蓄熱水罐技術(shù)對(duì)供熱機(jī)組的調(diào)峰能力影響

蓄熱水罐技術(shù)對(duì)供熱機(jī)組的調(diào)峰能力影響

0熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組運(yùn)行調(diào)節(jié)能力和供熱耦合控制為了適應(yīng)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(yīng)考慮使用適當(dāng)?shù)姆椒ㄟM(jìn)行靈活調(diào)節(jié)，并注意水電的靈活調(diào)整。然而,冬季供熱時(shí)機(jī)組“以熱定電”的運(yùn)行模式使得機(jī)組對(duì)電負(fù)荷的調(diào)節(jié)能力越來越小。在供熱季,如何提高火電機(jī)組負(fù)荷調(diào)節(jié)能力為當(dāng)前亟待解決的問題之一本文重點(diǎn)聚焦于如何通過熱電解耦方式增加機(jī)組的深度調(diào)峰范圍,在保證汽輪機(jī)低壓缸進(jìn)汽流量、汽輪機(jī)安全運(yùn)行、對(duì)外供熱負(fù)荷的前提下,減弱熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組發(fā)電與供熱的耦合性。調(diào)研了主流的調(diào)峰方式,并選擇最適合案例機(jī)組的儲(chǔ)熱方案進(jìn)行深入研究,對(duì)其改造前后進(jìn)行了靈活性計(jì)算與經(jīng)濟(jì)效益分析,為電網(wǎng)對(duì)靈活性調(diào)峰電廠制定電價(jià)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)提供了一定的依據(jù)。1熱機(jī)的靈活安裝方案介紹目前,國內(nèi)外關(guān)于電站熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組靈活性調(diào)峰改造的技術(shù)有很多,主流的技術(shù)方案大概有以下幾種。1.1蓄熱罐、放熱蓄熱水罐技術(shù)主要是在保證機(jī)組日間高負(fù)荷發(fā)電、正常供暖基礎(chǔ)上,增加抽汽的量,額外加熱一部分熱網(wǎng)循環(huán)水,并從供水側(cè)引出至蓄熱水罐中儲(chǔ)存熱電廠利用蓄熱罐進(jìn)行調(diào)峰的工作過程實(shí)質(zhì)就是蓄熱、放熱的過程1.2電鍋爐電解調(diào)電熱鍋爐技術(shù)就是考慮在供熱側(cè)布置電鍋爐,以彌補(bǔ)電網(wǎng)要求機(jī)組調(diào)峰時(shí),機(jī)組在低負(fù)荷時(shí)供熱抽汽不足的缺口,實(shí)現(xiàn)熱電解耦1.3壓缸排汽與供熱結(jié)合在供熱機(jī)組需要調(diào)峰時(shí)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(duì)外供熱,可以在滿足低壓缸最小進(jìn)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(dāng)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(shù)該類技術(shù)利用凝汽器進(jìn)行熱網(wǎng)循環(huán)水的一次加熱,再利用機(jī)組抽汽提供二次加熱,以達(dá)到增強(qiáng)供熱能力、深度調(diào)峰目的?？杉?xì)分為高背壓(低真空)供熱技術(shù)、低壓缸切除技術(shù)以及低壓轉(zhuǎn)子改光軸技術(shù)。其中高背壓供熱技術(shù)是指在提高汽機(jī)排汽壓力并進(jìn)行供熱的技術(shù)在諸多靈活性調(diào)峰方案中,儲(chǔ)熱方案技術(shù)相對(duì)成熟,不需要改動(dòng)主機(jī),安全性也更高,且在北歐實(shí)踐多年,已經(jīng)趨于成熟。本文以蓄熱水罐儲(chǔ)熱技術(shù)作為研究對(duì)象,研究其在抽凝供熱機(jī)組中的調(diào)峰性能,主要是調(diào)峰深度以及由于調(diào)峰引起的經(jīng)濟(jì)效益的變化,綜合蓄熱水罐儲(chǔ)熱技術(shù)的調(diào)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(wǎng)制定調(diào)峰電價(jià)提供依據(jù)。2機(jī)組以熱定電通過增加蓄熱水罐儲(chǔ)熱可以解決在供熱期內(nèi),機(jī)組在“以熱定電”運(yùn)行方式下電負(fù)荷和熱負(fù)荷之間的矛盾,在保證供熱的前提下能極大地降低機(jī)組發(fā)電負(fù)荷。