0 引言
温室气体的过量排放会导致温室效应，造成全球极端气候的出现，严重影响人类的生存与发展[1]。为应对全球气候问题，国际上陆续出台《联合国气候变化框架公约》(1992年)、《京都议定书》(1997年)和《巴黎协定》(2015年)等文件为基础的国际治理框架[2]。其中，在《巴黎协定》下，所有国家同意在2050年前将温升控制在2 ℃，并尽力控制在1.5 ℃[3-4]。在此背景下，截至2022年2月，198个国家已承诺实现碳中和[5]。2020年我国提出了“双碳”目标，即我国的CO2排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和[6]。“双碳”目标的确定为工业体系，尤其是CO2排放占比达40%的能源电力行业带来了深层次的影响，也引导着产业结构的布局与发展。
为加速电力行业转型，我国新能源保持高速发展的态势。根据2023年1月国家能源局发布的2022年全国电力工业统计数据，截至2022年12月底，风电装机容量约3.7亿kW，太阳能发电装机容量约3.9亿kW。预计到2025年，我国风电、光伏装机容量将超过12亿kW。但因新能源发电的随机性与波动性，发电量具有不稳定性，导致新能源发电巅峰时电能可能无法有效释放，会造成弃电情况；新能源发电低谷时电力系统负担较大，容易造成电力缺口，对电力系统灵活性带来较大挑战[7-10]。传统电力系统已无法满足复杂的能源体系，亟需构建新型电力系统[11-13]。作为电力系统的基石，传统火电的角色和定位也会迎来新的转变。本文立足于分析构建新型电力系统过程中的困难与挑战，并结合火电灵活性改造技术进行深入分析，合理规划火电转型策略，对我国能源转型与双碳目标的实现具有重要意义。
1 构建新型电力系统
1.1 新型电力系统的各阶段分析
传统电力系统向新型电力系统的转变是一个循序渐进演变的过程。图1为国家统计局公布的2018—2022年我国清洁能源消费量占能源消费总量的比重。预计2030年左右新能源发电装机达到50%左右。
图1
图1
2018—2022年我国清洁能源消费量占能源消费总量的比重
Fig. 1
Proportion of clean energy consumption in total energy consumption in China from 2018 to 2022
以2030年为界，新型电力系统可划分为2个阶段，2030年以前为碳达峰期，利用现有技术框架挖掘技术潜力，实现规模化储能应用。2030年以后为碳中和期，将大力推进技术创新，实现火电机组的升级转型、多种大规模储能技术融合等方面的深度变革。
1）碳达峰期
随着各终端用户侧的电气化进程加速推进，电力需求将持续增长，预计2030年将达10万亿kW⋅h以上。这一阶段为传统电力系统向新型电力系统转变的转型期，新增的电力需求以新能源发电为主，确保电力系统的碳排放尽快达到峰值。新能源将逐渐发展为电力装机主体，主要依靠火电灵活性改造调峰、抽蓄等储能方式和跨区互联互济提供灵活性，支撑大规模风电、光伏并网消纳。因火电运行的稳定可靠等特性，火电成为支撑电力平衡与灵活调节功能的灵活性电源。在这一阶段，火电通过灵活性改造，保障电力系统的稳定运行。
2）碳中和期
2031—2060年为碳中和期。在这一阶段电力系统的碳排放快速下降，考虑碳捕集后电力生产实现净零排放。清洁能源将发展为电量供应主体，全面建成新型电力系统，保留一定配备碳捕集装置的火电作为备用电源。
未来的新型电力系统体系包括传统火电、水电，以及可再生能源发电、储能、灵活性负荷等的低碳多元灵活性资源体系。在传统电力系统转型为新型电力系统的阶段，亟需提升电网灵活性，满足电网正常运行。《“十四五”现代能源体系规划》明确指出，煤电将由主体性电源向提供可靠容量、调峰调频等辅助服务的基础保障性和系统调节性电源转型。力争到2025年，煤电机组灵活性改造规模累计超过2亿kW[14]。因此，传统火电的灵活性改造将是重中之重。
