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如何做好火电灵活性改造
作者:管理员    发布于:2018-01-05 16:48:56    文字:【】【】【

导语

       长期以来,我国电力市场建设缓慢,电价和发用电计划由政府确定,虽然推动了电力供应的持续增长,但也导致传统电力粗放式发展道路、扩张式经营模式与清洁可再生能源的矛盾日益尖锐,严重限制了水电、风电和太阳能光伏发电的并网消纳和持续健康发展。我国虽已拥有全球最大风电、光伏装机容量,但每年弃水、弃风、弃光限电量达到数百亿千瓦时。国家能源局数据显示,受上网标杆电价调整影响,今年上半年光伏发电迎来小高潮。截至今年6月底,西北电网风电及光伏发电装机容量合计已达5937万千瓦,占全网总装机容量的29.7%。据悉,国家能源局已初步考虑,在“十三五”电力规划中将2020年风电装机目标确定为2.5亿千瓦,相当于在2015年基础上翻一番。光伏装机目标则更为宏大,到2020年计划实现总装机1.5亿千瓦的目标,这是截至2015年中国既有光伏装机总量的3倍。可见,“十三五”期间中国风电、光伏、水电、核电将迎来更大的发展机遇,将成为“十三五”电力规划的亮点。为满足可再生能源的快速发展需要,提高可再生能源消纳能力,根据国家“十三五”规划纲要:建设高效智能电力系统,将实施提升电力系统调节能力专项工程,提升火电运行灵活性成为重点工作之一。

 为加快能源技术创新,挖掘燃煤机组调峰潜力,提升我国火电运行灵活性,全面提高系统调峰和新能源消纳能力,综合考虑项目业主、所在地区、机组类型、机组容量等因素,国家能源局今年6月28日下发了《国家能源局综合司关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》,共计16家提升火电灵活性试点项目。今年7月28日,在第一批16个灵活性改造试点项目的基础上,国家能源局综合司下发《关于下达第二批火电灵活性改造试点项目的通知》,确定长春热电厂等6个项目为第二批提升火电灵活性改造试点项目。

  2015年,全国6000千瓦及以上火电设备平均利用小时4329小时,预计在“十三五”期间将继续大幅下降。近期国家陆续出台了多项重大改革举措的文件,对我国电力体制和价格机制改革做出了全面部署。未来随着竞争性电力市场的建立,火电运行方式将逐步由计划上网过渡到竞价上网模式,同时可能推进建设多种辅助服务市场。而目前,我国火电仍实行标杆电价上网体制,火电灵活性调峰等成本相关政策迫切于今年年底前出台。根据近期陆续出台的相关政策,下一步将逐步放开竞争性环节价格,加快构建有效竞争的市场结构和市场体系,形成由市场决定能源价格的机制。针对东北风电、核电快速发展的实际,新办法改变了只在火电机组内部进行补偿和分摊的模式,将风电、核电作为重要市场主体纳入调峰机制,实现风火、核火之间的互补互济。

  事实上,火电的灵活性改造与我国新能源发展不无关系。与新能源相比,煤电具有较好的调峰性能。当煤电的规模被控制在一定范围内时,煤电和新能源之间可形成协作关系,但当煤电规模超过一定阈值时,两者之间就会发展成为竞争关系。原因在于,当新能源在电网中的比例逐渐扩大时,对调峰电源的需求也逐渐升高,而对于以煤炭为主要一次能源的国家而言,高调节性的煤电厂就成为了最为现实的可行选择,而这也是国家近期推进煤电灵活性改造的主要原因之一。开展示范试点工作的过程中,电力规划设计总院、西安热工研究院、华电电力科学研究院、国电科学技术研究院、上海发电设备成套设计研究院、上海电气、哈汽、烟台龙源、华北电力大学、吉林省电力科学研究院等单位联合项目试点单位,积极启动科研及实施改造的具体方案,鼓励示范试点电厂积累提高增减负荷速度、缩短煤电启停时间等相关经验。

