抽凝机组耦合热电转换辅助调峰系统参数设计

  目的  为适应新能源电力并网需求,原有抽凝热电联产机组深度调峰供热改造已为重要途径之一。现有包括电热泵和电锅炉在内的热电转换装置为辅助火电机组调峰提供了潜在途径。  方法  以350 MW抽凝机组为例,建立了以热电转换装置辅助调峰参数优化模型,重点分析了热电转换设备参数对深度调峰性能的影响;其次,分别对比了电热泵和蓄热电锅炉两种典型热电转换系统在不同装置容量、不同放热速率下的调峰深度;最后,介绍了300 MW燃煤机组的煤耗率与污染物排放水平,指出本系统的节能效益,并给出热电转换装置的最优参数。  结果  结果显示:当电热泵的热功率为100 MW、放热速率与热功率相匹配也为100 MW时,机组的调峰深度达到最大值,为73 MW左右;当蓄热式电锅炉的电功率为45 MW、放热速率为100 MW时,机组的调峰深度达到最大值,为70.05 MW。蓄热式电锅炉的储热量在24 h中内略有增加,净储热量的数值为967.5 kWh。  结论  功率和放热速率是衡量热电转换装置辅助机组调峰能力的重要参数,且二者之间要有一定程度上的匹配性,针对不同情景灵活匹配热电转换装置的类型与参数可大幅提升机组的调峰深度。     

配置蓄热装置对热电机组运行经济性的影响分析

为了解决我国“三北”地区的弃风、弃电问题,提升热电机组的调峰能力尤为重要,在热电机组中配置蓄热罐可实现“热电解耦”,是扩大机组调峰空间的有效方法。本文以某330 MW亚临界机组为研究对象,利用Aspen Plus软件构建了配置蓄热装置的热电机组仿真模型,借助煤耗量、能量效率等指标,分析了蓄热装置的抽汽位置对热电机组经济性的影响。模拟结果表明：热电机组在不同工况下模拟计算结果均与实际工程数据吻合良好,验证了计算模型的可靠性;在机组的采暖抽汽口抽汽进行蓄热,最为经济合理;针对选取的六种典型工况,配置蓄热装置后的机组相比原机组最高可节省总煤耗量7 003.74 kg,平均每小时可减少1 167.29 kg燃煤量。     

蓄热技术在600 MW机组灵活性改造上的应用

在弃风弃光问题日趋严重以及供热机组“以热定电”的运行方式限制下,通过对机组进行灵活性改造,在保障机组的供热能力同时使其具备调峰能力。本文通过开展大型蓄热罐技术在600 MW供热机组上的应用研究,实现机组在用电低谷期蓄热,在用电高峰期利用蓄热罐供热并且使参与电网调峰。首先,对大型蓄热罐的设计建设展开研究,根据电厂现有条件以及实际供热需求设计蓄水罐容量、布水方式等关键参数;随后分析了蓄/放热系统的经济运行方式。实际应用效果显示,该设计具有较好的适用性,值得进一步推广。     

基于电锅炉的火电机组灵活性改造技术研究

为有效解决东北电力产能过剩,促进风电、核电等清洁能源消纳问题,提升燃煤供热机组的灵活性,针对东北地区某热电厂,通过对热电解耦时间、电锅炉型式以及不同电锅炉容量配置对机组实际发电负荷的影响等灵活性改造关键技术进行研究,确定了最佳电锅炉容量,提出了电锅炉装设方案,并对改造前后机组的调峰能力和性能指标进行对比分析。研究表明:随着电锅炉容量增长,抵减电锅炉用电后机组实际发电负荷率显著降低,提升火电机组灵活性改造后,电厂调峰能力显著提升,考虑以全厂172 MW发电负荷运行,电厂调峰能力在采暖初末期增加了368 MW,采暖中期增加了528 MW;全厂供热标煤耗由39.7 kg/GJ降低至34.3 kg/GJ,降低了5.4 kg/GJ;经济效益显著,扣除电锅炉用电成本后1个采暖季的调峰辅助服务补贴收益为1.47亿元;同时,电锅炉投运后可实现电厂的上网电量接近零,为清洁能源就地消纳做出贡献。     

