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东北地区火电机组提升调峰能力的灵活性改造方案
作者:管理员    发布于:2017-08-25 08:31:51    文字:【】【】【

  摘 要:东北地区风电弃风问题严重,火电机组运营遭遇困难,开展火电灵活性改造可有效解决这些问题。介绍了当前火电灵活性改造的政策背景,分析了锅炉富氧燃烧、高压电锅炉、汽机抽汽减温减压及储热罐等灵活性改造技术的特点,针对供热机组和纯凝机组,提出了灵活性改造整体解决方案,并进行经济性核算,改造方案能够确保机组在调峰工况下安全、稳定运行,并获得可观的调峰补助。

  关键词:火电灵活性;调峰;富氧燃烧;高压电锅炉;汽机抽汽减温减压;储热罐。

  1当前新能源及火力发电发展的困境与对策

  1 新能源消纳困境

  近年来,风电等新能源持续快速发展的同时,2015年“三北”地区出现了严重的弃风现象,其弃风电量占全国弃风总量的80%。如何消纳弃风电量已成为制约我国风电发展的关键因素。

  依据国家能源局《电力发展“十三五”规划》、《风电发展“十三五”规划》,到2020年,我国风电装机将达到2.1亿千瓦,“十三五”增加8100万千瓦,增长率达63%;太阳能发电装机将达到1.1亿千瓦,“十三五”增加6700万千瓦,增长率达156%;2020年以后,风电和光伏装机将进一步增加[1-2]。

  


  未来,受到多方面因素影响,风电和光伏的消纳形势将日趋严峻,主要原因如下:

  (1)风光资源富集地区的风电和光伏的渗透率将进一步增加;

  (2)随着产业结构调整,用电负荷峰谷差将增大;

  (3)部分地区热电联产机组占比仍将持续增加,供热期调峰困难将加剧;

  (4)“三北”地区调峰电源建设条件有限,灵活性电源仍将短缺;

  破解风电消纳问题,可从提升电源调峰能力、调整风电布局、加强电网互济和负荷侧管理等多个方面采取措施。其中提升电源调峰能力的主要措施见表1。

  表1 提升电源调峰能力的主要措施

  


  东北地区火电比重近80%,快速灵活的调节电源较少,固有的电源结构,使系统调峰问题突出,不利于消纳风电。由于先天资源限制,在东北开展调峰燃气电站、抽水蓄能电站、储能电站均无法实现广泛应用,特别在冬季,火电供热期、水电枯水期、风电大发期相互叠加,导致调峰困难突出,弃风情况频出。为解决东北电网调峰的实际困难,应立即开展火电灵活性改造,通过技术手段提升火电机组的调峰能力,增加电网可灵活调节电源的比重。

  2现役火电机组面临困境

  (1)近几年全国新增火电装机发展过快;

  根据中电联的数据,2015年全年净增火电装机7202万千瓦(其中煤电5186万千瓦),为2009年以来年度投产最多的一年。

  (2)现役火电机组发电利用小时大幅下降;

  全国实际火电的发电量连续两年负增长,利用小时2014~2016年逐年大幅下降。

  (3)国家能源局下发特急文件叫停13个省的新建火电项目;

  在2016年8月北京召开的一次能源研讨会上,一位能源学者更是抛出:“中国10年不建煤电项目也能满足电力增长需求”的言论。未来随着可再生能源的进一步发展和电力市场改革的推进,火电成为调峰机组是所有火电厂将要面临的常态。

  3国内现役机火电组深度调峰存在的问题

  (1)锅炉低负荷稳燃和多煤种配煤掺烧的问题;

  (2)低负荷时段SCR系统运行问题(催化剂活性与排放未达标问题);

  (3)现有汽机旁路满足不了热电解耦要求;

  (4)热电联产机组以热定电,热电耦合,供热季电力调峰能力极差;

  (5)没有电极锅炉和大型蓄热水罐等深度调峰外部辅助设备。

  4现役火电机组发展对策

  一是近期来看,火电厂尽早开展灵活性改造,可以保证机组优先上网,规避分摊成本,并通过参与深度调峰获得可观的调峰补贴收入。

  二是长远来看,新的电力供需环境在竞争性电力市场中,火电利用小时数将会长期保持在较低水平,部分火电基荷电源的角色将发生转变。火电厂需根据市场中的价格波动灵活调节出力,灵活性改造是大势所趋,有利于火电适应电力市场化进程。

  三是随着风电、光伏发电等新能源发电大规模投产、并网,调峰缺口将迅速扩大,调峰补贴总额稳定增长,“蛋糕越来越大”,具备深度调峰能力的火力发电厂将率先受益。

  2政策支持

  2016年6月28日、7月28日,国家能源局先后下达两批火电灵活性改造试点项目的通知[3-4],分别确定辽宁丹东等16个项目、长春热电厂等6个项目为第一、二批提升火电灵活性改造试点项目。

