储热罐改造对供热机组热电解耦及调峰能力的影响研究

采暖期供热机组的"以热定电"严重限制了其深度调峰能力,通过机组本体及辅助设备改造,实现供热机组的"热电解耦"是解决这一问题的重要途径。主要研究储热罐改造对供热机组热电解耦及调峰能力的影响,首先在深入分析储热罐供热原理的基础上,计算了原供热机组和配置储热罐供热机组的安全区;而后基于该安全区,进一步计算和对比分析了储热罐改造前后供热机组热电解耦及调峰能力的变化情况。结果显示:储热罐改造能够大幅提升供热机组的热电解耦能力,尤其在低负荷工况下,能够解决机组因"以热定电"供热能力不足的问题,但需要注意的是,储热罐改造无法进一步降低机组最低出力;同时储热罐改造也能够大幅提升供热机组的深度调峰能力,尤其当供热标准抽汽流量大于600t/h,配置储热罐的供热机组仍然具有一定的深度调峰能力。     

大型斜温层储热罐在火电厂灵活性调峰中的应用分析

以华能丹东电厂引进的大型斜温层储热罐为例,详细介绍了储热罐的原理、结构及实际应用情况。面对国内能源结构的深入调整,碳达峰、碳中和目标日益临近,火电调峰将成为常态,储热罐的应用及其与火电机组的有效配合,不但实现了热电解耦,有效增加了供热负荷,还为火电机组灵活性调峰创造了先机。实践表明,经过国产化及优化,储热罐有效蓄热量设计值5 040。0GJ,实测值5 324.7GJ,斜温层厚度设计值1.500m,实测值0.850m,丹东电厂通过储热罐的应用,在保证供暖的情况下,单机负荷率由20% 继续下降至12.85%（45MW）,并保持连续运行,创造了火电机组深度调峰的典范,验证了斜温层储热罐在火电厂深度调峰中的保低负荷供热以及顶尖峰压低谷的作用,为火电灵活性改造技术提供了切实可行的方案参考。     

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。     

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。     

基于热网变负荷过程的热用户室内温度动态特性分析

针对供热机组具有以热定电的特性,导致冬季北方地区弃风现象严重的问题,在分析热网系统中供热机组、热网管路以及热用户特性的基础上,参照供热机组历史运行数据和气象数据,通过计算预测得到不同室外温度下热用户的热负荷。在考虑热用户本身蓄热能力的前提条件下,运用动态数学模型方法求解供热机组供热负荷变化时热网热用户室内温度动态特性。最终可通过热网降负荷过程的过渡时间长短来确定供热机组降负荷参与调峰的时间,为供热机组降负荷参与电网深度调峰的运行方式提供理论基础。     

面向电源侧灵活性提升的热电解耦技术综述

热电解耦作为热电机组灵活性改造的关键技术,可有效提升热电厂的调峰和供热调节能力,提升电源侧灵活性,是促进新能源消纳的重要措施之一。本文首先梳理了国内外热电解耦的主要技术手段,对配置储热水罐、配置电锅炉、切除低压缸、高背压改造、旁路供热和余热供热等六种典型热电解耦技术的运行特性进行分析;然后结合实际工程案例,对热电解耦技术的投资成本、调峰能力提升、供热能力提升以及能耗影响进行了论述;最后从理论与实践结合的角度对比了不同的热电解耦技术对热电厂的技术和经济影响,着重分析了其对热电机组灵活性的影响。     

不同类型供热机组的电热负荷优化分配和调峰性能

供热机组的抽汽方式和供热形式各不相同,供热机组以热定电的运行方式影响着机组的经济性和电网的负荷调度。由热力试验,给出了不同容量、不同形式供热机组运行中带电、热负荷的限制因素。以几个电厂的供热机组为例,确定了在一定的电、热负荷下,供热机组间的电热负荷分配和优化运行方式。热负荷在一定范围之内,确定优先带热负荷的机组,其它机组纯凝汽方式运行并参与电网调峰,也可利用集中供热系统本身的"热惯性",改变一天中不同时段的热网供热量,从而实现供热机组参与电网调峰。     

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。     

供热机组的调峰能力研究

为分析供热机组的调峰能力,以某330MW供热式机组为研究对象,运用回归分析法对该机组的工况图进行了函数拟合分析,得到了工况图中所呈现的热电负荷之间的数学关系,并利用热用户采暖热负荷反推汽轮机的采暖抽汽量,代入拟合函数计算任一采暖抽汽量下的最大和最小功率,得到供热机组具体的调峰范围。结果表明:拟合的热电负荷关系式简单、方便、精度高。随着采暖抽汽量的增加,供热机组的调峰能力降低,供热机组调峰能力随采暖抽汽量的变化规律是电网调度的重要依据。     