火电机组不同灵活性改造方式盈亏平衡电价的计算及对比分析

阐述了火电机组不同灵活性改造方式的技术特点，提出了盈亏平衡电价的定义和计算原则并给出了不同灵活性改造方式盈亏平衡电价的计算方法，以某350MW超临界机组为例，计算并对比分析了固体储热式电锅炉、电极式电锅炉与蓄热罐组合、主蒸汽减温减压与蓄热罐组合、液流电池、锂离子电池以及机组启停调峰6种灵活性改造方式的盈亏平衡电价，得出主蒸汽减温减压与蓄热罐组合盈亏平衡电价最低，锂电池盈亏平衡电价最高的结论，通过计算灵活性改造方式的盈亏平衡电价可以指导电厂进行灵活性改造决策。     

冬季风电消纳的两种途径的节能分析

冬季北方地区风电等清洁能源消纳矛盾突出,热电联产机组运行容量占比高、受热负荷的约束调峰能力差是造成弃风、弃光的主要原因。在解决弃风、弃光等问题上,针对北方冬季风电消纳的两种途径,依据热力发电厂热经济性评价方法,对不同形式的机组、采取不同深度调峰的改造技术路线,进行了节能分析。提出了在发电侧纯凝机组应首先进行深度调峰、热电联产机组采取增设蓄热罐改造进行深度调峰,为风电等清洁能源让出发电空间;在用电侧对供热锅炉实施电锅炉改造,消纳剩余的风电,实现经济效益和社会效益的最大化。     

基于Aspen plus的配置储热装置供热机组调峰范围研究

诣在通过配置储热装置蓄释供热机组参与调峰浪费的高品质热量以此来提高机组调峰能力,首先介绍了储热装置所需的相变材料,其次,介绍了储热系统运行的基本原理以及配置储热装置前、后供热组的热电耦合关系,搭建了供热机组仿真模型和储热模型。算例中供热抽汽流量400t/h时,配置30MW储热装置的300MW供热机组的调峰容量从16.9%提高到了23%,从而提高了供热机组调峰范围;但机组配置储热装置对提高调峰容量存在上限,同时受储热设备投资的制约,因此,存在一个能充分发挥储热提高调峰能力效果的最佳配置参数,对供热机组参与调峰限度具有一定的参考作用。     

热电联产机组储热罐最佳容量的确定方法

为解决“风热冲突”下储热罐的容量选择问题,以热电联产机组整个采暖期为研究对象,引入特征日概念,对配置储热罐后的热电机组建立了逐小时的运行模型。分别以机组深度调峰空间的增量、全年总收益和10年净现值为目标函数,寻找储热罐容量的最优值。结果表明,热负荷越高储热罐的最佳容量也越大,同时机组配置储热罐后所能获得的深度调峰空间也越大;不考虑初投资时,以全年总收益为目标的储热罐最优容量约为820 MW;在考虑初投资后,以10年净现值为目标的储热罐最优容量约为430 MW,容量几乎减半。     

考虑热网特性的电热联合系统辅助服务调度

针对传统的热电系统调度中,热电机组的“热电耦合”限制其调峰范围,导致弃风高发问题,分析了热电机组可参与辅助服务的调节容量,在目标函数中计及辅助服务调峰激励机制,构建考虑热网特性的热电调度模型,进而通过算例仿真,对比热网蓄热特性、传热特性和热力系统参数对于系统调节容量及风电消纳的影响,确定了不同热网特性下热电机组调峰成本变化,验证了所提模型可提高机组调峰和风电消纳的经济效益。     

基于吸收式机组的长输管网蓄热调峰能力研究

针对我国热电厂采用“以热定电”的运行方式导致的“热电耦合”问题,以实际长输管网为例,分别建立蓄热调峰负荷、吸收式换热机组等数学模型,编写Python程序,研究基于吸收式机组的长输管网蓄热调峰能力及其影响因素。研究结果表明：采用吸收式机组的长输管网具有较强的蓄热调峰能力,经过4 h蓄热可提供306.79 MW调峰负荷以及至少14 h的调峰持续时间;长输管网的蓄热调峰能力会随机组供热负荷、调峰时段室外平均温度的增加而增加;相比于传统水-水热交换器,采用吸收式换热机组的长输管网蓄热调峰负荷上限会降低44.62%,但调峰可持续时间增加75%,更适合长时间、低负荷调峰。     

