考虑碳交易的凝汽式机组蓄热调峰方案研究

邹思宇，郑莆燕，白天宇，尉清源，姚哲豪，封康，程云瑞

（上海电力大学能源与机械工程学院，上海 200120）

为了实现能源发展的可持续性，落实“碳达峰碳中和”目标，国家加快了新能源的发展脚步，特别是风电和太阳能发电[1-5]。2020 年风力发电装机容量增长了34.6%，太阳能发电装机容量增长了24.1%[6]。目前国家经济转变为高质量发展，用电量趋于平稳增长，2019 年和2020 年全社会用电量分别增长4.44%、3.10%[6-7]。以上2 点导致火电必须让出部分发电份额给新能源发电，因此火电调峰成为关键[8-10]。为提高火电企业的调峰积极性，2014 年我国首个电力调峰辅助服务市场——东北电力调峰市场正式启动，标志着市场化补偿调峰服务的开始[11-13]。调峰需要机组在非用电高峰时段减少出力，然而机组在低负荷下运行时的煤耗率会增高[14-16]，故单位发电量的碳排放会增多。

为促进CO2等温室气体减排，2021 年7 月全国碳排放权交易市场在上海正式开市[17-18]。在电力辅助市场和碳排放权交易双重作用的条件下，如何找到合理的方案，成为需要研究的问题。王淑云等[19]提出有火电调峰参与的电力系统低碳化方法，考虑深度调峰引起的碳排放增量，以成本最低为目标建立了统筹经济、低碳2 方面的优化模型。彭元等[20]根据有风电接入带来的火电调峰需求，在碳交易背景下评估了碳排放对经济调度的影响，建立了碳交易成本模型。

以上学者的研究并未从根本上改变深度调峰引起的煤耗率增加、碳排放量增多的事实。蓄热是一种常用的深度调峰技术[21-23]，但多用于热电联产机组，凝汽式机组中应用较少[24]。蓄热与火电调峰相结合可在锅炉负荷基本不变的情况下蓄存热力系统的热能，故机组负荷率下降的同时并没有引起煤耗率的增加，碳排放量也就不会增多。本文提出“3 级”和“2 级”蓄放结构，将蓄热技术运用于凝汽式机组调峰，研究不同蓄热调峰方案下机组的调峰范围、碳排放和经济性的变化，寻求深度调峰与低碳运行协调的方案。

1 不同的蓄放热结构

蓄热调峰应用于凝汽式机组的方式是：在锅炉负荷不变的条件下，蓄热过程降低机组发电负荷，放热过程增加机组发电负荷，2 个过程形成1 个蓄放周期。在已有研究中，蓄热结构均采用“单级”结构[21,24]。然而从能量梯级利用方面而言，“单级”蓄热结构削弱了过热蒸汽较高的温度等级的优势。而“分级”蓄热充分利用过热蒸汽过热段较高的温度，一部分蓄热介质被加热到与过热蒸汽相近的温度，所以抽汽在加热蓄热介质过程分为过热段放热、相变段放热、过冷段放热3 级。但是3 级蓄热结构复杂，可以考虑采用2 级蓄热的结构。

图1 给出了蓄热调峰的几种不同蓄放结构。“单级”蓄放结构（图1a)）设置了1 个高温罐H 和1 个低温罐L。蓄热时回热抽汽在换热器EX1 与来自L 罐的低温蓄热介质换热，蓄热介质被加热后进入H 罐。放热时高温罐H 里的蓄热介质依次在换热器EX2、EX3、EX4 加热给水、凝结水，从而减少回热抽汽，增大汽轮机电负荷输出。“3 级”蓄放结构（图1b)）与“单级”蓄放结构流程相似，但设置了3 组高低温罐。“2 级”蓄放结构（图1c)）与“单级”蓄放结构不同的是，蓄热时低温罐L 的蓄热介质在换热器EX2 被加热后分成2 股，一股在换热器EX1 里再次被回热抽汽加热，另一股直接进入H2 罐。显然H1 罐蓄热介质的温度高于H2 罐。

图1 不同蓄放热结构示意Fig.1 Schematic diagram of different storage and discharge structures

实际上“单级”蓄放结构因换热夹点的存在导致高温罐的蓄热介质温度并不很高，甚至达不到排挤1 号高压加热器（高加）抽汽所需要的温度，而“3 级”“2 级”结构应用了分级蓄热，均可排挤1 号高加抽汽。

将3 种结构应用于某超超临界660 MW 一次再热机组，采用EBSILON 软件对系统进行仿真模拟，确定不同方案下机组调峰范围和燃煤消耗量。

2 评价指标

2.1 碳排放量与碳配额

根据质量守恒定律计算CO2排放量，计算式为：

式中：eC为CO2排放量，t；B为燃煤消耗量，t；Car为燃煤收到基碳，%。

机组CO2的配额量[25]为：

式中：Ae为凝汽式机组CO2的配额量，t；Qe为机组供电量，MW·h；Be为机组所属类别的供电基准值，本文机组取0.877 t/(MW·h)；Fl为机组冷却方式修正系数，本文机组凝汽器为水冷，故取1；Fr为机组供热量修正系数，本文机组不供热，故取1；Ff为机组负荷（出力）系数修正系数。

