熔盐储热辅助燃煤机组调峰系统设计及性能对比

能源生产向可再生能源转型是实现“双碳”目标的必经之路。当前燃煤机组调峰能力不足、灵活性差,阻碍了可再生能源的大规模消纳。以600 MW燃煤机组为研究对象,提出了8种熔盐储热辅助调峰系统设计方案,并通过模拟计算,对比分析了各方案的调峰能力和热力性能。结果表明:熔盐储热辅助调峰系统提高了燃煤机组灵活性,可有效调节机组出力,较大程度拓宽机组运行区间;电加热造成大量(火用)损失,中压缸排汽抽汽造成的(火用)损失则较小;储热时发电机输出电能直接加热熔盐,释热时熔盐加热旁路给水方案可获得最大调峰容量,调峰深度可达17.83%;储热时中压缸排汽抽汽加热熔盐,释热时熔盐加热旁路给水的方案可获得最高系统效率和经济性,系统热效率和(火用)效率分别为40.95%和40.29%,煤耗率为350.01 g/(k W·h)。     

670 MW燃煤机组耦合熔盐储能系统方案设计及性能分析

为应对新能源发电机组的反调峰特性对电网平稳运行带来的挑战,煤电机组急需提高灵活性运行和深度调峰能力。针对某670 MW一次再热机组,设计了利用蒸汽引射器调配再热器蒸汽入口流量等9种储-释能方案,基于Ebsilon软件建立热力仿真模型并对耦合系统的各项性能进行了分析。研究结果显示：所有方案均能有效拓宽机组的调峰区间;储热时相同调峰深度下抽汽储热方式的热经济性优于电加热储热,集成蒸汽引射器调配抽汽补偿再热入口流量的储热方案可以有效地解决大量抽取主蒸汽带来的再热器超温问题;释热时高温熔盐加热高压给水可以获得更好的热经济效益;储-释热组合方案C1-S2表现出最好的经济性能,其向上调峰深度达到76.89 MW,循环热效率和?效率分别达到42.48%、41.31%。     

超临界机组采暖抽汽余压发电技术方案及经济性分析

超临界机组采暖抽汽带低参数、大容积流量背压式汽轮机运行,利用抽汽余压发电后再对外供热,实现蒸汽能量的梯级利用,大幅度提高纯凝机组供热改造后的能源利用效率。超临界670 MW机组供热期设计带3台功率为6 MW的背压式汽轮机发电,在机组供热量180～200 MW条件下,超临界机组负荷为450～470 MW,其中2台背压机组运行,发电功率为11.18 MW。背压式汽轮机排汽供热与超临界机组抽汽直接供热相比,超临界机组抽汽流量增加20.92 t/h,损失发电功率3.50 MW,超临界机组与背压机组联合运行发电功率增加7.68 MW,降低机组厂用电率1.68%,超临界机组供热期供电煤耗率降低约4.60 g/kWh。     

低碳目标下燃煤机组主辅市场联合优化研究

现有技术条件下,存量燃煤机组的合理运行不仅是新型电力系统的安全保障,也可为高比例可再生能源接入电力系统提供足够的系统灵活性。从系统角度出发,以整体经济性最优为目标,构建燃煤机组参与电能市场和调峰辅助服务市场的两阶段优化模型。考虑不同燃煤机组的技术特性,设计了多种方案对不同深度调峰方案下系统的经济效益与环境效益进行了比较分析。算例结果表明:燃煤机组深度调峰能够促进可再生能源消纳并减少发电侧的碳排放,但不同调峰深度下燃煤机组总收益差异显著,部分机组适合深度调峰且存在最优调峰区间。基于此,电力市场的机制设计应该考虑机组的技术特性,有利于优化燃煤机组运行效率并支撑高比例可再生能源电力接入电力系统。     

300MW级供热机组多模式深度调峰协同运行技术路线研究

为进一步提高火电企业灵活性调峰力度,最大限度实现热电解耦,提升供热机组的调峰能力和供热能力,针对东北地区某300 MW级供热机组,对比分析了高背压、低压缸切缸、抽汽+热泵、高低旁路+抽汽、低压缸切缸+热泵、抽汽+余热回收等多种调峰模式对机组性能和供热能力的影响,提出了最佳的协同运行技术路线.综合考虑机组调峰能力、发电煤耗和供热能力等因素,切缸+200 MW热泵的协同调峰模式是最优调峰方案.该方案在大幅提高机组供热能力和调峰能力的同时,降低了机组能耗,最大限度地实现热电解耦,提高机组经济性.在机组主蒸汽流量相同的条件下,切缸+200 MW热泵协同调峰模式下的机组供热能力最大,发电煤耗最低,而高低旁深度调峰方式下机组供热能力和发电煤耗最差.     