1.2 构建新型电力系统过程中的困难及挑战
新型电力系统的结构形态具有显著的不确定性，但发展方向是明确的，即以新能源发电为主体，火电等化石能源发电作为电网灵活性运行的保障。然而，构建新型电力系统过程中面临着诸多的困难及挑战。
1.2.1 电力系统稳定性问题
在新型电力系统中，电源侧将由以火电为主体向新能源发电为主体进行转型。与火电相比，新能源发电出力的不确定性较高，电网的稳定性受到影响。风电、光伏发电在短时间内具有较强的波动性，当发电处于波峰期时需要可控发电机组的深度调峰能力予以平抑；当因季节影响，发电处于波谷期时，容易导致部分地区出现限电情况。2021年9月，因风电出力骤减等原因，东北地区电力供应缺口骤增。为防止全电网崩溃，东北电网调度部门依照有关预案，执行电网事故拉闸限电，直接影响居民和企业正常用电[15]。因此，解决供需不平衡带来的弃电与灵活性需求是构建新型电力系统过程中面临的挑战，传统火力发电转型的重要性日益提升。
1.2.2 传统火电转型困难
图2
图2
2018—2022年我国煤炭消费量占能源消费总量的比重
Fig. 2
Proportion of coal consumption in total energy consumption in China from 2018 to 2022
我国的火电长期处于主体电源地位，呈现体量大、清洁化、产能过剩等特点。截至2020年年底，我国现役的1 TW煤电机组平均运行时间约13年，而发达国家的煤电机组平均运行年龄约为40年[25]。从设计与成本角度考虑，我国诸多火电机组回收期仍未达到，此时关停火电机组将会造成一定的经济损失。
1.2.3 能耗、环保问题
根据国家能源局发布的《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，预计到2025年，全国火电平均供电标准煤耗必须降至300 g/(kW⋅h)以下。2017年我国煤耗水平已经达到世界先进水平，总体煤耗水平优于美国、澳大利亚，接近日本和欧洲等发达经济体水平[26]。2022年我国煤电的平均供电煤耗为301.5 g/(kW⋅h)，达到国际领先水平，但距离最终目标仍有一段差距。另外，对发电过程中产生的SO x 、NO x 、颗粒物等污染物的排放，国家也有严格的排放限制。环保压力与减碳压力的叠加不可避免会导致发电企业能耗及成本的增加。
在传统的电力系统中，火电作为主体电力进行供电，而新能源发电的增加使得传统火电迫切需要新定位，且当新能源发电出力降低时，需火电机组保障供电。但因现有的火电机组灵活性不足，导致瞬时出力困难，严重时将导致电网出现负荷缺口。因此，综合来看，新型电力系统转型过程中提升火电机组灵活性是重中之重。
2 火电机组灵活性技术分析
2.1 灵活性改造途径
图3
2.2 火电机组灵活性技术
表1 我国煤电机组与国际先进机组的差距
Tab. 1
| 灵活性参数 | 中国煤电 | 世界先进机组 | |
|---|---|---|---|
| 已建机组 | 改造潜力 | ||
| 最小出力/% | 50 | 30 | 20 |
| 爬坡速率/(%/min) | 1~2 | 3~6 | 4~5 |
| 热态启动时间/h | 3~5 | 4 | 1.5~2.5 |
| 冷态启动时间/h | 10 | 5 | <10 |
1）机组燃烧侧灵活调峰技术。该技术包括低负荷稳燃、水动力安全性、宽负荷脱硝以及运行经济性等措施。
2）热电联产机组热电解耦技术。该技术包括2类技术：一种是通过配置电锅炉、储热设备等方式；另一种是对机组汽轮机侧进行技术改造，包括低压缸零出力供热技术、高低压旁路改造技术、高背压供热技术、余热供热技术等。
3）提高变负荷速率调峰技术。该技术包括机组协调控制系统优化、机组蓄能调节、高压加热器调节技术以及凝结水变负荷深度调峰技术等。
高压加热器调节技术主要通过调整回热加热器抽汽量，改变汽轮机内蒸汽流量，从而迅速改变机组功率，具有参数品质高、储热足的特点[38]。但在调节过程中高温加热器的温度、压力会发生变化，容易导致设备的损耗，影响电厂的安全稳定运行。
