热力发电

项目	THA	工况1	工况2	工况3
机组负荷/MW	660.2	571.4	514.5	330.1
主蒸汽流量/(t·h^–1)	1 680.6	1 910.0	1 843.0	1 518.9
主蒸汽温度/℃	600.0	600.0	600.0	600.0
主蒸汽压力/MPa	31.000	31.000	31.000	24.184
一次再热蒸汽温度/℃	620.0	620.0	620.0	620.0
一次再热蒸汽压力/MPa	9.646	10.835	10.489	8.101
二次再热蒸汽温度/℃	620.0	620.0	620.0	620.0
二次再热蒸汽压力/MPa	3.093	3.427	3.323	2.386
采暖抽汽温度/℃	331.0	288.5	291.8	340.8
采暖抽汽压力/MPa	0.350	0.350	0.350	0.350
低压缸进汽量/(t·h^–1)	1 065.6	348.8	60.0	60.0
采暖抽汽量/(t·h^–1)	0	750.0	960.0	960.0
供热量/MW	0	570.0	730.0	752.0

项目	THA	工况1	工况2	工况3
机组负荷/MW	660.2	571.4	514.5	330.1
主蒸汽流量/(t·h^–1)	1 680.6	1 910.0	1 843.0	1 518.9
主蒸汽温度/℃	600.0	600.0	600.0	600.0
主蒸汽压力/MPa	31.000	31.000	31.000	24.184
一次再热蒸汽温度/℃	620.0	620.0	620.0	620.0
一次再热蒸汽压力/MPa	9.646	10.835	10.489	8.101
二次再热蒸汽温度/℃	620.0	620.0	620.0	620.0
二次再热蒸汽压力/MPa	3.093	3.427	3.323	2.386
采暖抽汽温度/℃	331.0	288.5	291.8	340.8
采暖抽汽压力/MPa	0.350	0.350	0.350	0.350
低压缸进汽量/(t·h^–1)	1 065.6	348.8	60.0	60.0
采暖抽汽量/(t·h^–1)	0	750.0	960.0	960.0
供热量/MW	0	570.0	730.0	752.0

名称	高峰电价时段	中间电价时段	低谷电价时段
标准煤耗量/(t·h^-1)	359.3	359.3	359.3	359.3	281.6	175.4
发电量/MW	1 056.6	1 056.6	1 056.6	1 056.6	660.2	396.2
厂用电率/%	6	6	6	6	6	6
抽汽供热量/MW	1 460.0	1 460.0	1 460.0	1 460.0	1 460.0	820.0
热泵制热量/MW		0		211.0		125.0
热泵耗电量/MW		0		40.6		24.0
储热罐放热量/MW		0		–211.0		167.0
电锅炉制热量/MW		0		0		348.0
上网电量/MW	993.2	993.2	993.2	952.6	620.6	0.4

名称	高峰电价时段	中间电价时段	低谷电价时段
标准煤耗量/(t·h^-1)	359.3	359.3	359.3	359.3	281.6	175.4
发电量/MW	1 056.6	1 056.6	1 056.6	1 056.6	660.2	396.2
厂用电率/%	6	6	6	6	6	6
抽汽供热量/MW	1 460.0	1 460.0	1 460.0	1 460.0	1 460.0	820.0
热泵制热量/MW		0		211.0		125.0
热泵耗电量/MW		0		40.6		24.0
储热罐放热量/MW		0		–211.0		167.0
电锅炉制热量/MW		0		0		348.0
上网电量/MW	993.2	993.2	993.2	952.6	620.6	0.4

项目	投资
热水罐	4 500
电动压缩热泵机组	8 400
电锅炉	13 500
余热侧循环水加压泵	300
管道部分	1 000
电气控制部分	1 300
土建部分	1 000
总计	30 000

项目	投资
热水罐	4 500
电动压缩热泵机组	8 400
电锅炉	13 500
余热侧循环水加压泵	300
管道部分	1 000
电气控制部分	1 300
土建部分	1 000
总计	30 000

项目	参比机组	新型机组
热泵月运行小时数/h	0	299
月乏汽余热回收量/(MW·h)	0	36 934.2
热泵月耗电量/(MW·h)	0	8 793.9
热泵月制热量/万GJ	0	16.46
电锅炉月耗电量/(MW·h)	0	61 434.2
月上网电量/(MW·h)	基准	–107 611.6
月发电收入/万元	基准	–85.30
月供热收入/万元	基准	0
月燃煤量/t	基准	–17 659.6
月燃煤成本/万元	基准	–1 815.41
月净收益/万元	基准	1 724.70
项目投资/万元	基准	30 000.00
投资回收期/a	基准	5.6

