300 MW熱電機組熱電解耦靈活性改造

王建峰，劉沛奇，楊用龍，郭 棟

（華電電力科學研究院有限公司，杭州 310030）

0 引言

依據《中國統計年鑒（2019 年）》統計結果，截至2019 年底，全國發電裝機容量為189 967 萬kW，火電、水電、核電、風電和太陽能發電裝機容量分別為114 367 萬kW、35 226 萬kW、4 466萬kW、18 426 萬kW 和17 463 萬kW，全國發電裝機容量及火電、水電、核電、風電和太陽能發電裝機容量同比增長率為6.45%、3.39%、2.46%、10.79%、11.40%和25.89%。新能源裝機容量的快速增長，電力消費增速減速換擋、煤電機組投產過多、煤電機組承擔高速增長的非化石能源發電深度調峰和備用等功能的原因，造成了國內火電設備利用小時數持續下降［1］。2016 年火電設備利用小時數降至4 165 h，為1964 年以來年度最低。降低火電機組利用小時數以提高風、光可再生能源的利用率，提高對非水可再生能源的消納［2-6］。

2016年6月28日國家能源局發布《關于火電靈活性改造試點項目的通知》，旨在提高能源技術創新，挖掘燃煤供熱機組調峰潛力，提升我國熱電運行靈活性［7-9］，全面提高系統調峰和新能源消納能力。為確保運行過程的供需平衡，提高電力系統調節能力，從而適應可再生能源的高速發展［10］，提高電力系統對可再生能源的消納能力，確保熱電系統的安全穩定運行，對熱電系統進行靈活性改造已勢在必行［11］。改變燃煤供熱機組傳統的“以熱供電”運行方式，實現熱電解耦，提高燃煤機組的靈活性可同時滿足對外供電、供熱的需求。

本文依托河北某熱電廠，通過對機組熱電解耦改造關鍵技術進行研究，確定了最優的蓄熱調峰系統、尖峰加熱系統設計方案，同時對改造后機組的調峰能力和性能指標進行效益分析。

1 機組概況及供熱背景

1.1 機組概況

該熱電廠裝機容量為2×300 MW。鍋爐為上海鍋爐廠生產的SG-1025/17.5-M729 型1 025 t/h亞臨界壓力、一次中間再熱、自然循環鍋爐，單爐膛四角切圓燃燒，煙氣擋板調溫，采用中儲式鋼球磨煤機熱風送粉、冷一次風系統，半露天布置，全鋼架懸吊結構，平衡通風，固態機械除渣。汽輪機為上海汽輪機廠有限責任公司引進西屋技術優化設計的C300/200-16.7/0.43/537/537 型汽輪機組，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。2014 年對2 臺機組進行了雙轉子雙背壓機組改造。

1.2 供熱背景

該熱電廠現有熱網系統由熱網首站、一次熱力管網、二級換熱站、二次熱力管網、熱用戶組成。1 號機組額定采暖抽汽流量為480 t/h，額定工業抽汽流量為50 t/h。2 號機組在冬季供暖期以背壓機組方式運行，其主要熱力產品為高溫水，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。依據該熱電廠所處城市集中供熱專項規劃，2020 年規劃供熱面積2 247×104m2，2030 年規劃供熱面積2 568×104m2，預測采暖抽氣455 MW，余熱372 MW，合計不含供熱調峰能力827 MW。

由于機組額定抽汽壓力工況為機組在主進汽量410 t/h左右時，最大采暖抽汽量為200 t/h。此時機組電功率為95 MW，負荷率為31.67%。主進汽量為300 t/h 左右時，純凝工況最小電功率為100 MW，負荷率為33.33%。鍋爐經過低負荷改造之后，能穩定在30%負荷，主汽量為300 t/h左右。主進汽量300 t/h、電功率95 MW時，機組抽汽能力幾乎為0，本文以1 號機組主進汽量為410 t/h進行機組供熱能力核算。

