王建峰，劉沛奇，楊用龍，郭 棟

（華電電力科學(xué)研究院有限公司，杭州 310030）

0 引言

依據(jù)《中國(guó)統(tǒng)計(jì)年鑒（2019 年）》統(tǒng)計(jì)結(jié)果，截至2019 年底，全國(guó)發(fā)電裝機(jī)容量為189 967 萬(wàn)kW，火電、水電、核電、風(fēng)電和太陽(yáng)能發(fā)電裝機(jī)容量分別為114 367 萬(wàn)kW、35 226 萬(wàn)kW、4 466萬(wàn)kW、18 426 萬(wàn)kW 和17 463 萬(wàn)kW，全國(guó)發(fā)電裝機(jī)容量及火電、水電、核電、風(fēng)電和太陽(yáng)能發(fā)電裝機(jī)容量同比增長(zhǎng)率為6.45%、3.39%、2.46%、10.79%、11.40%和25.89%。新能源裝機(jī)容量的快速增長(zhǎng)，電力消費(fèi)增速減速換擋、煤電機(jī)組投產(chǎn)過(guò)多、煤電機(jī)組承擔(dān)高速增長(zhǎng)的非化石能源發(fā)電深度調(diào)峰和備用等功能的原因，造成了國(guó)內(nèi)火電設(shè)備利用小時(shí)數(shù)持續(xù)下降［1］。2016 年火電設(shè)備利用小時(shí)數(shù)降至4 165 h，為1964 年以來(lái)年度最低。降低火電機(jī)組利用小時(shí)數(shù)以提高風(fēng)、光可再生能源的利用率，提高對(duì)非水可再生能源的消納［2-6］。

2016年6月28日國(guó)家能源局發(fā)布《關(guān)于火電靈活性改造試點(diǎn)項(xiàng)目的通知》，旨在提高能源技術(shù)創(chuàng)新，挖掘燃煤供熱機(jī)組調(diào)峰潛力，提升我國(guó)熱電運(yùn)行靈活性［7-9］，全面提高系統(tǒng)調(diào)峰和新能源消納能力。為確保運(yùn)行過(guò)程的供需平衡，提高電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，從而適應(yīng)可再生能源的高速發(fā)展［10］，提高電力系統(tǒng)對(duì)可再生能源的消納能力，確保熱電系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行，對(duì)熱電系統(tǒng)進(jìn)行靈活性改造已勢(shì)在必行［11］。改變?nèi)济汗釞C(jī)組傳統(tǒng)的“以熱供電”運(yùn)行方式，實(shí)現(xiàn)熱電解耦，提高燃煤機(jī)組的靈活性可同時(shí)滿足對(duì)外供電、供熱的需求。

本文依托河北某熱電廠，通過(guò)對(duì)機(jī)組熱電解耦改造關(guān)鍵技術(shù)進(jìn)行研究，確定了最優(yōu)的蓄熱調(diào)峰系統(tǒng)、尖峰加熱系統(tǒng)設(shè)計(jì)方案，同時(shí)對(duì)改造后機(jī)組的調(diào)峰能力和性能指標(biāo)進(jìn)行效益分析。

1 機(jī)組概況及供熱背景

1.1 機(jī)組概況

該熱電廠裝機(jī)容量為2×300 MW。鍋爐為上海鍋爐廠生產(chǎn)的SG-1025/17.5-M729 型1 025 t/h亞臨界壓力、一次中間再熱、自然循環(huán)鍋爐，單爐膛四角切圓燃燒，煙氣擋板調(diào)溫，采用中儲(chǔ)式鋼球磨煤機(jī)熱風(fēng)送粉、冷一次風(fēng)系統(tǒng)，半露天布置，全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)，平衡通風(fēng)，固態(tài)機(jī)械除渣。汽輪機(jī)為上海汽輪機(jī)廠有限責(zé)任公司引進(jìn)西屋技術(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)的C300/200-16.7/0.43/537/537 型汽輪機(jī)組，單軸、高中壓合缸、低壓缸雙分流、亞臨界、一次中間再熱、雙缸雙排汽、抽汽凝汽式汽輪機(jī)。2014 年對(duì)2 臺(tái)機(jī)組進(jìn)行了雙轉(zhuǎn)子雙背壓機(jī)組改造。

1.2 供熱背景

該熱電廠現(xiàn)有熱網(wǎng)系統(tǒng)由熱網(wǎng)首站、一次熱力管網(wǎng)、二級(jí)換熱站、二次熱力管網(wǎng)、熱用戶組成。1 號(hào)機(jī)組額定采暖抽汽流量為480 t/h，額定工業(yè)抽汽流量為50 t/h。2 號(hào)機(jī)組在冬季供暖期以背壓機(jī)組方式運(yùn)行，其主要熱力產(chǎn)品為高溫水，全廠的供熱能力為800 MW，按照48 W/m2折算可接帶供熱面積為1 667×104m2。

