主,从高碳能源为主转向低碳能源为主——逐年降低二氧化碳排放,最终彻底改变能源结构。”周鹤良称,这场能源转型,将以电力为中心,到2020年全国社会用电量将达到6.8万亿-7.2万亿千瓦时,到2020年全国人均用电量将达到5000千瓦时。

“工程投运后,可实现与西部、北部地区新能源发电的联合协调运行,每年促进消纳富余风电、太阳能发电量150亿千瓦时,有效缓解弃风、弃光问题。”国家电网公司抽水蓄能和新能源部副主任吴骏介绍到。

作为服务湖南能源转型与经济社会发展的重大基础设施、调节电源和生态环保工程,平江抽水蓄能电站装机容量140万千瓦,安装4台35万千瓦可逆式水泵水轮发电机组,以500千伏电压接入湖南电网,工程投资88.04亿元。

经济效益方面,据估算,建设平江抽水蓄能电站可拉动湖南GDP增长超过110亿元,提供就业岗位约7万个,工程投运后每年将创造利税约1.4亿元。

“目前,上海外三已成为全球发电效率最高、煤耗和排放最低的绿色、清洁、高效发电厂。”周鹤良说,在采用了上海外三的节能减排经验后,经过升级改造的华润徐州铜山电厂两台百万千瓦机组,其大气污染物排放优于国内燃气机组,二氧化硫的排放总量大大减少。

总装机600万千瓦,总投资386.87亿元,覆盖华北、东北、华东和西北四个区域……日前,国家电网有限公司宣布河北抚宁、吉林蛟河、浙江衢江、山东潍坊、新疆哈密5座抽水蓄能电站工程开工,预示着将有更多清洁能源为经济社会发展贡献澎湃动力。

当前,湖南省水电占比约40%,新能源占比达到10%,但清洁能源总体调节能力不强,用电负荷的峰谷差逐年加大,电网调峰矛盾日益突出。抽水蓄能电站在系统中主要承担调峰、填谷、调频、调相和紧急事故备用任务。

作为服务湖南能源转型与经济社会发展的重大基础设施、调节电源和生态环保工程,平江抽水蓄能电站装机容量140万千瓦,安装4台35万千瓦可逆式水泵水轮发电机组,以500千伏电压接入湖南电网,工程投资88.04亿元。

事实上,早在2014年9月26日,上海外三已被国家能源局授予国家煤电节能减排示范基地称号,而在2016年6月26-30日于美国北卡罗莱纳州举行的美国ASME电力与能源大会上,其大会主席还邀请上海外三总经理冯伟忠出席并作演讲,介绍上海外三节能减排的经验。“美国ASME委员会的高层成员和出席会议的学者及专家非常关注、重视、钦佩上海外三提供发电效率,降低煤耗和排放的经验,该会议还为冯伟忠颁发了个人最佳创新者奖。”周鹤良告诉记者说。 “30多年来,我国煤电机组的发电效率不断提高,供电煤耗、污染物排放逐年下降。”周鹤良表示,如供电煤耗由1980年的448克/千瓦时,到2015年降到315克/千瓦时,保持接近世界先进水平,而且还出现了一批包含35万千瓦及60万千瓦超临界循环流化床在内的节能减排、清洁高效、绿色低碳、超低排放的电厂。 多元化发展新一代清洁能源 习近平总书记在2014年6月13日的中央财经领导小组第6次会议讲话中指出,大力推进煤炭清洁高效利用,形成煤、油和新能源、可再生能源多轮驱动的能源供应体系。 在煤的清洁高效利用方面,国务院常务会议曾明确要求,京津冀、长三角、珠三角地区,除了“热电联产”外严禁新建燃煤发电等高耗能、高污染项目,到2020年现役电厂平均供电煤耗低于310克/千瓦时;新建电厂平均供电煤耗低于300克/千瓦时;对落后产能和不符合相关强制性标准要求的则淘汰关停;此外,还要求沿海东部及湖北、湖南、河南等中部地区提前在2017年和2018年达标等。 根据国家能源局2016年11月7日发布的电力发展“十三五”规划,到2020年我国煤电累计装机容量规模力争控制在11亿千瓦以内,“十三五”期间改造热电联产机组规模达到1.5亿千瓦,改造常规煤电机组量大约8600万千瓦。 “我国的发展方针是既要发展新能源大规模集中并网,向负荷中心输送电量,更要大力快速发展分散式、分布式新能源微电网发电技术,就近消纳自发自用,余电上网。”周鹤良提供了一组美国2016年7月发布的数据:上半年的发电量比重中,煤电占28%,核电占20.5%,天然气占33.5%,水电及可再生能源占16.5%,燃油占1.5%。 预测到2020年我国的非化石能源——水电、核电、风电、太阳能以及燃气轮机发电装机容量加在一起,将从现在的5亿千瓦增加到8亿千瓦左右,届时清洁能源的发电装机容量比重将达到40%左右;到2025年,非化石能源发电装机容量比重达到45%左右;到2030年,非化石能源发电装机容量比重达到50%左右;到2050年,非化石能源发电装机容量比重达到65%以上,我国将迈入世界强国行列。