项目	参比机组	新型机组
热泵月运行小时数/h	0	299
月乏汽余热回收量/(MW·h)	0	36 934.2
热泵月耗电量/(MW·h)	0	8 793.9
热泵月制热量/万GJ	0	16.46
电锅炉月耗电量/(MW·h)	0	61 434.2
月上网电量/(MW·h)	基准	–107 611.6
月发电收入/万元	基准	–85.30
月供热收入/万元	基准	0
月燃煤量/t	基准	–17 659.6
月燃煤成本/万元	基准	–1 815.41
月净收益/万元	基准	1 724.70
项目投资/万元	基准	30 000.00
投资回收期/a	基准	5.6

大型二次再热供热机组热电解耦技术研究与经济性评价

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于俊红 ¹ , 孙立刚 ¹ , 李禄明 ¹ , 李禹江 ¹ , 李琳 ¹ , 马雲腾 ² , 王梦涵 ² , 许诚 ²

热力发电 | 热能科学研究 2025,54(11): 142-150

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热力发电 | 热能科学研究 2025, 54(11): 142-150

大型二次再热供热机组热电解耦技术研究与经济性评价

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于俊红¹, 孙立刚¹, 李禄明¹, 李禹江¹, 李琳¹, 马雲腾², 王梦涵², 许诚²

作者信息

^1.山东电力工程咨询院有限公司，山东　济南　250013

^2.华北电力大学能源动力与机械工程学院，北京　102206

于俊红（1983），女，本科，高级工程师，主要研究方向为高效清洁发电及热电联产相关技术，yujunhong@sdepci.com。

通讯作者:

许诚（1987），男，博士，教授，主要研究方向为高效低碳燃煤发电、新型低碳动力循环等技术，xucheng@ncepu.edu.cn。

Research on thermo-electric decoupling technology and economic evaluation of large double reheat heating units

Junhong YU¹, Ligang SUN¹, Luming LI¹, Yujiang LI¹, Lin LI¹, Yunteng MA², Menghan WANG², Cheng XU²

Affiliations

^1.Shandong Electric Power Engineering Consulting Institute Co., Ltd., Jinan 250013, China

^2.School of Energy Power and Mechanical Engineering, North China Electric Power University, Beijing 102206, China

出版时间: 2025-11-25 doi: 10.19666/j.rlfd.202502028

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摘要

收起

为提高供热机组的调峰性能，提出了一种集成切缸、高中低压旁路供热、热泵、热水罐和电锅炉5种热电解耦技术的新型二次再热供热机组流程，构建了详细的热力学分析模型，对比分析了参比电厂与新型电厂的调峰性能，依托电力现货市场，提出了系统的经济运行策略，并开展了技术经济性评估。结果表明：当供热需求为1 460 MW时，参比电厂在抽凝工况下无法满足供热需求，在切缸工况下，参比电厂的负荷调节范围为额定负荷的77.9%~80.0%，几乎丧失了负荷调节能力，而在切缸+旁路工况下，参比电厂的负荷调节范围为50.0%~80.0%，调峰能力有所改善；对于新型电厂，在相同的供热需求下，负荷调节范围扩增至0~80.0%，尤其是在电力低谷期可实现零功率上网；与参比机组相比，新型机组每月可减少低谷期上网电量约10.76万MW·h，节省燃煤量约1.77万吨，每年在采暖季可增加净收益约6 898.8万元，新增设备投资回收期约5.6年，经济效益显著。

关键词

热电解耦 / 供热机组 / 调峰 / 技术经济性 / 电力现货市场

Abstract

收起

To enhance the peak shaving performance of heating units, a new process for double-reheat heating unit integrating five thermo-electric decoupling technologies, namely cylinder cut-off, high-/medium- and low-pressure bypass heating, heat pump, hot water tank and electric boiler, has been proposed. A detailed thermodynamic model of the system was established, and the peak shaving performance of the novel power plant is compared with that of a reference power plant. Relying on the electricity market, a systematic economic operation strategy was put forward, and a techno-economic analysis was performed. The results show that, when the heating demand is 1 460 MW, the reference plant cannot meet the heating demand under the extraction-condensing condition. Under the cylinder cut-off condition, the load regulation range of the reference plant is 77.9% to 80.0% of the rated load, and it almost loses its load regulation ability. While under the cylinder cut-off + bypass condition, the load regulation range of the reference unit is 50.0%~80.0%, and its peak regulation ability has been improved. For the novel plant, in the same heating demand, the load regulation range has been expanded to 0~80.0%, and zero-power grid connection can be achieved especially during the low electricity demand period. Compared with the reference plant, the novel plant can reduce the power output during peak shaving periods by 107 600 MW·h per month, save 17 700 tons of coal, achieve an annual net profit increase of approximately 68.988 million yuan during the heating season, and have a payback period for new equipment investment of 5.6 years, demonstrating significant economic benefits.

