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Date:2019-11-08
调峰路径选择与能耗差异 - 北极星电力新闻网
       北極星火力發電網訊:目前,可用於電網側調峰的技術手段[主要 的拚音:zhǔ yào]有抽水蓄能、蓄電池儲能、壓縮空氣儲能等,其中[隨著 的英 文:Along with]電池技術的發展,電池儲能[開始 的英 文:appeared]慢慢投入商業運行。在2019年召開的兩會上,國務院總理李克強在政府[工作 的拚音:gōng zuò]報告中[強調 的拚音:qiáng diào]要加快[解決 的拚音:jiě jué]風、光、水電消納[問題 的英 文:foul-ups][因此 的拚音: yīn cǐ][如何 的英 文:how]更好的消納可再生能源發電,降低我國整體煤耗或CO2及汙染物的排放是擺在[我們 的拚音:wǒ men]麵前的[重要 的英 文:important]課題■申慱sunbet高级会所■。(來源:微信[公眾 的英 文:Public]號“[中國 的拚音:zhōng guó]電力[企業 的拚音:qǐ yè][管理 的拚音:guǎn lǐ]”ID:zgdlqygl 作者:李建鋒 陳庚)電網側調峰目前,可用於電網側調峰的技術手段主要有抽水蓄能、蓄電池儲能、壓縮空氣儲能等,其中隨著電池技術的發展,電池儲能開始慢慢投入商業運行。與抽水蓄能相比,電池儲能處於起步階段,儲能效率較高,新建電池儲能效率[可以 的英 文:can]達到85%~90%;[建設 的英 文:building]周期短,占地麵積小;[但是 的英 文:But]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 的英 文:about]1000元~1200元/千瓦時,同時電池的使用壽命也遠遠小於抽水蓄能電站。所以,目前及今後一段時間內,抽水蓄能都將是電網側的主要調峰手段。抽水蓄能電站除啟停靈活、削峰填穀等特點外,還具有調頻、調相、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和調[度 的英 文:attitudes]運行,有利於更好地利用新能源資源,提升電力係統綜合效益。為[滿足 的英 文:meet]電網調峰需求,抽水蓄能電站裝機容量需要占到電力係統總裝機的5%~10%。但目前我國抽水蓄能建設還不能滿足電網調峰需求,其裝機總容量在電力總裝機中的占比僅有1■申慱sunbet专题专栏■。6%左右,遠遠低於西方發達國家,比如,美國抽蓄電站占比為7%~8%,[日本 的拚音:rì běn]達14%。我國調峰能力不足已開始[影響 的英 文:effect]電力係統運行,部分地區時段性影響嚴重。據中電聯可靠性管理[中心 的拚音:zhōng xīn]統計,目前在運的單機容量超過4萬千瓦的抽水蓄能電站總容量約為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 的拚音:zhè jiāng]及江蘇抽水蓄能機組建設規模較大,基本與該省的[經濟 的拚音:jīng jì]發展程度相匹配。而西北廣大風能太陽能資源豐富地區的抽水蓄能電站建設容量較小或沒有,所以,這也是西北地區的棄風及棄光率較高的一個重要原因。發電機組調峰在圖1中,廣大西北地區除內蒙古有少量的抽水蓄能機組外,其餘省份均沒有抽水蓄能電站,除了電網企業建設動力不足外,還和廣大西北地區水資源嚴重缺乏有[很大 的英 文:huge]的關係。另外,在東北地區,風資源較為豐富,但是抽水蓄能電站裝機容量也很小。除電網側利用抽水蓄能調峰外,發電側的調峰對電網運行也有很重要的作用。其中燃氣電站、水力發電及燃煤電站均具有一定的調峰能力。火電機組及水電機組均可以參與電網調峰,但水電機組調峰受[當地 的英 文:local]水資源、豐水及枯水期的影響較大,比如在廣大西北地區隻有黃河上遊幾個水電站可以參與調峰,調峰能力並不充足;燃機調峰的主要問題是[成本 的拚音:chéng běn]太高:受我國燃機技術的影響,發電用燃氣輪機組基本都需要進口,我國所消耗的[大部分 的拚音:dà bù fen]天然氣也需要進口,[而且 的拚音:ér qiě]燃機的檢修維護也一般需要國外的企業來承擔,[這樣 的英 文:then]造成燃氣發電成本很高。因此,在我國廣大西北、東北等地區更多的需要燃煤機組參與調峰。但現在西北、東北及華北部分地區燃煤機組參與電網調峰所麵臨的主要問題一個是調度方式問題:目前,我國大部分地區的燃煤機組調度方式是調度到機組,如果調度到廠,可以由燃煤電廠根據其自身的機組特點靈活掌握,這樣調峰能力會有更進一步的提高;燃煤機組調峰除了受調度方式影響之外,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月發電量及抽水電量較多,而這一時期正是當地的供暖期,燃煤機組的調峰能力受到很大的限製;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)蓄能電站的發電量及抽水電量較多,說明其利用小時或設備負荷率較高,其中江蘇省抽水蓄能電站在7月~10月發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月份以後到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風資源豐富的時期,但從上麵的分析中可以看出,在該時間段內,燃煤機組受供熱的影響,調負荷能力受到很大限製,所以,要想更多的參與電網調峰,需要進行一定的技術改造,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周期較長且總投資較大,一般建設周期在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抽水蓄能機組的情況下,為了降低棄風棄光現象,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改造等方法,將燃煤機組的調峰能力進一步提高,並[計劃 的拚音:jì huà]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,在參與電網調峰期間,可以得到較高的上網電價補償。比如在2017年,遼寧某電廠改造後參與電網調峰,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 的拚音:zuì xiǎo]技術出力可以由設計額定容量的50%將至30%,甚至更低;其次要求機組具有快速跟負荷能力,比如負荷調節速度由2%/分鍾提高至5%/分鍾;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。當然,機組的快速調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備儲熱量大,蒸汽的溫度和壓力響應速度較慢,所以為了能夠達到[這些 的英 文:These]要求,機組需要進行相應的技術改造,比如對主汽調節閥、高加抽汽係統進行改造;對機組的控製係統進行改造等。同時,也需要對鍋爐的燃燒係統和環保係統進行技術改造,以滿足鍋爐在低負荷期間的穩燃及環保要求等。對於熱電聯產機組,[由於 的拚音:yóu yú]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,供熱機組額外設置2台電鍋爐及熱水儲罐,在電力負荷較低時,利用電鍋爐將機組所發的多餘電量轉換成熱水儲存起來供用熱高峰期使用,也可以[有效 的拚音:yǒu xiào]提高機組的調峰能力。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,然後加熱供熱水,直接降低了蒸汽品質,火用損失很大;而對於圖4中的方案,由於采用電力加熱供暖水,機組的發電效率較低,30萬千瓦機組一般采用亞臨界參數,發電效率僅有40%左右,因此能源浪費更加嚴重。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於調峰能力不足的電廠。事實上,從更合理的角度而言,由於電網售電采用不同時段電價不同的定價機製,而發電機組進行靈活性改造,相當於承擔了一部分的電網調峰工作,所以補償款的一部分[應該 的英 文:yīng gāi]由電網企業承擔,而另一部分則需要由受益的風電或太陽能發電等新能源發電企業支付。 。
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