热电机组蓄热调峰灵活性改造应用研究

刘阳

【摘要】目前我国新能源装机规模位居世界第一，但依然存在调峰能力不足的问题。东北地区热电联产机组通过增加蓄热装置，削弱用户之间的热负荷的关系，打破“以热定电”的模式，实现热电解耦，促进热电机组参与深度调峰。本文以东北某热电厂为例，从利用储热罐技术实现机组灵活性改造方面进行研究。

【关键词】热电厂;灵活性改造;热电解耦;调峰;蓄热

1  机组调峰能力的困境

我国目前已拥有全球最大风电、光伏装机容量，但在东北地区，尤其是在冬季供暖期间，仍存在着调峰能力不足的困境。主要以煤电为主的电源调峰能力受限，难以适应深度调峰需要。其中东北地区供热机组又占有很大比重，冬季为了满足供热需求，风电机组与热电联产机组运行矛盾突出，为满足居民供暖需要，热电联产机组需优先运行，增大供热负荷的同时也增加了发电量，再加之风电负荷存在反调峰特性，造成调峰压力剧增，尚不能满足电网调峰要求。

2.煤电机组灵活性改造的必然性

近年来，我国风电和光伏装机规模迅猛增长，在役及在建装机容量均已位居世界第一。一方面，风电和光伏等新能源为我们提供了大量清洁电力，另一方面，其发电出力的随机性和不稳定性也给电力系统的安全运行和电力供应保障带来了巨大挑战。从能源结构上看，在未来一段时期热电机组仍是东北地区的主力电源。在实际运行中，我国纯凝机组调峰能力一般为额定容量的50%左右，典型的抽凝机组在供热期的调峰能力仅为额定容量的20%;而丹麦和德国等地区的纯凝和抽凝机组的调峰能力可以达到60%-80%的额定容量。因此，全国煤电机组灵活性提升的潜力是巨大的。通过对煤电机组改造，释放其潜在的灵活性，可有效提高我国电力系统调节能力，对推进高效智能电力系统建设具有重要意义。

3  热电解耦灵活性改造技术原理

在电力系统中，电能通过电网调度进行分配，如果燃煤电厂上网电量大，势必要减少风电、光伏的上网电量。光伏、风电、纯凝电厂没有自主调节能力，因此当电负荷发生变化时，这几类电厂只能调整发电量;而热电厂由于输出热能和电能两种形式，如果增加储热设施，可以将多余的热能通过储热设施转变成热能储存起来。对于热电联产机组机组，可以通过增加蓄热装置，削弱用户之间的热负荷的关系，打破“以热定电”的模式，实现热电解耦。

4  热水蓄热装置在热电厂灵活性改造的应用

目前国内科研单位主要方向为机组低负荷运行能力的优化，并探索利用储热罐技术，实现热电机组参与深度调峰。主要通过设置储热系统，如热水储热装置、储热式电锅炉（在有峰谷电价时）及熔盐储热装置等，通过增设储热装置实现热电解耦，当电网存在调峰困难时段利用储热装置对外供热，补充热电联产机组由于发电负荷降低带来的供热能力不足，降低供热强迫出力。本文主要从利用储热罐技术实现热电机组灵活性改造方面进行研究。

4.1热水储热装置原理

热水储能技术在国内外已有广泛应用，主要用于热电厂供暖季热电解耦，提高供热机组运行的灵活性;工作原理是供热蒸汽流量出现过剩时，将多余热能转化为热水并存储到热水罐中，当电力需求处于低谷时，减小锅炉和汽轮机出力，供热不足的部分由热水罐补充;当电力需求处于高峰时，增加锅炉出力，减少汽轮机对外供热，增强电厂的顶负荷能力，供热不足的部分由热水罐补充。热水储热系统主要利用水的显热来储存热量，储热设备主要采用储热水罐。储热系统原理如图1所示。

对热电厂而言，如果用户侧热负荷波动较大且比较频繁，储热罐则可以在热负荷较低时将多余的热量储存，在热负荷较高时再对外放出。储热过程中，储热罐相当于一个热用户，使得用户热负荷需求曲线变得更加平滑，有利于机组保持在较高的效率下运行，提高经济性。储热罐的储热过程完成后，机组可在夜间或者某一段时间内降低负荷甚至停机而不影响对外供热。

4.2单罐热水储能在火电厂的应用

实际工程一般采用单罐热水斜温层储热方式，利用水的温度密度差特性，热水存储在储罐的上部，冷水在储罐的下部，热水和冷水之间有一层厚度较小的温度梯度层，如图2所示。斜温层的基本原理是以温度梯度层隔开冷热介质。斜温层储热系统是利用同一个储热罐同时储存高低温两种介质，比起传统的冷热分存双罐系统，投资显著降低。单罐斜温层储热技术实现了一个罐体同时储存高低温水，简化了储热系统配置，降低了造价。

