350 MW 超臨界熱電聯產機組靈活性改造分析

李樹明，劉青松，朱小東，平士斌，白貴生

（1．京能秦皇島熱電有限公司，河北省 秦皇島市 066000；2．華電電力科學研究院有限公司，內蒙古自治區 呼和浩特市 010010）

0 引言

由于近幾年可再生能源(主要是風電、太陽能發電)裝機容量快速增長，棄風、棄光問題愈演愈烈[1]，全國平均棄風、棄光率長期高于20%[2-3]，對非水可再生能源的消納成為迫切任務[4-7]。為解決這一問題，國家發改委、能源局下發了一系列文件[8-10]，先后啟動了兩批共22個火電靈活性改造試點項目，重點推動“三北”地區火電機組(30萬kW級及以上供熱機組)的靈活性改造。

對火電企業來講，尤其是供熱電廠，無論是從當前國家政策形勢還是企業自身生存發展需要，機組靈活性改造都將是各企業要面對的重要課題[11-12]。根據當前政策，電網內靈活性改造的機組越多，未進行靈活性改造的電廠所承擔的調峰費用就越多，經營壓力將會越來越大。

為此，本文將對國內幾種主流火電機組靈活性改造技術路線進行綜合對比、分析，結合華北地區對于火電機組深度調峰補償政策，評估火電機組進行靈活性改造后對后期經營的影響，研究得出當前形勢下火電機組進行靈活性改造的最優方案，為新建以及即將進行火電機組靈活性改造的供熱電廠提供技術參考。

1 對火電機組靈活性改造要求

火電運行靈活性主要包括調峰能力、爬坡速度、啟停時間等3個主要部分。目前我國供暖期熱電機組“以熱定電”方式運行，冬季最小出力一般在 60%～70%左右，負荷調節范圍較小，調峰能力不足，是制約火電機組靈活性改造的關鍵因素[13]。

靈活性改造要求熱電機組增加20%額定容量的調峰能力，供熱期達到40%～50%額定容量的最小技術出力，實現熱電機組熱電解耦；純凝機組增加15%～20%額定容量的調峰能力，最小技術出力達到30%～35%額定容量[14]。

供熱機組進行靈活性改造后，具備深度調峰的能力，調峰幅度增大，可以快速響應電網調度的需要。通過實施火電靈活性優化改造，實現供熱期熱電解耦，可以使火電廠更好地適應未來的形勢，具備參與競爭性電力市場的基本條件。

2 靈活性改造的幾種技術路線分析

對于供熱機組進行靈活性改造，實現熱電解耦，當前的技術路線主要有：儲熱技術、電熱鍋爐、主再熱蒸汽輔助供熱、低壓轉子改光軸、低壓缸零出力供熱等技術。

2.1 儲熱技術

圖1 蓄熱罐與熱網系統直接連接系統示意圖Fig. 1 Schematic diagram of direct connection system between heat storage tank and heat supply network

儲熱技術是在熱網中增加熱網循環水儲能系統，通過儲能系統能量的吸收和釋放，可實現“熱電解耦”，在供熱期可提高機組的變負荷靈活性。圖 1[15]為蓄熱罐與熱網系統直接連接系統示意圖，蓄熱水罐系統在熱網中的連接方式一般采用直接連接，即蓄熱水罐直接并入熱網中去。但采暖季熱負荷最大的時間內，當蓄熱水罐無法單獨確保熱電解耦時，一般采用鍋爐抽汽方案或電鍋爐方案配合使用，與蓄熱水罐一起繼續保證蓄熱系統的熱電解耦時間。另外，當增加蓄熱系統后，在考慮最冷月采暖熱負荷的情況下，熱網循環水泵需分流一部分流量用于蓄熱，用于供熱的熱網循環水流量將減少，需要對供暖期最大供熱負荷下的熱網循環水流量進行核算，避免機組在最冷月份無法參與調峰。

2.2 電熱鍋爐技術

電熱鍋爐技術主要分為電阻式鍋爐、電極式鍋爐、電熱相變材料鍋爐和電固體蓄熱鍋爐，其中做到高壓電直接接入和大功率直供發熱的方案是電極式鍋爐，電極式鍋爐是利用含電解質水的導電特性，通電后被加熱產生熱水或蒸汽，單臺鍋爐的最大功率可達80 MW。

