原标题：国家首批火电灵活性改造试点项目吉电股份白城热电机组直热式电锅炉经验介绍-——热电解耦，可再次生产的能源消纳，清洁供暖一体化灵活性改造

  摘 要：本文分析可再次生产的能源发展现状及消纳困局，探索热电机组灵活性改造方案，依托白城发电公司国家首批火电灵活性改造试点项目，全国首次在热电机组采用直热式电锅炉，实现热电解耦，可再次生产的能源消纳，清洁供暖一体化灵活性改造，以期为“三北”弃风弃光严重地区供热机组消纳可再次生产的能源提供有意借鉴和参考。

  自2010年《可再次生产的能源法》实施以后，我国可再次生产的能源已经取得了突飞猛进的发展，各类可再次生产的能源增长迅速，截至2016年底，我国水电、风电和太阳能发电的装机规模分别达到水电3.3亿千瓦(含抽水蓄能2669万千瓦)，占全部装机容量的20.2%；并网风电1.5亿千瓦，并网太阳能发电7742万千瓦，装机规模和发电量均居世界第一位，但装机占比仍低于一些发达国家，发展空间仍较为广阔。

  “我国已向国际社会承诺2020 年非化石能源消费比重达到15%左右，加快清洁能源的开发利用和化石能源的清洁化利用慢慢的变成了必然趋势。加快能源结构调整的步伐，向清洁低碳、安全高效转变发展方式与经济转型迫在眉睫”。新发布的国家“十三五”电力规划提出，到2020年，我国风电将达2.1亿千瓦以上，太阳能将达1.1亿千瓦以上。到2030年，风电市场能够达到5亿千瓦以上，太阳能更是能够达到6亿千瓦。届时，新能源定位跟现今相比就会发生本质变化，其将成为中国主导能源，或者称主体能源。

  可再生能源消纳面临着巨大挑战。《电力发展“十三五”规划（2016-2020 年）》指出：“非化石电源加快速度进行发展的同时，部分地区弃风、弃光、弃水问题突出，“三北”地区风电消纳困难。局部地区电网调峰能力严重不足，尤其北方冬季采暖期调峰困难，进一步加剧了非化石能源消纳矛盾。”

  电力规划设计总院的统计多个方面数据显示，全国弃风电量从2015年的339亿千瓦时，增加到2016年的497亿千瓦时，弃风率上升至约17%。

  新能源开发大多分布在在“三北”地区，风电、光电装机容量分别占全国的77%和41%，由于布局相对集中导致弃风、弃光现象愈加严重，已经对新能源的可持续发展产生严重影响。

  2016年，全国弃风较为严重的地区是甘肃(弃风率43%、弃风电量104亿千瓦时)、新疆(弃风率38%、弃风电量137亿千瓦时)、吉林(弃风率30%、弃风电量29亿千瓦时)内蒙古(弃风率21%、弃风电量124亿千瓦时)。

  在中国大力推进能源转型、应对气候平均状态随时间的变化的同时，大量的风电资源正在被白白浪费。逐年恶化的弃风问题，慢慢的变成了了阻碍中国可再次生产的能源发展的重要瓶颈。

  我国主要以煤电为主电源调峰能力受限，难以为风电做深度调峰。其中“三北”地区供热机组又占有较大比重，冬季为满足供热需求，供热机组调峰能力有限。目前，东北以及华北局部地区的弃风，都主要受这一因素的影响。根本原因是冬季供暖期间，风电机组与热电联产机组运行矛盾突出，为满足居民取暖供暖需要，热电联产机组需优先运行，2016年吉林省供暖中期，由于供暖煤电机组调峰能力进一步下降，弃风率更是高达53%。

  持续恶化的弃风弃光，除了技术问题，更重要的还是体制机制和深层次利益格局调整问题。在过剩形势加剧和经济发展形势不明朗的环境下，预计2017年三北地区弃风弃光问题将难有改善。

  风电供暖主要是针对我国“三北”地区弃风严重的冬季供暖期，风电供暖的基本思路是：建设蓄热式电锅炉替代燃煤小锅炉，利用用电低谷时段的风电弃风电量加热和储热，在用电高峰时段，电锅炉停运，由储热系统来进行供热。

