火电机组深度调峰有关供热汽轮机及其系统改造技术研究介绍

火电机组深度调峰有关供热汽轮机及其系统改造技术研究介绍

李 祚 林

天津电建设计部 天津 300180

摘要： 随着我国“3060”战略目标规划，火电机组深度调峰灵活性运行是国家能源行业发展的大趋势，本文从供热机组汽机专业角度，在考虑安全性、可靠性的前提下，通过系统性分析，对现有火电供热机组深度调峰及灵活性能力提升的技术路线进行归纳和介绍。为供热汽机灵活性改造后寿命、效率、环保、经济性能等方面的改变提供建议的目的。

关键词：火电机组 深度调峰 供热 汽轮机

一、概述

随着我国“3060”战略目标规划实行，火电机组深度调峰灵活性运行是国家能源行业发展的大趋势。到2030年非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上；中国将大力支持国家能源绿色低碳发展，不再新建境外火电项目。2021年10月29日，国家发展改革委、国家能源局发布关于开展全国火电机组改造升级的通知，制定并印发了《全国煤电机组改造升级实施方案》，大力推进全国煤电机组升级改造，促进电力行业清洁低碳转型。

2020年，新增发电装机以新能源为增量主体。并网风电、太阳能发电新增装机合计11987万千瓦，超过上年新增装机总规模，占2020年新增发电装机总容量的62.8%，连续四年成为新增发电装机的主力。2020年包括煤电、气电、生物质发电在内的火电新增装机占全部新增装机的29.53%，与2015年相比降低21个百分点；水电新增装机占比为6.93%。到“十四五”末，预计可再生能源发电装机占我国电力总装机的比例将超过50%。可再生能源在全社会用电量增

量中的占比将达到三分之二左右，在一次能源消费增量中的占比将超过50%，可再生能源将从原来能源电力消费的增量补充，变为能源电力消费的增量主体。

当前我国东北、西北和华北地区的民生采暖主要依赖燃煤热电机组，冬季供热期调峰困难。而解决燃煤热电机组的调峰问题，实现热电解耦是关键。煤电机组不仅总量大，其灵活性潜力也十分可观，通过灵活性改造，火电机组可以增加20%以上额定容量的调峰能力。同时，煤电机组灵活性改造经济性也具有明显优势，灵活性改造单位投资远低于新建调峰电源投资。因此，提升我国火电机组（尤其是热电机组）的灵活性运行能力，增大燃煤机组调峰能力，有效提升电力系统调峰能力，减少弃风弃光现象，是符合我国清洁低碳转型的优化选择。

国家在《热电联产管理办法》（发改能源【2016】617号）中指出，鼓励热电机组配置蓄热、储能等措施实施深度调峰，并给予调峰补偿。各省也相继出台了电力调峰辅助服务市场运营规则，在热电厂厂内增加电蓄热调峰设施，提升调峰能力，同时通过调峰辅助市场交易获得经济补偿的盈利模式。

二、供热机组深度调峰的技术措施

目前，供热机组为进一步提高供热能力并降低电负荷，实现即深度调峰，不同机组宜选择不同深度调峰技术，在考虑投资经济性和灵活性等因素后，制定相应的技术措施。

常用供热机组深度调峰技术有：低压缸切除、旁路蒸汽供热和储热蓄能技术（储热蓄能设备一般有蓄热水罐、固体蓄热锅炉和电极锅炉）。

2.1 低压缸切除技术

低压缸切除技术以投资低、运行灵活和改造范围低等优点逐渐成为深度调峰的常用技术措施，投资收益较高。在要求深度调峰时，将原进入低压缸做功的蒸汽用于供热，仅保留少量冷却蒸汽进入低压缸，实现切除低压缸运行，减少了冷源损失，机组发电出力显著减小，供热能力大幅提升。供热需求量较低时或者发电负荷要求增加时，机组可切换到抽凝运行模式，发电出力快速恢复。

