固体氧化物电解槽辅助煤电机组深度调峰技术可行性研究

常规的煤电机组灵活性改造方案,难以消除频繁快速变负荷对热力系统造成的潜在寿命折损与设备安全风险。为提高煤电机组参与深度调峰的长期安全性与经济性,以某国产超超临界二次再热1000 MW燃煤机组为应用对象,提出了基于氢储能系统的煤电机组“健康调峰”技术路线,并论证了调峰煤电制氢的间接碳减排意义。在此基础上,分析比较了不同制氢工艺与煤电厂生产条件的匹配程度,认为固体氧化物电解槽(SOEC)制氢为综合最优方案,据此给出了SOEC耦合煤电调峰的原理性设计方案,最后以年度负荷曲线对新方案进行了财务分析。计算结果表明,示例机组自第6年起每年可获得1.07亿元/年的净利润,每年减少碳排放281.92 t,同时获得设备延寿、降耗减碳等其他收益。相关结论对于指导调峰煤电机组的健康安全运行具有参考意义。

“双碳”目标下燃煤电厂灵活性改造及政策建议

双碳目标下,以新能源为主的可再生能源将实现规模化发展,煤电将向基础保障性和系统调节性电源并重转型。推动燃煤电厂灵活性改造,是增加新能源消纳能力、推动新能源高质量发展的重要举措。本文系统介绍了中国的煤电现状及新定位,梳理了中国“三改联动”中煤电灵活性改造进展情况,评价了灵活性改造实施效果,聚焦影响煤电机组灵活性运行的主要技术问题,研究分析了灵活性改造典型技术路线及其经济性。借鉴欧美提升煤电灵活性的市场经验,从加强规划引导、完善支持政策、发挥市场作用、确保运行安全等方面提出了推进灵活性改造、促进煤电产业转型发展的政策建议。

战略备用煤电机组的成本效益分析

气候变化导致极端天气频次升高,电力系统的安全稳定受到挑战。现有对战略备用机组的研究多为政策分析或者从机组成本和售电收入等角度进行建模仿真,无法全面反映其带来的经济社会影响。为综合分析战略备用机组的经济性,建立了考虑保障经济生产、居民健康效益和劳动力水平等方面收益以及电厂投资运维成本的成本效益分析模型,并以四川省限电事件为案例进行分析。结果表明:四川省限电事件中,战略备用机组可带来的度电效益为4.77元/(kW·h),战略备用机组所带来的度电成本约为1.91元/(kW·h),而使用已完成折旧的机组作为战略备用机组所带来的度电成本约为0.47元/(kW·h),所以从全社会角度分析,建设运营战略备用机组是经济可行的;机组运行时长是影响战略备用机组度电成本的最关键因素,一年内低于89 h的运行时长会使得机组度电成本高于其社会效益。

基于氢储能的煤电机组灵活性改造方案研究

现有的煤电机组灵活性改造方案,聚焦局部与短期,难以消除频繁快速变负荷对热力系统造成的长期寿命折损与安全风险。为提高煤电机组参与电力市场辅助服务的安全性与经济性,提出建立基于氢储能系统的煤电机组系统级灵活性改造方案。分析了现有制氢路线,认为固体氧化物电解槽路线与煤电机组结合度高,且具有辅助煤电机组削减碳排放、提升经营收益的综合优点。以某国产1000 MW超超临界二次再热燃煤机组为应用对象,提出了氢储能系统与煤电机组的可行性结合方案。相关研究成果对于开发新型系统级的安全、健康经济的煤电灵活性提升改造方案具有参考意义。

煤电行业建设项目碳排放环境影响评价技术方法研究:以黄河流域为例

煤电行业是黄河流域内二氧化碳和大气污染物排放的主要来源,将煤电行业碳排放影响评价纳入环境影响评价体系,能够有效助推黄河流域实现减污降碳协同增效.本文以煤电行业碳排放主要影响因素为基础,设计了能够涵盖碳排放全过程的评价指标体系,并结合先进技术、标准规范要求等设定差异化评价基准,构建以约束评价为主、兼顾指导性评价的评价方法,并采用评价方法中的核心评价指标碳排放绩效,对黄河流域现役煤电机组和“十四五”期间新增煤电机组进行碳减排潜力分析.结果表明,通过优化项目设计可实现流域内现役煤电机组碳排放量下降12.7%,“十四五”期间新建煤电机组碳排放增量下降27.1%,其中新增煤电机组装机占比较高的内蒙古自治区、陕西省可实现新增煤电机组碳排放分别下降30.7%和23.0%.研究显示,黄河流域内碳减排潜力大,建议针对黄河流域内碳排放绩效水平较差的特点,从燃煤小机组淘汰、低碳清洁燃料替代等方式推动煤电行业综合治理,建立协同技术相关指标数据管理台账,出台火电行业碳排放影响评价指南,为煤电行业新增建设项目减污降碳协同增效提供有力有效的政策工具.

