火電機組參與風光消納的問題分析及建議

張瑞山, 袁 琛, 鄭莆燕, 趙明忠, 葛智平

(1.國網(wǎng)甘肅省電力公司電力科學研究院 火力發(fā)電技術(shù)研究所, 甘肅 蘭州 730070; 2.上海電力學院 能源與機械工程學院, 上海 200090)

提高清潔能源的比例已經(jīng)被提升為國家戰(zhàn)略。國家能源局提出到2050年新能源發(fā)電比例超過50%,使風電、太陽能發(fā)電等可再生能源呈現(xiàn)快速發(fā)展勢頭。由于可再生能源,特別是風能、太陽能等具有隨機性、間歇性、出力變化快等特點,因此新能源的大規(guī)模集中并網(wǎng),增加了電網(wǎng)的調(diào)峰難度[1]。當前大規(guī)?？稍偕茉窗l(fā)電基地消納和送出能力不足的問題日趨突出,通過政府、電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)的共同協(xié)調(diào),棄風棄光問題得到了一定程度的緩解,但仍然較為嚴重。根據(jù)國家能源局統(tǒng)計數(shù)據(jù),2018年全國電網(wǎng)平均棄風率為7.0%,棄光率為2.8%～6.0%,個別省份棄風棄光率超過10%[2]。因此,在目前整個電力系統(tǒng)其他調(diào)峰方式(燃機、水電、儲能)調(diào)節(jié)量較小的情況下,發(fā)電比例占主導地位的傳統(tǒng)火電機組成為深度調(diào)峰的主力。深入分析大規(guī)模可再生能源引入后電網(wǎng)調(diào)峰需求的變化,了解火電機組進行靈活性改造的可行技術(shù),探究電力市場進行深度調(diào)峰的相關政策,找出存在的問題,在現(xiàn)有基礎上進一步提高對風光發(fā)電的消納,是迫切需要解決的問題。

1 調(diào)峰需求

1.1 用戶用電量的變化

根據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會的年度電力統(tǒng)計基本數(shù)據(jù)可知[3],近5年來,我國用電量逐年增加,如圖1所示。由圖1可知,全國用電量從2014年的55 636億kWh增至2018年的68 449億kWh時,年均增長率為5.10%。在所有類別中,以工業(yè)為主的第二產(chǎn)業(yè)用電占主導地位,但呈逐年下降的趨勢,2018年降至總用電量的69.01%。而第三產(chǎn)業(yè)和城鎮(zhèn)居民用電量的占比呈逐年上升的趨勢,至2018年接近30%,這種變化使得各電網(wǎng)峰谷差日趨增大。

圖1 近5年全國用電量變化

此外,由于各地區(qū)的人口、面積和經(jīng)濟發(fā)展不均衡,因此用電量的差異也很大。根據(jù)2018年國家電網(wǎng)的統(tǒng)計數(shù)據(jù)可得,各地區(qū)用電量占全國用電量的比例如圖2所示。圖2中,華東地區(qū)的用電量占全國總用電量的35.70%,而西北和西南地區(qū)占比約為10%,東北地區(qū)不足6%。

圖2 2018年全國各地區(qū)用電量占比

1.2 電源結(jié)構(gòu)的變化

近5年來,我國每年的電網(wǎng)裝機容量和總發(fā)電量均逐年增加,具體如圖3所示。

圖3 近5年我國每年的電網(wǎng)裝機容量和總發(fā)電量

由圖3可知,至2018年全網(wǎng)總裝機容量達到了189 967萬kW,發(fā)電量達到了69 940億kWh,年均增長率分別為8.61%和5.44%。裝機容量的增長率不僅高于總發(fā)電量的增長率,也高于全國用電總量的年均增長率,這就加劇了電力行業(yè)產(chǎn)能過剩的現(xiàn)象。

根據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會的年度電力統(tǒng)計基本數(shù)據(jù)[3]可得,近5年我國各類發(fā)電機組的裝機容量占比和年發(fā)電量占比情況如圖4所示。

