中國儲能網(wǎng)訊：目前，可用于電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰的技術(shù)手段主要有抽水蓄能、蓄電池儲能、壓縮空氣儲能等，其中隨著電池技術(shù)的發(fā)展，電池儲能開始慢慢投入商業(yè)運行。
在2019年召開的兩會上，國務(wù)院總理李克強在政府工作報告中強調(diào)要加快解決風(fēng)、光、水電消納問題。因此，如何更好的消納可再生能源發(fā)電，降低我國整體煤耗或CO2及污染物的排放是擺在我們面前的重要課題。
電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰
目前，可用于電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰的技術(shù)手段主要有抽水蓄能、蓄電池儲能、壓縮空氣儲能等，其中隨著電池技術(shù)的發(fā)展，電池儲能開始慢慢投入商業(yè)運行。與抽水蓄能相比，電池儲能處于起步階段，儲能效率較高，新建電池儲能效率可以達到85%~90%；建設(shè)周期短，占地面積小；但是造價較高，目前為1500元~2000元/千瓦時，而抽水蓄能電站可以做到大約1000元~1200元/千瓦時，同時電池的使用壽命也遠遠小于抽水蓄能電站。所以，目前及今后一段時間內(nèi)，抽水蓄能都將是電網(wǎng)側(cè)的主要調(diào)峰手段。
抽水蓄能電站除啟停靈活、削峰填谷等特點外，還具有調(diào)頻、調(diào)相、緊急事故備用和黑啟動等多種功能。因此做好抽蓄電站建設(shè)和調(diào)度運行，有利于更好地利用新能源資源，提升電力系統(tǒng)綜合效益。
為滿足電網(wǎng)調(diào)峰需求，抽水蓄能電站裝機容量需要占到電力系統(tǒng)總裝機的5%~10%。但目前我國抽水蓄能建設(shè)還不能滿足電網(wǎng)調(diào)峰需求，其裝機總?cè)萘吭陔娏傃b機中的占比僅有1.6%左右，遠遠低于西方發(fā)達國家，比如，美國抽蓄電站占比為7%~8%，日本達14%。我國調(diào)峰能力不足已開始影響電力系統(tǒng)運行，部分地區(qū)時段性影響嚴(yán)重。
據(jù)中電聯(lián)可靠性管理中心統(tǒng)計，目前在運的單機容量超過4萬千瓦的抽水蓄能電站總?cè)萘考s為3000萬千瓦（各省裝機容量見圖1）。從圖1中可以看出，廣東、浙江及江蘇抽水蓄能機組建設(shè)規(guī)模較大，基本與該省的經(jīng)濟發(fā)展程度相匹配。而西北廣大風(fēng)能太陽能資源豐富地區(qū)的抽水蓄能電站建設(shè)容量較小或沒有，所以，這也是西北地區(qū)的棄風(fēng)及棄光率較高的一個重要原因。
發(fā)電機組調(diào)峰
在圖1中，廣大西北地區(qū)除內(nèi)蒙古有少量的抽水蓄能機組外，其余省份均沒有抽水蓄能電站，除了電網(wǎng)企業(yè)建設(shè)動力不足外，還和廣大西北地區(qū)水資源嚴(yán)重缺乏有很大的關(guān)系。另外，在東北地區(qū)，風(fēng)資源較為豐富，但是抽水蓄能電站裝機容量也很小。
除電網(wǎng)側(cè)利用抽水蓄能調(diào)峰外，發(fā)電側(cè)的調(diào)峰對電網(wǎng)運行也有很重要的作用。其中燃氣電站、水力發(fā)電及燃煤電站均具有一定的調(diào)峰能力。
火電機組及水電機組均可以參與電網(wǎng)調(diào)峰，但水電機組調(diào)峰受當(dāng)?shù)厮Y源、豐水及枯水期的影響較大，比如在廣大西北地區(qū)只有黃河上游幾個水電站可以參與調(diào)峰，調(diào)峰能力并不充足；燃機調(diào)峰的主要問題是成本太高：受我國燃機技術(shù)的影響，發(fā)電用燃氣輪機組基本都需要進口，我國所消耗的大部分天然氣也需要進口，而且燃機的檢修維護也一般需要國外的企業(yè)來承擔(dān)，這樣造成燃氣發(fā)電成本很高。因此，在我國廣大西北、東北等地區(qū)更多的需要燃煤機組參與調(diào)峰。