Key words

thermo-electric decoupling / heating unit / peak shaving / techno-economic performance / electricity spot market

引用本文

于俊红, 孙立刚, 李禄明, 李禹江, 李琳, 马雲腾, 王梦涵, 许诚. 大型二次再热供热机组热电解耦技术研究与经济性评价. 热力发电, 2025 , 54 (11) : 142 -150 . DOI: 10.19666/j.rlfd.202502028

Junhong YU, Ligang SUN, Luming LI, Yujiang LI, Lin LI, Yunteng MA, Menghan WANG, Cheng XU. Research on thermo-electric decoupling technology and economic evaluation of large double reheat heating units[J]. Thermal Power Generation, 2025 , 54 (11) : 142 -150 . DOI: 10.19666/j.rlfd.202502028

正文

收起

构建以可再生能源为主体的新型电力系统是推动能源电力行业低碳转型，实现“碳达峰、碳中和”目标的重要举措^[1]。截至2024年底，我国可再生能源装机容量虽已超过煤电装机容量^[2]，但因其固有的间歇性、波动性等特点^[3]，电网仍需依托灵活性调节资源保障稳定运行。在储能技术尚未成熟阶段，燃煤电站仍是我国能源转型过渡期的重要调节支撑^[4]。在当前的“三改联动”战略中，供热机组在冬季往往面临“以热定电”的运行矛盾：采暖季刚性供热需求不仅制约机组的调峰能力，加剧了电网的调节压力，更导致运行经济性下降和系统安全性风险^[5]。破解机组的热电解耦困境，提升机组灵活调节能力，已成为推动煤电清洁低碳转型的迫切需求。

基于这一背景，国内外学者提出了一系列提升供热机组灵活性的改造方案。在单一热电解耦技术方面，王建勋^[6]研究了某650 MW机组采用低压缸零出力技术改造后的调峰能力和经济性能，发现机组进行低压缸零出力技术改造后，调峰能力和供热能力大幅提高，经济效益显著；董伟等^[7]对比分析了某350 MW机组进行高低压旁路供热改造前后机组的运行特性和调峰能力，发现在保证机组安全运行及供热需求的前提下，采用高低压旁路供热技术后机组的最小出力可降低约30.1%。而在多种热电解耦技术综合利用方面，杨坤等^[8]针对某600 MW供热机组，提出了电锅炉和吸收式热泵联合供热方案，并对其热电解耦能力进行了深入分析，发现该方案可有效提升机组的热电解耦能力，采用该方案后机组的最小电负荷可降至30.37 MW；严晓生等^[9]分析了某300 MW机组耦合蓄热罐和电锅炉后的热电特性和调峰容量，发现当蓄热罐和电锅炉容量分别为73 MW和70 MW时，调峰深度增加了187.7 MW，最大供热能力提高了72.3%。

尽管上述技术在理论研究和实际应用中取得了一定进展，但现有热电解耦技术研究普遍集中于1~2种技术的综合应用，而对3种及以上技术集成方案的系统性分析相对不足，特别是在大规模供热与深度调峰场景下的协同优化研究尚显不足。此外，针对供热机组在电力现货市场环境下的运行优化研究仍较为薄弱，尤其在电价剧烈波动甚至出现负电价的情况下，对供热机组经济性及运行优化策略的影响分析仍不充分。

基于此，本文以某二次再热供热机组为研究对象，提出了集成切缸、高中低压旁路供热、热泵、热水罐和电锅炉5种热电解耦技术的新型系统流程，并对该系统与参比系统的调峰性能进行了综合对比分析；在此基础上，结合某省电力现货市场，提出了系统的经济运行策略，并对不同热电解耦方案下的系统经济性进行了深入评估。

1　系统介绍

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1.1　参比电厂概况

改造前参比电厂为2×660 MW超超临界二次再热供热机组，单台机组的系统流程如图1所示。机组的设计参数为31 MPa/600 ℃/620 ℃/620 ℃，发电功率为660 MW。机组设有超高压缸、高压缸、中压缸和低压缸，并采用两级再热技术，回热系统采用“四高五低一除氧”配置，锅炉给水泵由五抽处增设的小汽轮机驱动运行。全厂在采暖季每小时需对外供热1 460 MW（供热抽汽量约为2×960 t/h），且要实现30%的深度调峰负荷需求，改造前电厂的供热方式包括抽凝供热、切缸供热和高中低压旁路供热3种。单台机组在热耗率验收（THA）工况和3种供热工况下的主要热力性能参数见表1。

电厂单台机组在THA工况下的发电负荷为660.2 MW，主蒸汽流量为1 680.6 t/h，一次再热蒸汽流量为1 509.8 t/h，二次再热蒸汽流量为1 294.8 t/h，采暖抽汽压力为0.350 MPa，热网循环水供回水温度分别为107 ℃和47 ℃。其中，工况1为单台机组在抽凝供热工况下运行时的最大供热工况。在供热工况1下，单台机组每小时最多可从中低压缸连通管处抽出0.350 MPa、288.5 ℃的供热蒸汽约750.0 t，对外供热量约为570.0 MW，此时，机组的发电负荷降至571.4 MW，约为额定电负荷的86.6%。

