柳　磊，楊建剛，王　東， 劉　成

（1.國電科學技術研究院銀川電力技術分院，寧夏銀川，750011；2.東南大學，江蘇南京，210000）

近年來，隨著我國風力、光伏發(fā)電占比的增加，同時受經濟放緩因素影響，全社會工業(yè)用電負荷大幅下降，部分地區(qū)（主要是東北、新疆、甘肅、寧夏等“三北地區(qū)”）出現了嚴重的棄風、棄光問題，尤其是冬季供熱期間，受火電裝機容量大、調峰能力弱等因素限制，電網對風電和光伏的消納形勢變得日趨嚴峻［1-2］。

目前，火電機組是“三北”地區(qū)的主要電源點，裝機容量超過400 GW，通過國家政策引導，對“三北”地區(qū)火電機組運行進行靈活性改造，可釋放100 GW以上的調峰空間［3-6］。尤其是在冬季供熱期間，通過熱電解耦技術，提高火電供熱機組的深度調峰能力，解決電網對風電和光伏的消納難題。該技術是現階段各電力科研院所及發(fā)電集團關注的主要問題之一。

本文以國電西北地區(qū)所轄火電供熱機組的實際運行情況［7］為出發(fā)點，結合汽輪機組節(jié)能診斷及機組改造經驗［8-10］，提出了高、低壓旁路聯(lián)合供熱技術，低壓缸切缸運行技術兩種熱電解耦技術方案，并通過比選給出了兩種方案的優(yōu)缺點及適用范圍。

1　火電機組的熱電解耦問題的提出

國電集團西北地區(qū)現有火電機組大都為330 MW亞臨界、一次中間再熱、抽汽凝汽式供熱機組，在冬季采暖期為周邊城市提供采暖供熱，且采用國內供熱機組傳統(tǒng)的“以熱定電”模式運行，供暖期間單機最低電負荷為175 MW，調峰能力僅為50%，嚴重影響了電網的深度調峰要求，且隨環(huán)境溫度降低，供熱量增大，電負荷隨之增大，當供熱量至額定值時，機組電負荷最大至280 MW，此時機組調峰能力僅為15%，供熱量及供熱面積嚴重限制了火電機組調峰能力。熱電解耦技術的提出能有效地改變這種狀況。即在冬季供暖期間，在不影響城市采暖供熱的前提下，通過熱電解耦技術同時滿足電網調峰與城市供熱的需求，提高機組的深度調峰能力，由此可以歸納出熱電解耦的主要目的是：在滿足冬季采暖供熱的前提下，最大限度地提高火電機組的調峰能力。即打破“以熱定電”的傳統(tǒng)運行模式，做到電力與供熱需求互不影響。

本文從國電集團西北地區(qū)所轄供熱機組的實際運行情況出發(fā)，并結合火電機組節(jié)能經濟性診斷及改造經驗，給出以下兩種熱電解耦技術方案。

2　熱電解耦的技術方案

2.1　高、低壓旁路聯(lián)合供熱方案

高、低旁路聯(lián)合供熱方案是當前熱電解耦最常見的方案之一，主要利用部分過熱蒸汽經高旁減溫減壓至高壓缸排汽，經過再熱器加熱后經低旁減溫減壓后從低壓旁路抽出作為供熱抽汽的汽源。該方案主要通過匹配高、低旁路蒸汽的流量的方式避免高、中壓缸軸向推力不平衡等風險，能夠滿足機組靈活性改造的目標要求，技術上可行，且其投資較小，但經濟性較低。

2.1.1校核計算

以某廠330 MW亞臨界火電機組為例，對其高、低壓旁路聯(lián)合供熱方式進行校核計算，具體計算如下：

假定機組30%電負荷（99.07 MW）保持不變，高壓旁路設計通流能力為30%BMCR，供熱蒸汽壓力0.4 MPa，溫度為236℃。依據高、低壓旁路聯(lián)合供汽方案，對原旁路的供熱抽汽能力進行校核計算，計算參數如表1所示。

表1　30%電負荷（99.07 MW）時高、低壓旁路聯(lián)合供汽量校核

如表1所示，30%電負荷、66.17%鍋爐負荷、高壓旁路30%BMCR過流量時，高壓旁路可通過357.69 t/h過熱蒸汽，該部分蒸汽經減溫減壓后（減溫水41.94 t/h，來自給水泵出口），進入再熱器進行加熱，此時再熱器新增加進汽量399.63 t/h，該部分蒸汽經再熱器升溫，低壓旁路減壓減溫（低壓旁路減溫水79.33 t/h）為0.4 MPa、236℃的供熱蒸汽，其最終流量為478.96 t/h，可用供熱量為332.56 MW，按照50 W/m2的供熱指標計算，此時最大供熱面積為665.13萬m2。

