蓄熱水罐技術對供熱機組的調峰能力影響

蓄熱水罐技術對供熱機組的調峰能力影響

0熱電聯(lián)產機組運行調節(jié)能力和供熱耦合控制為了適應可支配能源的快速發(fā)展，提高可支配能源系統(tǒng)的消納能力，應考慮使用適當?shù)姆椒ㄟM行靈活調節(jié)，并注意水電的靈活調整。然而,冬季供熱時機組“以熱定電”的運行模式使得機組對電負荷的調節(jié)能力越來越小。在供熱季,如何提高火電機組負荷調節(jié)能力為當前亟待解決的問題之一本文重點聚焦于如何通過熱電解耦方式增加機組的深度調峰范圍,在保證汽輪機低壓缸進汽流量、汽輪機安全運行、對外供熱負荷的前提下,減弱熱電聯(lián)產機組發(fā)電與供熱的耦合性。調研了主流的調峰方式,并選擇最適合案例機組的儲熱方案進行深入研究,對其改造前后進行了靈活性計算與經濟效益分析,為電網對靈活性調峰電廠制定電價補償標準提供了一定的依據(jù)。1熱機的靈活安裝方案介紹目前,國內外關于電站熱電聯(lián)產機組靈活性調峰改造的技術有很多,主流的技術方案大概有以下幾種。1.1蓄熱罐、放熱蓄熱水罐技術主要是在保證機組日間高負荷發(fā)電、正常供暖基礎上,增加抽汽的量,額外加熱一部分熱網循環(huán)水,并從供水側引出至蓄熱水罐中儲存熱電廠利用蓄熱罐進行調峰的工作過程實質就是蓄熱、放熱的過程1.2電鍋爐電解調電熱鍋爐技術就是考慮在供熱側布置電鍋爐,以彌補電網要求機組調峰時,機組在低負荷時供熱抽汽不足的缺口,實現(xiàn)熱電解耦1.3壓缸排汽與供熱結合在供熱機組需要調峰時利用高壓旁路將部分主蒸汽旁路至高壓缸排汽,之后從低壓旁路后抽汽對外供熱,可以在滿足低壓缸最小進汽流量的前提下,降低高溫高壓蒸汽在高壓缸、中壓缸的做功能力,相當于在同樣的抽汽量下,降低了主蒸汽流量1.4高背壓供熱技術該類技術利用凝汽器進行熱網循環(huán)水的一次加熱,再利用機組抽汽提供二次加熱,以達到增強供熱能力、深度調峰目的?？杉毞譃楦弑硥?低真空)供熱技術、低壓缸切除技術以及低壓轉子改光軸技術。其中高背壓供熱技術是指在提高汽機排汽壓力并進行供熱的技術在諸多靈活性調峰方案中,儲熱方案技術相對成熟,不需要改動主機,安全性也更高,且在北歐實踐多年,已經趨于成熟。本文以蓄熱水罐儲熱技術作為研究對象,研究其在抽凝供熱機組中的調峰性能,主要是調峰深度以及由于調峰引起的經濟效益的變化,綜合蓄熱水罐儲熱技術的調峰功率以及由此帶來的煤耗變化、發(fā)電收益變化等,為電網制定調峰電價提供依據(jù)。2機組以熱定電通過增加蓄熱水罐儲熱可以解決在供熱期內,機組在“以熱定電”運行方式下電負荷和熱負荷之間的矛盾,在保證供熱的前提下能極大地降低機組發(fā)電負荷。2.1方案3:中、低壓缸連通管9.3+黑箱氣調峰案例機組汽輪機為300MW、亞臨界、中間再熱、抽凝式汽輪機,采暖抽汽為調整抽汽,額定壓力調節(jié)范圍0.2MPa～0.65MPa,額定抽汽量480t/h,最大抽汽量為560t/h。案例機組電負荷低點出現(xiàn)在夜間00:00～6:00間6h,白天18h為用電高峰,相對而言,白天熱負荷相對較低,夜間熱負荷較高,因此,本方案考慮白天18h為蓄熱系統(tǒng)儲熱時間,夜間6h為蓄熱系統(tǒng)放熱時間,充分利用蓄熱水罐在供熱過程中“削峰填谷”的熱網調節(jié)作用。