圖4 近5年我國各類發(fā)電機組的裝機容量占比和年發(fā)電量占比

由圖4(a)可知:風電和太陽能發(fā)電的裝機容量在電網(wǎng)中的占比逐年提高,至2018年達到18.89%,而且增長速度最快,近5年平均年增長率超過31%;核電裝機容量占比最小,2018年占電網(wǎng)總裝機容量的2.35%,但近5年平均年增長率超過25%;而火電和水電的裝機容量占比逐年下降,2018年分別降至60.20%和18.54%,近5年平均年增長率相對較低,分別為5.64%和4.69%。圖4(b)表明,近5年各類發(fā)電機組年發(fā)電量占比的變化與裝機容量變化趨勢基本相同。其中:核電機組主要帶基本負荷,設備利用小時數(shù)較高,年發(fā)電量占比高于裝機容量占比,如2018年發(fā)電量占比為4.21%,超出裝機容量占比1.86個百分點;風電和太陽能發(fā)電則由于一次能源波動大,且電網(wǎng)消納能力低,棄風棄光嚴重,年發(fā)電量占比遠低于裝機容量占比,2018年發(fā)電量占比為7.77%,低于裝機容量占比11.12個百分點;火電則因承擔電網(wǎng)的調(diào)峰任務,彌補風電和太陽能發(fā)電負調(diào)峰的影響,年發(fā)電量占比高于裝機容量占比,2018年發(fā)電量占比為70.39%,超出裝機容量占比10.19個百分點;水電的年發(fā)電量占比與裝機容量占比基本持平,相差不到1個百分點。

此外,我國風能資源的地理分布非常不均勻,風力發(fā)電裝機容量差別也較大,具體如表1所示。根據(jù)全國第3次風能資源普査數(shù)據(jù)[4]和國家能源局統(tǒng)計數(shù)據(jù)[5],全國風力資源理論蘊藏量為432 773萬kW,風力發(fā)電裝機容量為20 953.2萬kW。其中,西北和華北地區(qū)的風力資源理論蘊藏量占全國總量的57%以上;截至2018年底,西北和華北地區(qū)的風力發(fā)電裝機容量則占了全國總量的54%以上。

表1 全國第3次風能資源普査數(shù)據(jù) 萬kW

張乾等人[6]的研究表明,太陽能資源適宜開發(fā)的情況在各地區(qū)的分布也是非常不均勻的:西北地區(qū)的適宜區(qū)占全國的53.0%,非常適宜區(qū)占全國的47.3%,累計光伏電站裝機容量占全國的45.6%;西南地區(qū)的非常適宜區(qū)與西北地區(qū)相當,但由于西藏的開發(fā)程度落后,因此該地區(qū)的太陽能光伏發(fā)電量相對較少。

由于全國用電分布和風電太陽能發(fā)電分布的不均勻和不對稱,西北地區(qū)風電、太陽能發(fā)電的兩個大省甘肅與新疆,棄風率分別為19.0%和22.9%,棄光率分別為10.0%和16.0%,是全國棄風棄光率最高的兩個省[2]。因此,在大力發(fā)展風電和太陽能發(fā)電的形勢下,必須要實現(xiàn)跨網(wǎng)消納風電和太陽能發(fā)電。

2 深度調(diào)峰技術(shù)

火電機組靈活性技術(shù)主要包括靈活和深度兩個方面。靈活是指機組具有更快的變負荷速率、更高的負荷調(diào)節(jié)精度及更好的一次調(diào)頻性能;深度是指機組具有更寬的負荷調(diào)節(jié)范圍,負荷下限從原來的50%額定負荷下調(diào)至30%,甚至更低。靈活性改造主要涉及鍋爐、汽機、輔機、控制系統(tǒng)等多個方面,并影響電廠生產(chǎn)過程中的污染物排放,同時還需要考慮設備的安全運行。

2.1 控制系統(tǒng)及運行優(yōu)化技術(shù)

在參與電網(wǎng)調(diào)峰的過程中,確保機組運行安全性和經(jīng)濟性的同時,機組響應電網(wǎng)需求的速度和穩(wěn)定性對機組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)和AGC控制方式提出了很高的要求。控制系統(tǒng)及運行優(yōu)化技術(shù)主要包括DCS控制系統(tǒng)性能優(yōu)化、AGC協(xié)調(diào)系統(tǒng)優(yōu)化控制技術(shù)、過熱和再熱汽溫優(yōu)化控制技術(shù)、低負荷下機組控制與邏輯保護梳理、機組快速啟停技術(shù)等[7-9]。

2.2 鍋爐側(cè)火電靈活性改造技術(shù)

燃煤機組鍋爐的靈活性改造主要是提高鍋爐變負荷深度和變負荷速率、改善鍋爐快速啟停能力和確保鍋爐運行的環(huán)保要求,與鍋爐爐型、燃煤品質(zhì)、輔機配置以及運行控制等眾多因素有關,包括點火穩(wěn)燃技術(shù)、燃燒器改造技術(shù)、制粉系統(tǒng)改造技術(shù)、快速啟動技術(shù)、深度調(diào)峰燃燒優(yōu)化技術(shù)、寬負荷脫硝改造技術(shù)以及輔助配套系統(tǒng)改造技術(shù)等[10-12]。

