蓄能调峰技术的经济性分析

蓄能调峰技术的经济性分析

李长志

（华电能源股份有限公司）

摘要：蓄能运行是指通过热网系统自带的蓄能设施利用电网负荷低谷期将多余的热量储存在蓄能装置中，极少弃汽，调高机组效率，降低煤耗，在电网负荷高峰时再将这部分热量释放出来，保证机组长时间低负荷运行，实现调峰的目的，增加经济收益。

关键词：蓄能调峰、经济性

引言

当前一直倡导的低碳环保经济运行和日益紧张的能源枯竭问题的矛盾日渐显现，气侯变暖已成为全球的共识，我国目前采取的低碳环保策略分两步走：第一步淘汰小火电机组，30万及以上的机组安装脱碳装置运行，发展装机容量为100万的大火电机组，在降低机组供电煤耗的同时，降低电厂CO2的排放量。第二步大力发展以风电、光伏、水电、核电这四个新能源为主的清洁能源市场，且火电的总装机容量时刻以新能源的总装机容量为参照。而目前我国的电力市场现状是供电负荷远远大于用电负荷，供热区域逐渐增加，但是热电厂限于外部环境的影响，机组可用率往往只有50%左右，特别是2016年上半年，国家经济“L”型发展给电力市场特别是火电市场造成了不可避免的冲击，在这样的情况下，电网应更需要足够的调峰能力，且配置足够容量的蓄能调峰后，可以优化电能产业结构，实现能源的有效利用和资源的可持续发展，目前国内主要的蓄能调峰手段有几种：抽水蓄能调峰、火电深度调峰、燃气轮机组调峰等。本文主要就热电厂的蓄能调峰来分析其带来的经济效益

1热电厂蓄能调峰产生的背景

为提高调度的灵活性，提升东北电力系统和区域热网的安全运行水平，使得峰谷电力得以充分利用，2014年7月7日，国家能源局东北监管局下发东北监能市场[2014]240号文件对东北区域电力系统的调峰潜力进行调动，并进一步提高清洁能源消纳空间。经过阶段性的试运行后。

同时，根据东北电网规定，100MW以上火电机组参与辅助调峰。辅助调峰分为基本辅助调峰和有偿辅助调峰；基本辅助调峰是指负荷率大于52%的调峰；有偿调峰补偿方式分为深度调峰（负荷率小于52%的调峰）、应急启停调峰（低于核定的最小运行方式的启停调峰）、跨省调峰（省间有偿调峰持援的）；当电力系统负荷过低，基本辅助调峰满足不了要求，造成风电场弃风、个别火电厂发生有偿辅助调峰时，才产生分摊与补偿。火电厂负荷率高于52%的都要按电量分摊。风场弃风、火电厂有偿调峰要按电量进行补偿。补偿方案见表1-1。

2蓄能调峰实施的必要性

由于富热电厂“上大压小”工程启动后只存在单一热源，供热安全无法保证；因此为了寻找备用电源，富发电厂根据实际情况进行3×200MW机组进行供热改造，在提高城区集中供热普及率的同时，还能与富热电厂350MW供热机组作为联合热源，互为备用，提高城区供热事故保障率。在富发电厂供热改造规划出台后，对机组的供热改造有光轴供热改造方案与连通管打孔抽汽供热改造方案这两种。由于此两种方案的运行模式存在较大差异，机组抽汽供热能力也差异较大，因此，结合政府现有的深度调峰政策，将很有必要在此基础之上进行调峰蓄热系统的论证，在灵活电力调度的前提下，对于电厂还能享受政策优惠，将是一个双赢的局面。

目前，东北全网总装机容量1.2亿千瓦，其中：火电装机8475万千瓦，供热机组占比超70%；风电装机2347万千瓦，风电占比19.6%，比例为全国六大区域最高；水电装机803万千瓦，比例较低；核电装机336万千瓦，发展较快。全网最大发电电力5930万千瓦，同比增长3.19%；发电最大峰谷差1283万千瓦，同比增长5.24％。东北地区总体表现为供大于求，在不出现大量的大机组集中临检、缺煤停机前提下，东北电网最大富余发电能力将可达到约2000万千瓦左右。十三五期间，国家拟投资建设扎鲁特特高压输变电线路，向山东地区送电，以解决东北电网电力过剩、冬季低谷时段电热矛盾突出的问题。但是山东区域消纳能力也只有600万千瓦，而东北区域待建装机容量为4000万千瓦（已拿到路条）。十三五期间，东北地区电力需求增长仍然乏力，消纳空间有限，况且长江以南区域电力过剩已日趋凸显（上海地区利用小时数已低于4000）。因而深度调峰电量在近十年内将成为稀缺资源，开展蓄能供热调峰项目是可行的。

