发电企业进行灵活性改造的必要性20180112(课件)

关于对燃煤机组灵活性调峰改造的讨论主要内容：1、电网火力发电企业为什么要进行灵活性调峰改造2、火电厂灵活性调峰改造的技术要求及注意问题3、目前火电厂灵活性调峰改造的几种方式（1）、锅炉方面---锅炉富氧燃烧改造技术简述（2）、汽轮机方面--汽轮机切低压缸进行灵活性改造技术简述（3）、电气方面--高压电极锅炉在热电机组中的灵活性调峰技术简述4、结束语第一部分电网火力发电企业为什么要灵活性调峰改造一、国家相关政策要求自2015年以来，国家发改委、国家能源局为促进能源消费革命，相继出台了一系列电力改革文件。主要有：2015年3月15日中共中央下发《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其相关配套文件；（2）2015年12月11日，国家环保部、发改委、国家能源局三部委联合下发的《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》【环发[2015]164号】要求“全国新建燃煤发电项目原则上要采用60万千瓦及以上超超临界机组，平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时（以下简称克/千瓦时），到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时。”（3）《国家能源局关于印发2016年体制改革工作要点的通知》（国能综法改〔2016〕57号）；（4）《国家能源局关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》（国能监管〔2016〕164号）；（5）2016年6月28日、7月28日，国家能源局先后下达两批火电灵活性改造试点项目的通知，分别确定辽宁丹东等16个项目、长春热电厂等6个项目为第一、二批提升火电灵活性改造试点项目。（6）2016年7月22日，国家发展改革委、国家能源局《关于印发<可再生能源调峰机组优先发电试行办法>的通知》（发改运行〔2016〕1558号）要求“逐步改变热电机组年度发电计划安排原则，坚持以热定电，鼓励热电机组在采暖期参与调峰”。(7）2016年11月7日，国家发展改革委、国家能源局发布《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》文件。其中重点任务有：（七）加强调峰能力建设，提升系统灵活性，高度重视电力系统调节能力建设，从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举，充分挖掘现有系统调峰能力，加大调峰电源规划建设力度，着力增强系统灵活性、适应性，破解新能源消纳难题。全面推动煤电机组灵活性改造。实施煤电机组调峰能力提升工程，充分借鉴国际火电灵活性相关经验，加快推动北方地区热电机组储热改造和纯凝机组灵活性改造试点示范及推广应用。二、火电厂未来电源市场生存的需求（1）近期来看，火电厂尽早开展灵活性改造，可以保证机组优先上网，规避分摊成本，并通过参与深度调峰获得可观的调峰补贴收入。（2）长远来看，新的电力供需环境在竞争性电力市场中，火电利用小时数将会长期保持在较低水平，部分火电基本负荷电源的角色将发生转变。火电厂需根据市场中的价格波动灵活调节出力，灵活性改造是大势所趋，有利于火电适应电力市场化进程。（3）火电机组节能降耗的要求，通过一系列技术改造，提高机组调峰灵活性的同时，降低企业供电煤耗，达到国家文件要求（平均供电煤耗低于310克/千瓦时）。（4）随着风电、光伏、生物质发电等新能源发电大规模投产、并网，调峰缺口将迅速扩大，调峰补贴总额增长，“蛋糕越来越大”，具备深C、利用超低温真空智能储罐、氧气控制装置，调控供氧系统参数，实现供氧系统24小时备用，确保供氧的及时性、大量性、连续性。