案例機組采用中、低壓缸連通管打孔抽汽供熱,中壓缸排汽壓力最低為0.43MPa,低壓缸最低進汽流量為99.4t/h。當設有蓄熱裝置時,在調峰階段,可采用儲熱水罐供熱的方式,減少中、低壓缸連通管的供熱抽汽量,可以在更小的主汽流量下同時滿足供熱負荷,供熱壓力以及低壓缸最低進汽流量需求。根據(jù)機組運行情況,假定蓄熱周期內機組平均電負荷為200MW,機組夜間熱負荷為300MW,夜間調峰時長6h,白天正常采暖時長18h,取白天平均熱負荷為夜間熱負荷的75%,即為225MW。暫選取容積為20000m2.2夜間供熱負荷用EBSILON軟件對案例汽輪機組進行建模,圖1為案例電廠THA工況模型,其它工況根據(jù)汽輪機的變工況特性計算得到。電價以0.36元/(kW·h)、熱價以40元/GJ、煤價以700元/t標煤計算;鍋爐效率取0.93,管道效率取0.99。增加蓄熱水罐前后機組各項指標的具體計算結果見表1。增設蓄熱水罐儲熱后,相對于常規(guī)供熱方案:白天機組發(fā)電量保持不變,對外供熱負荷也不變,但是汽輪機抽汽除了對外供熱外,需要增加79.7t/h蒸汽流量用于蓄熱系統(tǒng)儲熱,此時主蒸汽流量增加了30.7t/h,對應鍋爐吸熱量增加20.76MW,標煤低位發(fā)熱量為29307kJ/kg,故白天18h將多消耗45.9t標煤。夜間機組進行調峰時,在滿足低壓缸最低進汽量的條件下,常規(guī)供熱方案在供熱300MW的條件下,機組最低發(fā)電負荷可以達到169.6MW,為機組負荷的56.3%;儲熱罐方案夜間可利用蓄熱系統(tǒng)進行對外供熱,蓄熱罐供熱功率為168MW,汽輪機組抽汽供熱功率為132MW,總供熱負荷與常規(guī)供熱方案相同,都為300MW,此時,機組的最低調峰負荷可以達到78MW,為機組負荷的26%,可以增加調峰深度91.6MW。上述計算主要針對機組直接運行成本及效益影響,暫不考慮改造方案投資及回收等因素。常規(guī)供熱方案在供熱周期每天經濟效益為118.1萬元,蓄熱罐方案在供熱周期內白天蓄熱罐儲熱需多消耗3.2萬元的煤,同時晚上由于調峰低負荷運行,夜間經濟效益減少了4.7萬元,每天經濟效益為110.2萬元,由于夜間調峰能力的改變影響機組經濟收益7.9萬元/天。蓄熱罐技術方案夜間6h可提供的總調峰容量(即可減少的機組發(fā)電量)為549.6MW·h。經濟效益損失可以視作為獲得此調峰容量付出的機會成本,因此分攤在單位調峰電量上的調峰補償成本為0.144元/(kW·h)。為了驗證不同供熱負荷工況下的計算結果,保證其它條件不變,夜間供熱負荷以350MW計算,主要結果見表2。由表2可見,夜間供熱負荷350MW時,白天18h用于蓄熱的抽汽將多消耗45.9t標煤;夜間機組進行調峰時,最低發(fā)電負荷可從199.4MW降到103MW,可以增加調峰深度96.4MW,調峰負荷率將從66.5%降到34.3%。對于常規(guī)供熱方案,供熱周期每天經濟效益為131.81萬元,對于蓄熱罐方案,每天經濟效益為123.18萬元,機組經濟效益損失為8.63萬元。