0 引言

由于近幾年可再生能源(主要是風電、太陽能發(fā)電)裝機容量快速增長，棄風、棄光問題愈演愈烈[1]，全國平均棄風、棄光率長期高于20%[2-3]，對非水可再生能源的消納成為迫切任務[4-7]。為解決這一問題，國家發(fā)改委、能源局下發(fā)了一系列文件[8-10]，先后啟動了兩批共22個火電靈活性改造試點項目，重點推動“三北”地區(qū)火電機組(30萬kW級及以上供熱機組)的靈活性改造。

（來源：發(fā)電技術期刊 作者：李樹明,劉青松,朱小東,平士斌,白貴生）

對火電企業(yè)來講，尤其是供熱電廠，無論是從當前國家政策形勢還是企業(yè)自身生存發(fā)展需要，機組靈活性改造都將是各企業(yè)要面對的重要課題[11-12]。根據當前政策，電網內靈活性改造的機組越多，未進行靈活性改造的電廠所承擔的調峰費用就越多，經營壓力將會越來越大。

為此，本文將對國內幾種主流火電機組靈活性改造技術路線進行綜合對比、分析，結合華北地區(qū)對于火電機組深度調峰補償政策，評估火電機組進行靈活性改造后對后期經營的影響，研究得出當前形勢下火電機組進行靈活性改造的最優(yōu)方案，為新建以及即將進行火電機組靈活性改造的供熱電廠提供技術參考。

1 對火電機組靈活性改造要求

火電運行靈活性主要包括調峰能力、爬坡速度、啟停時間等3個主要部分。目前我國供暖期熱電機組“以熱定電”方式運行，冬季最小出力一般在60%~70%左右，負荷調節(jié)范圍較小，調峰能力不足，是制約火電機組靈活性改造的關鍵因素[13]。

靈活性改造要求熱電機組增加20%額定容量的調峰能力，供熱期達到40%~50%額定容量的最小技術出力，實現熱電機組熱電解耦;純凝機組增加15%~20%額定容量的調峰能力，最小技術出力達到30%~35%額定容量[14]。

供熱機組進行靈活性改造后，具備深度調峰的能力，調峰幅度增大，可以快速響應電網調度的需要。通過實施火電靈活性優(yōu)化改造，實現供熱期熱電解耦，可以使火電廠更好地適應未來的形勢，具備參與競爭性電力市場的基本條件。

2 靈活性改造的幾種技術路線分析

對于供熱機組進行靈活性改造，實現熱電解耦，當前的技術路線主要有：儲熱技術、電熱鍋爐、主再熱蒸汽輔助供熱、低壓轉子改光軸、低壓缸零出力供熱等技術。

2.1 儲熱技術

儲熱技術是在熱網中增加熱網循環(huán)水儲能系統(tǒng)，通過儲能系統(tǒng)能量的吸收和釋放，可實現“熱電解耦”，在供熱期可提高機組的變負荷靈活性。圖1[15]為蓄熱罐與熱網系統(tǒng)直接連接系統(tǒng)示意圖，蓄熱水罐系統(tǒng)在熱網中的連接方式一般采用直接連接，即蓄熱水罐直接并入熱網中去。但采暖季熱負荷最大的時間內，當蓄熱水罐無法單獨確保熱電解耦時，一般采用鍋爐抽汽方案或電鍋爐方案配合使用，與蓄熱水罐一起繼續(xù)保證蓄熱系統(tǒng)的熱電解耦時間。另外，當增加蓄熱系統(tǒng)后，在考慮最冷月采暖熱負荷的情況下，熱網循環(huán)水泵需分流一部分流量用于蓄熱，用于供熱的熱網循環(huán)水流量將減少，需要對供暖期最大供熱負荷下的熱網循環(huán)水流量進行核算，避免機組在最冷月份無法參與調峰。

圖1蓄熱罐與熱網系統(tǒng)直接連接系統(tǒng)示意圖

Fig. 1Schematic diagram of direct connection system between heat storage tank and heat supply network

2.2 電熱鍋爐技術

電熱鍋爐技術主要分為電阻式鍋爐、電極式鍋爐、電熱相變材料鍋爐和電固體蓄熱鍋爐，其中做到高壓電直接接入和大功率直供發(fā)熱的方案是電極式鍋爐，電極式鍋爐是利用含電解質水的導電特性，通電后被加熱產生熱水或蒸汽，單臺鍋爐的最大功率可達80 MW。

電極鍋爐在歐洲的應用較多，投資的商業(yè)模式是提供電力市場價格平衡調節(jié)的手段，在上網電價低于某一定值時，通過電鍋爐將低利潤甚至負利潤的發(fā)電量轉化為高利潤的供熱量。

2.3 主再熱蒸汽輔助供熱技術

主再熱蒸汽輔助供熱技術是考慮到汽輪機的運行特性和鍋爐燃燒運行工況，確保機組安全穩(wěn)定運行，并盡可能減少機組改造工作量。從鍋爐主再熱蒸汽取汽，經減溫減壓，并滿足熱網加熱器設計要求參數時，進入熱網加熱器，使機組在低負荷運行工況下最大限度提升機組供熱能力。

2.4 低壓轉子改光軸技術

光軸改造是將現有汽輪機改成高背壓式供熱機組，低壓缸不進汽，主蒸汽由高壓主汽門、高壓調節(jié)汽門進入高中壓缸做功。中壓排汽(部分低加回熱抽汽切除)全部進入熱網加熱器供熱。將低壓轉子拆除后，更換成一根光軸，連接高中壓轉子與發(fā)電機轉子，光軸僅起到傳遞扭矩的作用。此技術改造后沒有低壓缸做功，可以回收原由低壓缸進入凝汽器排汽熱量，減少冷源損失，使盡可能多的蒸汽用于供熱。

目前該技術應用的供熱機組較多，但由于將低壓轉子更換為光軸后低壓缸不進汽，機組帶電負荷能力在整個供熱期將隨之降低，因此機組實際調峰范圍并沒有實質性擴大，采用該技術主要是為提高機組供熱能力，擴大供熱面積。

2.5 低壓缸零出力技術

低壓缸零出力供熱技術，其核心是僅保留少量冷卻蒸汽進入低壓缸，實現低壓轉子“零”出力運行，更多的蒸汽進入供熱系統(tǒng)，提高供熱能力，降低供熱期機組負荷的出力下限，滿足調峰需求，同時減少了機組冷源損失，發(fā)電煤耗下降明顯。對于300 MW等級機組，改造后在相同主蒸汽量的條件下，采暖抽汽流量每增加100 t/h，供熱負荷增加約70 MW，電負荷調峰能力增大約50 MW，發(fā)電煤耗降低約36g/(kW·h)。該技術能夠實現供熱機組在抽汽凝汽與高背壓運行方式的不停機靈活切換，實現熱電解耦，總體成本低，運行維護費用小。

2.6 幾種技術路線對比與選擇

如表1所示，綜合對比分析現有火電機組靈活性改造技術路線的投資費用、運行成本以及各自的優(yōu)缺點，低壓缸零出力供熱技術在初期投資、運行成本、深度調峰能力方面都比其他技術有優(yōu)勢，非常適合現階段新建電廠以及已投產電廠機組靈活性改造，因此，該電廠進行低壓缸零出力供熱技術改造具有可行性。