蓄热电锅炉在风电限电地区进行调峰蓄能的可行性分析

刘庆超，张清远，许霞

(1.华电电力科学研究院，浙江 杭州 310030;2.华电集团新能源发展有限公司，北京 100044)

1 研究背景

2009年年底，蒙西电网风电总装机达到4 300 MW左右，截至2010年6月，蒙西电网所辖地区风电已经核准并在建设的风电容量达到3.5 GW左右。到2011年年底，蒙西电网风电总规模将达到12.0 GW。在冬季供暖期间，内蒙古当地电力需求有限。由于供暖用的汽轮机在抽气供热期间也要同时发电，因此，在保障供暖的同时，必须保证一定比例的发电量。在冬季午夜之后，内蒙古电网最低负荷约12.3 GW，其中火电供热机组供电12.0 GW，因此，留给风电的余量负荷所剩无几。

蒙西电网目前有2条500 kV东送华北电网的外输电通道，输送能力为4 300 MW，白天输送量约为3900 MW，晚上约2500 MW，因此，夜晚风电仍然受限。

在不影响供热负荷的情况下，要提高风电上网时间，目前主要有以下途径:

(1)加大电量外送渠道。国家电网公司在“十二五”规划中计划在2013年后建设2条特高压通道。因此，在中短期，内蒙古地区风电限电仍无法通过电量外送解决。

(2)蓄能技术。目前蓄能技术主要有飞轮蓄能、抽水蓄能及蓄电池等，这些方法由于成本过高或不具备建设条件而无法实施。

(3)增加夜晚用电负荷。主要有以下2项措施:

1)通过运用峰谷电激励措施，把白天用电负荷调节到夜晚，此方法在一定程度上可调节夜晚用电负荷，但执行起来较为困难。

2)增加夜晚用电负荷。

针对内蒙古用电负荷特点，本着节约能源、提高绿色能源使用比的宗旨，本文提出了蓄热电锅炉冬季供热增加城市用电负荷，从而可提高风电夜晚利用率，以起到调峰蓄能的作用。

2 蓄热电锅炉调峰蓄能技术经济可行性分析

蓄热电锅炉主要利用峰、谷电价价差进行供热，即在谷电时供热和蓄热，峰电时利用蓄热的能量供热，从而降低成本。

蓄热电锅炉调峰蓄能主要利用蓄热电锅炉夜晚供热用电的特点，增加电网夜晚用电负荷，从而增加风电夜晚上网小时数，以达到节约化石能源消耗量、减少环境污染和构建绿色产业链之目的。

2.1 技术可行性分析

以某蓄热电锅炉供热工程为例说明其技术的可行性。

(1)电锅炉。该工程采暖系统选用2台1260 kW的电热水锅炉用于蓄热与供热，每日00:00—08:00的电力低谷时段内电锅炉在供热的同时蓄热，蓄得的热量存储在蓄热槽中。

(2)采暖储热装置。储热装置放置在室内，共设置2个钢制常温蓄热罐，每个蓄热罐的体积为100 m3。

设计日系统的储热水温为92℃，用热至55℃，可利用温差为37℃，系统的总蓄能(电)量为18690 kW·h。

在白天蓄热水放热供热的全过程中，流经储热装置的热水经板式换热器换热且自控系统控制后，向末端系统提供60℃的热水，满足采暖系统的要求。

(3)系统设备配置。系统设备配置见表1。

表1 蓄热采暖方案设备配置

(4)蓄热空调系统运行策略。结合风电运行情况，蓄热空调100%设计日运行策略如下:

1)主机制热水同时供热模式(00:00—08:00)。在此期间，电热水机组在开机制热水的同时也供热，使得制能量达到8 680 kW·h，制得热水储存在储热装置中。

2)主机与热水联合供热模式(08:00—09:00，13:00 — 14:00，18:00 — 20:00)。在此期间，主要空调负荷还是由蓄热水提供，不足部分由主机提供。