但現(xiàn)在西北、東北及華北部分地區(qū)燃煤機組參與電網(wǎng)調(diào)峰所面臨的主要問題一個是調(diào)度方式問題：目前，我國大部分地區(qū)的燃煤機組調(diào)度方式是調(diào)度到機組，如果調(diào)度到廠，可以由燃煤電廠根據(jù)其自身的機組特點靈活掌握，這樣調(diào)峰能力會有更進一步的提高；燃煤機組調(diào)峰除了受調(diào)度方式影響之外，另一個問題是受冬季供熱的影響。
圖2給出了2018年我國幾個典型地區(qū)抽水蓄能電站的運行特點。從圖2a中可以看出，遼寧省抽水蓄能電站在每年的10月到次年的4月發(fā)電量及抽水電量較多，而這一時期正是當(dāng)?shù)氐墓┡?，燃煤機組的調(diào)峰能力受到很大的限制；圖2b及圖2c則給出了河北和江蘇兩個省份的抽水蓄能電站的運行特點，從這兩個省份可以看出，受冬季供暖和夏季空調(diào)的影響，在冬季（12月~次年3月）和夏季（7月份、8月份）蓄能電站的發(fā)電量及抽水電量較多，說明其利用小時或設(shè)備負荷率較高，其中江蘇省抽水蓄能電站在7月~10月發(fā)電量和抽水電量均較高，是夏季炎熱時間更長的緣故；廣東地區(qū)地處華南，一年中的大部分時間都比較炎熱，所以抽水蓄能電站進入5月份以后到10月都基本保持較高的負荷率，見圖2d。
受我國氣候特點的影響，冬季是廣大西北地區(qū)風(fēng)資源豐富的時期，但從上面的分析中可以看出，在該時間段內(nèi)，燃煤機組受供熱的影響，調(diào)負荷能力受到很大限制，所以，要想更多的參與電網(wǎng)調(diào)峰，需要進行一定的技術(shù)改造，一般稱之為靈活性改造。
燃煤機組靈活性改造
抽水蓄能機組的建設(shè)周期較長且總投資較大，一般建設(shè)周期在6~8年左右，單位投資在6000~7500元/千瓦，因此在不能迅速增加我國北方地區(qū)抽水蓄能機組的情況下，為了降低棄風(fēng)棄光現(xiàn)象，國家能源局推出鼓勵燃煤火電機組進行靈活性改造的政策，即通過熱電解耦或者技術(shù)改造等方法，將燃煤機組的調(diào)峰能力進一步提高，并計劃在“十三五”期間參與靈活性改造的熱電機組達到約1.33億千瓦，純凝機組約8200萬千瓦。為了補償在低負荷運行時所增加的額外成本，參與靈活性試點改造的機組，在參與電網(wǎng)調(diào)峰期間，可以得到較高的上網(wǎng)電價補償。比如在2017年，遼寧某電廠改造后參與電網(wǎng)調(diào)峰，全年獲電價補償近1億元，效益非常顯著。
參與靈活性改造的燃煤機組，首先要求具有較大的變負荷能力，比如最小技術(shù)出力可以由設(shè)計額定容量的50%將至30%，甚至更低；其次要求機組具有快速跟負荷能力，比如負荷調(diào)節(jié)速度由2%/分鐘提高至5%/分鐘；第三要求機組具有快速啟停能力，比如啟機時間由4小時減少至2小時等。當(dāng)然，機組的快速調(diào)負荷及啟停還需要綜合考慮對其壽命的影響。
因為燃煤機組換熱設(shè)備儲熱量大，蒸汽的溫度和壓力響應(yīng)速度較慢，所以為了能夠達到這些要求，機組需要進行相應(yīng)的技術(shù)改造，比如對主汽調(diào)節(jié)閥、高加抽汽系統(tǒng)進行改造；對機組的控制系統(tǒng)進行改造等。同時，也需要對鍋爐的燃燒系統(tǒng)和環(huán)保系統(tǒng)進行技術(shù)改造，以滿足鍋爐在低負荷期間的穩(wěn)燃及環(huán)保要求等。
對于熱電聯(lián)產(chǎn)機組，由于其帶有供熱熱負荷，所以汽輪機的最小出力受供熱抽汽量影響很大，因此其改造方式也有不同。為提高其調(diào)峰能力，熱電解耦是目前常用的方式：比如大旁路解耦、電鍋爐解耦、電熱泵解耦技術(shù)等。
圖3給出了在某電廠35萬千瓦機組所采用大旁路解耦示意圖，在圖3中，從鍋爐出來的部分主蒸汽直接減溫減壓去供熱，而不是經(jīng)過汽輪機抽汽供熱，這樣，供熱量的多少不再影響汽輪機的負荷，也就提高了機組的調(diào)峰能力。
