比较调峰电源的性能差异

5.2.3.1　发电设备变出力运行方式及各类电源变出力运行性能比较

由第三章中可知,电力系统的发电设备,不仅要能满足电力负荷的静态需求,而且要能满足电力负荷随时变化的动态需求。这就决定了电力系统必须有一部分发电机组能作变出力运行。

发电设备变出力运行主要有以下3种方式。

(1)开停机运行方式。当电力系统用电负荷上升到需要本机组供电时,开机并网发电;当电力系统用电负荷下降到不需本机组供电时,关机停发。

这种运行方式,对于燃煤火电机组来说,通常是实行两班制运行。只有小型机组能够适应。大型燃煤机组实行开停机运行主要有以下问题:

1)开停机所需时间较长。两班制运行机组其停机时间一般6～8h,常处于温态或冷态下启动,启停时间较长,例如国产单机容量125MW 机组的启停时间为:

开机:从点火——满发需3h;

停机:从开始减负荷——停机需1h。

这样长的启停时间,难以满足电力负荷突然变化的需要,除非提前开机才能满足要求,但提前开机势必要增加运行费开支。

2)启动时燃料消耗量大。如国产单机容量125MW 机组,每启停一次消耗20t标准煤。300MW 机组每启停一次费用约需50万元。

3)机组频繁启停,使机组处于不利的条件下工作,容易损伤,导致机组检修次数增加,检修时间拉长。

这种运行方式,对于燃气—蒸汽联合循环机组来说是能够适应的。但此种机组停机时间超过8～14h,下次启动就要在冷态下启动,时间也比较长(燃机部分约需110min,汽机部分约需150min),需提前开机才能满足要求。而当停机时间少于8～14h,即机组发电时间大于10～16h,则机组运行经济性不佳(据分析,燃气—蒸汽联合循环机组年利用小时数超过2200h年费用现值将大于燃煤机组的年费用现值)。

这种运行方式,对于常规水电和抽水蓄能机组来说,由于它们的启停速度快,一般只需1～3min即可从停机状态到达满载运行。因此,开停机运行基本不增加额外的能量消耗。并且与火电机组相比,它们是在较低的温度和转速条件下运行,当开停机运行时,机组部件所承受的应力变化不剧烈,不致造成严重的损伤。因此,从技术和经济的角度看,常规水电和抽水蓄能机组承担旋转备用不需处于旋转状态,最适合开停机运行。但调节性能差的常规水电开停运行将产生弃水损失。

(2)增减负荷运行方式。随着用电负荷的变化,机组出力在额定出力与技术最小出力之间变动。用电负荷上升时,加大机组出力,用电负荷下降时,减小机组出力。

这种运行方式,水、火电机组在技术上和经济上也有明显差别。从机组出力允许变化幅度来看,水电机组达到额定出力的75%～80%。抽水蓄能机组甚至可以从-100%～+100%。而火电机组只能达到额定出力的25%～50%。核电机组的可变幅度只有额定出力的10%～15%,并且随着核燃料投运时间的延长而逐步衰减。从适应负荷变化速度来看,在旋转备用状态下,水电机组从技术最小出力增至满出力只需0.25～0.5min,而火电机组一般要20～30min,核电需要60min。据实验资料,N125机组的爬峰速率约为2000kW/min,N300机组的爬峰速率约为3000kW/min。火电机组在带部分负荷运行时,随着出力的降低,煤耗率增大。例如N125机组,与满载运行相比,带80MW负荷时,供电煤耗增加3.55%,带60MW 负荷时,供电煤耗增加7.84%,带40MW 负荷时,供电煤耗增加18.8%。另外,火电机组都是处于高温高压高速状态下工作,所带负荷频繁增减变化,导致各工作部件所承受的机械应力和温度应力发生反复剧烈变动,材料容易疲劳,部件容易损伤,导致检修率提高,经济运行寿命缩短。

