靈活性改造機組電鍋爐配置及優化

莊建華

(哈爾濱鍋爐廠有限責任公司, 哈爾濱 150040)

為解決北方地區日益嚴重的棄風問題，國家能源局于2016年6月、8月先后下發了2批共計22家火電靈活性改造試點項目的通知[1-2]，國家能源局東北監管局也于2016年11月印發了《東北電力輔助服務市場運營規則(試行)》的通知。相關政策的出臺促進了試點企業積極開展提升火電機組靈活性的技術改造，輔助服務市場經過2年多的運營，風電消納的困境得到了極大的緩解。

從提升火電靈活性改造試點項目的地域分布和機型分布來看，當前的工作重點是解決北方地區熱電聯產機組深度調峰問題。針對熱電機組深度調峰問題，國內專家學者與試點企業密切配合開展研究，提出了4種主流技術方案[3-6]，其中，電鍋爐技術方案因其運行靈活、調峰能力強，給改造企業帶來了調峰補償，受到一些企業的青睞。然而，現有試點企業采用電鍋爐方案進行改造，其容量選擇是否合理、運行是否經濟，需要進一步開展研究。

在電鍋爐容量選擇方面，韓雪[7]結合供熱實例，對同一供熱地點，在相同采暖熱負荷的條件下，給出了合理的蓄熱電鍋爐容量。在電鍋爐運行方面，呂泉等[8]提出熱電廠通過配置電鍋爐來解耦其“以熱定電”約束，分析了消納棄風電力后電廠的節煤效果；林軍等[9]結合當前風電供暖的現狀和消納困局，對熱電機組靈活性改造進行了探討，并分析了某一試點項目采用直熱式電鍋爐的實際投運效果和收益；李國慶等[10]針對供需矛盾及電網靈活性差的問題，提出了一種基于儲能融合蓄熱式電鍋爐的風電消納多目標優化控制方法，有效地解決了蓄熱式電鍋爐功率調節能力與風功率變化不匹配的問題，提高了風電就地消納能力；李虹等[11]為解決北方地區嚴重的棄風問題，以系統總經濟成本最小和棄風量最少為目標，分析了儲熱裝置以及電鍋爐對于風電消納的促進作用，實現電熱綜合調度；袁雪峰等[12]開展了采用電極式鍋爐協調供熱機組，提高供熱機組負荷變化率和變化范圍的研究。

目前的研究主要從電網角度分析了電鍋爐運行經濟性、控制方法以及容量配置，卻缺乏熱電企業運行及投資方面的研究。運行經濟性對企業而言至關重要，因此，筆者從熱電企業角度，對電鍋爐開展容量配置和運行優化研究，分析現有改造機組存在的問題，達到減少項目投資和提高機組運行經濟性的目的。

1 電鍋爐供熱調峰的工作原理

電鍋爐供熱方案的本質是以消耗部分汽輪機發電功率的電鍋爐補充機組供熱能力不足部分，并實現熱電解耦，降低機組上網功率[13]。目前，熱電企業采用的電鍋爐供熱設備主要有2種：高壓直熱式電鍋爐(電極鍋爐)和固體儲熱式電鍋爐。

電極鍋爐的工作原理是通過電極直接加熱水，產生熱水或蒸汽。該裝置直接將電能轉換成熱能，在這一轉換過程中幾乎沒有能量損失，將熱量通過循環泵傳遞給用熱設備。

固體儲熱式電鍋爐的工作原理是在電網低谷調峰時段或風力發電的棄風電時段，通過電阻將電能轉換為熱能加熱高溫蓄熱體(氧化鎂儲能磚)，而后使用風機通過空氣將高溫蓄熱體熱量釋放到熱網循環水中，實現對外供熱。該裝置通常蓄熱時間為7 h，放熱時間為14 h或10 h，以適應供熱需求。

熱電機組在深度調峰期間，其調峰功率與發電功率、電鍋爐消耗功率以及綜合廠用功率等的關系見式(1)、圖1，零功率為電網中無電流情況。

Ptf=Pqj-Peb=Pnet+Pzh

(1)

式中：Ptf為機組調峰功率，MW；Pqj為機組發電功率，MW；Peb為電鍋爐消耗功率，MW；Pnet為機組上網功率，MW；Pzh為機組消耗的綜合廠用電功率，MW。

圖1 調峰功率與機組出力、電鍋爐出力關系

2 電鍋爐容量選擇及運行優化

2.1 電鍋爐參與熱電機組調峰的能量分析

熱電機組生產電能和熱能的過程是一個能量轉換過程，其轉換關系遵循熱力學第一定律。筆者以某熱電機組為例，闡述采用電鍋爐供熱的熱電機組深度調峰期間的能量關系(見圖2)。

圖2 電鍋爐參與調峰、供熱的能量示意圖

以汽輪發電機和電鍋爐作為整體研究對象，電鍋爐參與電網調峰時的能量平衡關系為：

Qin=Qrw+Ptf+Ql+(1-ηeb)Peb

(2)

式中：Qin為輸入熱量，MW；Qrw為供熱功率，MW；Ql為冷源損失，MW；ηeb為電鍋爐電熱轉換效率，%，取99%。

從式(2)可以看出：在調峰功率和供熱功率一定的情況下，熱電機組的冷源損失最小、電鍋爐消耗功率最低時，其輸入熱量最低。

2.2 熱電機組的電熱特性

熱電機組發電功率和抽汽供熱功率Qcq之間的關聯耦合關系一般稱為電熱特性，可以體現熱電機組的運行特性，可用于分析熱電機組靈活運行能力。圖3為某超臨界350 MW抽凝式機組的電熱特性圖。

