基于调峰弃风的东北电网调峰运行效益分析

基于调峰弃风的东北电网调峰运行效益分析

可持续能源开发是世界各国实施可持续能源发展战略的重要举措。风能发电作为一种成熟的可再生能源技术,成为可再生能源发展的重要方向。截止到2011年底,中国风电的总装机容量已达62.364GW。其上网电量可满足4700多万户居民1年的用电量要求。可替代燃烧标准煤2200多万t,减少SO2排放量约36万t,减少CO2排放量约7000万t。目前我国电网组成仍以火电为主,低负荷下火电机组循环效率低、低谷调峰缺少政策支持及出于安全性方面考虑,发电公司普遍不愿参与调峰。随着风电行业的高速发展,风电弃风也达到前所未有的规模。2010年东北地区风电功率反调峰特性较明显。由表1可知,2010年全网因调峰限制风电发电量为5.99亿kWh,约占全年风电发电量的3.5%。因此,充分利用火电机组容量大的特点,深度挖掘火电机组调峰能力,突破传统观念,提高可再生能源的利用是必然趋势。我国大多数电网的电源组成结构以火电为主,水电比重很小,尤其是近几年风电的快速增加,调峰电源所占的比重更小,全国的电源结构组成不合理,导致调峰能力匮乏,电网不得不大量弃风,造成可再生能源的巨大浪费。多年来的能源政策,造成火力发电机组在电网中所占比重过大,传统认为火电机组燃烧效率低,不提倡火电机组参与调峰。另外,发电公司对于低谷调峰出于缺少政策支持及安全性方面考虑,火力发电机组普遍不愿参与调峰。因此利用电网火电机组容量大的特点,深度挖掘火电机组调峰能力,突破传统观念,提高可再生能源的利用,成为一种必然趋势。1深度调峰负荷在《东北电网火电厂最小运行方式(2010)》基础上,以火力发电厂进行的不投油最低稳燃负荷为依据,充分挖掘火力发电机组的深度调峰负荷。本文以燃煤电厂进行的不投油最低稳燃负荷为例,分析火力发电机组调峰能力。1.1超临界压力直流锅炉该电厂为600MW空冷机组。锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的HG-1930/25.4-HM2型超临界压力直流锅炉,设计煤种为内蒙古白音华褐煤。锅炉采用П型布置,为单炉膛、尾部双烟道、全钢架、悬吊结构,采用对冲旋流燃烧方式、固态排渣。锅炉炉膛四周的水冷壁为全膜式焊接结构,锅炉的启动系统装有再循环泵,制粉系统为正压直吹系统,采用中速磨煤机。1.2该系统的结果和分析煤粉细度的变化挡板特性及通风特性磨煤机分离器在D磨煤机上进行,试验结果见图1。可见,随着分离器挡板开度的增大,煤粉逐渐变粗。当分离器挡板开度由50%增至70%时,煤粉细度R90由29.2%变化到38.3%,R200由3.7%变化到12.3%,磨煤机电流由33.98A降至31.03A。可见,随着分离器挡板开度增大,煤粉逐渐变粗,磨煤机电流逐渐下降。磨煤机电耗也将降低。由图2可见,随着一次风量的增加,煤粉逐渐变粗。当一次风量由110t/h增至130t/h时,煤粉细度分别由35.2%增至38.7%和由5.7%变化到9.0%。表明随着一次风量的增加,中速磨煤机中风速增加,煤粉不能在磨煤机中充分碾磨,造成煤粉细度变粗。煤粉细度及磨煤机试验选择在D磨煤机上进行,试验结果见表2。可见,磨煤机出力达到了最大出力74.88t/h,高于保证出力74.48t/h,煤粉细度R90为34.2%,达到了设计要求范围35%。在煤粉细度为32%~35%,磨入口通风量为118.42t/h,当磨煤机出力达74.88t/h时,磨煤机出口风温达63.53℃,磨煤机单耗为6.04kWh/t,达到了厂家保证的磨煤机单耗≤8.3kWh/t的要求。试验期间通风量和石子煤排放量正常。1.3不同氧量、不同送引风机厂与消冷剂的配比对锅炉热损失的影响500MW负荷下进行3种工况试验,锅炉氧量分别控制在2.72%、3.20%和3.53%下,试验结果见表3。