干货｜火电厂灵活性改造技术对比分析

摘要：在能源结构调整的背景下，提高火电运行灵活性是火电行业转型发展的重要方向，选择合适的技术路线是火电厂灵活性改造的关键，需要从调峰效果、改造成本和运行成本等方面进行对比分析;基于设备改造的汽轮机旁路技术、低压缸零出力技术和高背压循环水供热技术将汽轮机部分做功蒸汽对外输出供热，增加了电厂供热能力和调峰能力，但发电能力也随之降低;电极锅炉和电锅炉固体储热技术能够大幅增加调峰能力，但存在改造成本高，运行费用高的问题，在市场竞争中难以获得优势;热水罐储能技术既能增加机组低负荷运行能力，也能增加顶负荷能力，投资成本和运行成本较低，具有明显的优势，但存在储能密度低、空间占用大的问题，有必要开发新的成本低、储能密度高的热储能技术。

关键字：火电 灵活性改造 技术路线对比 热储能

1、技术背景

随着电力市场化改革进程的深入推进，以可再生能源为主的能源结构调整不断倒逼现有煤电行业转型升级。为避免在新一轮以清洁、低碳、高效的各类能源互联互通互补为特点的能源革命浪潮中被淘汰，目前仍然占主力地位的火电行业应主动顺应能源发展潮流，一方面坚持清洁高效发展路线，另一方面适应灵活多变的电力市场需求，增加火电运行灵活性，在市场中寻找新的盈利模式，走出创新发展的转型之路。

事实上，自2017年东北电力辅助服务市场启动以来，越来越多的省份出台了电力辅助服务市场的政策文件，初步建立了电力调峰市场;未来，随着电力辅助服务市场的不断发展成熟和电力现货市场的建立，火电厂运营将从以电量为中心逐步转移到以电价为中心的经营模式，与此相对应的，火电厂为适应电力市场运行的灵活性改造技术将会迎来发展机遇。对于火电厂，选择哪一种灵活性改造技术，需要综合考虑调峰效果，改造成本和运行成本等多个因素，因此需要对多种灵活性改造技术进行分析比较。

2、灵活性改造技术说明

提高火电灵活性，主要是指增加火电机组的出力变化范围，响应负荷变化或调度指令的能力，多数情况下是指增加火电机组在低负荷时的稳定、清洁、高效运行能力。火电厂根据自身发电设备技术特点和用户用能需求，从制煤系统，锅炉系统、汽机系统、排放系统等多个方面进行改造技术路线分析，做出技术经济比选，得到最佳的技术方案。

针对不同的火电机组类型，相应的灵活性改造技术路线有所不同，对于纯凝机组，负荷调节能力较强，需要解决锅炉系统的低负荷稳燃问题和排放问题，增加对制煤、锅炉稳燃、脱硝、汽机辅机和控制等系统的技术调整或改造。

对于供热机组来说，由于冬季供热负荷一般较大，需要维持一定的锅炉出力，较少涉及锅炉低负荷运行问题，主要矛盾集中在满足供热条件下的发电出力调节范围过小，也就是热电解耦的问题。如何在满足供热的同时减少蒸汽做功，也就是高温高压蒸汽在汽轮机内做功份额和供热份额的再分配是解决问题的关键。因此，供热机组灵活性改造的技术路线主要分为两类：一是增加机组的供热能力来降低最小出力，主要有减少汽轮机通流环节的低压缸零出力技术和高背压供热技术，和减少通流部分蒸汽流量的汽轮机旁路供热技术;二是热储能技术，主要有热水罐储能，电锅炉固体蓄热和电极锅炉等方案。

综上所述，纯凝机组和供热机组的灵活性改造技术特点如下表。

 

国家对火电灵活性改造工作非常支持，2016年6月和7月，国家能源局综合司分别下达了两批火电机组灵活性改造试点项目的通知，确定丹东电厂等22个项目为提升火电机组的灵活性改造试点项目，共涉及44台机组，约1818万kW，在这22个火电项目中仅有2个涉及纯凝机组改造，其余均为供热机组灵活性改造。

