350 MW 超临界热电联产机组灵活性改造分析

李树明，刘青松，朱小东，平士斌，白贵生

（1．京能秦皇岛热电有限公司，河北省 秦皇岛市 066000；2．华电电力科学研究院有限公司，内蒙古自治区 呼和浩特市 010010）

0 引言

由于近几年可再生能源(主要是风电、太阳能发电)装机容量快速增长，弃风、弃光问题愈演愈烈[1]，全国平均弃风、弃光率长期高于20%[2-3]，对非水可再生能源的消纳成为迫切任务[4-7]。为解决这一问题，国家发改委、能源局下发了一系列文件[8-10]，先后启动了两批共22个火电灵活性改造试点项目，重点推动“三北”地区火电机组(30万kW级及以上供热机组)的灵活性改造。

对火电企业来讲，尤其是供热电厂，无论是从当前国家政策形势还是企业自身生存发展需要，机组灵活性改造都将是各企业要面对的重要课题[11-12]。根据当前政策，电网内灵活性改造的机组越多，未进行灵活性改造的电厂所承担的调峰费用就越多，经营压力将会越来越大。

为此，本文将对国内几种主流火电机组灵活性改造技术路线进行综合对比、分析，结合华北地区对于火电机组深度调峰补偿政策，评估火电机组进行灵活性改造后对后期经营的影响，研究得出当前形势下火电机组进行灵活性改造的最优方案，为新建以及即将进行火电机组灵活性改造的供热电厂提供技术参考。

1 对火电机组灵活性改造要求

火电运行灵活性主要包括调峰能力、爬坡速度、启停时间等3个主要部分。目前我国供暖期热电机组“以热定电”方式运行，冬季最小出力一般在 60%～70%左右，负荷调节范围较小，调峰能力不足，是制约火电机组灵活性改造的关键因素[13]。

灵活性改造要求热电机组增加20%额定容量的调峰能力，供热期达到40%～50%额定容量的最小技术出力，实现热电机组热电解耦；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[14]。

供热机组进行灵活性改造后，具备深度调峰的能力，调峰幅度增大，可以快速响应电网调度的需要。通过实施火电灵活性优化改造，实现供热期热电解耦，可以使火电厂更好地适应未来的形势，具备参与竞争性电力市场的基本条件。

2 灵活性改造的几种技术路线分析

对于供热机组进行灵活性改造，实现热电解耦，当前的技术路线主要有：储热技术、电热锅炉、主再热蒸汽辅助供热、低压转子改光轴、低压缸零出力供热等技术。

2.1 储热技术

图1 蓄热罐与热网系统直接连接系统示意图Fig. 1 Schematic diagram of direct connection system between heat storage tank and heat supply network

储热技术是在热网中增加热网循环水储能系统，通过储能系统能量的吸收和释放，可实现“热电解耦”，在供热期可提高机组的变负荷灵活性。图 1[15]为蓄热罐与热网系统直接连接系统示意图，蓄热水罐系统在热网中的连接方式一般采用直接连接，即蓄热水罐直接并入热网中去。但采暖季热负荷最大的时间内，当蓄热水罐无法单独确保热电解耦时，一般采用锅炉抽汽方案或电锅炉方案配合使用，与蓄热水罐一起继续保证蓄热系统的热电解耦时间。另外，当增加蓄热系统后，在考虑最冷月采暖热负荷的情况下，热网循环水泵需分流一部分流量用于蓄热，用于供热的热网循环水流量将减少，需要对供暖期最大供热负荷下的热网循环水流量进行核算，避免机组在最冷月份无法参与调峰。

2.2 电热锅炉技术

电热锅炉技术主要分为电阻式锅炉、电极式锅炉、电热相变材料锅炉和电固体蓄热锅炉，其中做到高压电直接接入和大功率直供发热的方案是电极式锅炉，电极式锅炉是利用含电解质水的导电特性，通电后被加热产生热水或蒸汽，单台锅炉的最大功率可达80 MW。