煤电机组耦合储热系统的灵活性调峰特性研究及其性能评价

“双碳目标”背景下,煤电机组将长期作为主力调峰电源,保障电网安全稳定。储热是提升煤电机组灵活性的重要手段,但煤电耦合储热系统的运行特性尚不明确,不同储热技术与煤电机组耦合适应性亟待研究。为此,该文构建600 MW煤电-90 MW显热/潜热/热化学储热3种耦合系统,详细考察系统储/释热过程调峰能力及热力学性能,并基于优劣解距离法(technique for order preference by similarity to an ideal solution,TOPSIS)综合评价,明确最优耦合方案。研究发现,储热过程,Ca(OH)_(2)/CaO热化学储热的调峰容量、调峰深度及?效率均优于热水及熔融盐储热,而释热过程熔融盐储热性能最优;通过TOPSIS综合评价法确定热储热方案均为抽取主蒸汽作为热源,最佳释热方案均为以#2高加进水为冷源,同时确定煤电耦合熔融盐储热为最佳系统耦合方案。相关研究结论可为构建煤电耦合储热调峰系统提供一定的理论和数据支撑。

水电煤电协同发展促进电力系统低碳转型方案评价

为协同开发水电(抽蓄),积极谋划煤电退役规模与时序、整合风光资源,保证系统稳定低碳过渡,以及探究电力系统转型(主要考虑水电发展与煤电发展)中多指标、多层次的综合效益问题,以新疆维吾尔自治区电力系统转型方案为例,构建了详细考虑水库运行条件与机组运行特性的电力系统机组组合模型,依据地区发展规划制定基础退役、水电改造、煤电改造、增加抽蓄以及加速退役5种转型场景,结合层次分析法-熵权法建立了经济、环境、技术与社会4个维度的综合评价指标体系。结果表明:(1)在协同煤电转型下增加抽水蓄能可有效降低电力系统弃风弃光量与系统失负荷概率;(2)增加抽蓄并合理规划退役煤电未增加电力系统年度成本,且可以减少系统碳排放;(3)加速退役场景的综合评价得分最高,为71.53。研究成果可为新型电力系统构建与水电(抽蓄)开发、煤电退役以及整合风光资源提供理论支撑。

新型电力系统中气电与煤电调峰经济性研究

新能源发电的间歇性和随机性等特点带来的电力系统平衡和安全问题需要调峰系统解决。选取煤电调峰和气电调峰在不同应用场景下的综合竞争力进行研究,采用平准化度电成本作为衡量标准,充分考虑固定成本、启停成本、燃料成本、碳排放权交易成本等因素。研究表明,伴随新能源发电装机和利用规模的增加,燃煤和燃气机组的利用小时数趋于降低,启停次数趋于增多,由此带来机组度电成本上升,但两类机组度电成本的差异逐步缩小,度电成本的影响因素由以燃料价格为主转变为由燃料价格和维修费用共同作用;煤电机组度电成本对燃料价格、启停次数和碳价敏感度逐渐趋于平衡,燃气机组度电成本对各因素的敏感度仍以燃料价格为主。当碳价在70~200元/吨时,在山西、内蒙古等煤炭资源相对丰富的区域,煤电调峰经济性较好;四川、东南沿海、河北、海南等地区由于具有天然气资源供应优势,气电调峰具备竞争性。若未来碳价达到500元/吨,气电优势将进一步扩大至全国。

零碳清洁煤电发展研究——“清洁煤电+CCUS”的可行性与竞争性

逐步增强的稳定性和低碳化双重要求,决定了清洁煤电配套碳捕集、利用与封存(CCUS)和新能源发电配套储能成为我国电力领域未来发展的必然趋势。本文系统调研分析国内外清洁煤电、CCUS、新能源发电、储能等典型案例,研判技术发展趋势;采用涵盖全生命周期的平准化度电成本模型,测算现阶段、技术突破、商业化规模化3个阶段“清洁煤电+CCUS”的经济性及其变化,并从经济性、稳定性、安全性3个维度与“新能源+储能”进行对比分析,评估“清洁煤电+CCUS”的竞争力。分析表明:技术突破、CCUS商业化规模化将推动“清洁煤电+CCUS”成本降低30.3%~77.6%;当CCUS成本低于550元/t CO_(2)时,“清洁煤电+CCUS”相比“新能源+储能”更有竞争力;当CCUS成本低于150元/t CO_(2)时,“清洁煤电+CCUS”成本将低于“新能源+储能”。基于二者的竞争性和协同性,测算分析了“清洁煤电+CCUS”的优势技术路线和应用场景。围绕提升清洁煤电的互补性、增强“清洁煤电+CCUS”的竞争性、推进煤电与新能源优化组合发展等方面,提出了零碳清洁煤电突破方向与技术路径:明确优先发展技术路线,加强变革性、颠覆性技术研发,提升清洁煤电机组调峰能力,促进煤电与新能源耦合协同发展,构建高端复合人才支撑体系。

