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辅助调峰电锅炉项目建设投运关键要点综述

2023-08-01 109 上传者：管理员

摘要：为适应火电厂深度调峰要求，电锅炉辅助调峰项目建设增多，因项目的复杂性，整个项目建设投运过程中存在较多工程问题，基于现场经验及案例，有针对性对项目建设关键问题开展分析，重点对项目建设容量选择、储能容量选择、投运经济性评价方法、优化设计、施工及调试项目管理中核心问题论述，所得到的结论及方法为类似工程实践提供技术参考。

关键词：
关键要点
投运
清洁低碳
电锅炉
项目建设
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“十四五”期间，为构建清洁低碳、安全高效的能源体系，为着力升级能源消费方式，加快清洁能源开发利用是重要途径，加快构建新型电力系统步伐，通过新型储能、提高电力系统灵活调节水平及电能替代提升全社会电气化水平等措施成为重要手段。推动燃煤机组向系统调节型电源转变职能，加快煤电发挥兜底保供、调峰调频等新火电功能的转变将是未来一段时间火电机组的发展重点[1,2,3]。对火电机组进行灵活性改造的方案有很多种，有基于机组自身系统低压缸零出力改造、高低压旁路联合供热改造等技术方向，有基于增设蓄能系统的热水储热装置、蓄热式电锅炉及熔盐储热装置等技术方向[4]。在高效储能设备尚未迅猛建设阶段，电锅炉项目建设对清洁能源消纳仍有着重要现实意义，同时，电锅炉在分散供热园区及核电辅助蒸汽锅炉等应用市场仍发挥重要作用。

电锅炉启停灵活，适应新型电力系统调节要求，近几年来投运项目越来越多，但投资高、建设难度大及涉及专业多是这类项目建设特点，因此在实践中每个项目都倍受建设单位重视。文献[5]对火电机组的灵活性改造以促进新能源并网的方法进行了归纳，并提出电热能源综合系统，文中强调利用大容量的储热装置可以提升供热系统的新能源消纳能力。文献[6]对非稳态负荷下光热补偿型电加热系统储能容量优化配置进行了研究。文献[7]结合某电厂实际工况以风电的调峰增量和经济净现值为目标函数，提出了电锅炉最佳容量的确定方法，以求在火电机组选择电锅炉进行调峰时予以指导。文献[4]对热电解耦时间进行说明，选择储热容量时按照人为规定热电解耦时间选取。文献[8]考虑调峰收益、财务成本、运维成本等因素建立了同电锅炉标称容量配置时的项目投资回收期数学模型，未对供热及间接收益开展分析。文献[9]基于火电厂直热式电锅炉灵活性改造实践对某3台50MW改造项目进行了介绍，未开展设计、施工及调试介绍。文献[10]计算机组多模式供热方式下的煤耗特性、深度调峰能力、顶尖峰负荷能力，给出了不同供热负荷下的最优灵活性运行方案。

以上研究都是针对某一具体问题进行分析，没有全面阐述关键技术问题，在结合机组实际工况方面存在不足。本文将基于现场工程实践和经验，系统归纳总结，从项目管理可研、设计、施工、调试及经济性评价等关键要点进行分析总结，有益于今后的工程建设管理。

1、电锅炉建设容量选择

1.1机组本身灵活性改造挖潜

目前多数电锅炉工程项目建设在可研建设规模技术路线研究阶段，多数边界条件确定是以电厂目前调峰工况为基准，鲜有系统性考虑电厂的灵活性挖潜的逐次改造方案的总体布局。本文观点是：电厂选择电锅炉容量时，第一步应该是机组本身灵活性改造挖潜。无论是锅炉侧最低稳燃负荷的确定，还是汽机侧最低出力的确定，机炉经技术改进后的最低负荷的限值是机组下一步开展电锅炉建设容量选择的边界条件。例如某电厂2×350MW超临界机组本身在未开展有关灵活性改造的前提下电锅炉需要建设容量为机组额定容量的50%,若在开展相关灵活性改造前提下电锅炉需要建设容量为机组额定负荷的20%。

