1、2023 1期大型煤电机组蒸汽储热发电调峰技术研究郜光伟，姚升康，马毅，（河北鲲能电力工程咨询有限公司，河北 石家庄 ；河北省分布式能源应用技术创新中心，河北 石家庄 ）摘要：燃煤火电受锅炉负荷调节困难、热电机组以热定电的限制，严重制约了发电灵活性的进一步提升，研究认为采用蒸汽储（蓄）热技术与机组原有热力系统的合理匹配，能有效解决煤电普遍面临的调峰困境，因此提出了切实可行的技术方案，并经过场景模拟和热力平衡分析，得出蒸汽储热充放热的电电转化效率达到了 ，在进一步拉大峰谷电价差的电力辅助服务市场交易模式下具有明显的投资收益。蒸汽储热技术既可发电又可供热，既适用于热电联产机组又适用于纯凝发电机组，
2、为构建新型电力系统奠定了坚实基础，具有较高的推广潜力和巨大的社会生态效益。关键词：“碳达峰、碳中和”；新型电力系统；火电灵活性；蒸汽储热中图分类号：；：，（，；，）：，：；收稿日期：作者简介：郜光伟（），高级工程师，研究方向为火力发电工程技术咨询。引言为实现“碳达峰、碳中和”的目标，近年来风能、太阳能等新能源发电装机容量迅猛增长。我国电力结构不断发生变化，电网的调峰问题日益突出，主要表现为大型煤电调峰能力不足，对新能源电力消纳和电力供需安全造成很大影响。为此，国家出台了一系列相关政策，要求进一步挖掘燃煤机组的调峰潜力，提升我国火电机组的运行灵活性。目前，我 国 燃 煤 火 电 机 组 实 际
3、技 术 可 调 峰 幅 度 达 。相比之下，西方发达国家热电联产机组普遍采用加蓄热罐的方式来进行灵活性改造，其调峰幅度则可达到 ；而纯凝机组或纯凝工况下目前仅德国 机组实现了锅炉侧 超低负荷下的运行，其技术措施主要是针对磨煤机、燃烧器、送粉管道等系统来进行相关改造。由此可见，我国的燃煤发电机组还有很大的调峰提升空间。然而，燃煤机组深度调峰超低负荷运行可能会对机组的安全性、经济性、环保性等方面产生影响，这些问题极大地限制了燃煤机组，特别是对于纯凝机组和耦合型热电联产机组的调峰能力。针对这些问题，国外的一些企业单位、研究机构等均已开展了相关研究，而国内在宽负荷脱硝、风机变频运行方面也有着相关的尝试
4、和研究。燃煤机组在进行深度调峰改造时，机组的最低稳燃负发电厂电工技术中国电工网荷主要受锅炉的燃烧稳定性、环保达标及辅机系统安全性等因素的制约。针对热电联产机组，国外主要采用加装蓄热罐的方式来进行灵活性改造，包括蒸汽蓄热技术、熔盐蓄热技术、相变材料蓄热技术及固体材料蓄热技术等。而针对纯凝机组的灵活性改造还鲜见报道，目前的技术手段主要是针对磨煤机、燃烧器、送粉管道等系统来进行改造，以达到降低煤粉着火热、强化煤粉换热、提高 入口温度等目的，然而基于锅炉侧的工程特性很难找到良好手段实现明显的深度调峰和快速调节，相比之下汽轮机侧将会容易得多。热电联产机组采用蓄热罐技术实现灵活性，只是将蒸汽、电等优质能源
5、以储热原理进行储存，供热期间进行放热以便对外供热，但该技术受制于热电联产机组而无法用于纯凝发电机组，无法在全国范围内普及，因此认为开发蒸汽储热发电调峰技术可满足纯凝机组的灵活性要求，同时也可兼顾热电机组将储热进行供汽、供暖的功能要求。技术原理对于 以上的大型煤电机组，发电负荷调峰能力主要受制于锅炉侧，而锅炉受煤种特点、制粉工艺、燃烧原理、设计属性等影响，不投油稳定燃烧负荷一般在 左右。机组深度调峰时，锅炉主汽量难以适配汽轮机进汽量的要求是需要解决的主要矛盾，因此考虑采用蒸汽蓄热技术，将发电降负荷时锅炉富裕的主蒸汽热能存储起来，待发电升负荷时将蓄热闪蒸、加热为过热蒸汽再进入汽轮机继续发电。采用高
6、压饱和水蓄热原理，充热过程主蒸汽与低压水混合加热为高压饱和水进行蓄热。放热过程利用低压扩容原理将高压饱和水闪蒸，闪蒸后的低压饱和水继续储存在蓄热罐内，闪蒸后的低压饱和蒸汽经高温过热蒸汽混合加热为低压过热蒸汽，然后进入汽轮机低压缸继续发电，若需对外供热则可直接对外供蒸汽，或进入热网首站对外供采暖热水。工艺方案 主流机组典型工况参数为进行情景模拟和热力分析，针对国内主流的 超临界空冷机组进行分析，开发出切实可行的技术方案。个典型工况参数表见表。表机组典型工况参数表名称单位工况 滑压工况 滑压工况 定压工况机组发电负荷 机组发电热耗率 （）机组发电汽耗率 （）主蒸汽流量 主蒸汽压力 续表名称单位工况