2 熱電解耦改造方案

2.1 蓄熱系統調峰

本項目蓄熱是用于居民采暖供熱，因此選用常溫蓄熱，即蓄熱介質采用水。廠內供水溫度大部分時間低于100 ℃，考慮安全運行以及投資造價等因素，本項目的蓄熱系統形式采用常壓式蓄熱罐型式［12］，蓄熱罐的設計參數（冷水溫度/熱水溫度）為53 ℃/98 ℃。依據電負荷分析，1 號機組電負荷低點出現在夜間00：00—6：00，白天18 個小時為用電高峰，相對而言，白天熱負荷相對較低，夜間熱負荷較高。因此，綜合考慮后本項目選擇夜間6h為蓄熱系統運行時間。

2號機組進行背壓改造且冬季滿負荷運行，如果蓄熱罐太大會造成供熱初、末期負荷較低時蓄熱罐無法充分發揮其最大蓄放熱能力，因此，經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。蓄熱系統采用直接式連接方式，從原有供回水母管上引接熱網水進入蓄熱罐。蓄熱系統設置有蓄熱泵和放熱泵，其中放熱泵4臺，蓄熱泵2臺（一用一備）。為了滿足在不同供水溫度時能正常蓄熱，設計一路熱網回水可以和供水進行摻混，保證蓄熱罐的蓄水溫度不高于設計值。蓄熱罐頂部設置有氮氣密封裝置，以防止頂部腐蝕。

結合電負荷調峰情況，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。蓄熱罐與廠內熱網首站相連，從2號熱網首站中引接一路管路與蓄熱罐相連。白天蓄熱過程中，可以考慮從1號熱網首站投入84.2 t/h采暖蒸汽，經過2號熱網首站加熱器將熱網水加熱至不超過98 ℃，然后蓄入蓄熱罐，充分發揮蓄熱罐的能力，保證在夜間放熱過程中有足夠大的放熱功率。

2.2 尖峰加熱系統調峰

采用增加尖峰加熱系統以滿足供熱需求，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，都受到機組軸向推力和高壓缸末級葉片強度限制。對于主蒸汽減溫減壓供熱，將部分主蒸汽利用機組原有的高旁減溫減壓器或者新設置的減溫減壓器，由鍋爐給水泵出口減溫后再進入鍋爐再熱器加熱，然后從再熱蒸汽管道引出，后面可根據蒸汽參數要求再進行減溫減壓。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號機組維持410 t/h主蒸汽，此時僅在蓄熱調峰系統建設之后，全廠的供熱能力為782 MW，距離計算最大供熱需求949 MW仍然存在167 MW的缺口，同時，1號機組的負荷率降至31.67%。為了滿足供熱需求，考慮新增尖峰加熱系統，從再熱段或者主蒸汽處抽汽作為熱源，以滿足外網供熱。

表1 廠內供熱能力統計

引接主蒸汽作為尖峰加熱器熱源，有2種運行方式。第一種為汽輪機保持低壓缸最小排汽量運行方式，夜間深度調峰時，主蒸汽進汽187 t/h，汽輪機保持低壓缸最小排汽量運行。鍋爐總負荷為515 t/h，1 號機組負荷率可以降至24%左右，尖峰加熱系統的容量則需要301 MW，該運行方式的負荷分析如表2所示。第二種為汽輪機電功率降至95 MW運行方式，從主蒸汽母管進行抽汽作為尖峰加熱器熱源以滿足外供熱負荷，鍋爐總負荷為592 t/h，1 號機組需抽汽約182 t/h。汽輪機電功率維持在95 MW，負荷率維持在31.6%。

表2 汽輪機保持低壓缸最小排汽量運行方式負荷分析

尖峰加熱系統的改造增加了一套高壓減溫減壓裝置，將主蒸汽參數減至再熱（冷）蒸汽參數；同時增加一套低壓減溫減壓裝置，將再熱（熱）蒸汽參數減至采暖抽汽參數。供熱高寒期時，從主蒸汽母管引182 t/h 蒸汽經過一級減溫減壓變成210 t/h蒸汽，再經過二級減溫減壓變成251 t/h蒸汽，最后用于采暖供熱。系統共設3 套108 t/h 高壓減溫減壓裝置，低壓降溫減壓裝置設3套150 t/h減溫減壓裝置，減溫水系統采用高壓給水工藝。由于該熱電廠實際供熱負荷還未到1 977×104m2，高壓及低壓減溫減壓裝置可分步實施，一期只新增一半尖峰加熱系統，能力為99 MW。