1.2最佳容量的确定

总体上尽可能发挥电厂自身调峰能力，对电厂自身调峰深度挖潜，应该是当电厂自身调峰能力不足部分由电调峰锅炉补充。锅炉侧限制是最低稳燃负荷和水动力安全，汽机侧限制是经低压缸零出力改造后高中压缸不发生鼓风的最小进汽量，同时锅炉再热温度控制、汽轮机叶片应力、高中压缸排汽温度及轴向推力限制都是在改造过程必须考虑的关键安全限制。完成第一步机组自身灵活性改造挖潜后，第二步是考虑通过电调峰锅炉达到深度调峰的目标。电锅炉参调后电量上网关口表为零或近零确定出合理的电锅炉建设容量。例如某电厂2×330MW亚临界机组，在满足锅炉最低安全负荷基础上，调峰限制主要是汽机的热电耦合影响，经过低压缸零出力耦合高低压旁路联合供热改造后，最小汽机电负荷出力受高中压缸最小进汽量限制，单机最小电负荷为70MW,考虑厂用电，为达到上网电负荷近零，设计电锅炉容量为120MW,建设容量为额定机组容量的18%。

2、储能容量的选择

建设电调峰锅炉项目，当储热容量设计不合理，将会造成两个问题：一是储热设备容量设计过大造成投资浪费；二是储热设备容量设计过小造成“窝热”问题。避免上述两个问题确定的储能容量为最佳值尤为关键。计算时主要是储能最低负荷和储能时间的确定，储能最低负荷为：

qcr=peg+qemax−qgmin (1)

式中，qcr为储能最低负荷，MW; peg为电锅炉最小设计容量，MW; qemax为机组最小电负荷下最大供热量，MW; qgmin为供热最小需求热负荷，MW。

调峰时间一般选择当地平均调峰时长，在连续的调峰时长下，从时间t1～t2时段内需要储能设备存储的热量为：

Qcr=∫t2t1qcrdt (2)

式中，Qcr为储能最小设计容量，MW·h。

式(2)即适用热水罐、熔盐等储热，也适用于固体电锅炉等固体式储热方式。例如某电厂2×330MW机组，电锅炉容量为120MW,应用式(1)计算储能最低负荷40MW,调峰时长统计选为6h,应用式(2)计算得到储能设备存储的热量为240MW·h,机组实际投运后现场反应此项目选择的储热容量较好地满足了运行实际，没造成投资浪费，间接证明了计算方法的有效性。

3、项目投运经济性评价方法

3.1厂综合收益计算

电锅炉投运的经济性评价可以从能源总体角度评价，亦可从电厂角度评价，其中，从电厂角度评价可以把电锅炉调峰项目单独孤立评价，亦可耦合机组和电厂实际评价。本文旨在从电厂综合角度去分析，探究考虑多因素的电厂实际的综合收益：

(1)调峰补贴收益。

收益是根据电力辅助服务市场运营规则计算。

(2)供热收益。

因电锅炉投运产生的供热收益，供热收益应分两方面考虑，一是产生多少供热增量直接产生收益，二是当总供暖量不变或增量为一定比例，将考虑热量增量收益。电锅炉产热量间接产生的影响，在下一项计算考虑。

(3)间接收益或损失。

电锅炉调峰影响机组调峰深度增加间接产生收益，这里主要考虑两方面，其一是当机组低压缸零出力运行供暖属于“以热定电”背压机运行方式时，供热量越大机组带的电负荷越高，这样机组调峰受到供热限制，即热电耦合作用，电锅炉投运产生热量，这样减小以热定电耦合影响，机组电负荷可以继续下降，这样机组调峰收益产生间接增加；其二是当机组抽汽供热时，电锅炉投运热量增加必然通过机组抽汽量减少平衡，抽汽返回汽轮机继续做功，若定功率需要降低锅炉热负荷，可产生成机组煤耗下降收益，若功率增加将产生部分上网电量的收益，此时主要还是调峰受损，即产生“窝热”损失。

(4)电量损失。

当电锅耗电导致上网电量下降造成的收益损失，有的电厂上网电量整体在调度统一调控，若不考虑上网电量损失，将主要考虑燃料成本损失。

(5)综合费用。

电锅系统耗电、热损、维护检修、薪酬及财务费用等产生综合损失。

考虑上述5个方面，从公司经营层面视角得到年平均净现金流量，即电锅炉投运综合效益为：

Cz=C1+C2±C3−C4−C5 (3)

式中，Cz为电锅炉项目投运电厂总调峰效益，万元；C1为调峰收益，万元；C2为供热收益，万元；C3为电锅炉调峰影响机组调峰深度增加间接产生的收益或窝热损失，万元；C4为上网收益损失或煤耗损失，万元；C5为电锅系统耗电、热耗及维护检修等综合损失，万元。