2016—2017 年冬季供暖期簽約供熱面積為1 977×104m2。依據(jù)該熱電廠所處城市集中供熱專項(xiàng)規(guī)劃，2020 年規(guī)劃供熱面積2 247×104m2，2030 年規(guī)劃供熱面積2 568×104m2，預(yù)測(cè)采暖抽氣455 MW，余熱372 MW，合計(jì)不含供熱調(diào)峰能力827 MW。

由于機(jī)組額定抽汽壓力工況為機(jī)組在主進(jìn)汽量410 t/h左右時(shí)，最大采暖抽汽量為200 t/h。此時(shí)機(jī)組電功率為95 MW，負(fù)荷率為31.67%。主進(jìn)汽量為300 t/h 左右時(shí)，純凝工況最小電功率為100 MW，負(fù)荷率為33.33%。鍋爐經(jīng)過(guò)低負(fù)荷改造之后，能穩(wěn)定在30%負(fù)荷，主汽量為300 t/h左右。主進(jìn)汽量300 t/h、電功率95 MW時(shí)，機(jī)組抽汽能力幾乎為0，本文以1 號(hào)機(jī)組主進(jìn)汽量為410 t/h進(jìn)行機(jī)組供熱能力核算。

2 熱電解耦改造方案

2.1 蓄熱系統(tǒng)調(diào)峰

本項(xiàng)目蓄熱是用于居民采暖供熱，因此選用常溫蓄熱，即蓄熱介質(zhì)采用水。廠內(nèi)供水溫度大部分時(shí)間低于100 ℃，考慮安全運(yùn)行以及投資造價(jià)等因素，本項(xiàng)目的蓄熱系統(tǒng)形式采用常壓式蓄熱罐型式［12］，蓄熱罐的設(shè)計(jì)參數(shù)（冷水溫度/熱水溫度）為53 ℃/98 ℃。依據(jù)電負(fù)荷分析，1 號(hào)機(jī)組電負(fù)荷低點(diǎn)出現(xiàn)在夜間00：00—6：00，白天18 個(gè)小時(shí)為用電高峰，相對(duì)而言，白天熱負(fù)荷相對(duì)較低，夜間熱負(fù)荷較高。因此，綜合考慮后本項(xiàng)目選擇夜間6h為蓄熱系統(tǒng)運(yùn)行時(shí)間。

2號(hào)機(jī)組進(jìn)行背壓改造且冬季滿負(fù)荷運(yùn)行，如果蓄熱罐太大會(huì)造成供熱初、末期負(fù)荷較低時(shí)蓄熱罐無(wú)法充分發(fā)揮其最大蓄放熱能力，因此，經(jīng)核算后確定蓄熱罐容積為20 000 m3（有效容積為19 331 m3），直徑為30 m，高為29 m，蓄熱罐白天18 h 蓄熱功率為56.2 MW，折合所需采暖蒸汽為84.2 t/h。蓄熱罐夜間6 h 放熱功率為168 MW，折合可以抵消采暖蒸汽252.6 t/h。蓄熱系統(tǒng)采用直接式連接方式，從原有供回水母管上引接熱網(wǎng)水進(jìn)入蓄熱罐。蓄熱系統(tǒng)設(shè)置有蓄熱泵和放熱泵，其中放熱泵4臺(tái)，蓄熱泵2臺(tái)（一用一備）。為了滿足在不同供水溫度時(shí)能正常蓄熱，設(shè)計(jì)一路熱網(wǎng)回水可以和供水進(jìn)行摻混，保證蓄熱罐的蓄水溫度不高于設(shè)計(jì)值。蓄熱罐頂部設(shè)置有氮?dú)饷芊庋b置，以防止頂部腐蝕。

結(jié)合電負(fù)荷調(diào)峰情況，蓄熱罐白天18 h蓄熱，蓄熱功率為56.2 MW；夜間6 h放熱，放熱功率為168 MW。蓄熱罐與廠內(nèi)熱網(wǎng)首站相連，從2號(hào)熱網(wǎng)首站中引接一路管路與蓄熱罐相連。白天蓄熱過(guò)程中，可以考慮從1號(hào)熱網(wǎng)首站投入84.2 t/h采暖蒸汽，經(jīng)過(guò)2號(hào)熱網(wǎng)首站加熱器將熱網(wǎng)水加熱至不超過(guò)98 ℃，然后蓄入蓄熱罐，充分發(fā)揮蓄熱罐的能力，保證在夜間放熱過(guò)程中有足夠大的放熱功率。