2.3 汽機側(cè)火電靈活性改造技術(shù)

燃煤機組汽輪機系統(tǒng)的靈活性改造主要是提高汽輪機系統(tǒng)低負荷時的運行效率和滿足電網(wǎng)調(diào)峰快速響應的要求。前者包括汽機本體、回熱抽汽系統(tǒng)、凝結(jié)水系統(tǒng)和給水系統(tǒng)的改造,后者包括主調(diào)閥預節(jié)流調(diào)峰、凝水調(diào)頻、回熱系統(tǒng)調(diào)峰等[11-12]。

2.4 熱電解耦技術(shù)

我國北方地區(qū)有相當數(shù)量的燃煤供熱機組,冬季這些機組因供熱而無法參與有效調(diào)峰,極大地削弱了電網(wǎng)消納風電、太陽能發(fā)電的能力。熱電解耦技術(shù)是指采取一定措施,將發(fā)電和供熱在一定程度上分離,使供熱機組的發(fā)電部分可以參與電網(wǎng)調(diào)峰。目前,熱電解耦技術(shù)主要包括蓄熱調(diào)峰系統(tǒng)技術(shù)、梯級加熱技術(shù)、電鍋爐供熱技術(shù)、低壓缸零出力技術(shù)、髙壓缸切除運行和余熱回收供熱技術(shù)等[12-14]。

上述各類技術(shù)中,控制系統(tǒng)及運行優(yōu)化技術(shù)投資少、見效快,應用較為廣泛。以甘肅省電網(wǎng)為例,在控制系統(tǒng)及運行優(yōu)化完成后,統(tǒng)調(diào)火電機組的調(diào)峰深度均已降至50%以下。若要進一步加大調(diào)峰深度,則需要在鍋爐側(cè)和汽機側(cè)進行較大的技術(shù)改造。這不僅增加了靈活性改造的投資成本,而且在過低負荷下導致機組效率下降和存在安全隱患[12],也使得深度調(diào)峰的運行成本不僅要考慮燃料成本的增加,還需要考慮機組損耗和維護成本的增加。

文獻[15]中對湖南省內(nèi)的300 MW和600 MW機組深度調(diào)峰時增加的供電運行成本進行了研究,考慮了主機壽命增加成本和運維增加成本之后,在湖南省當前的補貼標準下,300 MW機組基本處于虧損狀態(tài),600 MW 機組在接近30%負荷率時有可能實現(xiàn)盈虧平衡,就啟停調(diào)峰補貼而言,火電機組仍處于虧損狀態(tài)。因此,火電廠在進一步深度調(diào)峰改造方面仍舊顧慮重重。在通過技術(shù)研發(fā)降低火電廠靈活性改造的投入成本和運行成本的同時,也要通過有效的市場調(diào)節(jié)策略,使火電企業(yè)在采用先進調(diào)峰技術(shù)時的投入產(chǎn)出更加合理,促使企業(yè)主動開發(fā)和應用更有效的靈活性改造技術(shù)。

3 電力市場的調(diào)峰政策

電力市場是指通過法律、經(jīng)濟等手段,以公平、公正、競爭、互利為原則,將電力產(chǎn)業(yè)中發(fā)電、輸電、配電以及相關的其他配套售后服務等服務過程的交易各方組織起來所形成的電力商品買賣關系的總和[16]。調(diào)峰輔助服務作為一種特殊的商品應該獲得像普通商品一樣的價值,需要對調(diào)峰輔助服務的成本和價格進行市場核算,并給予相應的經(jīng)濟補償,以便提高火電廠提供優(yōu)質(zhì)高效的調(diào)峰輔助服務的積極性。

目前,電力輔助市場提供的調(diào)峰輔助服務包括基本(義務)調(diào)峰服務和有償調(diào)峰服務兩種。調(diào)動機組參與深度調(diào)峰的經(jīng)濟杠桿是有償調(diào)峰服務,主要包括實時深度調(diào)峰、電力儲能調(diào)峰、火電調(diào)停備用交易、火電應急啟停調(diào)峰、跨省調(diào)峰等交易品種。由于國內(nèi)各電網(wǎng)電力市場的發(fā)展程度不一樣,源-網(wǎng)-荷特點不同,交易品種也有所差異。

3.1 深度調(diào)峰補貼

我國現(xiàn)行的調(diào)峰輔助服務政策主要是對機組達到深度調(diào)峰后,在深度調(diào)峰時間段內(nèi)補償機組相應的損失電量。在深度調(diào)峰交易中,普遍采用階梯式報價方式和價格機制,發(fā)電企業(yè)在不同時期分檔浮動報價,不同區(qū)域的分檔方式及報價上下限略有不同。

