郭容赫，潘宏刚，董思宇

(1.沈阳理工大学信息科学与工程学院，辽宁沈阳110159;2.沈阳工程学院能源与动力学院，辽宁沈阳110136)

1 我国风力发电现状及弃风现象

随着现代风力发电技术不断更新，风力发电单机容量不断增大，兆瓦级风力发电机逐渐成为风力发电的主力机组.风力发电具有技术成熟、建设周期短、运行和维护成本低以及不产生任何污染等诸多优势，已成为我国当今发展最快的可再生清洁能源之一［1］.2013年新增风电并网容量1 449万kW，风电年发电量1 349亿kWh，成为我国继火电、水电之后的第三大能源来源.

受电网调峰能力不足的约束，限制风电上网的问题日益突出.根据国家能源局统计数据表明:2013年全国弃风电量162.31亿kWh，平均弃风率11%，限制风电出力主要集中在甘肃、河北、蒙东、蒙西及吉林等地区，风电消纳问题仍集中“三北”(西北、华北及东北)地区.在我国北方，弃风主要发生在冬季供热期以及夜间低谷负荷期.在冬季供热期间，供热机组负荷已降到最低值，电网无从消纳过剩电力供应，被迫限制风电出力，特别是在夜间低谷负荷期间，电力负荷很低，风电出力较大，更要限制风电出力.风电的这种反调峰特性，导致区域中大量风电不能上网、产生严重的弃风问题，特别是内蒙和东北地区受风能资源丰富，电力负荷需求低，供热周期长等不利因素影响，冬季弃风现象更加严重［2］.

2 抽汽回热系统消纳风电

2.1 抽汽回热系统的组成及作用

抽汽回热系统由加热器、抽汽管道、疏水管道、给水管道、阀门等设备组成，是电厂热力系统中重要的组成部分.抽汽回热是从汽轮机数个中间级抽出一部分蒸汽，引入加热器，对凝结水或者给水进行加热.抽出的蒸汽做了部分功后不再送至凝汽器，使蒸汽热量得到充分利用，同时利用蒸汽加热给水，提高了给水温度，减少了锅炉受热面的传热温差，从而减少了给水加热工程中的不可逆损失.抽汽回热系统是影响电厂热效率最大的系统之一，该系统的利用减少了汽轮机的冷源损失，大大提高了机组循环热效率.

2.2 电锅炉加热凝结水

电锅炉加热凝结水，使水温达到某个加热器出口温度时，就可以替代该加热器的抽汽量，不需要抽汽加热凝结水，省下的这部分蒸汽继续在汽轮机内做功.该方法可以消纳弃风电量，同时也提高了电厂经济性.

2.3 电锅炉替代抽汽方式

电锅炉加热凝结水后，由于引入回热系统地点不同，替代加热器的抽汽量是不同的.引入4#低加入口处，只能替代4#低加抽汽量;引入3#低加入口处，可以替代3#低加抽汽量，或者替代3#、4#低加抽汽量.依此类推，引入2#低加入口处，有3种替代方式，引入1#低加入口处，有4种替代方式.电锅炉加热凝结水后，分别引入4台低加的入口处，可有10种替代加热器抽汽方式［3］.

2.4 经济性分析

以某热电厂300 MW机组为例，该机组为亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽，机组设有8段回热抽汽，依次供给3台高压加热器、1台除氧器和4台低压加热器，并在中低压导管上设有采暖抽汽(5段抽汽)，机组原则性热力系统，如图1所示.

图1 机组原则性热力系统

以额定工况平衡图的数据为基础，以电锅炉加热凝结水替代1#低加抽汽量为例说明，应用等效热降法分析各项经济指标.

1 kg主蒸汽的等效热降为

式中，h0—主蒸汽的焓，kJ·(kg)－1;hn—排汽焓，kJ·(kg)－1;σ—再热器吸热量，kJ·(kg)－1;τr—加热器焓升，kJ·(kg)－1;ηr—抽汽效率.

电锅炉加热凝结水，水温等于1#低加出口水温时，可以替代1#低加的抽汽量，此时1 kg主蒸汽等效热降为

被排挤的1#低加抽汽回到汽轮机内继续做功，在主蒸汽流量不变时，机组功率增加.为保持机组功率不变，则主蒸汽流量减少，主蒸汽流量减少量为

式中，ΔG—主蒸汽流量减少量，kg·h－1;G0—额定工况主蒸汽流量，kg·h－1.

主蒸汽流量减少的同时再热器流量也减少，2者使锅炉耗煤量减少为

式中，ΔB—锅炉耗煤减少量，kg·h－1;ΔQ1—锅炉过热器吸热量减少值，kg·h－1;ΔQ2—锅炉再热器吸热量减少值，kg·h－1.

电锅炉加热凝结水机组煤耗降低为

式中，Δb—锅炉耗煤减少量，g·(kWh)－1;Pel—额定功率，kW.