7、 滑压工况 滑压工况 定压工况主蒸汽温度 热再蒸汽流量 热再蒸汽压力 热再蒸汽温度 低压缸进汽流量 低压缸进汽压力 低压缸进汽温度 低压缸排汽焓值 凝结水流量 凝汽器压力 凝结水温度 主给水流量 除氧器压力 低压给水温度 蒸汽储热工艺方案分析根据表数据，机组在 负荷滑压工况运行时发电功率为 ，基于此工况设计蒸汽蓄热装置，实现负荷率再下降，即 发电负荷（发电功率为 ）的系统方案。蓄热蒸汽引自主蒸汽，蓄热冷水引自凝结水，主蒸汽进入蓄热罐与凝结水充分混合后形成高压高温饱和水，以储存热量，由于汽轮机主蒸汽量减少而进一步降低了发电负荷。蓄热罐的高温高压饱和水降压闪蒸后释放饱和蒸汽，经蒸汽混合器加热升温为
8、过热蒸汽，满足低压缸进汽参数后进入低压缸发电，若需对外供暖则可不经蒸汽混合器，饱和蒸汽直接进入热网首站加热热网循环水对外供暖；也可经蒸汽混合器加热为工业用汽后对外供工业蒸汽。闪蒸罐排放的饱和热水进入除氧器，经给水系统送入锅炉。根据电网调度对机组在蓄热、放热时的工况进行运行模式分析。蓄热阶段在机组安全最低负荷时进行，暂按 负荷滑压工况考虑；放热阶段若需增加发电，则受机组电力送出侧容量限制，建议在机组低于额定负荷时进行，暂按 负荷滑压工况考虑。（）充热工况：机组 负荷滑压运行，若电网调度要求进一步降低发电负荷，蓄热罐已提前储存充足的凝结水量，则打开充热蒸汽阀门开始充热，待蓄热罐压力温度达到既定饱和
9、水参数后关闭蒸汽阀门，停止充热，充热期间机组实现 发电负荷。此期间锅炉主蒸汽量大于汽轮机凝结水量，因此该过程需向热力系统补充除盐水，以维持凝汽器热井、除氧器、汽包液位。（）放热工况：机组 负荷滑压运行，若电网调度要求进一步提高发电负荷，则打开蓄热罐放热蒸汽阀门开始放热，高温高压饱和水闪蒸后产生饱和蒸汽，再经热再蒸汽混合为满足低压缸进汽参数的过热蒸汽，然后进入低压缸发电。蓄热罐内扩容后饱和水继续保存在罐内，放热期间在锅炉主汽不变的条件下机组实现大于 发电负荷电工技术发电厂2023 1期运行。此期间锅炉主蒸汽量小于汽轮机凝结水量，因此该过程需要提高锅炉负荷以维持凝汽器热井、除氧器、汽包液位。热力分
10、析根据机组 负荷、负荷工况热力平衡图和相关参数，蓄热罐充热压力与 负荷时主蒸汽参数（）匹配，蓄热罐放热压力与 负荷时低压缸进汽参数（）匹配，并考虑一定的管道压损后，蓄热罐压力确定如下：充热过程压力为 ，对应饱和温度为 ；放 热 过 程 压 力 为 ，对 应 饱 和 温 度 为 。充热、放热时长与电网对电厂调度要求有关，为模拟场景暂按考虑。据此完成热力计算书，同时采用质热平衡软件进行核算，以复核分析结果的合理性。采用质热平衡软件分析后，形成热力平衡图如图所示。图 1 蒸汽储热发电热力平衡图经验证核实，机组深度调峰充热蓄能时，在 发电负荷滑压工况基础上再下调 负荷（降低发电功率），需要从汽轮机主汽
11、管道上引出 主蒸汽进入蓄热罐，同时蓄热罐中已提前储存 低压饱和水 ，与主蒸汽充分混合后形成 、饱和热水共 。机组放热发电时，在 发电负荷滑压工况基础上，蓄热罐高压高温饱和热水经闪蒸后会产生 、的 饱 和 蒸 汽 和 饱 和 热 水 ，饱和热水存留在蓄热罐为下一次充热使用，饱和蒸汽加热需 、的热再蒸汽 ，经混温器后共产生 、的过热蒸汽 ，该蒸汽进入汽轮机低压缸发电，总发电功率为 。由于混热用热再蒸汽没有进入中压缸发电，扣除其损失的发电功率后，蓄热饱和蒸汽增加发电功率为 ，因此充热、放热一轮的电电转换效率为 。由于每轮充放热后闪蒸的低压饱和蒸汽量大于充热时的高压过热蒸汽量，因此放热后需再向蓄热罐补