煤电机组“三改联动”改造升级技术路线与验收评价

对国家和内蒙古自治区关于燃煤火电机组节能降耗改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”的改造要求与改造目标进行对比梳理,基于内蒙古中西部地区典型火电机组状况与运行特性,针对锅炉受热面升级改造、汽轮机通流改造升级、辅机设备系统适应性改造、能量梯级综合利用改造、供热能力提升改造、热电解耦技术改造、能环解耦技术改造、低负荷稳定燃烧技术改造等“三改联动”典型改造技术,分析其技术路线的特点、适用条件、选择影响因素等,并结合机组日常维护管理与政策支持资金投入等影响,提供了煤电机组“三改联动”改造升级方案技术路线的选择方法和“三改联动”改造升级验收及效果评价方法,以期对技术人员有指导和借鉴作用。

煤矿企业碳达峰与碳中和方案研究:以西山煤电集团为例

对西山煤电集团碳排放现状、碳达峰与碳中和的主要目标和战略进行了分析,设计了企业碳达峰与碳中和方案。以企业绿色高质量跃升发展为主题,以降碳、减污、扩绿、增长为主线,以行动计划落实发展,统筹产业结构优化、零碳低碳供能、物资循环利用、污染治理协同降碳,创新低碳管理实践,促进企业绿色低碳发展,有效支撑西山煤电集团碳达峰与碳中和目标实现。

新质生产力背景下湖南煤电产业高质量发展路径探析

新质生产力作为一种以创新为核心驱动力的先进生产力质态,对促进经济转型和实现高质量发展目标至关重要。当前,湖南省煤电产业面临资源匮乏、对外依存度高、新能源冲击、技术与环保压力大等多重问题与挑战。对此,文章剖析了新质生产力的内涵及其与高质量发展的内在逻辑,针对湖南煤电产业高质量发展存在的问题与面临的挑战,提出5条具体的发展路径,旨在通过战略调整、技术创新、模式创新等手段,引领煤电产业向绿色、高效、智能化方向迈进,为传统产业转型升级提供实践范例。

深化煤电一体化改革提升核心竞争力的探索实践

党的二十大报告从维护国家安全能力建设的战略高度,强调要深入推进能源革命,加强煤炭清洁高效利用,加快规划建设新型能源体系,确保能源安全。面对新征程新使命,国家能源集团国神公司立足“煤电联营专业化公司”战略定位,以提高企业核心竞争力为目的,通过深化煤电一体化改革,充分发挥企业在煤电资源互补利用、煤电资源共享保障、综合效益统筹等方面的优势,全面提升一体化管控运营水平;同时,以增强企业核心功能为重点,不断强化企业服务国家战略的政治功能,深挖煤电一体化协同创效潜力、提升与“一利五率”相适应的价值创造能力,打造煤电一体化标杆企业,构筑低碳、安全、稳定、高效的现代能源体系,保障能源安全稳定供应,践行为经济助力、为社会赋能的使命担当。

煤电企业必须走好清洁低碳转型之路

在“双碳”目标下,随着新型电力系统的构建、电力市场化改革的深入、长周期能源保供的持续,以及国家对电力政策的调整,传统煤电在巨大挑战中迎来新的转机。煤电企业的清洁转型与可持续发展,关系到我国能源保供、清洁转型、经济发展三大目标的协调统一问题。

战略视角下煤电企业成本精益化管理研究

受原料煤价格及企业内部装机结构影响,煤电企业亏损现象突出。面对燃料成本持续高位运行,煤电企业要立足于企业战略目标构建精益化成本管理模式,以此优化资源配置、降低煤电企业成本支出、增长营业收入。本文以成本精益化管理的概述作为切入点,阐述煤电企业实施成本精益化管理的具体方案,最后提出煤电企业实施成本精益化管理所存在的问题及解决对策。

新能源汽车背景下风光煤电系统协调控制策略研究

在全球能源转型和环境保护的背景下,新能源汽车的快速发展对电力系统提出了新的挑战。风光煤电系统的不稳定性与新能源汽车充电负荷的随机性相互叠加,给传统煤电系统的调节能力带来巨大压力。本研究基于新能源汽车发展背景,深入分析了风光煤电系统的特性,探讨了协调控制策略的设计方法,通过建立系统模型,提出预测控制、需求侧响应、储能优化和智能调度等多维度的协调控制策略,旨在提高系统的可靠性、经济性和环保性。

