碳捕集电厂调峰性能及优化策略研究

碳捕集电厂调峰性能及优化策略研究

0碳捕集与提取在节能减排、低碳经济发展的背景下，以风能为代表的可能源能源将提供良好的发展机遇。中国计划建设6个大型发电基地，建立大规模、集中式能源发展道路。由于风电出力往往存在着间歇性强、随机性大的特点,将造成电网调峰需求的大幅度增加,提高了电力系统调度中的不确定性,也将对电网的安全运行带来严峻挑战。调峰能力的不足可能成为制约电网容纳大规模风电接入的主要技术瓶颈。采用低碳技术、发展低碳电源是实现电力低碳化发展的重要途径。尽管目前水电、核电等低碳电源已得到了广泛的运用,并产生了显著的碳减排效益,但从发展的角度看,化石燃料仍将是未来数十年内主要的发电一次能源,尤其对于中国、美国、澳大利亚这类化石燃料资源丰富的国家更是如此,这将使得全球的碳减排事业蒙上一层阴影。二氧化碳捕集和封存(carboncaptureandstorage,CCS)是实现电力低碳化发展的关键技术,通过将CO2从排放源排放的气体中分离出来,输送到安全的封存地点,实现其与大气的长期隔绝。通过建设碳捕集电厂,可以实现对电厂排放CO2的捕集与储存,从而显著降低传统火力发电厂的碳排放强度。近年来,CCS技术得到了广泛的关注与迅猛的发展。美国政府发布了对于CCS技术的最新科技专项基金资助,英国与欧盟政府更是发布了新建燃煤电厂必须具备碳捕集资质的规定。与此同时,我国也采取了积极的行动,北京华能热电厂投产了第一套示范性碳捕集系统,年捕集能力为3000吨CO2,而计划于2009年底建成的华能石洞口第二电厂将成为世界最大的燃煤碳捕集电厂,预计年捕获CO2高达10万吨。电力系统的运行需确保任意时刻的供给平衡并响应负荷波动,因而要求发电机组提供诸如负荷跟踪、调峰、备用、开停等辅助服务。从发展的角度看,在低碳环境下,碳捕集电厂势必将逐渐取代传统火电,成为主要的电源品种;因此,碳捕集电厂应具备良好的调整能力与调峰性能,尤其能够快速响应由于大规模风电接入所带来的巨大不确定性,保障电网的安全运行,并降低系统的调峰运行成本。然而,目前关于碳捕集电厂的运行机制及其对于电力系统运行的影响等领域的研究仍然较少,仅有的少数文献也只是实施了初步的定性探讨[6,11,12,13,14,15],亟待开展深入的研究。1碳捕获和储存设备的运行机制1.1碳捕集系统能效评估在传统火电厂原有发电设备的基础上,引入单独的碳捕集系统,即形成碳捕集电厂。能量流动反映了电厂运行中最为基础与本质的特征。在火电厂运行中捕集CO2需要耗费不菲的能量,称为“捕集能量”。捕集能量将导致电厂发电效率的相对下降,称为“发电效率损失”。碳捕集电厂的发电效率损失主要来源于2类捕集能量的损耗。第1类能耗与碳捕集系统的运行状态无关,称为维持能耗gMCC,主要为由于引入碳捕集系统造成原电厂结构变化或运行工况变化所带来的发电效率损失而引起的能耗,可认为该能耗不随电厂运行状态的变化而改变。第2类则与碳捕集系统的运行水平相关,称为运行能耗gRCC,主要包括碳捕集系统在吸收、分解与压缩CO2等环节上的能量损失,捕集的CO2量越大,则运行能耗也越大。大量的碳捕集实测结果表明,捕集单位CO2所消耗的热功率大致为常数,记为λGE。以GECC表示CO2捕集量,即有碳捕集电厂的能量流如图1所示。输入的化学能来自煤炭等化石燃料,按照一定的转换效率通过发电循环输出电能,定义为“等效输出功率”。等效输出功率中的一部分将被分配给捕集系统,即为捕集能量,扣除捕集能量之后,剩余部分才是电厂对外表现出来的输出功率,亦即一般意义上的电厂出力,定义为“净输出功率”。1.2碳捕集水平cc与gn观察图1,由能量守恒定理,可得式中:gCC为总的捕集能量;gN为净输出功;g为等效输出功率。记电厂燃烧化石燃料所产生的CO2为GE,单位电量的碳排放强度为Ge,则有以βCC表征电厂的碳捕集水平,其定义如下:联立式(1)~(4),可得根据式(5),碳捕集电厂的净输出功率与碳排放不再是一一对应的关系,而是由等效输出功率与碳捕集水平共同决定。