庄建华

(大唐哈尔滨第一热电厂， 哈尔滨 150001)

近年来，随着风电持续快速发展，部分地区出现了严重的弃风问题，消纳已成为制约风电发展的关键因素。

东北、西北、华北地区因系统调峰困难而弃风、弃光。电源结构中灵活电源少、火电机组占比高，是系统调峰能力不足的重要原因。特别是火电机组中供热机组受热电约束，在供热期调峰能力降低，进一步加剧了系统调峰的困难[1]。以东北电网为例，热电联产机组运行容量占火电运行总容量的70%，而作为电力调峰主力的大型纯凝火电机组及水电机组占比仅28%，冬季热电联产热负荷水平高，调峰能力仅为10%左右，同时供热期与风电资源丰盛期重叠，致使风电消纳矛盾日益突出。

在解决冬季风电消纳的问题上，国内有多位专家学者开展了研究，王凯等[2]提出采用蓄热技术转变热电机组供热模式，提高机组调峰能力；裴哲义等[1]提出了配置蓄热罐、电蓄热锅炉等4种热电联产机组深度调峰方案，并分析不同热电解耦方式的风电消纳能力及煤耗水平；刘刚[3]就热电联产机组热电解耦方案从适用条件、调峰能力、运行控制等方面进行了对比分析；李刚[4]从热电联产机组的优化设计、实现大范围的热电解耦进行了探讨。这些学者主要从发电侧对热电联产机组热电解耦方案进行了论述，而笔者从节能角度，对发电侧、用电侧两种消纳风电的途径进行分析，给出冬季消纳风电最佳技术路线。

1 节能分析的理论基础

1.1 纯凝机组发电煤耗率的计算

在热力发电厂中，纯凝机组发电煤耗由下式进行计算[5]。

(1)

式中:ηb为锅炉效率；ηp为管道效率，取99%；ηi为循环热效率；ηm、ηg分别为机械效率、发电机效率，二者乘积约98.9%。

1.2 供热锅炉煤耗率的计算

对于区域集中供热锅炉，其每供出1 kW·h电所需煤耗按照下式计算[6]。

(2)

式中：ηb′为供热锅炉的锅炉效率，通常在80%～90%；ηp′为供热锅炉管道效率，取99%。

2 机组深度调峰的技术路线

纯凝机组深度调峰能力受限于锅炉最低稳燃负荷、脱硝装置催化剂投入温度，主要采取锅炉燃烧调整、辅助燃烧改造以及烟气旁路改造等措施，提升机组调峰能力[6-7]；热电联产机组电负荷和热负荷耦合运行，其调峰能力是由热、电负荷特性所决定的，提升机组深度调峰能力的技术关键是实现热电解耦。热电联产机组热电负荷解耦运行的主要改造路线有：蓄热罐供热改造、旁路供热改造及电锅炉供热改造。

2.1 增设蓄热罐

机组增设蓄热罐后系统示意图见图1。

图1 蓄热罐改造系统示意图

蓄热罐为独立成套设备，其通过加装升压设备和阀门、管线等，选择合适位置接入热电厂热网。蓄热罐工作过程的实质就是蓄、放热过程。白天用电负荷高时，机组在满足热负荷需求的基础上，进一步多抽汽将热量储存在蓄热罐中；当夜间电负荷低时，将储存在蓄热罐的热释放出来承担一部分热负荷，使机组发电出力可调节范围增大，一定程度上降低了热负荷对发电出力的约束[8]。

2.2 高低压旁路供热

高低压旁路供热就是将低压旁路后蒸汽管道与供热管道相连，在机组低负荷运行时，部分或全部主再热蒸汽能够通过旁路对外供热，满足供热需求，剩余的蒸汽进入汽轮机做功，这样汽轮机侧做功蒸汽流量则不受供热蒸汽流量的影响，解除了以热定电运行的约束。机组旁路供热改造后系统见图2。

图2 旁路供热改造系统示意图

2.3 电锅炉供热

在发电机组计量出口内增加电锅炉装置，装置出口安装必要的阀门、管道，并连接至热网系统。电锅炉在夜间将电能转化成热能进行供热，一方面，减小了供热机组热负荷，机组最小发电出力随热负荷的减小而降低，运行灵活性提高；另一方面，增加了负荷低谷时段的厂用电负荷，进一步增大了供热机组发电出力调节范围，起到了双重调峰作用。机组增设电锅炉后系统见图3。

图3 电锅炉改造系统示意图

3 消纳风电不同途径的节能分析

3.1 区域集中供热锅炉改造为电锅炉节能分析

对于区域集中供热锅炉，取锅炉效率为85%、管道效率为99%，将其改造为消纳风电的电锅炉(电锅炉电热转换效率为100%)，则根据式(2)，电锅炉每消耗1 kW·h的电，减少146.2 g标煤。

