目前，可用于电网侧调峰的技术手段主要有抽水蓄能、蓄电池储能、压缩空气储能等，其中随着电池技术的发展，电池储能开始慢慢投入商业运行。
在2019年召开的两会上，国务院总理李克强在政府工作报告中强调要加快解决风、光、水电消纳问题。因此，如何更好的消纳可再生能源发电，降低我国整体煤耗或CO2及污染物的排放是摆在我们面前的重要课题。
（来源：微信公众号“中国电力企业管理”ID：zgdlqygl 作者：李建锋 陈庚）
电网侧调峰
目前，可用于电网侧调峰的技术手段主要有抽水蓄能、蓄电池储能、压缩空气储能等，其中随着电池技术的发展，电池储能开始慢慢投入商业运行。与抽水蓄能相比，电池储能处于起步阶段，储能效率较高，新建电池储能效率可以达到85%~90%；建设周期短，占地面积小；但是造价较高，目前为1500元~2000元/千瓦时，而抽水蓄能电站可以做到大约1000元~1200元/千瓦时，同时电池的使用寿命也远远小于抽水蓄能电站。所以，目前及今后一段时间内，抽水蓄能都将是电网侧的主要调峰手段。
抽水蓄能电站除启停灵活、削峰填谷等特点外，还具有调频、调相、紧急事故备用和黑启动等多种功能。因此做好抽蓄电站建设和调度运行，有利于更好地利用新能源资源，提升电力系统综合效益。
为满足电网调峰需求，抽水蓄能电站装机容量需要占到电力系统总装机的5%~10%。但目前我国抽水蓄能建设还不能满足电网调峰需求，其装机总容量在电力总装机中的占比仅有1.6%左右，远远低于西方发达国家，比如，美国抽蓄电站占比为7%~8%，日本达14%。我国调峰能力不足已开始影响电力系统运行，部分地区时段性影响严重。
据中电联可靠性管理中心统计，目前在运的单机容量超过4万千瓦的抽水蓄能电站总容量约为3000万千瓦（各省装机容量见图1）。从图1中可以看出，广东、浙江及江苏抽水蓄能机组建设规模较大，基本与该省的经济发展程度相匹配。而西北广大风能太阳能资源丰富地区的抽水蓄能电站建设容量较小或没有，所以，这也是西北地区的弃风及弃光率较高的一个重要原因。
发电机组调峰
在图1中，广大西北地区除内蒙古有少量的抽水蓄能机组外，其余省份均没有抽水蓄能电站，除了电网企业建设动力不足外，还和广大西北地区水资源严重缺乏有很大的关系。另外，在东北地区，风资源较为丰富，但是抽水蓄能电站装机容量也很小。
除电网侧利用抽水蓄能调峰外，发电侧的调峰对电网运行也有很重要的作用。其中燃气电站、水力发电及燃煤电站均具有一定的调峰能力。
火电机组及水电机组均可以参与电网调峰，但水电机组调峰受当地水资源、丰水及枯水期的影响较大，比如在广大西北地区只有黄河上游几个水电站可以参与调峰，调峰能力并不充足；燃机调峰的主要问题是成本太高：受我国燃机技术的影响，发电用燃气轮机组基本都需要进口，我国所消耗的大部分天然气也需要进口，而且燃机的检修维护也一般需要国外的企业来承担，这样造成燃气发电成本很高。因此，在我国广大西北、东北等地区更多的需要燃煤机组参与调峰。
但现在西北、东北及华北部分地区燃煤机组参与电网调峰所面临的主要问题一个是调度方式问题：目前，我国大部分地区的燃煤机组调度方式是调度到机组，如果调度到厂，可以由燃煤电厂根据其自身的机组特点灵活掌握，这样调峰能力会有更进一步的提高；燃煤机组调峰除了受调度方式影响之外，另一个问题是受冬季供热的影响。
图2给出了2018年我国几个典型地区抽水蓄能电站的运行特点。从图2a中可以看出，辽宁省抽水蓄能电站在每年的10月到次年的4月发电量及抽水电量较多，而这一时期正是当地的供暖期，燃煤机组的调峰能力受到很大的限制；图2b及图2c则给出了河北和江苏两个省份的抽水蓄能电站的运行特点，从这两个省份可以看出，受冬季供暖和夏季空调的影响，在冬季（12月~次年3月）和夏季（7月份、8月份）蓄能电站的发电量及抽水电量较多，说明其利用小时或设备负荷率较高，其中江苏省抽水蓄能电站在7月~10月发电量和抽水电量均较高，是夏季炎热时间更长的缘故；广东地区地处华南，一年中的大部分时间都比较炎热，所以抽水蓄能电站进入5月份以后到10月都基本保持较高的负荷率，见图2d。