  自2011年7月起，国家能源局在内蒙古和吉林省的3个风电场进行了风电供暖试点。首个国家风电供暖示范项目落户在白城洮南市。该项目装设9台高温承压蓄热式电锅炉，额定电功率10MW，对20万平方米的居民小区供暖，一个采暖期可就地消纳风电2700万度，减少9000吨标准煤燃烧。2013年，国家能源局在总结洮南试点项目的基础上，拟继续扩大吉林省风电清洁供暖项目试点范围，又确定了6个风电供暖类似示范项目,可直至目前这些后续项目也未开工建设。

  国家能源局于2015年3月、2016年2月发布《关于做好2015年度风电并网消纳有关工作的通知》和《关于做好“三北”地区可再次生产的能源消纳工作的通知》，力促“三北”地区积极推广应用风电供暖技术。然而结果并不乐观，截至目前全国也仅有几个示范项目，总功率尚不足100MW。

  风电清洁供暖顺应了节能和环保的供暖趋势，为弃风日益严重的地区提供了一个消纳风电的出路，几年来的试点实践证明蓄热电锅炉供暖技术已成熟，但由于采用蓄热式电锅炉风电清洁供暖初投资较高、供暖成本高，处于亏损边缘，风电企业积极性不高，项目推进缓慢。

  尽管夜间低谷电价约为白天的一半，仍存在比较大的成本缺口。实践证明，在不改变现行电价、热价的前提下发展电制热，现阶段不具备可行性。而突破电价、热价的现行机制，必然会影响到既得利益群体。

  能源局制定了电锅炉与风电场电量打捆的补偿方案，也就是采用对捆绑风电场电量补偿的方式弥补成本缺口，供暖的风电场不参与电网调峰，发电量全额上网，但这一补偿方案在电力调度遇到了困难。无论是大唐洮南项目补偿电量大于消耗电量，还是后来的两者电量相等，在现实中已被证明不可行。在弃风环境下，补偿电量大于消耗电量，则风电供暖项目挤占其他风电场的上网电量，形成不公平；两者相等，不能弥补成本，投资者积极性则不足。

  因此全面推动热电机组灵活性改造，实现热电解耦，促进可再次生产的能源消纳，风电清洁供暖一体化灵活性改造是解决“三北”地区风电消纳和民生供暖的有效途径。

  针对“三北”地区热电、煤电机组占比高，冬季供暖期调峰能力不够等问题“十三五”规划提出了对“三北”地区热电联产机组实施热、电解耦灵活性改造，大幅度的提高煤电机组调峰能力。 “十三五”期间，三北”地区热电机组灵活性改造约1．33亿千瓦，纯凝机组改造约8200万千瓦。改造完成后，增加调峰能力4500万千瓦。

  东北地区80%以上机组为供热机组，需实现热电解耦，风电清洁供暖，降低供热机组冬季强迫出力，以此来实现热电机组灵活运行，对消纳可再次生产的能源具有十分重要的意义。

  吉林省能源局和白城发电公司总结几年来开展风电清洁供暖的试点经验，提出热电联产与风电清洁供暖一体化灵活性改造，给北方严寒地区冬季供热提供了新的思路和选择，开辟了风电清洁供热新模式，并在白城电厂成功开展试点，总体思路为：

  在热电厂安装造价相比来说较低的大功率直热式电锅炉，采用电厂厂用电源供电，与传统的火电机组供热相耦合，可降低供热机组上网功率，为风电机组腾出负荷空间，减少供热期风电弃风损失。极端情况下还可以不用汽轮机组供热，全部由电锅炉替代，机组参与电网调峰，缓解电网调峰压力。

  热电联产与风电清洁供暖一体化灵活性改造与现试点的风电清洁供暖方案相比具有以下优点：

  3.3.1在热电厂侧具备建设大容量电锅炉的技术条件，通过电制热消耗电量降低上网功率，为风电腾出更大的发电空间。以吉林省为例，若在10个热电厂各安装50MW的电热锅炉，冬季运行期间可腾出发电空间500MW，将会有效缓解吉林省风电弃风限电局面，促进新能源产业的发展。