加热凝结水电锅炉需要的热量为

式中，Q—电锅炉需要热量，kJ·s－1;c—凝结水比热容，kJ·(kg·℃)－1;m—凝结水流量，kg·s－1;Δt—加热器温升，℃.

电锅炉消耗功率为

式中，Ped—电锅炉消耗功率，kW;ηed—电锅炉效率，%.

机组标准煤按700元·t－1计算，煤耗降低每小时收益为

每度弃风电量每小时收益为

根据以上算法［4］，计算结果，如表1所示.

①在300MW负荷时，电锅炉加热凝结水替代1#至4#低加的抽汽量，煤耗降低最多为7.52 g·(kWh)－1，此时电锅炉消耗功率也最多，为90.6 MW;②只替代4#低加的抽汽量，每度弃风电量收益最大为0.034元;③替代3#、4#低加的抽汽量，煤耗降低为7.0 g·(kWh)－1，此时电锅炉消耗功率为54.4 MW，每度弃风电量收益为0.027元，综合考虑投资与收益，该方案为最佳.

表1 电锅炉加热凝结水替代抽汽经济性比较

电锅炉加热与抽汽加热运行方式相比，由于抽汽量的减少，在主蒸汽流量相同时，机组功率增加;或者在同样功率时，主蒸汽流量减少，耗煤量减少.主蒸汽流量的减少，使汽轮机各级后压力降低，抽汽压力降低，各加热器出口水温有所降低(端差不变的条件下);抽汽量继续在汽轮机内做功，最终到达凝汽器，增加了冷源损失.这些变化会使机组热经济性略有降低，但整体经济性是提高的.通过表1可看出，电锅炉加热凝结水，引入1#低加入口处，替代4台加热器的抽汽量，机组煤耗降低最多，但消耗的风电也最多.引入4#低加入口处，只替代4#低加抽汽量，每度弃风电量收益最高.

2.5 安全性分析

在电锅炉并入回热系统之后，若电锅炉出现故障，可以恢复原系统运行，不影响机组安全运行.有风电时，电锅炉加热回热系统中的凝结水，凝结水温度提高，相应排挤加热器的抽汽，对于有抽汽调整门的加热器，调整门需要参与调节，由于调整门参与调整次数增加，对其寿命的影响有待评估，而对于末2级没有抽汽调整门的加热器没有任何影响.没有风电时，电锅炉不加热回热系统中的凝结水，与原运行系统一样.

2.6 对机组调峰的影响

由于采用电锅炉加热凝结水，替代加热器抽汽加热，增加了汽轮机做功能力.为了保持汽轮机负荷不变，需要减少主蒸汽流量.机组调峰时，当汽轮机负荷调到最低，与之匹配的锅炉蒸发量不一定是最低值，特别是在冬季供热期间，此时锅炉蒸发量还有减少空间.因此汽轮机和锅炉出力都能够满足电网调峰要求，该方法对机组调峰没有影响.

2.7 对凝结水泵出力的影响

电锅炉最好布置在凝结水泵附近，若远离凝结水泵，由于管道的加长而导致沿程阻力增加，凝结水泵出口压力会有所增大，也会增加泵的耗功.

3 电锅炉替代抽汽的可行性

电锅炉布置不受场地限制，系统接入简单，不影响原运行方式，不影响系统及设备安全.消纳风电加热凝结水时，电厂经济性大大提高，没有风电时，与原运行系统一样.采用第9种方案后，1台300 MW级的火电机组每年(按4 000 h计算)可接纳21.8亿度弃风电量，煤耗下降7.0 g·(kWh)－1，减少2.1万t CO2的排放量.因此，在火电厂回热系统中加装电锅炉来消纳弃风的方法具有可行性［5］.

4 结论

用电锅炉替代抽汽来加热回热系统的凝结水来消纳风电的方法，具有投资少、适应性强、安全性高及经

济效益好等优点，在技术上具有可行性.该方法的实施对于火电厂而言，可以降低机组煤耗，提高机组经济性;对于风电厂而言，弃风的电量得到了利用，增加了企业收益;对社会而言，CO2等污染物排放的减少，改善了生活环境质量.

［1］ 张运洲，白建华，辛颂旭.我国风电开发及消纳相关重大问题研究［J］.能源技术经济，2010，22(1):1－6.

［2］ 许睿超，罗卫华.大规模风电并网对电网的不利影响及抑制措施研究［J］.东北电力技术，2011(2):1－4.

［3］ 王乃宁，张志刚.汽轮机热力设计［M］.北京:水利电力出版社，1987:45－46.

［4］ 林万超.火电厂热系统节能理论［M］.西安:西安交通大学出版社，1994.

［5］ 李岩，武庆源，王鹏.汽轮机进汽参数改变对机组经济性的影响［J］.东北电力技术，2010(7):4－8.