2.1方案3:中、低壓缸連通管9.3+黑箱氣調(diào)峰案例機(jī)組汽輪機(jī)為300MW、亞臨界、中間再熱、抽凝式汽輪機(jī),采暖抽汽為調(diào)整抽汽,額定壓力調(diào)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(jī)組電負(fù)荷低點(diǎn)出現(xiàn)在夜間00:00～6:00間6h,白天18h為用電高峰,相對(duì)而言,白天熱負(fù)荷相對(duì)較低,夜間熱負(fù)荷較高,因此,本方案考慮白天18h為蓄熱系統(tǒng)儲(chǔ)熱時(shí)間,夜間6h為蓄熱系統(tǒng)放熱時(shí)間,充分利用蓄熱水罐在供熱過程中“削峰填谷”的熱網(wǎng)調(diào)節(jié)作用。案例機(jī)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(jìn)汽流量為99.4t/h。當(dāng)設(shè)有蓄熱裝置時(shí),在調(diào)峰階段,可采用儲(chǔ)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(shí)滿足供熱負(fù)荷,供熱壓力以及低壓缸最低進(jìn)汽流量需求。根據(jù)機(jī)組運(yùn)行情況,假定蓄熱周期內(nèi)機(jī)組平均電負(fù)荷為200MW,機(jī)組夜間熱負(fù)荷為300MW,夜間調(diào)峰時(shí)長6h,白天正常采暖時(shí)長18h,取白天平均熱負(fù)荷為夜間熱負(fù)荷的75%,即為225MW。暫選取容積為20000m2.2夜間供熱負(fù)荷用EBSILON軟件對(duì)案例汽輪機(jī)組進(jìn)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(jī)的變工況特性計(jì)算得到。電價(jià)以0.36元/(kW·h)、熱價(jià)以40元/GJ、煤價(jià)以700元/t標(biāo)煤計(jì)算;鍋爐效率取0.93,管道效率取0.99。增加蓄熱水罐前后機(jī)組各項(xiàng)指標(biāo)的具體計(jì)算結(jié)果見表1。增設(shè)蓄熱水罐儲(chǔ)熱后,相對(duì)于常規(guī)供熱方案:白天機(jī)組發(fā)電量保持不變,對(duì)外供熱負(fù)荷也不變,但是汽輪機(jī)抽汽除了對(duì)外供熱外,需要增加79.7t/h蒸汽流量用于蓄熱系統(tǒng)儲(chǔ)熱,此時(shí)主蒸汽流量增加了30.7t/h,對(duì)應(yīng)鍋爐吸熱量增加20.76MW,標(biāo)煤低位發(fā)熱量為29307kJ/kg,故白天18h將多消耗45.9t標(biāo)煤。夜間機(jī)組進(jìn)行調(diào)峰時(shí),在滿足低壓缸最低進(jìn)汽量的條件下,常規(guī)供熱方案在供熱300MW的條件下,機(jī)組最低發(fā)電負(fù)荷可以達(dá)到169.6MW,為機(jī)組負(fù)荷的56.3%;儲(chǔ)熱罐方案夜間可利用蓄熱系統(tǒng)進(jìn)行對(duì)外供熱,蓄熱罐供熱功率為168MW,汽輪機(jī)組抽汽供熱功率為132MW,總供熱負(fù)荷與常規(guī)供熱方案相同,都為300MW,此時(shí),機(jī)組的最低調(diào)峰負(fù)荷可以達(dá)到78MW,為機(jī)組負(fù)荷的26%,可以增加調(diào)峰深度91.6MW。上述計(jì)算主要針對(duì)機(jī)組直接運(yùn)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(jīng)濟(jì)效益為118.1萬元,蓄熱罐方案在供熱周期內(nèi)白天蓄熱罐儲(chǔ)熱需多消耗3.2萬元的煤,同時(shí)晚上由于調(diào)峰低負(fù)荷運(yùn)行,夜間經(jīng)濟(jì)效益減少了4.7萬元,每天經(jīng)濟(jì)效益為110.2萬元,由于夜間調(diào)峰能力的改變影響機(jī)組經(jīng)濟(jì)收益7.9萬元/天。蓄熱罐技術(shù)方案夜間6h可提供的總調(diào)峰容量(即可減少的機(jī)組發(fā)電量)為549.6MW·h。經(jīng)濟(jì)效益損失可以視作為獲得此調(diào)峰容量付出的機(jī)會(huì)成本,因此分?jǐn)傇趩挝徽{(diào)峰電量上的調(diào)峰補(bǔ)償成本為0.144元/(kW·h)。為了驗(yàn)證不同供熱負(fù)荷工況下的計(jì)算結(jié)果,保證其它條件不變,夜間供熱負(fù)荷以350MW計(jì)算,主要結(jié)果見表2。由表2可見,夜間供熱負(fù)荷350MW時(shí),白天18h用于蓄熱的抽汽將多消耗45.9t標(biāo)煤;夜間機(jī)組進(jìn)行調(diào)峰時(shí),最低發(fā)電負(fù)荷可從199.4MW降到103MW,可以增加調(diào)峰深度96.4MW,調(diào)峰負(fù)荷率將從66.5%降到34.3%。對(duì)于常規(guī)供熱方案,供熱周期每天經(jīng)濟(jì)效益為131.81萬元,對(duì)于蓄熱罐方案,每天經(jīng)濟(jì)效益為123.18萬元,機(jī)組經(jīng)濟(jì)效益損失為8.63萬元。