工况2为参比电厂保证对外供热需求的前提下，单台机组在切缸供热工况下运行时的最小电负荷工况，此时每台机组需从中低压缸连通管处抽出0.350 MPa，291.8 ℃的供热蒸汽约960.0 t参与对外供热，供热量约为730.0 MW，进入低压缸的最小冷却蒸汽流量为60.0 t/h。在供热工况2下，单台机组的发电负荷为514.5 MW，约为额定电负荷的78.0%。

工况3为参比电厂保证对外供热需求的前提下，单台机组在切缸+旁路供热工况下运行时的最小电负荷工况。其中，每台机组960.0 t的供热抽汽主要由中压缸排汽抽汽和低压旁路抽汽2部分组成：首先，单台机组从中低压缸连通管处抽出0.350 MPa、340.8 ℃的供热蒸汽约568.85 t参与对外供热；其次，从低压旁路抽出2.386 MPa、620.0 ℃的蒸汽314.96 t，与给水泵前76.19 t冷凝水混合、并减温减压后，形成391.15 t、0.350 MPa、340.8 ℃的供热蒸汽后参与对外供热，此时，单台机组的供热量约为752.0 MW。在供热工况3下，机组的发电负荷为330.1 MW，约为额定电负荷的50.0%。

显然，当参比电厂采用抽凝供热方式时，在采暖季无法满足供热需求，而采用切缸供热方式及切缸+旁路供热方式时，虽可满足供热需求，但仍未能实现30%负荷的深度调峰需求，亟需对该电厂进行热电解耦技术改造。

1.2　新型电厂热电解耦改造方案

图2给出了电厂采用新型热电解耦技术（新型电厂）后的系统流程。在采暖季调峰时刻，热网回水被分为2路进行加热，一路通过热水罐加热后直接参与对外供热；另一路则通过高中低压旁路、低压缸切缸、热泵及电锅炉进行联合加热。首先，利用热泵回收凝汽器乏汽余热对热网回水进行初步加热；然后，利用旁路供热蒸汽和低压缸切缸供热蒸汽对热网回水进行二次升温；最后，升温后的热网回水经电锅炉加热后参与对外供热。

对于高中低压旁路供热，锅炉产生的过热蒸汽、一次再热蒸汽和二次再热蒸汽在分别进入汽轮机超高压缸、高压缸和中压缸前被分为2路：主路蒸汽进入汽轮机做功，旁路蒸汽则经调节后参与供热。其中，部分过热蒸汽和一次再热蒸汽通过高压旁路、中压旁路减温减压后送回锅炉再热系统，部分二次再热蒸汽则经低压旁路减温减压后参与对外供热，减温减压过程中采用的减温水取自电厂给水泵前的冷凝水；低压缸则采用切缸运行方式，每小时通入低压缸的冷却蒸汽流量为60 t/h；对于热泵，其回收的凝汽器乏汽余热主要由全厂2台机组的低压缸冷却蒸汽余热和给水泵汽轮机排汽余热所提供。

全厂新配备了热泵、热水罐及400 MW电锅炉供2台机组配合使用。其中，热泵采用14台15 MW电动压缩式热泵，型号为RTSC15H150D5G，额定工况下运行单台热泵可回收余热12.12 MW，对外制热15 MW，能效系数（COP）约为5.2。热源侧循环水温度为30 ℃/25 ℃，热网侧水温为47 ℃/ 107 ℃；热水罐的有效容积为50 000 m³，蓄热量2 330 MW·h，热水罐的最大放热功率为515 MW，最大放热功率持续时间为4.5 h，最大储热功率为211 MW，储满共需11 h。

1.3　不同电厂供热运行策略介绍

对于参比电厂和新型电厂，其运行过程根据电力负荷的变化被划分为电力高峰、平段和低谷3个场景。针对不同负荷场景，在确保供热需求的前提下，2种电厂分别采用不同的运行策略，以优化系统性能并提升调峰能力。

电力高峰期　参比电厂和新型电厂均采用切缸供热工况，在锅炉负荷提升至最大出力时，依靠抽汽即可满足供热需求，在此工况下，新型电厂的热水罐、热泵和电锅炉均不参与供热过程。

电力低谷期　参比电厂降低锅炉负荷，在切缸供热工况的基础上启用高中低压旁路供热，以保障供热需求并进一步降低电厂出力；新型电厂则通过综合利用热水罐、热泵、电锅炉和抽汽满足供热需求。由于热水罐、热泵和电锅炉的参与，新型电厂所需的供热抽汽量显著减少，从而进一步降低锅炉负荷，与参比电厂相比，新型电厂的锅炉负荷更低，且热泵和电锅炉能够有效消耗低谷期的富余电力，使电厂出力进一步下降。