2.2 尖峰加熱系統(tǒng)調(diào)峰

采用增加尖峰加熱系統(tǒng)以滿足供熱需求，可以抽取再熱蒸汽或者主蒸汽減溫減壓后進(jìn)行供熱。再熱蒸汽供熱形式可以分為冷再熱蒸汽和熱再熱蒸汽，不論哪種形式，都受到機(jī)組軸向推力和高壓缸末級(jí)葉片強(qiáng)度限制。對(duì)于主蒸汽減溫減壓供熱，將部分主蒸汽利用機(jī)組原有的高旁減溫減壓器或者新設(shè)置的減溫減壓器，由鍋爐給水泵出口減溫后再進(jìn)入鍋爐再熱器加熱，然后從再熱蒸汽管道引出，后面可根據(jù)蒸汽參數(shù)要求再進(jìn)行減溫減壓。主蒸汽減溫減壓供熱可不受抽汽汽量的限制。

由表1可知，1號(hào)機(jī)組維持410 t/h主蒸汽，此時(shí)僅在蓄熱調(diào)峰系統(tǒng)建設(shè)之后，全廠的供熱能力為782 MW，距離計(jì)算最大供熱需求949 MW仍然存在167 MW的缺口，同時(shí)，1號(hào)機(jī)組的負(fù)荷率降至31.67%。為了滿足供熱需求，考慮新增尖峰加熱系統(tǒng)，從再熱段或者主蒸汽處抽汽作為熱源，以滿足外網(wǎng)供熱。

表1 廠內(nèi)供熱能力統(tǒng)計(jì)

引接主蒸汽作為尖峰加熱器熱源，有2種運(yùn)行方式。第一種為汽輪機(jī)保持低壓缸最小排汽量運(yùn)行方式，夜間深度調(diào)峰時(shí)，主蒸汽進(jìn)汽187 t/h，汽輪機(jī)保持低壓缸最小排汽量運(yùn)行。鍋爐總負(fù)荷為515 t/h，1 號(hào)機(jī)組負(fù)荷率可以降至24%左右，尖峰加熱系統(tǒng)的容量則需要301 MW，該運(yùn)行方式的負(fù)荷分析如表2所示。第二種為汽輪機(jī)電功率降至95 MW運(yùn)行方式，從主蒸汽母管進(jìn)行抽汽作為尖峰加熱器熱源以滿足外供熱負(fù)荷，鍋爐總負(fù)荷為592 t/h，1 號(hào)機(jī)組需抽汽約182 t/h。汽輪機(jī)電功率維持在95 MW，負(fù)荷率維持在31.6%。

表2 汽輪機(jī)保持低壓缸最小排汽量運(yùn)行方式負(fù)荷分析

尖峰加熱系統(tǒng)的改造增加了一套高壓減溫減壓裝置，將主蒸汽參數(shù)減至再熱（冷）蒸汽參數(shù)；同時(shí)增加一套低壓減溫減壓裝置，將再熱（熱）蒸汽參數(shù)減至采暖抽汽參數(shù)。供熱高寒期時(shí)，從主蒸汽母管引182 t/h 蒸汽經(jīng)過(guò)一級(jí)減溫減壓變成210 t/h蒸汽，再經(jīng)過(guò)二級(jí)減溫減壓變成251 t/h蒸汽，最后用于采暖供熱。系統(tǒng)共設(shè)3 套108 t/h 高壓減溫減壓裝置，低壓降溫減壓裝置設(shè)3套150 t/h減溫減壓裝置，減溫水系統(tǒng)采用高壓給水工藝。由于該熱電廠實(shí)際供熱負(fù)荷還未到1 977×104m2，高壓及低壓減溫減壓裝置可分步實(shí)施，一期只新增一半尖峰加熱系統(tǒng)，能力為99 MW。

2.3 熱電解耦的運(yùn)行方式

如表3所示，2號(hào)機(jī)組為高背壓運(yùn)行機(jī)組，熱電解耦時(shí)，應(yīng)以2號(hào)機(jī)組帶基本熱負(fù)荷，對(duì)1號(hào)機(jī)組進(jìn)行電負(fù)荷和熱負(fù)荷調(diào)節(jié)。在供熱初、末寒期，由于外網(wǎng)供熱負(fù)荷較小，2 號(hào)機(jī)組滿負(fù)荷運(yùn)行，1號(hào)機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行，2號(hào)機(jī)組以及蓄熱系統(tǒng)即能滿足夜間調(diào)峰的負(fù)荷需求。供熱高寒期時(shí)，2號(hào)機(jī)組滿負(fù)荷運(yùn)行，采用1號(hào)機(jī)組、蓄熱系統(tǒng)以及尖峰加熱系統(tǒng)進(jìn)行1號(hào)機(jī)組的熱電解耦，以滿足熱負(fù)荷和電負(fù)荷調(diào)峰的雙向要求。