蓄熱罐技術(shù)方案夜間6h可提供的總調(diào)峰容量(即可減少的機(jī)組發(fā)電量)為578.4MW·h,折合在單位調(diào)峰電量上的調(diào)峰補(bǔ)償成本為0.149元/(kW·h)?？梢则?yàn)證供熱負(fù)荷350MW需要的最低補(bǔ)償成本與300MW基本保持一致。2.3調(diào)峰補(bǔ)償成本風(fēng)險(xiǎn)分析以上的計(jì)算都是基于煤價(jià)、熱價(jià)、上網(wǎng)電價(jià)分別為700元/t、40元/GJ、0.36元/(kW·h)得到的結(jié)果,不同時(shí)期、不同地點(diǎn)的煤價(jià)、熱價(jià)與上網(wǎng)電價(jià)會(huì)在一定范圍內(nèi)波動(dòng),也會(huì)對(duì)調(diào)峰需要補(bǔ)償成本產(chǎn)生影響。通過簡單分析可知,熱價(jià)對(duì)調(diào)峰補(bǔ)償并沒有影響,因?yàn)樵黾有顭崴迌?chǔ)熱與常規(guī)抽凝供熱相比,對(duì)外的供熱負(fù)荷沒變,改變的只是調(diào)峰引起的耗煤量變化與發(fā)電負(fù)荷變化。以下分別針對(duì)煤價(jià)、上網(wǎng)電價(jià)進(jìn)行敏感性分析,計(jì)算結(jié)果如圖2所示。由圖2可見,煤價(jià)從700元/t標(biāo)煤～800元/t標(biāo)煤變化時(shí),調(diào)峰補(bǔ)償成本波動(dòng)范圍在0.144元/(kW·h)～0.114元/(kW·h)。隨著煤價(jià)的上漲,調(diào)峰需要補(bǔ)償成本不增反降,這是因?yàn)殡m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(diào)峰時(shí),蓄熱水罐提供了一部分熱負(fù)荷,所以機(jī)組發(fā)電量大幅降低,夜間機(jī)組消耗的煤量是降低的,而且這部分由于機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行減少的煤量多于抽汽蓄熱引起的煤耗增加,因此導(dǎo)致了煤價(jià)上漲調(diào)峰補(bǔ)償成本下降的結(jié)果。上網(wǎng)電價(jià)從0.3元/(kW·h)～0.4元/(kW·h)變化時(shí),調(diào)峰補(bǔ)償成本波動(dòng)范圍在0.084元/(kW·h)～0.184元/(kW·h),上網(wǎng)電價(jià)每上漲0.01元/(kW·h),需要補(bǔ)償成本上升0.01元/(kW·h)。這是因?yàn)榘滋斓陌l(fā)電量不變,整體發(fā)電量的變化即為調(diào)峰負(fù)荷的變化,因此,由于調(diào)峰少發(fā)電量最終導(dǎo)致經(jīng)濟(jì)收益減少,需要進(jìn)行調(diào)峰補(bǔ)償成本的敏感性與上網(wǎng)電價(jià)的敏感性一致。2.4蓄熱水罐對(duì)調(diào)峰能力的影響除了煤價(jià)、電價(jià)、熱價(jià)之外,蓄熱水罐的容量與蓄熱能力也對(duì)機(jī)組的調(diào)峰能力有影響,下面針對(duì)不同蓄熱能力的熱水罐對(duì)機(jī)組運(yùn)行方面的一些影響做進(jìn)一步分析。熱水罐蓄熱能力對(duì)機(jī)組調(diào)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(jī)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(dān)更多的供熱負(fù)荷,機(jī)組的夜間最低負(fù)荷隨之線性降低,相應(yīng)地,機(jī)組的調(diào)峰能力線性增加,夜間煤耗量也線性減少。同時(shí),由于蓄熱能力的增加,電廠需要得到的調(diào)峰補(bǔ)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(diào)峰技術(shù)的必要性由以上分析可知,利用蓄熱水罐儲(chǔ)熱技術(shù)可以有效地降低供熱機(jī)組在夜間的最低發(fā)電負(fù)荷,實(shí)現(xiàn)相應(yīng)的熱電解耦,具體的結(jié)論如下:(1)熱電廠通過選擇合適容量的蓄熱水罐進(jìn)行靈活性調(diào)峰改造,可以有效地實(shí)現(xiàn)“削峰填谷”,使機(jī)組在夜間的調(diào)峰深度增加。機(jī)組可以達(dá)到的調(diào)峰深度與供熱負(fù)荷以及蓄熱水罐的容量相關(guān),以案例機(jī)組為例,供熱負(fù)荷300MW時(shí)調(diào)峰負(fù)荷率可從56.3%降到26%,供熱負(fù)荷350MW時(shí)調(diào)峰負(fù)荷率可從66.5%降到34.3%。(2)熱電廠在利用蓄熱水罐進(jìn)行調(diào)峰時(shí)可分為吸熱-放熱兩個(gè)階段,白天蓄熱系統(tǒng)吸熱時(shí),機(jī)組需要多抽汽,會(huì)增加一部分煤耗成本;夜間進(jìn)行調(diào)峰時(shí),發(fā)電量與煤耗量都會(huì)相應(yīng)降低