热电联产机组低压缸零出力与热再抽汽协同改造性能研究
高富国1,2，曾楷3，楚乐4，申震1，王露春5，张安祥6
（1.大唐陕西发电有限公司灞桥热电厂，陕西省 西安市 710000；2.西安交通大学 能源与动力工程学院，陕西省 西安市 710000；3.大唐陕西发电有限公司水电事业部，陕西省 安康市 725200；4.大唐韩城第二发电有限公司，陕西省 韩城市 7154000；5.大唐延安发电有限公司，陕西省 延安市 716000；6.大唐陕西发电有限公司渭河热电厂，陕西省 西安市 712080）
Study on the Coordinated Retrofit of Zero-Output Operation and Hot Reheat Steam Extraction in a Cogeneration Unit
GAO Fuguo1,2, ZENG Kai3, CHU Le4, SHEN Zheng1, WANG Luchun5, ZHANG Anxiang6
(1. Baqiao Thermal Power Plant, Datang Shaanxi Power Generation Co., Ltd., Shaanxi Xi’an, 710000, China;2. School of Energy and Power Engineering, Xi’an Jiaotong University Xi’an, Shaanxi Xi’an, 710000, China;3. Hydropower Business Department, Datang Shaanxi Power Generation Co., Ltd., Shaanxi An Kang, 710000, China;4. Datang Hancheng No.2 Power Plant Co., Ltd., Shaanxi Han Cheng, 715400, China;5. Datang Yan’an Power Plant Co., Ltd., Shaanxi Yan’an, 716000, China;6. Weihe Thermal Power Plant, Datang Shaanxi Power Generation Co., Ltd., Shaanxi Xi’an, 712080, China）
ABSTRACT: Under China’s “dual carbon” strategy, the installed capacity of renewable energy has surpassed that of thermal power. However, its inherent intermittency and variability present significant challenges to grid peak regulation. Combined heat and power (CHP) units, comprising 40% of thermal power capacity, are limited by their “heat-led electricity” operational mode, restricting their peak-shaving capacity during the heating season to merely 10%-20% of rated output, thereby impeding renewable energy integration. This study proposes a coordinated retrofit scheme for a 300MW subcritical CHP unit, integrating low-pressure (LP) cylinder zero output with reheat steam extraction. The retrofit involves installing fully sealed butterfly valves to isolate steam admission to the LP cylinder, maintaining only 5% of the rated steam flow for rotor cooling. Simultaneously, a reheat steam extraction line is added to supply industrial steam at ≥0.63 MPa and ≥257℃. Supplementary measures include real-time monitoring of final-stage blade temperatures and cold-end anti-freezing enhancements, collectively enabling deep thermal-electric decoupling. Empirical analysis reveals that under a main steam flow of 1025 t/h, the retrofit increases heating capacity by 98 MW, equivalent to an additional heating area of 1.96 million m². For a constant heating steam extraction of 500 t/h, the minimum electric load is reduced to 15%-20% capacity, 40-50 MW lower than pre-retrofit levels. A 90-day winter operation yields an additional revenue of 31.92 million CNY. This is the first implementation of such a coordinated retrofit in a 300 MW subcritical unit, achieving simultaneous deep peak shaving and heating capacity expansion. The proposed approach offers a replicable pathway for enhancing the operational flexibility of mid-scale coal-fired units and supports the development of a multi-energy integrated power system.