目前大部分省級電網(wǎng)的階梯報價為:在40%≤火電廠負荷率<50%時為第1檔;在火電廠負荷率<40%時為第2檔。表2為《甘肅省電力輔助服務市場運營規(guī)則(試行)》中火電廠深度調(diào)峰交易報價。

表2 甘肅省火電廠深度調(diào)峰交易報價(元·kWh-1)

對于采用靈活性改造技術(shù)將調(diào)峰深度降至30%以下的火電廠來說,獲得的調(diào)峰補貼與調(diào)峰深度在30%～40%時相同,缺乏進一步改造的動力與經(jīng)濟支持,因此有必要改進階梯報價的現(xiàn)有分檔。

3.2 調(diào)峰補貼來源

根據(jù)電監(jiān)市場《并網(wǎng)發(fā)電場輔助服務管理暫行辦法》,各區(qū)域按照專門記賬、收支平衡、適當補償?shù)脑瓌t,建立輔助服務補償機制,發(fā)電廠所有考核費用全部用于補償提供有償調(diào)峰服務的電廠。以省(市)為單位實行收支平衡,調(diào)峰輔助服務補償費用不足(富余)部分按各電廠實際上網(wǎng)電量比例分攤,且分攤金額均設置上限。

以甘肅省為例,實時深度調(diào)峰交易的購買方是風電、光伏、水電以及出力未減到有償調(diào)峰基準的火電機組。當火電機組均已達到深度調(diào)峰基本要求時,則補償費用主要由風電廠、光伏電站和水電站分攤。當全部參與分攤的發(fā)電企業(yè)支付費用均達到上限后,實時深度調(diào)峰費用仍存在缺額時,缺額部分由參與深度調(diào)峰的火電廠在其獲得深度調(diào)峰補貼的費用中消減。這樣,隨著參與深度調(diào)峰的火電企業(yè)逐步增多,火電企業(yè)的深度調(diào)峰收益反而下降。但如果新能源發(fā)電量增大,其收益能夠支付足夠的調(diào)峰費用,則這一問題可以緩解。

3.3 跨省調(diào)峰

近年來,隨著遠距離、大容量輸電線路建設的完善,我國的跨省電力交易量逐年增長,對消納清潔能源起到了較大的促進作用[17]。通過建設跨省調(diào)峰輔助服務市場,實現(xiàn)資源在更大范圍內(nèi)的優(yōu)化配置,通過大電網(wǎng)互濟促進新能源消納,從而實現(xiàn)新能源電量上網(wǎng)和火電企業(yè)盈利的共贏。

然而,由于各地電力市場運營條件不同,并不是所有地區(qū)的電力市場都引入了跨省調(diào)峰服務。風力和太陽能發(fā)電資源最為豐富的西北地區(qū)5省輔助電力市場運行中均未引入跨省深度調(diào)峰。該地區(qū)火電容量有限,當?shù)赜秒娏坎蛔?想要消納更多的風電和太陽能光伏發(fā)電必須依靠跨省調(diào)峰服務,這不僅需要解決調(diào)峰技術(shù)上的問題,也必須打破省間電力市場壁壘的阻礙。

4 結(jié) 論

電網(wǎng)消納更多的風電和太陽能發(fā)電是一個復雜的系統(tǒng)工程,不僅取決于電廠和電網(wǎng)技術(shù)方案的可行性,而且還涉及行政管理、政府政策和市場運營等多方面內(nèi)容,需要多方協(xié)調(diào)規(guī)劃、不斷改進。

(1) 在政府方面,需要協(xié)調(diào)風電和火電的發(fā)展速度,制定合理的發(fā)展計劃,促進各方協(xié)作,建立合理的市場規(guī)則。

(2) 火電廠需要從技術(shù)和經(jīng)濟角度分析機組深度調(diào)峰成本,不斷進行技術(shù)改造,降低靈活性改造的投入成本和深度調(diào)峰的運行成本,提高參與電網(wǎng)深度調(diào)峰的市場競爭力。

(3) 電網(wǎng)公司需要提高電網(wǎng)調(diào)度水平和電力輸送能力,增加跨省深度調(diào)峰的可靠性,提高全國電網(wǎng)消納風電和太陽能光伏發(fā)電的能力。

(4) 電力市場規(guī)則制定方面,需要打破各地區(qū)電力市場深度調(diào)峰交易的壁壘,進一步細分調(diào)峰階梯定價,促進發(fā)電企業(yè)采用更多的靈活性改造技術(shù)。