典型燃煤机组灵活调峰策略及性能研究.pdf
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1、coal-firedunits2(9):94-103.nermalPowerGeneratiorJI Shuaiyu,DUAN Liqiang,WANG Yuanhui,et al.Research on flexible peak load regulation strategy and performance of typical引用本文格式冀帅宇,段立强,王远慧,等.典型燃煤机组灵活调峰策略及性能研究 J热力发电,2 0 2 3,52(9):94-10 3.Sep.2023THERMALPOVWERGENERATION2023年9 月No.9Vo1.52第9 期第52 卷热力发电D0I:
2、10.19666/j.rlfd.202305092典型燃煤机组灵活调峰策略及性能研究冀帅宇,段立强,王远慧,姜越(华北电力大学能源动力与机械工程学院,北京102206)摘要为提高燃煤机组的灵活性,提出一种抽再热蒸汽储热和抽主蒸汽加热二次热风联合灵活调峰运行方式。以超超临界6 6 0 MW间接空冷机组为研究对象,分析了该机组在3 0%BMCR工况不同调峰方案下机组抽汽储热调峰性能、不同的释热工况下的能量复用率以及联合降负荷运行方式的性能。结果表明:在调峰容量为2 0 MW、释热工况为7 5%THA时,抽主蒸汽储热、抽主蒸汽加热二次热风和抽再热蒸汽储热的能量复用率分别为55.13%、8 4.7 4
3、%和46.2 4%;在保证锅炉燃烧和受热面安全的前提下,采用抽再热蒸汽储热和抽主蒸汽加热二次热风联合降负荷灵活运行方案,调峰容量可达46 MW,在释热工况为7 5%THA时能量复用率可达7 4%。研究结果可为燃煤机组灵活调峰提供参考。【关键词燃煤机组;灵活性运行;抽汽储热;热力性能Research on flexible peak load regulation strategy and performanceof typical coal-fired unitsJI Shuaiyu,DUAN Liqiang,WANG Yuanhui,JIANG Yue(School of Energy Po
4、wer and Mechanical Engineering,North China Electric Power University,Beijing 102206,China)Abstract:In order to improve the flexibility of coal-fired units,a flexible peaking operation method is proposedby combining the heat storage by extracting the reheated steam and secondary air heating by extrac
5、ting the mainsteam.Taking the ultra-supercritical 660 MW indirect air-cooled unit as the object of study,the performance of theunit under different peaking schemes at 30%BMCR operating conditions,the energy reuse rates under differentheat release conditions and the performance of the combined load r
6、educing operation mode are analyzed.The resultsshow that the energy reuse rates of extracting main steam heat storage,extracting main steam heating secondary airand extracting hot reheat steam heat storage are 55.13%,84.74%and 46.24%,respectively,at a peak-load shavingcapacity of 20 MW with 75%THA h
7、eat release condition.Under the premise of ensuring the safety of boilercombustion and heating surface,the combined load reducing operation mode can achieve a peak peak-load shavingcapacity of 46 MW,and the energy reuse rate can reach 74%when the heat release condition is 75%THA.Thisstudy can provid
