熱電機組蓄熱調(diào)峰靈活性改造應(yīng)用研究

劉陽

【摘要】目前我國新能源裝機規(guī)模位居世界第一，但依然存在調(diào)峰能力不足的問題。東北地區(qū)熱電聯(lián)產(chǎn)機組通過增加蓄熱裝置，削弱用戶之間的熱負荷的關(guān)系，打破“以熱定電”的模式，實現(xiàn)熱電解耦，促進熱電機組參與深度調(diào)峰。本文以東北某熱電廠為例，從利用儲熱罐技術(shù)實現(xiàn)機組靈活性改造方面進行研究。

【關(guān)鍵詞】熱電廠;靈活性改造;熱電解耦;調(diào)峰;蓄熱

1 ?機組調(diào)峰能力的困境

我國目前已擁有全球最大風(fēng)電、光伏裝機容量，但在東北地區(qū)，尤其是在冬季供暖期間，仍存在著調(diào)峰能力不足的困境。主要以煤電為主的電源調(diào)峰能力受限，難以適應(yīng)深度調(diào)峰需要。其中東北地區(qū)供熱機組又占有很大比重，冬季為了滿足供熱需求，風(fēng)電機組與熱電聯(lián)產(chǎn)機組運行矛盾突出，為滿足居民供暖需要，熱電聯(lián)產(chǎn)機組需優(yōu)先運行，增大供熱負荷的同時也增加了發(fā)電量，再加之風(fēng)電負荷存在反調(diào)峰特性，造成調(diào)峰壓力劇增，尚不能滿足電網(wǎng)調(diào)峰要求。

2.煤電機組靈活性改造的必然性

近年來，我國風(fēng)電和光伏裝機規(guī)模迅猛增長，在役及在建裝機容量均已位居世界第一。一方面，風(fēng)電和光伏等新能源為我們提供了大量清潔電力，另一方面，其發(fā)電出力的隨機性和不穩(wěn)定性也給電力系統(tǒng)的安全運行和電力供應(yīng)保障帶來了巨大挑戰(zhàn)。從能源結(jié)構(gòu)上看，在未來一段時期熱電機組仍是東北地區(qū)的主力電源。在實際運行中，我國純凝機組調(diào)峰能力一般為額定容量的50%左右，典型的抽凝機組在供熱期的調(diào)峰能力僅為額定容量的20%;而丹麥和德國等地區(qū)的純凝和抽凝機組的調(diào)峰能力可以達到60%-80%的額定容量。因此，全國煤電機組靈活性提升的潛力是巨大的。通過對煤電機組改造，釋放其潛在的靈活性，可有效提高我國電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，對推進高效智能電力系統(tǒng)建設(shè)具有重要意義。

3 ?熱電解耦靈活性改造技術(shù)原理

在電力系統(tǒng)中，電能通過電網(wǎng)調(diào)度進行分配，如果燃煤電廠上網(wǎng)電量大，勢必要減少風(fēng)電、光伏的上網(wǎng)電量。光伏、風(fēng)電、純凝電廠沒有自主調(diào)節(jié)能力，因此當電負荷發(fā)生變化時，這幾類電廠只能調(diào)整發(fā)電量;而熱電廠由于輸出熱能和電能兩種形式，如果增加儲熱設(shè)施，可以將多余的熱能通過儲熱設(shè)施轉(zhuǎn)變成熱能儲存起來。對于熱電聯(lián)產(chǎn)機組機組，可以通過增加蓄熱裝置，削弱用戶之間的熱負荷的關(guān)系，打破“以熱定電”的模式，實現(xiàn)熱電解耦。

4 ?熱水蓄熱裝置在熱電廠靈活性改造的應(yīng)用

目前國內(nèi)科研單位主要方向為機組低負荷運行能力的優(yōu)化，并探索利用儲熱罐技術(shù)，實現(xiàn)熱電機組參與深度調(diào)峰。主要通過設(shè)置儲熱系統(tǒng)，如熱水儲熱裝置、儲熱式電鍋爐（在有峰谷電價時）及熔鹽儲熱裝置等，通過增設(shè)儲熱裝置實現(xiàn)熱電解耦，當電網(wǎng)存在調(diào)峰困難時段利用儲熱裝置對外供熱，補充熱電聯(lián)產(chǎn)機組由于發(fā)電負荷降低帶來的供熱能力不足，降低供熱強迫出力。本文主要從利用儲熱罐技術(shù)實現(xiàn)熱電機組靈活性改造方面進行研究。