基于熔盐储热的燃气-蒸汽联合循环机组灵活运行策略

为提高燃气-蒸汽联合循环机组运行的灵活性,提出一种熔盐储热耦合燃气-蒸汽联合循环机组运行的方式,并给出了灵活运行策略。结果表明,这种运行方式可以有效提高燃气能源利用率,并且可以根据终端用能情况进行灵活调整。在保证燃机高效运行的基础上,可以充分利用启动、变负荷、停机过程中的燃机乏气余热进行储热,可操作性强。以终端供热情况为例,计算了耦合熔盐储热和未耦合熔盐储热时联合机组的经济收益,发现耦合熔盐储热时机组的运行收益是原来的11.8倍。提出的运行方式为高效灵活的燃气-蒸汽联合循环机组运行提供了一种研究思路。     

650 MW超临界机组低压缸零出力技术的灵活性调峰能力及经济性分析

以某电厂650 MW超临界机组为研究对象,针对机组传统供热改造后"以热定电"调峰灵活性较差的运行问题,提出了"低压缸零出力技术"的工作原理和提高机组热电解耦能力的改造方案,并分析了"低压缸零出力技术"改造后的灵活性调峰能力及经济性。结果表明:额定工况发电负荷由改造前的458.6 MW降至353.3 MW;额定工况供热负荷由改造前的540.6 MW增加至821.95 MW;额定工况发电煤耗由改造前的238.2 g/(kW·h)降至201.7 g/(kW·h),可大幅提高机组的灵活性调峰能力和供热能力,经济效益显著。     

200MW机组热电解耦方案研究

随着火电机组由承担基本负荷转变为调峰能源,提高火电机组的调峰能力亟待研究。我国北方地区冬季供暖,热电联产机组冬季需达到最低电负荷保证居民采暖,按照"以热定电"方式运行。为提高某北方200 MW机组供热负荷及热电解耦能力,对比光轴、低压缸零出力两种方案的热经济性及技术经济性,分析了不同方案的优、缺点。与传统的供热改造方案相比,低压缸零出力技术具有投资费用低,热经济性好,运行方式灵活,风险可控的特点。     

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。     

300MW供热机组调峰性能及其影响因素研究

研究供热机组的调峰性能,对保证电网安全运行,增强电网消纳可再生能源的能力具有重要意义。以某300MW供热机组为例,充分挖掘厂家提供的设计数据,建立了供热机组调峰性能的预测模型,得到了供热量与机组负荷、主蒸汽流量与机组负荷的关系,分析了影响调峰性能的主要因素,计算了供热机组的可调峰范围。结果表明,当供热量一定时,机组存在最大负荷和最小负荷,随着供热量的增加,机组的最大负荷降低,最小负荷升高,机组的调峰性能将变差。排汽压力升高、汽水损失率增加、返回疏水温度下降也将使机组调峰性能变差。     

电网非常规调峰与弃风协调调度方法

研究火电机组非常规调峰策略,提出电网非常规调峰裕度指标;分析电网非常规调峰能力,构建非常规调峰发生时间序列计算方法,建立非常规调峰与电制热储热负荷相关性、非常规调峰与弃风相关性以及非常规调峰、电制热储热和弃风的相关性模型。通过一个省级电网实际运行数据分析,表明非常规调峰对电网消纳弃风作用显著,非常规调峰与弃风、电制热储热负荷具有较强的相关性。     

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。     

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。     

高低压旁路供热改造对机组调峰能力的影响分析

针对现阶段热电联产机组供热期调峰能力不足的问题,以某350 MW超临界燃煤机组为案例,介绍了其高低压旁路供热改造方案,并以改造后机组的实际运行数据为基础,对改造前后机组的运行特性和调峰能力进行了详细的对比分析。结果表明：案例机组进行高低压旁路供热改造后,在保证机组供热期热负荷和热段再热蒸汽流速不超限的情况下,机组电负荷调峰下限可由原来的230.9 MW降至161.4 MW,降低30.1%;当案例机组两个中压调节汽门关至42%时,机组电负荷调峰下限可进一步降至140.8 MW;旁路供热蒸汽量占比可由原来的56.3%提高至61.9%,提高5.6%,机组的调峰能力得到进一步提高。     

太阳能与谷电互补供热系统设计

利用太阳能辅以低谷电加热,采用两个储热罐进行交替轮流集热、供热。当正常集热或低温预热时,两个储热罐的水温低者优先集热循环运行;若两储热罐水温相同,则设定储热罐优先集热循环运行。当正常供热、夜间防冻循环和低温维持运行时,太阳能集热系统优先于低谷电循环运行给储热罐加热。当假日集热或低温保温供热时,同时给两储热罐集热循环运行。供热循环水泵和用热循环水泵的启动运行,以供热时优先,其停止运行以用热系统的回水温度大于或等于取暖温度的最大设定值者优先。以可编程控制器和组态软件技术,实现了系统集热、供热时段的定温、定时、定温差。此互补供热系统可以取代传统的高耗能锅炉,节能率达30%以上。     

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。