在一定的等效输出功率下,提高捕集水平βCC,即降低了净输出功率。从现有的技术条件看,βCC的最大取值约为85%~90%。以gCCmin与gmin分别表示碳捕集与一般火电机组的最小净出力。当g处于较低水平时,gN可以运行在gmin之下。显然,当g取gmin,而βCC取最大值βCCmax时,gN即为gCCmin;同理可得到gCCmax:碳捕集电厂的出力运行区间如图2所示。2碳捕获和储存容量的峰性能2.1碳捕集与常规机组的运行特性比较调峰深度与调峰响应速度是发电机组在电力系统运行调峰中最为重要的性能指标。1)调峰深度。由于gCCmin<gmin,碳捕集电厂将拥有更大的下调峰深度。以GrCC与Gr分别表示碳捕集与一般火电机组的调峰深度(即最大最小出力的比值),由于gMCC远小于gmax,则根据式(6),可得式(7)的分母小于1,即有rGCC>rG,碳捕集电厂的调峰深度得到了提高。2)调峰响应速度。一般火电机组的出力变化往往需要通过改变锅炉状态来实现,耗费较长的时间,而碳捕集电厂的捕集能量主要来自于从发电循环抽取蒸汽或直接利用厂用电,理论上可以在一定幅度内快速调整捕集能量供应,从而改变电厂的净发电功率,使其表现出类似热电联产机组的运行特性。因此,在捕集能量的调整区间内,碳捕集电厂将具有更快的调整速度。2.2极端情况下机组整体负荷波动的影响尽管引入碳捕集系统将使火电机组的发电效率出现一定程度的下降,带来额外的发电成本;但也赋予其更快的调峰速度与更大的调峰深度,可以利用其优良的调峰性能,为电力系统的安全运行提供有价值的辅助服务,并在某些极端情况下(如剧烈的负荷波动、突然的机组停运等)发挥关键作用。可从以下3方面总结碳捕集电厂对于电力系统运行的调峰效益:1)有利于提高电力系统运行的安全裕度与调度柔性,更好适应各种不确定性因素的影响;2)有利于减少开停机,并替代为满足系统调峰需求而引入的高成本电源发电(如燃气、燃油与抽水蓄能电厂等),从而降低系统运行成本;3)有利于提高风电等清洁能源的接入规模与利用效率,降低系统的整体碳排放水平。同时,碳捕集电厂良好的调峰性能将使其能够更好地适应厂网分开之后电力市场背景下新的运行条件,能够更加快速地调整机组出力,响应实时市场上的价格波动,并提供诸如机组调峰、旋转备用容量等辅助服务。3电力系统的动力机制与成本分析3.1电力系统调峰成本的确定电能供应具有普遍服务的义务,在实际运行中,确保电力供应往往是第一要务,即在一般情况下(不考虑供不应求及机组停运等极端情况),机组的开停机与运行方式应确保满足系统的最大负荷需求;因此,在我国,电力系统的调峰问题主要集中在负荷低谷时段的“下调峰”。需要注意的是,本文的讨论将基于日调峰的时序展开。根据调峰成本,可大致将不同的调峰方式分为常规压负荷调峰与高成本调峰2类。常规压负荷调峰指一般意义上的压负荷出力行为;尽管该方式往往导致机组发电效率的降低,从而提高发电成本,但相比于机组开停等高成本的调峰方式,成本增量往往可以忽略不计。高成本调峰方式主要包括常规火电机组的深度调峰、火电机组开停、抽水蓄能、水电弃水等方式,此类调峰方式由于较高的运行成本而区别于常规的压负荷调峰。此外,引入碳捕集技术之后,碳捕集电厂可通过抬高捕集水平,降低净输出功率,以满足系统的调峰需求。3.2临界调峰阈值结合图3的典型日负荷曲线,分析电力系统的调峰机制。上调峰极限gRup与日峰荷之间的差值表示系统预留的正旋转备用,一般取最大机组的额定容量或总负荷的3%~5%。下调峰极限gRdown与最小负荷间的差值则为系统的负旋转备用,一般取最小负荷的3%~5%。临界调峰阈值gRC则为常规压负荷调峰容量与其他调峰容量之间的分界线,即表示在投入所有常规压负荷调峰容量的情况下,系统能够达到的最小出力水平。当下调峰极限位于临界调峰阈值之下时,则意味着需要投入高成本的调峰手段或者碳捕集调峰(统称为有偿调峰手段),方可满足系统的调峰需求。不妨称临界调峰阈值与下调峰极限之间的差值为最大有偿调峰容量gRVmax。