这种运行方式,对于燃气—蒸汽联合循环机组来说也是能够适应的,但其出力变化幅度宜维持在100%～50%之间,低于50%机组效率将大幅度下降。据有关资料,中置式机组的跟踪负荷速率为:热态时燃机4.75%/min,汽机在启动后24min 为2.27%/min,42min 后为3.45%/min;温态时燃机为4.75%/min,汽机在机组启动后90min为1%/min,107min后为10%/min。单机容量300MW 燃气—蒸汽联合循环机组的正常升负荷速率为11MW/分钟,快升速率为30MW/min。在冷态下是难以跟踪负荷变化的。

(3)空转运行方式。当电力系统正常运行时,机组不带负荷,但仍在旋转。当电力系统负荷突然增加或电力系统因故障出力突然减少时,机组立即带负荷运行。

这种运行方式,要求火电机组锅炉持续燃烧,用少量蒸汽维持气轮机空转,机组处于旋转备用状态。此时的燃料消耗并不生产电能,因而增加了机组的单位电能的燃料消耗。

这种运行方式,对于常规水电机组来说,可能是调相运行状态,也可能是停机状态。调相运行状态,只消耗少量水能,而且能向系统提供无功出力,满足系统调压需要。由于水电机组启动快,在停机状态下也能满足电力系统负荷突增要求。

这种运行方式,对于抽水蓄能机组来说,既可以是调相运行状态,又可以是抽水运行状态,也可以是停机状态,都能起到旋转备用作用。当其处于抽水工况,遇到系统需要投入时,它可以立即从抽水工况转到发电工况。其增荷容量为其抽水工作容量与发电工作容量之和。

综上所述,不同类型的发电机组,具有不同的技术经济特性,由此决定了它们在电力系统中所能发挥的作用。就担任变动负荷而言,有调节能力的常规水电站和抽水蓄能电站最为合适。

对于一个电力系统来说,采用单一的电源结构是十分不利的,在有条件的地方应当尽量采用多种电源配合运行。要根据地区能源结构和资源条件,通过全面的技术经济论证,来选择各类电源的最优组合,确定各类电源在系统电源总量中的最佳比重。

以上只是对各类机组变出力运行特性作简单定性分析,对于具体工程的建设必要性论证来说是很不充分的。还需要通过调峰容量平衡,在明确了电力系统需要增建调峰电源的基础上,再根据电力系统的能源资源条件、运输条件及其他建设条件,拟定几个电源扩展方案,在同等程度满足电力电量平衡和调峰容量平衡的条件下,进行技术经济比较。如果比较后,所选方案包含所论证的抽水蓄能电站,则说明建设该抽水蓄能电站是必要的。

5.2.3.2　调峰电源方案拟定

满足电力系统调峰及动态需求的手段较多,主要有以下4种。

(1)利用具有一定调节性能的常规水电站。

(2)利用调节能力较强的火电厂。(www.xing528.com)

(3)利用燃气轮机电站。

(4)利用抽水蓄能电站。

一般缺乏调峰电源的电力系统,都是常规水电资源不足或水电资源开发殆尽,因此新建常规水电方案不存在。因而通常只取后3个方案进行比较。

5.2.3.3　各方案系统电源组合推求

在同等程度满足电力系统设计水平年用电需求(包括静态需求和动态需求)的条件下,通过电源优化规划推求各调峰电源方案的电源组合,包括组成电源类别、装机容量等。

5.2.3.4　各方案系统生产模拟计算

通过对各方案系统生产模拟计算,推求每个方案各类机组的年发电量、运行费用及燃料费用。一般涉及以下计算内容。

(1)合理安排系统机组检修计划。

(2)将系统需要的备用容量分配给各类机组。

(3)计算水电站群各月平均出力。

(4)将系统负荷合理分配给各类机组,首先将径流式水电及供热火电安排在基荷运行,将有调节能力的水电站及抽水蓄能电站通过电力电量平衡,安排在腰荷及峰荷运行,然后按照等微增率原理将剩余负荷分配给各类火电(按煤耗特性分类),加上各类火电机组分得的旋转备用容量,确定各类火电机组的开机容量,并计算各类机组的年发电量。

