熱電機組蓄熱調峰靈活性改造應用研究

劉陽

【摘要】目前我國新能源裝機規模位居世界第一，但依然存在調峰能力不足的問題。東北地區熱電聯產機組通過增加蓄熱裝置，削弱用戶之間的熱負荷的關系，打破“以熱定電”的模式，實現熱電解耦，促進熱電機組參與深度調峰。本文以東北某熱電廠為例，從利用儲熱罐技術實現機組靈活性改造方面進行研究。

【關鍵詞】熱電廠;靈活性改造;熱電解耦;調峰;蓄熱

1 ?機組調峰能力的困境

我國目前已擁有全球最大風電、光伏裝機容量，但在東北地區，尤其是在冬季供暖期間，仍存在著調峰能力不足的困境。主要以煤電為主的電源調峰能力受限，難以適應深度調峰需要。其中東北地區供熱機組又占有很大比重，冬季為了滿足供熱需求，風電機組與熱電聯產機組運行矛盾突出，為滿足居民供暖需要，熱電聯產機組需優先運行，增大供熱負荷的同時也增加了發電量，再加之風電負荷存在反調峰特性，造成調峰壓力劇增，尚不能滿足電網調峰要求。

2.煤電機組靈活性改造的必然性

近年來，我國風電和光伏裝機規模迅猛增長，在役及在建裝機容量均已位居世界第一。一方面，風電和光伏等新能源為我們提供了大量清潔電力，另一方面，其發電出力的隨機性和不穩定性也給電力系統的安全運行和電力供應保障帶來了巨大挑戰。從能源結構上看，在未來一段時期熱電機組仍是東北地區的主力電源。在實際運行中，我國純凝機組調峰能力一般為額定容量的50%左右，典型的抽凝機組在供熱期的調峰能力僅為額定容量的20%;而丹麥和德國等地區的純凝和抽凝機組的調峰能力可以達到60%-80%的額定容量。因此，全國煤電機組靈活性提升的潛力是巨大的。通過對煤電機組改造，釋放其潛在的靈活性，可有效提高我國電力系統調節能力，對推進高效智能電力系統建設具有重要意義。

3 ?熱電解耦靈活性改造技術原理

在電力系統中，電能通過電網調度進行分配，如果燃煤電廠上網電量大，勢必要減少風電、光伏的上網電量。光伏、風電、純凝電廠沒有自主調節能力，因此當電負荷發生變化時，這幾類電廠只能調整發電量;而熱電廠由于輸出熱能和電能兩種形式，如果增加儲熱設施，可以將多余的熱能通過儲熱設施轉變成熱能儲存起來。對于熱電聯產機組機組，可以通過增加蓄熱裝置，削弱用戶之間的熱負荷的關系，打破“以熱定電”的模式，實現熱電解耦。

4 ?熱水蓄熱裝置在熱電廠靈活性改造的應用

目前國內科研單位主要方向為機組低負荷運行能力的優化，并探索利用儲熱罐技術，實現熱電機組參與深度調峰。主要通過設置儲熱系統，如熱水儲熱裝置、儲熱式電鍋爐（在有峰谷電價時）及熔鹽儲熱裝置等，通過增設儲熱裝置實現熱電解耦，當電網存在調峰困難時段利用儲熱裝置對外供熱，補充熱電聯產機組由于發電負荷降低帶來的供熱能力不足，降低供熱強迫出力。本文主要從利用儲熱罐技術實現熱電機組靈活性改造方面進行研究。

4.1熱水儲熱裝置原理

熱水儲能技術在國內外已有廣泛應用，主要用于熱電廠供暖季熱電解耦，提高供熱機組運行的靈活性;工作原理是供熱蒸汽流量出現過剩時，將多余熱能轉化為熱水并存儲到熱水罐中，當電力需求處于低谷時，減小鍋爐和汽輪機出力，供熱不足的部分由熱水罐補充;當電力需求處于高峰時，增加鍋爐出力，減少汽輪機對外供熱，增強電廠的頂負荷能力，供熱不足的部分由熱水罐補充。熱水儲熱系統主要利用水的顯熱來儲存熱量，儲熱設備主要采用儲熱水罐。儲熱系統原理如圖1所示。

對熱電廠而言，如果用戶側熱負荷波動較大且比較頻繁，儲熱罐則可以在熱負荷較低時將多余的熱量儲存，在熱負荷較高時再對外放出。儲熱過程中，儲熱罐相當于一個熱用戶，使得用戶熱負荷需求曲線變得更加平滑，有利于機組保持在較高的效率下運行，提高經濟性。儲熱罐的儲熱過程完成后，機組可在夜間或者某一段時間內降低負荷甚至停機而不影響對外供熱。

4.2單罐熱水儲能在火電廠的應用

實際工程一般采用單罐熱水斜溫層儲熱方式，利用水的溫度密度差特性，熱水存儲在儲罐的上部，冷水在儲罐的下部，熱水和冷水之間有一層厚度較小的溫度梯度層，如圖2所示。斜溫層的基本原理是以溫度梯度層隔開冷熱介質。斜溫層儲熱系統是利用同一個儲熱罐同時儲存高低溫兩種介質，比起傳統的冷熱分存雙罐系統，投資顯著降低。單罐斜溫層儲熱技術實現了一個罐體同時儲存高低溫水，簡化了儲熱系統配置，降低了造價。

