清潔能源消納的節能技術探討

莊建華

(大唐哈爾濱第一熱電廠， 哈爾濱 150001)

近年來，隨著風電持續快速發展，部分地區出現了嚴重的棄風問題，消納已成為制約風電發展的關鍵因素。

東北、西北、華北地區因系統調峰困難而棄風、棄光。電源結構中靈活電源少、火電機組占比高，是系統調峰能力不足的重要原因。特別是火電機組中供熱機組受熱電約束，在供熱期調峰能力降低，進一步加劇了系統調峰的困難[1]。以東北電網為例，熱電聯產機組運行容量占火電運行總容量的70%，而作為電力調峰主力的大型純凝火電機組及水電機組占比僅28%，冬季熱電聯產熱負荷水平高，調峰能力僅為10%左右，同時供熱期與風電資源豐盛期重疊，致使風電消納矛盾日益突出。

在解決冬季風電消納的問題上，國內有多位專家學者開展了研究，王凱等[2]提出采用蓄熱技術轉變熱電機組供熱模式，提高機組調峰能力；裴哲義等[1]提出了配置蓄熱罐、電蓄熱鍋爐等4種熱電聯產機組深度調峰方案，并分析不同熱電解耦方式的風電消納能力及煤耗水平；劉剛[3]就熱電聯產機組熱電解耦方案從適用條件、調峰能力、運行控制等方面進行了對比分析；李剛[4]從熱電聯產機組的優化設計、實現大范圍的熱電解耦進行了探討。這些學者主要從發電側對熱電聯產機組熱電解耦方案進行了論述，而筆者從節能角度，對發電側、用電側兩種消納風電的途徑進行分析，給出冬季消納風電最佳技術路線。

1 節能分析的理論基礎

1.1 純凝機組發電煤耗率的計算

在熱力發電廠中，純凝機組發電煤耗由下式進行計算[5]。

(1)

式中:ηb為鍋爐效率；ηp為管道效率，取99%；ηi為循環熱效率；ηm、ηg分別為機械效率、發電機效率，二者乘積約98.9%。

1.2 供熱鍋爐煤耗率的計算

對于區域集中供熱鍋爐，其每供出1 kW·h電所需煤耗按照下式計算[6]。

(2)

式中：ηb′為供熱鍋爐的鍋爐效率，通常在80%～90%；ηp′為供熱鍋爐管道效率，取99%。

2 機組深度調峰的技術路線

純凝機組深度調峰能力受限于鍋爐最低穩燃負荷、脫硝裝置催化劑投入溫度，主要采取鍋爐燃燒調整、輔助燃燒改造以及煙氣旁路改造等措施，提升機組調峰能力[6-7]；熱電聯產機組電負荷和熱負荷耦合運行，其調峰能力是由熱、電負荷特性所決定的，提升機組深度調峰能力的技術關鍵是實現熱電解耦。熱電聯產機組熱電負荷解耦運行的主要改造路線有：蓄熱罐供熱改造、旁路供熱改造及電鍋爐供熱改造。

2.1 增設蓄熱罐

機組增設蓄熱罐后系統示意圖見圖1。

圖1 蓄熱罐改造系統示意圖

蓄熱罐為獨立成套設備，其通過加裝升壓設備和閥門、管線等，選擇合適位置接入熱電廠熱網。蓄熱罐工作過程的實質就是蓄、放熱過程。白天用電負荷高時，機組在滿足熱負荷需求的基礎上，進一步多抽汽將熱量儲存在蓄熱罐中；當夜間電負荷低時，將儲存在蓄熱罐的熱釋放出來承擔一部分熱負荷，使機組發電出力可調節范圍增大，一定程度上降低了熱負荷對發電出力的約束[8]。

2.2 高低壓旁路供熱

高低壓旁路供熱就是將低壓旁路后蒸汽管道與供熱管道相連，在機組低負荷運行時，部分或全部主再熱蒸汽能夠通過旁路對外供熱，滿足供熱需求，剩余的蒸汽進入汽輪機做功，這樣汽輪機側做功蒸汽流量則不受供熱蒸汽流量的影響，解除了以熱定電運行的約束。機組旁路供熱改造后系統見圖2。

圖2 旁路供熱改造系統示意圖

2.3 電鍋爐供熱

在發電機組計量出口內增加電鍋爐裝置，裝置出口安裝必要的閥門、管道，并連接至熱網系統。電鍋爐在夜間將電能轉化成熱能進行供熱，一方面，減小了供熱機組熱負荷，機組最小發電出力隨熱負荷的減小而降低，運行靈活性提高；另一方面，增加了負荷低谷時段的廠用電負荷，進一步增大了供熱機組發電出力調節范圍，起到了雙重調峰作用。機組增設電鍋爐后系統見圖3。

圖3 電鍋爐改造系統示意圖

3 消納風電不同途徑的節能分析

3.1 區域集中供熱鍋爐改造為電鍋爐節能分析

對于區域集中供熱鍋爐，取鍋爐效率為85%、管道效率為99%，將其改造為消納風電的電鍋爐(電鍋爐電熱轉換效率為100%)，則根據式(2)，電鍋爐每消耗1 kW·h的電，減少146.2 g標煤。

