调峰路径选择与能耗差异

北极星火力发电网讯:目前，可用于电网侧调峰的技术手段主要有抽水蓄能、蓄电池储能、压缩空气储能等，其中随着电池技术的发展，电池储能开始慢慢投入商业运行。

在2019年召开的两会上，国务院总理李克强在政府工作报告中强调要加快解决风、光、水电消纳问题。因此，如何更好的消纳可再生能源发电，降低我国整体煤耗或CO2及污染物的排放是摆在我们面前的重要课题。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”ID：zgdlqygl 作者：李建锋 陈庚）

电网侧调峰

目前，可用于电网侧调峰的技术手段主要有抽水蓄能、蓄电池储能、压缩空气储能等，其中随着电池技术的发展，电池储能开始慢慢投入商业运行。与抽水蓄能相比，电池储能处于起步阶段，储能效率较高，新建电池储能效率可以达到85%~90%；建设周期短，占地面积小；但是造价较高，目前为1500元~2000元/千瓦时，而抽水蓄能电站可以做到大约1000元~1200元/千瓦时，同时电池的使用寿命也远远小于抽水蓄能电站。所以，目前及今后一段时间内，抽水蓄能都将是电网侧的主要调峰手段。

抽水蓄能电站除启停灵活、削峰填谷等特点外，还具有调频、调相、紧急事故备用和黑启动等多种功能。因此做好抽蓄电站建设和调度运行，有利于更好地利用新能源资源，提升电力系统综合效益。

为满足电网调峰需求，抽水蓄能电站装机容量需要占到电力系统总装机的5%~10%。但目前我国抽水蓄能建设还不能满足电网调峰需求，其装机总容量在电力总装机中的占比仅有1.6%左右，远远低于西方发达国家，比如，美国抽蓄电站占比为7%~8%，日本达14%。我国调峰能力不足已开始影响电力系统运行，部分地区时段性影响严重。

据中电联可靠性管理中心统计，目前在运的单机容量超过4万千瓦的抽水蓄能电站总容量约为3000万千瓦（各省装机容量见图1）。从图1中可以看出，广东、浙江及江苏抽水蓄能机组建设规模较大，基本与该省的经济发展程度相匹配。而西北广大风能太阳能资源丰富地区的抽水蓄能电站建设容量较小或没有，所以，这也是西北地区的弃风及弃光率较高的一个重要原因。

发电机组调峰

在图1中，广大西北地区除内蒙古有少量的抽水蓄能机组外，其余省份均没有抽水蓄能电站，除了电网企业建设动力不足外，还和广大西北地区水资源严重缺乏有很大的关系。另外，在东北地区，风资源较为丰富，但是抽水蓄能电站装机容量也很小。

除电网侧利用抽水蓄能调峰外，发电侧的调峰对电网运行也有很重要的作用。其中燃气电站、水力发电及燃煤电站均具有一定的调峰能力。

火电机组及水电机组均可以参与电网调峰，但水电机组调峰受当地水资源、丰水及枯水期的影响较大，比如在广大西北地区只有黄河上游几个水电站可以参与调峰，调峰能力并不充足；燃机调峰的主要问题是成本太高：受我国燃机技术的影响，发电用燃气轮机组基本都需要进口，我国所消耗的大部分天然气也需要进口，而且燃机的检修维护也一般需要国外的企业来承担，这样造成燃气发电成本很高。因此，在我国广大西北、东北等地区更多的需要燃煤机组参与调峰。

但现在西北、东北及华北部分地区燃煤机组参与电网调峰所面临的主要问题一个是调度方式问题：目前，我国大部分地区的燃煤机组调度方式是调度到机组，如果调度到厂，可以由燃煤电厂根据其自身的机组特点灵活掌握，这样调峰能力会有更进一步的提高；燃煤机组调峰除了受调度方式影响之外，另一个问题是受冬季供热的影响。

