0 引言

由于近幾年可再生能源(主要是風(fēng)電、太陽能發(fā)電)裝機容量快速增長，棄風(fēng)、棄光問題愈演愈烈[1]，全國平均棄風(fēng)、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(wù)[4-7]。為解決這一問題，國家發(fā)改委、能源局下發(fā)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(qū)火電機組(30萬kW級及以上供熱機組)的靈活性改造。

（來源：發(fā)電技術(shù)期刊 作者：李樹明,劉青松,朱小東,平士斌,白貴生）

對火電企業(yè)來講，尤其是供熱電廠，無論是從當(dāng)前國家政策形勢還是企業(yè)自身生存發(fā)展需要，機組靈活性改造都將是各企業(yè)要面對的重要課題[11-12]。根據(jù)當(dāng)前政策，電網(wǎng)內(nèi)靈活性改造的機組越多，未進行靈活性改造的電廠所承擔(dān)的調(diào)峰費用就越多，經(jīng)營壓力將會越來越大。

為此，本文將對國內(nèi)幾種主流火電機組靈活性改造技術(shù)路線進行綜合對比、分析，結(jié)合華北地區(qū)對于火電機組深度調(diào)峰補償政策，評估火電機組進行靈活性改造后對后期經(jīng)營的影響，研究得出當(dāng)前形勢下火電機組進行靈活性改造的最優(yōu)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(shù)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(diào)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(fù)荷調(diào)節(jié)范圍較小，調(diào)峰能力不足，是制約火電機組靈活性改造的關(guān)鍵因素[13]。

靈活性改造要求熱電機組增加20%額定容量的調(diào)峰能力，供熱期達到40%~50%額定容量的最小技術(shù)出力，實現(xiàn)熱電機組熱電解耦;純凝機組增加15%~20%額定容量的調(diào)峰能力，最小技術(shù)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(diào)峰的能力，調(diào)峰幅度增大，可以快速響應(yīng)電網(wǎng)調(diào)度的需要。通過實施火電靈活性優(yōu)化改造，實現(xiàn)供熱期熱電解耦，可以使火電廠更好地適應(yīng)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(shù)路線分析

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

2.1 儲熱技術(shù)

儲熱技術(shù)是在熱網(wǎng)中增加熱網(wǎng)循環(huán)水儲能系統(tǒng)，通過儲能系統(tǒng)能量的吸收和釋放，可實現(xiàn)“熱電解耦”，在供熱期可提高機組的變負(fù)荷靈活性。圖1[15]為蓄熱罐與熱網(wǎng)系統(tǒng)直接連接系統(tǒng)示意圖，蓄熱水罐系統(tǒng)在熱網(wǎng)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(wǎng)中去。但采暖季熱負(fù)荷最大的時間內(nèi)，當(dāng)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(xù)保證蓄熱系統(tǒng)的熱電解耦時間。另外，當(dāng)增加蓄熱系統(tǒng)后，在考慮最冷月采暖熱負(fù)荷的情況下，熱網(wǎng)循環(huán)水泵需分流一部分流量用于蓄熱，用于供熱的熱網(wǎng)循環(huán)水流量將減少，需要對供暖期最大供熱負(fù)荷下的熱網(wǎng)循環(huán)水流量進行核算，避免機組在最冷月份無法參與調(diào)峰。

圖1蓄熱罐與熱網(wǎng)系統(tǒng)直接連接系統(tǒng)示意圖

Fig. 1Schematic diagram of direct connection system between heat storage tank and heat supply network

2.2 電熱鍋爐技術(shù)

電熱鍋爐技術(shù)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(fā)熱的方案是電極式鍋爐，電極式鍋爐是利用含電解質(zhì)水的導(dǎo)電特性，通電后被加熱產(chǎn)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(yīng)用較多，投資的商業(yè)模式是提供電力市場價格平衡調(diào)節(jié)的手段，在上網(wǎng)電價低于某一定值時，通過電鍋爐將低利潤甚至負(fù)利潤的發(fā)電量轉(zhuǎn)化為高利潤的供熱量。

2.3 主再熱蒸汽輔助供熱技術(shù)

主再熱蒸汽輔助供熱技術(shù)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(wěn)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(jīng)減溫減壓，并滿足熱網(wǎng)加熱器設(shè)計要求參數(shù)時，進入熱網(wǎng)加熱器，使機組在低負(fù)荷運行工況下最大限度提升機組供熱能力。

2.4 低壓轉(zhuǎn)子改光軸技術(shù)

光軸改造是將現(xiàn)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(diào)節(jié)汽門進入高中壓缸做功。中壓排汽(部分低加回?zé)岢槠谐?全部進入熱網(wǎng)加熱器供熱。將低壓轉(zhuǎn)子拆除后，更換成一根光軸，連接高中壓轉(zhuǎn)子與發(fā)電機轉(zhuǎn)子，光軸僅起到傳遞扭矩的作用。此技術(shù)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(shù)應(yīng)用的供熱機組較多，但由于將低壓轉(zhuǎn)子更換為光軸后低壓缸不進汽，機組帶電負(fù)荷能力在整個供熱期將隨之降低，因此機組實際調(diào)峰范圍并沒有實質(zhì)性擴大，采用該技術(shù)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(shù)

低壓缸零出力供熱技術(shù)，其核心是僅保留少量冷卻蒸汽進入低壓缸，實現(xiàn)低壓轉(zhuǎn)子“零”出力運行，更多的蒸汽進入供熱系統(tǒng)，提高供熱能力，降低供熱期機組負(fù)荷的出力下限，滿足調(diào)峰需求，同時減少了機組冷源損失，發(fā)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(fù)荷增加約70 MW，電負(fù)荷調(diào)峰能力增大約50 MW，發(fā)電煤耗降低約36g/(kW·h)。該技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)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(xiàn)熱電解耦，總體成本低，運行維護費用小。

2.6 幾種技術(shù)路線對比與選擇

如表1所示，綜合對比分析現(xiàn)有火電機組靈活性改造技術(shù)路線的投資費用、運行成本以及各自的優(yōu)缺點，低壓缸零出力供熱技術(shù)在初期投資、運行成本、深度調(diào)峰能力方面都比其他技術(shù)有優(yōu)勢，非常適合現(xiàn)階段新建電廠以及已投產(chǎn)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(shù)改造具有可行性。