基于調(diào)峰棄風(fēng)的東北電網(wǎng)調(diào)峰運行效益分析

基于調(diào)峰棄風(fēng)的東北電網(wǎng)調(diào)峰運行效益分析

可持續(xù)能源開發(fā)是世界各國實施可持續(xù)能源發(fā)展戰(zhàn)略的重要舉措。風(fēng)能發(fā)電作為一種成熟的可再生能源技術(shù),成為可再生能源發(fā)展的重要方向。截止到2011年底,中國風(fēng)電的總裝機容量已達62.364GW。其上網(wǎng)電量可滿足4700多萬戶居民1年的用電量要求。可替代燃燒標準煤2200多萬t,減少SO2排放量約36萬t,減少CO2排放量約7000萬t。目前我國電網(wǎng)組成仍以火電為主,低負荷下火電機組循環(huán)效率低、低谷調(diào)峰缺少政策支持及出于安全性方面考慮,發(fā)電公司普遍不愿參與調(diào)峰。隨著風(fēng)電行業(yè)的高速發(fā)展,風(fēng)電棄風(fēng)也達到前所未有的規(guī)模。2010年東北地區(qū)風(fēng)電功率反調(diào)峰特性較明顯。由表1可知,2010年全網(wǎng)因調(diào)峰限制風(fēng)電發(fā)電量為5.99億kWh,約占全年風(fēng)電發(fā)電量的3.5%。因此,充分利用火電機組容量大的特點,深度挖掘火電機組調(diào)峰能力,突破傳統(tǒng)觀念,提高可再生能源的利用是必然趨勢。我國大多數(shù)電網(wǎng)的電源組成結(jié)構(gòu)以火電為主,水電比重很小,尤其是近幾年風(fēng)電的快速增加,調(diào)峰電源所占的比重更小,全國的電源結(jié)構(gòu)組成不合理,導(dǎo)致調(diào)峰能力匱乏,電網(wǎng)不得不大量棄風(fēng),造成可再生能源的巨大浪費。多年來的能源政策,造成火力發(fā)電機組在電網(wǎng)中所占比重過大,傳統(tǒng)認為火電機組燃燒效率低,不提倡火電機組參與調(diào)峰。另外,發(fā)電公司對于低谷調(diào)峰出于缺少政策支持及安全性方面考慮,火力發(fā)電機組普遍不愿參與調(diào)峰。因此利用電網(wǎng)火電機組容量大的特點,深度挖掘火電機組調(diào)峰能力,突破傳統(tǒng)觀念,提高可再生能源的利用,成為一種必然趨勢。1深度調(diào)峰負荷在《東北電網(wǎng)火電廠最小運行方式(2010)》基礎(chǔ)上,以火力發(fā)電廠進行的不投油最低穩(wěn)燃負荷為依據(jù),充分挖掘火力發(fā)電機組的深度調(diào)峰負荷。本文以燃煤電廠進行的不投油最低穩(wěn)燃負荷為例,分析火力發(fā)電機組調(diào)峰能力。1.1超臨界壓力直流鍋爐該電廠為600MW空冷機組。鍋爐是由哈爾濱鍋爐廠有限責任公司生產(chǎn)的HG-1930/25.4-HM2型超臨界壓力直流鍋爐,設(shè)計煤種為內(nèi)蒙古白音華褐煤。鍋爐采用П型布置,為單爐膛、尾部雙煙道、全鋼架、懸吊結(jié)構(gòu),采用對沖旋流燃燒方式、固態(tài)排渣。鍋爐爐膛四周的水冷壁為全膜式焊接結(jié)構(gòu),鍋爐的啟動系統(tǒng)裝有再循環(huán)泵,制粉系統(tǒng)為正壓直吹系統(tǒng),采用中速磨煤機。1.2該系統(tǒng)的結(jié)果和分析煤粉細度的變化擋板特性及通風(fēng)特性磨煤機分離器在D磨煤機上進行,試驗結(jié)果見圖1?？梢?隨著分離器擋板開度的增大,煤粉逐漸變粗。