（4）煤种的适应性煤种适应性主要体现在：可大幅提升机组煤种应用范围，实现燃用煤矸石、无烟煤、贫煤、烟煤、褐煤等煤种。3、性能体现富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术的主要性能：（1）增强深度调峰能力——煤粉以提前主动燃烧状态进入炉膛，提高炉膛温度，保证整个锅炉煤粉不会因为炉膛热负荷过低燃烧不稳而熄火，实现锅炉不停炉超低负荷（最低20%额定负荷）调峰，增强火电机组深度调峰能力。（2）提升机组爬坡速度（负荷升降速率）——一次风煤粉流以多层（点）投运，避免传统逐层投运导致的升负荷慢、主蒸汽温度及压力不能同步增长或增长较慢等问题，在保证炉内燃烧安全的前提下，可实现增加单位时间内的入炉煤量，确保机组快速提升负荷，大幅提升燃煤火电机组爬坡速率（负荷升降速率）。（3）降低锅炉启/停时间——一次风煤粉流多层（点）投运，根据工况需求灵活调整入炉煤量，实现快速增/减投煤量，从而达到降低锅炉启/停时间的目的。（4）增强燃料灵活性——利用氧气强化煤粉中固碳的燃烧，实现对煤粉挥发份含量不做要求，有效提高锅炉煤种适应性；实现能够燃烧烟煤、贫煤、无烟煤以及掺烧生物质能源（秸秆、木屑等）的目的，达到提高机组燃料灵活性的目的。（5）保证SCR装置的高效投运——利用多层（点）的燃烧，抬高火焰中心，缩短火焰中心到炉膛出口的距离，使烟气温度满足SCR投运要求（≥320℃），全程安全、高效地投运。（6）保证同比工况炉效不降低——采用提前着火、主动燃烧的方式，相对延长了煤粉在炉内的燃烧时间，降低锅炉飞灰及大渣含碳量；同时抬高火焰中心，缩短火焰中心到炉膛出口的距离，避免为提高烟气温度而开启（或安装）省煤器旁路等措施，保证同比工况炉效不降低。（7）同比工况不增加NOX排放——富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术利用一次风粉在富氧燃烧器内提前主动着火燃烧，由于燃烧器内处于极度缺氧状态，燃烧产生大量CO强还原剂，在燃烧器及炉膛内抑制并还原NOX，保证同比工况下不增加NOX排放。3、应用业绩（一）在国电投重庆九龙电厂的实际应用国电投重庆九龙电厂200MW机组四角切圆燃烧锅炉利用富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术，将锅炉底层四台原燃烧器更换为富氧燃烧装置，最低实现了60MW超低负荷调峰。（1）实际应用中机组达到30%额定负荷（60MW）调峰，大幅提高了锅炉深度调峰能力；（2）在仅改造锅炉底层4台燃烧器的情况下，实现锅炉爬坡能力达到1.5%额定负荷/min，在实行多层（点）投运后，爬坡能力实现＞2.5%额定负荷/min；（3）在仅改造锅炉底层4台燃烧器的情况下，实现锅炉启动时间≤5h，在实行多层（点）投运后，可大幅提升机组爬坡速率（负荷升降速率），实现快速带上满负荷，预期启动时间≤4h;（4）同时实现燃用贫煤、无烟煤，提升了燃料灵活性。（二）在国电恒泰电厂的应用国电恒泰电厂300MW机组四角切圆燃烧锅炉利用富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术技术，将锅炉A/D原燃烧器更换为富氧燃烧装置，最低实现了65MW超低负荷调峰。如下图布置的燃烧系统的四角切圆锅炉（不限于此）富氧燃烧提升燃煤火电灵活性装置安装位置（B层）富氧燃烧提升燃煤火电灵活性装置安装位置（B层）富氧燃烧提升燃煤火电灵活性装置安装位置（D层）每个角燃烧器共布置13层喷口，包括有4层一次风喷口（锅炉由下到上为A、B、C、D层）,1层三次风喷口（XX）层，1层顶二次风（OFA）喷口,7层二次风喷口。