煤电基地CO_(2)和CH_(4)遥感监测及时空特征分析

【目的】CO_(2)和CH_(4)是煤电基地能源生产活动中的主要温室气体排放种类,其监测与时空分布是研究区碳监测体系建设的重要内容。【方法】以安徽淮南市为例,利用GOSAT、OCO-2和Sentinel-5P这3种卫星数据进行研究区CO_(2)和CH_(4)浓度监测,得到CO_(2)、CH_(4)柱浓度(XCO_(2)和XCH_(4))变化和分布情况,采用源清单法分析CO_(2)行业和区域排放特征,同时采用Pearson相关系数和多元回归方法分析影响研究区XCO_(2)和XCH_(4)浓度的主控因素。【结果和结论】结果表明:(1)基于GOSAT和OCO-2卫星融合数据分析显示,淮南市2016-2020年XCO_(2)和XCH_(4)浓度整体呈增长趋势,期间XCO_(2)浓度增加12×10^(-6)、XCH_(4)浓度增加23×10^(-9);XCO_(2)浓度和累计发电量的Pearson相关系数为0.98,XCH_(4)浓度和累计煤炭产量的Pearson相关系数为0.99,均呈极强相关。(2)利用Sentinel-5P卫星搭载的对流层观测仪(TROPOMI)高分辨产品数据分析淮南市各区域XCH_(4)浓度分布时空特征发现,研究区秋季XCH_(4)浓度高于夏季,XCH_(4)浓度受能源生产和农业生产两方面的影响。(3)源清单法得出淮南市一级源分类CO_(2)排放最多的为化石燃料固定燃烧源,占全市CO_(2)总排放量的89.59%,化石燃料固定燃烧源中电力供热占比99%以上;主要为淮南市潘集区和凤台县燃煤电厂CO_(2)排放;源识别显示集中分布在淮南市北部的火力发电厂为研究区CO_(2)最主要排放源。(4)影响研究区XCO_(2)浓度的主控因素为地区生产总值、累计发电量和第二产业产值,影响XCH_(4)浓度的主控因素为累计煤炭产量、第一产业产值、播种面积。研究结果对我国“双碳”目标下煤电基地碳监测体系构建与完善具有重要的参考意义。

“双碳”目标下煤电革命的路径目标

我国要实现“双碳”目标的核心措施是进行煤电革命,要积极发展可再生能源及核电,实现规模化和安全稳定供应;逐步减退化石能源,有序做好煤炭减量替代。阐述了我国能源生产结构、能源生产安全形势、煤电共生发展趋势,并采用安全可靠、经济可行、绿色低碳三要素对当前煤电结构进行了分析。结果表明,煤电革命的前半场煤炭将依然是我国的主体能源,发挥能源安全基石作用,后半场煤炭是主要能源,发挥战略主动兜底作用。总结分析了我国构建的现代能源体系,预计2060年,煤炭产量为20亿~25亿t,约四分之一产量用于煤电(5亿~10亿t),发挥调峰和应急备用功能;届时煤电比重完成置换(30%,70%),电力结构比例预计为煤电30%、水电20%、风电20%、核电20%、太阳能10%。

煤电升级改造背景下烟气余热利用节能效益对比评估

对火电企业进行节能减排改造,能够降低火电供电煤耗,进而有效减少二氧化碳排放量的增长,对实现碳达峰、碳中和目标具有重要意义。以某630 MW机组为例,对比4种余热利用方案(低温省煤器方案、二级低温省煤器方案、旁路烟道方案和机炉耦合方案)的系统机组,进行了关键技术参数与节电效果比较分析,结果表明:排烟温度降为90℃,供电煤耗率低温省煤器方案降低1.88 g/(kW·h),二级低温省煤器方案降低2.16 g/(kW·h),旁路烟道方案降低2.29 g/(kW·h),而机炉耦合方案降低2.66 g/(kW·h),节能效果最为显著。

数字化赋能湖南煤电企业绿色转型发展研究

随着资源与环境约束趋紧,以及“双碳”目标的战略部署,煤电企业绿色转型已是必然选择。数字化与绿色转型之间的相互促进关系,可赋能湖南煤电企业绿色转型实践。论文分析了湖南煤电企业绿色转型过程中存在的投资回报不确定、资源利用效率低下、市场机制不健全以及调峰与储能能力不足等问题,针对性地提出通过智能化管理平台优化投资决策与成本控制、数字技术驱动的高效能源利用与技术创新、构建智能监管与政策适应体系,以及数字孪生与智能调度等具体实践路径,以期助力湖南煤电企业加速绿色转型,提升能源安全性与系统稳定性。