目前国内外很多研究人员在火电机组灵活性调节方面开展了深入研究。章良利等[39]针对“三北”地区采暖区电负荷与热负荷不平衡现状，通过研究火电机组灵活性改造，表明各技术路线及方案在其适用范围内提升了火电机组运行的灵活性。徐俊[40]提出一种基于弹性消纳新能源的火电机组调峰优化调度策略，将调峰裕度作为电网调峰灵活性的指标，并将新能源出力预测的不确定部分与负荷预测的不确定部分离散化，以模拟退火-Q学习算法求解调度策略。陆昊[41]构建了基于集成贝叶斯最优最劣法-模糊累积前景理论方法的储能选型模型及考虑新型电力系统中多元随机干扰的储能规划双层模型，对新型电力系统中储能的综合价值测度及补偿机制进行了研究。
上述研究基本上集中于通过火电机组改造使得机组深度调峰更灵活，以及通过构建理论模型的方式研究灵活性方案，然而关于深度调峰过程中存在问题的研究较少。因此，在现阶段，首先需要分析火电机组灵活性改造中存在的问题。
2.3 火电机组本体灵活性运行中存在的问题
因投入使用的火电机组机型及运行状况、原料煤价、电价、不同机组升级改造的投入产出等情况存在差异，通过分析火电机组灵活性运行过程中存在的问题，选择适用的改造方案是提升火电机组灵活性的重要保障[46]。
1）调峰能力不足
调峰能力不足是制约火电灵活性运行的关键因素。目前，我国纯凝机组的实际调峰能力一般为额定容量的50%左右，典型抽凝机组在供热期的调峰能力仅为额定容量的20%左右。而目前的目标是热电机组增加20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到40%~50%额定容量；纯凝机组增加15%~20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到30%~35%额定容量[47]。因此，采取措施增加调峰能力，是缓解现状的有效途径。
2）运行成本较高
汽轮机旁路供热、高背压循环水供热等改造技术涉及汽轮机本体技改。汽轮机旁路供热技术能够大幅降低汽轮机组的强迫出力，具有较强的调峰能力。但考虑到汽轮机旁路容量、再热器超温等问题，调峰幅度具有一定限制；且高温高压蒸汽用于供暖，存在较大的热损，成本较高[48]。
高背压循环水供热技术是将低压缸的排汽压力升高，利用较高的排汽温度加热循环水供热，具有较好的热经济性。但由于排汽压力较高，需要更换专门的低压缸转子，改造费用较高[49]。
3）负荷响应、运行能耗及安全性问题
火电机组运行过程中，因本身的能量转换方式较为复杂，当调整负荷的信号发出时，响应较为迟缓。目前火电机组的设计、考核均以额定负荷为基础，与长期偏离额定工况的现状不匹配，机组的性能指标不能全面反映实际运行的安全性和经济性。尤其是对机组在深度调峰、调频下的安全性、可靠性和经济性等方面尚缺乏完善的理论和技术支撑。另外，在火电机组的发展中，高参数、大容量机组成为主流，但随着蒸汽参数的提升，燃煤机组的蓄热能力却在下降，大大降低了机组运行的灵活性，并导致锅炉爆管、熄火等安全事故，直接影响到系统的安全、经济运行。
综合上述问题，为解决调峰能力、运行成本、负荷响应、运行能耗以及安全性等问题，亟需找寻火电灵活性改造的新型高效模式。
3 储能技术辅助火电机组灵活性运行分析
发电侧储能调峰，即以储能技术辅助火电机组进行调峰。火电机组加储能设备是提升火电灵活性运行的新型高效模式，是保证机组及电网安全、经济运行的基础。火电机组通过外接储能设备，可以提升火电机组的调峰能力，在用电低谷期，储存富余能量；在用电高峰期，储能系统辅助机组输出。发电侧储能调峰既可保障机组稳定运行，降低锅炉负荷变化对汽轮机运行的影响，又可高效地调节汽轮机运行出力，提升机组灵活性。储能设备储存下来的能量也可以为电厂带来潜在的经济效益，侧面降低运行和改造成本。同时，机组在正常负荷运行，运行能耗降低，安全性可以保障，既符合国家能源高效利用的政策，也会为电厂带来环境效益。