2.3 熱電解耦的運行方式

如表3所示，2號機組為高背壓運行機組，熱電解耦時，應以2號機組帶基本熱負荷，對1號機組進行電負荷和熱負荷調節。在供熱初、末寒期，由于外網供熱負荷較小，2 號機組滿負荷運行，1號機組低負荷運行，2號機組以及蓄熱系統即能滿足夜間調峰的負荷需求。供熱高寒期時，2號機組滿負荷運行，采用1號機組、蓄熱系統以及尖峰加熱系統進行1號機組的熱電解耦，以滿足熱負荷和電負荷調峰的雙向要求。

表3 熱電解耦運行方式

3 熱電解耦經濟性分析

3.1 經濟性分析基礎

經濟性分析按以下原則進行：

1）供熱期，夜間6 h進行機組電負荷調峰。

2）夜間調峰深度，以95 MW為核算基準。

3）以“機組因提供深度調峰服務造成的比基本調峰少發的電量，按照250 元/MWh 進行補償”的政策進行補償核算。

4）采用主蒸汽減溫減壓進行供熱，成本按照38 kg/GJ進行核算。

3.2 熱電解耦成本效益分析

3.2.1 運行成本

熱電解耦運行成本主要為泵運行的耗電成本以及采用主蒸汽減溫減壓供熱的運行成本。一個采暖季水泵運行新增廠用電124×104kWh，發電成本（含稅）為0.38元/kWh，共新增廠用耗電成本約47 萬元。在供熱高寒期內，采用主蒸汽供熱相比于采暖蒸汽供熱新增耗煤0.69萬t，供熱成本新增約447萬元。

3.2.2 發電側增加耗煤成本

在非熱電解耦時期，機組按照原有供熱模式進行供熱。在熱電解耦時，機組實行深度調峰，電功率降至95 MW。根據電廠全年電量總額不變原則，則不存在電量損失。低負荷調峰時期少發電量將由其他時間段補發。經測算，低負荷調峰時期與原有機組50%調峰能力相比，整個供熱季少發電量為3 900×104kWh。

全年發電總量不變，但是低負荷發電煤耗與原有發電煤耗相比增加約20 g/kWh，在深度調峰期間，一個供暖季所發電量相比于之前多增加耗煤約0.16萬t，折算一個供暖季增加成本約102萬元。

3.2.3 效益分析

火電機組靈活性改造的效益只能按照政府提供的有償補貼進行核算。按照《華北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則（試行）》中修改后的第十三條“機組因提供深度調峰服務造成的比基本調峰少發的電量，按照250 元/MWh 進行補償”進行核算，一個供暖季，機組按照最低調峰至95 MW計算，補貼為977萬元。

4 結論

1）本熱電解耦技術方案為建設一座20 000 m3蓄熱罐系統，同時增加一套抽汽能力為182 t/h 蒸汽的尖峰加熱系統（熱網加熱器利用原有首站設備），以滿足949 MW的最大供熱負荷需求。并可同時實現在供熱期，1 號機組夜間6 h 深度調峰至95 MW，負荷率達到31.67%。

2）2 號機組為高背壓運行機組，熱電解耦時，2號機組帶基本熱負荷，對1號機組進行電負荷和熱負荷調節。

3）熱電解耦時，2 號機組帶基本熱負荷，1 號機組進行電負荷和熱負荷調節。510 MW≤熱負荷≤648 MW 時，電功率可調至95～100 MW。648 MW≤熱負荷≤949 MW時，電功率可降至95 MW。

4）1個采暖季新增運行成本498萬元，發電側增加成本約102 萬元，按照最低調峰至95 MW 計算，補貼為977萬元，供暖期營收377萬元。