蓄热水罐技术对供热机组的调峰能力影响

蓄热水罐技术对供热机组的调峰能力影响

0热电联产机组运行调节能力和供热耦合控制为了适应可支配能源的快速发展，提高可支配能源系统的消纳能力，应考虑使用适当的方法进行灵活调节，并注意水电的灵活调整。然而,冬季供热时机组“以热定电”的运行模式使得机组对电负荷的调节能力越来越小。在供热季,如何提高火电机组负荷调节能力为当前亟待解决的问题之一本文重点聚焦于如何通过热电解耦方式增加机组的深度调峰范围,在保证汽轮机低压缸进汽流量、汽轮机安全运行、对外供热负荷的前提下,减弱热电联产机组发电与供热的耦合性。调研了主流的调峰方式,并选择最适合案例机组的储热方案进行深入研究,对其改造前后进行了灵活性计算与经济效益分析,为电网对灵活性调峰电厂制定电价补偿标准提供了一定的依据。1热机的灵活安装方案介绍目前,国内外关于电站热电联产机组灵活性调峰改造的技术有很多,主流的技术方案大概有以下几种。1.1蓄热罐、放热蓄热水罐技术主要是在保证机组日间高负荷发电、正常供暖基础上,增加抽汽的量,额外加热一部分热网循环水,并从供水侧引出至蓄热水罐中储存热电厂利用蓄热罐进行调峰的工作过程实质就是蓄热、放热的过程1.2电锅炉电解调电热锅炉技术就是考虑在供热侧布置电锅炉,以弥补电网要求机组调峰时,机组在低负荷时供热抽汽不足的缺口,实现热电解耦1.3压缸排汽与供热结合在供热机组需要调峰时利用高压旁路将部分主蒸汽旁路至高压缸排汽,之后从低压旁路后抽汽对外供热,可以在满足低压缸最小进汽流量的前提下,降低高温高压蒸汽在高压缸、中压缸的做功能力,相当于在同样的抽汽量下,降低了主蒸汽流量1.4高背压供热技术该类技术利用凝汽器进行热网循环水的一次加热,再利用机组抽汽提供二次加热,以达到增强供热能力、深度调峰目的。可细分为高背压(低真空)供热技术、低压缸切除技术以及低压转子改光轴技术。其中高背压供热技术是指在提高汽机排汽压力并进行供热的技术在诸多灵活性调峰方案中,储热方案技术相对成熟,不需要改动主机,安全性也更高,且在北欧实践多年,已经趋于成熟。本文以蓄热水罐储热技术作为研究对象,研究其在抽凝供热机组中的调峰性能,主要是调峰深度以及由于调峰引起的经济效益的变化,综合蓄热水罐储热技术的调峰功率以及由此带来的煤耗变化、发电收益变化等,为电网制定调峰电价提供依据。2机组以热定电通过增加蓄热水罐储热可以解决在供热期内,机组在“以热定电”运行方式下电负荷和热负荷之间的矛盾,在保证供热的前提下能极大地降低机组发电负荷。2.1方案3:中、低压缸连通管9.3+黑箱气调峰案例机组汽轮机为300MW、亚临界、中间再热、抽凝式汽轮机,采暖抽汽为调整抽汽,额定压力调节范围0.2MPa～0.65MPa,额定抽汽量480t/h,最大抽汽量为560t/h。案例机组电负荷低点出现在夜间00:00～6:00间6h,白天18h为用电高峰,相对而言,白天热负荷相对较低,夜间热负荷较高,因此,本方案考虑白天18h为蓄热系统储热时间,夜间6h为蓄热系统放热时间,充分利用蓄热水罐在供热过程中“削峰填谷”的热网调节作用。案例机组采用中、低压缸连通管打孔抽汽供热,中压缸排汽压力最低为0.43MPa,低压缸最低进汽流量为99.4t/h。当设有蓄热装置时,在调峰阶段,可采用储热水罐供热的方式,减少中、低压缸连通管的供热抽汽量,可以在更小的主汽流量下同时满足供热负荷,供热压力以及低压缸最低进汽流量需求。根据机组运行情况,假定蓄热周期内机组平均电负荷为200MW,机组夜间热负荷为300MW,夜间调峰时长6h,白天正常采暖时长18h,取白天平均热负荷为夜间热负荷的75%,即为225MW。暂选取容积为20000m2.2夜间供热负荷用EBSILON软件对案例汽轮机组进行建模,图1为案例电厂THA工况模型,其它工况根据汽轮机的变工况特性计算得到。电价以0.36元/(kW·h)、热价以40元/GJ、煤价以700元/t标煤计算;锅炉效率取0.93,管道效率取0.99。增加蓄热水罐前后机组各项指标的具体计算结果见表1。增设蓄热水罐储热后,相对于常规供热方案:白天机组发电量保持不变,对外供热负荷也不变,但是汽轮机抽汽除了对外供热外,需要增加79.7t/h蒸汽流量用于蓄热系统储热,此时主蒸汽流量增加了30.7t/h,对应锅炉吸热量增加20.76MW,标煤低位发热量为29307kJ/kg,故白天18h将多消耗45.9t标煤。