圖4給出了某電廠30萬千瓦機組所采用的電鍋爐解耦方案，在圖5中，供熱機組額外設(shè)置2臺電鍋爐及熱水儲罐，在電力負荷較低時，利用電鍋爐將機組所發(fā)的多余電量轉(zhuǎn)換成熱水儲存起來供用熱高峰期使用，也可以有效提高機組的調(diào)峰能力。
采用圖3或圖4中的方案，都存在較高的能源浪費，圖3中高溫高壓的蒸汽被直接減溫減壓，然后加熱供熱水，直接降低了蒸汽品質(zhì)，火用損失很大；而對于圖4中的方案，由于采用電力加熱供暖水，機組的發(fā)電效率較低，30萬千瓦機組一般采用亞臨界參數(shù)，發(fā)電效率僅有40%左右，因此能源浪費更加嚴(yán)重。
盡管上述兩種熱電解耦方式或多或少都存在能源浪費問題，但是因為有電價補償，所以從經(jīng)濟效益上來看，靈活性改造目前是有盈利的，這部分的補償款一般來源于調(diào)峰能力不足的電廠。事實上，從更合理的角度而言，由于電網(wǎng)售電采用不同時段電價不同的定價機制，而發(fā)電機組進行靈活性改造，相當(dāng)于承擔(dān)了一部分的電網(wǎng)調(diào)峰工作，所以補償款的一部分應(yīng)該由電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)，而另一部分則需要由受益的風(fēng)電或太陽能發(fā)電等新能源發(fā)電企業(yè)支付。
兩種調(diào)峰方式的能耗比較
對于電網(wǎng)而言，在利用抽水蓄能電站進行調(diào)峰的時候，消耗的電量損失將由自身承擔(dān)，而利用發(fā)電機組調(diào)峰，那么額外消耗的能量將由發(fā)電企業(yè)承擔(dān)。既然這兩種方式都要增加能耗，那么拋開電價或者補償?shù)冉?jīng)濟因素，那種調(diào)峰方式的能耗更低呢？
圖5與圖6給出了兩種調(diào)峰方式的示意圖，在圖5中，主要由抽水蓄能電站調(diào)峰，燃煤機組的最小出力取設(shè)計值，一般純凝機組的最小出力Pminc為額定容量Pnc的50%，而供熱機組的最小出力Pming假定為額定容量Pnc的70%（供熱機組的最小出力受機組的熱電比影響較大，此處為假定值，僅用來說明問題）。在圖7中，對燃煤機組做了技術(shù)改造，機組的最小出力Pmin可以降至額定容量的30%。
圖7給出了兩種調(diào)峰方式的運行負荷示意圖，假定在某一時刻風(fēng)電光伏負荷迅速上升，但是用電負荷基本保持不變，那么燃煤機組需要立即降低負荷以便于風(fēng)電光伏上網(wǎng)。對于沒有進行靈活性改造的機組，其負荷只能降低為F1（比如為50%或70%），而對于改造后的機組負荷可以進一步降低至F2（比如為30%）。這樣，機組在沒有改造時，負荷差F1-F2就相當(dāng)于被抽水蓄能機組所吸收（即圖7中的陰影部分）。假定在運行到時間T1時，因為0~T1時間段內(nèi)抽水蓄能機組已經(jīng)將部分電能儲存起來，所以在T1以后的時間段內(nèi)可以利用蓄能電站的發(fā)電來替代燃煤機組的負荷，如果風(fēng)電光伏及用電負荷不變，那么后面抽水蓄能電站的負荷達到F2即可滿足系統(tǒng)要求，一直運行到調(diào)峰結(jié)束，即時刻T2。在T1~T2的時間段內(nèi)，蓄能機組所發(fā)出的電量應(yīng)該與吸收電量與蓄能效率的乘積相等。