3)主机单独供热模式(09:00— 10:00，14:00—18:00，20:00— 24:00)。在此期间，空调负荷由电热水机组单独提供。

4)蓄热水单独供热模式(10:00—13:00)。在此期间，空调负荷由蓄热水单独提供，以节省运行费用。

2.2 项目财务效益评价

根据目前内蒙古西部地区实际情况，若没有蓄热电锅炉调峰蓄能，风机夜晚则会停机。若增加蓄热电锅炉供热，则会增加相应的用电负荷和供电负荷，从而可使风电上网。运用费用效益法计算蓄热电锅炉供热经济可行性，供热主要成本包括蓄热电锅炉的一次性投入成本、用电成本和人力成本等。

主要收益为供热收益。运用费用效益法对该种经营模式下收益和费用进行评价。蓄热电锅炉建设期较短，通常可当年建设当年投产，经营期按10年计算，期末残值为5%;供热面积为35 000 m2，供热价格为每月4元/m2;人力成本费用为每人1 500元/月，福利系数取43%，定员为1人，供热时间以7个月计算;电价按0.4147元/(kW·h)计算;增值税按17%计算;城市维护建设税税率取5%计算，教育费附加费率取3%，基准收益率按8%计算。

风电机组利用小时数按全年3000 h计算，风电上网电价按0.51元/(kW·h)(含税)计算，以晚上限电小时数为8 h计算，等效折算机组停机约为2.74h(即机组满负荷运行情况下)。供热所需电量均从电网获得，且该部分电量均由风电提供。根据计算，从当年10月1日至次年4月30日(22:00—08:00)供热共需电量约为5GW·h，折算到每天为0.0236GW·h，其现金流量计算结果见表2。

以8%基准折现率对该项目净现值NPV(Net Present Value)进行测算为－1 616.15万元，该项目在财务效益上不可行。

2.3 项目国民经济评价

运用经济费用效益理论，从资源配置角度对该项目进行分析，评价其经济合理性。该项目的直接效益为供热效益，由于电能是风力所产生的，因此不存一次能源成本，其主要成本包括蓄热电锅炉的一次性投入成本、供电所需成本(按照0.1元/(kW·h)计算，输配电损耗按照7%计算)和供热人力成本等，其经济费用效益流量计算结果见表3。

表2 现金流量 万元

根据以上测算，该项目净现值(NPV)为161.98万元，内部收益率IRR(Internal Rate of Return)为47%。表明项目资源配置的经济效率达到了可接受的水平。

2.4 风电场投资蓄热供暖整体效益分析

若风电场投资蓄热电锅炉供暖企业，其经济效益分析如下:

(1)主要成本包括蓄热电锅炉的一次性投入成本、用电成本、人力成本和风电场生产电能成本等。

(2)主要收益包括供热收益和因限电损失且供热提高负荷而得到的供电收益，其经济费用效益流量计算结果见表4。

以8%的基准折现率对项目NPV进行测算为－14.83万元。计算项目全部投资内部收益率为4.9%。在风电上网电价提高到0.5166元/(kW·h)时，以8%的基准折现率对项目NPV进行测算为0万元，该项目全部投资内部收益率达到8%，该项目具有可行性。当供热投资降低到126万元时，以8%基准折现率对项目NPV进行测算为0万元，项目全部投资内部收益率达到8%，该项目具有可行性。另外，随着小区供暖规模的上升，单位面积投资会下降，因此效益会更加明显。

表3 经济费用效益现金流量 万元

表4 供电收益现金流量 万元

3 结论

(1)蓄热电锅炉是目前解决内蒙古地区风电冬季夜晚限电的一种方法，它可起到节能降耗的作用。虽然其盈利能力较弱，但其国民经济效益较好，而且随着规模的增大，其效益会逐渐增加。

(2)为了提高该项目的盈利能力，建议降低供热税收，同时实行峰谷电价，以提高项目的盈利能力。

(3)建议风电企业、电网及当地供热企业共同投资电锅炉蓄热供暖项目，以实现合理的利益分配与共享，从而实现经济的可持续发展。

［1］内蒙古电力行业协会.内蒙古境域内风力发电企业和部分电网企业研究报告［R］.呼和浩特:内蒙古电力行业协会，2010.

［2］肖明东，余莉，滕力.电锅炉蓄热技术在某供暖工程中的应用［J］.暖通空调，2004，34(1):65 －66.

［3］杨庆蔚，王晓涛，罗国三.建设项目经济评价方法与参数［M］.北京:中国计划出版社，2006.