全球最大火電廠的清潔改造

來源：能源      發布日期：2017-09-01

       全球最大火電廠積極應對20億清潔改造難題的同時，也在面臨“市場電”走不出去的困境。

     “去年綜合升級改造后，3、4號機組汽輪機熱耗較之前平均降低400 kJ/kWh，相當于每發1度電較改造前少用燃煤14克。”8月31日，在內蒙古大唐國際托克托發電有限責任公司（以下簡稱“托電”）的二期集控室中，發電部單元長王楠向《能源》雜志記者介紹說。

     “4號機組此刻的發電負荷是586兆瓦，負荷率近97.6%，接近滿發。”碩大的二期集控室顯示屏上，正實時顯示機組運行和各類指標參數情況，586MW的數字格外顯眼。

     “連同4號機組，托電一共有8臺600MW機組和2臺660MW機組，通過500KV四回線路接入首都電網，年發電量約占北京地區社會總用電量的25%。” 王楠說。

綜合升級改造后的托電4號機組

       被譽為“火電航母”的托電，地處呼和浩特市西南70公里外的托克托縣，雄踞黃河上中游分界處北岸的土默川平原，北臨呼、包、鄂“金三角”開發區腹地。

而就在年初，隨著五期擴建工程2臺國產66萬千瓦超超臨界機組相繼商運，672萬千瓦的總裝機，也讓托電一舉成為全球在役最大的火力發電廠。

     “截至今年7月底，托電累計發電量達3569.8億千瓦時，連續安全生產運行11周年。”托電黨委書記王東升坦言，“也應看到，由于煤炭的大幅度漲價以及電力市場終端價格的持續走低，發電企業也正面臨著極其嚴峻的市場形勢。”

       持續多年的“環保風暴”熱浪依在，作為國家隊主力的托電如何迎難而上？市場經濟條件下，火電消納又面臨著哪些新的難題？

20億的清潔改造難題

       服役20年、單機容量覆蓋30萬、60萬千瓦的電廠在北方并不鮮見，它們是中國過去幾十年重工業大規模發展的重要支撐力量。而如今，隨著能源結構的轉型和全民環保意識的提高，不計成本進行環保改造似乎成為必然出路。

     “燃煤電廠的超低排放標準主要有3個指標：二氧化硫50mg以下，氮氧化物30mg以下，煙塵5mg以下。可以說，我國火電廠的排放標準比國外發達國家還要高。”王東升介紹，“目前，托電12臺機組中有10臺機組已經完成了改造。”   

       大唐托電工程是國家“十五”重點項目，也是“西部大開發”和“西電東送”能源戰略的重點工程，隸屬大唐集團旗下大唐國際發電股份有限公司。

早在20世紀八十年代，托電便開始前期調研。1995年11月，托電在呼和浩特市注冊成立，隨后一期工程在2000年8月1日開工。

如今，托電12臺機組中，8臺60萬千瓦火電機組和2臺66萬千瓦機組通過500千伏四回線“點對網”接入首都電網，成為首都安全用電的主力電源點。2臺30萬千萬機組（自備機組）通過蒙西電網為大唐再生資源公司供電。

     “托電于2014年7月底前完成了10臺機組脫硝改造；2015年至2017年，對10臺機組進行了超低排放改造。以每臺機組環保改造投入約2億元計算，托電10臺機組改造共花費約20多億元。”托電發電部主任孫永春向《能源》雜志記者介紹。

其中，脫硫采用石灰石-石膏濕法脫硫技術，一爐一套脫硫裝置；脫硝全部采用（低氮燃燒器+SCR）技術；除塵方面，1-8號機組安裝了五電場高效靜電除塵器，9-12號機組安裝了布袋除塵器。

       值得關注的是，作為托電首創的技術，空濕冷機組聯合提效的應用，對于國內同類電廠或將具有較強的示范意義。

     “利用濕冷機組與空冷機組排汽背壓不同的原理，由空冷機組排汽加熱濕冷機組部分凝結水，能顯著提高濕冷機組凝結水溫度，降低空冷機組背壓。”

在剛剛商運的10號空冷機組正下方，巨大的扇葉聲呼呼作響，幾乎淹沒了生產設備部主任李海峰的聲音，“這項技術最終能實現冬天節水，夏天節煤。”

 從空中俯瞰全球最大火電廠全景

       據悉，雖然托電緊鄰亞洲最大的露天煤炭基地——準格爾煤礦以及內蒙古自治區的重要水源基地——黃河，但托電一直積極響應國家號召采取多項措施節煤節水。

     “夏季能耗高峰時，可達到最高節煤20克/千瓦時，節約噴淋除鹽水6.72萬立方米；冬季將濕冷機組的循環水切換至新建間接冷卻塔冷卻，降低機組水耗，預計年可節水154萬立方米。”李海峰說。

走不出去的“市場電”

       環保重壓下的托電，同時面臨著“市場電”開拓受阻的困境。

     “隨著多數發電企業逐漸參與上網競價，托電也在不斷開拓新的電力市場。”王東升說。

     “過去，我們相當于電網的一個車間，只管發電送到電網，由他們去賣，電廠沒有專門的營銷部門，而如今為適應電力改革需要，我們也成立了‘市場營銷部’尋找新的電力客戶。”

       當前，在發電板塊獨木難支，其他行業又因經濟大環境低迷而普遍不振的背景下，被業內視為“新增長點”的售電業務無疑成為一些發電企業的救命稻草。

然而，此后兩年，由于火電設備利用小時預期將進一步下降，加之電煤價格持續高位運行、部分省份電力用戶直接交易降價幅度較大且交易規模繼續擴大等因素，托電的經營業績也受到較大影響。

     “近3年，發電企業的利用小時數平均每年降低500小時，盈利水平也逐年下降。”王東升透露，“火電企業發展仍面臨嚴峻形勢。”

     “過去，托電所發電量全部為計劃電量。而如今，隨著電力產能過剩局勢加劇，我們也不得不由計劃電向‘計劃+市場’相結合。”托電計劃部副主任張英賢對此感觸頗深。

       據其介紹，2017年托電計劃電量占全額的70%，上網電價0.3177元/千瓦時；其余30%為市場電，最終銷售電價根據月度競價交易情況而定，每月有所不同。

     “托電的主要目標市場是京津唐地區和山東市場。當前，托電已經在這些市場打開了局面，我們的市場營銷部人員去當地宣傳后，通過競價已經拿到了相當比例的市場電量，為日后進一步拓展市場打下了很好的基礎。”張英賢透露說，“真正比價格、比市場，我們可以站得住腳。”

     “然而，也應看到：較低的市場成交價，對于我們來說利潤微乎其微。”王東升坦言，“加之煤炭價格持續走高，對企業形成兩頭擠壓，對電廠的持續經營造成一定壓力。”

       對此，一位不愿具名的行業人士向《能源》記者分析：有些地區電力交易市場，地方保護主義色彩濃厚。相比而言，山東電力市場更加市場化，比拼的是誰的成本更低，誰的實力更強。

    “按道理，市場化應該走市場價，誰的成本最低，誰的環保指標最好，誰就應該賣電最多。但由于目前部分地區的電力市場并不規范，所以實際情況并非如此。我們盼望電力交易市場盡快規范起來。”張英賢說。