基于以上情况调峰蓄热系统可以满足以上要求。首先，机组供热改造可以采用光轴方案使得机组最低发电负荷保持在88MW；其次，机组白天运行时，蓄热系统进行蓄热，机组晚上运行时，蓄热系统进行放热。通过以上改造和运行方式调整，可以实现电力的灵活调度以及得到政策的惠利。综合以上所述，富发电厂机组供热改造势在必行，但是由于调峰政策的影响使得为满足供热时发电经济效益受到较大影响，因此需要寻找合适的途径既能满足供热负荷需求，又能享受国家能源局东北监管局的电价补偿政策。

3调峰蓄热系统经济效益分析

调峰蓄热系统经济效益分为为政府给予的政策补偿金额扣除系统的运营成本组成。本文将对两种不同的考核方式进行经济效益分析，其一电负荷深度调峰只考核单台光轴机组的运行，其二电负荷深度调峰考核打孔抽汽与光轴机组2台机组运行。

根据火电厂不同调峰深度所对应的三档电厂补偿机制，具体的补偿金额按照以下方式计算：

火电厂调峰补偿金额=

其中，有偿调峰电量定义为火电厂在各有偿调峰分档区间内的未发电量。

3.1现行电力调峰补偿政策

调峰服务是指调峰机组按照调度指令有目的、有计划地将并网机组的负荷带至某一区间，甚至是深度调峰，作为鼓励调度会给予调峰机组一定的补偿，称为有偿调峰，蓄能系统在深度调峰中作用巨大。

为了使区域热网能够灵活调配配合，鼓励电厂热网利用负荷峰谷差和蓄能技术深度调峰，2016年3月25日，东北能源监管局下发《<东北电力调峰辅助服务市场监管办法（试行）>补充规定》，对调峰辅助服务分摊金额的计算方法进行了规定。

非供热期，第一档，对纯凝火电机组，火电调峰率为40%﹤负荷率≤50%，报价下限0元/kwh,报价上限0.4元/kwh;对热电机组，火电调峰率为40%﹤负荷率≤48%，报价下限0.4元/kwh,报价上限1元/kwh;第二档，对全部火电机组，火电调峰率为负荷率≤40%，报价下限0.4元/kwh,报价上限1元/kwh;供热期，第一档，对纯凝火电机组，火电调峰率为40%﹤负荷率≤52%，报价下限0元/kwh,报价上限0.4元/kwh;对热电机组，火电调峰率为40%﹤负荷率≤54%，报价下限0元/kwh,报价上限0.4元/kwh;第二档，对全部火电机组，火电调峰率为负荷率≤40%，报价下限0.4元/kwh,报价上限1元/kwh。

当电力市场供严重大于求时，基本辅助调峰已满足不了电力系统调峰的需要，此时将造成弃风、弃水、弃光等现象，此时如有电厂参与有偿调峰，将得到补偿，表1-2为机组不同负荷率情况下，分摊和补偿的标准。

3.2考核单台光轴机组运行

本项目采用1台光轴供热运行，另外1台机组打孔抽汽供热运行的模式。本效益依据光轴的投运情况进行分析，供热初末期，由于供热负荷需求较低，光轴机组不能投运，因此在现有政策基础之上，无法享受调峰政策补贴。因此，本文将结合外界供热需求，考虑光轴机组投运情况和机组调峰时间，最终计算机组在现有调峰政策下的收益。

下面将对2016年至2020年不同的供热面积情况下，结合现有的调峰政策进行政策补贴预测分析。仅考虑光轴机组的深度调峰情况。

3.3打孔抽汽及光轴两台机组运行

机组的最小进汽量为345t/h，其运行的最低电负荷为120MW。供热初末期，光轴刚刚投运时，采用最小抽汽工况下，机组电负荷为90.453MW，和打孔抽汽机组平均电负荷为105.2265MW。在供热负荷高峰期，光轴机组采用最大抽汽工况运行，此时机组电负荷为88.164MW，和打孔抽汽机组平均电负荷为104.082MW。

3.4调峰蓄热系统运行成本分析

本工程的生产成本主要包括电耗、人工费、折旧费及修理费等，不考虑财务费用和其他费用，扣除进项税，新增定员工资30万元，修理费55万元，电耗费用55万元，年经营成本小计140万元，折旧费119万元，财务费用（平均）66万元，年生产成本总计325万元。

4、结束语

随着城市供热的多元化发展，城市供热面积的逐渐增大，与供热发展成反向的是国家经济加速速度的放缓和热电厂出力的急剧下降，在这样的背景下供热蓄能技术和深度调峰补偿的优势逐渐凸显出来，通过上述分析可知，通过蓄能技术改造后，电厂的年调峰收益从2016年的236.94万元到2020年的486.97万元，五年投入预计收益401.36万元，这样的改造既缓解了供热紧张的现状，还在机组的安全运行的基础上产生了巨大的经济效益。