王志轩:新常态下中国煤电清洁高效发展的思考

时间: 2015-06-16 信息来源: 中国电力新闻网
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  2013年,全世界煤炭消费占一次能源消费比重为30%,中国为66%。中国煤电发电量长期以来占总发电量比重为80%左右,虽然近十年可再生能源发电迅猛增长,但2014年煤电装机比重仍为60%,煤电发电量比重为70%

  据国家统计局和中国电力企业联合会统计,截至2014年底,全国全口径发电装机容量为13.6亿千瓦、同比增长8.7%,其中非化石能源发电装机容量4.5亿千瓦、占比为33.3%2014年,全国全口径发电量5.65万亿千瓦时、同比增长4.0%,其中非化石能源发电量1.42万亿千瓦时、同比增长19.6%,非化石能源发电量占总发电量比重自新中国成立以来首次超过25%达到25.06%。全国发电设备利用小时4286小时,为1978年以来的年度最低水平,同比降低235小时。可见,非化石能源发电在替代化石燃料发电尤其是燃煤发电的步伐正在加快,燃煤电厂在继煤电矛盾之后,煤电与低碳发展的矛盾、煤电发展与可再生能源发电的矛盾将日趋尖锐,煤电清洁高效利用的发展需求将进一步迫切。

  煤电清洁高效发展取得了历史性跨越

  环保管制要求不断加强,政策支持有效落实

  中国通过一系列法律、行政以及经济手段等,加强对燃煤电厂能效和污染物排放的严格管理。在能效要求方面,对新建燃煤机组有强制性的单位电能能源消耗限额,如国家强制性要求《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》(GB21258-2013);对老机组也有提高效率的目标,如《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014~2020年)》(发改能源[2014]2093号)中的要求。对污染物排放要求,有强制性的污染物排放限值要求,如《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中的排放限值已是世界最严,而且一大批燃煤机组还要按照中央有关政府部门和地方政府更严格的要求,开展“超低排放”环保改造,即要求排放烟气中的颗粒物、二氧化硫、氮氧化物排放浓度每立方米分别不超过10毫克(有的要求为5毫克)、35毫克、50毫克。在二氧化碳控制要求方面,提出了单位GDP碳排放强度控制要求,颁布了《碳排放权交易管理暂行办法》等。在加强强制性管制的同时,也给予了有力的政策支持,成为促进企业节能减排的主要动力。如通过提高环保电价措施,使环保成本传递到电力用户,目前,燃煤电厂脱硫、脱硝、除尘设施建设达到要求的电厂,上网电价每千瓦时平均提高了约0.027元。为了促进电厂加快治理污染,有的地方政府对于提前完成技改任务的电厂给予一定的资金奖励,并采取奖励发电量指标或者优先上网发电的方式。

  机组技术水平不断提高,结构不断优化

  一是采用大容量、高参数机组。中国新建机组基本上是60万千瓦及以上超超临界参数的大机组,2014年底中国单机容量为100万千瓦的超超临界机组约100台(2013年底为63台);参数在25~28兆帕600/600 ℃的机组得到大规模应用,其中效率最高的上海外高桥第三发电厂2100万千瓦超超临界机组的实际净效率已达到了44.5%(供电煤耗276/千瓦时)为世界最高,如果折算到设计工况下净效率可达45.5%。二是不断提高热电联产机组比重,并以热电联产机组替代了大量的散烧供热锅炉。热电联产机组的比例由2000年的13.3%,提高至2013年的28.9%。三是以大机组替代小机组。30万千瓦及以上火电机组比例由199527.8%提高至201477.7%。四是积极进行现役机组汽轮机的通流改造、烟气余热回收利用、电机变频等节能技术改造,以综合技术提高效率。五是提高劣质煤清洁利用水平,加大循环流化床(CFB)锅炉的技术创新和应用,目前有近10030万千瓦级的CFB锅炉在投运;2013年中国自主研发的世界首台单机容量最大的60万千瓦的超临界CFB锅炉在四川白马电厂投运。CFB锅炉的效率和环保水平已达到世界先进或领先水平。

  通过结构调整、技术创新、科学管理等多方面的措施,中国火电厂平均净效率由1978年的26.1%(发电热效率为28.3%)提高到2014年的38.6%(发电热效率为41%),即单位供电量燃料消耗率下降了48%(由于在火电机组中90%左右为燃煤机组,火电厂平均效率基本上代表了燃煤电厂的平均效率),中国燃煤电厂的平均效率达到世界先进水平。

