灵活性改造机组电锅炉配置及优化

庄建华

(哈尔滨锅炉厂有限责任公司, 哈尔滨 150040)

为解决北方地区日益严重的弃风问题，国家能源局于2016年6月、8月先后下发了2批共计22家火电灵活性改造试点项目的通知[1-2]，国家能源局东北监管局也于2016年11月印发了《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》的通知。相关政策的出台促进了试点企业积极开展提升火电机组灵活性的技术改造，辅助服务市场经过2年多的运营，风电消纳的困境得到了极大的缓解。

从提升火电灵活性改造试点项目的地域分布和机型分布来看，当前的工作重点是解决北方地区热电联产机组深度调峰问题。针对热电机组深度调峰问题，国内专家学者与试点企业密切配合开展研究，提出了4种主流技术方案[3-6]，其中，电锅炉技术方案因其运行灵活、调峰能力强，给改造企业带来了调峰补偿，受到一些企业的青睐。然而，现有试点企业采用电锅炉方案进行改造，其容量选择是否合理、运行是否经济，需要进一步开展研究。

在电锅炉容量选择方面，韩雪[7]结合供热实例，对同一供热地点，在相同采暖热负荷的条件下，给出了合理的蓄热电锅炉容量。在电锅炉运行方面，吕泉等[8]提出热电厂通过配置电锅炉来解耦其“以热定电”约束，分析了消纳弃风电力后电厂的节煤效果；林军等[9]结合当前风电供暖的现状和消纳困局，对热电机组灵活性改造进行了探讨，并分析了某一试点项目采用直热式电锅炉的实际投运效果和收益；李国庆等[10]针对供需矛盾及电网灵活性差的问题，提出了一种基于储能融合蓄热式电锅炉的风电消纳多目标优化控制方法，有效地解决了蓄热式电锅炉功率调节能力与风功率变化不匹配的问题，提高了风电就地消纳能力；李虹等[11]为解决北方地区严重的弃风问题，以系统总经济成本最小和弃风量最少为目标，分析了储热装置以及电锅炉对于风电消纳的促进作用，实现电热综合调度；袁雪峰等[12]开展了采用电极式锅炉协调供热机组，提高供热机组负荷变化率和变化范围的研究。

目前的研究主要从电网角度分析了电锅炉运行经济性、控制方法以及容量配置，却缺乏热电企业运行及投资方面的研究。运行经济性对企业而言至关重要，因此，笔者从热电企业角度，对电锅炉开展容量配置和运行优化研究，分析现有改造机组存在的问题，达到减少项目投资和提高机组运行经济性的目的。

1 电锅炉供热调峰的工作原理

电锅炉供热方案的本质是以消耗部分汽轮机发电功率的电锅炉补充机组供热能力不足部分，并实现热电解耦，降低机组上网功率[13]。目前，热电企业采用的电锅炉供热设备主要有2种：高压直热式电锅炉(电极锅炉)和固体储热式电锅炉。

电极锅炉的工作原理是通过电极直接加热水，产生热水或蒸汽。该装置直接将电能转换成热能，在这一转换过程中几乎没有能量损失，将热量通过循环泵传递给用热设备。

固体储热式电锅炉的工作原理是在电网低谷调峰时段或风力发电的弃风电时段，通过电阻将电能转换为热能加热高温蓄热体(氧化镁储能砖)，而后使用风机通过空气将高温蓄热体热量释放到热网循环水中，实现对外供热。该装置通常蓄热时间为7 h，放热时间为14 h或10 h，以适应供热需求。

热电机组在深度调峰期间，其调峰功率与发电功率、电锅炉消耗功率以及综合厂用功率等的关系见式(1)、图1，零功率为电网中无电流情况。

Ptf=Pqj-Peb=Pnet+Pzh

(1)

式中：Ptf为机组调峰功率，MW；Pqj为机组发电功率，MW；Peb为电锅炉消耗功率，MW；Pnet为机组上网功率，MW；Pzh为机组消耗的综合厂用电功率，MW。

图1 调峰功率与机组出力、电锅炉出力关系

2 电锅炉容量选择及运行优化

2.1 电锅炉参与热电机组调峰的能量分析

热电机组生产电能和热能的过程是一个能量转换过程，其转换关系遵循热力学第一定律。笔者以某热电机组为例，阐述采用电锅炉供热的热电机组深度调峰期间的能量关系(见图2)。

图2 电锅炉参与调峰、供热的能量示意图

以汽轮发电机和电锅炉作为整体研究对象，电锅炉参与电网调峰时的能量平衡关系为：

Qin=Qrw+Ptf+Ql+(1-ηeb)Peb

(2)

式中：Qin为输入热量，MW；Qrw为供热功率，MW；Ql为冷源损失，MW；ηeb为电锅炉电热转换效率，%，取99%。

从式(2)可以看出：在调峰功率和供热功率一定的情况下，热电机组的冷源损失最小、电锅炉消耗功率最低时，其输入热量最低。

2.2 热电机组的电热特性

热电机组发电功率和抽汽供热功率Qcq之间的关联耦合关系一般称为电热特性，可以体现热电机组的运行特性，可用于分析热电机组灵活运行能力。图3为某超临界350 MW抽凝式机组的电热特性图。

