超临界燃煤机组调峰运行的可行性分析

超临界燃煤机组调峰运行的可行性分析

目前，安徽省电网总生产能力约为7gw。1998年，最大日负荷约为5gw，白天负荷约4gw，夜间负荷约2.5gw，峰值山谷差异约1.5gw。对于我国目前占火电厂发电容量较大比例的200MW和300MW机组而言,当夜间用电下降时,可在某一低负荷下运转,但占火电厂发电成本约70%的煤耗却随着负荷降低而上升。如亚临界参数的300MW燃煤机组在100%负荷时,煤耗约335g/(kW·h),而在40%负荷时,煤耗约385g/(kW·h),均将造成发电成本的上升和电网效益的下降。对于燃煤小锅炉的污染问题可以采取电锅炉代替,但是单纯的电锅炉用电量大,保温效果差,电费高,用户难以承受,而且对电网的调峰作用也不明显,意义不大。1低负荷运行,因峰谷差大,导致负荷增目前,我国电力市场大多数的状况是“供大于求”,特别是日负荷峰谷差较大,以安徽电网为例,峰谷差约为1.5GW,加之大约90%为火电机组,因此,为了调峰填谷,低负荷运行将会造成煤耗的上升和电网经济效益的下降。目前解决电网峰谷差较为成熟的措施有以下几种。1.1峰谷差电价补偿抽水蓄能电站虽能调峰填谷,但其产出能量与投入能量比约0.7,经济上必须靠大的峰谷差电价来补偿。其投资较大,造价约5000元/kW。1.2燃料为油、天然气燃气—蒸汽联合循环电站只能顶峰,不能填谷,其燃料大多为油或天然气。以油为燃料发电成本高,以天然气为燃料又需输气等设施,其综合造价较高,约为4000元/kW。1.3、苏、苏、苏、苏超临界燃煤机组具有热效率高(比亚临界机组约提高3%)污染相对较小,调峰性能、低负荷运行和经济性较好,其电站投资要比亚临界机组增加约3%。1.4增加用电负荷蓄热式电锅炉由电锅炉和蓄热器等装置组成。蓄热器实际上是一只常压式(或压力式)水箱。为了给电网“填谷”,常在电网低谷时运行,可将蓄热器内贮水加热至所需温度,供白天或晚上使用。根据需要,蓄热器可蓄贮100℃以下的热水(常压式)或100～160℃的热水(压力式)。这样,用户可根据需要,直接从蓄热器中取用热水或蒸汽。使用蓄热式电锅炉的好处,一是扩大用电市场减少电网的峰谷差,二是减轻城市大气污染。对于1t/h的燃煤小锅炉,为了燃煤和清除灰渣而配备的辅机(上煤、出灰、送、引风机等)总功率约30kW,而1t/h的蓄热式电锅炉的使用功率约750kW。用蓄热式电锅炉替代燃煤小锅炉,每1t/h在使用功率上要增加720kW。以安徽省为例,若将全省1万台燃煤小锅炉的20%改为蓄热式电锅炉并安排夜间运行,则安徽电网低谷时,增加用电负荷2.88GW,即使这2000台蓄热式电锅炉的运行同时率为50%也能增加用电负荷1.44GW。这个新增的用电负荷大体上可填掉目前安徽电网的“低谷”约1.50GW,既扩大了用电市场又降低了电网的峰谷差。采用电加热方式后,减少了对大气的污染,有益改善城市的环境。如北京御都友谊大厦装设的蓄热式电锅炉,功率为120kW,蓄热器为15m3常压式水箱,从夜晚11:00至次日7:00运行,水加热至80℃,供大厦100～200人洗用,全天供应的水温保持在60℃,享受低谷电价0.19元/(kW·h),8h电费为182.4元,增加低谷用电量960kW·h,同时减少了TSP(飘尘)、SO2、NOx对环境的污染,综合效益显著。再以安徽电网为例,为了“填谷”1.50GW,需将1042台(以每台2t/h计算)燃煤小锅炉改为蓄热式电锅炉,按现行价格每台套电锅炉(1t/h)加蓄热器约20万元,则需4.166亿元(未含相应电力设施增加的费用),但若采用其它方法调峰,支出费用将更大。2需要解决的问题2.1制定合理的峰谷成本效益为了鼓励城市的燃煤小锅炉改为蓄热式电锅炉,电力部门应制定合理的峰谷差电价。2.2关于执法性支持环保部门对燃煤小锅炉改用蓄热式电锅炉应该积极支持,并应采取执法性支持。如哈尔滨环保局最近规定:“新装锅炉用户一律只允许装用电锅炉电力部门可结合城市电网改造对用户给予支持和优惠,以促进用户的改造。2.3加大对蓄热式电锅炉的财政支持力度用蓄热式电锅炉替代燃煤小锅炉仅靠电力和环保部门的支持还不够,因为燃煤小锅炉分散于各行各业,还有改造资金问题,虽说每台1t/h蓄热式电锅炉投资只有同等燃煤小锅炉85%,但整个城市改造所需资金仍然较大,这就需要政府