电极锅炉在欧洲的应用较多，投资的商业模式是提供电力市场价格平衡调节的手段，在上网电价低于某一定值时，通过电锅炉将低利润甚至负利润的发电量转化为高利润的供热量。

2.3 主再热蒸汽辅助供热技术

主再热蒸汽辅助供热技术是考虑到汽轮机的运行特性和锅炉燃烧运行工况，确保机组安全稳定运行，并尽可能减少机组改造工作量。从锅炉主再热蒸汽取汽，经减温减压，并满足热网加热器设计要求参数时，进入热网加热器，使机组在低负荷运行工况下最大限度提升机组供热能力。

2.4 低压转子改光轴技术

光轴改造是将现有汽轮机改成高背压式供热机组，低压缸不进汽，主蒸汽由高压主汽门、高压调节汽门进入高中压缸做功。中压排汽(部分低加回热抽汽切除)全部进入热网加热器供热。将低压转子拆除后，更换成一根光轴，连接高中压转子与发电机转子，光轴仅起到传递扭矩的作用。此技术改造后没有低压缸做功，可以回收原由低压缸进入凝汽器排汽热量，减少冷源损失，使尽可能多的蒸汽用于供热。

目前该技术应用的供热机组较多，但由于将低压转子更换为光轴后低压缸不进汽，机组带电负荷能力在整个供热期将随之降低，因此机组实际调峰范围并没有实质性扩大，采用该技术主要是为提高机组供热能力，扩大供热面积。

2.5 低压缸零出力技术

低压缸零出力供热技术，其核心是仅保留少量冷却蒸汽进入低压缸，实现低压转子“零”出力运行，更多的蒸汽进入供热系统，提高供热能力，降低供热期机组负荷的出力下限，满足调峰需求，同时减少了机组冷源损失，发电煤耗下降明显。对于300 MW等级机组，改造后在相同主蒸汽量的条件下，采暖抽汽流量每增加100 t/h，供热负荷增加约70 MW，电负荷调峰能力增大约50 MW，发电煤耗降低约 36g/(kW·h)。该技术能够实现供热机组在抽汽凝汽与高背压运行方式的不停机灵活切换，实现热电解耦，总体成本低，运行维护费用小。

2.6 几种技术路线对比与选择

如表1所示，综合对比分析现有火电机组灵活性改造技术路线的投资费用、运行成本以及各自的优缺点，低压缸零出力供热技术在初期投资、运行成本、深度调峰能力方面都比其他技术有优势，非常适合现阶段新建电厂以及已投产电厂机组灵活性改造，因此，该电厂进行低压缸零出力供热技术改造具有可行性。

表1 几种技术路线对比Tab. 1 Comparison of several technical routes

3 灵活性优化改造对后期经营的影响

3.1 华北电网调峰补偿政策

3.1.1 调峰时段

2017年1月15日起，华北电网调峰补偿实施细则进行了最新一次修订(华北监能市场[2017]18号文)，将供热月份(11月至次年3月)“调峰贡献”调整为由“低谷负荷率”计算得出。非供热月份不变，同时适当提高了补偿标准，调峰时段如表2所示。

3.1.2 供热期计算方法

供热月份(每年 1—3月、11月、12月)参与调峰辅助服务的机组按照机组低谷负荷率计算调峰贡献。

机组i的低谷负荷率：

式中：viP为当日负荷低谷时段机组i的平均出力(MW)；iG为机组i的额定装机容量(MW)。

系统低谷负荷率：

式中：svP为当日低谷时段系统总发电平均出力(MW)；为当日低谷时段系统在网机组总额定装机容量(MW)。

表2 华北电网调峰时段Tab. 2 Peak adjustment period of North China Power Grid

机组i的日低谷调峰贡献：

供热月份参与调峰辅助服务的机组按照低谷调峰贡献计算调峰辅助服务补偿和分摊费用。

1）当机组低谷调峰贡献BΔ大于0时，第i个机组应获得的日调峰辅助服务补偿费用为

式中：A为补偿单价，供热月份为300元/MW；γi为 补 偿 系 数 ，

2）供热月份京津唐电网日调峰辅助服务补偿费用为

式中：iF为当日第i个机组获得的调峰辅助服务补偿费用(元)；N为当日BΔ大于0的机组数。

3）当机组调峰贡献率BΔ小于0时，第i个机组应承担的日调峰辅助服务补偿费用为式中：F为供热月份京津唐电网全网日调峰辅助服务补偿费用(元)；N为当日ΔB小于0的机组数。γi为补偿系数