图3 某350 MW热电机组电热特性图

图3中AB为机组最大进汽量下的电热功率线，其中A点为机组纯凝工况最大发电功率点，B点为供热工况最大发电功率和抽汽供热功率点；CD为机组最低稳燃进汽量下的电热功率线，其中D点为机组纯凝工况最小发电功率点，C点为机组供热工况最小发电功率点；BC为最小凝汽工况线。

对热电机组而言，对于某个给定进汽量，随着抽汽量的增大，即抽汽供热功率增大，汽轮机的发电功率会逐步降低，如图3中斜虚线所示。同时，对于某个给定进汽量，存在一个最大抽汽工况(也称最小凝汽工况)，此时大部分蒸汽被抽出供热，只有少部分蒸汽进入汽轮机低压段以满足冷却的需要，如图3中BC所示。显然，在热电机组发电功率一定时，在最小凝汽工况线上其抽汽供热功率最大，对应的机组冷源损失最小。热电机组最大抽汽供热功率Qcq,max与发电功率是一一对应关系：

Qcq,max=f(Pqj)

(3)

2.3 机组上网负荷的限制

按照《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》要求，电锅炉作为深度调峰设施，在交易中抵减发电出力后的上网功率Pnet≥0 MW；热电机组参与有偿调峰的功率基准为50%，即机组调峰功率Ptf≤50%Pqj。因此，根据式(1)可推导出电锅炉功率选择和调整应满足以下要求：

50%Pqj≤Peb≤Pqj-Pzh

(4)

2.4 经济运行工况点的求解步骤

考虑到供热初、末期(供热期前后1个月)热负荷低，电网中热电机组自身的调峰能力可以满足电网调峰需求，因此笔者仅对供热中期的经济工况点进行求解，流程见图4。

图4 机组经济运行工况点求解流程

(1) 确定机组热电负荷的约束条件：

(5)

式中：Lzh为综合厂用电率，%，取5%。

(2) 利用机组电热特性图，确定机组最大供热功率与发电功率的函数关系(见式(3))。

(3) 以机组初始的发电功率为给定值，通过迭代求解出机组最终发电功率和电锅炉消耗功率，确定经济运行工况点。

3 实例分析

某热电厂有2台350 MW超临界供热机组，汽轮机为超临界、双缸双排汽、一次中间再热、湿冷、抽凝式汽轮机，机组的额定抽汽质量流量为400 t/h，现有供热面积为1 250×104m2。该厂采用固体电蓄热装置进行深度调峰改造，电蓄热装置蓄热能力为320 MW(90 MW+70 MW+90 MW+70 MW)，项目总投资3.3亿元。通过对改造后机组实际运行数据进行分析，该项目存在投资大、运行成本高的问题。

3.1 电锅炉容量配置优化

电锅炉容量的选择与机组深度调峰期间经济运行工况点确定方法相同，在机组调峰目标一定的情况下，以极寒天气时的机组运行工况为基准，按照机组深度调峰期间经济运行工况点确定方法所得到的电锅炉消耗功率，即为电锅炉的容量。

表1给出了机组在上个供热期极寒天气时的实际运行参数，通过对机组经济运行工况点的求解可知：在机组发电功率为148 MW、供热功率为145 MW、电锅炉消耗功率为97 MW时，与机组实际运行效果相同。因此，单台机组电锅炉容量选择100 MW即可，而2台机组电锅炉容量可减少120 MW，可减少投资约1.2亿元。

表1 电锅炉容量配置优化计算结果 MW

考虑到机组深度调峰负荷较高，按上网功率近0 MW的情况下，2台机组电锅炉容量仍可减少40 MW，减少投资约4 000万元。

3.2 运行方式优化

表2给出了在供热中期平均热负荷工况下机组运行参数，通过优化运行，机组每小时可节煤约13 t，采暖中期可节煤约12 140 t，折合节约燃料成本约789万元，2台机组可节约燃料成本1 578万元，节能效果十分可观。

表2 运行方式优化计算结果表

3.3 存在的问题

上述优化运行是建立在电锅炉消耗功率可连续调整基础上的，实际运行中该项目采用的固体电蓄热装置不同于电极锅炉，消耗功率不能实现连续调整，且装置达不到即时产热和放热平衡，不能实现经济运行。但只要对电锅炉进行一些改动，就可以实现功率连续可调。

4 结语

笔者针对当前热电机组改造存在投资大、运行成本高等问题，结合提升热电机组调峰能力试点项目的实例进行了研究。通过建立运行工况计算模型，提高热电机组供热功率，在相同采暖热负荷和相同的调峰负荷条件下得到机组经济运行工况点，以确定电锅炉的最佳容量配置和消耗功率，达到节能及降低成本的目标，为类似项目提供参考。