采用断层富氧燃烧方式，即对锅炉B、D层燃烧系统进行改造。技改后，在锅炉启停阶段B层作为主点火层使用，D层可作为辅助点火层使用；在机组深调阶段，B、D层可实现断层燃烧，达到富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术要求。调峰负荷稳定运行时间(h)爬坡速度单次冷态启动时间燃料适应性78MW1310MW/min≤4h实现燃用贫煤、无烟煤72MW1084MW978MW1065MW6（1）投运A层4台富氧燃烧器，最低达到了21%额定负荷（65MW）超低负荷调峰，在低负荷时，灵活投运D层富氧燃烧器，提升了烟气温度，确保烟温满足SCR投运要求（＞320℃）；在机组快速升负荷时，通过多点灵活地投运A/D层富氧燃烧器，实现了锅炉爬坡能力达到3.5%额定负荷/min，同时实现燃用贫煤、无烟煤，提升了燃料灵活性。应用多点多层投运方式，能够满足火电灵活性中快速升温升压的要求，可有效缩短锅炉各种状态下的启动时间。尤其在停机调峰过程中，锅炉基本属于热态启动，此时温度损失大于压力损失，如按常规启动方式，不能快速提升主汽温和再热汽温，导致机组不能满足灵活性要求。应用富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术进行热态启动，启动时间可缩短至≤4h。（4）能够快速建立锅炉烟气热循环，尽快改善燃烧工况，对启动期间炉内燃烧安全提供保障。5、富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术优势技术优势主要体现在以下几点：（1）、锅炉可实现深度调峰要求。（2）、实现了对燃料挥发份含量不做要求，有效提高锅炉煤种适应性。（3）、提升燃煤火电灵活性技术多层（点）投运，有效地增加了锅炉吸热效率。（4）、实现增加单位时间内的入炉煤量，确保机组快速提升负荷，大幅提升火电机组爬坡速率。（5）、提高低负荷下锅炉烟气温度，满足SCR运行烟温要求；（6）、灵活性一体化控制操作安全、简单、及时、稳定。（7）、同比工况下不增加NOX排放。（8）、同比工况下不降低锅炉炉效；6、富氧燃烧技术存在的问题第一、需增加氧气制备系统以及CO2压缩设备。第二、空气分离产生的大量副产品氮气还需要找到合适的处理利用途径。第三、循环烟气中CO2的处理及改进。第四、如灰渣、换热、除尘等其他待研究的内容。二、汽轮机方面--汽轮机切低压缸进行灵活性改造技术简述1、基本机理理论上汽轮机完全可以在低压缸不进汽的情况下运行，但是由于汽轮机的设计是理论和实验的结合，生产厂家不一样，其结构也有差异。实际低压缸切缸运行时，低压缸缸内要采用适当减温措施，以及其它技术措施，实现低压缸脱缸安全运行，提高机组供热能力，降低机组调峰时电负荷。2、实例简要介绍以新疆天池能源公司热电联产项目2×350MW机组低压缸脱缸改造为例。（1）初步改造内容：1）高真空的实现，增设一套蒸汽喷射器抽真空装置。2）低压缸喷水减温，带走脱缸后运行低压缸鼓风热量。3）低压缸进汽节流，中低压联络管上加装隔离阀，完成中排蒸汽的节流，使几乎全部的中排蒸汽进入热网加热器供热。（2）为提高供热能力增加的必要供热设备。具体增加设备：热网加热器。（3）考虑给水泵为汽动给水泵，小机排汽直排空冷岛，低压缸脱缸运行后小机最小排汽量约30t/h，加上低压缸冷却蒸汽流量15t/h，至少有约45t/h蒸汽上空冷岛，空冷岛只开一列运行，45t/h蒸汽量远大于空冷岛一列支管的防冻流量，故不对低压缸脱缸运行改造后小机排汽做相应改造。（4）改造后实际运行主汽量下，因为低压缸最小通流量降低至15t/h，至少增加约160t/h中排抽汽量用于供热，单机增加供热负荷115MW，采暖热指标按55W/m2计算，单机增加供热面积210万m2，供热煤耗下降约55g/kWh，低压缸脱缸运行减少机组做功能力25MW，即在现有最低供电负荷基础上降低电负荷约25MW。