煤电与新能源如何在规划上衔接好第一节

本刊记者  周慧之

“我们现在的电源规划思路是,煤电和新能源之间差不多‘水多了加面、面多了加水’。从中长期来看,这种思路肯定是不行的。”华北电力大学经济与管理学院教授袁家海在4月3日挙行的中国煤控项目电力报告发布会上表示。

该项目由华北电力大学电力行业煤控课题组承接,并发布了最新研究成果——《持续推进电力改革提高可再生能源消纳》(以下简称《报告》)。

“必须把这种规划理念从根本上扭转过来。”

袁家海认为,现在以新能源为优先级,规划了这么多新能源,要得到好的消纳，就要思考我们到底需要怎样的电源结构,需要怎样的电网结构。“倒逼电源结构进行系统性、整体性的改革,弃风问题才有可能得到根本解决。”

与此同时,《报告》指出,要尽快开展“十三五”电力规划中期评估和动态调整工作,以可再生能源优先、电源结构系统优化为原则,适当调低煤电装机规划目标。尽快根据十九大精神要求制订能源革命实地方案,明确煤电的中长期定位和在电力系统中承担角色的路径图。

90%的弃风发生在供暖季

“我们去吉林调研,吉林90%的风都是在160天的供暖季里弃掉的。”袁家海感慨。

拥有风电资源的吉林,同样存在弃风的困境。2015年,吉林的弃风率一度高达32%,风电利用小时远低于全国平均水平。

这与该地区热电联产机组占比高有关。《报告》解释，供热期间,为了保证居民供热实行以热定电方式运行,系统最小出力难以压缩,这就使得风电即使在大风期发电空间也有限。吉林的弃风现象,也主要是发生在长达160天的供暖季当中据袁家海介绍,“三北”地区70%以上的机组都是热电,即使开到最小,也是50%的充电水平。再往下压的话,会影响到正常的供热。在这种情况下,国内很多省份的风电已经没有任何接纳空间了。“头两年的吉林就是这样的情况。”

河北是类似情况。由于河北北部电网直接调度的所有火电机组全部为供热机组,冬季供热期可用调峰幅度仅为15%-25%,远低于常规燃煤机组50%左右的调峰能力。2015年春季,冀北电网因调峰困难累计限电17次。而在冀北电网累计弃风电量当中,因调峰因素的弃风量占到了99.6%。

《报告》建议,三北地区要控制常规煤电增长,并以供热需求为基础,合理推进背压机组等量(减量)替代大型热电联产机组。另外地方政府也要充分考虑区域电网接受能力,合理规划风电装机。在吉林省的“十三五”能源规划中,已经规划了一批背压机组热电联产项目256万千瓦，预期可以替代700万千瓦抽凝机组的供热能力,进一步促进风电消纳。

灵活性改造可行但有局限

到底该如何认识火电灵活性改造的作用?

袁家海表示,当前中国电源结构以火电为主,至少在5-10年时间当中,这个结构都很难有根本性改变。在这样的情况下,灵活性改造确实是近中期促进新能源消纳最有效的措施,而且是速效之策。但它有局限性,只能发挥到相应空间。

根据《报告》,火电灵活性改造的技术路线主要包括五个方面:一是纯凝机组低负荷运行、深度调峰;二是改善机组爬坡率,提高机组负荷响应速度;三是火电机组快速启停;四是热电联产机组热电解耦;五是锅炉燃料灵活可变。

其中,深度调峰改造和热电解耦是火电机组灵活性改造的重点。对于热电联产机组来说,以热定电方式导致机组发电负荷难以降低,特别是在弃风弃光严重的三北地区,热需求大,热电机组占比高,供暖季调峰十分困难。因此技术关键在于实现热电解耦。

灵活性改造存在明显的天花板。“改造之后,最小出力还是有过不去的时候。而且也不太可能通过频繁的启停操作方式来接纳新能源。从节能和减排上来说,更加得不偿失。”

袁家海举例说,一次30万机组的冷态启动,差不多是正常煤耗的10个小时,但是这一次冷态启动能把10小时正常煤耗所用的煤或者所发的煤电完全替代掉吗?“不可能的。”

燃气发电由于启停时间短、不存在额外的效率损失和排放惩罚的问题,从能效和减排角度考虑,都是可行的调峰电源选择。“问题是我们没有那么多天然气机组,我们规划到2020年最多500万千瓦调峰机组。”袁家海表示，“这是我们在三北地区的大账。”

《报告》建议,三北地区要根据实际条件进一步规划建设一批抽水蓄能电站和天然气发电装机,最大程度挖掘系统灵活性能力。

考虑到煤电在一段时期内依旧占据重要地位。《报告》认为要明确煤电中长期定位,考虑对部分机组采取战略封存方式,在系统需要调峰时充当应急电源。或在企业自愿的前提下,将个别接近投产的援建机组及时启动为战略备用电源,战略备用电源无年度发电计划、不得进入中长期约和现货市场。其固定运行费用可从电网备用费中列支，短期运营成本全部从辅助服务市场中补偿。