當分離器擋板開度由50%增至70%時,煤粉細度R90由29.2%變化到38.3%,R200由3.7%變化到12.3%,磨煤機電流由33.98A降至31.03A?？梢?隨著分離器擋板開度增大,煤粉逐漸變粗,磨煤機電流逐漸下降。磨煤機電耗也將降低。由圖2可見,隨著一次風(fēng)量的增加,煤粉逐漸變粗。當一次風(fēng)量由110t/h增至130t/h時,煤粉細度分別由35.2%增至38.7%和由5.7%變化到9.0%。表明隨著一次風(fēng)量的增加,中速磨煤機中風(fēng)速增加,煤粉不能在磨煤機中充分碾磨,造成煤粉細度變粗。煤粉細度及磨煤機試驗選擇在D磨煤機上進行,試驗結(jié)果見表2?？梢?磨煤機出力達到了最大出力74.88t/h,高于保證出力74.48t/h,煤粉細度R90為34.2%,達到了設(shè)計要求范圍35%。在煤粉細度為32%~35%,磨入口通風(fēng)量為118.42t/h,當磨煤機出力達74.88t/h時,磨煤機出口風(fēng)溫達63.53℃,磨煤機單耗為6.04kWh/t,達到了廠家保證的磨煤機單耗≤8.3kWh/t的要求。試驗期間通風(fēng)量和石子煤排放量正常。1.3不同氧量、不同送引風(fēng)機廠與消冷劑的配比對鍋爐熱損失的影響500MW負荷下進行3種工況試驗,鍋爐氧量分別控制在2.72%、3.20%和3.53%下,試驗結(jié)果見表3。隨著含氧量的降低,鍋爐熱效率逐漸增加。當氧量由3.53%減至2.72%時,排煙熱損失由6.178%減至5.875%,而固體未完全燃燒熱損失由0.007%增至0.085%,排煙熱損失減小的幅度大于固體未完全燃燒熱損增加的幅度,因此當氧量由3.53%減小到2.72%時,鍋爐熱效率提高了0.23個百分點。在這3種工況下,當氧量為2.72%時,鍋爐效率最高。當氧量為2.72%時的送引風(fēng)機廠用電率比氧量為3.53%時低0.085個百分點。根據(jù)鍋爐熱效率隨氧量的變化規(guī)律,建議500MW負荷時,鍋爐運行氧量偏置維持在-0.4%~0.2%。燃盡風(fēng)的檔板開度變?nèi)急M風(fēng)量試驗在3種工況下進行,試驗結(jié)果見表4和圖3。由圖3可見,在鍋爐氧量不變的條件下,隨著燃盡風(fēng)擋板開度的增大,鍋爐效率逐漸降低,鍋爐煙氣中的NOx含量也逐漸降低。由表4可知,當燃盡風(fēng)擋板開度由20%逐漸變化到80%時,鍋爐修正后的熱效率由93.46%降至93.24%,煙氣中的NOx含量由504.1mg/Nm3降低到345.4mg/Nm3(折算到α=1.4的實測氮氧化物體積濃度)。燃盡風(fēng)檔板的開度為50%時,鍋爐修正后的效率為93.42%,煙氣中的NOx含量為432.6mg/Nm3,燃盡風(fēng)的檔板開度由20%逐漸增至80%時,測得其出口管壁的金屬溫度下降了9.5℃。同時由于爐膛內(nèi)煙溫的降低,水冷壁的壁溫也降低了8.3℃。因此,增加燃盡風(fēng)量能夠降低屏過區(qū)域內(nèi)的煙溫,同時也會影響到整個爐膛的溫度水平。如果保持介質(zhì)溫度相同,可有效降低屏過和水冷壁受熱面管壁的金屬溫度,從而使受熱面管壁的金屬溫度維持在較低的熱負荷下,防止超溫爆管事故的發(fā)生,對機組的安全運行有益。但是如果燃盡風(fēng)量過大,不僅會影響爐膛內(nèi)受熱面的換熱,且會影響水平煙道中的過熱器,使再熱器的換熱量變小,導(dǎo)致煙氣的排煙溫度升高,排煙熱損失增加,影響鍋爐熱效率。建議機組負荷在500MW以上時,為滿足環(huán)保要求,燃盡風(fēng)檔板開度應(yīng)在60%~70%。