表3 熱電解耦運(yùn)行方式

3 熱電解耦經(jīng)濟(jì)性分析

3.1 經(jīng)濟(jì)性分析基礎(chǔ)

經(jīng)濟(jì)性分析按以下原則進(jìn)行：

1）供熱期，夜間6 h進(jìn)行機(jī)組電負(fù)荷調(diào)峰。

2）夜間調(diào)峰深度，以95 MW為核算基準(zhǔn)。

3）以“機(jī)組因提供深度調(diào)峰服務(wù)造成的比基本調(diào)峰少發(fā)的電量，按照250 元/MWh 進(jìn)行補(bǔ)償”的政策進(jìn)行補(bǔ)償核算。

4）采用主蒸汽減溫減壓進(jìn)行供熱，成本按照38 kg/GJ進(jìn)行核算。

3.2 熱電解耦成本效益分析

3.2.1 運(yùn)行成本

熱電解耦運(yùn)行成本主要為泵運(yùn)行的耗電成本以及采用主蒸汽減溫減壓供熱的運(yùn)行成本。一個(gè)采暖季水泵運(yùn)行新增廠用電124×104kWh，發(fā)電成本（含稅）為0.38元/kWh，共新增廠用耗電成本約47 萬(wàn)元。在供熱高寒期內(nèi)，采用主蒸汽供熱相比于采暖蒸汽供熱新增耗煤0.69萬(wàn)t，供熱成本新增約447萬(wàn)元。

3.2.2 發(fā)電側(cè)增加耗煤成本

在非熱電解耦時(shí)期，機(jī)組按照原有供熱模式進(jìn)行供熱。在熱電解耦時(shí)，機(jī)組實(shí)行深度調(diào)峰，電功率降至95 MW。根據(jù)電廠全年電量總額不變?cè)瓌t，則不存在電量損失。低負(fù)荷調(diào)峰時(shí)期少發(fā)電量將由其他時(shí)間段補(bǔ)發(fā)。經(jīng)測(cè)算，低負(fù)荷調(diào)峰時(shí)期與原有機(jī)組50%調(diào)峰能力相比，整個(gè)供熱季少發(fā)電量為3 900×104kWh。

全年發(fā)電總量不變，但是低負(fù)荷發(fā)電煤耗與原有發(fā)電煤耗相比增加約20 g/kWh，在深度調(diào)峰期間，一個(gè)供暖季所發(fā)電量相比于之前多增加耗煤約0.16萬(wàn)t，折算一個(gè)供暖季增加成本約102萬(wàn)元。

3.2.3 效益分析

火電機(jī)組靈活性改造的效益只能按照政府提供的有償補(bǔ)貼進(jìn)行核算。按照《華北區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則（試行）》中修改后的第十三條“機(jī)組因提供深度調(diào)峰服務(wù)造成的比基本調(diào)峰少發(fā)的電量，按照250 元/MWh 進(jìn)行補(bǔ)償”進(jìn)行核算，一個(gè)供暖季，機(jī)組按照最低調(diào)峰至95 MW計(jì)算，補(bǔ)貼為977萬(wàn)元。

4 結(jié)論

1）本熱電解耦技術(shù)方案為建設(shè)一座20 000 m3蓄熱罐系統(tǒng)，同時(shí)增加一套抽汽能力為182 t/h 蒸汽的尖峰加熱系統(tǒng)（熱網(wǎng)加熱器利用原有首站設(shè)備），以滿足949 MW的最大供熱負(fù)荷需求。并可同時(shí)實(shí)現(xiàn)在供熱期，1 號(hào)機(jī)組夜間6 h 深度調(diào)峰至95 MW，負(fù)荷率達(dá)到31.67%。

2）2 號(hào)機(jī)組為高背壓運(yùn)行機(jī)組，熱電解耦時(shí)，2號(hào)機(jī)組帶基本熱負(fù)荷，對(duì)1號(hào)機(jī)組進(jìn)行電負(fù)荷和熱負(fù)荷調(diào)節(jié)。

3）熱電解耦時(shí)，2 號(hào)機(jī)組帶基本熱負(fù)荷，1 號(hào)機(jī)組進(jìn)行電負(fù)荷和熱負(fù)荷調(diào)節(jié)。510 MW≤熱負(fù)荷≤648 MW 時(shí)，電功率可調(diào)至95～100 MW。648 MW≤熱負(fù)荷≤949 MW時(shí)，電功率可降至95 MW。

4）1個(gè)采暖季新增運(yùn)行成本498萬(wàn)元，發(fā)電側(cè)增加成本約102 萬(wàn)元，按照最低調(diào)峰至95 MW 計(jì)算，補(bǔ)貼為977萬(wàn)元，供暖期營(yíng)收377萬(wàn)元。