侯建軍，付喜亮，郝薛剛，趙曉燕

（1.內(nèi)蒙古京能盛樂熱電有限公司，呼和浩特 011500；2.內(nèi)蒙古工業(yè)大學能源與動力工程學院，呼和浩特 010051）

0 引言

近年來，內(nèi)蒙古電網(wǎng)新能源發(fā)電占比愈來愈大，冬季供暖高峰期熱電廠采取“以熱定電”的模式運行，即使非供熱機組大量停運，夜間低谷時段網(wǎng)上電負荷裕量仍較大，風電機組出力受限。內(nèi)蒙古電網(wǎng)總體棄風率高于全國平均水平，2019前三季度為7.2%，仍高于國家電網(wǎng)2019-02-26發(fā)布的《2018社會責任報告》中的2019年棄風率控制在5%以內(nèi)有關要求[1]。內(nèi)蒙古電網(wǎng)新能源消納難題給轄區(qū)熱電廠運營模式帶來較大影響[2-5]。本文以內(nèi)蒙古電網(wǎng)首家“熱電廠+蓄熱式電鍋爐”組合項目為案例，通過對其參與電網(wǎng)深度調峰及調頻運行情況進行分析，探討該項目在轄區(qū)電網(wǎng)現(xiàn)行輔助服務補償政策下運營模式的可行性。

1 項目簡介

某熱電廠2×350 MW超臨界供熱機組分別于2015年12月和2016年1月投入運行，為內(nèi)蒙古自治區(qū)呼和浩特市某園區(qū)配套項目。汽輪機組為抽凝式間接空冷汽輪發(fā)電機組，可以滿足該園區(qū)云計算中心制冷、地區(qū)供熱、供電需求。項目投產(chǎn)初期，該園區(qū)發(fā)展相對滯后，該熱電廠自營供熱面積總計不到50萬m2；2017年10月通往呼和浩特市區(qū)供熱長輸管線（30 km）投運，初期接帶供熱面積950萬m2；2018年供暖達1290萬m2，極寒期的12月及1月供熱負荷接近設計極限。受北方地區(qū)供暖期“以熱定電”運行模式的限制，電負荷率長期保持在滿負荷的60%~90%，發(fā)電調峰能力大幅下降。依據(jù)國家相關政策，面對呼和浩特市區(qū)逐年增長的供熱需求，2018年下半年該熱電廠相繼實施了電鍋爐、蓄熱罐、高背壓、煙氣余熱利用等清潔供暖改造，累計增加供熱出力超過700萬m2。其中蓄熱式電鍋爐項目為呼和浩特市某電力科技公司與該熱電廠以合同能源管理形式合作的靈活性改造項目。

項目依托于該熱電廠現(xiàn)有熱力管網(wǎng)，在原有升壓站外擴建一個間隔，接入一臺200 MVA降壓變壓器，增設一套160 MW電蓄熱靈活調峰、調頻裝置。整套裝置由4臺40 MW電鍋爐、板式換熱器、熱網(wǎng)循環(huán)水泵、AGC控制系統(tǒng)以及蓄熱水罐等設備組成，電鍋爐可將電能轉化為熱能，同時兼顧直接供熱和儲熱能力。項目總占地面積為10 667 m2，總投資為1.979 7億元。熱電廠200 kV主接線示意圖見圖1。項目投產(chǎn)可實現(xiàn)近5億kWh風電替代上網(wǎng)，能有效緩解蒙西地區(qū)棄風問題，同時供熱季可增加供熱面積約340萬m2，對于促進區(qū)域清潔供熱、新能源消納、電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行及環(huán)境保護有顯著意義。

