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我们讲到,随着可再生能源的发展,电力系统调峰平衡的形势将越来越严峻,有必要采取措施解决日益突出的调峰问题,以保证电网安全运行,保证可再生能源发电的持续性发展。在此次专题2中,我们进一步来讨论一下几种电源调峰机组的技术经济性。
一般而言,电网可以调峰的机组包括常规水电、火电、核电、燃汽轮机电厂、抽水蓄能电站。
一、常规火电
在这6类电源中常规水电调峰最经济、易于调度,且调峰能力率为100%,但是这些电网常规水力资源不足,建设条件较好的大中型水电站基本已开发;且现有的常规水电中有相当部分的是径流式小水电,调节能力十分有限。
二、煤电机组
2006年以后电网内新增的机组基本是60、100万千瓦机组、拥有50%左右调峰能力率,2010年以后华东电网内部的火电机组的综合技术调峰能力有所提高,最高可达60%,但基本不低于50%。
煤电机组具备的调峰运行方式主要3种:低负荷调峰、启停调峰和停机调峰模式。目前,电网煤电机组采用的主要是低负荷调峰方式,在电网调峰较为困难的情况下,也采用停机调峰和启停的方式。
低负荷调峰,在负荷低谷时段通过降低机组出力以满足系统调峰需要的运行方式。这种方式实现较为容易,机组寿命损耗小(约为启停调峰寿命损耗率的1/8-1/4),安全性、机动性好,是目前省内煤电机组主要的调峰运行方式。该方式调峰成本主要由低负荷下机组效率低于设计工况而引起的,在负载率降低时煤耗增加较多,提高了发电成本。
启停调峰,机组由于电网调峰需要而停机,并在24小时内再度开启的调峰方式。该方式的优点是夜间停机后监护简单,机组可调出力大,可达100%额定出力,但由于启停频繁,操作复杂,其安全性、机动性较差,事故概率较高。常规,参与启停调峰的主要为单机容量10-12.5万千瓦及以下的小火电,而华东电网内电网调峰困难时,30万千瓦和60万千瓦机组也参与启停调峰。该方式调峰成本主要为:由于启停时工况急剧大幅度变化,产生冷热交变应力,使得部件产生低周疲劳,最终影响机组寿命,以上海汽轮机厂30万千瓦机组为例,热态启停一次的寿命损耗时间为1.8天;在启动过程中,水、蒸汽、燃油、厂用电的消耗量较大,费用较高。
停机调峰,在国庆、春节等长假期间,系统负荷较同期正常工作日下降较多,此时除需尽量安排机组正常检修外,还需安排大量煤电机组停机以适应系统长周期(一般为三天以上)低负荷运行状态。停机调峰与启停调峰类似,停机调峰对机组的影响主要为寿命损耗和启停费用两方面,在寿命损耗方面,每次冷态启动的寿命损耗率是热态启停的5倍;在启停费用方面,由于冷态启动时所需时间较长,约为热态启动的3~4倍,启动费用也比热态启动时高。
应当指出,煤电机组参与调峰后,除发电量指标、能耗指标下降外,其检修间隔、检修费用、临检次数等指标也会一定程度地上升。
对于煤电机组,最小技术出力、爬坡速度是衡量煤电机组调峰性能的两个主要指标。目前,电网内100、60万千瓦级煤电机组多为近几年新建机组,一般最小技术出力率约在40%—50%左右;30万千瓦级煤电机组调峰能力相差较大,一般国产老机组调峰能力相对较差,一般最小技术出力率约在50%—80%; 20万千瓦及以下容量的煤电机组,其最小技术出力率约在65%~80%之间;供热机组由于供热的需要,一般最小技术出力率约在70%—80%左右。电网内30万千瓦及以上煤电机组的平均爬坡速度约为1.5%~2%FP/min,部分新建机组调节速率较快,达2.5% FP/min。30万千瓦以下煤电机组爬坡速度较慢,约为1% FP /min左右。
三、核电
尽管根据设计核电厂有一定的调峰能力,但由于我国目前建成投运的核电均在经济较发达地区,人口密度较高,为保证核电厂安全运行,我国目前投运的核电均以带基荷运行为主,仅在电网调峰极其困难的时期如春节、国庆或者夏季台风时期,核电才降功率运行。
四、燃气轮机电厂
燃机具有启停方便、响应速度快的特点,调峰能力和跟踪负荷的性能高于火电厂。目前电网选用的燃汽轮机机型主要为联合循环机组,燃气-蒸汽联合循环机组从冷态启动开始26min后,燃机就可以并网,整个机组启动到满负荷只需2~3h,同时联合循环机组停机时间也远比燃煤机组快,从100%负荷到停机仅需50min;负荷变动速率,目前燃煤机组(30万千瓦)正常情况下从50%负荷至100%负荷至少需30min,而简单燃机循环则可在12min内实现100%全负荷的升降。联合循环的燃气机组最低出力率一般按30%考虑,燃气机组在低出力运行情况下热效率将明显下降。供热的燃气机组也是由于供热的需要,一般最小技术出力率约在70%—80%左右。
由于燃气轮机额定工况的设计温度为25℃,因此在高温日(35℃)约有10%出力受阻,导致高温季节燃气轮机与煤机压出力运行的调峰能力差异不大,均为60%左右,对系统可再生能源消纳能力的影响差异不大。而同采用启停运行方式时,燃机较煤机具有启停迅速和调节速率快得优势。
五、抽水蓄能电站
抽水蓄能电站是电力系统重要的调峰电源之一,具有调峰填谷双重功能,抽水蓄能电站具有反应迅速、运行灵活、启停方便的特点,从静止状态到满载发电只需2~4分钟,从空载到满载只需30~35秒,从抽水状态紧急转换到满载状态也只需3~4分钟,可满足系统的各种运行方式的要求,是性能优良的调峰电源。因此,抽水蓄能电站是现代电网中不可缺少、优选的调峰电源,但抽水蓄能电站的建设受建设条件的限制很大。
另外关于各类机组对于风电的消纳能力我们进行了分析计算,根据我国各地区负荷和风电出力特点,电网的日最小负荷率一般为0.55-0.75,风电高峰出力一般为5%-15%、低谷出力一般为60%-100%,我们的计算结论为:
a) 火电和风电的组合,风电可占的比例为12—33%;
b) 70%调峰能力的燃机和风电的组合,风电可占的比例为20—39%;
c) 启停燃机(可调常规水电)和风电的组合,风电可占的比例为37—52%;
d) 抽水蓄能机组和风电的组合,风电可占的比例为64—73%。
(作者:徐逸清 供职于华东电力设计院)
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