  提高火电灵活性,包括改善机组调峰能力、爬坡速度、启停时间等多个方面。目前,我国纯凝机组在实际运行中的调峰能力一般为额定容量的50%左右,典型的抽凝机组在供热期的调峰能力仅为额定容量的20%。通过灵活性改造,预期将使热电机组增加20%额定容量的调峰能力,最小技术出力达到40%-50%额定容量;纯凝机组增加15%-20%额定容量的调峰能力,最小技术出力达到30%-35%额定容量。通过加强国内外技术交流和合作,部分具备改造条件的电厂预期达到国际先进水平,机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%-25%。

  目前主流技术中,不停炉超低负荷调峰技术可实现火电机组不停炉超低负荷(20%额定负荷)调峰,实现机组快速爬坡达到所需负荷,减少锅炉启停时间。针对燃煤机组弹性运行控制、增加储热装置实现“热电解耦”,在调峰困难时段通过储热装置热量供热,降低供热强迫出力;在调峰有余量的时段,储存富裕热量。对热电/纯凝机组本体进行深度改造,降低锅炉最小出力以及机组最小技术出力,优化燃烧器以及给水流量的控制策略,优化磨煤机控制策略。通过为间接燃烧系统加装储煤设备、调整连接方式、降低燃烧系统惯性。为解决电网峰谷差日趋增大而机组调峰能力不足的问题,深度开发锅炉调峰潜力,在确保锅炉炉效及环保设备全程安全、高效投运的前提下,可实现机组不停炉20%额定负荷调峰,同时,富氧不停炉超低负荷调峰系统可全程实现智能指控,调控及时、迅速,可根据电网实际需求,快速完成机组启停及升负荷过程,大幅缩短机组单次启停时间及爬坡时间。

  随着经济发展,社会对电能的需求不断增长,电网容量不断扩大,用电结构亦发生变化,各大电网的峰谷差日趋增大,电网目前的调峰能力和调峰需求之间的矛盾愈发尖锐,低谷时缺乏调峰手段的问题将更为突出。电力市场化改革的深入以及波动性可再生能源的增多,将使煤电机组逐步由提供电力、电量的主体性电源,向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源转变。结合电力系统调节能力提升工程,充分发挥火电灵活性改造在提高系统调峰能力和促进新能源消纳方面的重要作用,从而提升机组灵活性,得以及时响应电网调控,将有利于推进我国高效智能电力系统建设。

灵活性改造后低负荷燃烧注意事项

1 燃烧系统

1.1 优化磨煤机和燃烧器的协同配合

提高火电机组超低负荷运行的能力将减少机组冷启动的次数,这就对燃烧系统提出了更高的要求。在没有备用点火系统的支撑下,传统无烟煤电厂允许的最低负荷约为40%锅炉最大连续蒸发量 (Boiler Maximum Continuous Rating, BMCR),这远低于未来电力系统对火电厂最低负荷的需求。然而,通过改变磨煤机运行数量和燃烧器运行范围可获得25%的最低负荷(2台磨煤机运行模式)[3],如图1所示。在新建电厂中已经证实单台磨煤机运行也能够维持电厂系统稳定,将最低负荷进一步降低至20%以下,从而减少停炉次数。通过采用合适的燃烧器和单台磨运行模式,德国Heilbronn电厂7号机组已将最低负荷降至15%。

 

在四角切换燃烧系统中采用可倾斜的燃烧器也能提高系统的灵活性,通过减少再热调温过程,实现部分负荷下的高效率(效率大约增加0.5~1%)。图2显示了在没有调温装置的前提下再热温度是如何进行调整的。对于褐煤电厂,满负荷下一般运行6~7台冲击式磨煤机进行制粉,可利用通入燃烧器中的空气对磨煤机和燃烧系统进行调整和优化。对于新建机组,系统最低负荷为40%,而旧的机组仅仅为50%。一般情况下,四台磨煤机可以带动机组40%的负荷。然而经过对空气供应的精细控制和对磨煤机速度的调整(从而确保燃烧稳定),可在3台磨煤机运行模式下进一步降低最小出力值。例如,对Vattenfall(褐煤)超临界电厂进行相关试验,结果显示锅炉最低负荷约为37%[4]。因此利用这些方式,无论在新旧电厂中将最低负荷降至35%被认为是可行的。