以NTV表示需投入有偿调峰手段的时段集合,则有ti∈NTVi=1,2,,nTV,nTV表示NTV集合的个数,it可以是连续的,也可以是离散的时间序列。3.3有偿调峰设备的功能机制和成本3.3.1发电效率对发电成本的影响将火电机组的出力水平降至正常运行区间之下,即为深度调峰。在深度调峰状态下,机组的发电成本将大大增加,主要源于2方面原因:首先,机组发电效率将显著下降;其次,在深度调峰状态下,燃煤机组往往需要额外燃烧一部分燃油,从而增加了综合的发电成本。记第m类机组在时刻t的深度调峰容量为gmR,tV,单位容量的调峰成本为mcRV。3.3.2机组开停发电效率对于燃汽/燃油机组而言,原则上可以实现快速频繁启停,但考虑到机组工况与实际运行情况,一般一天之内最多只启停一次。因此,对于下调峰而言,当决定在时间1t关停第m类机组容量gmG,t1Of时,在所有t≥t1的时段内,该开停容量都将是有效的。记第m类机组的开停成本为mcGOf。当需要实施机组开停时,在有偿调峰时段开始时刻即实施是最佳选择,即可近似认为其产生的总调峰容量为gmG,t1OfnTV,而单位开停容量的调峰成本则为mcGOf/nTV。从我国的实际情况看,燃汽/燃油机组的发电成本要远高于常规燃煤机组,若不需通过燃汽/燃油机组启停来满足系统的调度要求,则肯定不会优先安排燃汽/燃油机组发电。因此,燃汽/燃油机组开停将带来额外的发电成本增量,该增量即为燃汽/燃油机组与常规火电单位电量发电成本的差值,记为∆cmFR;以时段长度Gn表示燃汽/燃油机组m在关停前的等效发电时间,记单位容量燃汽/燃油机组开停成本为CPGO,则有3.3.3启停成本分析燃煤机组的开停往往需要较长时间,在一天的时间跨度上最多启或停一次;启停成本较大,作用机制与燃汽/燃油机组启停基本一致。记时间t关停第m类机组的容量为gmF,tOf,其开停成本为mcFOf。一般情况下,燃煤机组的深度调峰成本小于开停成本,所以深度调峰往往先于开停,即机组的开停容量需从其深度调峰下限往下减。3.3.4成本零正常情况下不允许水电弃水,这既来自政策规定,以提高发电的清洁性,又来自经济层面,因为水电发电成本几乎为零。然而,当通过各类调峰手段仍无法满足系统调峰需求时,则水电弃水将成为一个暂时性的有效调峰手段,其成本主要体现在间接成本上,每单位的弃水电量需要由其他机组替代发电,而此时替代其发电的机组主要为濒临开停的临界火电,不妨记其发电成本为cHy,而时刻t的弃水电量为gtHy。3.3.5特征变量及约束条件1/3的选取抽水蓄能电厂可在负荷高峰时蓄水,并在负荷低谷时发电,从而提高系统的调节能力。当电厂处于蓄水状态时,其用电功率多为定值CSap,为充分发挥其调峰能力,不妨认为在调峰前电厂将处于其最大发电状态CGap。记时刻t抽水蓄能电厂提供的调峰容量为gtPu,引入0-1决策变量µtPu,t∈NTV,µtPu取值为0时,电厂处于发电状态,取值为1则代表蓄水状态。CaSp与CGap之间一般存在着1.1~1.2的抽蓄比,记为αPu,则有与水电弃水同理,抽水蓄能本身并没有产生直接的调峰成本,然而,抽水蓄能电厂运行有一定的发电效率损失,记为ηPu,即每蓄单位电量,将同时消耗1/ηpu的电量,大致取值为1/4~1/3;该部分电量可等效于由系统其他的所有机组供给,因此替代发电成本即为系统的平均发电成本,记为cPu。3.3.6运行碳捕集系统的调峰成本碳捕集电厂的运行机制与抽水蓄能有异曲同工之妙,可在负荷高峰时降低捕集能量,并在负荷低谷时提高捕集能量,以提供下调峰容量。在未对发电企业实施碳排放限额分配并开展碳交易的前提下,电厂不会“主动”开启碳捕集装置。因此,在有偿调峰时段捕集碳,将带来额外的发电成本;而对捕集的CO2进行运输与储存同样需要花费一定的成本。记单位时间的捕集电量为gtCC,则其调峰成本PCCC为式中:GcCC为碳捕集电厂单位电量的发电成本;ScTS为运输与储存每单位CO2的成本;πE为市场的碳交易价格。