圖1 熱電廠220 kV主接線示意圖

2 技術原理

火電靈活性改造可以降低煤電特別是熱電機組的最小出力，成為當前解決可再生能源消納的有效措施。而熱電解耦技術作為熱電廠靈活性改造方案，目前被廣泛采用。目前成熟的熱電解耦技術主要有低壓缸零出力、高低壓旁路抽汽、熱儲能、電鍋爐四種，其中電鍋爐方案是以消耗部分電功率來補充機組供熱能力不足的部分，具有熱效率高、安全、清潔、環(huán)保和安裝簡單等優(yōu)勢，主要適用于配電容量富裕、升溫速度要求高、對水溫有一定要求的場所。該方案與儲熱裝置配合配置于電源側，具有可配合電網(wǎng)深度調峰、快速調頻等特點[6-13]，熱電廠增設電鍋爐理論上能實現(xiàn)完全的熱電解耦，其原理示意圖見圖2。

圖2 熱電廠配置電鍋爐熱電解耦原理

該熱電廠充分結合自身需求，選用“電鍋爐+熱儲能”（簡稱“蓄熱式電鍋爐”）的優(yōu)化組合方案進行熱電解耦技術改造，電蓄熱系統(tǒng)工藝流程如圖3所示。蓄熱式電鍋爐系統(tǒng)主要包括電鍋爐、板式換熱器以及循環(huán)水泵、定壓、制水、儀表控制、供配電等系統(tǒng)。電鍋爐電極與水直接接觸，通電后電極放熱被一次水系統(tǒng)循環(huán)吸收帶走，經(jīng)水-板式換熱器將熱量傳遞至二次水循環(huán)系統(tǒng)，然后將熱量注入熱力主網(wǎng)輸送給熱用戶。系統(tǒng)運行期間一次水系統(tǒng)經(jīng)電鍋爐吸熱、板式換熱器放熱進行不間斷循環(huán)，以此往復保持熱量平衡[14-17]。系統(tǒng)主要設備技術參數(shù)如表1—表4所示。

圖3 電蓄熱系統(tǒng)工藝流程

表1 電鍋爐技術參數(shù)

表2 板式換熱器技術參數(shù)

表3 熱網(wǎng)循環(huán)泵電動機參數(shù)

表4 熱網(wǎng)循環(huán)泵參數(shù)

3 技術經(jīng)濟比較分析

3.1 收益測算

3.1.1 風火替代交易

本項目采用4×40 MW的蓄熱式電鍋爐消納清潔能源，每年可用于供熱的替代電量為4.76億kWh（按照供暖期6個月的實際供熱需求），如果轉換成熱能，并考慮95%的轉換效率（包括線路及蓄熱變壓器損耗，循環(huán)水泵、各類控制監(jiān)測及安全系統(tǒng)等耗能）[11]，每年可增加供熱1 629 767 GJ，折合替代散燒標煤74 238（t其中考慮散燒煤小燃煤爐效率為70%，標煤熱值為29 271 kJ/kg）。如4.76億kWh替代電量全部被新能源消納替代，按2018年替代交易價格0.2元/kWh測算，扣除發(fā)電成本0.145元/kWh（屬廠用電不占上網(wǎng)計劃），則最少可增加供熱收入0.065元/kWh，每年僅這一項帶來的替代收入可達5700多萬元[18]。

3.1.2 深度調峰

按照東北及西北區(qū)域電網(wǎng)輔助服務補償政策，供暖期深度調峰補償額度在0.4~1.0元/kWh。以赤峰某熱電廠同類改造項目為例，該項目于2018年1月下旬投運。根據(jù)該熱電廠所屬蒙東電網(wǎng)輔助服務補償細則，40%~50%電負荷按第一檔0.4元/kWh、40%以下按第二檔1.0元/kWh補償，則2018-03-25，電網(wǎng)開啟深度調峰市場，該廠輸出電負荷最低降至10%，按照每15 min統(tǒng)計一個數(shù)據(jù)，03:15~05:00合計深度調峰電量可達29.89萬kWh，獲得深度調峰補償合計為23.6萬元，具體如表5所示。