Key words: low-pressure cylinder zero output; reheat steam extraction; CHP flexibility retrofit; thermal-electric decoupling; peak shaving; subcritical coal-fired unit; multi-energy integration
摘要：在“双碳”战略推动下，我国新能源装机总量已超越火电，但其波动性对电网调峰提出严峻挑战。热电联产机组占火电装机的40%，因受限于以热定电运行模式，其供热季调峰能力被压缩至额定负荷的10%-20%，严重制约新能源消纳。本文针对300MW亚临界热电联产机组，提出“低压缸零出力+热再抽汽”协同改造方案，通过加装全密封蝶阀切断低压缸进汽，仅保留额定流量5%的冷却蒸汽保障转子安全；同时增设再热段抽汽管道，确保工业抽汽压力不低于0.63MPa、温度高于257℃；配合末级叶片温度实时监控系统及冷端防冻优化措施，实现热电深度解耦。实证研究表明：在主蒸汽流量1025t/h工况下，机组最大供热量提升98MW，折合196万m2供热面积；在相同采暖抽汽量500t/h时，最低电负荷降至15%-20%额定功率，较改造前降低40-50MW；严寒期运行90天可新增收益3192万元。该方案首次在300MW级亚临界机组实现深度调峰与供热扩容的协同突破，为中等级煤电机组灵活性改造提供可推广的技术路径，对构建多能融合新型电力系统具有重要工程理论价值。
关键词：低压缸零出力；再热蒸汽抽汽；热电联产灵活性改造；热电解耦；调峰；亚临界燃煤机组；多能集成
0 引言
在“碳达峰、碳中和”战略目标驱动下，我国能源结构加速向绿色低碳化转型，以风电、光伏为代表的新能源正逐步成为电力系统装机主体[1,2]。截至2025年5月，全国发电装机总量达36.1亿千瓦，同比增长18.8%。其中风电与光伏装机容量分别达5.67亿千瓦、10.8亿千瓦，总量16.47亿千瓦，首次超越火电装机14.57亿千瓦[3]，见图1。然而，新能源固有的波动性与间歇性已成为新型电力系统构建的关键约束[4]。作为当前调节能力最成熟的主力电源，煤电机组需承担深度调峰核心任务。2024年迎峰
度夏期间，全国最高用电负荷14.51亿千瓦中，煤电贡献约10亿千瓦保障容量。数据表明，火电以40%装机占比支撑60%发电量、70%顶峰能力及80%系统调节需求[5]，其作为电力安全“压舱石”的战略地位不可替代。
图1 我国累计发电装机容量及构成[3]
Fig. 1 China's cumulative installed power generation capacity and its composition[3]
热电联产（Combined Heat and Power, CHP）机组凭借能源梯级利用优势，在我国北方供暖区域覆盖率已达68%[6]，占火电装机总量的40%[7]（见图2）。但其“以热定电”运行模式导致供热季调峰幅度受限（10%-20%额定功率）[8]，与新能源消纳需求形成结构性矛盾。根据《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025-2027年）》[9]，现役机组需在清洁降碳、高效调节等维度实现技术突破，尤其煤电贡献全社会40%碳排放的背景下[10]，其低碳转型迫在眉睫。
图2 2015-2024全国热电联产机组占火电装机比重
Fig. 2 Share of cogeneration units in China's installed thermal power capacity (2015–2024)
值得注意的是，CHP机组供热标准煤耗仅24kg/GJ，见图3，其节能效果较分散供热高出30%以上[10]。因此，推进现役CHP机组灵活性改造，通过降低最小技术出力、改善供电煤耗及提升调峰能力，可实现从“电量供应”向“灵活调节”的功能跃迁，对促进新能源消纳具有显著效益。当前常规CHP机组受低压缸最小通流冷却约束[11,12]，供热量提升需同步增加发电出力，加剧热电耦合矛盾。现有热电解耦技术主要包括：汽轮机侧高背压供热、级间抽汽、旁路供热及低压缸微出力技术[13]；热网侧进行储热系统、电锅炉、热泵等改造[14-17]。其中低压缸微出力（零出力）技术因改造成本低、运行灵活性强[18-20]，成为近期工程应用热点。
