高低壓旁路改造技術在熱電聯產機組靈活性改造中的應用實踐

景 杰

（北京京能電力股份有限公司，北京 100020）

0 引言

隨著清潔能源消納政策的深入推進實施，大力倡導火電機組靈活性運行，電網輔助調峰服務作用愈加凸顯。但受自身熱電耦合特性、機組設計及“以熱定電”傳統運行方式的影響，常規抽凝式供熱機組的電調峰能力有限，很難適應電網深度調峰的需求，供熱抽汽能力也受到一定影響。為解決機組供暖期調峰能力不足的問題，開展了機組高低壓旁路技術改造[1]，保證了機組全采暖期、全時域參與電網深度調峰。

1 機組概況

某熱電廠裝機容量為2×150 MW雙抽供熱機組，配套2臺480 t/h超高壓再熱循環流化床鍋爐，以2回220 kV出線接入某區域電網，承擔著城區約1 000萬m2面積的供熱和經濟開發區100余家工業企業生產用汽。

2 機組參與電網深度調峰情況

2.1 某區域電網運行情況

在某區域電網現有的電源結構中，火電占總裝機的70%，清潔能源占總裝機的30%。目前，某區域電網魯固直流送端配套500 kV輸變電工程的投產基本解決了呼倫貝爾、興安盟、通遼及吉林松白地區網架結構嚴重制約電力外送的問題。網架約束導致新能源大規模棄電的地區僅剩黑龍江東部和某公司。而某公司地區由于風能、太陽能資源豐富，新能源裝機規模大且仍不斷增長，加上負荷增長速度落后于電源增長速度等原因，已經成為某區域電網內網架約束導致新能源棄電最為嚴重的地區。

某區域電網負荷長期處于電力嚴重供大于求的態勢。某公司外送斷面由500 kV青北雙回線、青燕雙回線組成。在500 kV科爾沁—阜新輸變電工程投產后，某公司外送斷面限值提高至300萬kW。由于暫未規劃新的外送聯絡線，且隨著國家3060政策的實施，各大發電集團在新能源建設領域加速推進，某公司地區新能源受阻的狀況在短期內無明顯改善。

2.2 某區域電網調峰服務市場

為解決某區域電網因供熱火電機組以熱定電，無法熱電解耦，從而導致供暖期電網調峰能力嚴重短缺，棄風、棄光問題十分嚴重的情況[2]，國家能源局規劃出臺了《電網公司電力調峰輔助服務市場運營規則》，尋求以市場機制來改變某區域電網的經濟基礎及物理基礎，從而推動火電機組主動開展熱電解耦工作，改善能源結構，保障電網安全，促進清潔能源消納。

依據《電網公司電力輔助服務市場運營規則》要求，根據調峰深度情況，獲取一定的補償收益，若不參與深度調峰服務，則需要分攤相應費用。市場規則要點如下。

a）火電機組參與范圍為單機容量10萬kW及以上的燃煤、燃氣、垃圾、生物質發電機組。

b）鼓勵供熱電廠（也可引進第三方）投資建設儲能調峰設施，同等條件下優先調用其調峰資源。

c）調峰輔助服務市場中火電機組實際發生的調峰深度不作為核定最小運行方式的依據。

d）除“火電停機備用調峰”外的其他調峰輔助服務，不影響發電企業年度電量計劃的執行。

e）實施深度調峰交易采用“階梯式”報價方式和價格機制，發電企業在不同時期分兩擋浮動報價，具體分擋及報價限值如表1所示。

表1 實施深度調峰交易報價檔位及限值

3 改造前后供熱能力及經濟性分析

3.1 改造前

2015年至2018年，由于機組設計原因，電負荷低于最小運行方式即無法滿足供熱、供汽需求。該公司機組最小運行方式為：非供熱期，單機100 MW，負荷率66.67%（限值原因：為100余家企業提供工業蒸汽）；供熱期，雙機230 MW，負荷率76.67%（限值原因：為城區近1000萬m2居民供熱），均高于實施深度調峰交易的一擋負荷率上限[3]。因此，自市場啟動以來，該公司每年需承擔300余萬元考核金額。2019年，根據國家相關政策，要求新能源消納比例不斷上升，某地區新能源裝機容量增加，該公司斷面送出受限多重影響，2019年上半年該公司調峰輔助服務市場考核金額達780萬元，同比呈快速上升趨勢。

3.2 改造后

第一階段：為解決機組無法參與電網深調問題，2019年對機組原30%容量的低壓啟動旁路（以下簡稱“低旁”）進行了靈活性改造。改造方案為在低旁出口至三級減溫器之間加裝電動隔離門，隔離門前設置異徑三通，同時將新增電動隔離門至低旁出口間管材由原Q235A螺旋縫管升級為20號鋼無縫管，從新增三通處鋪設管道引接至工業抽汽母管，保證了在供熱初末期平均供熱量650 GJ/h左右，深度調峰時，1號機投入采暖抽汽，電負荷約為35 MW，采暖供熱量能達到550 GJ/h，滿足采暖供熱需求。將2號機電負荷降至40 MW，通過旁路系統帶工業抽汽，滿足工業供汽需求。但進入極寒期，最低1 000 GJ/h的供熱需求無法支撐機組繼續參與深度調峰，退出市場后，電網考核金額明顯增加。圖1為低旁供工業抽汽改造簡圖，圖中曲線所圍部分為改造內容。

圖1 低旁供工業抽汽改造簡圖

第二階段：為實現機組全采暖期參與深度調峰輔助服務市場，新增2號機組調峰供熱專用旁路，徹底解決由于調峰可能引起的供熱不足問題。改造方案為新增49%鍋爐最大連續出力BMCR（boiler maximum continuous rating）容量高壓旁路減溫減壓器系統：機組啟動投原30%BMCR容量高壓旁路系統，機組深度調峰期間，僅投運新增49%BMCR容量高壓旁路減溫減壓器系統，原高壓旁路系統關閉。新增37%容量低壓旁路減溫減壓器系統，原啟動用低壓旁路系統除了滿足機組啟動用，還參與機組深度調峰和提供70 t/h工業抽汽，新增低壓旁路減溫減壓器系統參與機組深度調峰和提供240 t/h采暖抽汽的能力。圖2為高低壓旁路改造簡圖，圖中曲線所圍部分為改造內容。

圖2 高低壓旁路改造簡圖

2020年11月，2號機組調峰供熱旁路完成改造，在采暖中期調峰時段，機組負荷率可以降至30%，采暖初末期負荷率可以降至23%，能夠滿足城區供熱及經濟開發區供汽需要，徹底解決了某公司機組無法全采暖期、全時域深度調峰的難題。12月份調峰輔助服務補償收益1 319萬元，2021年一季度，調峰輔助服務補償收益2 958萬元。

4 結束語

在國家3060碳目標戰略背景下，消納和發展清潔能源必將是今后一個時期內的大趨勢，能源主管部門及電網公司從政策獎懲機制上逐漸引導火電機組結構轉型，節能降耗[4]。本文為燃煤熱電機組通過技術改造實現全采暖期、全時域參與電網深度調峰輔助服務，增加輔助服務收益，節能降耗提供了參考。