表5 赤峰某熱電廠2018-03-25深度調峰獲得補償明細

3.1.3 供熱

參與以上清潔能源消納風火替代及深度調峰市場，若4臺電鍋爐160 MW負荷全部投運，可額外增加約340萬m2供熱面積，無論是躉售還是自營，均可獲得相應供暖收入。

3.1.4 參與AGC調頻

發(fā)電機組與儲能系統(tǒng)兩者之間協(xié)調運行能夠顯著改善火電機組對電網(wǎng)AGC調頻指令的執(zhí)行效果。根據(jù)電鍋爐能實現(xiàn)1%~100%無級調節(jié)的特性，其響應速度快且調節(jié)精度高，可提升機組調頻能力，獲得調頻輔助服務補償。

3.2 預計單純供暖收支倒掛

對投運電鍋爐僅供暖一項進行成本核算，按照95%電熱轉換效率，外供1.0 GJ熱量需要耗電約292.6 kWh。若292.6 kWh電量直接上網(wǎng)，按某熱電廠2019年前10個月結算電價0.266元/kWh，合計收入為77.84元。也就是說相對于直接售電，使用電蓄熱供暖必須保證收入77.84元/GJ以上，電蓄熱供暖收益才能大于發(fā)電收益，熱電廠才會有使用電蓄熱供暖的動力。而其收益方式一：供熱量1.0 GJ對外躉售單價19元/GJ（給呼和浩特市區(qū)供暖）；收益方式二：1.0 GJ供熱量自行經(jīng)營（給園區(qū)供暖），根據(jù)2018年平均數(shù)據(jù)，整個供暖期1.0 GJ熱量可供大約2.5 m2，按照呼和浩特市供暖單價每月3.68元/m2，1.0 GJ供熱量自行經(jīng)營收入在55.2元/GJ左右。

通過以上分析，投運電蓄熱自行經(jīng)營給園區(qū)供暖，按照收益方式二55.2元/GJ價格也是倒掛的，按照收益方式躉售給市區(qū)更是無法經(jīng)營。因此沒有相應的發(fā)電側輔助服務補償機制等政策配套，該項目很難啟動[19-27]。

4 應用探討

按照第3章分析結論，投運電鍋爐單純供暖收支倒掛，需要配套相應發(fā)電輔助服務補償措施才能實現(xiàn)盈利。2020年度供暖期間，在參與電網(wǎng)深度調峰及調頻方面該熱電廠爭取了當?shù)刂С终?，進行了積極有效的探索。

4.1 參與深度調峰

4.1.1 調峰收益

截取2020年10月至11月深度調峰市場開啟時的投運數(shù)據(jù)，該項目4臺電鍋爐投運調峰深度為105 MW；該廠1號機組銘牌出力350 MW，申報最低出力50%電負荷（175 MW），調峰市場開啟4臺電鍋爐啟動，1號機組上網(wǎng)負荷能降至70 MW，即20%出力（圖4），按照內(nèi)蒙古電網(wǎng)深度調峰補償相關規(guī)定[28]，至少可以得到0.38元/kWh的補償。

圖4 1號機組DCS電鍋爐控制模塊調峰投入

4.1.2 熱力特性

系統(tǒng)啟動順序：一次系統(tǒng)優(yōu)先注水啟動循環(huán)，然后啟動二次循環(huán)水接入熱網(wǎng)系統(tǒng)，最后依次啟動4臺電鍋爐，調整各電鍋爐負荷至65%左右。截取2021-02-20調峰市場開啟電蓄熱數(shù)據(jù)，同樣4臺電鍋爐出力105 MW，上網(wǎng)電量70 MW。對當日12：00—14：00平均數(shù)據(jù)進行分析，當時4臺電鍋爐循環(huán)水流量均保持在930 t/h，一次循環(huán)水總流量為3700 t/h左右；電鍋爐進出水平均溫度為88.2℃和112.5℃，一次循環(huán)水供回水壓力為0.335 MPa和0.282 MPa，與熱力主網(wǎng)連接的二次循環(huán)水泵兩臺運行，一臺備用，流量3 731.1 t/h，板式換熱器進出水平均溫度為62.37℃和86.2℃，電蓄熱各系統(tǒng)運行參數(shù)在設計范圍內(nèi)。期間對供熱量進行換算，結果為370.76 GJ/h，約占該熱電廠對外供熱量的18%，按照呼和浩特市19元/GJ的供熱價格，蓄熱式電鍋爐供熱收益折合為0.068 4元/kWh。