式(10)右侧的前2项表示碳捕集调峰的直接成本,第3项则表示将捕集碳排放额度在碳交易市场上出售所获得的收益,在碳交易未实施的场景下,πE的取值为0。通过运行碳捕集系统额外提供的最大调峰容量可用gmin-gCCmin表示。对各类有偿调峰手段的调峰成本总结可见附录A表A1。4基于电气系统变革趋势的决策方法4.1调峰成本曲线的形成在给定日负荷曲线与可用电源结构的前提下,为实现调峰成本最小化,应通过对各类调峰手段的选择与安排,决策最优的有偿调峰方案,并确保系统在负荷低谷时段的下调峰能力,即有式中:左侧的6个子项分别对应着以上6类有偿调峰手段在时刻t投入的调峰容量;gtRV为系统在时刻t的有偿调峰容量需求;gtRV的最大值即为gRC-gRdown。为提高制定最优调峰方案的直观性,并优先利用高效、低成本的调峰手段,本文提出了“电力系统调峰成本曲线”的概念。曲线形成过程如下:1)比较不同调峰手段的成本,按成本大小形成有偿调峰序列,根据序列依次累积各类调峰方式的最大可调容量,即形成系统的调峰成本曲线。2)在曲线上找到系统当日最大有偿调峰需求所对应的容量与调峰成本,低于该成本的调峰手段组合即是为满足当日最大有偿调峰容量所需调用的优化调峰方案。若该方案包含了机组开停机安排,则认为开停机将在当日第1个有偿调峰时段开始实施,并作用于随后的所有时段;若该方案不包含机组开停机安排,则意味着在该日任何时段均不需实施机组开停机。从而首先确定了系统当日的开停机计划。3)在扣除以上开停机调峰容量的基础上,对于任意其他时刻t(t∈NTV),同样寻找曲线上该时刻有偿调峰容量所对应的临界调峰成本,低于该成本的调峰组合即为对应的优化调峰方案。遍历NTV集合内的每一个时间点,各时刻的调峰方案集合即形成最终的优化调峰方案。4.2有偿调峰段间耦合关系分析本质上,电力系统的调峰决策是一个多时段协调优化问题,以上基于系统调峰成本曲线的决策方法,原理上相当于将一个多时段协调优化问题分解为多个单时段优化问题的集合,此简化仅当各种调峰手段在时段间不存在耦合关系时方成立。分析以上各类有偿调峰手段,火电深度调峰将面临时段间爬坡能力的约束,然而由于深度调峰的成本在各种手段中往往是最低的,因此在有偿调峰时段基本会被确保第1个调用,而深度调峰本身的幅度较小,所以忽略爬坡约束并不会对优化结果造成太大的影响。对于机组开停而言,由于统一将开停时间处理在有偿调峰的开始时刻,消去了时段间的关联关系;而水电、抽水蓄能与碳捕集电厂均具有很强的调整特性,其时段耦合关系可以忽略。因此,基于系统调峰成本曲线决策的简化方法适度而合理,可以得到优化程度较高的调峰方案。5计算与分析5.1典型日负荷数据和外来资源以我国电源结构最为复杂的某省电力系统作为算例分析的背景。系统典型日的负荷数据、可用装机等数据详见附录A表A2~A3。为分析方便,本文对一定类别与容量等级的发电装机实施了“组团式”归类。5.2调峰深度的确定在系统中引入600万kW的碳捕集装机(10台60万机组),取Ge为0.76t/(MW⋅h),βCCmax为85%,gMCC为15MW,则gCCmin可下探到24万kW,调峰深度从原来的2上升到2.5。碳捕集电厂出力区间为24~58.5万kW。取Gn为3h,mcFOf与mcGOf分别为1000与520元/MW,mcRV为40元/(MW·h),系统平均发电成本与小火电发电成本分别为250与300元/(MW·h)。抽水蓄能的发电效率为75%。取GcCC为250元/(MW·h),ScTS为40元/吨,πE为80元/t;λGE取0.23MW·h/t[6,7,8,9,10,11,12,13]。系统各类有偿调峰方式的最大容量与调峰成本如附录A表A4与A5所示。所形成的有偿调峰成本曲线如图4所示。5.3深刻控制碳捕集由图4可知,系统最大有偿调峰容量对应的临界调峰成本为112元/MW,临界的调峰手段为燃气/燃油机组开停。碳捕集在整个调峰序列中处于深度调峰与抽水蓄能之后,提供的调峰容量占最大有偿调峰需求的12%;10台60万kW的碳捕集电厂可替代约7台12万kW燃气机组的启停,单位调峰容