12、充 的饱和热水 ，确保蓄热罐内饱和水量保持在 ，以便为下一轮充放热做好准备。效益分析投资收益主要与峰谷电价差、充放热时长有关。国家正在深入推进新型电力系统建设，其中电源侧是重中之重，发电装机和发电量占比较高、负荷可调可控的煤电机组是新型电力系统的重要支撑和“压舱石”，而火电灵活性改造是煤电机组顺利适配新型电力系统的核心。为了实现火电机组深度调峰、快速爬坡、快速启停的功能，政府和电网已开展完善电力辅助服务市场交易机制，其中拉大峰谷电价差是主要手段，因此谷值、峰值电价暂分别按 、元（）考虑。另外依据新能源发电特点、电网调度经验，充热、放热时长均暂按考虑，据此进行投资收益分析。投资效益分析表见表。表
13、蒸汽储热发电投资效益分析表序号名称单位数值充热时长 放热时长 谷值电价元（）峰值电价元（）充热蒸汽减少发电量 放热蒸汽增加发电量 蓄热罐有效容积 蓄热罐充水系数 蓄热罐几何容积 单次充热折电减少收入万元 单次放热折电增加收入万元 单轮充放利润万元 日充放轮数轮 年充放天数日 年利润万元 项目静态投资万元 静态投资回收期年 根据核算蓄热罐有效容积确定 蓄热罐总容积为 ，设备净重约为 ，估算项目静态投资为 万元，按年充放热天数 天，每天充放热轮考虑，储热发电调峰年利润为 万元，静态回收期约为 年。鉴于上述分析，该技术在电力辅助服务交易市场进一步完善的前提下，具有比较良好的财务效益。同时由于该技术在
14、火电灵活性方面会起到良好的效果，会明显促进新型电力系统的发展和风光等新能源电力的消纳，助力早日实现国家的“双碳”目标，带来巨大的社会、生态效益。结论及建议 结论大型煤电机组采用蒸汽储热发电调峰技术，针对机组特点、调度要求开发合理的系统方案，在技术上是可实现深度调峰、快速响应的火电灵活性要求的，通过效益分析认为经济上也是可行的。蒸汽储热发电调峰技术是基于汽机侧储热调节，避开了锅炉侧负荷难以调节的困局，适用于各种规模、各种类型的火力发电机组，也适用于超临（下转第 页）发电厂电工技术2023 1期所示。图 10 设备报警通知微信公众号显示(移动终端截图)结语围绕电力系统中地下电缆沟井的环境监测与电缆
15、服役的安全问题，本文设计一种基于物联网技术的电力电缆状态全息感知与报警系统，主要结论如下。（）提出并设计电缆沟井内电缆状态全息感知与主动报警防护系统，对系统报警功能和主动预警功能逻辑进行了梳理。（）提出并实现电缆沟井前端感知单元的全无线连接，实现电缆监测系统的快捷部署，大幅提高了系统实施的灵活性。（）监测终端融合了多种无线通信模式，结合模块化设计，可实现功能模块的高效整合。（）搭建系统并进行试验，监测终端采集不同传感器数据并通过 发送到云平台显示，当传感器数据超出阈值 时 发 送 报 警 信 息，表 明 系 统 方 案 可 靠，数 据 传 输准确。参考文献 朱恒敏，侯志升，李国柱电缆绝缘在线监
16、测技术的研究山东煤炭科技，（）：，（）：，李强基于 的电力电缆在线监测系统开发北京：中国石油大学，张洪伟，刘俊方输电电缆综合在线监测预警系统硅谷，（）：刘凯大连地区电缆隧道在线监测系统的设计与实现大连：大连理工大学，（上接第 页）界、亚临界等各种参数机组。充热蒸汽可引自主蒸汽、热再蒸汽以快速降低发电负荷，放热蒸汽接入低压缸进汽，以快速提升发电负荷。调峰能力与储热量、充放热时间有关，合理选型可实现任何调峰能力的要求。建议新技术的发展，除了理论体系、系统架构的完善，还需核心设备的跟进。该技术核心设备主要有蓄热闪蒸罐、蒸汽混热器等，基于运行工况分析，在设备方面可采用蓄热闪蒸罐和蒸汽混热器。另外，由于蓄热发电系统与机组本体热力系统联系紧密，涉及主蒸汽、热再蒸汽、低压缸进汽、凝结水、主给水等重要介质的流动，为确保充放热过程机组运行安全，系统架构需重点核算在充放热工况下机组汽水量平衡和相关容器的液位控制。为实现充热放热过程自动调节功能，充热、放热侧均设有自动压力调节阀及旁路阀，以实现充热升压、放热降压的过程自动控制。参考文献 赵长颖，闫君，赵耀如何实现媲美化石能源的大规模储能技术上海交通大学学报，