图3 不同供热方式单位供热量标准煤耗对比[10]
Fig. 3 Comparison of Standard Coal Consumption per Unit Heat Supply by Heating Technology[10]
本文针对300MW亚临界CHP机组调峰受限问题，提出“低压缸零出力+热再抽汽”协同改造方案。通过通流结构优化与热力系统协同控制，在保障供热安全前提下实现两大突破：机组最低稳定负荷降至15%-20%额定功率；同步提升工业抽汽与采暖供热能力。该方案为中等级煤电机组提供了可复制的灵活性提升路径，对推动多能协同运行与清洁能源转型具有重要工程价值。
1 热电联产机组灵活性改造方式
我国典型抽凝式燃煤热电联产机组的供热流程如图4所示[21]，其通过抽取汽轮机高、中压缸发电后的蒸汽进行供热。然而，供热抽汽温度处于235-363℃，压力范围为0.4-1.1MPa[22]，显著高于热网系统设计供水温度90-110℃的标准，这种参数失配导致大温差换热过程产生严重的㶲损失。尽管热电联产机组理论能源利用效率可达80%以上，但由于系统存在大量不可逆损失，实际运行中抽凝式燃煤热电联产机组的㶲效率不超过37%[10]。
图4 传统热电联产抽汽供热流程[21]
Fig. 4 Extraction heating process of typical CHP unit[21]
热电联产机组灵活性改造的核心目标在于实现热电解耦，突破传统以热定电运行模式的约束，在保障供热抽汽与工业抽汽需求的前提下，显著降低发电负荷下限，从而提升电网对新能源发电的消纳能力。
1.1 锅炉侧改造技术路线
为提升锅炉低负荷稳燃性能，纯凝机组需实施燃烧系统改造，包括燃烧器优化、等离子稳燃技术升级及制粉系统改进，如磨煤机动态分离器改造与煤粉细度调控。
1.1.1浓淡燃烧与分层配风技术
采用双通道燃烧器结合垂直浓淡配风设计，实现煤粉浓度梯度分布，浓相区提升局部着火温度，淡相区抑制氮氧化物生成。配合分层配风策略，底层二次风增强火焰稳定性，上层气流缓解结焦风险。外置式浓淡分离装置显著改善低负荷工况燃烧效率。吕为智团队在600MW机组应用中验证[23]，浓淡燃烧技术可保障30%负荷下燃烧稳定。
1.1.2小油枪/微油点火改造
将单支耗油量超过100千克/小时的传统大油枪，替换为单支耗油量低于30千克/小时的小油枪系统，或采用等离子/微油/微气点火技术。基于煤质特性选择适配方案，可实现低负荷助燃油耗降低50%以上。
1.1.3制粉系统优化升级
深度调峰工况中，煤粉细度直接影响燃烧稳定性。通过改造煤粉分离器提升煤粉均匀度与着火特性，降低飞灰含碳量至设计阈值以下，锅炉效率提升3%-5%。
1.1.4富氧燃烧技术
向燃烧区注入氧浓度高于21%的富氧气体，利用小空间自稳燃烧原理生成高温火焰，实现机组20%THA负荷稳燃。具备2%-3%/分钟负荷爬坡速率、2-4小时快速启停能力，保障SCR系统全负荷投运，飞灰含碳量降低15%[24]。卢志良等实施富氧燃烧改造后[25]，2×300MW机组启停油耗降低80%，调峰深度延伸至30%额定负荷以下。
1.1.5宽负荷脱硝技术
针对低负荷锅炉出口烟温低于脱硝催化剂工作窗口的问题，采用省煤器分级改造、烟气旁路调温、中间集箱流量调节等措施，确保SCR入口烟温持续达标。
1.1.6锅炉蓄热调控技术
扩展汽包水位允许波动范围至±150毫米，通过汽水容积蓄能缓冲负荷波动。采用“定-滑复合”运行模式，高负荷定压运行，低负荷滑压运行，主汽压力随负荷线性调节，减少节流损失7%-9%。
1.1.7蒸汽参数柔性调控技术
在再热器入口加装烟气挡板或蒸汽旁路，低负荷时通过调节烟气分配比例或投用再热汽温耦合装置，利用高压抽汽维持再热汽温不低于500℃，消除末级叶片水蚀风险。
1.1.8炉膛卫燃带优化
在燃烧区敷设高铝质薄型耐火卫燃带，减少辐射热损失，维持炉膛中心温度不低于1100℃的稳定高温区。
1.2 汽机侧改造技术路线
1.2.1高中压旁路供热改造技术
通过分流部分主蒸汽，经减温减压后接入高压缸排汽管路，并将未进入低压缸的蒸汽通过旁路减压阀引至热网加热器。再热蒸汽作为补充汽源可提升供热能力并降低发电出力，热力系统结构见图5。该技术虽能增强机组供热能力且理论适用于所有热电联产机组，但抽汽流量波动易诱发汽轮机轴向推力超限与叶片强度越限，对运行稳定性提出严苛要求；同时因调峰深度受限产生节流损失，导致供电煤耗上升8%-12%，故不适用于区域集中供热场景。