根据资料统计，在这22个火电厂灵活性改造试点项目中，采用最多的是热储能技术，占比达到65%，其中采用单罐热水储能技术有7家电厂，采用电热固体储热和电极锅炉项目有6家，采用低压缸零出力技改的电厂有2个，采用汽轮机低压缸高背压改造的1家，涉及制煤和稳燃脱硝系统改造的电厂有4家，各改造技术占比如下图1所示。

 

图1：火电灵活性改造试点项目技术路线占比图

在以上改造技术方案中，除了安全性和可靠性之外，灵活性技改的费效比，也就是能否在改造成本和运行成本最小化的同时实现调峰收益的最大化，是热电厂选择技术路线的首要问题，因此各种技术路线的竞争将是满足安全可靠前提下的经济性比选。

2.1 汽轮机旁路抽汽供热技术

一般分为汽轮机高低压旁路联合抽汽供热和低压旁路抽汽供热两种技术方案，联合旁路抽汽是指利用高压旁路将部分主蒸汽减温减压后送至高压缸排汽，经锅炉再热器加热后，从低压旁路(中压缸进口)抽汽对外供热;低压旁路抽汽是利用低压旁路管道，直接引出部分再热蒸汽对外供热。

汽轮机旁路供热方案将部分做功蒸汽转化为供热蒸汽，降低了汽轮发电机组的强迫出力水平，提高了汽轮机的供热能力，改造投资也较小，但由于将高品质热能用于供热，存在一定的热经济损失。

2.2 低压缸零出力供热技术

低压缸零出力供热技术，又称“切除低压缸进汽供热技术”，是指在调峰期间，切除低压缸全部进汽用于供热，仅通入少量的冷却蒸汽，使低压缸在高真空条件下“空转”，实现低压缸“零出力”运行，从而降低汽轮发电机组强迫出力水平，增加机组的调峰能力;并且由于排汽全部用于供热，消除了冷源损失，具有良好的供热经济性。低压缸零出力改造还具有切换灵活，汽轮机本体改造范围小，改造费用低，运行维护成本低的优势。

2.3 汽轮机高背压循环水供热技术

对于大型供热电厂，汽轮机高背压循环水供热一般采用低压缸双转子互换技术，在采暖季，将低压缸转子用动静叶片相对较少的高背压低压转子代替，凝汽器高背压运行，对应排汽温度提高到70℃~80℃左右，加热循环水对外供暖;在非采暖季，将原纯凝低压缸转子换回，排汽背压完全恢复至原纯凝工况运行。高背压循环水供热停用汽轮机冷端冷却设备，汽轮机排汽全部由热网循环水回水进行冷却，为满足一级热网与二级热网的换热要求，高背压循环水供热一般采用串联式两级加热系统，热网循环水首先经过凝汽器进行第一次加热，吸收低压缸排汽余热，然后再经过其他热源换热完成第二次加热，生产高温热水，送至热水管网对外供热。

汽轮机高背压循环水供热，消除了冷源损失，能够大幅提高供热能力，降低煤耗，具有良好的热经济性，但与其他技术相比，低压缸蒸汽发电焓降较小，降负荷空间小，调峰能力有限，而且需要每年更换2次低压缸转子，投资成本较高，运行维护不便。

2.4 电极锅炉供热技术

电极锅炉是目前工业供热和民用供暖市场上应用较多的一种电热锅炉，与普通的电热设备不同，电极锅炉采用高压三相电极直接在锅炉内的导电盐水中放电发热，使得电能以较高的转换效率转换成热能，然后再通过换热器将炉内的热量传递给热网，具有功率大，可快速平滑调节等优势;作为一种电能消耗设备，电极锅炉可以直接降低热电厂出力，并增加供热能力，是一种有效的调峰技术。

电极锅炉一般没有储热能力，在满足热负荷的条件下，电极锅炉的功率调节需要和锅炉负荷调节协调控制，调峰深度有一定限制条件;而且由于涉及电热转化，能量利用的经济性较差。

2.5 电锅炉固体储热技术

电锅炉固体储热技术是指利用电锅炉将电能转化为高温固体的热能，并利用高温固体显热存储热能，在需要热能时，将储热体热能转化为热水、水蒸汽等多种用热形式。储热介质一般采用固体金属氧化物等耐高温材料，具有储热温度高，储能密度高，操作安全简便的优势。