3.2计算实例

计算某电厂120MW容量电蓄热锅炉系统投运后计算一个供暖季总综合收益如下：一是直接调峰收益为4675.9万元，二是因调峰上网电量损失约为3502.8万元，三是产生的供热增加收益为442.8万元，四是提高机组调峰深度间接产生的收益为1509.0万元，五是综合费用35.0万元，可得电锅炉投运在供暖季综合总收益为3124.8万元。若第二项只考虑燃煤成本总收益为4241.9万元，若不考虑提高机组调峰深度间接产生的收益，只考虑直接供热综合总收益为2279.9万元，可见，不能全面考虑实际耦合全厂及机组实际情况计算结果差距明显，所以本文提出的考虑多因素的电厂实际的综合收益计算是必要的。

4、热力系统设计

4.1并联及串联运行方式的优缺点

电锅炉二次侧热力系统串联运行方式设计如图1所示。优点是系统简单，节省电锅炉循环水升压系统的投资。缺点是与原供暖系统串联运行，当电锅炉故障存在对原供热系统造成的影响，进而故障率高，特别要防止热网供水中断、泄漏及水路堵塞等故障的产生。另外，串联运行要考虑原热力系统的温度设计余量，因电锅炉系统是在原供热系统串入进来的新热力系统，必然有热网供水温升，若原有余量不足，将存在无法满出力运行或影响电厂整体调峰能力的问题。串联运行设计时应注意以下几点：

(1)电锅炉系统进出水温度设计工况点覆盖整个供暖季运行工况。

(2)校核电锅炉系统串入热网系统后原热网循环水泵扬程是否满足要求，即校核水阻增加值。

(3)关注电锅炉投运后防止热网断水、管路超压及超温。

(4)每台电锅炉板换二次侧增加旁路，板换二次侧供水入口电动门后增加反冲洗设计。

(5)电极热水锅炉及板换设计参数满足整个系统最大设计压力要求。

图1串联设计运行方式示意图

电锅炉二次侧热力系统并联运行方式设计如图2所示。优点一方面是当电锅炉故障不会对原供热系统造成影响，另一方面是不用考虑供热母管超温、阻力增大等问题，灵活性比较高。缺点是要考虑一套与原供热系统并联运行的升压系统，增加循环水泵组，投资增大。

图2并联设计运行方式示意图

4.2优化设计

并联运行方式，在系统优化设计可采用利用与原供热系统并联运行方式设计，“积木式”扩展模式与原供热系统相互备用，这样可采用单泵设计，进而减少投资，又不失系统可靠性，如图3所示。例如项目建设优化设计中将次优化设计应用到某工程实际，节省资金150万元，系统目前投运稳定。

图3并联优化设计运行方式示意图

整体优化设计还可从补机组除盐水取消制水系统、取消就地PLC单一集控DCS运行、变压器绕组型式及土建结构空间优化等多维度优化设计，争取最优投资效益。

5、施工及调试注意事项

总结起来施工就是一条主线和一条支线，一条主线是指以主厂房、机务管道、GIS扩建、新增变压器及电锅炉大件吊装的主体施工主线；一条支线是指变电设施、用电系统受电为关键控制工期。施工重在交叉作业安全的管理，注重当地电网要求及单母线运行施工协调沟通，同时节能、安全等按照项目要求配套工作的同步推进开展，都对项目的科学管理起到积极作用。调试过程中应注重水压试压的有序组织，特别是涉及与原系统交叉作业的安全风险辨识尤为重要。

6、结束语

(4) 本文重点从工程实践出发，归纳出简便、实用电锅炉工程建设技术管理要点，理清项目可研、设计、施工及调试的核心问题，归纳如下：

(5) (1)电锅炉建设容量选择时，应首先考虑机组本省灵活性改造为前提条件，在挖潜机组本身调峰能力以达到应改尽改的前提下，得到的电锅炉建设容量才为最优。

(6) (2)储能容量的选择首先应确定储热功率，在此基础上结合调峰时长，积分计算得到的储能容量，可避免投资浪费和窝热问题。

(7) (3)提出从电厂视角，充分考虑电锅投运与机组运行工况耦合综合分析的经济性计算模型，特别提出要考虑电锅炉投运对机组调峰深度增加间接产生的收益，得到考虑了多种机组实际运行工况下的计算方法，并应用于实际的项目投运经济性评价。

(8) 基于电锅炉热力系统的串联及并联两种方式，论述了各自的优缺点，实际设计中应基于“一厂一策”择优选择热力系统运行方式，提出了并联运行的优化设计方案。

参考文献：

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