E级联合循环供热机组调峰能力分析

以PG9171E型燃气轮机为顶循环的联合循环机组作为研究对象,利用EBSILON软件搭建了燃气-蒸汽联合循环系统变工况模型,通过改变供热抽汽量以及相应边界条件,分析了抽汽量变化对联合循环调峰能力的影响情况。结果表明：在供热抽汽量0~135 t/h内,机组调峰裕度为32.16~213.65 MW。比较了不同抽汽量下联合循环机组最小、最大发电功率,发现随着抽汽量的增加,机组的最小发电功率增大而最大发电功率减小。研究结果可为联合循环机组的经济运行和电网调峰决策提供重要参考。     

汽轮机高、低压旁路和抽汽联合供热耗煤量分析

针对供热机组热电耦合、深度调峰能力差的问题,对某台超临界350 MW机组进行汽轮机旁路改造。分析改造方案及经济性,并进行了改造后的性能试验。结果表明：在热负荷基本相同时,汽轮机高、低压旁路和抽汽联合供热比抽汽供热方式机组出力减少70.82 MW(出力降到30%),热耗率增加1 277.44 kJ/kWh,发电煤耗率增加50.04 g/kWh,标准耗煤量减少13.96 t/h。     

某600 MW凝汽机组供热改造方案热经济性分析

通过建立基于热平衡法的热力分析模型,对某600 MW凝汽式汽轮发电机组的抽汽供热改造方案进行了热经济性分析。计算了非供热工况、再热冷段抽汽供热工况、再热热段抽汽供热工况下机组的发电功率、热耗率、发电煤耗率等指标,并对比了不同供热工况、不同供热抽汽流量下机组的热性能。研究结果表明:该机组采用再热蒸汽供热,热经济性好,且在最大供热抽汽流量运行时发电煤耗率最低;相比于再热热段抽汽供热方案,再热冷段抽汽供热方案的发电功率和发电煤耗率较大。     

可再生能源消纳对深度调峰方式的影响

随着可再生能源消纳量的升高和负荷峰谷差的加大,我国东部沿海城市夜间谷时负荷平衡矛盾日益突出。让燃煤机组低于最小技术出力运行和加大抽蓄电站抽水是解决该问题的两种途径。在建立两类机组深度调峰模型的基础上,构建计入深度调峰需求的调峰决策模型,进而通过浙江电网案例分析,探讨可再生能源消纳总量和结构变化对深度调峰方式的影响。结果表明:存在一个煤机深度调峰适用的可再生能源消纳量范围,低于/高于该范围时,加大抽蓄运行功率可因削峰填谷或避免煤机进入高能耗投油深度调峰状态而获得更加效益;光伏消纳比重较高有助于缓解谷电平衡矛盾,而多消纳风电或外来水电可能增加抽蓄电站投运需求。     

抽凝机组热电联产系统中扩大热电负荷比的灵活性研究

为提高大型燃煤热电联产系统灵活供热能力以消纳间歇性可再生能源,本文以350 MW中间抽汽供热的燃煤凝汽机组为研究对象,利用Ebsilon软件构建了凝汽机组仿真模型,分别从热电负荷调节范围以及能耗特性等方面评价了中间抽汽、电锅炉与抽汽联合、电热泵、电热泵与抽汽联合、吸收式热泵以及切除低压缸等6种供热方式下大型燃煤热电联产系统的灵活性。结果表明:电热泵供热、电热泵与抽汽联合供热、吸收式热泵供热和切除低压缸供热分别将最大供热功率从中间抽汽供热的336 MW增加至631、563、453、545 MW,最大热电比从1.39增加至7.97、6.47、1.87和2.92;最大供热功率的标准煤耗从185 g/(kW·h)降低至137、147、152、140 g/(kW·h)。案例研究表明,在消纳高比例可再生能源背景下,电热泵供热方式能够有效降低系统的标准煤耗。     