  煤电污染物控制水平、资源综合利用水平都显著提高

  根据中电联统计分析,主要情况如下:

  烟尘控制方面,除尘技术逐步升级为高效电除尘器、袋式除尘器、电袋复合除尘器等,尤其是近两年低温电除尘器等更高效的除尘技术大范围应用。平均除尘效率由1985年的90.6%提高至2014年的99.75%;每千瓦时烟尘排放相应地由1985年的10.5克降至2014年的0.23克。

  二氧化硫控制方面,2005年以来的近10年间,电站锅炉脱硫装机比重接近100%,其中烟气脱硫装机比重91.5%(比美国高约30个百分点);每千瓦时排放量由2005年的6.4克降至2014年的1.49克。

  氮氧化物控制方面,采用低氮燃烧技术和SCR技术,2010年以后大规模加装SCR装置。截至2014年底,仅5年时间,煤电机组脱硝比例达到82.5%(比美国高约33个百分点);每千瓦时氮氧化物的排放量由2005年的3.6克降至2014年的1.49克。

  在烟气汞治理方面,主要是通过除尘、脱硫、脱硝装置协同控制,使排放浓度能够满足排放限值要求。

  通过以上控制措施,虽然2014年火电发电量比1980年增长了16倍,但电力烟尘排放量由年排放400万吨下降到98万吨,下降了75.4%;电力二氧化硫排放量从20061350万吨的峰值降至620万吨,下降了54.1%;氮氧化物排放量比2011年峰值下降了38.2%。根据达标排放改造要求,2015年还会有大幅度的下降。单位发电量污染物排放量达到世界先进水平。

  在固体废物综合利用方面,脱硫石膏产生量由2005年的500万吨增长至最高2013年的7550万吨;综合利用量由50万吨增长至5400万吨左右,综合利用率达到72%。粉煤灰产量从2001年的1.5亿吨到最高2013年的5.5亿吨;利用量从2001年的0.97亿吨到最高2013年的3.8亿吨,综合利用率达到69%

  在电厂节水和废水控制方面,火电发电耗水量从2001年的3.9千克/千瓦时降至2013年的2千克/千瓦时。火电发电废水排放量由2001年的1.31千克/千瓦时降至2013年的0.1千克/千瓦时。

  燃煤电厂二氧化碳减排方面取得了有效进展

  电厂二氧化碳捕集、利用、埋存的试点取得了成功经验。燃煤或燃气电厂烟气中的二氧化碳捕集能力为3000/年到12万吨/年的几个试点项目在运行;二氧化碳埋存的地质调查也做了大量工作;基于工程项目的燃煤电厂富氧燃烧捕集二氧化碳的国际合作研究有效开展。中国通过发展非化石能源、降低煤耗和线损率等措施,以2005年为基准年,2006~2014年,累计减排二氧化碳约60亿吨,2014年单位发电量二氧化碳排放量比2005年降低了19%。根据作者的相关研究,电力二氧化碳减排的贡献见下图。

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    对煤炭清洁高效利用的几点认识

  煤电是支撑中国能源与电力转型的基础

  虽然能源转型的重要标志之一是可再生能源替代传统的化石能源,尤其是煤炭,但对于中国这样以煤为主的能源结构和以煤电为主的电力结构而言,任何轻视煤炭作用的行为对能源转型都是不可取的。你可以厌恶煤炭,但你不能忽视煤炭;你希望大力发展可再生能源,但你必须首先重视煤电在转型过程中对能源安全、经济发展的支撑作用。要快速解决中国的雾霾污染问题,优化煤炭的使用是最有效最关键的措施。在能源革命的新形势下,绿色煤电将发挥资源空间优化配置、支持非化石能源发展、促进调整区域及产业循环经济等作用。

  经济性因素决定了煤电主导地位的时间长短

  目前中国天然气发电的成本比污染物超低排放的煤电成本高约0.2~0.4/千瓦时。这个成本差价如果折算到碳价上对应的每吨二氧化碳为330660元人民币,而当前我国试点碳排放交易的价格在20~55/CO2。可见,即使考虑了碳的价格,煤炭仍有很强的竞争力。因此,各种能源的最终竞争力或是否被替代,取决于在考虑了全生命周期内的环境影响、能源安全、二氧化碳控制等要求后的经济性。

