1、350MW臨界熱電聯產機組靈活性改造分析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 o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

2、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

3、加20%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1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。儲熱技術儲熱技術是在熱網中增加熱網循

4、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 115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。圖1蓄

5、熱罐與熱網系統直接連接系統示意圖Fig. ISchematic diagram of direct connection system between heat storage tank and heat supply network表1幾抻使本況以對比Tab. 1 Comparison a( stvral T膽chn伯al raut9s我使U*善”戛筌,某工70休V國 二三.J 石土雄以任一至Z3 口金十欄;將工生 要司三七占的兼大；m子翻葡恚曲窿，甥臣智負荷； 出幅習自巖.應當干WT偌土芋店居第苧 rRKF T把能敘縣高廠巨出豈卑笆金古文后冷也七三工會充茂點 枝士位手.:李三三選需n譚利毋

6、于曲碼工，仁直包理二至廣言也 X:=口弱壬電氣壟苴晏三更上 7 江英等技車三安曼,哄匡停;t食:聿要與WE曾主空軍,躲第片內步脖爐L音值 至,蕓廣轉板麻：主麋蟒汽蹴S雌的4a Itgrtu任壬安 了技板力造，融心fl茨電過,白矢用力有衽I市術tW ;現造 子自懂痘質?靖連.撓度疑先之，可能與期|動向 S : ?當到氨=疝區工B電11狂泮；任鈕 零出力術量限已蘭A上匕 色竟用邙二煙鼻T, 一黑?三=1. 0,廣工丸二芍酬鱷7。剛匕可父希團盟女君禱01.1洋溶裳工焉法qiw-3;迨韓漁工千里蘭X主工之空亍 法美管.工宴K技中立里司事三,T隹過一廢嵯二二土2電熱鍋爐技術電熱鍋爐技術主要分為電阻式鍋爐

7、、 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。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

8、，使機組在低 負荷運行工況下最大限度提升機組供熱能力。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

9、用該技術主要是為提高機組供熱能力，擴大供熱面積。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。幾種技術路線對比與選

10、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。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201718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所小。10.12096/j.2

11、096-4528.pgt.2018.069.T002 表 2華北電網調峰時段Peak adjustment period of North China Power Grid1i).2季節負荷舄15盯葭負荷低管時段百季09:30-11.301630-19視00 00-05 加亨竽10.00-11.30140017 M0000-05:00機冬季09:3011:3016301830OO.DD-05:ODF環自助每年1：舊月12與用慮日助服宅的機臺郵機色低谷E荷壬昔房修若尋.機近.的低占云荷莖：眼/7P_W呼伯.單式中：虱叱_間$為當日荷任三時第刃馮的平均出加MW);鼠6J$為機組衲曲定裝機吞地剛皿系

12、藐低者負荷五：SB:皿叫田上唱以m皿S式中；削P一仲小S為當小氏任時段系燃總發電平均出力(MW);$為當日低告匚段系琉在網機里總做定芳禮香墾供熱后份靜與嗯怪非助我懸的小理銀祭便日珊埠受假計算餐修菊H球近：卜忸和封庵費用.1 )當機組低谷調幅貴麻雪口日的大于。時,毋冷機組應茯得的日局旌輔的維蕓補卷袈田內$F Q - Deto B n(nes (G_i) limes A times jpnimm i$科)式中:骷$為濟修幽價,供熱月份為300元他1W ; 1或mm$為補償聚敬r SgamnM = 1。能革匕僧Deha B *. 0 1)S ; Sjamma = 1 5SS(0.1 UecpMDel

13、ta B 0.2)1; |i(pmma = 2(fll 2 Meqslant IDA B)L2)供熱月份京津思迪同E咽旌騎幼眼靖補黃登用為SF = teumlrniisji = 1fK &F$ $式中：%F聲為當日第膝機母甚得的周喳整帶眼密補苫商丹(元) N為當閂$ Della弘文于。的機筆弁.3)當班生塘直支獻率$DMn B$小于。盯,第沙機組區承擔叼三調國再動用哥稈博密用為t|FJH F Uimes Wac(U)Bla B Une* (G_1 imes kgamma _iksdnAinnitB Jf = 1*K QDeka B UnesGJ dimes (gamma _Q) S式中：FK供

14、炒月嘮京津唐電則至網口嗯住碎男脹將A依號用1元 內土當日就加ME$小于哨機堡數.$(gamrna同為補孽字故,臺中rnrra = 1( - 0 1 xleqslamt Delta B 。悔；SigarnrTia - 1 5JS( - 0 2 UeqslanL .Oelld B - 0 i)S; Samma = 2pDeta B - D 2)SL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 MWZ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犯下的機組，低谷時段若出現滅火、非停掉閘情況，若在當

15、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

16、在供熱的同時多發電，同 時要承擔調峰分攤費用。-1003U507090機組低負尚盤平均負楣4 %-有借調恪梅郎 一探摩鞫蜷補談 J調郵號捶黃用 O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. 2Effect 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麻定負荷計算，可得出不同負荷下發電量對收益的影響，如圖3、圖4所示E二n熱竊芝-bJO胡用低負荷J1甲均正向卓九* 600 mit-衿力濫 ，脈山k_圜3不同揖準煤協格及機電負荷下電量對

17、收益影響（按每日折算）00800口 3 2 Iurf藍要弓三=二號彳三.350 元*5070機組假負荷段甲均負幫率先 650向:上巴T-m心 * t-*-$00 心典4供熱期不同標牲埋始格及機組負荷下電量對收益&嗝按每月折聳）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 M愀熱能力，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280300 MW當進行靈活性改造時（以低壓缸零出

18、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勺調峰出力， 調峰范圍達到225300 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姒上出現正收益；傷J如當標煤單價為 500元/t ,機 組負荷率為85%寸，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