考虑深度调峰的电力日前市场机制设计

中国电力系统缺乏灵活调峰资源,面临严重的弃风、弃光困局,迫切需要充分调动各种资源的调峰潜力。文中提出了考虑深度调峰的电力日前市场机制设计,将深度调峰、可再生能源消纳和日前市场相结合。设计了基于深度调峰报价和避免削减降价的市场机制,深度挖掘火电机组的调峰潜力,激励火电机组主动降低自身出力参与调峰,激励可再生能源出让部分发电上网的红利,从而以共赢的方式促进可再生能源的消纳。构建了考虑深度调峰的电力日前市场出清模型,实现火电与可再生能源在低谷时段的发电权交易,实现了火电深度调峰和日前市场出清的联合建模,解决了两个市场割裂的情况下难以考虑机组爬坡约束的问题。文中采用IEEE 118节点算例系统,验证了所提机制和模型的有效性。     

基于线性规划的太阳能辅助热电联供机组运行优化研究

引入太阳能分担热电联供机组热负荷,是提升机组调峰能力及可再生能源消纳的有效措施。本文基于线性规划方法,以太阳能辅助热电联供机组运行收益最大为目标,建立了包含太阳能集热场、储热系统和热电联供机组在内的太阳能辅助热电联供机组运行优化模型,并采用GAMS软件和CPLEX求解器进行求解。以河北某330 MW热电联供机组为例,根据典型日和供热季逐时气象数据和负荷条件进行算例分析,得到太阳能辅助热电联供机组总运行收益和关键设备的逐时出力分配。结果表明:优化后的太阳能辅助热电联供机组能够满足用户负荷需求,且相较于独立燃煤热电联供机组在可再生能源消纳、节煤和经济性方面优势明显。     

某660MW超超临界二次再热机组运行经济性分析

新能源的发展使得燃煤机组深度调峰迫在眉睫。基于某660 MW超超临界二次再热机组三个典型负荷下锅炉热效率、汽机热耗率和厂用电率等试验数据,拟合了机组全负荷区间供电煤耗率公式,分析了机组不同负荷率时经济性。研究表明,深度调峰时汽轮机热耗率上升明显,该二次再热机组在40%负荷率时供电GWh耗标煤量较额定负荷升高了15.34 t。     

计及用热舒适度弹性的热电联合优化调度

冬季采暖期热电联产机组为满足供热需求,强迫电出力导致机组调峰能力受限。为提高热电联供系统调峰能力,促进可再生能源的消纳,首先建立热负荷供能设备的运行特性模型,在负荷侧通过引入室外气象综合温度,建立了考虑用热舒适度的热负荷模型。以总煤耗量最小、最大限度消纳光伏为目标,建立考虑用热舒适度弹性的热电联合优化调度模型,并通过仿真验证其有效性。结果表明,用户在用热舒适度弹性范围内通过热舒适度下调,为光伏出力高峰阶段提供弹性上网空间,可以有效提高光伏发电的消纳水平,同时降低了燃料成本。而配合高效率的热源设备时,考虑室外气象综合温度的热负荷调节方式进行消峰效果不明显。     

超临界600 MW燃煤机组深度调峰运行热经济性分析

随着新能源电力的发展,燃煤发电机组运行负荷持续降低,火电机组参与深度调峰,已成为燃煤电厂灵活性调节的重要技术难题。针对超临界600 MW空冷机组,通过试验分析了不同机组负荷下的调峰性能指标。结果表明:机组负荷由50%额定负荷降至40%时,机组绝对电效率由41.31%降至41.16%,发电标准煤耗由325.52g/(kW·h)升高到328.77 g/(kW·h);机组深度调峰至30%额定负荷时,机组绝对电效率降至37.84%,发电标准煤耗升高到359.83 g/(kW·h)。试验对比分析发现,机组由40%负荷继续向下深度调峰时,机组效率显著降低,热耗率大幅增加,运行热经济性明显变差。研究结果可为燃煤机组深度调峰运行优化提供参考。     