基于模拟退火算法的热电机组耦合蓄热装置的运行策略

为应对我国“三北”地区的弃风现象,在热电机组中耦合蓄热装置可以实现热电厂热力生产与电力生产的解耦运行,扩大电力调峰空间,避免弃风现象的产生。以丹东地区某330 MW亚临界机组为研究对象,在热电机组中增设蓄热装置,阐释热电机组耦合蓄热装置后消纳弃风的机理,考虑风电功率、火电机组功率以及居民电热负荷的相关约束,以系统总能耗最小为目标,基于模拟退火优化算法制定蓄热装置的运行策略。结果表明：采取优化后的策略运行,在夜间风能充裕的时间段蓄热装置放热,可打破原热电机组“以热定电”的最小电出力限制,使风电的上网电量得到提高;采用模拟退火算法优化后的运行策略,相比原热电机组运行能耗单日节省了22.47 t煤。     

利用热网及建筑物储热的热电联产机组深度调峰能力分析

利用热网及建筑物储热特性实施的"热电解耦"运行方式,是加深热电机组调峰深度的有效途径;考虑热网及建筑物储热后,研究热电机组在不同环境温度及供热面积下的深度调峰能力,对电网负荷调度及电厂运行具有重要意义。采用机组变工况模型、热网及建筑物换热模型,以某310 MW直接空冷热电联产机组为研究对象,分析了供热期内机组在不同环境温度及供热面积下的深度调峰能力。结果表明:利用热网及建筑物储热实施调峰,根据供热面积不同,其调峰能力可增加20～35 MW;相同供热面积下,机组深度调峰能力随室外温度变化相差较小。     

含蓄热的太阳能辅助供热机组供暖期调峰性能分析

基于热力学第一定律和质量守恒定律,提出含蓄热的槽式太阳能辅助供热机组集成方案,制定蓄热系统的运行策略,分析机组调峰能力,并且在此基础上,以某330MW供热机组为例进行算例分析。结果表明:配置太阳能蓄热可显著增强中国北方地区供热机组的调峰能力,根据算例分析,夜间低谷时段调峰容量得到极大增加,特别是下调峰能力提高较大,从而有效降低机组的最小电出力;通过引入蓄热系统,不但可增强机组下调峰能力,而且能降低太阳能的间歇性对系统造成的扰动,是一种有效的太阳能利用方式。     

热电联产机组热电解耦改造方案的调峰特性及能耗分析

以某电厂330 MW抽汽凝汽式汽轮发电机组为研究对象,计算分析了低压缸切缸、高低压旁路改造、增设储热罐、电锅炉及吸收式热泵5种改造方案对供热机组安全运行可行域及热电解耦能力的影响规律,并采用EBSILON建立案例机组的热力学模型,模拟了各改造方案的能耗状况。结果表明：5种改造方案均可使热电联产机组的安全运行可行域增大,其中两级旁路改造方案的机组最大供热能力增幅最大;除低压缸切缸改造外,其余4种方案的热电解耦能力均有不同程度的提高,其中电锅炉改造方案在电热负荷较低时的热电解耦能力最强;在相同条件下,各改造方案的机组标准煤耗量由高到低分别为电锅炉、两级旁路、低压缸切缸、储热罐和吸收式热泵。     

辅助火电机组调峰系统的储热参数设计研究

  目的  为适应原有火电机组对新能源电力消纳的需求,提高其调峰能力是关键因素之一。  方法  储热系统作为燃煤热电机组“热电解耦”的重要方式,评价其参数匹配性具有工程参考价值。文章采用一种耦合储热装置来增加燃煤机组深度调峰能力的方法,并结合热负荷以及电负荷的功率曲线,对储热装置参数的影响规律展开了系统研究。  结果  结果表明:以区域负荷曲线为典型案例,随着储热罐的储热容量和充放热速率参数的提高,储热系统对机组的热负荷调节能力先逐渐提升并在分别在112.75 MW和129 37 MW·min时达到上限,此时深度调峰参数为77 MW左右;此外,储热容量与充放热速率具有一定的匹配关联,二者中瓶颈因素将直接制约系统的深度调峰性能。  结论  通过对储热和放热边界情景的积分,精确的展示了储热罐在辅助调峰过程的中作用,同时结合其运行策略的优化设计能够进一步分析储热辅助调峰系统的参数匹配关系,为后续火电机组耦合储热系统的参数设计提供参考。     