2.1.2改造方案

該方案主要改造原高壓旁路和低壓旁路以使其滿足供熱抽汽需求，并在高、低壓旁路閥后設置電動截止閥。供熱抽汽取自低壓旁路閥后電動截止閥之前的旁路管道。抽汽工況時利用高壓旁路將部分主蒸汽旁路至高壓缸排汽（高排逆止門后），供熱抽汽取自低壓旁路后。為便于采暖抽汽壓力調整，低旁后抽汽口至抽汽母管的適當位置增加抽汽截止閥、快關逆止閥和調節(jié)閥。改造后的系統(tǒng)結構如圖1所示。

圖1　高、低旁聯(lián)合供熱改造

2.1.3改造效果

目前，330 MW亞臨界熱電機組通常的設計供熱面積為1200萬m2，如果冬季雙機均保持30%電負荷運行，利用高、低壓旁路聯(lián)合供熱的熱電解耦技術，在滿足供熱需求的同時，單機可增加70%的調峰能力，同時，鍋爐負荷為66.17%，對鍋爐低負荷穩(wěn)燃及脫銷有一定的促進作用，進一步提高了機組的安全運行水平。

2.2　低壓缸切缸運行方案

由于高低旁路聯(lián)合供熱存在高品質熱量低用，經濟性較低的問題，造成嚴重的能源浪費，低壓缸切缸技術能夠最大化有效利用低品質蒸汽供熱，相比高、低壓旁路聯(lián)合供汽方案，前者經濟性較高。

低壓缸切缸運行方案通過有效降低機組背壓，僅維持低壓缸最小進汽流量，低壓缸不做功或少做功，相當于切除低壓缸運行，同時將中壓缸排汽最大限度用于供熱。

低壓缸最小進汽流量與機組背壓有關。依據汽輪機設計原理，當排汽容積流量一定時，低壓缸最小進汽流量隨著背壓降低而減?。?0-14］，具體見圖2。

圖2　機組背壓與低壓缸最小進汽流量的關系曲線

2.2.1校核計算

以某330 MW亞臨界火電機組為例，對低壓缸切缸技術方案進行校核計算。計算過程中假定機組主蒸汽流量325.24 t/h（30%鍋爐負荷）及機組背壓3 kPa恒定不變，由圖2可知此時低壓缸最小進汽流量為40.60 t/h，取50 t/h為本次計算低壓缸的最小進汽流量。通過減小中低壓缸連通管上的調節(jié)閥開度降低低壓缸的進汽流量，從而增加中壓缸排汽至熱網加熱器的進汽流量。

通過計算發(fā)現，隨著低壓缸進汽流量由247.13 t/h減小至50 t/h，排擠至熱網加熱器的中壓缸排汽流量由0 t/h增加至197.13 t/h，如圖3(b)所示，此時由于低壓缸進汽量減小，機組電負荷由105 MW降至78.75 MW（24%電負荷），此時單機可增加76%的調峰能力；機組供熱功率由0 MW增加至141.78 MW，按50 W/m2的供熱指標計算，供熱面積為283.57萬m2，見圖3(a)。如圖4所示，機組熱耗率由9 363.10 kJ/(kW·h)減小至5 937.50 kJ/(kW·h)，折合發(fā)電標煤耗率降低123.51 g/(kW·h)，機組節(jié)能效果顯著。

圖3　低壓缸切缸運行時參數變化曲線

圖4　低壓缸切缸運行時供汽量與熱耗率關系曲線

2.2.2改造方案

低壓缸切缸運行技術改造可分為抽真空系統(tǒng)改造及低壓缸進汽管道改造兩部分，其中抽真空系統(tǒng)改造只需在原有抽真空母管上新增一套羅茨真空泵，用于將機組背壓降至3 kPa。低壓缸進汽管道改造是為了更精確地對低壓缸進汽流量進行控制，同時保證低壓缸進汽流量始終大于最小流量，避免由于鼓風摩擦帶來的葉片振動等一系列問題。一般建議為中、低壓缸聯(lián)通閥設置旁路、且旁路設置一固定的節(jié)流孔，保證低壓缸進汽流量始終大于50 t/h。

2.2.3改造效果

采用低壓缸切缸技術，30%鍋爐負荷、機組背壓3 kPa時，可提高單機76%額定調峰能力,但此時供熱能力不足，僅可供熱283.57萬m2，如果機組供熱面積小于280萬m2，單機即可滿足調峰及供熱需求。如果機組供熱面積介于280萬m2至560萬m2，雙機同時運行可滿足調峰及供熱需求。當供熱面積繼續(xù)增加至1 200萬m2時，只能靠犧牲機組的調峰能力來增加供熱量。

3　熱電解耦方案比選

表2　熱電解耦方案比選

通過表2比較2種方案看出∶高、低壓旁路聯(lián)合供熱方案供熱能力要強于低壓缸“切缸”運行方案，但前者經濟性低；后者在長期30%電負荷供熱時，雙機運行供熱能力為567.14萬m2，但單機運行供熱能力略顯不足（為286.57萬m2），需要采取其它措施補充抽汽。