3.2 純凝機組深度調峰的節能分析

對于純凝300 MW亞臨界機組，鍋爐效率約為92.5%，循環熱效率約為45%，則根據式(1)，機組發電量減少1 kW·h可至少減少301.8 g標煤；對于純凝超臨界機組，鍋爐效率約為93%，循環熱效率約為47%，則根據式(1)，機組發電量減少1 kW·h可至少減少287.4 g標煤。因此，當有風電需要消納時，由純凝機組進行深度調峰為風電創造發電空間要比將區域集中供熱鍋爐改造為電鍋爐更節能。

3.3 熱電聯產機組深度調峰的節能分析

熱電聯產機組消納風電的節能量計算比較復雜，其不但與機組熱、電負荷量有關，還與機組深度調峰時所采取的熱電解耦技術路線有關。圖4是熱電聯產機組熱、電負荷特性圖，其中AB表示鍋爐最低穩燃負荷限制線，BC表示汽輪機最小排汽流量限制線(冷源損失最小)，CD表示鍋爐最大負荷限制線，DA表示機組純凝工況運行線。熱電聯產機組最小排汽流量是固定的，忽略不同工況給水泵汽輪機排汽量不同等因素的影響，可以認為機組在最小排汽流量限制線上運行時，其冷源損失相同，且熱量損失最小。基于這一原則，下面對熱電聯產機組由F點采取不同技術路線調峰至F′點燃煤減少量進行分析計算。

圖4 熱電聯產機組熱、電負荷特性圖

3.3.1 增設蓄熱罐的技術路線

熱電聯產機組的總熱耗量為聯產供熱汽流、分產供熱汽流及凝汽汽流三部分汽流熱耗量的總和[5]。熱電聯產機組采取增設蓄熱罐的技術路線，蓄熱罐蓄熱過程(F→G)就是機組在保持電負荷一定的情況下,分產的凝汽汽流減少所致電負荷的減少量，由增加的聯產的供熱汽流發電來補充，同時增加了機組的供熱量，并通過蓄熱罐將多余熱量儲存起來；放熱過程(G′→F′)就是將蓄熱罐儲存的多余的聯產供熱汽流的熱量釋放出來，補充不足的熱量ΔQG′F′。因此，機組深度調峰所減少的發電負荷是由蓄熱過程分產的凝汽汽流減少所致，機組發電量減少1 kW·h至少可減少約300 g標煤。

3.3.2 旁路供熱與電鍋爐供熱的技術路線

采取旁路供熱和電鍋爐供熱的熱電解耦技術路線，其工作過程是有一定的區別和聯系。旁路供熱工作過程是F→F″→G′→F′，電鍋爐供熱工作過程是F→F″→G″→H→F′。對于過程F→F″，機組熱負荷不變，電負荷的減少全部為凝汽汽流減少所致，如3.2所述，此時機組發電量減少1 kW·h可減少約300 g標煤。對于過程F″→F′，采取旁路供熱和電鍋爐供熱的技術路線進行調峰，減少燃料量無本質區別，機組發電量每減少1 kW·h可減少約134.3 g標煤(由熱電聯產機組鍋爐直接供熱計算得到)。

過程F″→F′燃煤量的減少可以利用圖5進行說明。假定機組發電負荷減少量ΔW=WF″-WF′，機組采取旁路供熱路線深調至G′，先由F″調至G″，不足的供熱量ΔQG′F′由旁路供熱補充，總的對外輸出能量為(WF″-ΔW)+QF+Ql；機組采取電鍋爐供熱路線由F″深調至G″，不足的供熱量ΔQG″H由電鍋爐供熱ΔWHF′(假定電熱轉換效率取100%)補充，總的對外輸出能量仍然為(WF″-ΔW)+QF+Ql。因此，機組在F″點(輸出能量為WF″+QF+Ql)調峰至F′點，其輸出能量減少ΔW，即輸入能量減少ΔW。按照式(2)，取電站鍋爐效率為92.5%、管道效率為99%，機組每減少1 kW·h發電量可減少約134.3 g標煤。因此，對于熱電聯產機組采取旁路供熱或電鍋爐供熱實現熱電解耦，為風電等清潔能源騰出空間的節煤量低于將區域集中供熱鍋爐改造為電鍋爐的節能量。

圖5 能量平衡關系示意圖

4 結語

冬季風電等清潔能源消納主要有兩種途徑，從全社會節能角度對兩種途徑的不同技術路線進行了節能分析，得到的結論如下：

(1) 在發電側，純凝機組應首當其沖進行深度調峰，熱電聯產機組通過采取增設蓄熱罐技術路線，實現機組熱電解耦進行深度調峰，最大限度地為風電等清潔能源讓出發電空間；旁路供熱和電鍋爐供熱改造技術不是節能的最佳路線，建議熱電企業在采取該路線改造時要審慎，同時建議能源部門從全社會節能角度完善風電消納的能源政策，并給予技術指導。

(2) 在用電側，通過對區域集中供熱鍋爐進行電鍋爐改造增加社會用電量，實現對剩余的風電等清潔能源消納，徹底解決棄風、棄光等問題，全面提升全社會的經濟效益和社會效益。