4.1熱水儲熱裝置原理

熱水儲能技術(shù)在國內(nèi)外已有廣泛應(yīng)用，主要用于熱電廠供暖季熱電解耦，提高供熱機組運行的靈活性;工作原理是供熱蒸汽流量出現(xiàn)過剩時，將多余熱能轉(zhuǎn)化為熱水并存儲到熱水罐中，當電力需求處于低谷時，減小鍋爐和汽輪機出力，供熱不足的部分由熱水罐補充;當電力需求處于高峰時，增加鍋爐出力，減少汽輪機對外供熱，增強電廠的頂負荷能力，供熱不足的部分由熱水罐補充。熱水儲熱系統(tǒng)主要利用水的顯熱來儲存熱量，儲熱設(shè)備主要采用儲熱水罐。儲熱系統(tǒng)原理如圖1所示。

對熱電廠而言，如果用戶側(cè)熱負荷波動較大且比較頻繁，儲熱罐則可以在熱負荷較低時將多余的熱量儲存，在熱負荷較高時再對外放出。儲熱過程中，儲熱罐相當于一個熱用戶，使得用戶熱負荷需求曲線變得更加平滑，有利于機組保持在較高的效率下運行，提高經(jīng)濟性。儲熱罐的儲熱過程完成后，機組可在夜間或者某一段時間內(nèi)降低負荷甚至停機而不影響對外供熱。

4.2單罐熱水儲能在火電廠的應(yīng)用

實際工程一般采用單罐熱水斜溫層儲熱方式，利用水的溫度密度差特性，熱水存儲在儲罐的上部，冷水在儲罐的下部，熱水和冷水之間有一層厚度較小的溫度梯度層，如圖2所示。斜溫層的基本原理是以溫度梯度層隔開冷熱介質(zhì)。斜溫層儲熱系統(tǒng)是利用同一個儲熱罐同時儲存高低溫兩種介質(zhì)，比起傳統(tǒng)的冷熱分存雙罐系統(tǒng)，投資顯著降低。單罐斜溫層儲熱技術(shù)實現(xiàn)了一個罐體同時儲存高低溫水，簡化了儲熱系統(tǒng)配置，降低了造價。

斜溫層熱水儲熱罐以蒸汽為熱源的熱水儲能，投資成本和運行費用較低，既能夠增加熱電廠的低負荷運行能力，也能夠增加高峰時段的頂負荷能力，具有較強的技術(shù)優(yōu)勢和市場競爭力。但同時，熱水儲能也存在儲熱密度低，空間占用大的問題，尤其是城市區(qū)域的熱電廠改造，由于占地方面的限制，改造存在一定難度。但是如果電廠有適合改造的閑置用地，此方案則為最經(jīng)濟實用的。

4.3 東北某熱電廠案例應(yīng)用

4.3.1 儲熱罐容量配置

東北某熱電廠規(guī)劃總裝機容量為1400MW機組，設(shè)計供熱面積 2400萬平方米，其中一期建設(shè)規(guī)模為2×350MW燃煤發(fā)電供熱機組，設(shè)計供熱面積 1200萬平方米。改造年采暖期該熱電廠實際最大供熱負荷為 492MW，最小供熱負荷為 100MW，平均供熱負荷為 324MW。

根據(jù)汽輪機廠提供的相關(guān)熱平衡，上述平均發(fā)電負荷工況下對應(yīng)的采暖抽汽流量約為 480t/h，對應(yīng)的發(fā)電負荷 210.4MW。兩臺機組采暖抽汽供熱量約為 614MW。該廠通過低負荷抽汽試驗，在調(diào)整低壓缸進汽蝶閥開度并保證機組低壓缸冷卻流量的前提下，單臺機組發(fā)電負荷 130MW 時，機組實際采暖抽汽流量約為 235t/h，略高于汽機廠提供的參數(shù)，此時電廠兩臺機組的實際供熱能力約為 314MW，以此作為熱電解耦時段采暖供熱能力。

對于熱水儲熱罐系統(tǒng)而言，機組在24 小時內(nèi)的總供熱量是固定不變的，儲熱系統(tǒng)實現(xiàn)了“移峰填谷”。考慮參與深度調(diào)峰熱電解耦的時間為 6 小時，根據(jù)該廠的實際情況，24 小時內(nèi)總供熱能力約為 614MW×18h+314MW×6h=12936MWh，對應(yīng)平均熱負荷約為 539MW，目前該廠設(shè)計熱負荷約為 512MW，因此整個采暖期中均可以通過熱水儲熱罐采用“移峰填谷”的方式滿足全天熱負荷需求。根據(jù)上述選型原則，該廠熱水儲熱系統(tǒng)儲熱量應(yīng)為（512MW-314MW）× 6h =1188MWh。