电力平段　参比电厂维持切缸供热工况，通过抽汽满足外部供热需求；对于新型电厂，当热水罐尚未储满时，则在利用抽汽供热的同时，运行热泵回收乏汽余热进行储热，为后续供热提供支持。

2　系统调峰性能分析

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2.1　参比电厂单台机组调峰性能分析

图3给出了采暖季参比电厂单台机组在不同工况下的负荷运行区间。当机组在抽凝供热工况下运行并保持最大抽凝状态时，其负荷调节区间为330.071~571.371 MW，约为额定负荷的50.0%~86.6%；在抽凝最低电负荷工况下，机组每小时最多可提供0.31 MPa、346.2 ℃的供热蒸汽约300 t，对应供热量约为236.000 MW，其发电负荷约为330.071 MW，约为额定负荷的50.0%；当机组采用切缸供热工况时，其负荷调节区间有所扩大，最低负荷降至额定负荷的30.0%，每小时最多可提供0.30 MPa、363.6 ℃的供热蒸汽426.06 t，对应供热量约为339.300 MW；但在切缸供热工况下，机组的最大出力下降至528.345 MW，约为额定负荷的80.1%，与抽凝工况相比有所降低；在切缸+旁路供热工况下，机组的负荷调节区间进一步拓宽至198.139~495.064 MW，约为额定负荷的30.0%~75.0%，当机组在30%切缸+旁路供热工况下运行时，每小时最多可对外提供供热蒸汽约500 t，此时，供热蒸汽分别从中低压连通管和低压旁路抽出：其中，从中低压连通管处抽出0.30 MPa、365.1 ℃的供热蒸汽405.83 t；从低压旁路抽出1.426 MPa、600 ℃的蒸汽78.81 t，与15.36 t减温水混合，减温减压至365.1 ℃、0.3 MPa后参与对外供热。此时，单台机组的对外总供热量约为410 MW。与切缸供热工况相比，此时机组的供热能力增强，进一步提升了机组的供热灵活性。

为满足参比电厂对外的供热需求，单台机组每小时需对外提供960 t蒸汽。由前文可知，参比电厂在抽凝供热工况下无法满足此供热需求；当参比电厂采用切缸供热工况时，为保障供热需求，单台机组的负荷调节区间为514.461~528.345 MW，约为额定负荷的77.9%~80.0%，与抽凝供热工况相比，切缸供热工况虽能满足供热需求，但不具备调峰能力；当参比电厂采用切缸+旁路供热工况时，单台机组的负荷调节区间扩大至330.030~495.064 MW，约为额定负荷的50.0%~75.0%，与切缸供热工况相比，切缸+旁路供热工况有效提升了机组的调峰能力，但仍不满足调峰的最低负荷要求30%THA。

2.2　新型电厂调峰性能分析

图4给出了新型电厂在电力低谷期的供热运行流程。由于新型电厂配备了热泵，热水罐和电锅炉等辅助供热设备，其所需的供热抽汽量有所降低。当热水罐储热充足时，电厂可在30%切缸+旁路供热工况下满足供热需求，此时，热网回水被分为2路，一路经热水罐放热167 MW加热后直接参与供热；另一路依次经热泵、电厂抽汽、电锅炉加热后参与供热，在此过程中，全厂共对外抽汽供热820 MW（约1 000 t 0.3 MPa、365.1 ℃的供热蒸汽，其中，811.66 t供热蒸汽从2台机组的中低压连通管抽出；157.62 t蒸汽从低压旁路抽出，与30.72 t减温水混合后参与供热），热泵从2台机组低压缸排出的冷却蒸汽及给水泵汽轮机排汽中回收约101 MW的乏汽余热，对外供热125 MW，电锅炉消耗富余电力并制热348 MW。

图5给出了新型电厂的热水罐储热时的供热运行流程。在电力平段时期，当热水罐未储满热水时，利用热泵从汽轮机乏汽中回收余热，为热水罐储热，在储热过程中，热泵每小时可回收乏汽余热约170 MW，同时向热水罐储热约211 MW，储热时长根据电力平段持续时间决定，最长持续储热时间约为11 h。为提升电厂的运行经济性，此阶段在提高锅炉负荷的同时，只利用中低压连通管处抽汽来满足对外的供热需求。

图6给出了在保障供热需求下电厂采用不同运行策略时的调峰性能对比。与参比电厂相比，当新型电厂在切缸+旁路供热工况的基础上引入余热回收系统（热泵+热水罐）时，电厂的最小出力又降低了21.8%，调峰能力进一步提高；而在余热回收的基础上进一步增加电锅炉后，电锅炉在电力低谷期可消耗大量富余电力，从而在保障供热需求的前提下实现电厂的零功率上网。此时，新型电厂的负荷调节范围扩增至0~80%，调峰能力显著增强。

