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聚焦｜各类型电源调峰技术经济分析

2017-08-01 10:18:52 大云网　点击量：评论 (0)

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

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%。