斜溫层热水储热罐以蒸汽为热源的热水储能，投资成本和运行费用较低，既能够增加热电厂的低负荷运行能力，也能够增加高峰时段的顶负荷能力，具有较强的技术优势和市场竞争力。但同时，热水储能也存在储热密度低，空间占用大的问题，尤其是城市区域的热电厂改造，由于占地方面的限制，改造存在一定难度。但是如果电厂有适合改造的闲置用地，此方案则为最经济实用的。

4.3 东北某热电厂案例应用

4.3.1 储热罐容量配置

东北某热电厂规划总装机容量为1400MW机组，设计供热面积 2400万平方米，其中一期建设规模为2×350MW燃煤发电供热机组，设计供热面积 1200万平方米。改造年采暖期该热电厂实际最大供热负荷为 492MW，最小供热负荷为 100MW，平均供热负荷为 324MW。

根据汽轮机厂提供的相关热平衡，上述平均发电负荷工况下对应的采暖抽汽流量约为 480t/h，对应的发电负荷 210.4MW。两台机组采暖抽汽供热量约为 614MW。该厂通过低负荷抽汽试验，在调整低压缸进汽蝶阀开度并保证机组低压缸冷却流量的前提下，单台机组发电负荷 130MW 时，机组实际采暖抽汽流量约为 235t/h，略高于汽机厂提供的参数，此时电厂两台机组的实际供热能力约为 314MW，以此作为热电解耦时段采暖供热能力。

对于热水储热罐系统而言，机组在24 小时内的总供热量是固定不变的，储热系统实现了“移峰填谷”。考虑参与深度调峰热电解耦的时间为 6 小时，根据该厂的实际情况，24 小时内总供热能力约为 614MW×18h+314MW×6h=12936MWh，对应平均热负荷约为 539MW，目前该厂设计热负荷约为 512MW，因此整个采暖期中均可以通过热水储热罐采用“移峰填谷”的方式满足全天热负荷需求。根据上述选型原则，该厂热水储热系统储热量应为（512MW-314MW）× 6h =1188MWh。

4.3.2 改造后热电解耦能力分析

根据国家能源局东北监管局相关文件，该厂在供热初末期最小运行方式为双机 330MW，供热中期最小运行方式为双机 420MW，经过提升火电灵活性改造后，在供热中期调峰困难时段考虑以单台机组 130MW 发电负荷运行，整个电厂的调峰能力增加了 160MW;在供热初末期，以单台机组 130MW 发电负荷运行时，整个电厂的调峰能力增加了 70MW。

根据该厂提供的参与深度调峰时段运行数据，经与电网调度方面确认，可以暂时按照机组实际容量 330MW 来计算调峰辅助服务补偿，在这一边界条件下，如果以单台机组 130MW 发电负荷参与深度调峰时，调峰深度达到 39.4%，调峰辅助服务补贴与按 300MW 容量相比增加了 3.94%，按照平均第一档调峰辅助服务补贴 0.2 元/kWh，平均第二档调峰辅助服务补贴 0.8 元/kWh 计算，采暖期每小时的调峰辅助服务补贴收入约为 0.82 万元。

4.3.3 技术指标评价

通过对该厂增设的蓄热系统蓄放热性能考核试验，试验结果表明：在全厂对外供热负荷为 442.71MW 的试验条件下，蓄热罐在连续有效蓄热时间内，蓄热罐的有效蓄热功率为 1377.95MWh，比设计值 1188MWh 高 189.95MWh，满足蓄热罐设计蓄热能力。在保证全厂对外供热负荷为 459.42MW 的试验条件下，蓄热罐在连续有效放热时间内，每小时放热负荷为 165.81MW，调峰期间全厂机组最小技术出力电负荷为 270MW，全厂机组供热期最小开机电负荷为 440MW，蓄热系统热电解耦能力为 170MW，热电解耦能力达到设计值的 106.25%。改造满足国家有关提升火电灵活性改造文件的要求，热水储热罐系统起到了“移峰填谷”的作用。

4.3.4经濟指标评价

依据该热电厂近三年平均年发电量及改造年度固定资产净值，该电厂所在省份标杆电价（含税 371.17 元/MWh），电厂提供热价（含税 35.1元/GJ）测算出电厂改造前项目投资内部收益率（所得税后）为 12.16%。再以改造后增加的投资以及改造前相同电价和热价等其他相应变化的基础数据（发电量、煤耗及厂用电率变化），满足改造前的项目投资内部收益率，测算年所需补贴收入1880 万元（改造后折算至能力调峰补贴的电量每度电补贴含税价为0.2247元/kWh）。本次改造动态投资为 6572 万元，测算本次改造项目收益率为 35.24%，投资回收期为 4.18 年。

5 未来发展趋势

在可再生能源快速发展的大背景下，国家能源局通过完善调峰辅助服务补偿标准、推动调峰服务的市场化交易、建立峰谷分时电价等措施，鼓励煤电机组开展灵活性改造，预期将使热电机组增加20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到40%-50%额定容量，不断提升煤电机组调峰能力。与此同时，将不断探索电化学储能、机械储能等储能技术路线，为未来更大规模的储能工程实施积累技术和经验。

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