3.2 纯凝机组深度调峰的节能分析

对于纯凝300 MW亚临界机组，锅炉效率约为92.5%，循环热效率约为45%，则根据式(1)，机组发电量减少1 kW·h可至少减少301.8 g标煤；对于纯凝超临界机组，锅炉效率约为93%，循环热效率约为47%，则根据式(1)，机组发电量减少1 kW·h可至少减少287.4 g标煤。因此，当有风电需要消纳时，由纯凝机组进行深度调峰为风电创造发电空间要比将区域集中供热锅炉改造为电锅炉更节能。

3.3 热电联产机组深度调峰的节能分析

热电联产机组消纳风电的节能量计算比较复杂，其不但与机组热、电负荷量有关，还与机组深度调峰时所采取的热电解耦技术路线有关。图4是热电联产机组热、电负荷特性图，其中AB表示锅炉最低稳燃负荷限制线，BC表示汽轮机最小排汽流量限制线(冷源损失最小)，CD表示锅炉最大负荷限制线，DA表示机组纯凝工况运行线。热电联产机组最小排汽流量是固定的，忽略不同工况给水泵汽轮机排汽量不同等因素的影响，可以认为机组在最小排汽流量限制线上运行时，其冷源损失相同，且热量损失最小。基于这一原则，下面对热电联产机组由F点采取不同技术路线调峰至F′点燃煤减少量进行分析计算。

图4 热电联产机组热、电负荷特性图

3.3.1 增设蓄热罐的技术路线

热电联产机组的总热耗量为联产供热汽流、分产供热汽流及凝汽汽流三部分汽流热耗量的总和[5]。热电联产机组采取增设蓄热罐的技术路线，蓄热罐蓄热过程(F→G)就是机组在保持电负荷一定的情况下,分产的凝汽汽流减少所致电负荷的减少量，由增加的联产的供热汽流发电来补充，同时增加了机组的供热量，并通过蓄热罐将多余热量储存起来；放热过程(G′→F′)就是将蓄热罐储存的多余的联产供热汽流的热量释放出来，补充不足的热量ΔQG′F′。因此，机组深度调峰所减少的发电负荷是由蓄热过程分产的凝汽汽流减少所致，机组发电量减少1 kW·h至少可减少约300 g标煤。

3.3.2 旁路供热与电锅炉供热的技术路线

采取旁路供热和电锅炉供热的热电解耦技术路线，其工作过程是有一定的区别和联系。旁路供热工作过程是F→F″→G′→F′，电锅炉供热工作过程是F→F″→G″→H→F′。对于过程F→F″，机组热负荷不变，电负荷的减少全部为凝汽汽流减少所致，如3.2所述，此时机组发电量减少1 kW·h可减少约300 g标煤。对于过程F″→F′，采取旁路供热和电锅炉供热的技术路线进行调峰，减少燃料量无本质区别，机组发电量每减少1 kW·h可减少约134.3 g标煤(由热电联产机组锅炉直接供热计算得到)。

过程F″→F′燃煤量的减少可以利用图5进行说明。假定机组发电负荷减少量ΔW=WF″-WF′，机组采取旁路供热路线深调至G′，先由F″调至G″，不足的供热量ΔQG′F′由旁路供热补充，总的对外输出能量为(WF″-ΔW)+QF+Ql；机组采取电锅炉供热路线由F″深调至G″，不足的供热量ΔQG″H由电锅炉供热ΔWHF′(假定电热转换效率取100%)补充，总的对外输出能量仍然为(WF″-ΔW)+QF+Ql。因此，机组在F″点(输出能量为WF″+QF+Ql)调峰至F′点，其输出能量减少ΔW，即输入能量减少ΔW。按照式(2)，取电站锅炉效率为92.5%、管道效率为99%，机组每减少1 kW·h发电量可减少约134.3 g标煤。因此，对于热电联产机组采取旁路供热或电锅炉供热实现热电解耦，为风电等清洁能源腾出空间的节煤量低于将区域集中供热锅炉改造为电锅炉的节能量。

图5 能量平衡关系示意图

4 结语

冬季风电等清洁能源消纳主要有两种途径，从全社会节能角度对两种途径的不同技术路线进行了节能分析，得到的结论如下：

(1) 在发电侧，纯凝机组应首当其冲进行深度调峰，热电联产机组通过采取增设蓄热罐技术路线，实现机组热电解耦进行深度调峰，最大限度地为风电等清洁能源让出发电空间；旁路供热和电锅炉供热改造技术不是节能的最佳路线，建议热电企业在采取该路线改造时要审慎，同时建议能源部门从全社会节能角度完善风电消纳的能源政策，并给予技术指导。

(2) 在用电侧，通过对区域集中供热锅炉进行电锅炉改造增加社会用电量，实现对剩余的风电等清洁能源消纳，彻底解决弃风、弃光等问题，全面提升全社会的经济效益和社会效益。