1.2 扩展燃料的灵活性

生物质可作为掺烧燃料用于减少净CO2排放量。针对大型的超超临界机组,在低负荷时可运行1台磨煤机并掺烧10%(热量基)生物质燃料[3]。提前将磨煤机投入运行可用于优化火电机组的启动阶段,随后在低负荷运行时,2.1节所述的措施是具有优势的。在一次风系统中配置额外的燃烧器能节省更多的能量,这部分节能若用于干燥燃料,将使磨煤机的出力更快。在启炉阶段,通过快速转换到最低负荷(煤与生物质掺烧),将节省高达90%的启炉所需重油。

为了燃烧水分含量较高或热值较低的煤种,增加磨煤机前置预热干燥能力是必然的选择。若对电厂进行全面的升级改造,可采取大型的配置动态粒度分级器磨煤机、具有大出力的一次风机等方案。

1.3 安装仓储式制粉系统

在丹麦,仓储式制粉系统被成功地改造应用于煤粉锅炉而获得最低的锅炉负荷。它也能提高锅炉爬坡率和保持部分负荷下的较高效率。仓储式制粉系统涉及到在磨煤机和燃烧器之间安装煤粉漏斗、相配套的管路和阀门。采用这种措施,瞬时燃烧率将不再由磨煤机随时间变化的出力所决定,如图3所示。磨煤和燃烧过程的分离导致了燃烧系统延迟惯性的明显减少。这样的布局允许燃烧的变化率高达10%/min (常规燃烧系统的变化率为2~5%/min)。仓储式制粉系统也能维持燃烧过程的稳定性,避免启炉所需的重油燃料,当电力系统所需电力降低时,使更多的电力应用到煤粉的研磨上。如果电厂将仓储式制粉系统与灵活性的燃烧器协调使用时,最低负荷能降低至10%。由于磨煤机能持续处于最优工况下运行,电厂效率在低负荷时也能有所提高。具体的仓储式制粉系统的优势参见表1。

若未安装仓储式制粉系统,常规电厂可采用立轴式磨煤机通过简单地控制煤粉流量而提高燃烧系统的性能。在磨煤机研磨压力可接受的范围内,增加磨煤机电流可使煤粉输出量在几分钟的时间内快速增加。因为原煤的输送不能迅速加速,磨煤机实际上起到了能量存储装置的作用。

为了进一步提高效率,在仓储式制粉系统的基础上可增加褐煤预热干燥这一步骤。因为干燥的燃料可以在燃烧前输送至漏斗中存储。这个耦合系统不仅具有提高负荷变化率和降低最低负荷的能力,而且不需要重油的条件下能维持启炉时燃烧的稳定性[5, 6]。

1.4 监视与优化燃烧

近距离监视炉膛内的燃烧状态对机组运行是非常重要的,尤其是不断启停炉的工况。当达到非常低的负荷时可在炉内掺烧生物质,这将使燃料效率自始至终保持最高值。例如,美国佐炉科技公司(Zolo Technologies, Inc.)与斯坦福大学高温气体动力学实验室合作开发了ZoloBOSS激光测量网系统,它采用可调谐二极管激光吸收光谱(Tunable Diode Laser Absorption Spectroscopy, TDLAS)技术,无需插入探头或在锅炉旁边放置易损的电子仪器,无需参考气体、定期校验、气体取样,具有高灵敏度、高选择性及快速测量特点的新型技术[7, 8]。基于ZoloBOSS激光测量网系统的锅炉燃烧优化系统实时监测锅炉燃烧过程参数,并采用神经网络的“自我学习”技术,根据最新的燃烧过程数据在线自动完成对燃烧优化模型的调整和修正,使模型所包含的“工况点”随着时间的推移得到不断的扩充和完善,同时保证模型与变化的锅炉特性相匹配,使燃烧优化系统长期有效。它具有以下特点:1. 提高锅炉热效率,减少发电用煤的消耗;2. 增强锅炉对煤种变化的适应性,确保锅炉运行稳定;3. 提高锅炉对电网调度升降负荷的响应能力;4. 有效监测与防止锅炉结焦、燃烧失衡对水冷壁的损伤;5. 帮助DCS取得最佳配风量等。