3.1 火电机组加储能的经济效益分析
表2为某电厂330 MW火电机组在不同负荷下的运行情况。
表2 某电厂火电机组在不同负荷下的运行情况
Tab. 2
| 参数 | 负荷 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 30/% | 40/% | 50/% | 60/% | 75/% | 85/% | |
| 煤耗率/[g/(kW⋅h)] | 342 | 326 | 313 | 305 | 305 | 305 |
| 年运行时间/h | 200 | 300 | 800 | 1 000 | 1 500 | 2 000 |
| 燃煤单价/(元/t) | 1 350 | 1 350 | 1 350 | 1 350 | 1 350 | 1 350 |
由表2可以看出，随着运行负荷的减小，煤耗率增大，导致燃煤发电成本增加，与环保理念相悖且经济性差，不利于电厂的长久发展。
机组在各负荷下运行，燃煤成本计算公式为
式中：
机组在30%、40%、50%、60%、75%、85%负荷运行的燃煤成本分别为2.770 2、5.281 2、16.902、24.705、34.233 8、69.997 5万元，总成本合计为153.89万元，全年发出的电量为4.005×106 kW⋅h。已知峰谷时出售的标杆上网电价为0.377 9元/(kW⋅h)，则收益为151.35万元，电厂处于亏损状态。
假设火电机组在全年最高负荷(85%)下稳定运行，富裕的电力以电池储能形式存储起来，计算公式为
经计算，机组稳定在85%负荷下运行1年，富余电量合计为337.58万kW⋅h，若直接出售，收益为127.57万元。因此，火电加储能的运行模式可以提高电厂经济效益。
3.2 火电机组外接储能环境效益分析
电厂的环境效益主要表现在CO2排放量、NO x 排放量以及SO2排放量3方面，可以将其作为评价储能系统环境效益的指标，对其进行检测计算可直接反映出电厂增设储能系统的环境效益及低碳发展效果。
根据国家发改委提供的基础数据，即工业锅炉每燃烧1 t标准煤，就产生2 620 kg CO2、8.5 kg SO2、7.4 kg NO x，在火电机组原有的运行模式下，该电厂火电机组在不同负荷下的排放量如表3所示。
表3 某电厂火电机组在不同负荷下的污染物排放量
Tab. 3
| 污染物 | 负荷 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 30% | 40% | 50% | 60% | 75% | 85% | |
| CO2 | 53 920 | 102 494 | 328 024 | 479 460 | 898 988 | 1 358 470 |
| SO2 | 175 | 333 | 1 064 | 1 556 | 2 917 | 4 407 |
| NO x | 152 | 289 | 926 | 1 354 | 2 539 | 3 837 |
运行1年CO2、SO2、NO x 总排放量分别为3 221 356、10 452、9 097 kg。增设储能设备，将机组维持在85%负荷下运行时，CO2、SO2、NO x 总排放量分别为3 200 396、10 383、9 039 kg。
火电机组在增设储能设备后，可满足火电机组灵活性提升。储能系统可以与汽轮机、锅炉协调控制系统配合，迅速联合响应自动发电控制指令，避免了机组频繁地进行负荷折返调节。同时，旁挂式的储能设备安全性高，在发生故障的情况下也不会影响火电机组的正常运行。储能产出的附属品可以自用或对外销售等[50]，附带较为可观的经济效益，短时间之内可达到储能设备的回收期，且CO2排放量、NO x 排放量以及SO2排放量均有明显下降，为电力系统带来可观的环境效益。
火电+储能的新型运行模式既可为电厂带来经济与环境效益，同时也有助于辅助机组负荷速率调节，实现快速响应，降低对机组设备的损害。
