（赤峰热电厂有限责任公司 内蒙古赤峰市 024000）
摘要：为进一步提升电力系统调节能力，增加可再生能源消纳能力，结合公司机组实际情况，对公司两台供热机组实施机组灵活性改造，建设2台50MW高压电极锅炉、1台1500m3蓄热水罐以及配套的供配电系统、控制系统等设备的电蓄热调峰系统。项目建设完成后可提高机组调峰能力100MW，在满足供热需求的前提下，降低上网电负荷，实现热电解耦，为新能源机组让出发电空间，从而提高燃煤供热机组的灵活性，并获得一定调峰收益。
关键词：热电厂；灵活性改造；热电解耦
1、前言
近年来，在我国北方地区，由于大量可再生能源发电（风力发电、太阳能发电和生物质发电等）机组的投用和区域工业用电负荷增长较为缓慢，特别是在每年冬季采暖期内，为了确保城区采暖供热的需要，燃煤热电厂一直按照传统的“以热定电”模式运行，大量的供热需求产生了较多的上网电量，大幅压缩了可再生能源的上网空间，使很多可再生能源发电上网受到了限制。
为进一步提升电力系统调节能力，增加可再生能源消纳能力，结合公司机组实际情况，对公司两台供热机组实施机组灵活性改造，建设电锅炉+蓄热罐的深度调峰设施。在供热期内，当电网无法消纳风、光等新能源发电负荷时，投入电锅炉及蓄热罐运行，将电能转换为热能进行储存并向外供热，电锅炉功率抵减机组上网功率，使公司同时满足对外供热和调峰的需要，实现热电解耦，为新能源机组让出发电空间，从而提高燃煤供热机组的灵活性，并获得一定调峰收益。
2、机组概况及供热现状
2.1 机组概况
公司现有2台440t/h超高压一次中间再热循环流化床锅炉，配有135+110MW抽汽凝汽式汽轮发电机组，总装机容量为245MW，分别于2006年12月和2007年8月建成投产。
2.2 供热现状
目前除了承担市区居民采暖供热，还有平均40t/h工业供汽热负荷。热网分为高温网供热和低温网供热，低温网供热面积约318万平方米，高温网供热面积约353万平方米。受供热能力限制，高温网采暖季供热中期供水温度达不到设计温度，不足部分由高温集中热网内的其他热源补充。
3、电锅炉+蓄热系统方案
本方案建设电蓄热调峰设施，电蓄热调峰设施包括2台50MW高压电极锅炉、1台1500m3蓄热水罐以及配套的供配电系统、控制系统等设备和系统，电锅炉采用10kV供电，电源由公司220kV开关站引接，并设置2台58MVA的变压器。项目建设完成后可提高机组调峰能力100MW，在满足供热需求的前提下，降低上网电负荷。
3.1 原有热网站系统
原热网循环水系统包括高温热网和低温热网，厂内设置高温热网加热站和低温热网首站，均采用蒸汽加热热网循环水的方式，热网加热器采用一级换热方式。汽轮机采暖抽汽通过热网站内的热网加热器加热流经热网加热器的热网循环水，高温热网供水设计温度为98℃，回水设计温度为46℃，低温热网供水设计温度为72℃，回水设计温度为45℃。
3.2 灵活性改造后的供热系统
本方案设置2台高压电极锅炉，分别为1号电锅炉和2号电锅炉。其中，1号电极锅炉加热低温热网循环水，2号电极锅炉加热高温热网循环水。1号电锅炉系统中，电极锅炉部分热网水加热与原热网加热系统为串联设计，加热后的低温网回水与未加热的低温网回水经低温网循环泵升压后进入低温网热网加热器加热至所需温度外供。2号电极锅炉系统中，电极锅炉部分热网水加热与原热网加热系统也为串联设计，加热后的高温网回水与未加热的高温网回水经高温网热网循环泵、高温网热网加热器加热后外供。为最大化利用蓄热罐的储热能力，蓄热罐与高温热网连接，用于高温热网水的储热。