  3.3.2因在电网购电存在峰谷平电价差异，为降低运行成本需采用造价高的蓄热式电采暖锅炉；在热电厂安装的采用厂用电供电的电锅炉，可采用造价相比来说较低的直热式电锅炉，大幅度降低项目初投资。另外，热电厂厂用电发电成本远低于网购电价，有明显的运行成本优势。初步测算，在火电厂采用厂用电供电的直热式采暖电锅炉供热每消耗一度电亏损0.1--0.2元，而原来在城区从电网购电制热的电锅炉每消耗一度电亏损0.3—0.4元。

  3.3.3热电联产与风电清洁供暖一体化方案技术可行，但要保证项目运营不亏损，也需政府政策支持。应引入电力市场化机制，建立替代发电（热电企业电锅炉耗电量与风电公司进行电量交易）、辅助服务补偿等市场机制，通过风电企业降低上网电价、购买调峰辅助服务补偿弥补热电企业的成本缺口。

  2017年1月12日，白城热电机组热电解耦，风电清洁供暖项目正式投入生产运行，该项目被国家能源局列入2016年首批火电灵活性改造试点项目之一，并纳入吉林省电采暖试点范围，推广和示范意义明显。

  吉林电力股份有限公司白城发电公司（简称“公司”）地处吉林省白城市经济开发区，是吉林省第一批“上大压小”电站项目，一期工程建设2×660MW超临界直接空冷机组，两台机组分别于2010年9月和10月郑重进入商业运行，先后荣获“中国电力优质工程奖”、“中国建设工程鲁班奖”。2015年进行了供热改造实现了热电联产，2016年5月30日利用灰场废弃土地建成投产12MW光伏项目，实现了发电、供热、热水、新能源综合能源公司。

  2015年以来，国家能源局发布了《关于做好2015年度风电消纳的通知》，鼓励风电以外企业探索促进风电就地利用的技术示范。吉电股份白城发电公司处于风电站密集地区，考虑到周边风电场弃风较为严重，具备风电清洁供暖的环境条件。为有效增强系统调峰和新能源消纳能力，该公司总结几年来国内风电清洁供暖的试点经验，提出了热电联产与风电清洁供暖一体化方案，将原在市中心从配电网供电的电制暖锅炉移植到热电厂内，作为火电灵活性调峰装置，利用厂用电直供电，在提高火电运行灵活性的同时，能够降低热电联产机组的上网功率，为风电机组腾出负荷空间，有实际效果的减少风电弃风，缓解电网调峰压力。

  项目建设规模为50MW，选用3台16.7MW直热式电锅炉。场址建在白城发电公司厂区热网首站附近。

  电锅炉电气主接线回10kV供电线路至电锅炉配电室，采用10kV单母线分段接线。

  电锅炉蒸汽参数与机组抽汽供热参数一致，通过换热器接入热网循环水系统，实现机组抽汽与电锅炉一体化运行对外供热。

  高电压直热式电锅炉是将高电压（10kV-220kV）通过高压开关柜、真空接触器、真空断路器控制柜通过电缆线直接接在电阻丝通电加热，将热量通过循环泵传递给用热设备。控制管理系统通过工控机或PLC控制器能轻松实现远程遥控或以太网控制并显示电热炉的工作状态、工作时候的温度、工作电压、工作电流等显示。实现无人值守。可以在需求侧用于对电网进行调峰；可以在发电侧用于对机组进行调峰。

  3台16.7MW高电压直热式锅炉供热量：183.6GJ/h，可供热面积 85万平方米，单个供暖期供热小时数：4008 小时（176天每天24小时），供热量约73万吉焦、耗电量2.17亿千瓦时。

  电锅炉运行时通过降低热电联产机组的上网功率，为风电机组腾出负荷空间，实现风火替代。电锅炉供热系统与原供热首站一同承担白城市现有城区的部分热用户供热的要求，采用与原热网首站循环水泵房联合运行方式。电锅炉在采暖季运行，运行方式为根据电网负荷进行灵活调峰。

