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根据前面图2中的数据,可以计算出目前抽水蓄能电站的蓄能效率大约为82%(发电量除以抽水电量),而燃煤机组的的能效水平与机组的负荷密切相关,图8给出了某30万千瓦纯凝发电亚临界机组的汽机效率与负荷率之间的关系,从图中数据可以估算出该机组在100%负荷时的供电煤耗大约为315克/千瓦时,在50%的负荷时供电煤耗约为350克千瓦时,在30%负荷时的煤耗大约为380克/千瓦时。而当机组供热时,可以取70%负荷时供电煤耗为300克千瓦时。同时,风电和太阳能发电的能耗认为是0,以此为条件可以对两种调峰方式的能耗做简单对比:当燃煤机组为纯凝发电机组时,一个调峰周期内(图7中0~T2时间段内),抽水蓄能调峰方式的能耗与纯凝机组灵活性改造调峰方式的能耗比例为175/176.3;而当机组是供热机组时,二者的比例为210/238.6。由此可见,采用抽水蓄能方式的能耗要低一些,尤其是热电联产机组热电解耦并灵活性改造后煤耗大幅度增加,所以该种调峰方式能耗增加更多。
当然,上述计算条件相对理想,对于具体的项目,还需要根据实际情况做更为详细的技术经济性分析。
热泵耦合循环水供热方式
热电联产机组为了调峰进行热电解耦,导致机组的煤耗显著增加,降低了系统效率。在前面提到,热电解耦技术中,有采用大型高效水源或地源热泵进行供热的技术路线,即利用电力驱动大型热泵为居民小区、医院、商场或其他企事业单位供暖,当热泵的制热系数较高时(现在大型高效热泵的制热系数可以达到5),热泵所消耗的电量可以小于汽轮机因减少抽汽而增加的发电量,这样系统效能大大提高。同时,热泵如果与储热装置相耦合,还可以显著提高系统对风电、太阳能发电的吸纳能力,系统示意图见图9。
不过建设大型压缩式水源或地源热泵也可能会面临一些较大的问题:其一是当地的水文或地质条件不一定能够满足大型热泵的安装需求,尤其是北方缺水地区;其二是热泵长期运行会对当地的地质环境产生一些负面影响,比如地温下降导致地源热泵制热效果下降、水源热泵回灌水不足会导致地下水资源过度消耗,或者污染地下水等;其三是建设成本较高等。
为应对上述问题,可以利用燃煤机组的循环水作为热泵的低温热源,送至热用户附近,由热用户利用大型高效水源热泵为其进行采暖,见图10。由于循环水温度较低,大大减少了管网的散热热损失;如果将一台热电联产机组利用该技术路线进行热电解耦技术改造后,汽轮机改为纯凝机组,机组的调峰能力大大增加,以某供热抽气量为200 吨/小时的 35万千瓦机组为例,改造后以锅炉最低稳燃负荷为50%计算,机组的调负荷能力将由原来的10万千瓦增加到17.5万千瓦,增幅高达75%;另外,由于汽轮机抽汽参数较高,所以改造后汽轮机增加的发电量扣除热泵耗电量以后仍有2.5万千瓦的剩余,显著增加了电厂效益;热泵使用的电力可以来自于该燃煤机组,也可以来自风电太阳能发电,因此配合储热装置会有效增加系统对新能源电力的消纳能力。
结论与建议
从前面的计算与分析来看,采用燃煤机组灵活性改造为电网深度调峰的方式,在一定条件下,其能耗要高于抽水蓄能调峰方式,因此,在对燃煤机组进行灵活性改造的时候,需要更为慎重。因此,在我国现阶段,更合理的方式是建设大容量高效率的抽水蓄能电站,或者大力对电池储能技术进行研发,以解决其寿命和成本问题。或者优化调度方式,大力推广电热泵与电厂循环水相结合的供暖技术路线等,以促进清洁能源消纳利用等。
本文刊载于《中国电力企业管理》2019年03期
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