背压式热电联产火电机组的方案研究

背压式热电联产火电机组的方案研究

0国内供暖基本情况中国经济发展进入新状态，未来以可支配能源为支持的新型发展趋势已成为不可逆转的趋势。预计到2050年，可再生能源将满足我国60%的一次能源供应和85%的电力供应，届时光伏和风电的装机容量将分别达到2696GW和2396GW，发电量占比分别为28.4%和35.2%可通过多种途径来破解新能源消纳困境，例如调整风电布局、提升电源调峰能力、加强负荷侧管理等，而新建背压式机组来代替常规煤电机组，可在满足供热需求增长的同时，压低常规机组电出力，一定程度上缓解可再生并网与供热需求之间的矛盾，较为符合我国电力发展的大趋势。本文对我国几个典型地区集中供暖的特点进行简要分析，进而分地区对新建背压机组的经济性进行对比分析，为新建背压机组提供参考。东北地区以长春为例，长春位于东北的地理中心，全年供暖期约为170天。长春市城区主要以集中供暖为主。截至2018年，长春市区供暖面积约2.2亿m西北地区以兰州为例，兰州地处黄河上游，供暖期约为150天。截至2018年，兰州市区供暖面积达8500万m华北地区以石家庄为例，石家庄市地处华北中部，供暖期约为120天。石家庄市城区也是以集中供暖为主。截至2018年，石家庄市区供暖面积约1.9亿m华中地区以武汉为例，武汉地处长江中游地区，供暖期约为70天。武汉市供暖的方式分为集中供暖和分散供暖两种。集中供暖的地区主要是武昌、关山片区；其余大部的地区主要采用空调取暖和电取暖。武汉市热电联产机组供热价格约为每吉焦46元。1基本组成1.1投资成本分析我国背压式机组主要以50MW及以下背压机组为主，国内最大的背压式机组装机容量为80MW。而主流背压式机组有12MW、25MW、50MW3种，本文根据大量实际工程项目，整理出新建背压式机组的投资成本，见表1。4个地区的当地工资水平、土地费用、施工费用等有所不同，考虑到长春、兰州和石家庄地区基本都已有建筑保温，无需进行改造，而武汉地区现有建筑可能不满足采暖的要求，需要进行改造，所以投资成本较其他地区相对偏高。为了简化计算，对于各地区新建背压机组的投资，本文按长春、兰州、石家庄、武汉地区投资金额从低到高计取。1.2供热煤耗的影响3种背压式热电联产煤电机组的主要参数设定，见表2。其中供热煤耗与机组的抽汽参数、供回水温度及保温性能等有关，一般在34kg/GJ左右供电厂与供热厂主要与电厂内部辅助系统的厂用电消耗以及主变压器损耗有关1.3成本参数设定分地区对当地的背压式热电联产煤电机组生产成本参数进行设定，见表3。各地区的地理环境差异，北方冬季相比南方更加寒冷，故其采暖时长、采暖热指标呈现由北到南逐次递减的趋势。1.4主要输入参数的配置各地区的主要收入参数见表4。其中热价为当地集中供暖收费价格，可能略高于电厂实际供热收入。2技术经济分析与比较2.1静态投资回收期本文采用静态与动态相结合的煤电建设项目经济评价方法，静态投资回收期如公式（1）所示。式中：P评价煤电建设项目的内部收益率如公式（2）所示。式中：NPV为项目净现值；（CI-CO)根据前文所述边界条件，设定项目基准收益率为8%，投资资金中自有资本占20%，贷款占80%，项目建设期为3年，机组寿命为30年（含建设期），所得税率为25%。为简化计算，本文选取全投资内部收益率。测算得到的技术经济数据见表5-7。由表5、表6可得，新建2×12MW背压式热电联产煤电机组在东北、西北、华北、华中4个地区的静态投资回收期超过22年；新建2×24MW背压式热电联产煤电机组在西北、华北、华中3个地区的静态投资回收期均在20年以上，而在东北地区新建2×24MW热电联产机组投资回收期较为适中，约15年左右。为了方便比较分析，本文分别计算这两种类型背压机组的盈亏平衡热价，并于当地实际热电联产机组供热价格相比较，如图1所示。2×12MW和2×24MW两种容量的背压式热电联产机组在不同地区基本均处于亏损状态。且采暖期越短，亏损额越大，当采暖期为170天时，2×24MW机组在东北地区近似处于盈亏平衡状态。若要在这些地区新建小容量背压式机组，则需要考虑热价补贴。在相同采暖期下，大容量背压式热电联产机组经济性要好于小容量机组。相应地，若采取热价补贴措施，装机容量越大，补贴数量越小。由表7可得，2×50MW背压式机组在东北、西北、华北、华中4个地区的静态投资回收期有所不同，分别为7.8年、15.8年、11.5年、19.1年。各地区的静态投资回收期较为正常。