干货｜火电厂灵活性改造技术对比分析

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。

火电厂灵活性改造采用以蒸汽为热源的热储能技术具有明显的技术经济优势，未来仍需要进一步降低改造投资成本和提高储能密度，随着热新技术、新材料、新工艺的不断出现，热储能技术将会在火电厂灵活性改造中占据越来越重要的地位。