圖3 某350 MW熱電機組電熱特性圖

圖3中AB為機組最大進汽量下的電熱功率線，其中A點為機組純凝工況最大發電功率點，B點為供熱工況最大發電功率和抽汽供熱功率點；CD為機組最低穩燃進汽量下的電熱功率線，其中D點為機組純凝工況最小發電功率點，C點為機組供熱工況最小發電功率點；BC為最小凝汽工況線。

對熱電機組而言，對于某個給定進汽量，隨著抽汽量的增大，即抽汽供熱功率增大，汽輪機的發電功率會逐步降低，如圖3中斜虛線所示。同時，對于某個給定進汽量，存在一個最大抽汽工況(也稱最小凝汽工況)，此時大部分蒸汽被抽出供熱，只有少部分蒸汽進入汽輪機低壓段以滿足冷卻的需要，如圖3中BC所示。顯然，在熱電機組發電功率一定時，在最小凝汽工況線上其抽汽供熱功率最大，對應的機組冷源損失最小。熱電機組最大抽汽供熱功率Qcq,max與發電功率是一一對應關系：

Qcq,max=f(Pqj)

(3)

2.3 機組上網負荷的限制

按照《東北電力輔助服務市場運營規則(試行)》要求，電鍋爐作為深度調峰設施，在交易中抵減發電出力后的上網功率Pnet≥0 MW；熱電機組參與有償調峰的功率基準為50%，即機組調峰功率Ptf≤50%Pqj。因此，根據式(1)可推導出電鍋爐功率選擇和調整應滿足以下要求：

50%Pqj≤Peb≤Pqj-Pzh

(4)

2.4 經濟運行工況點的求解步驟

考慮到供熱初、末期(供熱期前后1個月)熱負荷低，電網中熱電機組自身的調峰能力可以滿足電網調峰需求，因此筆者僅對供熱中期的經濟工況點進行求解，流程見圖4。

圖4 機組經濟運行工況點求解流程

(1) 確定機組熱電負荷的約束條件：

(5)

式中：Lzh為綜合廠用電率，%，取5%。

(2) 利用機組電熱特性圖，確定機組最大供熱功率與發電功率的函數關系(見式(3))。

(3) 以機組初始的發電功率為給定值，通過迭代求解出機組最終發電功率和電鍋爐消耗功率，確定經濟運行工況點。

3 實例分析

某熱電廠有2臺350 MW超臨界供熱機組，汽輪機為超臨界、雙缸雙排汽、一次中間再熱、濕冷、抽凝式汽輪機，機組的額定抽汽質量流量為400 t/h，現有供熱面積為1 250×104m2。該廠采用固體電蓄熱裝置進行深度調峰改造，電蓄熱裝置蓄熱能力為320 MW(90 MW+70 MW+90 MW+70 MW)，項目總投資3.3億元。通過對改造后機組實際運行數據進行分析，該項目存在投資大、運行成本高的問題。

3.1 電鍋爐容量配置優化

電鍋爐容量的選擇與機組深度調峰期間經濟運行工況點確定方法相同，在機組調峰目標一定的情況下，以極寒天氣時的機組運行工況為基準，按照機組深度調峰期間經濟運行工況點確定方法所得到的電鍋爐消耗功率，即為電鍋爐的容量。

表1給出了機組在上個供熱期極寒天氣時的實際運行參數，通過對機組經濟運行工況點的求解可知：在機組發電功率為148 MW、供熱功率為145 MW、電鍋爐消耗功率為97 MW時，與機組實際運行效果相同。因此，單臺機組電鍋爐容量選擇100 MW即可，而2臺機組電鍋爐容量可減少120 MW，可減少投資約1.2億元。

表1 電鍋爐容量配置優化計算結果 MW

考慮到機組深度調峰負荷較高，按上網功率近0 MW的情況下，2臺機組電鍋爐容量仍可減少40 MW，減少投資約4 000萬元。

3.2 運行方式優化

表2給出了在供熱中期平均熱負荷工況下機組運行參數，通過優化運行，機組每小時可節煤約13 t，采暖中期可節煤約12 140 t，折合節約燃料成本約789萬元，2臺機組可節約燃料成本1 578萬元，節能效果十分可觀。

表2 運行方式優化計算結果表

3.3 存在的問題

上述優化運行是建立在電鍋爐消耗功率可連續調整基礎上的，實際運行中該項目采用的固體電蓄熱裝置不同于電極鍋爐，消耗功率不能實現連續調整，且裝置達不到即時產熱和放熱平衡，不能實現經濟運行。但只要對電鍋爐進行一些改動，就可以實現功率連續可調。

4 結語

筆者針對當前熱電機組改造存在投資大、運行成本高等問題，結合提升熱電機組調峰能力試點項目的實例進行了研究。通過建立運行工況計算模型，提高熱電機組供熱功率，在相同采暖熱負荷和相同的調峰負荷條件下得到機組經濟運行工況點，以確定電鍋爐的最佳容量配置和消耗功率，達到節能及降低成本的目標，為類似項目提供參考。