固体储热能够有效解决热电厂的发电和供热的强耦合问题，甚至可以实现零出力的深度调峰，达到启停调峰效果，有利于获得高额调峰补偿，但缺点是投资成本高，并且涉及电热转换，用能经济性较差，运行成本高。

2.6 热水罐储能技术

利用汽轮机抽汽，将热网回水加热至供热温度，存储在大型热水罐中，使机组在用电负荷高而供暖负荷低的白天进行热水储能，夜间用电负荷低而供热负荷高时由储能系统进行供热，在满足供热要求的基础上提高机组运行的灵活度，可以使热电联产机组参与调峰，这也是目前北欧地区普遍采用的热电解耦技术。

为降低成本，一般热水罐采用单罐斜温层储热模式，也就是利用热水的温度密度差，热水存储在储罐的上部，冷水在储罐的下部，热水和冷水之间有一层厚度较小的温度梯度层——斜温层，实现一个罐体同时储存高低温水，简化了储热系统配置。热水罐分为常压罐和承压罐，常压罐内压力1bar，供热温度在95℃左右，优点是设备简单，造价相对较低，但储能密度小，体积较大;承压罐压力一般为2~3bar，热水温度为115~120℃，优点是储能密度相对较高，但设备较复杂，罐壁较厚，造价较高。目前常压储热水罐的工程应用较多，运行经验丰富，技术成熟可靠。

3、 灵活性改造技术比较

热电厂采用哪种改造技术，除了考察技术方案的安全性和可靠性之外，技改方案的调峰深度，投资成本，运行成本等将是决定最佳技术路线的关键因素，因此灵活性改造需要从这些方面进行对比分析。

以上6种灵活性改造技术路线中，汽轮机旁路供热，低压缸零出力技术和高背压改造技术涉及汽轮机本体技改，主要是将汽轮机内部高温高压蒸汽的做功份额减小，将其转化为对外供暖的热能。汽轮机旁路供热将做功能力较强的高温高压蒸汽抽出供热，能够大幅降低汽轮机组的强迫出力，具有较强的调峰能力，但同时，考虑到汽轮机旁路容量，再热器超温，汽轮机轴系推力匹配，抽汽回热等问题，汽轮机旁路难以实现全容量抽汽，因此调峰幅度具有一定限制;从运行成本来看，将高品位热能的高温高压蒸汽用于供暖，存在较大的热经济损失，运行成本较高。

低压缸零出力技改将中压缸排汽全部用于供热，低压缸做功为零，降低了发电机组出力水平，具有较强的调峰能力，而且由于排汽全部用于供热，消除了冷源损失，具有很好的热经济性，运行费用较低。

低压缸高背压循环水供热技术是将低压缸的排汽压力升高，利用较高的排汽温度加热循环水供热，使低压缸既保留了做功能力，又能够供热且消除冷源损失，具有最佳的热经济性和运行成本优势，但由于排汽压力较高，需要更换专门的低压缸转子，改造费用较高。值得注意的是，高背压技改方案使发电机组处于不可切换的高背压运行状态，使发电功率降低，并导致发电机组的顶尖峰负荷能力下降，可能带来调峰收益折减。

汽轮机旁路供热和低压缸零出力改造的调峰深度如下图2所示：

 

图2：汽轮机旁路供热和低压缸零出力调峰深度

上图中，红线范围是热电厂原来的发电供热运行范围，经过汽轮机旁路和低压缸零出力改造后的运行范围如图中实线蓝线和黄线所示，绿色虚线是热负荷线。改造后，汽轮机调峰能力和供热能力增加，在供热负荷不变的条件下，调峰能力较大的是低压缸零出力技术，汽轮机旁路技术一般只能抽出部分容量主蒸汽对外供热，因此调峰范围有一定限制。

电极锅炉、电热固体储热和热水罐储热技术不涉及热电厂设备本体改造，对热电厂正常运行影响较小。电极锅炉直接消耗电能，减少热电厂对外供电，以此增加对外调峰能力，但为满足供热需求，电极锅炉供热量需要和电厂锅炉运行协调控制，因此调峰深度有限;相比之下，电热固体储热一般具有较大的储热容量，可以灵活调节热电厂发电功率和供热量，甚至能够实现热电厂零出力，具有最好的调峰灵活性，但缺点是投资成本高，而且由于采用电供热，热经济性差，运行成本高。