图2给出了2018年我国几个典型地区抽水蓄能电站的运行特点。从图2a中可以看出，辽宁省抽水蓄能电站在每年的10月到次年的4月发电量及抽水电量较多，而这一时期正是当地的供暖期，燃煤机组的调峰能力受到很大的限制；图2b及图2c则给出了河北和江苏两个省份的抽水蓄能电站的运行特点，从这两个省份可以看出，受冬季供暖和夏季空调的影响，在冬季（12月~次年3月）和夏季（7月份、8月份）蓄能电站的发电量及抽水电量较多，说明其利用小时或设备负荷率较高，其中江苏省抽水蓄能电站在7月~10月发电量和抽水电量均较高，是夏季炎热时间更长的缘故；广东地区地处华南，一年中的大部分时间都比较炎热，所以抽水蓄能电站进入5月份以后到10月都基本保持较高的负荷率，见图2d。

受我国气候特点的影响，冬季是广大西北地区风资源丰富的时期，但从上面的分析中可以看出，在该时间段内，燃煤机组受供热的影响，调负荷能力受到很大限制，所以，要想更多的参与电网调峰，需要进行一定的技术改造，一般称之为灵活性改造。

燃煤机组灵活性改造

抽水蓄能机组的建设周期较长且总投资较大，一般建设周期在6~8年左右，单位投资在6000~7500元/千瓦，因此在不能迅速增加我国北方地区抽水蓄能机组的情况下，为了降低弃风弃光现象，国家能源局推出鼓励燃煤火电机组进行灵活性改造的政策，即通过热电解耦或者技术改造等方法，将燃煤机组的调峰能力进一步提高，并计划在“十三五”期间参与灵活性改造的热电机组达到约1.33亿千瓦，纯凝机组约8200万千瓦。为了补偿在低负荷运行时所增加的额外成本，参与灵活性试点改造的机组，在参与电网调峰期间，可以得到较高的上网电价补偿。比如在2017年，辽宁某电厂改造后参与电网调峰，全年获电价补偿近1亿元，效益非常显著。

参与灵活性改造的燃煤机组，首先要求具有较大的变负荷能力，比如最小技术出力可以由设计额定容量的50%将至30%，甚至更低；其次要求机组具有快速跟负荷能力，比如负荷调节速度由2%/分钟提高至5%/分钟；第三要求机组具有快速启停能力，比如启机时间由4小时减少至2小时等。当然，机组的快速调负荷及启停还需要综合考虑对其寿命的影响。

因为燃煤机组换热设备储热量大，蒸汽的温度和压力响应速度较慢，所以为了能够达到这些要求，机组需要进行相应的技术改造，比如对主汽调节阀、高加抽汽系统进行改造；对机组的控制系统进行改造等。同时，也需要对锅炉的燃烧系统和环保系统进行技术改造，以满足锅炉在低负荷期间的稳燃及环保要求等。

对于热电联产机组，由于其带有供热热负荷，所以汽轮机的最小出力受供热抽汽量影响很大，因此其改造方式也有不同。为提高其调峰能力，热电解耦是目前常用的方式：比如大旁路解耦、电锅炉解耦、电热泵解耦技术等。

图3给出了在某电厂35万千瓦机组所采用大旁路解耦示意图，在图3中，从锅炉出来的部分主蒸汽直接减温减压去供热，而不是经过汽轮机抽汽供热，这样，供热量的多少不再影响汽轮机的负荷，也就提高了机组的调峰能力。

图4给出了某电厂30万千瓦机组所采用的电锅炉解耦方案，在图5中，供热机组额外设置2台电锅炉及热水储罐，在电力负荷较低时，利用电锅炉将机组所发的多余电量转换成热水储存起来供用热高峰期使用，也可以有效提高机组的调峰能力。

采用图3或图4中的方案，都存在较高的能源浪费，图3中高温高压的蒸汽被直接减温减压，然后加热供热水，直接降低了蒸汽品质，火用损失很大；而对于图4中的方案，由于采用电力加热供暖水，机组的发电效率较低，30万千瓦机组一般采用亚临界参数，发电效率仅有40%左右，因此能源浪费更加严重。

尽管上述两种热电解耦方式或多或少都存在能源浪费问题，但是因为有电价补偿，所以从经济效益上来看，灵活性改造目前是有盈利的，这部分的补偿款一般来源于调峰能力不足的电厂。事实上，从更合理的角度而言，由于电网售电采用不同时段电价不同的定价机制，而发电机组进行灵活性改造，相当于承担了一部分的电网调峰工作，所以补偿款的一部分应该由电网企业承担，而另一部分则需要由受益的风电或太阳能发电等新能源发电企业支付。