3　基于电力现货市场下电厂的优化运行策略

收起

3.1　分界电价计算

对该电厂而言，采暖季的运营收入主要由供热收入和发电收入构成。根据电厂抽汽量与发电量、供热收益之间的关系，可按式(1)计算得出高峰分界电价C_M，其意义在于，当实时上网电价高于C_M时，如果电厂对外少供1 GJ热量，所增加的发电量对外出售后获得的发电收入要大于1 GJ热量的供热收入，意味着此时发电收益要大于供热收益，电厂更倾向于减少供热抽汽，增加发电量，以获得更好的经济收益。

C M = Q × C heat Δ P

(1)

式中：C_M为高峰分界电价，元/(MW·h)；Q为当前负荷下的供热量，GJ；C_heat为供热价格，元/(GJ·h)；ΔP为电厂因供热抽汽而减少的发电量，MW。

根据电厂运行收入与运行成本之间的关系，可按式(2)计算得出低谷分界电价C_V，其意义在于，当实时上网电价低于C_V时，电厂燃烧1 t煤所发的电量和所供的热量对外出售后获得的收益要低于燃煤成本，意味着此时机组燃煤量越大，亏损越多，电厂更倾向于压低锅炉负荷，减少燃煤量，从而降低亏损。

C V = C coal × m coal − Q × C heat P

(2)

式中：C_V为低谷分界电价，元/(MW·h)；C_coal为燃煤价格，元/t；m_coal为机组在当前负荷的燃煤量，t/h；P为当前电厂的发电量，MW。

当实时上网电价介于C_M和C_V之间时，电厂依靠供热所获得的收益要高于供热抽汽所能带来的发电收益，此时，电厂更倾向于增大对外供热量，以获得更高的供热收益。

3.2　不同电厂运行收益对比

根据3.1节中分界电价的计算公式，可计算得出高峰分界电价和低谷分界电价分别为544.8元/(MW·h)和225.9元/(MW·h)，计算中采用的燃煤价格为1 028元/t，供热价格为40元/GJ，计算低谷分界电价时以采暖最低电负荷工况为计算基准，此时，单台机组的发电负荷约为330 MW，标准燃煤量为104.5 t/h。

以电力现货市场某典型月份的上网电价为基准，对参比电厂和新型电厂的运行收益情况进行对比分析，该典型月的上网电价如图7所示。期间，共有43 h属于电力高峰时段，173 h属于电力低谷时段，其中109 h出现了负电价。

表2给出了参比电厂和新型电厂在不同上网电价下的运行参数。对于参比电厂，当上网电价高于225.9元/(MW·h)时，锅炉保持最大出力运行，低压缸保持切缸运行，利用中低压缸连通管处的抽汽对外供热；当上网电价低于225.9元/(MW·h)时，降低锅炉负荷，汽轮机在切缸运行的同时，联合旁路供热，为保障对外的供热需求，汽轮机的最低发电负荷降至额定负荷的约50%。

对于新型电厂，由于在采暖季采用切缸供热工况，当上网电价高于544.8元/(MW·h)时，锅炉保持最大出力运行，此时抽汽即可满足供热需求，为实现电厂经济效益最大化，此时热泵、电锅炉、热水罐等辅助供热设备停止运行；当上网电价低于225.9元/(MW·h)时，辅助供热设备参与供热过程，此时新型电厂在30%切缸+旁路工况下运行，2台机组共对外抽汽供热约820 MW，热泵制热125 MW，热水罐放热167 MW，电锅炉制热348 MW，在保障对外供热需求的同时，热泵、电锅炉又可充分消耗富余电力，在电力低谷期，新型电厂几乎可实现零功率上网。当上网电价为225.9~544.8元/(MW·h)时，锅炉保持最大出力运行，利用抽汽对外供热，同时利用热泵回收余热向热水罐储热。

图8给出了参比电厂和新型电厂在该月内上网电量和燃煤量的对比情况。受供热需求的制约，参比电厂单台机组在采暖季上网电量的调节范围为310.3~496.6 MW；新型电厂在电力低谷期，由于配备了热泵、电锅炉、热水罐等辅助制热设备，在保障供热需求的前提下，其最低上网功率几乎为0。与参比电厂相比，在该月内，新型电厂共可减少低谷期上网电量约10.76万MW·h，节省燃煤量约1.77万吨。

图9给出了新型电厂热水罐在该月内的储放热情况。在电力低谷期，热水罐每小时的放热量约为167 MW，最长可持续放热时间约为14 h。而在该月，放热持续时间一般在3~6 h，最长持续放热时间为13 h；在电力平段，热水罐每小时的储热量为211 MW，储热持续时间一般在2~5 h，当前的热水罐容量配置已基本满足电厂需求，热水罐的整体利用情况良好。

为进一步比较不同电厂在采暖季经济收益情况，可按式(3)计算电厂的净收益，按式(4)计算机组的净收益差。

S i = ∑ P × C power + Q × C heat − m coal × C coal

(3)