随着含氧量的降低,锅炉热效率逐渐增加。当氧量由3.53%减至2.72%时,排烟热损失由6.178%减至5.875%,而固体未完全燃烧热损失由0.007%增至0.085%,排烟热损失减小的幅度大于固体未完全燃烧热损增加的幅度,因此当氧量由3.53%减小到2.72%时,锅炉热效率提高了0.23个百分点。在这3种工况下,当氧量为2.72%时,锅炉效率最高。当氧量为2.72%时的送引风机厂用电率比氧量为3.53%时低0.085个百分点。根据锅炉热效率随氧量的变化规律,建议500MW负荷时,锅炉运行氧量偏置维持在-0.4%~0.2%。燃尽风的档板开度变燃尽风量试验在3种工况下进行,试验结果见表4和图3。由图3可见,在锅炉氧量不变的条件下,随着燃尽风挡板开度的增大,锅炉效率逐渐降低,锅炉烟气中的NOx含量也逐渐降低。由表4可知,当燃尽风挡板开度由20%逐渐变化到80%时,锅炉修正后的热效率由93.46%降至93.24%,烟气中的NOx含量由504.1mg/Nm3降低到345.4mg/Nm3(折算到α=1.4的实测氮氧化物体积浓度)。燃尽风档板的开度为50%时,锅炉修正后的效率为93.42%,烟气中的NOx含量为432.6mg/Nm3,燃尽风的档板开度由20%逐渐增至80%时,测得其出口管壁的金属温度下降了9.5℃。同时由于炉膛内烟温的降低,水冷壁的壁温也降低了8.3℃。因此,增加燃尽风量能够降低屏过区域内的烟温,同时也会影响到整个炉膛的温度水平。如果保持介质温度相同,可有效降低屏过和水冷壁受热面管壁的金属温度,从而使受热面管壁的金属温度维持在较低的热负荷下,防止超温爆管事故的发生,对机组的安全运行有益。但是如果燃尽风量过大,不仅会影响炉膛内受热面的换热,且会影响水平烟道中的过热器,使再热器的换热量变小,导致烟气的排烟温度升高,排烟热损失增加,影响锅炉热效率。建议机组负荷在500MW以上时,为满足环保要求,燃尽风档板开度应在60%~70%。但综合考虑锅炉热效率、NOx排放浓度和屏式过热器管壁金属温度,燃尽风挡板开度保持在50%左右为宜。1.4锅炉燃烧试验通过燃烧调整试验和制粉系统试验,在机组保持良好的运行状态时,进行了锅炉的不投油最低稳燃负荷试验。当机组负荷为350MW时逐渐降低负荷,保留B、E、F、G4台磨煤机运行,总给煤量为135t/h,主蒸汽流量为672t/h,机组负荷为229MW,锅炉燃烧稳定,炉膛负压以及火检波动正常,稳定1h后记录数据,试验持续2h。试验表明,不投油最低稳燃负荷34.82%BMCR,达到设备厂家保证值35%BMCR。不投油最低稳燃负荷试验数据见表5。2最低不投油稳燃负荷通过电厂锅炉性能考核试验,在设计煤种或接近设计煤种的条件下,大多数机组的调峰能力均能达到制造厂家的设计值。锅炉厂所给定的锅炉不投油最低稳燃负荷,因煤种、锅炉形式、机组容量不同有所差异。按锅炉厂设计时给定的锅炉不投油最低稳燃负荷大致为200MW45%BMCR、300MW(350MW)35%BMCR、600MW以上30%BMCR。一般情况下,锅炉厂家设计的最大出力BMCR应是在ECR基础上增加3%~6%,但由于各个锅炉的实际情况不同,有些锅炉未达到上限。因此折合成机组额定负荷后,按约增加5%计算,即200MW50%ECR、300MW(350MW)40%ECR、600MW以上35%ECR。循环流化床锅炉的最低不投油稳燃负荷为35%ECR。通过对机组的深入研究,在《东北电网火电厂最小运行方式(2010)》规定的最小负荷基础上,综合影响低负荷下机组运行的因素,在保证电厂机组运行安全性的同时,进一步降低机组负荷,不同容量、不同类型机组深度调峰负荷的确定见表6。另外,考虑到具有风扇磨制粉系统锅炉在低负荷下缺角运行具有很大的风险,该类机组的深度调峰负荷基本未做调整,仍维持在55%~60%。