受我国气候特点的影响，冬季是广大西北地区风资源丰富的时期，但从上面的分析中可以看出，在该时间段内，燃煤机组受供热的影响，调负荷能力受到很大限制，所以，要想更多的参与电网调峰，需要进行一定的技术改造，一般称之为灵活性改造。
燃煤机组灵活性改造
抽水蓄能机组的建设周期较长且总投资较大，一般建设周期在6~8年左右，单位投资在6000~7500元/千瓦，因此在不能迅速增加我国北方地区抽水蓄能机组的情况下，为了降低弃风弃光现象，国家能源局推出鼓励燃煤火电机组进行灵活性改造的政策，即通过热电解耦或者技术改造等方法，将燃煤机组的调峰能力进一步提高，并计划在“十三五”期间参与灵活性改造的热电机组达到约1.33亿千瓦，纯凝机组约8200万千瓦。为了补偿在低负荷运行时所增加的额外成本，参与灵活性试点改造的机组，在参与电网调峰期间，可以得到较高的上网电价补偿。比如在2017年，辽宁某电厂改造后参与电网调峰，全年获电价补偿近1亿元，效益非常显著。
参与灵活性改造的燃煤机组，首先要求具有较大的变负荷能力，比如最小技术出力可以由设计额定容量的50%将至30%，甚至更低；其次要求机组具有快速跟负荷能力，比如负荷调节速度由2%/分钟提高至5%/分钟；第三要求机组具有快速启停能力，比如启机时间由4小时减少至2小时等。当然，机组的快速调负荷及启停还需要综合考虑对其寿命的影响。
因为燃煤机组换热设备储热量大，蒸汽的温度和压力响应速度较慢，所以为了能够达到这些要求，机组需要进行相应的技术改造，比如对主汽调节阀、高加抽汽系统进行改造；对机组的控制系统进行改造等。同时，也需要对锅炉的燃烧系统和环保系统进行技术改造，以满足锅炉在低负荷期间的稳燃及环保要求等。
对于热电联产机组，由于其带有供热热负荷，所以汽轮机的最小出力受供热抽汽量影响很大，因此其改造方式也有不同。为提高其调峰能力，热电解耦是目前常用的方式：比如大旁路解耦、电锅炉解耦、电热泵解耦技术等。
图3给出了在某电厂35万千瓦机组所采用大旁路解耦示意图，在图3中，从锅炉出来的部分主蒸汽直接减温减压去供热，而不是经过汽轮机抽汽供热，这样，供热量的多少不再影响汽轮机的负荷，也就提高了机组的调峰能力。
图4给出了某电厂30万千瓦机组所采用的电锅炉解耦方案，在图5中，供热机组额外设置2台电锅炉及热水储罐，在电力负荷较低时，利用电锅炉将机组所发的多余电量转换成热水储存起来供用热高峰期使用，也可以有效提高机组的调峰能力。
采用图3或图4中的方案，都存在较高的能源浪费，图3中高温高压的蒸汽被直接减温减压，然后加热供热水，直接降低了蒸汽品质，火用损失很大；而对于图4中的方案，由于采用电力加热供暖水，机组的发电效率较低，30万千瓦机组一般采用亚临界参数，发电效率仅有40%左右，因此能源浪费更加严重。
尽管上述两种热电解耦方式或多或少都存在能源浪费问题，但是因为有电价补偿，所以从经济效益上来看，灵活性改造目前是有盈利的，这部分的补偿款一般来源于调峰能力不足的电厂。事实上，从更合理的角度而言，由于电网售电采用不同时段电价不同的定价机制，而发电机组进行灵活性改造，相当于承担了一部分的电网调峰工作，所以补偿款的一部分应该由电网企业承担，而另一部分则需要由受益的风电或太阳能发电等新能源发电企业支付。
两种调峰方式的能耗比较
对于电网而言，在利用抽水蓄能电站进行调峰的时候，消耗的电量损失将由自身承担，而利用发电机组调峰，那么额外消耗的能量将由发电企业承担。既然这两种方式都要增加能耗，那么抛开电价或者补偿等经济因素，那种调峰方式的能耗更低呢？
图5与图6给出了两种调峰方式的示意图，在图5中，主要由抽水蓄能电站调峰，燃煤机组的最小出力取设计值，一般纯凝机组的最小出力Pminc为额定容量Pnc的50%，而供热机组的最小出力Pming假定为额定容量Pnc的70%（供热机组的最小出力受机组的热电比影响较大，此处为假定值，仅用来说明问题）。在图7中，对燃煤机组做了技术改造，机组的最小出力Pmin可以降至额定容量的30%。