蓄绿色之能经济、环境、社会效益凸显

抽水蓄能电站具有启动灵活、调节速度快的优势,是技术成熟、运行可靠且较为经济的调峰电源与储能电源,也是构建新一代电力系统的重要电源。

据统计,截至2017年11月底,国家电网抽水蓄能电站在运、在建规模分别达到1916万千瓦、2175万千瓦。风电、太阳能发电等新能源快速发展,必然要求系统调节能力和保障手段的同步增强。国家十三五能源和电力规划均要求加快抽水蓄能电站建设,并明确十三五期间新开工抽水蓄能容量6000万千瓦左右,到2020年中国抽水蓄能运行容量将达到4000万千瓦。(记者 傅煜)

他分析说,我国发展新能源发电技术,从当前来看需要着力解决以下几个突出问题: 一是必须要努力提高设备的运行利用小时、降低损耗、提高能效。目前我国核电设备的年均运行利用小时为7300——7500小时,煤电为4000——4300小时,水电为3600——3800小时,风电为1600——1900小时,太阳能为1000——1100小时。 二是要着力解决在风电、太阳能新能源安全并网、电量消纳、调峰电源以及提高储能装备技术,储能系统集成技术,储能系统监控技术,微电网调频调压技术水平等方面的问题,保障风/光稳定运行。 三是在确保安全和生态环境下,核电要合理布局,科学发展。 四是陆地上以天然气为燃料的重型燃气轮机应该实行大、中、小并重发展,军民融合的方针,其中包含发展分布式清洁能源中心及热电冷三联供,它们适用于机场、商场、酒店、医院、写字楼、科技园区等。 “必须要在燃机的整机研发、关键零部件——压气机、燃烧室、高温部件、涡轮机控制技术攻关及公共基础技术方面加大投入,加快实现航空发动机及燃气轮机自主研发制造生产,实施‘两机’重大专项,遵循研发—试验—样机—修改设计—再制造—再试验—小批量—规模化应用—反复试验的原则。”周鹤良强调说。 五是发挥重大工程、重大装备、重大项目、重大决策-启动示范工程、依托工程的作用,其中国家决策、政府推动力是主导,执行力是关键。 六是要注重发展质量,强调质量为先、设备高性能、高可靠性、免维护、减少故障率,提升工业基础创新能力、关键技术材料,核心基础零部件立足自主化、突破质量瓶颈,形成具有国际竞争力的国际品牌。“比如坚持创新驱动的杭州汽轮机有限公司,已跻身世界先进行列,成为全球知名工业汽轮机制造商。” 修建空中电力高速路 “我国能源与负荷的逆向分布决定了远距离、大容量输电是我国电网发展的长期战略。”周鹤良表示,我国西南有水电资源,北部有煤炭资源,西部和北部还有风能、太阳能光伏发电资源,当前跨区输电需求的增加和环境承载能力的下降,对输电效率和资源利用水平提出了更高的要求。 据介绍,当前正在运行的有“四交四直”特高压输电线路,即晋东南线:1000千伏晋东南—南阳—荆门(交流);淮上线:1000千伏淮南—南京—上海(交流);浙福线:1000千伏浙南—福州(交流);灵绍线:±800千伏灵州—浙江绍兴(直流);哈郑线:±800千伏哈密南—郑州(直流);锦苏线:±800千伏四川锦屏—苏南(直流);向上线:±800千伏向家坝—上海(直流);溪浙线:±800千伏溪洛渡左岸—浙江金华(直流)。

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