但綜合考慮鍋爐熱效率、NOx排放濃度和屏式過熱器管壁金屬溫度,燃盡風(fēng)擋板開度保持在50%左右為宜。1.4鍋爐燃燒試驗通過燃燒調(diào)整試驗和制粉系統(tǒng)試驗,在機組保持良好的運行狀態(tài)時,進行了鍋爐的不投油最低穩(wěn)燃負荷試驗。當機組負荷為350MW時逐漸降低負荷,保留B、E、F、G4臺磨煤機運行,總給煤量為135t/h,主蒸汽流量為672t/h,機組負荷為229MW,鍋爐燃燒穩(wěn)定,爐膛負壓以及火檢波動正常,穩(wěn)定1h后記錄數(shù)據(jù),試驗持續(xù)2h。試驗表明,不投油最低穩(wěn)燃負荷34.82%BMCR,達到設(shè)備廠家保證值35%BMCR。不投油最低穩(wěn)燃負荷試驗數(shù)據(jù)見表5。2最低不投油穩(wěn)燃負荷通過電廠鍋爐性能考核試驗,在設(shè)計煤種或接近設(shè)計煤種的條件下,大多數(shù)機組的調(diào)峰能力均能達到制造廠家的設(shè)計值。鍋爐廠所給定的鍋爐不投油最低穩(wěn)燃負荷,因煤種、鍋爐形式、機組容量不同有所差異。按鍋爐廠設(shè)計時給定的鍋爐不投油最低穩(wěn)燃負荷大致為200MW45%BMCR、300MW(350MW)35%BMCR、600MW以上30%BMCR。一般情況下,鍋爐廠家設(shè)計的最大出力BMCR應(yīng)是在ECR基礎(chǔ)上增加3%~6%,但由于各個鍋爐的實際情況不同,有些鍋爐未達到上限。因此折合成機組額定負荷后,按約增加5%計算,即200MW50%ECR、300MW(350MW)40%ECR、600MW以上35%ECR。循環(huán)流化床鍋爐的最低不投油穩(wěn)燃負荷為35%ECR。通過對機組的深入研究,在《東北電網(wǎng)火電廠最小運行方式(2010)》規(guī)定的最小負荷基礎(chǔ)上,綜合影響低負荷下機組運行的因素,在保證電廠機組運行安全性的同時,進一步降低機組負荷,不同容量、不同類型機組深度調(diào)峰負荷的確定見表6。另外,考慮到具有風(fēng)扇磨制粉系統(tǒng)鍋爐在低負荷下缺角運行具有很大的風(fēng)險,該類機組的深度調(diào)峰負荷基本未做調(diào)整,仍維持在55%~60%。截止到2011年,東北及蒙東地區(qū)共有機組191臺,機組可調(diào)峰范圍在0~55%。其中,200MW機組55臺,300MW(350MW)64臺,600MW(550MW)39臺,800MW、1000MW各2臺,其余27臺為200MW以下機組,裝機容量6241.9萬kW。按照《東北電網(wǎng)火電廠最小運行方式(2010)》計算非供熱期電廠最小出力12710MW,占東北電網(wǎng)總裝機容量20%?？紤]到影響最低穩(wěn)燃負荷的多種因素,根據(jù)各個電廠實際運行狀況。確定深度調(diào)峰負荷,確保機組運行的安全性。核定后東北電網(wǎng)的最小出力為10500MW,理論上調(diào)峰能力增加2210MW。但是電廠存在著運行檢修停機等因素的影響,實際上調(diào)峰容量要小于2210MW。3火力發(fā)電行業(yè)機組低負荷運行時,供電煤耗顯著增加,經(jīng)濟性下降,低負荷與額定負荷相比平均增加煤耗約18g/kWh。2010年火電機組平均煤耗330g/kWh,2010年因調(diào)峰限制的風(fēng)電約為6億kWh。平均少燃用標煤18.9萬t。按東北地區(qū)標煤單價850元/t計算,折合成人民幣為1.6億元。原煤位低發(fā)熱量Qnet,ar=20908kJ/kg,原煤的碳的轉(zhuǎn)化率為0.94,經(jīng)計算原煤單位熱值的含碳量為26.37t碳/TJ。