图7给出了两种调峰方式的运行负荷示意图，假定在某一时刻风电光伏负荷迅速上升，但是用电负荷基本保持不变，那么燃煤机组需要立即降低负荷以便于风电光伏上网。对于没有进行灵活性改造的机组，其负荷只能降低为F1（比如为50%或70%），而对于改造后的机组负荷可以进一步降低至F2（比如为30%）。这样，机组在没有改造时，负荷差F1-F2就相当于被抽水蓄能机组所吸收（即图7中的阴影部分）。假定在运行到时间T1时，因为0~T1时间段内抽水蓄能机组已经将部分电能储存起来，所以在T1以后的时间段内可以利用蓄能电站的发电来替代燃煤机组的负荷，如果风电光伏及用电负荷不变，那么后面抽水蓄能电站的负荷达到F2即可满足系统要求，一直运行到调峰结束，即时刻T2。在T1~T2的时间段内，蓄能机组所发出的电量应该与吸收电量与蓄能效率的乘积相等。
根据前面图2中的数据，可以计算出目前抽水蓄能电站的蓄能效率大约为82%（发电量除以抽水电量），而燃煤机组的的能效水平与机组的负荷密切相关，图8给出了某30万千瓦纯凝发电亚临界机组的汽机效率与负荷率之间的关系，从图中数据可以估算出该机组在100%负荷时的供电煤耗大约为315克/千瓦时，在50%的负荷时供电煤耗约为350克千瓦时，在30%负荷时的煤耗大约为380克/千瓦时。而当机组供热时，可以取70%负荷时供电煤耗为300克千瓦时。同时，风电和太阳能发电的能耗认为是0，以此为条件可以对两种调峰方式的能耗做简单对比：当燃煤机组为纯凝发电机组时，一个调峰周期内（图7中0~T2时间段内），抽水蓄能调峰方式的能耗与纯凝机组灵活性改造调峰方式的能耗比例为175/176.3；而当机组是供热机组时，二者的比例为210/238.6。由此可见，采用抽水蓄能方式的能耗要低一些，尤其是热电联产机组热电解耦并灵活性改造后煤耗大幅度增加，所以该种调峰方式能耗增加更多。
当然，上述计算条件相对理想，对于具体的项目，还需要根据实际情况做更为详细的技术经济性分析。
热泵耦合循环水供热方式
热电联产机组为了调峰进行热电解耦，导致机组的煤耗显著增加，降低了系统效率。在前面提到，热电解耦技术中，有采用大型高效水源或地源热泵进行供热的技术路线，即利用电力驱动大型热泵为居民小区、医院、商场或其他企事业单位供暖，当热泵的制热系数较高时（现在大型高效热泵的制热系数可以达到5），热泵所消耗的电量可以小于汽轮机因减少抽汽而增加的发电量，这样系统效能大大提高。同时，热泵如果与储热装置相耦合，还可以显著提高系统对风电、太阳能发电的吸纳能力，系统示意图见图9。
不过建设大型压缩式水源或地源热泵也可能会面临一些较大的问题：其一是当地的水文或地质条件不一定能够满足大型热泵的安装需求，尤其是北方缺水地区；其二是热泵长期运行会对当地的地质环境产生一些负面影响，比如地温下降导致地源热泵制热效果下降、水源热泵回灌水不足会导致地下水资源过度消耗，或者污染地下水等；其三是建设成本较高等。
为应对上述问题，可以利用燃煤机组的循环水作为热泵的低温热源，送至热用户附近，由热用户利用大型高效水源热泵为其进行采暖，见图10。由于循环水温度较低，大大减少了管网的散热热损失；如果将一台热电联产机组利用该技术路线进行热电解耦技术改造后，汽轮机改为纯凝机组，机组的调峰能力大大增加，以某供热抽气量为200 吨/小时的 35万千瓦机组为例，改造后以锅炉最低稳燃负荷为50%计算，机组的调负荷能力将由原来的10万千瓦增加到17.5万千瓦，增幅高达75%；另外，由于汽轮机抽汽参数较高，所以改造后汽轮机增加的发电量扣除热泵耗电量以后仍有2.5万千瓦的剩余，显著增加了电厂效益；热泵使用的电力可以来自于该燃煤机组，也可以来自风电太阳能发电，因此配合储热装置会有效增加系统对新能源电力的消纳能力。
结论与建议
从前面的计算与分析来看，采用燃煤机组灵活性改造为电网深度调峰的方式，在一定条件下，其能耗要高于抽水蓄能调峰方式，因此，在对燃煤机组进行灵活性改造的时候，需要更为慎重。因此，在我国现阶段，更合理的方式是建设大容量高效率的抽水蓄能电站，或者大力对电池储能技术进行研发，以解决其寿命和成本问题。或者优化调度方式，大力推广电热泵与电厂循环水相结合的供暖技术路线等，以促进清洁能源消纳利用等。
本文刊载于《中国电力企业管理》2019年03期
原标题：调峰路径选择与能耗差异
