高低压旁路改造技术在热电联产机组灵活性改造中的应用实践

景 杰

（北京京能电力股份有限公司，北京 100020）

0 引言

随着清洁能源消纳政策的深入推进实施，大力倡导火电机组灵活性运行，电网辅助调峰服务作用愈加凸显。但受自身热电耦合特性、机组设计及“以热定电”传统运行方式的影响，常规抽凝式供热机组的电调峰能力有限，很难适应电网深度调峰的需求，供热抽汽能力也受到一定影响。为解决机组供暖期调峰能力不足的问题，开展了机组高低压旁路技术改造[1]，保证了机组全采暖期、全时域参与电网深度调峰。

1 机组概况

某热电厂装机容量为2×150 MW双抽供热机组，配套2台480 t/h超高压再热循环流化床锅炉，以2回220 kV出线接入某区域电网，承担着城区约1 000万m2面积的供热和经济开发区100余家工业企业生产用汽。

2 机组参与电网深度调峰情况

2.1 某区域电网运行情况

在某区域电网现有的电源结构中，火电占总装机的70%，清洁能源占总装机的30%。目前，某区域电网鲁固直流送端配套500 kV输变电工程的投产基本解决了呼伦贝尔、兴安盟、通辽及吉林松白地区网架结构严重制约电力外送的问题。网架约束导致新能源大规模弃电的地区仅剩黑龙江东部和某公司。而某公司地区由于风能、太阳能资源丰富，新能源装机规模大且仍不断增长，加上负荷增长速度落后于电源增长速度等原因，已经成为某区域电网内网架约束导致新能源弃电最为严重的地区。

某区域电网负荷长期处于电力严重供大于求的态势。某公司外送断面由500 kV青北双回线、青燕双回线组成。在500 kV科尔沁—阜新输变电工程投产后，某公司外送断面限值提高至300万kW。由于暂未规划新的外送联络线，且随着国家3060政策的实施，各大发电集团在新能源建设领域加速推进，某公司地区新能源受阻的状况在短期内无明显改善。

2.2 某区域电网调峰服务市场

为解决某区域电网因供热火电机组以热定电，无法热电解耦，从而导致供暖期电网调峰能力严重短缺，弃风、弃光问题十分严重的情况[2]，国家能源局规划出台了《电网公司电力调峰辅助服务市场运营规则》，寻求以市场机制来改变某区域电网的经济基础及物理基础，从而推动火电机组主动开展热电解耦工作，改善能源结构，保障电网安全，促进清洁能源消纳。

依据《电网公司电力辅助服务市场运营规则》要求，根据调峰深度情况，获取一定的补偿收益，若不参与深度调峰服务，则需要分摊相应费用。市场规则要点如下。

a）火电机组参与范围为单机容量10万kW及以上的燃煤、燃气、垃圾、生物质发电机组。

b）鼓励供热电厂（也可引进第三方）投资建设储能调峰设施，同等条件下优先调用其调峰资源。

c）调峰辅助服务市场中火电机组实际发生的调峰深度不作为核定最小运行方式的依据。

d）除“火电停机备用调峰”外的其他调峰辅助服务，不影响发电企业年度电量计划的执行。

e）实施深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制，发电企业在不同时期分两挡浮动报价，具体分挡及报价限值如表1所示。

表1 实施深度调峰交易报价档位及限值

3 改造前后供热能力及经济性分析

3.1 改造前

2015年至2018年，由于机组设计原因，电负荷低于最小运行方式即无法满足供热、供汽需求。该公司机组最小运行方式为：非供热期，单机100 MW，负荷率66.67%（限值原因：为100余家企业提供工业蒸汽）；供热期，双机230 MW，负荷率76.67%（限值原因：为城区近1000万m2居民供热），均高于实施深度调峰交易的一挡负荷率上限[3]。因此，自市场启动以来，该公司每年需承担300余万元考核金额。2019年，根据国家相关政策，要求新能源消纳比例不断上升，某地区新能源装机容量增加，该公司断面送出受限多重影响，2019年上半年该公司调峰辅助服务市场考核金额达780万元，同比呈快速上升趋势。

3.2 改造后

第一阶段：为解决机组无法参与电网深调问题，2019年对机组原30%容量的低压启动旁路（以下简称“低旁”）进行了灵活性改造。改造方案为在低旁出口至三级减温器之间加装电动隔离门，隔离门前设置异径三通，同时将新增电动隔离门至低旁出口间管材由原Q235A螺旋缝管升级为20号钢无缝管，从新增三通处铺设管道引接至工业抽汽母管，保证了在供热初末期平均供热量650 GJ/h左右，深度调峰时，1号机投入采暖抽汽，电负荷约为35 MW，采暖供热量能达到550 GJ/h，满足采暖供热需求。将2号机电负荷降至40 MW，通过旁路系统带工业抽汽，满足工业供汽需求。但进入极寒期，最低1 000 GJ/h的供热需求无法支撑机组继续参与深度调峰，退出市场后，电网考核金额明显增加。图1为低旁供工业抽汽改造简图，图中曲线所围部分为改造内容。

图1 低旁供工业抽汽改造简图

第二阶段：为实现机组全采暖期参与深度调峰辅助服务市场，新增2号机组调峰供热专用旁路，彻底解决由于调峰可能引起的供热不足问题。改造方案为新增49%锅炉最大连续出力BMCR（boiler maximum continuous rating）容量高压旁路减温减压器系统：机组启动投原30%BMCR容量高压旁路系统，机组深度调峰期间，仅投运新增49%BMCR容量高压旁路减温减压器系统，原高压旁路系统关闭。新增37%容量低压旁路减温减压器系统，原启动用低压旁路系统除了满足机组启动用，还参与机组深度调峰和提供70 t/h工业抽汽，新增低压旁路减温减压器系统参与机组深度调峰和提供240 t/h采暖抽汽的能力。图2为高低压旁路改造简图，图中曲线所围部分为改造内容。

图2 高低压旁路改造简图

2020年11月，2号机组调峰供热旁路完成改造，在采暖中期调峰时段，机组负荷率可以降至30%，采暖初末期负荷率可以降至23%，能够满足城区供热及经济开发区供汽需要，彻底解决了某公司机组无法全采暖期、全时域深度调峰的难题。12月份调峰辅助服务补偿收益1 319万元，2021年一季度，调峰辅助服务补偿收益2 958万元。

4 结束语

在国家3060碳目标战略背景下，消纳和发展清洁能源必将是今后一个时期内的大趋势，能源主管部门及电网公司从政策奖惩机制上逐渐引导火电机组结构转型，节能降耗[4]。本文为燃煤热电机组通过技术改造实现全采暖期、全时域参与电网深度调峰辅助服务，增加辅助服务收益，节能降耗提供了参考。