蓄熱電鍋爐在風電限電地區進行調峰蓄能的可行性分析

劉慶超，張清遠，許霞

(1.華電電力科學研究院，浙江 杭州 310030;2.華電集團新能源發展有限公司，北京 100044)

1 研究背景

2009年年底，蒙西電網風電總裝機達到4 300 MW左右，截至2010年6月，蒙西電網所轄地區風電已經核準并在建設的風電容量達到3.5 GW左右。到2011年年底，蒙西電網風電總規模將達到12.0 GW。在冬季供暖期間，內蒙古當地電力需求有限。由于供暖用的汽輪機在抽氣供熱期間也要同時發電，因此，在保障供暖的同時，必須保證一定比例的發電量。在冬季午夜之后，內蒙古電網最低負荷約12.3 GW，其中火電供熱機組供電12.0 GW，因此，留給風電的余量負荷所剩無幾。

蒙西電網目前有2條500 kV東送華北電網的外輸電通道，輸送能力為4 300 MW，白天輸送量約為3900 MW，晚上約2500 MW，因此，夜晚風電仍然受限。

在不影響供熱負荷的情況下，要提高風電上網時間，目前主要有以下途徑:

(1)加大電量外送渠道。國家電網公司在“十二五”規劃中計劃在2013年后建設2條特高壓通道。因此，在中短期，內蒙古地區風電限電仍無法通過電量外送解決。

(2)蓄能技術。目前蓄能技術主要有飛輪蓄能、抽水蓄能及蓄電池等，這些方法由于成本過高或不具備建設條件而無法實施。

(3)增加夜晚用電負荷。主要有以下2項措施:

1)通過運用峰谷電激勵措施，把白天用電負荷調節到夜晚，此方法在一定程度上可調節夜晚用電負荷，但執行起來較為困難。

2)增加夜晚用電負荷。

針對內蒙古用電負荷特點，本著節約能源、提高綠色能源使用比的宗旨，本文提出了蓄熱電鍋爐冬季供熱增加城市用電負荷，從而可提高風電夜晚利用率，以起到調峰蓄能的作用。

2 蓄熱電鍋爐調峰蓄能技術經濟可行性分析

蓄熱電鍋爐主要利用峰、谷電價價差進行供熱，即在谷電時供熱和蓄熱，峰電時利用蓄熱的能量供熱，從而降低成本。

蓄熱電鍋爐調峰蓄能主要利用蓄熱電鍋爐夜晚供熱用電的特點，增加電網夜晚用電負荷，從而增加風電夜晚上網小時數，以達到節約化石能源消耗量、減少環境污染和構建綠色產業鏈之目的。

2.1 技術可行性分析

以某蓄熱電鍋爐供熱工程為例說明其技術的可行性。

(1)電鍋爐。該工程采暖系統選用2臺1260 kW的電熱水鍋爐用于蓄熱與供熱，每日00:00—08:00的電力低谷時段內電鍋爐在供熱的同時蓄熱，蓄得的熱量存儲在蓄熱槽中。

(2)采暖儲熱裝置。儲熱裝置放置在室內，共設置2個鋼制常溫蓄熱罐，每個蓄熱罐的體積為100 m3。

設計日系統的儲熱水溫為92℃，用熱至55℃，可利用溫差為37℃，系統的總蓄能(電)量為18690 kW·h。

在白天蓄熱水放熱供熱的全過程中，流經儲熱裝置的熱水經板式換熱器換熱且自控系統控制后，向末端系統提供60℃的熱水，滿足采暖系統的要求。

(3)系統設備配置。系統設備配置見表1。

表1 蓄熱采暖方案設備配置

(4)蓄熱空調系統運行策略。結合風電運行情況，蓄熱空調100%設計日運行策略如下:

1)主機制熱水同時供熱模式(00:00—08:00)。在此期間，電熱水機組在開機制熱水的同時也供熱，使得制能量達到8 680 kW·h，制得熱水儲存在儲熱裝置中。

2)主機與熱水聯合供熱模式(08:00—09:00，13:00 — 14:00，18:00 — 20:00)。在此期間，主要空調負荷還是由蓄熱水提供，不足部分由主機提供。