(5)根据各类火电机组的开机容量、工作容量和相应发电量以及煤耗特性,计算其燃料消耗及燃料费。

(6)根据各类机组的运行费率计算年运行费。

5.2.3.5　各方案年费用现值计算

根据各方案电源组成中各类机组的单位投资、施工期投资分配比例,计算各类电源的投资流程,各类机组投资流程之和即为方案的投资流程。同时列出各方案运行费流程及燃料费流程。

将计算期内上述三项费用之和逐年折算到施工期第一年,即得各方案年费用现值。

5.2.3.6　各调峰电源方案技术经济比较

以年费用现值最小为原则,并综合分析选取最佳调峰电源方案。当最佳调峰电源方案中包含所论证的抽水蓄能电站,则说明建设该抽水蓄能电站既是必要的和也是经济的。

5.2.3.7　综合分析建设必要性

在得出上述结论之后,还应根据所在电力系统具体情况和拟建抽水蓄能电站的优势条件进一步论证建设必要性。例如福建仙游抽水蓄能电站在进行调峰电源经济比较之后,还从以下几方面论证建设该电站的必要性。

(1)分析福建电网中长期发展电力市场空间大小。经分析,在考虑剩余常规水电资源按计划如期建成投产,并新建10 台350MW 燃气轮机的情况下,自2006～2015年仍缺发电装机容量约1000MW,由此证明仙游抽水蓄能电站(装机1200MW)建成后到其设计水平年不会有空闲容量,能够替代同等规模火电装机。

(2)分析福建电网面临的调峰形势,计算如不投入仙游电站,火电深度调峰程度。经分析,如不建抽水蓄能电站,到2015年火电机组汛期最大调峰幅度为52.1%,非汛期为51.3%。而建抽水蓄能电站,则同期火电调峰幅度汛期最大为41.4%,非汛期最大为40.8%。说明建设仙游电站可以大大改善火电的运行条件。

(3)根据福建省电力发展规划,至2015年具有调节性能的常规水电装机容量约1332MW,仅占全省水电装机容量的15%,丰、枯水期水电出力相差悬殊,枯水期出力不足,供电困难,丰水期又大量弃水调峰,造成大量弃水电量损失。仙游电站建成后,发挥削峰填谷作用,一方面减少弃水电量损失,经计算2015年可减少弃水损失电量18.31亿kW·h(按平水年、火电调峰幅度35%计);另一方面又可将低谷水电转化为高峰电量,充分利用水力资源。

(4)根据电网发展规划,福建电网将建设核电。仙游电站位于负荷中心地区,临近拟建的核电站,受、送电条件优越,可以配合核电运行,确保核电稳定安全运行。

(5)根据国家电力主管部门规划,2015～2020年金沙江水电将通过浙江向福建送电,大容量远距离送电,线路出现故障在所难免,为确保福建电网安全稳定运行,受电端必须安排足够的紧急事故备用电源。同时如果金沙江送电汛期以基、腰荷为主,势必会加大福建电网的调峰压力。建设仙游电站即可增加福建电网紧急事故备用容量,又可加大福建电网调峰能力,有利于消纳金沙江水电。

(6)建设仙游抽水蓄能电站可以改善火电机组运行条件,降低运行成本,提高电网运行经济性。据测算,按照火电承担调峰幅度35%计,仙游抽水蓄能电站可使3400MW 火电机组从峰腰荷转为基荷运行,与无仙游抽水蓄能电站相比,2015年水平年全系统煤耗可减少32.9万t,不仅可以减少系统运行费用,还可减少因煤炭燃烧引起对环境的污染,具有较大的环境效益。