  优化发展煤电及电力替代是解决环境问题的关键性措施之一

我国大气污染问题从表象上看,煤炭为主的能源结构是祸首之一,但从本质上看主要是由对煤炭的不合理利用造成的。约占燃煤总量20%的散烧煤炭污染物排放远高于燃煤总量55%的电力排放对环境的影响。在排放的污染物对环境质量的影响方面,也有类似“二八定律”现象,即电力行业大气污染物的排放比例为80%,但是对环境质量的影响占20%,甚至不到10%,而其他污染源排放量占20%,但环境质量的影响占到80%甚至更高。这是因为污染物排放量对环境质量的影响不仅与排放量有关,更取决于污染气象条件和排放布局情况,即污染排放与环境质量影响之间呈非线性关系。如电厂排放的污染物与低矮源排放的污染物如果排放量相同,但对环境的影响不同,低矮源排放就在人群的周围,影响要比电厂大得多。发达国家电煤消费占煤炭消费的比重要比我国高得多,如美国约93%、加拿大85%、德国84%、英国75%、俄罗斯64%,世界平均比例约78%。如果中国能够达到世界平均水平,其煤炭的污染就能完全有效解决。此外,电能替代燃油,还能进一步大幅度降低机动车在城市的污染问题。

    从现有的技术和经济性来看,常规污染物的控制已不构成对煤电发展的关键性制约条件。即使按照现有的环保要求,再用10年的时间,每千瓦时烟尘、二氧化硫、氮氧化物会进一步降低到0.04克、0.15克、0.2克左右甚至更低。假如有35亿吨的原煤用于发电,这三项污染物年排放总量之和将控制在年300万吨左右,相当于全国不到1亿吨散烧煤排放的三项污染物之和。二氧化碳的问题是煤电发展最大的障碍。中国确定2030年左右二氧化碳排放达到峰值且将努力早日达峰。对煤电来说,温室气体排放控制成为煤炭利用的制约瓶颈,是需要花大力气解决的问题。持续的提高效率和寄希望于CCUS的大规模应用是煤电人需要攻克的堡垒。

    煤电在清洁高效发展方面存在的主要问题

    一是经过大规模持续节能技术改造,现役煤电机组的经济节能降耗潜力很小,继续提高经济效率空间有限。二是伴随风电、太阳能等可再生能源发电比重的快速提高,煤电调峰作用将显著增强,机组参与调峰越多,利用小时、负荷率将持续走低,影响机组运行经济性,尤其是大容量、高效率机组的低煤耗优势得不到充分发挥。如,美国天然气价格低,燃气轮机用于调峰,而中国燃机发电成本要高得多,美国燃煤机组的年利用小时可以达到6000小时左右,中国的煤电机组目前降至4700小时左右,这就是重要原因。三是通过增加新机组方法优化煤电机组结构降低供电煤耗的空间越来越小。四是煤电环保设施的持续改造,总体上增加了烟气系统的阻力,从而增加了能耗。在煤电环保设施频繁重复改造的同时,污染物削减边际成本也大幅度提高。五是稳定的超低排放技术、监测技术等不仅需要进一步通过实践的检验,还要从全社会角度系统评价环境效益和经济效益之比。六是社会发展进入新阶段、经济进入新常态,以“互联网+”为代表的新的经济形态将会对能源、尤其是对具有网络性的电力工业产生重大的影响。2015年中国政府工作报告中首次提出了要制订“互联网+”行动计划,行动计划将重点促进以云计算、物联网、大数据为代表的新一代信息技术与现代制造业、生产性服务业等的融合创新,发展壮大新兴业态,为大众创业、万众创新提供环境,为产业智能化提供支撑,促进国民经济转型升级。因此,电力行业要有高度的敏感性,认真研究“互联网+”对电力工业的影响,与时俱进,积极采取各种有效对策。

  中国煤电发展的展望及建议

  煤电及电力发展展望

  虽然中国的人均发电装机、人均电量达到了几代电力人梦寐以求的成效,但是综合考虑中国经济社会发展水平、能源资源禀赋等因素,结合能源革命的要求,中国电力和煤电仍有较大的发展空间。笔者预计2020年、2030年,电力装机将达到约20亿千瓦和31.7亿千瓦;发电量将达到8.5万亿千瓦时、12万亿千瓦时。其中,煤电装机将分别达到11亿千瓦、14.5亿千瓦,分别比2014年增长33%76%