  2016年7月22日,国家发展改革委、国家能源局《关于印发<可再生能源调峰机组优先发电试行办法>的通知》(发改运行〔2016〕1558号)要求[5]“逐步改变热电机组年度发电计划安排原则,坚持以热定电,鼓励热电机组在采暖期参与调峰”。

  2016年11月7日,国家发展改革委、国家能源局发布《电力发展“十三五”规划(2016-2020年)》要求“加强调峰能力建设,提升系统灵活性”、“全面推动煤电机组灵活性改造”。

  2016年11月18日,国家能源局东北监管局批复[6]《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》,鼓励火电机组进行灵活性改造,提升调峰能力。其中第八十四条【鼓励技改】指出火电机组进行重大技术改造参与调峰的,同等条件下优先调用其参与调峰。

  在《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》中,火电厂实施有偿调峰基准及补助如下:

  


  根据《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》的通知,火电厂应急启调峰补偿基准如下:

  


  3提升调峰能力的灵活性改造技术

  火电机组灵活性提升目标:

  (1)深度调峰:负荷率达到20%~40%;

  (2)快速爬坡能力:2%~3%MW/min爬坡能力;

  (3)快速起停能力:2~4h快速启停。

  以下是符合东北地区火电机组情况的灵活性改造技术:

  3.1锅炉富氧燃烧技术

  锅炉富氧燃烧技术是现有锅炉侧灵活性改造的最佳方案。

  所谓富氧燃烧技术,系利用小空间自稳燃烧原理,采用主动燃烧稳定结构设计与控制方法,实施燃煤火电灵活性改造。

  通过灵活性一体化系统智能调节氧量、油量(或天然气)等运行参数,整体运行安全,控制简单、易行,煤种适应性强(可适应褐煤、烟煤、贫煤、无烟煤、煤矸石等)。

  富氧燃烧技术安全性评估:

  (1)富氧燃烧系统使一次风煤粉以着火、主动燃烧进入炉膛,确保不会因为炉膛热负荷过低导致燃烧不稳或熄火,保证锅炉运行稳定。

  (2)富氧燃烧技术可适应任何工况,在保证燃烧设备安全的前提下连续运行,且能保证24小时备用。

  (3)富氧燃烧器采用耐高温、耐磨材质,可抵抗高温900-1200℃。

  (4)液氧技术成熟、安全可靠,氧气系统为低压设备、低压运行,不属于重大危险源。

  主要技术性能:

  (1)实现低负荷调峰——煤粉以提前主动燃烧状态进入炉膛,让整个锅炉煤粉不会因为炉膛热负荷过低燃烧不稳而熄火;

  (2)实现2%~3%额定负荷/min快速爬坡——一次风煤粉流以多层(点)投运,可实现增加单位时间内的入炉煤量,确保机组快速提升负荷;

  (3)实现2~4h快速启停——一次风煤粉流多层(点)投运,根据工况需求灵活调整入炉煤量,从而达到降低锅炉启/停时间的目的;

  (4)煤种适应性广泛——利用纯氧气强化煤粉中固碳的燃烧,对煤粉挥发份含量不做要求,有效提高锅炉煤种适应性;

  (5)保证SCR装置的高效投运——利用多层(点)的燃烧,抬高火焰中心,使烟气温度满足SCR投运要求(≥320℃);

  (6)能降低锅炉飞灰含碳量;

  (7)同比工况不会增加NOx排放——一次风粉在富氧燃烧器内提前主动着火燃烧,产生大量CO强还原剂,抑制并还原NOx,保证同比工况下不增加NOx排放。

  3.2高压电极加热锅炉/蒸汽电锅炉

  高压电极加热锅炉/蒸汽电锅炉单台供热功率范围6~80MW,能量转化效率为99%,启动时间短,热态启动5min可达额度负荷,使用电源:10KV厂用电电源,占地面积小,启动灵活方便。

  首先,高压电极锅炉在火电机组深度调峰中具有很强的灵活性,可单台布置也可多台组合布置。当供热机组进行深度调峰时负荷较低,机组抽汽量无法满足供热需要时,可通过高压电极锅炉满足供热需求,同时也确保满足机组低压缸最小进汽量,保障机组安全稳定运行。

  其次,高压电极锅炉具有启动时间短的特点,热态启动5min可达到额定负荷,适合作为启动锅炉辅助汽源,在机组低负荷或跳机后的热态启动时是保证机组汽封高温汽源和除氧器汽源的安全、有效措施,可大幅提高机组在进行深度调峰和快速热态启动的安全性。

  3.3汽机抽汽减温减压技术

  汽轮机抽汽减温减压一般方式为两级抽汽减温减压:将主蒸汽部分旁路进行减温减压后接至再热汽冷段。经再热器再热后,从再热器热段进行抽汽,经二次减温减压后供至原热网加热蒸汽母管,两级减温减压器均可布置在汽机房内。减温水可就近利用高旁减温水和低旁减温水。