兩方案均需要對現有設備進行改造。前者改造的重點在于增設1套減溫減壓裝置；后者需增加1臺羅茨真空泵。兩個方案硬件改造費用相當，均在200萬元/臺機。

4　熱電解耦的經濟效益分析

火電機組的深度調峰是國家電力能源結構轉型的必經環(huán)節(jié)，利用熱電解耦技術，使供熱機組達到深度調峰的要求。熱電解耦技術的應用使得機組除節(jié)能經濟性收入外，還能夠優(yōu)先享受國家電力調峰政策補貼。

如：目前東北電網及甘肅電網已出具的調峰補償規(guī)定［15-16］，第一檔調峰（調峰深度為50%到40%）有償輔助服務補貼0～0.4元/（kW·h），；第二檔有償輔助（調峰深度達為40%到30%）服務補貼0.4～1元/（kW·h）。

以單臺330 MW供熱機組為例，取采暖期內調峰時間為10%的供暖時間（平均為3 816 h），第一檔調峰深度為45%，調峰補貼0.2元/（kW·h），第二檔調峰深度為35%，調峰補貼0.7元/（kW·h），并各按50%調峰時間加權計算，該臺機組合計享受調峰補貼2109.3萬元。

本文提出的兩種熱電解耦技術方案，投資均在200萬元/臺機，假定兩種方案同時采用，忽略機組經濟性收益，僅計算供暖期調峰補貼收益，每臺機組一個供熱期補貼收益2109.3萬元，投資回收期為0.18年?；厥掌谳^短，投資性價比較高。

5　結論

本文針對國電集團西北地區(qū)火電供熱機組冬季供熱期間深度調峰的需要，提出了高、低壓旁路聯(lián)合供熱技術方案和低壓缸“切缸”運行技術方案兩種熱電解耦方式，并進行了對比分析，最終得出：

（1）當供熱面積小于300萬m2且冬季僅有單機運行,供熱面積小于600萬m2且冬季可雙機運行時，建議首先選擇低壓缸“切缸”運行方案；

（2）當供熱面積大于600萬m2時，建議在供熱初期、后期且供熱量需求不大時選擇低壓缸切缸運行方案，供暖中期供熱量較大時，采用高、低壓旁路聯(lián)合供熱方案；

（3）依據發(fā)改委火電機組調峰補貼政策，通過熱電解耦技術的應用，提高了機組的深度調峰能力，能為熱電企業(yè)提供較豐厚的補貼收益。

［1］ 國家能源局.火電靈活性改造試點項目的通知(國能綜電力397號)[Z].:2016.

［2］ 國家發(fā)展改革委.關于做好煤電油氣運保障工作的通知(發(fā)改運行1659號)[Z].2017.

［3］ 裴哲義，王新雷，董存,等.東北供熱機組對新能源消納的影響分析及熱電解耦措施[J].電網技術,2017,41(6):3-5.

［4］ 張廣才，周科，魯芬,等.燃煤機組深度調峰技術探討[J].熱力發(fā)電,2017,46(9):17-23.

［5］ 袁桂麗，王琳博.基于虛擬電廠“熱電解耦”的負荷優(yōu)化調度及經濟效益分析[D].中國電機工程學報,2017,37(17):25-28.

［6］ 劉方，楊秀，黃海濤,等.含熱電聯(lián)產熱電解耦運行方式下的微網能量綜合優(yōu)化[D].電力系統(tǒng)及其自動化學報,2011,28(1)11-15.

［7］ 國電電力發(fā)展股份有限公司.國電電力關于編制機組靈活性改造規(guī)劃的通知[Z].2017.

［8］ 柳磊，馬國偉，劉成，等.國電庫車發(fā)電有限公司靈活性改造可行性研究報告[R].2017.

［9］ 柳磊，馬國偉，劉成，等.國電克拉瑪依發(fā)電有限公司靈活性改造可行性研究報告[R].2017.

［10］ 柳磊，馬國偉，劉成，等.國電紅雁池發(fā)電有限公司靈活性改造可行性研究報告[R].2017.

［11］ 蔡頤年.蒸汽輪機[M].西安：西安交通大學出版社,2007.

［12］ 李維特，黃寶海.汽輪機變工況熱力計算[M].北京：中國電力出版社,2003.

［13］ 肖增弘，王雷，夏永軍，等.汽輪機課程設計[M].北京：中國電力出版社,2012.

［14］ 中國國電集團公司.國電集團燃煤電廠火電靈活性改造技術路線[Z].2016.

［15］ 國家能源局東北監(jiān)察局.東北電力調峰輔助服務市場監(jiān)管辦法(試行)[Z].2016.

［17］ 國家能源局甘肅監(jiān)察辦公室.甘肅省電力調峰輔助服務市場運營規(guī)則(試行)[Z].2017.