式中：C_power为上网电价，元/(MW·h)；S为机组的净收益，元；下标i表示不同电厂，文中指新型电厂或参比电厂。

Δ S = S new − S ref

(4)

式中：ΔS为电厂的净收益差，元；S_new为新型电厂的净收益，元；S_ref为参比电厂的净收益，元。

图10给出了新型电厂和参比电厂在该典型月内的净收益差值对比。可以看出，新型电厂的净收益显著优于参比电厂，且随着电力低谷期持续时间的增长，新型电厂的收益优势更加明显，在该典型月内，与参比电厂相比，采用新型电厂单天最多可增加净收益约176万元，该月共增加净收益约1 727.4万元，总体上经济效益显著。

3.3　投资回收期计算

与参比电厂相比，新型电厂增加的设备投资主要包括14台15 MW电动压缩热泵机组，400 MW电锅炉，1座50 000 m³的蓄热水罐及其配套设备，详细费用见表3。

为进一步论证新型电厂的技术可行性，对新型电厂的投资回收期进行估算，其中，投资回收期可按式(5)^[10]计算。

∑ τ = 0 τ (C in − C out) τ (1 + f 0) τ = 0

(5)

式中：C_in为现金流入量；C_out为现金流出量；(C_in–C_out)_τ为第τ年的净现金流；f₀为折现率，取12%^[11]。

表4给出了新型电厂投资回收期的计算结果，对于新型电厂，每年需对外供热约4个月，与参比电厂相比，新型电厂需增加额外投资约3亿元，每年采暖季可增加净收益约6 898.8万元，投资回收期约5.6年，总体上经济效益显著。

4　结论

收起

为提高供热机组在采暖季的调峰性能，以某2×660 MW二次再热供热机组为研究对象，提出了集成切缸、高中低压旁路供热、热泵、热水罐和电锅炉5种热电解耦技术的新型电厂流程，对比分析了参比电厂与新型电厂的调峰性能，依托电力现货市场，提出了电厂的经济运行策略，对参比电厂和新型电厂开展了经济效益评价，得出以下结论。

1）采暖季的供热需求导致电厂的热电矛盾突出。对于参比电厂，当供热需求为1 460 MW时，电厂在抽凝供热工况下无法满足供热需求；当参比电厂采用切缸供热工况时，其负荷调节范围约为额定负荷的77.9%~80.0%，几乎失去了负荷调节能力；当参比电厂采用切缸+旁路供热工况时，负荷调节范围扩大至了50.0%~80.0%，调峰能力增强，但仍未能实现30%负荷的深度调峰需求。

2）对于新型电厂，由于集成了热泵、热水罐和电锅炉等多种辅助供热设备，与参比电厂相比，新型电厂的负荷调节范围由50.0%~80.0%扩大至了0~80.0%，且在电力低谷期可实现零功率上网。

3）与参比电厂相比，新型电厂在采暖季每月可减少低谷期上网电量约10.76万MW·h，节省燃煤量约1.77万吨，每年在采暖季可增加净收益约6 898.8万元，新增设备投资回收期约5.6年，表现出良好的经济效益。

基金

收起

国家自然科学基金项目(51706065)

参考文献

收起

文献

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2025年第54卷第11期

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doi: 10.19666/j.rlfd.202502028

接收时间：2025-02-11
首发时间：2026-01-13
出版时间：2025-11-25

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收稿日期：2025-02-11

基金

National Natural Science Foundation of China(51706065)

国家自然科学基金项目(51706065)

作者信息

^1.山东电力工程咨询院有限公司，山东　济南　250013

^2.华北电力大学能源动力与机械工程学院，北京　102206

通讯作者:

许诚（1987），男，博士，教授，主要研究方向为高效低碳燃煤发电、新型低碳动力循环等技术，xucheng@ncepu.edu.cn。

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https://castjournals.cast.org.cn/joweb/rlfd/CN/10.19666/j.rlfd.202502028

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2种不同金属材料的力学参数

科 Family	属数 Number of genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)	属 Genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)
鹅膏菌科Amanitaceae	2	11	5.26	鹅膏菌属 Amanita	10	4.78
小菇科 Mycenaceae	2	12	5.74	丝盖伞属 Inocybe	5	2.39
多孔菌科 Polyporaceae	8	14	6.70	蜡蘑属 Laccaria	5	2.39
红菇科 Russulaceae	3	23	11.00	小皮伞属 Marasmius	6	2.87
				小菇属 Mycena	11	5.26
				光柄菇属 Pluteus	5	2.39
				红菇属 Russula	17	8.13
				栓菌属 Trametes	5	2.39