改造后全厂增加供热能力约230MW，增加供热面积约420万m2。（5）项目投资金额两台机组低压缸脱缸灵活性改造工程总投资，详细分项如下：序号项目#1机组费用，万元#2机组费用，万元1抽真空系统改造1501502低压缸减温水系统改造1201203中低压联络管及隔离阀加装改造1801804热网加热器2505加装空冷岛隔离蝶阀改造1201206控制系统改造40407电气部分30308热控部分50509技术服务（包括可研、设计、调试）25025010安装费用20017011合计1390111012总合计2500三、电气方面--高压电极锅炉在热电机组中的灵活性调峰技术简述1、高压电蓄热技术分类及原理目前，国内有高压固体电蓄热和高压电极锅炉蓄热两种技术。高压固体蓄热技术高压固体电蓄热系统组成：高压供电系统、电发热体、高温蓄热体、换热器、热输出控制器、耐高温保温外壳和自动控制系统等组成。工作原理是：在预设的电网低谷时间段，自动控制系统接通电源开关，电网为电发热体供电，电发热体将电能转换为热能同时被高温蓄能体不断吸收，当高温蓄热体的温度达到设定的上限温度或电网低谷时段结束时，自动控制系统切断电源开关，电源停止供电，电发热体停止工作。在需要时，高温蓄热体可以再通过热输出控制器与换热器连接，换热器将储存的高温热能转换为热水、热风或蒸汽输出。固体蓄热工作原理图：B、高压电极锅炉蓄热原理高压电极锅炉系统组成：高低压供电系统、高压电极锅炉、补给水系统、定压系统、换热器、化学加药设备、蓄热罐等组成。工作原理：在预设的电网低谷时间段，自动控制系统接通电源开关，高压电极锅炉工作，将电能转换为120℃的热水，通过板式换热器转化为100℃左右的热水储存到蓄热罐内，需要时将储存的热水释放出来。高压电极锅炉系统工作原理图2、高压电极锅炉结构高压电极锅炉的原理：电极锅炉的工作电压为6-25kV.目前国内运营电压为10KV。锅炉高压三相电极Y形接线法，每个电极都会连接一相。三相电极和零点电极在水中直接产生电流。功率大小取决于三相电极和零点电极间的导电面积。为了控制负荷大小，由调节盾。通过安装在三相电极和零点电极之间调节保护盾（绝缘材料制作）的升降控制三相电极与水的接触面积，从而来控制锅炉负荷。10KV电压时，电阻仅为1.5-2.5KΩ零点电极安装于电极锅炉内部，由3个电子管组成，固定安装在锅筒里，三相电极安装在压力器顶部的绝缘体上。锅炉是一个高电阻绝缘体，对于管道系统，地板和锅炉框架来说，锅炉安放在绝缘体上，通往锅炉外部管路系统的连接使用绝缘膨胀节，控制进出水流的低电导率，保证运行的绝对安全。3、蓄热罐的功能蓄热罐一个重要作用是对供热系统的削峰填谷，它的调峰能力可取代建设尖峰热源，节约尖峰供热厂的燃料消耗。储热罐技术利用水将热量存储到储热罐内，通常采用常压或承压式。一般情况，当热管网供水温度低于98℃时设置常压储热罐，高于98℃时设置承压储热罐。热水储热罐的主要功能有：实现热电解耦，实现发电的灵活性与自由度，使热电机组具有深度调峰的灵活性；实现热源与供热系统的优化与经济运行；热网系统中热源与用户之间的缓冲器；尖峰热源和备用热源；是突发事故时热网的紧急补水系统；系统定压。目前斜温层储热技术已经应用于光热发电储热、燃煤供热调峰等系统中，在欧洲尤其是北欧的丹麦、瑞典、挪威等国家发展较为成熟。北京左家庄热电厂的热水储热罐于2005年投运，是我国第一座区域供热用常压热水储热罐装置，储热罐直径23m，总高度25.5m，总容积8000m3，储热罐热水区温度98℃，冷水区温度65℃，最大储热能力628.05GJ。