  白城清洁供暖项目已于2017年1月12日投入到正常的使用中，目前主要与吉电股份公司内部北正风场进行风火替代。截止2017年3月18日电锅炉累计用电量2364万千瓦时，累计利用小时数473小时，在开展风火替代的同时，热情参加深度调峰，为促进吉林省内新能源就地消纳做出了一定贡献。

  吉林省能源局下发吉能电力[2016]157号文《关于开展国家电投白城发电公司灵活调峰改造试点的通知》，明确以下政策支持：

  1、本项目消纳的电量不计入全省基本电量，全部用于增加白城发电公司的上网电量。

  3、电锅炉消纳电量在调峰补偿基准之上部分，原则上与国家电投所属风电企业风火替代，也可与省内其他风电企业组织市场交易，补偿基准之下部分享受调峰辅助服务补偿。

  白城发电公司建设5万千瓦容量电锅炉，作为灵活性调峰装置，提高1、2号机组运行灵活性，降低上网功率，为风电让出发电空间。腾出负荷空间最小方式360MW以下，调峰基准330MW以上部分与北正风场开展风火交易，在调峰基准330MW以下部分享受调峰补偿。在2017年上半个供热期，在吉林省内风电限电时，投入电锅炉运行，机组负荷减至最低，开展风火交易并参与深度调峰。

  电锅炉按照设计工况运行4008 小时，供热量约73万吉焦，耗电量2.17亿千瓦时。通过风火替代每年节约标煤7万吨，实现烟尘排减55吨，二氧化硫减排909吨，氮氧化物排放量606吨。

  截止3与18日电锅炉累计风火替代电量2364万千瓦时，实现供热量8.08万吉焦，烟尘减排6吨，二氧化硫减排96吨，氮氧化物排放量64吨。

  4.7.1投资情况：清洁能源供暖项目预算金额为5289万元，实际投资总额约4500万元，约为储能式电锅炉的四分之一（白城洮南10MW储能式电锅炉投资3390万元）。

  售热度电收入=3.6吉焦/每千瓦时×锅炉效率×供热电价=3.6吉焦×99%×23.7元/吉焦=84.47元/千千瓦时。

  吉电股份北正、镇赉、黑鱼泡风电场平均上网电价为0.595元/kwh，则度电收益=度电风电收益+电锅炉供热收益。

  吉电股份3家风场供热期统计弃风电量1.1亿千瓦时，按解决60%弃风电量测算：

  白城电锅炉只能享受风火替代或深度调峰政策之一，按照上述测算白城电锅炉参与风火交易收益最大，加强沟通协调，保证政策落地，争取风火交易电量和收益最大化。

  5.1建设热电厂机组抽汽供热与清洁能源供暖一体化供热系统，能够降低热电联产机组的上网功率，为风电机组腾出负荷空间，有实际效果的减少风电弃风，促进新能源产业的发展，缓解电网调峰压力。

  5.2因在电网购电存在峰谷平电价差异，为降低运行成本需采用造价高的蓄热式电采暖锅炉；在热电厂安装的采用厂用电供电的电锅炉，可采用造价相比来说较低的直热式电锅炉，可大幅度降低项目投资。另外，热电厂厂用电发电成本远低于网购电价，有明显的运行成本优势。

  5.3本项目技术可行，但要保证项目运营不亏损，需政府政策支持。建议一是采取政府财政补贴；二是引入电力市场化机制，将热电企业电锅炉耗电量与风电公司进行市场交易，通过风电企业降低上网电价弥补热电企业成本缺口。

  5.4本项目给北方严寒地区冬季供热提供了新的思路和选择，开辟了清洁能源供热新模式，意义深远，具有示范作用。

  [1] 对中国新能源消纳问题的分析与建议 作者 裴哲义，王彩霞，和 青，王跃峰，范高锋 《中国电力》, 2016, 49(11):1-7

  [3] 前瞻产业研究院《中国可再次生产的能源产业市场前瞻与投资战略规划分析报告》