根據(jù)前面圖2中的數(shù)據(jù)，可以計算出目前抽水蓄能電站的蓄能效率大約為82%（發(fā)電量除以抽水電量），而燃煤機組的的能效水平與機組的負荷密切相關(guān)，圖8給出了某30萬千瓦純凝發(fā)電亞臨界機組的汽機效率與負荷率之間的關(guān)系，從圖中數(shù)據(jù)可以估算出該機組在100%負荷時的供電煤耗大約為315克/千瓦時，在50%的負荷時供電煤耗約為350克千瓦時，在30%負荷時的煤耗大約為380克/千瓦時。而當(dāng)機組供熱時，可以取70%負荷時供電煤耗為300克千瓦時。同時，風(fēng)電和太陽能發(fā)電的能耗認(rèn)為是0，以此為條件可以對兩種調(diào)峰方式的能耗做簡單對比：當(dāng)燃煤機組為純凝發(fā)電機組時，一個調(diào)峰周期內(nèi)（圖7中0~T2時間段內(nèi)），抽水蓄能調(diào)峰方式的能耗與純凝機組靈活性改造調(diào)峰方式的能耗比例為175/176.3；而當(dāng)機組是供熱機組時，二者的比例為210/238.6。由此可見，采用抽水蓄能方式的能耗要低一些，尤其是熱電聯(lián)產(chǎn)機組熱電解耦并靈活性改造后煤耗大幅度增加，所以該種調(diào)峰方式能耗增加更多。
當(dāng)然，上述計算條件相對理想，對于具體的項目，還需要根據(jù)實際情況做更為詳細的技術(shù)經(jīng)濟性分析。
熱泵耦合循環(huán)水供熱方式
熱電聯(lián)產(chǎn)機組為了調(diào)峰進行熱電解耦，導(dǎo)致機組的煤耗顯著增加，降低了系統(tǒng)效率。在前面提到，熱電解耦技術(shù)中，有采用大型高效水源或地源熱泵進行供熱的技術(shù)路線，即利用電力驅(qū)動大型熱泵為居民小區(qū)、醫(yī)院、商場或其他企事業(yè)單位供暖，當(dāng)熱泵的制熱系數(shù)較高時（現(xiàn)在大型高效熱泵的制熱系數(shù)可以達到5），熱泵所消耗的電量可以小于汽輪機因減少抽汽而增加的發(fā)電量，這樣系統(tǒng)效能大大提高。同時，熱泵如果與儲熱裝置相耦合，還可以顯著提高系統(tǒng)對風(fēng)電、太陽能發(fā)電的吸納能力，系統(tǒng)示意圖見圖9。
不過建設(shè)大型壓縮式水源或地源熱泵也可能會面臨一些較大的問題：其一是當(dāng)?shù)氐乃幕虻刭|(zhì)條件不一定能夠滿足大型熱泵的安裝需求，尤其是北方缺水地區(qū)；其二是熱泵長期運行會對當(dāng)?shù)氐牡刭|(zhì)環(huán)境產(chǎn)生一些負面影響，比如地溫下降導(dǎo)致地源熱泵制熱效果下降、水源熱泵回灌水不足會導(dǎo)致地下水資源過度消耗，或者污染地下水等；其三是建設(shè)成本較高等。
為應(yīng)對上述問題，可以利用燃煤機組的循環(huán)水作為熱泵的低溫?zé)嵩?，送至熱用戶附近，由熱用戶利用大型高效水源熱泵為其進行采暖，見圖10。由于循環(huán)水溫度較低，大大減少了管網(wǎng)的散熱熱損失；如果將一臺熱電聯(lián)產(chǎn)機組利用該技術(shù)路線進行熱電解耦技術(shù)改造后，汽輪機改為純凝機組，機組的調(diào)峰能力大大增加，以某供熱抽氣量為200 噸/小時的 35萬千瓦機組為例，改造后以鍋爐最低穩(wěn)燃負荷為50%計算，機組的調(diào)負荷能力將由原來的10萬千瓦增加到17.5萬千瓦，增幅高達75%；另外，由于汽輪機抽汽參數(shù)較高，所以改造后汽輪機增加的發(fā)電量扣除熱泵耗電量以后仍有2.5萬千瓦的剩余，顯著增加了電廠效益；熱泵使用的電力可以來自于該燃煤機組，也可以來自風(fēng)電太陽能發(fā)電，因此配合儲熱裝置會有效增加系統(tǒng)對新能源電力的消納能力。
結(jié)論與建議
從前面的計算與分析來看，采用燃煤機組靈活性改造為電網(wǎng)深度調(diào)峰的方式，在一定條件下，其能耗要高于抽水蓄能調(diào)峰方式，因此，在對燃煤機組進行靈活性改造的時候，需要更為慎重。因此，在我國現(xiàn)階段，更合理的方式是建設(shè)大容量高效率的抽水蓄能電站，或者大力對電池儲能技術(shù)進行研發(fā)，以解決其壽命和成本問題。或者優(yōu)化調(diào)度方式，大力推廣電熱泵與電廠循環(huán)水相結(jié)合的供暖技術(shù)路線等，以促進清潔能源消納利用等。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2019年03期
原標(biāo)題:調(diào)峰路徑選擇與能耗差異