3)主機單獨供熱模式(09:00— 10:00，14:00—18:00，20:00— 24:00)。在此期間，空調負荷由電熱水機組單獨提供。

4)蓄熱水單獨供熱模式(10:00—13:00)。在此期間，空調負荷由蓄熱水單獨提供，以節省運行費用。

2.2 項目財務效益評價

根據目前內蒙古西部地區實際情況，若沒有蓄熱電鍋爐調峰蓄能，風機夜晚則會停機。若增加蓄熱電鍋爐供熱，則會增加相應的用電負荷和供電負荷，從而可使風電上網。運用費用效益法計算蓄熱電鍋爐供熱經濟可行性，供熱主要成本包括蓄熱電鍋爐的一次性投入成本、用電成本和人力成本等。

主要收益為供熱收益。運用費用效益法對該種經營模式下收益和費用進行評價。蓄熱電鍋爐建設期較短，通常可當年建設當年投產，經營期按10年計算，期末殘值為5%;供熱面積為35 000 m2，供熱價格為每月4元/m2;人力成本費用為每人1 500元/月，福利系數取43%，定員為1人，供熱時間以7個月計算;電價按0.4147元/(kW·h)計算;增值稅按17%計算;城市維護建設稅稅率取5%計算，教育費附加費率取3%，基準收益率按8%計算。

風電機組利用小時數按全年3000 h計算，風電上網電價按0.51元/(kW·h)(含稅)計算，以晚上限電小時數為8 h計算，等效折算機組停機約為2.74h(即機組滿負荷運行情況下)。供熱所需電量均從電網獲得，且該部分電量均由風電提供。根據計算，從當年10月1日至次年4月30日(22:00—08:00)供熱共需電量約為5GW·h，折算到每天為0.0236GW·h，其現金流量計算結果見表2。

以8%基準折現率對該項目凈現值NPV(Net Present Value)進行測算為－1 616.15萬元，該項目在財務效益上不可行。

2.3 項目國民經濟評價

運用經濟費用效益理論，從資源配置角度對該項目進行分析，評價其經濟合理性。該項目的直接效益為供熱效益，由于電能是風力所產生的，因此不存一次能源成本，其主要成本包括蓄熱電鍋爐的一次性投入成本、供電所需成本(按照0.1元/(kW·h)計算，輸配電損耗按照7%計算)和供熱人力成本等，其經濟費用效益流量計算結果見表3。

表2 現金流量 萬元

根據以上測算，該項目凈現值(NPV)為161.98萬元，內部收益率IRR(Internal Rate of Return)為47%。表明項目資源配置的經濟效率達到了可接受的水平。

2.4 風電場投資蓄熱供暖整體效益分析

若風電場投資蓄熱電鍋爐供暖企業，其經濟效益分析如下:

(1)主要成本包括蓄熱電鍋爐的一次性投入成本、用電成本、人力成本和風電場生產電能成本等。

(2)主要收益包括供熱收益和因限電損失且供熱提高負荷而得到的供電收益，其經濟費用效益流量計算結果見表4。

以8%的基準折現率對項目NPV進行測算為－14.83萬元。計算項目全部投資內部收益率為4.9%。在風電上網電價提高到0.5166元/(kW·h)時，以8%的基準折現率對項目NPV進行測算為0萬元，該項目全部投資內部收益率達到8%，該項目具有可行性。當供熱投資降低到126萬元時，以8%基準折現率對項目NPV進行測算為0萬元，項目全部投資內部收益率達到8%，該項目具有可行性。另外，隨著小區供暖規模的上升，單位面積投資會下降，因此效益會更加明顯。

表3 經濟費用效益現金流量 萬元

表4 供電收益現金流量 萬元

3 結論

(1)蓄熱電鍋爐是目前解決內蒙古地區風電冬季夜晚限電的一種方法，它可起到節能降耗的作用。雖然其盈利能力較弱，但其國民經濟效益較好，而且隨著規模的增大，其效益會逐漸增加。

(2)為了提高該項目的盈利能力，建議降低供熱稅收，同時實行峰谷電價，以提高項目的盈利能力。

(3)建議風電企業、電網及當地供熱企業共同投資電鍋爐蓄熱供暖項目，以實現合理的利益分配與共享，從而實現經濟的可持續發展。

［1］內蒙古電力行業協會.內蒙古境域內風力發電企業和部分電網企業研究報告［R］.呼和浩特:內蒙古電力行業協會，2010.

［2］肖明東，余莉，滕力.電鍋爐蓄熱技術在某供暖工程中的應用［J］.暖通空調，2004，34(1):65 －66.

［3］楊慶蔚，王曉濤，羅國三.建設項目經濟評價方法與參數［M］.北京:中國計劃出版社，2006.