各類型電源調峰技術經濟分析

　　我們講到，隨著可再生能源的發(fā)展，電力系統(tǒng)調峰平衡的形勢將越來越嚴峻，有必要采取措施解決日益突出的調峰問題，以保證電網安全運行，保證可再生能源發(fā)電的持續(xù)性發(fā)展。在此次專題2中，我們進一步來討論一下幾種電源調峰機組的技術經濟性。

　　一般而言，電網可以調峰的機組包括常規(guī)水電、火電、核電、燃汽輪機電廠、抽水蓄能電站。

　　一、常規(guī)火電

　　在這6類電源中常規(guī)水電調峰最經濟、易于調度，且調峰能力率為100%，但是這些電網常規(guī)水力資源不足，建設條件較好的大中型水電站基本已開發(fā);且現(xiàn)有的常規(guī)水電中有相當部分的是徑流式小水電，調節(jié)能力十分有限。

　　二、煤電機組

　　2006年以后電網內新增的機組基本是60、100萬千瓦機組、擁有50%左右調峰能力率，2010年以后華東電網內部的火電機組的綜合技術調峰能力有所提高，最高可達60%，但基本不低于50%。

　　煤電機組具備的調峰運行方式主要3種：低負荷調峰、啟停調峰和停機調峰模式。目前，電網煤電機組采用的主要是低負荷調峰方式，在電網調峰較為困難的情況下，也采用停機調峰和啟停的方式。

　　低負荷調峰，在負荷低谷時段通過降低機組出力以滿足系統(tǒng)調峰需要的運行方式。這種方式實現(xiàn)較為容易，機組壽命損耗小(約為啟停調峰壽命損耗率的1/8-1/4)，安全性、機動性好，是目前省內煤電機組主要的調峰運行方式。該方式調峰成本主要由低負荷下機組效率低于設計工況而引起的，在負載率降低時煤耗增加較多，提高了發(fā)電成本。

　　啟停調峰，機組由于電網調峰需要而停機，并在24小時內再度開啟的調峰方式。該方式的優(yōu)點是夜間停機后監(jiān)護簡單，機組可調出力大，可達100%額定出力，但由于啟停頻繁，操作復雜，其安全性、機動性較差，事故概率較高。常規(guī)，參與啟停調峰的主要為單機容量10-12.5萬千瓦及以下的小火電，而華東電網內電網調峰困難時，30萬千瓦和60萬千瓦機組也參與啟停調峰。該方式調峰成本主要為：由于啟停時工況急劇大幅度變化，產生冷熱交變應力，使得部件產生低周疲勞，最終影響機組壽命，以上海汽輪機廠30萬千瓦機組為例，熱態(tài)啟停一次的壽命損耗時間為1.8天;在啟動過程中，水、蒸汽、燃油、廠用電的消耗量較大，費用較高。

　　停機調峰，在國慶、春節(jié)等長假期間，系統(tǒng)負荷較同期正常工作日下降較多，此時除需盡量安排機組正常檢修外，還需安排大量煤電機組停機以適應系統(tǒng)長周期(一般為三天以上)低負荷運行狀態(tài)。停機調峰與啟停調峰類似，停機調峰對機組的影響主要為壽命損耗和啟停費用兩方面，在壽命損耗方面，每次冷態(tài)啟動的壽命損耗率是熱態(tài)啟停的5倍;在啟停費用方面，由于冷態(tài)啟動時所需時間較長，約為熱態(tài)啟動的3——4倍，啟動費用也比熱態(tài)啟動時高。

　　應當指出，煤電機組參與調峰后，除發(fā)電量指標、能耗指標下降外，其檢修間隔、檢修費用、臨檢次數等指標也會一定程度地上升。

　　對于煤電機組，最小技術出力、爬坡速度是衡量煤電機組調峰性能的兩個主要指標。目前，電網內100、60萬千瓦級煤電機組多為近幾年新建機組，一般最小技術出力率約在40%—50%左右;30萬千瓦級煤電機組調峰能力相差較大，一般國產老機組調峰能力相對較差，一般最小技術出力率約在50%—80%; 20萬千瓦及以下容量的煤電機組，其最小技術出力率約在65%——80%之間;供熱機組由于供熱的需要，一般最小技術出力率約在70%—80%左右。電網內30萬千瓦及以上煤電機組的平均爬坡速度約為1.5%——2%FP/min，部分新建機組調節(jié)速率較快，達2.5% FP/min。30萬千瓦以下煤電機組爬坡速度較慢，約為1% FP /min左右。

　　三、核電

　　盡管根據設計核電廠有一定的調峰能力，但由于我國目前建成投運的核電均在經濟較發(fā)達地區(qū)，人口密度較高，為保證核電廠安全運行，我國目前投運的核電均以帶基荷運行為主，僅在電網調峰極其困難的時期如春節(jié)、國慶或者夏季臺風時期，核電才降功率運行。

　　四、燃氣輪機電廠

　　燃機具有啟停方便、響應速度快的特點，調峰能力和跟蹤負荷的性能高于火電廠。目前電網選用的燃汽輪機機型主要為聯(lián)合循環(huán)機組，燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組從冷態(tài)啟動開始26min后，燃機就可以并網，整個機組啟動到滿負荷只需2——3h，同時聯(lián)合循環(huán)機組停機時間也遠比燃煤機組快，從100%負荷到停機僅需50min;負荷變動速率，目前燃煤機組(30萬千瓦)正常情況下從50%負荷至100%負荷至少需30min，而簡單燃機循環(huán)則可在12min內實現(xiàn)100%全負荷的升降。聯(lián)合循環(huán)的燃氣機組最低出力率一般按30%考慮，燃氣機組在低出力運行情況下熱效率將明顯下降。供熱的燃氣機組也是由于供熱的需要，一般最小技術出力率約在70%—80%左右。

　　由于燃氣輪機額定工況的設計溫度為25℃，因此在高溫日(35℃)約有10%出力受阻，導致高溫季節(jié)燃氣輪機與煤機壓出力運行的調峰能力差異不大，均為60%左右，對系統(tǒng)可再生能源消納能力的影響差異不大。而同采用啟停運行方式時，燃機較煤機具有啟停迅速和調節(jié)速率快得優(yōu)勢。

　　五、抽水蓄能電站

　　抽水蓄能電站是電力系統(tǒng)重要的調峰電源之一，具有調峰填谷雙重功能，抽水蓄能電站具有反應迅速、運行靈活、啟停方便的特點，從靜止狀態(tài)到滿載發(fā)電只需2——4分鐘，從空載到滿載只需30——35秒，從抽水狀態(tài)緊急轉換到滿載狀態(tài)也只需3——4分鐘，可滿足系統(tǒng)的各種運行方式的要求，是性能優(yōu)良的調峰電源。因此，抽水蓄能電站是現(xiàn)代電網中不可缺少、優(yōu)選的調峰電源，但抽水蓄能電站的建設受建設條件的限制很大。

　　另外關于各類機組對于風電的消納能力我們進行了分析計算，根據我國各地區(qū)負荷和風電出力特點，電網的日最小負荷率一般為0.55-0.75，風電高峰出力一般為5%-15%、低谷出力一般為60%-100%，我們的計算結論為：

　　a) 火電和風電的組合，風電可占的比例為12—33%;

　　b) 70%調峰能力的燃機和風電的組合，風電可占的比例為20—39%;

　　c) 啟停燃機(可調常規(guī)水電)和風電的組合，風電可占的比例為37—52%;

　　d) 抽水蓄能機組和風電的組合，風電可占的比例為64—73%。