電極鍋爐在歐洲的應用較多，投資的商業模式是提供電力市場價格平衡調節的手段，在上網電價低于某一定值時，通過電鍋爐將低利潤甚至負利潤的發電量轉化為高利潤的供熱量。

2.3 主再熱蒸汽輔助供熱技術

主再熱蒸汽輔助供熱技術是考慮到汽輪機的運行特性和鍋爐燃燒運行工況，確保機組安全穩定運行，并盡可能減少機組改造工作量。從鍋爐主再熱蒸汽取汽，經減溫減壓，并滿足熱網加熱器設計要求參數時，進入熱網加熱器，使機組在低負荷運行工況下最大限度提升機組供熱能力。

2.4 低壓轉子改光軸技術

光軸改造是將現有汽輪機改成高背壓式供熱機組，低壓缸不進汽，主蒸汽由高壓主汽門、高壓調節汽門進入高中壓缸做功。中壓排汽(部分低加回熱抽汽切除)全部進入熱網加熱器供熱。將低壓轉子拆除后，更換成一根光軸，連接高中壓轉子與發電機轉子，光軸僅起到傳遞扭矩的作用。此技術改造后沒有低壓缸做功，可以回收原由低壓缸進入凝汽器排汽熱量，減少冷源損失，使盡可能多的蒸汽用于供熱。

目前該技術應用的供熱機組較多，但由于將低壓轉子更換為光軸后低壓缸不進汽，機組帶電負荷能力在整個供熱期將隨之降低，因此機組實際調峰范圍并沒有實質性擴大，采用該技術主要是為提高機組供熱能力，擴大供熱面積。

2.5 低壓缸零出力技術

低壓缸零出力供熱技術，其核心是僅保留少量冷卻蒸汽進入低壓缸，實現低壓轉子“零”出力運行，更多的蒸汽進入供熱系統，提高供熱能力，降低供熱期機組負荷的出力下限，滿足調峰需求，同時減少了機組冷源損失，發電煤耗下降明顯。對于300 MW等級機組，改造后在相同主蒸汽量的條件下，采暖抽汽流量每增加100 t/h，供熱負荷增加約70 MW，電負荷調峰能力增大約50 MW，發電煤耗降低約 36g/(kW·h)。該技術能夠實現供熱機組在抽汽凝汽與高背壓運行方式的不停機靈活切換，實現熱電解耦，總體成本低，運行維護費用小。

2.6 幾種技術路線對比與選擇

如表1所示，綜合對比分析現有火電機組靈活性改造技術路線的投資費用、運行成本以及各自的優缺點，低壓缸零出力供熱技術在初期投資、運行成本、深度調峰能力方面都比其他技術有優勢，非常適合現階段新建電廠以及已投產電廠機組靈活性改造，因此，該電廠進行低壓缸零出力供熱技術改造具有可行性。

表1 幾種技術路線對比Tab. 1 Comparison of several technical routes

3 靈活性優化改造對后期經營的影響

3.1 華北電網調峰補償政策

3.1.1 調峰時段

2017年1月15日起，華北電網調峰補償實施細則進行了最新一次修訂(華北監能市場[2017]18號文)，將供熱月份(11月至次年3月)“調峰貢獻”調整為由“低谷負荷率”計算得出。非供熱月份不變，同時適當提高了補償標準，調峰時段如表2所示。

3.1.2 供熱期計算方法

供熱月份(每年 1—3月、11月、12月)參與調峰輔助服務的機組按照機組低谷負荷率計算調峰貢獻。

機組i的低谷負荷率：

式中：viP為當日負荷低谷時段機組i的平均出力(MW)；iG為機組i的額定裝機容量(MW)。

系統低谷負荷率：

式中：svP為當日低谷時段系統總發電平均出力(MW)；為當日低谷時段系統在網機組總額定裝機容量(MW)。

表2 華北電網調峰時段Tab. 2 Peak adjustment period of North China Power Grid

機組i的日低谷調峰貢獻：

供熱月份參與調峰輔助服務的機組按照低谷調峰貢獻計算調峰輔助服務補償和分攤費用。

1）當機組低谷調峰貢獻BΔ大于0時，第i個機組應獲得的日調峰輔助服務補償費用為

式中：A為補償單價，供熱月份為300元/MW；γi為 補 償 系 數 ，

2）供熱月份京津唐電網日調峰輔助服務補償費用為

式中：iF為當日第i個機組獲得的調峰輔助服務補償費用(元)；N為當日BΔ大于0的機組數。

3）當機組調峰貢獻率BΔ小于0時，第i個機組應承擔的日調峰輔助服務補償費用為式中：F為供熱月份京津唐電網全網日調峰輔助服務補償費用(元)；N為當日ΔB小于0的機組數。γi為補償系數