夜间机组进行调峰时,在满足低压缸最低进汽量的条件下,常规供热方案在供热300MW的条件下,机组最低发电负荷可以达到169.6MW,为机组负荷的56.3%;储热罐方案夜间可利用蓄热系统进行对外供热,蓄热罐供热功率为168MW,汽轮机组抽汽供热功率为132MW,总供热负荷与常规供热方案相同,都为300MW,此时,机组的最低调峰负荷可以达到78MW,为机组负荷的26%,可以增加调峰深度91.6MW。上述计算主要针对机组直接运行成本及效益影响,暂不考虑改造方案投资及回收等因素。常规供热方案在供热周期每天经济效益为118.1万元,蓄热罐方案在供热周期内白天蓄热罐储热需多消耗3.2万元的煤,同时晚上由于调峰低负荷运行,夜间经济效益减少了4.7万元,每天经济效益为110.2万元,由于夜间调峰能力的改变影响机组经济收益7.9万元/天。蓄热罐技术方案夜间6h可提供的总调峰容量(即可减少的机组发电量)为549.6MW·h。经济效益损失可以视作为获得此调峰容量付出的机会成本,因此分摊在单位调峰电量上的调峰补偿成本为0.144元/(kW·h)。为了验证不同供热负荷工况下的计算结果,保证其它条件不变,夜间供热负荷以350MW计算,主要结果见表2。由表2可见,夜间供热负荷350MW时,白天18h用于蓄热的抽汽将多消耗45.9t标煤;夜间机组进行调峰时,最低发电负荷可从199.4MW降到103MW,可以增加调峰深度96.4MW,调峰负荷率将从66.5%降到34.3%。对于常规供热方案,供热周期每天经济效益为131.81万元,对于蓄热罐方案,每天经济效益为123.18万元,机组经济效益损失为8.63万元。蓄热罐技术方案夜间6h可提供的总调峰容量(即可减少的机组发电量)为578.4MW·h,折合在单位调峰电量上的调峰补偿成本为0.149元/(kW·h)。可以验证供热负荷350MW需要的最低补偿成本与300MW基本保持一致。2.3调峰补偿成本风险分析以上的计算都是基于煤价、热价、上网电价分别为700元/t、40元/GJ、0.36元/(kW·h)得到的结果,不同时期、不同地点的煤价、热价与上网电价会在一定范围内波动,也会对调峰需要补偿成本产生影响。通过简单分析可知,热价对调峰补偿并没有影响,因为增加蓄热水罐储热与常规抽凝供热相比,对外的供热负荷没变,改变的只是调峰引起的耗煤量变化与发电负荷变化。以下分别针对煤价、上网电价进行敏感性分析,计算结果如图2所示。由图2可见,煤价从700元/t标煤～800元/t标煤变化时,调峰补偿成本波动范围在0.144元/(kW·h)～0.114元/(kW·h)。随着煤价的上涨,调峰需要补偿成本不增反降,这是因为虽然增加蓄热水罐需要在白天多抽汽蓄热引起煤耗增加,但是夜间调峰时,蓄热水罐提供了一部分热负荷,所以机组发电量大幅降低,夜间机组消耗的煤量是降低的,而且这部分由于机组低负荷运行减少的煤量多于抽汽蓄热引起的煤耗增加,因此导致了煤价上涨调峰补偿成本下降的结果。上网电价从0.3元/(kW·h)～0.4元/(kW·h)变化时,调峰补偿成本波动范围在0.084元/(kW·h)～0.184元/(kW·h),上网电价每上涨0.01元/(kW·h),需要补偿成本上升0.01元/(kW·h)。这是因为白天的发电量不变,整体发电量的变化即为调峰负荷的变化,因此,由于调峰少发电量最终导致经济收益减少,需要进行调峰补偿成本的敏感性与上网电价的敏感性一致。2.4蓄热水罐对调峰能力的影响除了煤价、电价、热价之外,蓄热水罐的容量与蓄热能力也对机组的调峰能力有影响,下面针对不同蓄热能力的热水罐对机组运行方面的一些影响做进一步分析。热水罐蓄热能力对机组调峰能力的敏感性如图3所示。随着蓄热水罐容量及蓄热能力的增加,机组白天需要提供更多的抽汽用于蓄热,白天的煤耗量随之线性增加,夜间蓄热水罐可承担更多的供热负荷,机组的夜间最低负荷随之线性降低,相应地,机组的调峰能力线性增加,夜间煤耗量也线性减少。同时,由于蓄热能力的增加,电厂需要得到的调峰补偿成本有下降的趋势,但是幅度不大,基本维持在0.14元/(kW·h)～0.15元/(kW·h)之间。3电厂调峰技术的必要性由以上分析可知,利用蓄热水罐储热技术可以有效地降低供热机组在夜间的最低发电负荷,实现相应的热电解耦,具体的结论如下:(1)热电厂通过选择合适容量的蓄热水罐进行灵活性调峰改造,可以有效地实现“削峰填谷”,使机组在夜间的调峰深度增加。机组可以达到的调峰深度与供热负荷以及蓄热水罐的容量相关,以案例机组为例,供热负荷300MW时调峰负荷率可从56.3%降到26%,供热负荷350MW时调峰负荷率可从66.5%降到34.3%。(2)热电厂在利用蓄热水罐进行调峰时可分为吸热-放热两个阶段,白天蓄热系统吸热时,机组需要多抽汽,会增加一部分煤耗成本;夜间进行调峰时,发电量与煤耗量都会相应降低