4.3.2 改造后熱電解耦能力分析

根據(jù)國家能源局東北監(jiān)管局相關(guān)文件，該廠在供熱初末期最小運行方式為雙機 330MW，供熱中期最小運行方式為雙機 420MW，經(jīng)過提升火電靈活性改造后，在供熱中期調(diào)峰困難時段考慮以單臺機組 130MW 發(fā)電負荷運行，整個電廠的調(diào)峰能力增加了 160MW;在供熱初末期，以單臺機組 130MW 發(fā)電負荷運行時，整個電廠的調(diào)峰能力增加了 70MW。

根據(jù)該廠提供的參與深度調(diào)峰時段運行數(shù)據(jù)，經(jīng)與電網(wǎng)調(diào)度方面確認，可以暫時按照機組實際容量 330MW 來計算調(diào)峰輔助服務(wù)補償，在這一邊界條件下，如果以單臺機組 130MW 發(fā)電負荷參與深度調(diào)峰時，調(diào)峰深度達到 39.4%，調(diào)峰輔助服務(wù)補貼與按 300MW 容量相比增加了 3.94%，按照平均第一檔調(diào)峰輔助服務(wù)補貼 0.2 元/kWh，平均第二檔調(diào)峰輔助服務(wù)補貼 0.8 元/kWh 計算，采暖期每小時的調(diào)峰輔助服務(wù)補貼收入約為 0.82 萬元。

4.3.3 技術(shù)指標評價

通過對該廠增設(shè)的蓄熱系統(tǒng)蓄放熱性能考核試驗，試驗結(jié)果表明：在全廠對外供熱負荷為 442.71MW 的試驗條件下，蓄熱罐在連續(xù)有效蓄熱時間內(nèi)，蓄熱罐的有效蓄熱功率為 1377.95MWh，比設(shè)計值 1188MWh 高 189.95MWh，滿足蓄熱罐設(shè)計蓄熱能力。在保證全廠對外供熱負荷為 459.42MW 的試驗條件下，蓄熱罐在連續(xù)有效放熱時間內(nèi)，每小時放熱負荷為 165.81MW，調(diào)峰期間全廠機組最小技術(shù)出力電負荷為 270MW，全廠機組供熱期最小開機電負荷為 440MW，蓄熱系統(tǒng)熱電解耦能力為 170MW，熱電解耦能力達到設(shè)計值的 106.25%。改造滿足國家有關(guān)提升火電靈活性改造文件的要求，熱水儲熱罐系統(tǒng)起到了“移峰填谷”的作用。

4.3.4經(jīng)濟指標評價

依據(jù)該熱電廠近三年平均年發(fā)電量及改造年度固定資產(chǎn)凈值，該電廠所在省份標桿電價（含稅 371.17 元/MWh），電廠提供熱價（含稅 35.1元/GJ）測算出電廠改造前項目投資內(nèi)部收益率（所得稅后）為 12.16%。再以改造后增加的投資以及改造前相同電價和熱價等其他相應(yīng)變化的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)（發(fā)電量、煤耗及廠用電率變化），滿足改造前的項目投資內(nèi)部收益率，測算年所需補貼收入1880 萬元（改造后折算至能力調(diào)峰補貼的電量每度電補貼含稅價為0.2247元/kWh）。本次改造動態(tài)投資為 6572 萬元，測算本次改造項目收益率為 35.24%，投資回收期為 4.18 年。

5 未來發(fā)展趨勢

在可再生能源快速發(fā)展的大背景下，國家能源局通過完善調(diào)峰輔助服務(wù)補償標準、推動調(diào)峰服務(wù)的市場化交易、建立峰谷分時電價等措施，鼓勵煤電機組開展靈活性改造，預(yù)期將使熱電機組增加20%額定容量的調(diào)峰能力，最小技術(shù)出力達到40%-50%額定容量，不斷提升煤電機組調(diào)峰能力。與此同時，將不斷探索電化學(xué)儲能、機械儲能等儲能技術(shù)路線，為未來更大規(guī)模的儲能工程實施積累技術(shù)和經(jīng)驗。

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