2.2 碳交易收益

当机组的CO2排放量低于机组CO2配额量时，可以通过碳交易市场获得收益。计算公式为：

式中：GC为碳交易收益，元；pC为碳交易单价，本文取40 元/t。

2.3 调峰收益

调峰收益由调峰补贴、蓄放热期间的售电收益确定：

式中：Sd为调峰补贴，调峰补贴的大小取决于电力市场辅助服务规则，不同地区的规则并不相同，本文参考《甘肃电力调峰辅助服务市场运营规则》[26]来计算调峰补贴，元；Gs-r为蓄放热期间的售电收益，元。Gs-r可以表示为：

式中：pnet为上网电价，元/(kW·h)，取0.4；Pchg、Pdischg为蓄热、放热时机组发电功率，MW；tchg、tdischg为蓄热、放热时间，h，tchg取为1 h，tchg与tdischg之和构成1 个蓄放周期。

3 结果与讨论

3.1 蓄热调峰范围

抽汽位置分别在1 号、2 号、3 号高加回热抽汽处，对应的蓄热方案分别命名为“蓄一抽”“蓄二抽”“蓄三抽”方案。本文分析均以40.0%THA 作为蓄热调峰的起始工况，蓄放热均在此基础上进行。不同抽汽位置会对机组负荷升降产生不同的影响，具体如图2 所示。

图2 “单级”“3 级”“2 级”结构的机组负荷率随蓄热抽汽量变化Fig.2 Variations of unit load rate with heat storage and steam extraction capacity in “single-stage”,“three-stage”and “two-stage” structures

由图2 可见，蓄热过程中，机组负荷率均随着蓄热抽汽量的增加而下降。同一蓄热方案下“单级”“3 级”“2 级”结构在相同抽汽量下的机组负荷率相等，如图2 中虚线所示。其中“蓄一抽”方案的抽汽量为207 t/h 时，机组调峰深度最低可降到31.5%；“蓄二抽”“蓄三抽”方案下，机组调峰深度最低可分别降到32.3%、33.9%。

放热过程中，“单级”蓄放结构的机组负荷率随着蓄热方案的改变而发生变化。“单级”结构在“蓄一抽”方案负荷率为43.6%（图2a)），“蓄二抽”方案为41.8%（图2b)），“蓄三抽”方案为41.1%（图2c)）。因为1 号—3 号高加抽汽压力依次降低，故抽汽的饱和温度依次降低。而“单级”蓄放结构因为换热夹点的存在，使蓄热过程蓄热介质最高只能被加热到接近相应高加抽汽压力下的饱和温度，所以1 号—3 号高加抽汽位置蓄热介质的最高温度依次降低。由此导致放热过程“蓄一抽”方案的蓄热介质可旁路2 号—8 号（第4 级除氧器除外）回热加热器；“蓄二抽”方案的蓄热介质可旁路3 号—8 号（第4 级除氧器除外)回热加热器；而“蓄三抽”方案的蓄热介质只能旁路整个低压加热器。所以“蓄一抽”“蓄二抽”“蓄三抽”方案的放热过程机组负荷率逐渐降低。“3 级”和“2 级”蓄放结构因摆脱了换热夹点的束缚，所以蓄热过程蓄热介质的最高温度高于相应高加抽汽的饱和温度，故放热过程机组负荷率高于“单级”结构。“3 级”“2 级”结构在“蓄一抽”方案负荷率为45.2%（图2a)），“蓄二抽”方案为45.2%（图2b)），“蓄三抽”方案分别为率为44.5%、45.2%（图2c)）。

3.2 蓄热调峰CO2 的排放量、配额量

图3 为蓄热调峰不同蓄放结构在不同负荷率下CO2排放量与对照方案的比较。对照方案是指机组不采用蓄热调峰的方案。为便于比较各项指标，计算中对照方案均在40.0%THA 工况下运行，运行时间为蓄热调峰方案的1 个蓄放周期。由图3 可见，不同蓄放结构的各蓄热方案碳排放量相比对照方案的增加值不大，在0 上下浮动。其中“蓄二抽”方案的碳排放量均比对照方案少，这是因为“蓄二抽”方案蓄热时抽取的是2 号高加抽汽，所以最终进入锅炉再热的蒸汽量减少，导致汽轮机热耗略微降低，煤耗减少，使得碳排放量降低。

图3 蓄热调峰增加的CO2 排放量随机组负荷率变化Fig.3 Variations of CO2 emission increased by heat storage peak shaving with unit load rate