由此可以計算出1t原煤可以產(chǎn)生的CO2為90.889kgCO2/GJ。有關(guān)資料顯示,標準煤的低位發(fā)熱量Qnet,ar為29307kJ/kg,經(jīng)折算后1t標準煤產(chǎn)生的CO2為2.664tCO2/t標煤。共計減少50.3萬t的CO2排放量。由表7可得火力發(fā)電行業(yè)排污系數(shù)的計算方法,由于東北地區(qū)循環(huán)流化床鍋爐所占比例很小,可以忽略循環(huán)流化床鍋爐產(chǎn)污的影響。經(jīng)過計算加權(quán)平均后結(jié)果見表8。東北地區(qū)2010年因調(diào)峰限制的風(fēng)電約為6億kWh。平均每年少燃用標煤18.9萬t,可減少30537t煙塵,845tSO2,在不采取任何脫硝措施時,可減少507t氮氧化物。采取低氮燃燒方式時,可減少359t氮氧化物。當采取低氮燃燒和脫硝措施時,可減少245t氮氧化物。雖然火力發(fā)電機組低負荷運行時經(jīng)濟性降低,但風(fēng)力發(fā)電作為一種清潔的發(fā)電方式,會直接帶來環(huán)境效益,可減少大量的污染物排放,風(fēng)力發(fā)電的直接成本高于火力發(fā)電機組的發(fā)電成本(見表9),但若考慮上環(huán)境成本,風(fēng)力發(fā)電的總成本要低于火力發(fā)電機組的總成本。我國的清潔發(fā)展機制是CDM,遠低于發(fā)達國家的碳排放成本。鑒于我國目前的環(huán)境成本相對較低,如果未來提高環(huán)境標準,可以預(yù)見火力發(fā)電的成本要繼續(xù)上漲。有關(guān)資料表明,我國風(fēng)電場建設(shè)和運行成本在逐年降低,隨著技術(shù)的發(fā)展,風(fēng)電并網(wǎng)難題解決,越來越多的風(fēng)電被接納,風(fēng)電的優(yōu)勢也就越來越明顯。4發(fā)電效率和影響a.東北地區(qū)的風(fēng)力資源充裕,但由于風(fēng)力資源自身的缺點和調(diào)峰難的問題,使得東北電網(wǎng)不得不棄風(fēng)運行,最大棄風(fēng)量達到40%,浪費大量風(fēng)能。因此提高火電機組調(diào)峰能力,充分利用風(fēng)能資源十分必要。b.通過電廠的不投油最低穩(wěn)燃負荷試驗,在設(shè)計煤種的情況下,鍋爐不投油最低穩(wěn)燃負荷達到了鍋爐廠家設(shè)計的最低穩(wěn)燃負荷。東北電網(wǎng)大多數(shù)電廠的不投油最低穩(wěn)燃負荷試驗結(jié)果表明,現(xiàn)有的機組最小出力可調(diào)整到200MW55%ECR、300MW(350MW)47%ECR、600MW以上43%ECR、循環(huán)流化床鍋爐為40%ECR。機組的平均最小負荷由原來的約為55%ECR調(diào)整至現(xiàn)在約為48%ECR。采用火電機組深度調(diào)峰技術(shù)后,整個東北電網(wǎng)在非供熱期核算后的最小出力為10500MW,比《東北電網(wǎng)火電廠最小運行方式(2010)》核定的調(diào)峰容量增加2210MW,電網(wǎng)調(diào)峰能力同比增加17.4%。c.2010年調(diào)峰限制的風(fēng)電發(fā)電量以約為6億kWh來計算,平均少燃用標煤18.9萬t。按東北地區(qū)燃煤單價850元/t,折合成人民幣為1.6億。減少50.3萬t的CO2,30537t煙塵