4、改造后的机组运行方式
4.1 调峰运行模式
电锅炉运行采用计划调度方式，当前主要根据电网预下达的调峰时间要求上报调峰负荷和调峰报价，根据计划调度模式确定电锅炉运行时间。考虑到初末期热负荷较小，调峰需求也较少，推荐初末期热电解耦时间为7小时。供热中期推荐深度调峰时间为8小时。
灵活性改造后，调峰期间1号、2号锅炉在允许的情况下尽可能低负荷运行，降低至环保允许最低锅炉负荷，1号汽轮机抽凝运行，2号汽轮机超低背压运行，带40t/h工业供汽，电锅炉灵活带负荷参与深度调峰。
4.2 供暖初、末期核算
根据供热量需求，供暖初末期时双机运行，其中2号机超低背压运行，1号机抽凝运行，采暖供热负荷约232MW，工业用汽量40t/h。1、2号机组拟按如下运行工况运行：
表1 初末期机组拟定运行工况
根据上表可以看出，在供暖初、末期内，1号汽轮机主蒸汽流量约为280t/h，中压缸采暖抽汽流量约为127t/h，发电机功率约67.5MW，可对外供热量约为93MW；2号汽轮机主蒸汽流量约为280t/h，中压缸采暖抽汽流量约为138t/h，工业蒸汽外供40t/h。发电机功率约55MW，可对外供热量约为102MW。1、2号机组对外供热总量约为192MW。此时电极锅炉系统消纳约49MW电量，其中蓄热10MW，向热网系统提供约38MW的供热负荷，最终对外供热负荷达到232MW。
此工况最终调峰电量约49MW，厂用电约21.6MW，扣除调峰电量和厂用电后上网电量为51.9MW。调峰一档电量24.5MW，调峰二档电量24.5MW。
4.3 供暖中期核算
根据供热量需求，供暖中期时双机运行，其中2号机超低背压运行，1号机抽凝运行，采暖供热负荷约287MW，工业用汽量40t/h。1、2号机组拟按如下运行工况运行：
表2 中期机组拟定运行工况
根据上表可以看出，在供暖中期内，1号汽轮机主蒸汽流量约为280t/h，中压缸采暖抽汽流量约为127t/h，发电机功率约67.5MW，可对外供热量约为93MW；2号汽轮机主蒸汽流量约为280t/h，中压缸采暖抽汽流量约为138t/h，发电机功率约55MW，可对外供热量约为102MW。1、2号机组对外供热总量约为192MW。此时电极锅炉系统消纳约96MW电量，向热网系统提供约92MW的供热负荷，最终供热负荷达到287MW。
此工况最终调峰电量96MW，厂用电约21.6MW，扣除调峰电量和厂用电后剩余电量4.9MW。其中一档电量24.5MW，二档电量71.5MW。
5、结论
本方案实施后可实现供热机组热电解耦，降低系统最小出力；电锅炉连接蓄热罐系统可有效提高电厂灵活性运行能力，根据24小时时间段调整运行方式即外部用热减少时将热量储存在蓄热罐中；当运行中的其中一台电锅炉事故或外部需要增加热负荷高时，将储存在蓄热罐的热量释放出来承担一部分热负荷。系统改造后，两台机组在采暖季运行灵活性得到了极大的提升，调峰能力显著增强。
参考文献
[1]吴炬.东北地区火电机组灵活性改造技术研究及策略分析[J].黑龙江电力,2020,42(05):443-446.
[2]刘刚.火电机组灵活性改造技术路线研究[J].电站系统工程,2018,34(01):12-15.
[3]刘永奇,张弘鹏,李群,王震宇,李泽宇,邹鹏,陈启鑫.东北电网电力调峰辅助服务市场设计与实践[J].电力系统自动化,2017,41(10):148-154.