截止到2011年,东北及蒙东地区共有机组191台,机组可调峰范围在0~55%。其中,200MW机组55台,300MW(350MW)64台,600MW(550MW)39台,800MW、1000MW各2台,其余27台为200MW以下机组,装机容量6241.9万kW。按照《东北电网火电厂最小运行方式(2010)》计算非供热期电厂最小出力12710MW,占东北电网总装机容量20%。考虑到影响最低稳燃负荷的多种因素,根据各个电厂实际运行状况。确定深度调峰负荷,确保机组运行的安全性。核定后东北电网的最小出力为10500MW,理论上调峰能力增加2210MW。但是电厂存在着运行检修停机等因素的影响,实际上调峰容量要小于2210MW。3火力发电行业机组低负荷运行时,供电煤耗显著增加,经济性下降,低负荷与额定负荷相比平均增加煤耗约18g/kWh。2010年火电机组平均煤耗330g/kWh,2010年因调峰限制的风电约为6亿kWh。平均少燃用标煤18.9万t。按东北地区标煤单价850元/t计算,折合成人民币为1.6亿元。原煤位低发热量Qnet,ar=20908kJ/kg,原煤的碳的转化率为0.94,经计算原煤单位热值的含碳量为26.37t碳/TJ。由此可以计算出1t原煤可以产生的CO2为90.889kgCO2/GJ。有关资料显示,标准煤的低位发热量Qnet,ar为29307kJ/kg,经折算后1t标准煤产生的CO2为2.664tCO2/t标煤。共计减少50.3万t的CO2排放量。由表7可得火力发电行业排污系数的计算方法,由于东北地区循环流化床锅炉所占比例很小,可以忽略循环流化床锅炉产污的影响。经过计算加权平均后结果见表8。东北地区2010年因调峰限制的风电约为6亿kWh。平均每年少燃用标煤18.9万t,可减少30537t烟尘,845tSO2,在不采取任何脱硝措施时,可减少507t氮氧化物。采取低氮燃烧方式时,可减少359t氮氧化物。当采取低氮燃烧和脱硝措施时,可减少245t氮氧化物。虽然火力发电机组低负荷运行时经济性降低,但风力发电作为一种清洁的发电方式,会直接带来环境效益,可减少大量的污染物排放,风力发电的直接成本高于火力发电机组的发电成本(见表9),但若考虑上环境成本,风力发电的总成本要低于火力发电机组的总成本。我国的清洁发展机制是CDM,远低于发达国家的碳排放成本。鉴于我国目前的环境成本相对较低,如果未来提高环境标准,可以预见火力发电的成本要继续上涨。有关资料表明,我国风电场建设和运行成本在逐年降低,随着技术的发展,风电并网难题解决,越来越多的风电被接纳,风电的优势也就越来越明显。4发电效率和影响a.东北地区的风力资源充裕,但由于风力资源自身的缺点和调峰难的问题,使得东北电网不得不弃风运行,最大弃风量达到40%,浪费大量风能。因此提高火电机组调峰能力,充分利用风能资源十分必要。b.通过电厂的不投油最低稳燃负荷试验,在设计煤种的情况下,锅炉不投油最低稳燃负荷达到了锅炉厂家设计的最低稳燃负荷。东北电网大多数电厂的不投油最低稳燃负荷试验结果表明,现有的机组最小出力可调整到200MW55%ECR、300MW(350MW)47%ECR、600MW以上43%ECR、循环流化床锅炉为40%ECR。机组的平均最小负荷由原来的约为55%ECR调整至现在约为48%ECR。采用火电机组深度调峰技术后,整个东北电网在非供热期核算后的最小出力为10500MW,比《东北电网火电厂最小运行方式(2010)》核定的调峰容量增加2210MW,电网调峰能力同比增加17.4%。c.2010年调峰限制的风电发电量以约为6亿kWh来计算,平均少燃用标煤18.9万t。按东北地区燃煤单价850元/t,折合成人民币为1.6亿。减少50.3万t的CO2,30537t烟尘