图4 给出了蓄热调峰碳配额在不同机组负荷率下与对照方案的比较。不同蓄放结构的各蓄热方案的CO2配额量均比对照方案减少，并且机组负荷率越低，调峰深度越大，减少量越大。由式(2)可知：发电量越大，碳配额量则越大。消耗等量的燃煤，蓄热调峰因为中间各种损耗加大，导致整个蓄放热过程的发电量小于对照方案，所以蓄放热过程的碳配额小于对照方案。“3 级”蓄放结构的碳配额减少量低于另2 种蓄放结构，是因为在同等调峰深度下，“3 级”蓄放结构中低温蓄热介质的放热时间远高于另2 种蓄放结构，如“3 级”结构“蓄一抽”方案的机组负荷率为35.8%时的总放热时间为4.14 h，而“单级”“2 级”结构此条件下的总放热时间分别为0.93、0.84 h。

图4 蓄热调峰CO2 配额量的减少随机组负荷率变化Fig.4 Variations of CO2 quota reduced by heat storage peak shaving with unit load rate

3.3 碳交易收益

图5 为不同蓄放结构各蓄热方案下1 个蓄放周期内的碳交易收益的减少量随机组负荷率的变化。

图5 蓄热调峰碳交易收益的减少随机组负荷率变化Fig.5 Changes of the decrease of carbon trading revenue from heat storage peak shaving with the unit load rate

由图5 可见，碳交易收益的减少量均大于0，说明所有蓄热方案碳交易收益均小于对照方案，而且随着机组负荷率的降低，调峰深度增加，碳交易收益的减少量越来越大。“3 级”蓄放结构的“蓄一抽”“蓄二抽”方案的碳交易收益的减少量明显少于另2 种蓄放结构对应的蓄热方案，因为“3 级”蓄放结构的“蓄一抽”“蓄二抽”方案在整个蓄放热过程的能效利用较高，即放热过程的发电量较多，所以碳配额也相应增多，致使碳交易收益显著增加。针对 “3 级”结构，“蓄三抽”方案由于碳配额较低，使得碳交易收益低于“蓄一抽”和“蓄二抽”方案。当“3 级”结构的“蓄二抽”方案以32.3%的机组负荷率运行时，1 个蓄放周期的碳交易收益减少量为93.8 元，低于此蓄放结构的“蓄一抽”方案。但“蓄二抽”方案此时的碳交易收益的绝对量却低于“蓄一抽”方案。

3.4 调峰收益

调峰收益包含调峰补贴和售电收益2 部分。图6 为调峰收益相比对照方案的增加量随机组负荷率的变化关系。

图6 蓄热方案调峰收益的增加随机组负荷率变化Fig.6 Changes of the increase of peak shaving profit of each heat storage scheme with the unit load rate

由图6 可见，所有蓄热方案调峰收益的增加量均为正，意味着均高于对照方案，这是调峰补贴造成的，且机组负荷率越低，调峰收益的增加量越高。“3 级”蓄放结构的“蓄一抽”方案调峰收益的增加量高于其他蓄热方案，当机组负荷率降到最低值31.5%时，该方案1 个蓄放周期的调峰收益比对照方案增加5.24 万元。

3.5 总收益

图7 为1 个蓄放热周期内，相比对照方案，机组进行蓄热调峰后，调峰与碳交易的总收益增加量随机组负荷率的变化情况。

图7 蓄热调峰总收益的增加随机组负荷率变化Fig.7 Changes in unit load rate related to the total revenue increased by heat storage peak shaving

由图7 可见，蓄热调峰增加的总收益均为正，说明各蓄热调峰方案的总收益大于相应对照方案，而且随着机组负荷率降低，调峰深度的增加，总收益的增加量会增大。“3 级”结构的“蓄一抽”“蓄二抽”方案高于其他蓄热方案，当“蓄一抽”方案机组负荷率达到31.5%时，1 个蓄放周期比对照方案增加5.21 万元，达到最高。

4 结论

1）蓄热过程中，“单级”“3 级”“2 级”蓄放结构的“蓄一抽”方案机组负荷率降低最大，均可从40.0%降到31.5%；而放热过程中“3 级”和“2 级”结构的发电量增加最大，可从40.0%增加到45.2%。所以“3 级”和“2 级”结构的调峰范围要大于“单级”结构。

2）蓄热调峰方案1 个蓄放周期的碳排放量与对照方案几乎相等，但整个蓄放周期蓄热调峰方案的碳配额却少于对照方案，其中“3 级”结构的“蓄一抽”方案碳配额减小幅度最低。

3）各蓄热方案的碳交易收益均低于相应的对照方案，但调峰收益均高于对照方案；各蓄热方案的总收益均高于对照方案，总收益增加最高的是“3 级”结构的“蓄一抽”方案，1 个蓄放周期最大可增加5.21 万元收益。