4 储能技术应用现状及展望
表4 不同储能技术性能对比
Tab. 4
| 储能技术 | 能量密度/(W⋅h/kg) | 响应时间 | 储能周期 | 使用寿命/a | 经济成本/(元/kW) | 安全与环境问题 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 抽水蓄能 | 0.5~15.0 | 小时 | 数小时至数月 | 30~60 | 5 000~6 000 | 受地形、气候影响较大，水资源匮乏地区较难实现 |
| 电池储能 | 2.0~15.0 | 秒至小时 | 数分钟至数天 | 5~15 | 2 000~4 000 | 存在电池的化学成分对环境污染问题以及本身的安全问题 |
| 氨/氢化学储能 | 350.0/45.0 | 小时 | 数小时至数月 | —/5 | 20 000 | 无污染，但目前存在技术问题 |
| 热储能 | 80.0~200.0 | 小时 | 数分钟至数月 | 5~15 | 400~800 | 存在腐蚀等问题以及北方地区的热损问题 |
几种储能技术目前存在自身的技术限制。物
理储能方式以抽水蓄能技术为例，受地形和气候影响较大，在内陆地区补给水问题不好解决，且所需要的地势在平原地区的电厂难以实现。
电池储能技术包括锂离子电池储能、钒液流电池储能、铅炭电池储能等。锂离子电池储能具有能量密度大、无记忆效应、充放电快速、响应速度快等优点，广泛应用于风电、光伏等新能源发电侧配储和用户侧储能项目。但锂离子电池在高电压下可能会损坏，导致热失控和燃烧情况，安全问题不容忽视。钒液流电池具有寿命长、安全性好、输出功率大、储能容量大且易于扩展等特点。但是，钒液流电池能量密度低，能量转化效率方面不如锂电池，且体积、质量远大于其他电池，对放置空间、环境温度的要求较高。铅炭电池储能是由传统铅酸电池发展而来的一项储能技术，即将活性炭混合到负极活性物质铅中，具有充放电性能好、电池寿命长于铅酸电池、投资成本低等优点，但铅炭电池放电深度低于其他储能形式，其能效比铁锂电池低，经济性处于一定劣势。
以氨、氢为代表的化学储能目前的技术转换效率较低，投资成本较高，亟需技术突破[56]。热储能以熔融盐储能技术为例，熔融盐在替换后需要集中处理，环境负担较大，且在北方地区冬季需注意熔融盐的保温，热转换效率较低[50]。
通过改进现有储能技术的应用模式，在利用储能系统辅助火电机组调峰调频时，既要充分考虑火电机组的实际运行情况，又要注意发挥自身的优势，尝试将多种储能技术相结合，利用其不同的功率与容量特性，调整组合安装策略，优化储能系统在电网中的选型及布点，将储能向系统级方向发展，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径，实现资源共享、增强消纳新能源电力的能力。
5 结论
1）在构建新型电力系统过程中，传统火电由主体电源向辅助调节型电源转型，保障电力系统的稳定运行。火电机组灵活性改造技术包括机组燃烧侧灵活调峰技术、热电联产机组热电解耦技术、发电侧储能调峰、提高变负荷速率调峰技术，但目前火电机组本体灵活性改造中存在着调峰能力不足、运行成本较高、负荷响应慢、运行能耗高及安全性差等问题，亟需高效的灵活性改造模式。
2）根据火电机组实际运行数据分析，低负荷运行情况下火电机组能耗增高，污染物排放增多。而通过电池储能技术辅助火电机组进行灵活性改造，既可减少燃煤消耗及污染物排放，储存的电量也可为电厂带来可观的经济效益。
3）未来随着储能技术的进一步发展，利用储能技术辅助火电机组进行调峰调频的成本将更低，性能也会更好。大力推广储能技术辅助火电机组进行灵活性改造，对推进源网荷储一体化、提升电力系统的保障能力和能源利用效率，以及推进多能互补、提升可再生能源消纳水平都具有重要意义。
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