低压缸切除技术方案（如下图所示）：

①、增加低压缸冷却蒸汽旁路系统。

②、对中低压连通管进行改造并增设双向密封的抽汽调整蝶阀。

③、增设抽汽管道及相关阀门。

④、增设低压缸后缸喷水减温系统和温度测点。

⑤、进行低压转子叶片安全性校核计算条件允许可进行动应力试验。

⑥、对末级叶片进行防水蚀喷涂。

低压缸切除原理图

该技术存在叶片动应力、鼓风和水蚀等影响机组安全运行的风险，故应对叶片强度进行校核，消除风险，严密监测运行状态，并制定完善的平滑切换控制措施。

2.2 旁路蒸汽供热技术

利用高、低压旁路系统经过减温减压直接供热。其主要原理：汽轮机在低负荷工况下，高旁投入，主蒸汽一路进入汽轮机做功，再由高压缸排汽至再热器；另一路经高旁通过减温减压直接进入再热器；通过在再热器出口至中调门前的管道上选取合适的位置进行开孔抽汽，经再次减温减压后，对外供热，以实现机组低负荷运行时从锅炉侧抽汽对外供热。汽轮发电机组出力大大减少，可降至30%额定负荷以下。

目前，已有的火电机组采用主蒸汽减温减压、单独依靠高压旁路供热或单独依靠低压旁路从再热器供热方案，其分别受限于锅炉受热面、再热器冷却和汽轮机轴向推力及叶片强度，供热提升能力有限，单一的汽轮机旁路方案无法达到深度调峰要求。而高低压旁路联合供热技术可以在满足热负荷需求的同时达到70%的调峰深度。

该技术存在控制系统复杂，高压旁路系统对主蒸汽减温减压存在节流损失，以及技术经济性较低等缺点。

2.3增设蓄能技术

热电厂根据供热量增加蓄热调峰设施后，在保证热负荷的前提下可以把电能转化为热能，储存起来，在其他时段再作为热能供给热网，实现深度调峰及电能的储存与转换。

光电、风电、纯凝电厂缺乏自主调节能力。因此供热电厂在用电低谷时，可以通过调峰减少上网电量，增加光电、风电的上网电量，通过储能设施保障供热，以达到电网深度调峰的目的。限于篇幅，本文只着重介绍蓄热水罐技术。

2.3.1蓄热水罐技术

蓄热水罐技术来源于北欧，已有三四十年的应用历史。该方案主要是在保证机组日间高负荷发电，在正常供热基础上，额外加热一部分热网循环水，并从供水侧引出至蓄热水罐中储存。在夜间社会用电量低谷阶段，机组参与深度调峰，同时将蓄热水罐中的热水输送至热网中供热，以避免调峰期间采暖抽汽不足的问题，从而实现能源调配的灵活性。

蓄热罐的应用可以让热和电这两种产品在生产的过程中实现解耦，解耦时间的长短取决于蓄热罐容量大小。蓄热罐的应用使得机组的运行负荷尽可能地接近额定负荷，使得发电煤耗率保持在更经济的区间。

该技术在采暖期增强机组调峰能力，实现热电解耦，促进当地可再生能源的消纳。但该技术投资收益受政策、调峰电量调度的影响较大，需要持续稳定的政策支持并且能够获得足够的调峰时间。

三 结束语

在深度调峰下，供热机组采用热电解耦技术，在考虑经济投资和灵活性等因素后，采用合理的技术措施。低压缸切除以投资低、运行灵活和改造范围低等优点逐渐成为深度调峰的常用技术；高低压旁路联合供热技术可以在满足热负荷需求的同时达到70%调峰深度；热电厂根据供热量增加蓄热调峰设施后，可以实现了深度调峰及电能的储存与转换。据统计，已有数十家电厂采用热电解耦技术实施运行。

参考文献

1. 电力规划设计总院《中国电力系统转型报告2018》

2. 中国电力企业联合会《中国电力行业年度发展报告2018》《火电机组灵活性运行政策研究2019》

3. 国家发展改革委、国家能源局《全国煤电机组改造升级实施方案2021》

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