綜上，啟動蓄熱式電鍋爐參與內(nèi)蒙古電網(wǎng)深度調峰，既增加了清潔能源上網(wǎng)空間，減少了棄風棄光率，同時可獲得地方調峰補償；疊加供熱折合收益，將獲得0.448 4元/kWh綜合收益（能量轉換過程損失忽略不計），相比目前0.26元/kWh左右的上網(wǎng)電價，收益可觀。

4.2 參與調頻

熱電廠電蓄熱項目投運前，兩臺機組AGC調頻性能在內(nèi)蒙古電網(wǎng)排名靠后。該廠利用電鍋爐具有1%~100%無級調節(jié)，響應速度快且調節(jié)精度高的特性，搭建并完善邏輯框架，實現(xiàn)了電鍋爐參與機組調頻。

2020年10月上旬進行了電鍋爐參與機組調頻試驗，期間不斷梳理數(shù)據(jù)，完善調整電鍋爐參與機組調頻邏輯，配置完備各種邊界條件；兩臺機組各配置兩臺電鍋爐參與調頻，調頻功能開啟后電鍋爐各保持一定基礎負荷以備調頻所需。

10月中旬電鍋爐參與機組調頻，調節(jié)速率均值保持在15 MW/min，響應時間最低為10 s，表6為蓄熱電鍋爐參與機組調頻前后日綜合性能數(shù)據(jù)，表7為蓄熱電鍋爐參與機組調頻性能數(shù)據(jù)。由表中數(shù)據(jù)可知，10月16日至19日2號機組投運前，調節(jié)精度仍不太穩(wěn)定，需要繼續(xù)完善；10月20日2號機組電鍋爐調頻投運后，其調節(jié)性能、調節(jié)里程明顯增強，與16日相比，綜合調頻性能系數(shù)由2.549 4上漲至5.603 9。兩臺機組參與調頻時蓄熱式電鍋爐系統(tǒng)所帶熱負荷較低，調整過程對整個供熱不構成沖擊，各項運行參數(shù)均正常。

表6 蓄熱電鍋爐參與機組調頻前后日綜合性能數(shù)據(jù)

表7 蓄熱電鍋爐參與機組調頻性能數(shù)據(jù)1）

5 結論

（1）采用蓄熱式電鍋爐優(yōu)化方案實現(xiàn)了熱電解耦，可額外增加計劃電量；投運電鍋爐可提高機組供熱能力，增加清潔能源上網(wǎng)電量，降低棄風、棄光率；儲熱罐可確保供熱中斷后的連續(xù)熱量輸出。

（2）采用蓄熱式電鍋爐優(yōu)化組合方案實現(xiàn)深度調峰，若容量選擇適當，理論上可以實現(xiàn)發(fā)電機組電量“零出力”外送。

（3）蓄熱式電鍋爐能實現(xiàn)1%~100%負荷無級調節(jié)，響應速度快且調節(jié)精度高，與發(fā)電機組配合可提升機組調頻能力。

（4）采用電鍋爐作為熱源供暖，相對于抽汽供熱經(jīng)濟性較差，但作為一種熱電解耦方案，其效益來自多個方面，還需結合當?shù)赜嘘P政策，綜合深度調峰補償、AGC調節(jié)品質補償、政策支持下的計劃電量爭取、風火替代交易補償?shù)纫蛩鼐C合分析。