为了进一步比较，本文计算各地区新建背压式热电联产机组的全投资内部收益，在东北地区新建机组全投资内部收益率较高，经济性较好；在西北地区内部收益率较低，其原因是因为西北地区电网上网电价偏低，若要在此地新建背压式热电联产机组，必须给与背压式机组发电企业电价方面的补偿；华北地区新建机组内部收益率一般；华中地区静态回收期偏长，且全投资内部收益率偏低，不建议新建2×50MW背压式机组。东北大部分地区适宜新建2×24MW及以上的背压式热电联产煤电机组，但要考虑适当的热价补贴；西北地区仅能新建2×50MW背压式机组，且该地区上网电价偏低，需要考虑容量电价补贴；华北地区可新建2×50MW背压式热电联产机组，但由于供暖期仅为4个月，项目内部收益率偏低，可适当延长供暖期以提高机组经济效益；华中地区由于背压式机组利用小时数不足，无法最大化实现其经济效益，导致投资回收期过长，内部收益率过低，不建议新建背压式机组进行供热，若要实行集中供暖可采用大容量的供热机组2.2东北部、西北、华北区域经济增长模式比较为方便比较各类因素对内部收益率的影响大小及作用效果，对影响内部收益率的主要不确定因素做敏感性分析。各类新建背压式热电联产机组在华中地区经济性较差不再考虑，故本文选取3个典型地区均可新建的2×50MW机组为例，对东北、西北、华北地区的税后全投资内部收益率进行敏感性分析，见表8-9。由表8、表9可以得出，在影响新建机组税后全投资内部收益率的各类因素中，按敏感性由大到小排列依次为煤价、热价、供热煤耗、上网电价、初始投资，且各地区的敏感性系数排序大致相同。值得注意的是，西北地区对于煤价和热价的敏感性系数相比东北、华北地区明显偏高，这说明西北地区可以通过降低煤价或者提高热价的方式，提升新建背压式机组的内部收益率，从而推进西北地区背压式机组建设。从影响方向上来看，与内部收益率同方向变化的因素是上网电价和热价，与内部收益率反方向变化的因素是煤价、机组供热煤耗。2.3背压式机组供热成本分析本文的参数设定可能存在一些不足之处。没有精确分析4类典型地区热网投资的差别；也没有考虑不同容量背压式机组的供热煤耗、厂用电率等对各地区电厂效率的影响；且在热价设定上直接选取居民供暖价格，可能高于电厂实际供热收入。但通过敏感性分析可知，上述影响因素对内部收益率影响有限，对最终的结果影响也有限。3结论和建议3.1背压式热电联产机组供热技术方案选择本文对全国4个典型地区新建背压式热电联产机组的经济性进行了比较。结果表明，在东北地区新建2×50MW背压式热电联产机组，税后全投资内部收益率为11.5%，而西北、华北、华中地区的内部收益率分别为3.6%、6.3%,3.2%。这一结果表明，以长春为代表的东北地区，由于其冬季供暖季长，背压式热电联产煤电机组利用小时数高，项目的全投资内部收益率较高。若在东北地区新建2×50MW背压式热电联产机组进行供热，可以在有较好经济效益的同时，提升机组灵活性，促进可再生能源的消纳；以兰州为代表的西北地区，由于其当地上网电价显著低于其他地区，导致项目全投资内部收益率偏低；华北地区由于冬季供暖期时间较短，背压式热电联产机组运行小时不足，未达到最佳经济效益，导致项目内部收益率一般；以武汉为代表的华中地区，集中供暖成本很高，在利用小时有限的情况下，不宜采用小容量的背压式热电联产机组进行供热，要结合当地煤价与热价情况，选择合适的大容量供热机组来实现集中供暖。从影响内部收益率的敏感性方面来看，各典型地区的热价、煤价敏感性最高，上网电价与热电联产机组供热煤耗的敏感性次之、敏感性最低的是初始投资金额。因此，各地区应根据敏感度大小以及当地的实际情况，合理选择投资方式。3.2关于政治建议3.2.1风电、光伏钻机发展政策一是控制煤电规模。以供热需求为基础，合理推进背压机组等量或减量的替代大型热电联产机组，可以一定程度上控制煤电规模，并促进可再生能源消纳。二是协调风电、光伏装机与火电机组配套发展。各级政府应当充分考虑当地电网的承接能力和火电机组的辅助服务能力，合理规划风电、光伏装机增长。避免新能源机组过度接入系统，造成背压式煤电机组建设跟不上保障新增新能源装机电量消纳的步伐，进而节约整体电力系统成本。3.2.2缺少有效的补偿政策完善各地新建背压式热电联产煤电机组的补偿政策，推进在西北、华北地区的建设。新建背压式热电联产煤电机组替代大型抽凝机组，实际上提供了辅助服务，但对于新建背压式热电联产机组还没有相关的补偿政策。因此，为了保证有序推进火电灵活性改造的积极性，推进西北、华北地区的背压式机组建设，需要完善这些地区的新建背压式机组补偿政策，保证电厂有较好的收益，在促进可再生能源消纳的同时保障发电侧电源的经济性。3.2.3调节标杆电价有条件的地区可试行两步制上网电价：容量电价以各类采暖型背压热电机组平均投资成本为基础，用于补偿