  但是煤电发电装机和发电量的比重将持续下降,2020年、2030年煤电装机比重将由2014年的60.7%分别下降至55%46%,发电量比重分别下降至66%56%。笔者估计电力发展还有较大的空间,是基于两点考虑,一是我们要主动加快电能替代,而不是把电量当成绝对“过剩”来看待;二是我国天然气长期缺乏,价格高,虽然我国电力占终端消费比重已达到22%左右,与发达国家持平,但是由于我国天然气比重太低,应把电力当成天然气使用,所以电能的比重应该更高,这是国情决定的。即便如此,电力二氧化碳排放在2030年前仍将持续增加,但正是电力二氧化碳的增加,促进了全社会总体二氧化碳的减排。

  结合能源革命的要求,经过综合分析,作者提出2020年底及2030年底中国电力装机结构和发电量结构的估计,见表。 

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    对煤电清洁高效利用的建议

  一是进一步明确煤电的战略定位。应把加快提高煤炭转换为电力的比重和电能占终端能源消费的比重,确定为解决中国能源优化利用和环境保护的重大、基础战略,较长时期内不可动摇,短期内去煤化的政策或者对煤炭、煤电基本作用摇摆不定的政策对中国能源发展是不利的。

  二是要研究新常态下对电力发展评价新的指标体系和标准,即以能源革命的价值导向为指导,与国际经验相结合,建立新的评价体系。从历史和发展眼光看,指标体系和评价标准都是与时俱进的。在新常态下,电力弹性系数、年装机容量、年发电量、设备利用小时数、备用率、效率、常规污染排放总量、绩效、线损……需要完善或重新定义。如把年利用小时数可达8000小时的核电装机容量与年利用小时数约1000多小时的光伏装机相加来说明装机的多少,没有太大意义,可以考虑把年利用率5000小时作为折算小时。再如,常规污染物排放总量考核也即将失去意义,而碳排放、耗水量等指标将成为重要指标。对智能电网的评价指标也应当加以改革和改进。

  三是持续研究提高煤电效率与能量系统优化相结合。继续研究新技术,如700℃超超临界燃煤发电技术、IGCC技术,从各个环节挖掘技术节能潜力(如上海外高桥第三热电厂的技术改造)的同时,更加重视热电联供等能量梯级利用的技术推进,从能量系统综合优化利用中寻找更为经济有效的提效方法。实际上我国燃煤电厂净效率达到国际先进水平,其中热电联产电厂比例的提高起到了重大作用。

  四是更加注重更大范围的各种电能与各种资源的优势互补。更加重视煤电与气电、核电、可再生能源发电、抽水蓄能之间的优势互补;更加重视大电网、更大能源资源的优化配置与分布式能源发电的互补;更加重视“互联网+”带来的需求侧响应的重大变化与智能电网的联动协调。要创新性发展能量与资源互补和系统优化,如智能化工厂和工艺可以将电解铝这样的高载能(而不宜称为“高耗能”)产品生产转化为一种电量“物质化”产品,从而在客观上起到蓄电的作用,也可以将此种功能称为准蓄能。再如科学有序的煤炭多联产工艺也可以做到能量与物质的联合梯级利用,更加重视科学的循环经济的发展。可以说,“互联网+”的发展,将会极大地促进能量系统以及能量系统与物质系统(虽然从广义讲能量也是物质)的综合优化。

  五是节能减排的管理应逐步过渡到以碳排放控制为主体、各种要求相协调的管理思路上来。应加快把工作重点从煤电常规污染物控制、能效控制转移到二氧化碳为主体的控制思路上来。由严控效率转移到严格控制碳减排上来,由于碳排放将是真正的硬约束条件。如全世界并没国际公约要求效率是多少,但是对二氧化碳减排将有法律的强制要求,国家应当将二氧化碳作为煤电的核心问题加以管理,将现有的强制性的节能提效要求由碳减排替代,而效率要求只是作为指导性指标由企业自行决定。在常规污染物控制方面,避免单纯地要求“超低”排放,而是统筹协调节能、减碳、省水、控制常规污染物的各种关系,综合推进满足环境质量的低成本、低物耗、少产生二次污染的减排技术。

  六是坚持市场化改革和法治化管理。要根据《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔20159号)加快配套各种制度,真正使政府做到“法无授权不可为”、“法定职责必须为”,使企业做到“法无禁止即可为”,使中国煤电清洁高效发展纳入市场化和法治化轨道。

 

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