基于高温熔盐储热系统的火电机组深度调峰方案对比及分析

为构建以新能源为主体的电力系统,亟须提高火电机组灵活性,火电机组与熔盐储热系统进行耦合能够强化调峰灵活性和调峰经济性。本文以某670MW电厂为依托,基于Ebsilon对该机组的4种熔盐—火电耦合系统改造方案进行仿真计算,并对比分析了各种方案的热力性能、调峰性能、环保性能及改造难度。结果表明：高温熔盐和低温熔盐储热组合方式有效克服了单种熔盐工作温度受限的问题,能够增强燃煤机组的调峰能力和循环效率;配置电加热器后熔盐能够以目标温度存储于热罐,热电转化效率得到提高,还额外平抑了部分可再生能源的不稳定性;通过低压缸零出力管道进行中压缸排汽蓄热和电加热提温的方案改造量最小、控制方式最为成熟灵活,能够兼顾调峰调频、节能环保和改造难度等方面的需求。     

考虑碳排放的热电解耦机组多目标负荷优化

在“双碳”目标下,热电联产机组为实现低碳灵活运行进行热电解耦改造。以某350 MW热电联产电厂的热电解耦改造为例,建立加装电锅炉机组模型、抽汽供热机组模型、低压缸切除机组模型,研究了改造前后机组的碳排放特性以及不同解耦方式组合后机组边界,选取了其中两种方案,分别进行以碳排放最低的单目标热电负荷优化和考虑碳排放以及收益的多目标热电负荷优化。研究表明：低压缸切除机组的供热、供电碳排放强度相比抽汽供热机组更低;抽汽供热机组耦合低压缸切除机组与加装电锅炉机组在热负荷为400～800 MW时有相近的电热特性;依据外界热负荷需求选择不同解耦方式有利于机组灵活运行;双机运行时1台机组承担主要热电负荷有助于减少机组碳排放;在文中背景下调峰收益高、碳交易收益低;机组碳排放量与机组总收益呈正比;热电解耦使机组收益随碳排放量增加更稳定。     

蓄热电锅炉负荷参与消纳受阻风电的主从博弈交易决策方法

随着新能源接入电网比例的不断提高,新能源送端电网常规电源调峰能力不足造成的风电消纳受阻问题凸显,急需挖掘负荷的可调节潜力以增加对风电的消纳能力。蓄热电锅炉负荷具有可调节特性,通过合理的市场交易方法激励蓄热电锅炉企业参与调节成为消纳受阻风电的新途径。为此,提出了一种蓄热电锅炉负荷参与消纳受阻风电的主从博弈交易决策方法。首先分析了蓄热电锅炉负荷参与调控对消纳受阻风电的作用机理;其次对蓄热电锅炉负荷参与消纳风电的荷源双边收益以及主从博弈关系进行了研究;基于此,提出了蓄热电锅炉负荷参与消纳受阻风电的主从博弈交易决策方法;最后,采用某新能源送端电网荷源实际运行数据进行仿真分析,验证了所提决策方法可充分调动蓄热电锅炉企业参与消纳风电的积极性,从而有效提升风电消纳能力。     

基于供热系统热惯性供热机组短时深度参与电网调峰及风电消纳研究

针对我国供热机组占比高的北方寒冷地区特别是东北地区的电网,在冬季供暖期间存在严重弃风的问题,提出了利用供热系统的蓄热特性,供热机组短时深度参与电网调峰及风电消纳的方法,并建立了供热系统热惯性数学模型和含供热系统热惯性供热机组短时深度参与电网调峰及风电消纳的数学模型。结合案例的详细计算说明了配合电网在用电高峰时段,采取供热机组对建筑物提前蓄热的办法,蓄热时间为6. 44 h,在电网低负荷时,供热机组降适当减少供热量进而减少电负荷,利用建筑物和热网的蓄热量满足供热要求,放热时间为8. 26 h,从而获得更加深度调峰容量空间协助电网度过低谷并消纳风电等可再生能源,具有可行性和可操作性。供热机组按最小抽汽量114. 3 t/h运行时,每台机组可为风电并网增加约162. 96 MW的容量。     

基于热网及建筑物蓄热特性的大型供热机组深度调峰能力研究

针对我国北方区域电网风电并网后在冬季供暖期经常弃风情况,以及电网内存在高比例的大型供热机组的特点,提出了基于热网及建筑物蓄热特性的大型供热机组深度调峰的方法,并建立了深度调峰的数学模型;通过案例计算,在一定范围内大型供热产热量的变化不会影响供热质量。在采暖期间,热网配合电网低谷深度调峰适当降低热负荷运行,在电网调峰容量十分紧张情况下利用建筑物具有蓄热特点适当减少供热量,从而获得更加深度调峰容量空间协助电网度过低谷具有可行性和可操作性;建立的数学模型可计算出提前蓄热时间和放热时间以及机组的深度调峰能力,为电网调度进行供热机组深度调峰提供了科学的依据。