2. 承压部件

2.1 快速负荷变化率的设计

火电灵活性还包括增强机组的负荷爬升率及快速启停的能力,这些能力与锅炉系统管壁厚度、汽机喷嘴及叶片等金属部件抵抗热应力的能力都有关系,因此对金属部件温度场分布和热应力的检测是关系机组启停次数和寿命的关键因素。在调峰过程中管道和其他承压部件应具有足够的抵抗热应力的能力。为了达到这种目的,应减少金属部件的厚度和增加集箱的数量。在丹麦,外部加热蒸汽或者热存储系统的应用减少了启炉时间。上海外高桥第三发电厂利用外部蒸汽加热技术来加速1000MW 超临界锅炉的启动。具体过程如下:该技术主要利用蒸汽代替燃油来加热锅炉。机组启动时,给水可由电厂其他机组的蒸汽来进行加热,进而锅炉可由已加热的给水和来自汽水分离器的蒸汽进行加热。当锅炉风机启动后,冷空气被已处于热态的省煤器加热,随后热空气进入空气预热器的烟气侧对冷空气进行加热,从而在机组点火前就建立起“热炉和热风”的环境。该技术加速了启动过程,降低了厂用电耗,并减少了燃料消耗和因其产生的污染物排放量。外三电厂的启动时间小于2小时(含冷态启动),耗油量小于15吨,耗电量小于8万千瓦时,并且耗煤量低于200吨(含外来的加热蒸汽)。

通过更换高品质合金材料,降低管道壁厚增加锅炉给水受热均匀性(增加分流/集箱、增加连接管)。当前金属部件仅能承受来自于负荷变化率为3~4%/min的热应力,而先进的合金部件理论上可应对最大热应力所对应的最大负荷变化率为10%/min[2]。

因为快速循环机组的主流失效机理不是来自于蠕变空洞的发展,而是蠕变疲劳的相互作用,越来越多的电厂设计者认为传统的20万小时蠕变基设计标准是不实用的。由于低的表面蠕变应变(基于10万小时的设计标准),10万小时或者更低的设计寿命更具有实用性[9]。

图4显示了基于10万小时设计寿命的金属组件在满负荷时每个循环下蠕变寿命的消耗明显下降。因此,电厂采用快速多循环模式是可行的。

现代计算方法可非常接近地模拟复杂结构中的真实梯度变化,这容易计算出承压部件的设计壁厚,如欧洲压力设备指令(Pressure Equipment Directive, FED)中的有限元法(Finite Elements Method, FEM)[9]。表2显示了P92集箱尺寸大小、允许的升温速率与可接受的蠕变速率相匹配下的壁厚。

 

2.2 降低最低负荷

通过各种手段可降低锅炉最低负荷,例如,对新建机组需特别重视蒸发装置的设计以及对现有机组的省煤器进行改造(分割布置省煤器、烟气旁路、省煤器水侧旁路、省煤器热水再循环方案(适用于亚临界机组)、省煤器流量置换方案(适用于超、超超临界机组)等)。针对现有锅炉依据以下评估步骤可减少锅炉最低负荷:1. 根据热量/电量输出、蒸汽温度/压力、排烟温度和锅炉稳定性等参数确定机组现存的最低负荷;2. 随后进行涉及到不同锅炉部件建模方面的可行性研究,其目的是允许潜在项目的对比;3. 实施关于优先项目的工程研究,以确定在启动项目前的成本核算。例如Hamel等人[10]通过建立锅炉螺旋状蒸发装置的静态和动态稳定性,将最低负荷降至20%。具体的步骤如下:1. 创建锅炉热模型;2. 分析满负荷/部分负荷下的运行数据;3. 计算螺旋状蒸发装置的静态和动态稳定性;4. 计算下游加热面的静态稳定性;5. 确定未改造条件下最低稳定负荷;6. 进行不同的稳定概念下的潜在好处和限制的对比性研究。