图5高中压缸旁路供热系统示意图[26]
Fig. 5 Schematic diagram of bypass heating system for high and medium pressure cylinders[26]
国家能源集团大开热电1、2号350MW机组在高压旁路阀门前增设了电动闸阀，并在原低压旁路至凝汽器管路上新增三通接口，将蒸汽引至热网蒸汽母管。通过在供热管路上加装隔断蝶阀，实现了旁路系统启动功能与对外供热功能之间的选择性切换。此项改造成功实现了超临界燃煤机组在20%额定负荷工况下的热电解耦运行，使其最低发电负荷降至74.8MW（21.4%额定负荷）。该机组也因此成为国内率先成功实施并投运高压旁路与低压旁路系统联合供热改造的超临界燃煤机组。
1.2.2低压缸零出力技术
低压缸零出力技术通过在低压缸进汽口安装蝶阀并增设冷却蒸汽旁路，在低负荷供热工况下，蝶阀关闭后完全切断进入低压缸的蒸汽流，仅通入少量蒸汽维持真空并带走转子叶片热量，其流量约为额定蒸汽流量的5%[27]，热力系统结构见图6。此时，低压缸主要承担传递轴系扭矩的功能，维持机组低压模块在接近零功率输出的状态下以3000r/min运行。此项技术显著降低了机组的最低运行负荷，使其从30%额定负荷下降至15%-20%额定负荷区间。该技术成熟度较高，具备较强的调峰能力，尤其适用于大规模供热应用场景，并能在一定程度上实现热力系统与电力系统的解耦运行。
图6 低压缸零出力改造示意图[26]
Fig. 6 Schematic diagram of zero-output modification of low-pressure cylinder[26]
大唐盘山发电公司4号600MW机组实施低压缸零出力供热技术改造，实现纯凝发电、抽汽供热与低压缸切除供热三种运行工况间无间断实时平稳切换，全过程无需停机操作，且在低压缸切除运行期间，排汽温度、次末级金属温度及振动值等关键参数均被严格控制在安全阈值内。此项改造通过创新性技术集成，实现最低发电负荷深度降至210MW（35%额定负荷），最大供热抽汽量提升至700t/h。该机组成为国内首批实现多模式深度热电解耦的600MW级燃煤机组。
1.2.3低压缸光轴改造技术
该技术的核心在于将汽轮机低压转子替换为一根仅用于传递轴系扭矩的光轴，低压缸基本停止进汽，中压缸排汽全部用于供热，本质上将汽轮机转变为背压式运行模式。由于光轴在运行过程中因摩擦会产生多余热量，需通入蒸汽冷却或采取鼓风机冷却等措施进行散热[35]。谢天等利用Ebsilon软件建立了200MW机组的热力计算模型，研究结果表明[28]，低压缸光轴方案相比零出力方案可实现更低的供电煤耗，降幅约为3-4g/(kW·h)。然而，低压缸光轴方案在供暖季开始前必须进行复杂的转子更换操作，实施难度较大。
1.2.4高背压供热技术
该技术的核心原理在于提升汽轮机排汽背压，直接利用汽轮机排汽作为加热热网循环水的热源，从而显著降低冷源损失。该技术适用于大型集中供热系统，其热力系统结构见图7。该方案技术成熟度较高，对汽轮机本体结构的改动相对较小，具有较低的改造成本。但其运行灵活性有限，主要表现为调峰能力受限。在遭遇极端低温天气时，为确保供热需求，需启用备用高温蒸汽源进行热量补充。
图7 高背压供热技术原理图
Fig. 7 Schematic diagram of high back pressure heating technology
1.2.5背压机供热改造技术
该技术的核心是在原汽轮机中低压连通管上增设一台背压式汽轮发电机组，将部分抽汽或再热蒸汽引入该机组进行发电做功，其排汽随后被直接用于热网循环水的低温前置预热或终端用户供热。此方案遵循高品位蒸汽优先发电、低品位蒸汽梯级供热的能量利用原则，显著提升了整体能效。然而，该方案需新增整套发电系统，导致系统复杂性与运行维护工作量相应增加，且附加汽轮机潜在的振动故障可能引发供热系统短时波动。因此，该方案主要适用于机组负荷相对稳定、且热力系统需要对热网循环水进行低温预热或直接供热需求的场景。
1.2.6汽轮机本体通流优化