斜溫層熱水儲熱罐以蒸汽為熱源的熱水儲能，投資成本和運行費用較低，既能夠增加熱電廠的低負荷運行能力，也能夠增加高峰時段的頂負荷能力，具有較強的技術優勢和市場競爭力。但同時，熱水儲能也存在儲熱密度低，空間占用大的問題，尤其是城市區域的熱電廠改造，由于占地方面的限制，改造存在一定難度。但是如果電廠有適合改造的閑置用地，此方案則為最經濟實用的。

4.3 東北某熱電廠案例應用

4.3.1 儲熱罐容量配置

東北某熱電廠規劃總裝機容量為1400MW機組，設計供熱面積 2400萬平方米，其中一期建設規模為2×350MW燃煤發電供熱機組，設計供熱面積 1200萬平方米。改造年采暖期該熱電廠實際最大供熱負荷為 492MW，最小供熱負荷為 100MW，平均供熱負荷為 324MW。

根據汽輪機廠提供的相關熱平衡，上述平均發電負荷工況下對應的采暖抽汽流量約為 480t/h，對應的發電負荷 210.4MW。兩臺機組采暖抽汽供熱量約為 614MW。該廠通過低負荷抽汽試驗，在調整低壓缸進汽蝶閥開度并保證機組低壓缸冷卻流量的前提下，單臺機組發電負荷 130MW 時，機組實際采暖抽汽流量約為 235t/h，略高于汽機廠提供的參數，此時電廠兩臺機組的實際供熱能力約為 314MW，以此作為熱電解耦時段采暖供熱能力。

對于熱水儲熱罐系統而言，機組在24 小時內的總供熱量是固定不變的，儲熱系統實現了“移峰填谷”。考慮參與深度調峰熱電解耦的時間為 6 小時，根據該廠的實際情況，24 小時內總供熱能力約為 614MW×18h+314MW×6h=12936MWh，對應平均熱負荷約為 539MW，目前該廠設計熱負荷約為 512MW，因此整個采暖期中均可以通過熱水儲熱罐采用“移峰填谷”的方式滿足全天熱負荷需求。根據上述選型原則，該廠熱水儲熱系統儲熱量應為（512MW-314MW）× 6h =1188MWh。

4.3.2 改造后熱電解耦能力分析

根據國家能源局東北監管局相關文件，該廠在供熱初末期最小運行方式為雙機 330MW，供熱中期最小運行方式為雙機 420MW，經過提升火電靈活性改造后，在供熱中期調峰困難時段考慮以單臺機組 130MW 發電負荷運行，整個電廠的調峰能力增加了 160MW;在供熱初末期，以單臺機組 130MW 發電負荷運行時，整個電廠的調峰能力增加了 70MW。

根據該廠提供的參與深度調峰時段運行數據，經與電網調度方面確認，可以暫時按照機組實際容量 330MW 來計算調峰輔助服務補償，在這一邊界條件下，如果以單臺機組 130MW 發電負荷參與深度調峰時，調峰深度達到 39.4%，調峰輔助服務補貼與按 300MW 容量相比增加了 3.94%，按照平均第一檔調峰輔助服務補貼 0.2 元/kWh，平均第二檔調峰輔助服務補貼 0.8 元/kWh 計算，采暖期每小時的調峰輔助服務補貼收入約為 0.82 萬元。

4.3.3 技術指標評價

通過對該廠增設的蓄熱系統蓄放熱性能考核試驗，試驗結果表明：在全廠對外供熱負荷為 442.71MW 的試驗條件下，蓄熱罐在連續有效蓄熱時間內，蓄熱罐的有效蓄熱功率為 1377.95MWh，比設計值 1188MWh 高 189.95MWh，滿足蓄熱罐設計蓄熱能力。在保證全廠對外供熱負荷為 459.42MW 的試驗條件下，蓄熱罐在連續有效放熱時間內，每小時放熱負荷為 165.81MW，調峰期間全廠機組最小技術出力電負荷為 270MW，全廠機組供熱期最小開機電負荷為 440MW，蓄熱系統熱電解耦能力為 170MW，熱電解耦能力達到設計值的 106.25%。改造滿足國家有關提升火電靈活性改造文件的要求，熱水儲熱罐系統起到了“移峰填谷”的作用。

4.3.4經濟指標評價

依據該熱電廠近三年平均年發電量及改造年度固定資產凈值，該電廠所在省份標桿電價（含稅 371.17 元/MWh），電廠提供熱價（含稅 35.1元/GJ）測算出電廠改造前項目投資內部收益率（所得稅后）為 12.16%。再以改造后增加的投資以及改造前相同電價和熱價等其他相應變化的基礎數據（發電量、煤耗及廠用電率變化），滿足改造前的項目投資內部收益率，測算年所需補貼收入1880 萬元（改造后折算至能力調峰補貼的電量每度電補貼含稅價為0.2247元/kWh）。本次改造動態投資為 6572 萬元，測算本次改造項目收益率為 35.24%，投資回收期為 4.18 年。

5 未來發展趨勢

在可再生能源快速發展的大背景下，國家能源局通過完善調峰輔助服務補償標準、推動調峰服務的市場化交易、建立峰谷分時電價等措施，鼓勵煤電機組開展靈活性改造，預期將使熱電機組增加20%額定容量的調峰能力，最小技術出力達到40%-50%額定容量，不斷提升煤電機組調峰能力。與此同時，將不斷探索電化學儲能、機械儲能等儲能技術路線，為未來更大規模的儲能工程實施積累技術和經驗。

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