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TxT

项目	THA	工况1	工况2	工况3
机组负荷/MW	660.2	571.4	514.5	330.1
主蒸汽流量/(t·h^–1)	1 680.6	1 910.0	1 843.0	1 518.9
主蒸汽温度/℃	600.0	600.0	600.0	600.0
主蒸汽压力/MPa	31.000	31.000	31.000	24.184
一次再热蒸汽温度/℃	620.0	620.0	620.0	620.0
一次再热蒸汽压力/MPa	9.646	10.835	10.489	8.101
二次再热蒸汽温度/℃	620.0	620.0	620.0	620.0
二次再热蒸汽压力/MPa	3.093	3.427	3.323	2.386
采暖抽汽温度/℃	331.0	288.5	291.8	340.8
采暖抽汽压力/MPa	0.350	0.350	0.350	0.350
低压缸进汽量/(t·h^–1)	1 065.6	348.8	60.0	60.0
采暖抽汽量/(t·h^–1)	0	750.0	960.0	960.0
供热量/MW	0	570.0	730.0	752.0

项目

THA

工况1

工况2

工况3

机组负荷/MW

660.2

571.4

514.5

330.1

主蒸汽流量/(t·h^–1)

1 680.6

1 910.0

1 843.0

1 518.9

主蒸汽温度/℃

600.0

主蒸汽压力/MPa

31.000

24.184

一次再热蒸汽温度/℃

620.0

一次再热蒸汽压力/MPa

9.646

10.835

10.489

8.101

二次再热蒸汽温度/℃

620.0

二次再热蒸汽压力/MPa

3.093

3.427

3.323

2.386

采暖抽汽温度/℃

331.0

288.5

291.8

340.8

采暖抽汽压力/MPa

0.350

低压缸进汽量/(t·h^–1)

1 065.6

348.8

60.0

采暖抽汽量/(t·h^–1)

750.0

960.0

供热量/MW

570.0

730.0

752.0

名称	高峰电价时段	中间电价时段	低谷电价时段
标准煤耗量/(t·h^-1)	359.3	359.3	359.3	359.3	281.6	175.4
发电量/MW	1 056.6	1 056.6	1 056.6	1 056.6	660.2	396.2
厂用电率/%	6	6	6	6	6	6
抽汽供热量/MW	1 460.0	1 460.0	1 460.0	1 460.0	1 460.0	820.0
热泵制热量/MW		0		211.0		125.0
热泵耗电量/MW		0		40.6		24.0
储热罐放热量/MW		0		–211.0		167.0
电锅炉制热量/MW		0		0		348.0
上网电量/MW	993.2	993.2	993.2	952.6	620.6	0.4

名称

高峰电价时段

中间电价时段

低谷电价时段

参比电厂

新型电厂

参比电厂

新型电厂

参比电厂

新型电厂

标准煤耗量/(t·h^-1)

359.3

281.6

175.4

发电量/MW

1 056.6

660.2

396.2

厂用电率/%

抽汽供热量/MW

1 460.0

820.0

热泵制热量/MW

211.0

125.0

热泵耗电量/MW

40.6

24.0

储热罐放热量/MW

–211.0

167.0

电锅炉制热量/MW

348.0

上网电量/MW

993.2

952.6

620.6

0.4

项目	投资
热水罐	4 500
电动压缩热泵机组	8 400
电锅炉	13 500
余热侧循环水加压泵	300
管道部分	1 000
电气控制部分	1 300
土建部分	1 000
总计	30 000

项目

投资

热水罐

4 500

电动压缩热泵机组

8 400

电锅炉

13 500

余热侧循环水加压泵

300

管道部分

1 000

电气控制部分

1 300

土建部分

1 000

总计

30 000

项目	参比机组	新型机组
热泵月运行小时数/h	0	299
月乏汽余热回收量/(MW·h)	0	36 934.2
热泵月耗电量/(MW·h)	0	8 793.9
热泵月制热量/万GJ	0	16.46
电锅炉月耗电量/(MW·h)	0	61 434.2
月上网电量/(MW·h)	基准	–107 611.6
月发电收入/万元	基准	–85.30
月供热收入/万元	基准	0
月燃煤量/t	基准	–17 659.6
月燃煤成本/万元	基准	–1 815.41
月净收益/万元	基准	1 724.70
项目投资/万元	基准	30 000.00
投资回收期/a	基准	5.6

项目

参比机组

新型机组

热泵月运行小时数/h

299

月乏汽余热回收量/(MW·h)

36 934.2

热泵月耗电量/(MW·h)

8 793.9

热泵月制热量/万GJ

16.46

电锅炉月耗电量/(MW·h)

61 434.2

月上网电量/(MW·h)

基准

–107 611.6

月发电收入/万元

基准

–85.30

月供热收入/万元

基准

月燃煤量/t

基准

–17 659.6

月燃煤成本/万元

基准

–1 815.41

月净收益/万元

基准

1 724.70

项目投资/万元

基准

30 000.00

投资回收期/a

基准

5.6