基于第四代通流技术，以新一代煤电指标体系为导向，已成功开发出第五代通流技术。该技术融合叶型双向耦合设计、智能流场优化与高效自适应流型控制，主要创新是采用高负荷低型损后加载动静叶片型线，实施动静叶复合流型协同优化，集成次末级动叶主被动联合防水蚀方案。通过精确控制叶片根顶部反动度分布，并配合先进汽封系统，实现在额定工况下效率较第四代技术提升0.3%至0.5%[27]。
1.3 热网侧改造
火电机组灵活性改造的传统路径聚焦于锅炉与汽轮机本体改造，而当前技术趋势通过集成“外挂式”储能系统，可实现机组深度调峰与能效协同提升。具体而言，储能单元与热力系统的耦合无需改动主机结构，即能显著拓展运行灵活性。主流技术路线包括热水储罐技术、吸收式热泵技术、电极锅炉储热技术、熔盐储热技术和相变材料储热技术，均以热电解耦为核心机制提升机组响应能力。
1.3.1热水储罐技术
热电联产机组通过耦合热水储热系统实现运行灵活性提升，其运行机制基于热力系统的显热蓄热原理，热力系统结构见图8。高负荷运行阶段，抽取部分蒸汽余热加热给水并存储于储热罐中，当机组进入低负荷工况时，通过释放储热罐内蓄积的热能补偿供热缺口，从而突破“以热定电”约束，实现热电解耦运行。该技术根据区域供热管网参数差异选择储罐类型，当供水温度低于98℃时采用常压储热罐，高于该阈值则配置承压式储热罐。工程实践表明，此类系统可使机组调峰能力提升10%至15%额定负荷[29]，显著增强新能源消纳能力。
图8 储热供热系统示意图[26]
Fig. 8 Schematic diagram of a heat storage and heating system[26]
国家能源吉林江南热电2×330MW亚临界供热机组，采用1302MWh常压热水储热系统，配备斜温层常压热水储热罐。在采暖期实现最低发电负荷深度降至105MW（31%额定负荷），较改造前增加深调幅度36.4%，供热保障能力增加340万m2。热水储罐系统在采暖期变工况下的运行稳定，验证了该技术在热电联产机组深度调峰方面的有效性。
1.3.2吸收式热泵技术
吸收式热泵通过热力循环驱动，实现低温热源与高温热源间的热能梯级利用，其与热电联产机组集成的热力系统结构见图9。该系统以循环冷却水作为低温热源，同时抽取中压缸排汽作为驱动热源，通过热泵与热网加热器的梯级配置[19]，将热网回水加热至70-90℃的额定温度后输送至热用户端[30]。此类系统通过热泵工质的相变过程完成热势差转换，显著提升余热回收效率。
吸收式热泵技术在火电机组热电解耦改造中也有广泛应用。张宇等[31]构建的330MW机组热泵耦合模型证实，通过热泵系统与主机协同运行，机组最低电负荷率可降低16.24%，安全运行区间扩展约23.5%。薛清元等[32]针对300MW机组提出的循环水余热回收方案，通过热泵工质对（LiBr-H2O）的相相变过程实现热势差转换，使系统综合能效比提升至1.8-2.2，验证了余热梯级利用的经济可行性。陈强等[33]研究发现，离心式热泵系统年回收余热量达2.7789×106GJ，相当于替代标准煤9.48万吨，对应二氧化碳减排量24.65万吨，其碳减排强度较传统蒸汽调峰方案提升41.3%。
图9 集成吸收式热泵的供热系统示意图
Fig. 9 Schematic diagram of a heating system with integrated absorption heat pump
国家能源国电内蒙古东胜热电2×300MW亚临界直接空冷供热机组，采用6×30MW溴化锂吸收式热泵系统，配备凝汽器循环冷却水作低温热源、中压缸抽汽作驱动热源。在采暖期实现新增供热能力144万m²，年节水44.88万吨。热泵系统在不同负荷工况下运行稳定，验证了吸收式热泵技术在大型空冷供热机组余热回收及供热扩容方面的有效性
1.3.3电极锅炉储热技术
电极锅炉可以将机组的部分发电量直接加热给水储热，以减少机组的上网电量，达到深度调峰的目的，同时在机组低负荷时补充供热缺口。当机组出现故障时，电极锅炉储热系统可以直接退出，安全性较高。此外，在新能源发电过剩时，电极锅炉可以消纳部分弃电以补充供热负荷，减少“弃风弃光”现象。电极锅炉储热技术具有原理简单、系统易控制、技术成熟度高等优点，适用于热电联产机组的热电解耦，其热力系统结构见图10。
图10 电锅炉调峰技术原理图
Fig. 10 Schematic diagram of peak-shaving technology using electric boilers