蓄熱罐技術方案夜間6h可提供的總調峰容量(即可減少的機組發(fā)電量)為578.4MW·h,折合在單位調峰電量上的調峰補償成本為0.149元/(kW·h)?？梢则炞C供熱負荷350MW需要的最低補償成本與300MW基本保持一致。2.3調峰補償成本風險分析以上的計算都是基于煤價、熱價、上網電價分別為700元/t、40元/GJ、0.36元/(kW·h)得到的結果,不同時期、不同地點的煤價、熱價與上網電價會在一定范圍內波動,也會對調峰需要補償成本產生影響。通過簡單分析可知,熱價對調峰補償并沒有影響,因為增加蓄熱水罐儲熱與常規(guī)抽凝供熱相比,對外的供熱負荷沒變,改變的只是調峰引起的耗煤量變化與發(fā)電負荷變化。以下分別針對煤價、上網電價進行敏感性分析,計算結果如圖2所示。由圖2可見,煤價從700元/t標煤～800元/t標煤變化時,調峰補償成本波動范圍在0.144元/(kW·h)～0.114元/(kW·h)。隨著煤價的上漲,調峰需要補償成本不增反降,這是因為雖然增加蓄熱水罐需要在白天多抽汽蓄熱引起煤耗增加,但是夜間調峰時,蓄熱水罐提供了一部分熱負荷,所以機組發(fā)電量大幅降低,夜間機組消耗的煤量是降低的,而且這部分由于機組低負荷運行減少的煤量多于抽汽蓄熱引起的煤耗增加,因此導致了煤價上漲調峰補償成本下降的結果。上網電價從0.3元/(kW·h)～0.4元/(kW·h)變化時,調峰補償成本波動范圍在0.084元/(kW·h)～0.184元/(kW·h),上網電價每上漲0.01元/(kW·h),需要補償成本上升0.01元/(kW·h)。這是因為白天的發(fā)電量不變,整體發(fā)電量的變化即為調峰負荷的變化,因此,由于調峰少發(fā)電量最終導致經濟收益減少,需要進行調峰補償成本的敏感性與上網電價的敏感性一致。2.4蓄熱水罐對調峰能力的影響除了煤價、電價、熱價之外,蓄熱水罐的容量與蓄熱能力也對機組的調峰能力有影響,下面針對不同蓄熱能力的熱水罐對機組運行方面的一些影響做進一步分析。熱水罐蓄熱能力對機組調峰能力的敏感性如圖3所示。隨著蓄熱水罐容量及蓄熱能力的增加,機組白天需要提供更多的抽汽用于蓄熱,白天的煤耗量隨之線性增加,夜間蓄熱水罐可承擔更多的供熱負荷,機組的夜間最低負荷隨之線性降低,相應地,機組的調峰能力線性增加,夜間煤耗量也線性減少。同時,由于蓄熱能力的增加,電廠需要得到的調峰補償成本有下降的趨勢,但是幅度不大,基本維持在0.14元/(kW·h)～0.15元/(kW·h)之間。3電廠調峰技術的必要性由以上分析可知,利用蓄熱水罐儲熱技術可以有效地降低供熱機組在夜間的最低發(fā)電負荷,實現(xiàn)相應的熱電解耦,具體的結論如下:(1)熱電廠通過選擇合適容量的蓄熱水罐進行靈活性調峰改造,可以有效地實現(xiàn)“削峰填谷”,使機組在夜間的調峰深度增加。機組可以達到的調峰深度與供熱負荷以及蓄熱水罐的容量相關,以案例機組為例,供熱負荷300MW時調峰負荷率可從56.3%降到26%,供熱負荷350MW時調峰負荷率可從66.5%降到34.3%。(2)熱電廠在利用蓄熱水罐進行調峰時可分為吸熱-放熱兩個階段,白天蓄熱系統(tǒng)吸熱時,機組需要多抽汽,會增加一部分煤耗成本;夜間進行調峰時,發(fā)電量與煤耗量都會相應降低