对新建锅炉,可在蒸发装置内采用内螺纹管或肋片管,这能在较低水量流量的工况下获得高的热传递率。直流炉在低负荷运行下或者启炉过程中,可改造循环泵以降低逃逸蒸汽损失。对于汽包锅炉,这也能增加蒸发装置内的流体流量以获得更高的稳定性。

3. 电厂配置选择

3.1 多锅炉方式

布局新电厂时采用多个锅炉联合给单台汽轮机提供高压高温蒸汽,这也能充分提高电厂的灵活性。德国知名能源企业莱茵-威斯特法伦电力股份公司为未来褐煤电厂研发一种1×1100MW蒸汽轮机配置2×550MW锅炉的新型发电机组。它不仅拥有与现代燃气轮机电厂相比的负荷变化率,而且具有更高的灵活性。负荷从1100MW降至175MW(最低负荷约为16%)将成为可能。

3.2 增加电极锅炉

电热锅炉技术在国际上主要分为电阻锅炉、电极锅炉、电热相变材料锅炉和电固体蓄热锅炉,其中做到高压电直接接入和大功率直供发热的方案是电极锅炉。它是通过消纳弃风、弃光来供热,在不影响机组运行的情况下,电极锅炉是快速实现深度调峰的一个有力的手段。特别是在风、光、水、核等清洁能源发电资源丰富的地区,在国内如吉林白城风电供热项目、内蒙古包头光热供热项目和新疆高铁电供热项目中均使用了大功率的电极锅炉。它被安装在系统中的功能主要有三个:1. 在电网中进行峰谷电的平衡和风电、光电消纳;2. 增加热电厂的火电灵活性,在不干扰机组锅炉汽轮机系统的条件下,快速实现深度调峰;3. 电极锅炉配合过热器作为核电站和常规火电机组的冷启动的启动锅炉,提供小汽机冲转和大汽机的启动暖缸等蒸汽来源。

3.3 前置燃气轮机

加装前置燃气轮机,其功率最高为现有机组功率的20%,好处在于不仅可提高电厂的输出功率、效率以及灵活性,还可将成本较高的燃料(燃气)的利用效率提高到80%左右(蒸汽燃气联合循环的燃料利用效率约60%),另外还可以加装前置蒸汽轮机提高锅炉的蒸汽输出功率。

灵活性改造技术路线

通过借鉴北欧尤其是德国、丹麦的火电灵活性技术方案,根据目前我国火电厂的实际情况,所有电厂无论是热电联产机组还是纯凝机组,优选的火电灵活性方案是不上任何附加投资的设备和措施基础上,挖掘机组本身的深度调峰潜力。本文仅针对火电锅炉,提出多种火电灵活性改造技术的思路和可行方案,具体如下:

(1) 优化电厂磨煤机和燃烧器的协同配合,降低入炉煤速率和提高燃烧稳定性,从而减少停炉次数;扩展低负荷时燃料灵活性,比如掺烧生物质燃料;通过更换高品质合金材料,降低管道壁厚增加锅炉给水受热均匀性;

(2) 增加仓储式制粉系统可实现磨煤和燃烧过程的分离,这不仅能维持燃烧过程的稳定性,避免启炉所需的重油燃料,而且当电力系统所需电力降低时,能使更多的电能应用到煤粉的研磨上;采用先进的炉内监视和诊断评估系统,实现长期优化燃烧;

(3) 在布局新建电厂时,宜采用多个锅炉配置单独汽轮机、电极锅炉和前置燃气轮机等手段,实现高效的火电灵活性调节;

(4) 除了以上手段外,还通过改善燃烧室内空气的分布、加装省煤器旁路、给水泵回流管和更新锅炉DCS控制系统等手段优化锅炉系统,从而增大负荷区间,提高灵活性。同时如果能提升效率,就能(部分)弥补和平衡在低负荷运行时的经济损失。

灵活性改造有困难怎么办?