热水储能将用电高峰时的过剩热能存储起来，在需要调峰时，释放热能以满足供热需求，从热电厂供热特性图来看，热水储能相当于将相对固定的供热需求转化为可变的供热需求，拓展了热电厂调峰运行范围，如下图3所示。

 

图3：热水储能调峰范围

如上图所示，热水储能使热电厂具备了双向调峰能力，即可增加热电厂低负荷运行能力，也能增加高峰期的顶负荷能力，也就是供热蒸汽流量出现过剩时，将多余热能存储到热水罐中，当电力需求处于低谷时，减小锅炉和汽轮机出力，供热不足的部分由热水罐补充;当电力需求处于高峰时，增加锅炉出力，减少汽轮机对外供热，增强电厂的顶负荷能力，供热不足的部分由热水罐补充;由于采用蒸汽作为热源，热水储能的热经济性好，运行成本较低。

综上所述，以一个350MW热电厂技改为例，简要对比不同灵活性技改路线的投资成本，运行成本和调峰深度，如下表所示。

 

表1：灵活性改造技术对比表

从上表可以看出，在调峰深度指标上，电锅炉固体储热具有最大的深度调峰优势，但由于采用电能作为热源，折算到等效煤耗的用能成本最高，因而运行成本最高;考虑到固体储热投资成本，采用该方案的项目技术经济优势不明显。另外，从电力辅助服务市场的供求情况来看，在市场初期，调峰容量供不应求，固体储热项目往往能够获得较高的调峰收益，但随着调峰电源逐渐增多，市场可提供的调峰容量不断增加，供需逐渐平衡，高收益的深度调峰需求减少，固体储热高投入和高运行费用的劣势凸显，在与其他调峰技术竞争时，将处于不利地位。

电极锅炉同样采用电能作为热源，虽然能够增加电厂的调峰能力，也存在运行成本高的问题，在调峰深度相同的竞价中，难以实现较高报价的收益，市场竞争中难以获得有利地位。

汽轮机旁路供热，低压缸零出力和低压缸高背压技术都能够增加电厂的供热能力，配合锅炉负荷调整，能够增加发电机组的调峰能力，但调峰能力的增加是以发电能力的降低为代价，而且随着供热负荷的增加，机组的顶尖峰能力下降，可能会带来调峰收益的损失，例如现在东北地区辅助服务市场规则，如果调峰机组尖峰出力达不到额定容量的80%，调峰补偿减半。

以蒸汽为热源的热水罐储能技术，技术成熟可靠，运行成本低，投资费用适中，更重要的是，热电厂采用热水储能可以获得双向调峰能力，既能够增加热电厂的调峰深度，也能够增加高峰时段的顶负荷能力，在调峰市场中具有很强的竞争力，也是灵活性改造示范项目中应用最多的调峰技改路线。但同时，热水储能也存在储热密度低，空间占用较大的问题，尤其是城市区域的热电厂改造，由于占地限制，技改存在困难。

4、结论

随着电力辅助服务市场的初步建立，建设高效、灵活运行的火电厂是火电行业转型升级的重要内容，也是建立电力现货市场的重要物质基础。各种火电灵活性改造技术面临着激烈的市场化竞争，从改造成本，运行成本和调峰效果等方面对比分析，可以得出以下结论：

1) 以电能为热源的固体储热技术和电极锅炉能够获得最大的深度调峰能力，但存在投资成本高，运行费用高的问题，尤其在调峰市场供需趋向平衡的条件下，很难获得高额的调峰收益，技改项目难以实现满意的投资回报。

2) 汽轮机旁路供热，低压缸零出力和低压缸高背压技术增加了热电厂的供热能力，通过调节锅炉负荷，能够增加调峰能力，具备较好的技术经济可行性;但随着热负荷增加，机组的发电能力下降，可能带来调峰收益损失。

3) 热水罐储热技术具备最佳的运行灵活性，投资成本和运行成本具有明显优势，也是灵活性改造示范项目中采用最多的技术路线;但由于热水储热的储能密度低，空间占用较大，项目实施有一定的限制条件。