中国燃煤高效清洁发电技术现状与展望

为应对气候变化的挑战,保障中国能源安全,亟需构建新型电力系统,而煤炭也逐渐从主体能源向基础能源和调峰能源转变。本文阐述了中国燃煤发电技术现状,梳理了洁净煤发电技术中超超临界发电、循环流化床燃烧、碳汇及碳捕集、利用与封存(CCUS)的技术优势;分析了适应"双碳"目标的燃煤电厂灵活性技术和基于煤电机组的多种生物质燃料掺烧技术;探讨了基于煤电机组的耦合超临界CO₂布雷顿循环或太阳能热发电技术的可行性;展望了燃煤高效清洁发电的3个发展阶段。分析表明:燃煤发电灵活性调峰改造和CO₂处理技术是未来清洁低碳燃煤发电的重要发展方向,燃煤机组与新能源耦合发电系统可同时实现能源梯级利用、降低发电煤耗和CO₂排放,促进新能源消纳,助力燃煤发电产业升级。     

配置储热后热电机组调峰能力分析

热电联产机组"以热定电"运行所导致的调峰能力不足是目前造成中国"三北"电网大量弃风的一个重要原因,为此,提出了在中国大型抽汽式热电厂中通过配置储热来提高机组调峰能力的消纳方案。首先介绍了该方案的基本原理;进而对配置储热前、后热电机组的电热运行外特性进行了分析与建模,讨论了配置储热后热电机组的运行策略;在此基础上,建立了计算配置储热后热电机组调峰能力的数学模型,并分析了其影响因素。算例中对中国北方地区2台典型的300 MW和200MW供暖机组配置储热提高调峰能力的效果进行了分析,结果表明:在给定的供热中期的热负荷水平下,配置储热可使得2台机组的调峰容量分别提高额定容量的21%和13%,从而为弃风电力提供大量的上网空间;但储热的效果取决于机组所承担的热负荷水平,若热负荷接近于机组的最大供热能力,则效果并不明显。     

火电机组耦合熔盐储热深度调峰系统设计及性能分析

为提高火电机组的运行灵活性,提高火电机组耦合熔盐储热系统的调峰能力,降低工程投资,引入了电加热熔盐储热方式,提出了多种火电机组耦合熔盐储热系统,基于EBSILON软件分析了某350 MW机组在不同耦合系统中的热力性能、调峰能力和熔盐用量,提出了最优的火电机组耦合熔盐储热深度调峰工艺系统。结果表明:储热过程电加热熔盐系统循环热效率为33.2%,机组最低发电负荷可降低至25%以下,单位调峰深度熔盐流量为抽汽蓄热系统的6.6%～31.2%;释热过程由1号和2号高压加热器入口混合取水,取水温度为182.4～242.7℃,熔盐-凝结水换热器具有自防凝功能;不同机组负荷下,释热过程循环热效率在32.7%～33.9%,机组负荷对调峰系统循环热效率影响不大。研究结果可指导火电机组耦合熔盐储热深度调峰技术的工程应用。     

供热机组调峰性能试验

通过某∏T-140/165-130/15-2型供热机组的抽汽试验,绘制了机组在实际抽汽工况下新蒸汽流量与电功率的关系(工况图),根据机组特性和实际热负荷,对工况图以及相应的试验数据进行分析并对不同抽汽流量下的功率进行修正,得出在不同热负荷下机组的调峰范围。研究结果表明:随着抽汽流量的增加,机组最小电功率随之增大,最大电功率先增大后减小;当抽气流量分别为60、120、180、240、300、360t/h时,机组的调峰范围分别为79.88、77.98、67.35、61.11、55.88、30.13 MW,即抽汽流量越大,机组的调峰范围越小。     

宽负荷工业供汽方案及其热经济性研究

深入研究热电联产机组在宽负荷运行条件下的供热抽汽能力及供热可靠性,并精确掌握电功率-热负荷-标准煤耗的关系特性,是电厂合理开发工业供汽市场并进行精细化管理的关键。本文以国内某亚临界330 MW热电联产机组为研究对象,分析机组在不同负荷区间下的供热抽汽能力及供热可靠性,利用基于EBSILON软件建立的评估模型,计算分析了不同运行工况下的电功率-热负荷-标准煤耗的关系特性。结果表明:基于中压联合汽阀参调的热再抽汽方案是提高热电联产机组宽负荷工业供汽可靠性的有效手段,可极大提升机组供热能力及供热可靠性;不同供汽流量条件下机组标准煤消耗量随发电功率呈线性增加且增加速率基本一致,而不同发电功率条件下机组标准煤消耗量随热再供汽量呈线性增加且增加速率基本一致。为实现热电联产电厂工业供汽盈利能力最大化,建议采用基于标准煤单价、上网电价、调峰补贴政策及机组安全控制等边界条件下的厂级工业供汽优化调度模式。