機組因提供深度調峰服務造成的比基本調峰少發的電量，按照250元/(MW·h)補償。

單機容量在100 MW以上的機組啟停調峰一次，按機組容量補償1500元/MW。

因參與低谷調峰而將出力降至機組容量的50%以下的機組，低谷時段若出現滅火、非停掉閘情況，若在當日早高峰前恢復并網，不計入非停考核。

3.2 計算結果

通過 3.1.2中供熱期計算方法，可得出當前電網調峰補償政策下，不同調峰負荷下的補償費用。其中，按照系統低谷時段負荷率為55%，計算得出不同調峰負荷下有償調峰補償費用；按照基本調峰負荷率為50%，計算得出不同負荷下深度調峰補償費用；當機組不參與電網深度調峰服務時，計算得出機組負荷高于系統低谷平均負荷時，需承擔每日的調峰分擔費用。如圖2所示，若在供熱期，該電廠參與系統調峰，則會因調峰而少發電，同時獲得有償調峰補償和深度調峰補償，并隨著機組負荷的降低每月獲得補償依次遞增。但是如果機組不參與調峰時，按照“以熱定電”方式運行，機組負荷率相對較高，可在供熱的同時多發電，同時要承擔調峰分攤費用。

圖2 不同調峰方式及機組負荷下對收益影響(按每月折算)Fig. 2 Effect of different peak shaving methods and unit load on income (monthly conversion)

供熱機組供熱期平均出力下限按60%額定負荷計算，可得出不同負荷下發電量對收益的影響，如圖3、圖4所示。

圖3 不同標準煤價格及機組負荷下電量對收益影響(按每日折算)Fig. 3 Effect of electricity on income under the different standard coal price and unit load(per day)

圖4 供熱期不同標準煤價格及機組負荷下電量對收益影響(按每月折算)Fig. 4 Effect of electricity on income under the different standard coal price and unit load in the heating period(monthly conversion)

本項目建設2臺35萬kW國產超臨界燃煤熱電聯產間接空冷機組，安裝高效除塵、脫硫、脫硝和在線煙氣連續監測裝置，各項排放指標均滿足國家環保要求，設置2臺1266 t/h超臨界直流煤粉鍋爐，具備820 MW供熱能力，該廠機組設計供熱面積為1640萬m2，單臺機組額定抽汽量為580 t/h，此抽汽量運行工況下機組負荷范圍在280～300 MW。當進行靈活性改造時(以低壓缸零出力供熱技術方案為例)，采暖抽汽量每增加100 t/h，供熱負荷增加約70 MW，電負荷調峰能力增大約50 MW，結合額定采暖抽汽工況熱平衡圖，機組可增加55 MW的調峰出力，調峰范圍達到225～300 MW。如圖3、圖4所示，以標煤單價為700元為界限，當標煤單價在700元以下時，在供熱期，該電廠收益會隨著機組負荷的升高呈上升趨勢，在機組負荷率約為65%以上出現正收益；例如當標煤單價為 500元/t，機組負荷率為85%時，收益可達到 83萬元/每月，此時，機組不宜進行調峰，應多帶負荷。當標煤單價在 700元以上時，該機組宜進行調峰，以減少經營損失。

4 結論

通過靈活性改造技術路線對比分析發現，雖然低壓缸零出力供熱技術運行時間不長，但從國家政策、工程造價、運行費用及實際調峰能力來看，該技術是目前為止應對熱電解耦相對較好的方案。

從經濟性上分析，當標煤單價在700元/t以下時，要確保效益最大化，應在保證供熱負荷滿足要求的前提下，機組必須達到一定的調峰深度才能實現盈利，而不進行調峰帶高負荷整體效益會更好；當標煤單價在700元/t以上時，需在保證供熱負荷滿足要求的前提下，通過調峰降低機組負荷來減少虧損。同時也要看到，隨著計劃電向市場電的轉變，當機組具備深度調峰能力時，在每天低谷時段的 5 h之外，調度也很可能會利用該機組的調峰能力，使機組在低谷時段之外的發電負荷受到影響，從而增大企業電力營銷的難度及整體效益。