大唐绥化热电2×350MW超临界供热机组，配置了3×50MW电极锅炉系统。在深度调峰工况下实现机组发电负荷171.4MW与电极锅炉供热负荷162.83MW的协同运行，使电网调峰负荷降至1.6%，同时满足1135万m2供热需求。
华能营口热电2×600MW超超临界供热机组，配备了2×40MW电极锅炉与1台40MW/240MWh固体电蓄热系统，构建了热电联产机组耦合储热技术的复合调峰系统，固体电蓄热系统可在30s内释放45.6MW（120%额定功率）的热量，保障机组在近零负荷（<5%额定负荷）状态下持续供应280万m2应急供热。
大唐临清热电2×350MW超临界供热机组，配备1台60MW高压电极蒸汽锅炉，可在1min内完成0-100%负荷调节，满足电网日内调峰指令。在深调负荷达到40%额定负荷（280MW）时，双机联合电极锅炉供热能力提升至530t/h，新增120万m2供热面积。
1.3.4熔盐储热技术
熔盐储热技术通过热力学相容性实现火电机组热电解耦运行，其核心在于利用熔盐介质在390-565℃温度区间与火电机组热力系统蒸汽的焓值匹配特性，构建多源耦合储热系统。该技术可构建三级热源输入架构，包括主蒸汽焓值提取、电加热功率补偿及烟气余热回收，通过盐/汽换热器实现热势差转换。
蒸汽加热熔盐技术通过调节抽汽量将汽轮机富余蒸汽焓值（约2.5-3.2MJ/kg）转移至熔盐储罐，使机组在维持额定功率输出的同时实现热负荷动态平衡。王辉等提出主+再热双蒸汽源耦合方案[34]，同步抽取主蒸汽（焓值3.8MJ/kg）与再热热段蒸汽（焓值2.1MJ/kg），构建阶梯式储热架构，见图11，使600MW机组在15%-20%THA负荷率下实现100MW级储热容量，储热时长4-6h，年调峰收益提升28.6%。该方案通过熔盐相变潜热与显热的协同利用，将热能存储效率提升至82.3%，较单一蒸汽源方案降低热损失41.5%。
国家能源河北龙山“抽汽蓄能”熔盐储热项目，其1号600MW机组配备一套多源抽汽-配汽调控系统，抽取主、再热蒸汽经减压减温后进入熔盐换热器完成潜热凝结到熔盐蓄热。通过实际机-炉-储热一体化控制策略，机组最低稳燃负荷由30%Pe（180MW）降至12.5%Pe（75MW），顶峰阶段可将机组出力提升47MW（最高650MW，108%Pe），机组升负荷速率由1.5%Pe/min提升至2.5%Pe/min（15MW/min），AGC调节精度与爬坡能力提高1.5倍，全年可为电网增加新能源消纳空间约5.2亿kWh。
图11 主+再热热段蒸汽调峰技术原理图[34]
Fig. 11 Schematic diagram of peak-shaving technology utilizing main and reheat hot-steam paths[34]
电加热熔盐储热技术核心架构由电加热模块、高温熔盐储罐及蒸汽发生系统组成，采用模块化设计实现热力-电力的双向转换，见图12。在调峰工况下，系统通过电加热器将富余电能转化为熔盐显热，使机组在维持额定功率输出的同时实现热负荷动态平衡，电网调峰负荷率可降低至1.2%[35]。针对新能源波动性，该技术构建“弃风弃光-熔盐储能”转换链路，利用风光发电余热驱动熔盐相变过程，实现弃电量消纳率提升至89.3%。
华能德州电厂600MW亚临界燃煤机组，配置一套由12个2.5MW电功率模块组成的30MW/180MWh模块化储热系统，其多级汽水循环系统通过盐-水换热器将热能传递至给水系统，驱动蒸汽发生器产生80t/h的300℃/1.8MPa蒸汽。系统采用集约化设计，并融合固液两相蓄热技术，降低熔盐储能系统的投资成本，相比传统熔盐储能系统核心设备投资降低15~20%，形成“低负荷稳供汽-高负荷满发电”的柔性运行模式。
图12 电加热蓄热调峰技术原理图
Fig. 12 Schematic diagram of peak-shaving technology based on electric heating and thermal storage