 

上面就是行业大拿智慧的精华,现行业协会组织新一届会议,有需要的请抓紧报名

 

  

国火字【2017】11号

  关于召开全国火电机组灵活性改造技术交流研讨会

的通知


各有关单位:

  按照国家发改委、国家能源局《电力发展“十三五”规划(2016-2020年)》的精神要求,要求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。通过进行灵活性技术改造,火力发电机组的深度调峰能力、快速爬坡能力、及快速启停能力将大大提升。煤电机组将逐步转变为可靠的灵活性电源,仍将发挥电力行业电源结构的主导地位。

  因此,为探讨实现火电机组灵活性及深度调峰能力存在的技术难点问题,推动火电机组灵活性改造技术示范及应用;也为落实科技部关于国家火力发电工程技术研究中心进行科技成果推广技术交流工作任务的具体要求, 中国火力发电产业技术创新战略联盟及国家火力发电工程技术研究中心主办,华北电力大学能源动力与机械工程学院和电站设备状态监测与控制教育部重点实验室承办,拟举办《全国火电机组灵活性改造技术交流研讨会》,定于2018年1月24日~25日(23日报到)。现将相关事宜通知如下:

一、会议主题

  灵活性改造提升调峰能力——火力发电的必由之路

二、会议组织、组委会、时间、地点安排

  组 委 会主任:顾煜炯

  组委会副主任:李惊涛、徐超、程伟良

  组织委员会委员:

  中国华能集团公司 陈 峰,高工;

  中国华电集团公司 郭玉斌,高工;

  神华国神集团公司 杨廷文,高工;

  国家电力投资集团 华志刚,高工。

  专家委员会委员:

  华北电力大学 周怀春,教授,主任;

  西安热工研究院 宁哲,研究员,所长;

  上海发电设备成套设计研究院 吕为智,高工;

  华电电力科学院 付旭峰,高工;

  国电科学技术研究院 戴维葆,高工;

  东北电力试验研究院 付振春,高工;

  大连庄河发电有限责任公司 李泓,高工;

  华能丹东电厂 朱庆玉,高工。

  会议时间:2018年1月23日报到,24日-25日开会。

  会议地点:北京昆泰嘉禾酒店(昌平区回龙观农场桥东200米)

三、技术交流主题 (包括但不限于以下主题,已拟定的主题报告人及题目情况见附件一)

  1、燃煤机组低负荷脱硝运行技术;

  2、锅炉灵活性运行和深度调峰技术;

  3、燃煤电厂灵活性改造的安全技术;

  4、灵活性改造后的调峰调频优化控制技术;

  5、燃烧灵活性中实时负荷控制的的检测分析技术;

  6、热电机组电锅炉灵活性改造技术;

  7、斜温层储水灵活性改造技术;

  8、火电机组深度调峰及节能优化控制技术及应用。

四、征文要求

  本次会议会前将印刷《论文集》作为会议资料,面向全国征集与主题相关的论文,请提交论文的人员将论文在1月12日前提交电子版论文全文至cpower@188.com信箱。要求文字不超过6000字,word文档格式。

五、会议议题及专题报告征集

  为使会议更具有时效性,请各发电企业围绕近年来的技术改造与应用效果进行技术总结,并要求各位代表将先进技术进行会议交流。请进行会议交流发言的代表,填写发言内容回执于1月12日前传送会务组,具体要求见附件三。

六、其它事项

  发电集团、火电厂、科研院所注册费1700 元/人;辅机配套设备企业厂商及相关单位代表等3200 元/人;“参会回执表”见附件四;食宿统一安排,费用自理。本次会议委托华北电力大学代收注册费并开具发票。

七、会务组

  联系人:刘祥伟 13910403723;李德意18610081801;电 话:010-61592547;

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