  汽轮机抽汽减温减压技术可根据不同机组以及实际供热抽汽量量身定制。

  抽汽减温减压技术可确保供热机组进行深度调峰、机组采暖抽汽减少(或退出)时的供热量仍然满足热用户需要。

  3.4储热罐

  储热罐技术利用水的显热将热量存储到储热罐内,通常采用常压或承压式;一般情况,当热管网供水温度低于98℃时设置常压储热罐,高于98℃时设置承压储热罐。可配合高压电极锅炉和再热蒸汽减温减压后加热热网循环水,并在供热机组调峰期间储存一定热量的热水,在机组升负荷时配合电锅炉增加厂用电并替代部分机组供热抽汽量,以提高供热机组升负荷率。

  常压储热罐结构简单,投资成本相对较低,最高工作温度一般为95~98℃,储热罐内水的压力为常压。承压储热罐最高工作温度一般为110℃~125℃,工作压力与工作温度相适应,对储热罐的设计制造技术要求较高,但其储热容量大,系统运行与控制相对简单,与热网循环水系统耦合性较好。

  其技术工艺如图2所示:

  


  4火电机组灵活性改造整体解决方案

  4.1供热机组

  方案一:“富氧燃烧+汽轮机抽汽+高压电极锅炉+储热罐”

  该方案可实现机组整体灵活性(锅炉侧+汽机侧)运行要求,在供热季、非供热季均可实现深度调峰,具体方案:

  (1)锅炉进行富氧燃烧技术改造;

  (2)可从再热器出口(热段)根据供热量进行抽汽,经减温减压输送至储热罐或热网配合电锅炉共同来满足供热量;

  (3)高压电极锅炉采用厂用电电源,在机组进行调峰时快速启动直接加热储热罐或热网循环水,满足供热需求,并确保完全满足低压缸最小进汽量要求,可保障机组长期低负荷运行的安全性;

  (4)储热罐可在机组升负荷段退出汽机采暖抽汽供热,切换为储热罐直接向热网供热运行方式,可完全满足阶段性供热出力需求,增强机组调峰能力、提升机组爬坡速度、实现热电解耦运行。

  方案二:“汽机抽汽+高压电极加热锅炉+储热罐”方案特点:

  供热季:

  对于供热量较大的供热机组,由于汽机在低负荷运行时供热抽汽量大幅减少无法满足供热需求,可采用高压电极锅炉的同时,采用锅炉热段抽汽减温减压后来满足供热量,具体方案:

  (1)可从再热器出口(热段)根据供热量进行抽汽,经减温减压输送至储热罐或热网配合电锅炉共同来满足供热量;

  (2)高压电极锅炉采用厂用电电源,在机组进行调峰时快速启动直接加热储热罐或热网循环水,满足供热需求,并确保完全满足低压缸最小进汽量要求,可保障机组长期低负荷运行的安全性;

  (3)储热罐可在机组升负荷段退出汽机采暖抽汽供热,切换为储热罐直接向热网供热运行方式,可完全满足阶段性供热出力需求,增强机组调峰能力、提升机组爬坡速度、实现热电解耦运行。

  非供热季:

  按机组原有调峰能力实施调峰。

  4.2纯凝机组

  纯凝机组不考虑供热影响,可只对锅炉进行富氧燃烧改造实现机组整体灵活性运行要求,满足调峰需求(根据机组低压缸最小进汽量确定)。

  5运行经济性分析

  以一台300MW四角切圆锅炉机组为例,按照10%机组容量配置高压电极锅炉进行富氧燃烧(30%负荷率)、减温减压技术(抽汽量300t/h)改造,可保证供热机组采暖季20%额定负荷调峰能力,夏季30%额定负荷调峰能力。

  经济分析计算条件:按照发电利用小时数3600h,运行小时数5100h,其中冬季采暖期运行小时数2100h、调峰小时数按8h/天共计700h,非采暖期运行小时数3000h,调峰小时数按8h/天共计1000h ,标煤单价为550元/吨,第一档补偿电价按照0.1元/kWh、第二档补偿电价0.7元/kWh进行计算。

  


  6 结论

  (1)针对纯凝机组,建议采用富氧燃烧技术,可满足机组灵活性调峰需求。

  (2)针对供热机组,建议综合采用富氧燃烧技术、汽机抽汽减温减压技术、高压电极锅炉及储热罐技术;采暖季,热电机组在满足供热需求的前提下,最低负荷率可达到20%~30%的调峰需求;非采暖季,最低负荷率可达到30%~40%的调峰需求。

  以上方案,完全能够确保机组在调峰工况下安全、稳定运行,获得可观的调峰补助。整体技术改造方案投资适中、回收期2年左右,投资收益率较高。

 

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