烟气加热熔盐储热技术的核心架构由高温烟气管道、熔盐换热器及热盐循环系统构成[36]，见图13。该技术利用锅炉650-780℃的排烟余热驱动熔盐相变储能，由三级热交换实现热势差梯度转换：首先在省煤器出口抽取高温烟气，经翅片管式换热器将显热传递至熔盐工质；随后在烟气选择性催化还原反应器前段布置相变储热单元，利用烟气潜热完成熔盐相变储能；最终通过低温省煤器实现余热梯级回收。相较于传统蒸汽储热方案，该技术突破700-800℃高温热源限制，将传热温差从传统方案的35-50℃提升至120-150℃，热效率由35%提升至63%。
国电廊坊热电二期350MW超临界机组改造，通过集成烟气熔盐储热系统，实现煤电机组15%额定负荷下连续稳燃，负荷响应速率达6%/min，2小时快速启动，30%负荷工况供电煤耗增幅不大于15%（原基准煤耗285g/kWh），全工况满足SO2<35mg/m³，NOx<50mg/m³的超低排放标准。该系统通过熔盐-烟气双相传热机制，同步实现热能存储与多能互补，将储能效率由35%提升到63%，大幅提升熔盐系统经济性。
图13 烟气加热熔盐储热原理[36]
Fig. 13 Schematic of flue-gas-heated molten-salt thermal energy storage[36]
1.3.5相变材料储热技术
相变材料储热技术利用锅炉565-620℃的再热蒸汽与硝酸盐类混合物相变材料的焓差，通过管壳式换热器将富余热能存储于相变储热单元，同步降低机组发电负荷，调峰幅度达15%-20%额定负荷；释热阶段通过熔盐-蒸汽发生器释放储存热能，驱动给水系统产生565℃/10MPa的过热蒸汽，提升汽轮机进汽质量，实现负荷响应速率6%/min的快速升负荷能力，热力系统结构见图14。相较于传统蒸汽储热方案，该技术突破565℃到620℃的相变温度限制，通过对占比达72%的相变潜热和占比28%的显热协同利用，将储热效率提升至78.3%，且规避了单一显热储热的热应力集中问题。
内蒙古丰泰电厂200MW机组20MWh中温相变储热项目，抽取汽轮机中压缸排汽加热除盐水，通过换热器触发相变材料固-液转换，实现潜热的高密度储热，放热阶段相变材料释热加热除盐水，补充热网需求，降低机组出力。充放热效率大于95%，机组最低负荷降至30%以下，突破“以热定电”限制。
图14 相变材料储热调峰技术原理图
Fig. 14 Schematic diagram of the peak-shaving technology utilizing phase-change-material thermal storage
4.辅机变负荷适配与变频改造
针对机组在30%额定负荷下辅机系统能耗占比从15%-30%显著上升的问题，采用变频调速技术对核心辅机设备，如电动给水泵、轴流式引风机、离心式送风机及一次风机实施改造，实现火电机组低负荷工况能效优化。通过构建负荷-转速解耦控制系统，将辅机设备运行频率与机组负荷需求动态匹配，在维持锅炉稳定燃烧的同时实现电耗强度降低40%-60%[37]。该技术突破传统定速辅机在变负荷工况下的效率塌陷瓶颈，使引风机系统在30%负荷工况下实现5%/min的负荷响应速率提升[38]，同时将一次风机能耗曲线斜率降低至0.18kW/%负荷，综合节电率达52.7%[39]。
华能曲阜电厂2×300MW燃煤机组引风机变频改造，拆除引风机、送风机原有挡板调节门的液力耦合器，加装高压变频器，配备“DCS+变频器+炉膛负压反馈”解耦控制系统。将风机转速指令与机组负荷动态匹配，实现“负荷-转速”闭环调节，实测节电率47.9%，能耗斜率降至0.21kW/%负荷，厂用电率整体降低0.512%，锅炉负压波动范围从±200Pa缩窄至±50Pa，燃烧稳定性显著提升。
1.4 存在问题
当前火电机组灵活性改造技术已形成以传统单一技术方案为主导的标准化实施体系，其技术成熟度与改造经济性在常规运行场景下具有显著优势。然而，随着新型电力系统对机组运行灵活性提出深度调峰（现役机组最小发电出力达到25%-40%额定负荷）、负荷变化速率（现役机组负荷变化速率达到0.8%-2.5%额定功率/分钟）及宽负荷区间高效运行、启停调峰等严苛要求，传统技术方案在热电解耦深度、多模式协同运行等方面逐渐显现技术瓶颈。
针对存量“老旧小”机组在新型电力系统中的功能定位重构问题，本研究构建“低压缸零出力+热再抽汽”协同供能系统，通过多物理场耦合优化实现热力-电力系统的动态平衡，为高参数热电联产机组灵活性改造提供了可复制的工程范式。
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