华电能源富拉尔基热电厂在2017年建设投运了一座有效容积为8000m3的常压热水储热罐，用于电厂两台200MW机组的储热并参与深度调峰热电解耦，起到了较为良好的效果。4、实例内蒙古京科发电有限公司有1×330MW燃煤亚临界抽凝式直接空冷供热汽轮发电机组，于2010年4月投产发电。热负荷是以集中采暖热负荷为主，属季节性热负荷，集中采暖热负荷需求量随天气的变化而变化。该热电厂电蓄热灵活性调峰改造已于2017年11月12日投运。（1）主要设计原则1）新建电锅炉供热站对外供热采用二次循环系统，即供热站产生的供暖热水通过板式换热器加热现已形成的热网水，并作为系统内的调峰热源，整个电锅炉供热站所供出的热力将接入电厂的热网，并在系统内设有与供热负荷和电锅炉容量相匹配的无压储热罐。2）新建供热站内设有热网循环水泵，不设热网补水定压系统，热网补水定压系统在电厂热网系统内实现。3）新建供热站厂房以外的热网供回水管道采用地下直埋敷设。4）本项目暂使用PLC控制，在电厂现集控室增加两台操作员站，根据电厂方要求，2018年改造为DCS控制。。5）新建供热站设有一台油浸分裂变压器和两台干式变压器，不设备用，油浸变压器将20kV供电降至10kV，向供热站的电锅炉提供供电电源，干式变压器将10kV降至380V，向供热站内的低压电源。6）供电电源及室内电缆敷设方式：供电电源由电厂发电机出口封闭母线引接，至供热站区域的供电线路采用管型绝缘母线架空敷设，由配电间至电锅炉间内的电缆采用室内架空敷设。7）电锅炉负荷由东北网调直接调度。（2）主要技术参数确定1）热电解耦时间的确定热电解耦时间是对改造投资影响较大的参数，解耦时间越长，改造投资越高，但机组参与深度调峰的灵活性也越大，在保证供热的前提下，甚至机组可以实现以纯凝方式运行。通过地域情况和电网负荷特性分析和风电特性分析，可以认为电网对火电机组在夜间6小时内参与深度调峰热电解耦的需求最为迫切，推荐热电解耦时间为6小时。2）电锅炉容量确定根据电厂目前单机运行的实际情况，为保证供热的可靠性，在参与深度调峰时段，热网加热器不能完全退出，而应以最低运行供热负荷继续运行，以保证电锅炉系统退出后，电厂自身供热系统能够继续安全稳定运行。通过核定计算，本项目现阶段推荐采用10台12MW电锅炉总容量为120MW的方案，120MW同时投入或切除不会影响电网的安全稳定运行。3）热水储热量的确定根据供热期热负荷曲线及配置电锅炉容量，通过计算蓄热负荷，供热初末期电锅炉有50%以上的剩余供热能力，按最大剩余能力配置蓄热罐的容积为7500立方米，按经济配置蓄热罐容积为3700立方米，本工程选择蓄热罐容积为4700立方米较为合理。4）供电方式选择由内蒙古京科发电有限公司#1发电机出口封闭母线T接一台20/11-11kV(125/65-65MVA)分裂变压器（即：高压加热变压器），为10kV两段母线供电，供电线路长度约0.29km。5）供热能力本工程主要任务为采暖供热，10台12MW电极式电锅炉供热量：432GJ/h，可供采暖面积：207x104m2。本工程中蓄热结束温度为98℃，释热结束温度70℃，蓄热温差28℃。蓄热时，热网供水自罐体上方布水器送入，蓄热流量为800m3/h。释热时，流向相反，热水自罐体上方布水器抽出，释热流量为800m3/h。本次设计流量为800m3/h。供热方式：供/回水温度98/70℃，供/回水压力1.8/0.5Mpa考虑。6）循环水量计算电锅炉供热管网循环水量当出水和回水温度98/70℃，同时蓄热罐按照额定负荷储热或者放热，并且温差为28℃时，循环水量为4500t/h。为保证电锅炉经济效益，采暖最低负荷工况时也应保证电锅炉满负荷运行，需要调整采暖热负荷时调整蓄热罐热水容量既可，蓄热罐与电锅炉及原供热站均可以联动运行或单独运行。7）自控系统控制系统通过工控机或PLC控制器可以实现远程遥控或以太网控制并显示电热炉的工作状态、工作温度