机组因提供深度调峰服务造成的比基本调峰少发的电量，按照250元/(MW·h)补偿。

单机容量在100 MW以上的机组启停调峰一次，按机组容量补偿1500元/MW。

因参与低谷调峰而将出力降至机组容量的50%以下的机组，低谷时段若出现灭火、非停掉闸情况，若在当日早高峰前恢复并网，不计入非停考核。

3.2 计算结果

通过 3.1.2中供热期计算方法，可得出当前电网调峰补偿政策下，不同调峰负荷下的补偿费用。其中，按照系统低谷时段负荷率为55%，计算得出不同调峰负荷下有偿调峰补偿费用；按照基本调峰负荷率为50%，计算得出不同负荷下深度调峰补偿费用；当机组不参与电网深度调峰服务时，计算得出机组负荷高于系统低谷平均负荷时，需承担每日的调峰分担费用。如图2所示，若在供热期，该电厂参与系统调峰，则会因调峰而少发电，同时获得有偿调峰补偿和深度调峰补偿，并随着机组负荷的降低每月获得补偿依次递增。但是如果机组不参与调峰时，按照“以热定电”方式运行，机组负荷率相对较高，可在供热的同时多发电，同时要承担调峰分摊费用。

图2 不同调峰方式及机组负荷下对收益影响(按每月折算)Fig. 2 Effect of different peak shaving methods and unit load on income (monthly conversion)

供热机组供热期平均出力下限按60%额定负荷计算，可得出不同负荷下发电量对收益的影响，如图3、图4所示。

图3 不同标准煤价格及机组负荷下电量对收益影响(按每日折算)Fig. 3 Effect of electricity on income under the different standard coal price and unit load(per day)

图4 供热期不同标准煤价格及机组负荷下电量对收益影响(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)

本项目建设2台35万kW国产超临界燃煤热电联产间接空冷机组，安装高效除尘、脱硫、脱硝和在线烟气连续监测装置，各项排放指标均满足国家环保要求，设置2台1266 t/h超临界直流煤粉锅炉，具备820 MW供热能力，该厂机组设计供热面积为1640万m2，单台机组额定抽汽量为580 t/h，此抽汽量运行工况下机组负荷范围在280～300 MW。当进行灵活性改造时(以低压缸零出力供热技术方案为例)，采暖抽汽量每增加100 t/h，供热负荷增加约70 MW，电负荷调峰能力增大约50 MW，结合额定采暖抽汽工况热平衡图，机组可增加55 MW的调峰出力，调峰范围达到225～300 MW。如图3、图4所示，以标煤单价为700元为界限，当标煤单价在700元以下时，在供热期，该电厂收益会随着机组负荷的升高呈上升趋势，在机组负荷率约为65%以上出现正收益；例如当标煤单价为 500元/t，机组负荷率为85%时，收益可达到 83万元/每月，此时，机组不宜进行调峰，应多带负荷。当标煤单价在 700元以上时，该机组宜进行调峰，以减少经营损失。

4 结论

通过灵活性改造技术路线对比分析发现，虽然低压缸零出力供热技术运行时间不长，但从国家政策、工程造价、运行费用及实际调峰能力来看，该技术是目前为止应对热电解耦相对较好的方案。

从经济性上分析，当标煤单价在700元/t以下时，要确保效益最大化，应在保证供热负荷满足要求的前提下，机组必须达到一定的调峰深度才能实现盈利，而不进行调峰带高负荷整体效益会更好；当标煤单价在700元/t以上时，需在保证供热负荷满足要求的前提下，通过调峰降低机组负荷来减少亏损。同时也要看到，随着计划电向市场电的转变，当机组具备深度调峰能力时，在每天低谷时段的 5 h之外，调度也很可能会利用该机组的调峰能力，使机组在低谷时段之外的发电负荷受到影响，从而增大企业电力营销的难度及整体效益。