8、e a reference for flexible peak-load regulation of coal-fired units.Key words:coal-fired power plant;flexible operation;steam extraction heat storage;thermodynamic performance新能源作为实现“双碳”目标与建设新型电力系统的重要载体,将成为我国未来较长时间内电源增量的主体 1-2 。但可再生能源发电的波动性和不确定性,致使供能系统与用户供需不匹配,导致“弃风弃光”现象 3-4。因此,为解决因可再生能源电力并入导致的电网稳定性
9、降低的问题,火电机组需承担更频繁的调峰任务 5。大量研究提出了包括熔盐储能调峰 6 、化学电池储能调峰 7 、热电联产 8 和压缩空气储能 9的调峰手段,在满足可靠性的前提下,提升燃煤机组运行灵活性,可以增加可再生能源收稿日期:2 0 2 3-0 5-3 1网络首发日期:2 0 2 3-0 7-2 5基金项目:国家重点研发计划项目(2 0 2 2 YFB4202401)Supported by:National Key Research and Development Program(2022YFB4202401)第一作者简介:冀帅宇(1998),男,硕士研究生,主要研究方向为太阳能辅助燃煤发
10、电,。通信作者简介:段立强(197 3),男,教授,博士生导师,主要研究方向为先进能量系统集成与优化,。http:/95冀帅宇等典型燃煤机组灵活调峰策略及性能研究第9 期发电入网容量,为消纳更多可再生能源提供保障 10 。调峰能力不足是制约火电灵活运行的关键因素 11。我国火电机组的深度调峰能力相比世界先进水平差距较大,纯凝机组的实际调峰能力一般为额定功率的50%左右,典型抽凝机组在供热期的调峰能力仅为额定功率的2 0%左右,但这也说明我国火电机组灵活性提升潜力巨大 12 。预计我国火电机组通过灵活性改造,将使热电机组最低运行负荷达到40%50%额定负荷,纯凝机组最低运行负荷达到30%35%额
11、定负荷 13 。Wang等人 14-15 提出热电联产机组控制策略,通过燃煤机组供热来满足机组稳定性、快速变负荷和持续供热需求;通过优化二次再热锅炉的再热蒸汽温度控制,提高调峰能力;提出考虑蓄热变化和再热蒸汽温度偏差的方法修正再热蒸汽控制逻辑,解决热力循环过程中保持蒸汽温度稳定的难题。Cao等人 16 提出通过附加热力循环集成高温储热,提高燃煤电厂灵活性措施。结果表明,将高温储热系统集成到传统燃煤电厂的汽水循环中,显著提高了机组灵活性。Wu等人 17 将新型低熔点二元硝酸盐用于热电厂储能,对其热物理性能和热稳定性进行了实验研究。长期热稳定性实验结果表明:二元盐混合物在其整个长周期热储能运行中具
12、有良好的热稳定性。吴玉庭等 18 针对熔盐储热的性质、整个熔盐蓄热系统蓄热效率、腐蚀性和可靠性开展研究,并在现有成熟的蓄热方案基础上设计出了其他熔盐蓄热系统和设备,为耦合熔盐储热的火电机组灵活调峰提供参考。魏海蛟等 19-2 1 采用抽主蒸汽储热方法提高燃煤机组灵活性,并分析了系统中部件的损失。结果表明:采用抽汽储热方法对于保证锅炉效率和安全性具有重要意义;但是抽汽量增大会对锅炉燃烧状态和受热面安全有影响,缺少抽汽后对锅炉侧性能影响的分析。庞力平等 2 2 针对超超临界二次再热机组燃煤发电系统调峰性能开展研究,通过增加高温熔盐储能系统后,二次再热机组爬坡率有一定改善,能够提高二次再热机组的灵活
13、性,且选择合理的抽汽流量,能够有效实现机组的调峰需求。魏海蛟等 2 3 将可再生能源发电与储热的燃煤机组深度调峰系统耦合,提出基于储热的燃煤机组深度调峰规模化消纳可再生能源发电系统。结果表明:利用再热蒸汽抽汽储热深度调峰系统与可再生能源发电加热熔盐储热耦合可进一步提升可再生能源消纳能力。基于以上研究进展,本文提出利用抽再热热段蒸汽储热和抽主蒸汽加热二次热风联合的灵活调峰方式,以超超临界6 6 0 MW间接空冷机组为研究对象,分析了该机组在3 0%BMCR工况不同调峰方案下机组抽汽储热调峰性能、不同释热工况下的能量复用率以及联合调峰方式降负荷运行的性能。1系统模型建立及验证1.1系统简述本文选择
14、国内某超超临界6 6 0 MW间接空冷机组为研究对象。该机组燃用高水分褐煤,锅炉最低稳燃负荷不低于2 5%BMCR,锅炉直流负荷不低于30%BMCR。机组采用9级回热加热系统,设有3 个高压加热器(高加)、1个除氧器、5个低压加热器(低加)。其中3 段抽汽先对炉侧一次热风进行再加热,加热后的蒸汽进入3 号高加。深度调峰运行分为3 个子系统,分别为传统热力系统、储热系统及释热系统。研究中采用3 种常见的抽汽降负荷深度调峰运行方式,具体如图1所示。图1a)为抽主蒸汽储热调峰运行(方案1),利用熔盐泵将冷罐中的熔盐泵送至蒸汽熔盐换热器,与抽取的主蒸汽换热,加热后的熔盐输送至热罐中,减温后的蒸汽通过管
15、道输送至1号高加出口,通过回热循环加热高压给水。图1b)为抽主蒸汽加热锅炉二次热风运行方式(方案2)。图1c)为抽再热蒸汽储热调峰运行(方案3),将冷罐中的熔盐泵送至蒸汽熔盐换热器,与抽取的再热热段蒸汽换热,加热后的熔盐输送至热罐中,蒸汽经减温减压后通过管道输送至低压缸入口。从主蒸汽系统抽出蒸汽,会导致锅炉再热蒸汽流量减少,再热器受热面可能存在低负荷下局部超温风险,故主蒸汽抽汽量受锅炉再热器冷却流量的限制。同时,在抽汽回热释热过程中,抽主蒸汽回热会导致省煤器入口锅炉给水温度过高、易汽化,锅炉水动力安全难以保证。对汽轮机本体而言,高压缸通流量大,中压缸通流量下降明显,通流偏差加大,可能出现轴承推
16、力适应性等问题;该机组汽轮机侧可在3 0%BMCR工况下抽取18 0 t/h再热热段蒸汽。考虑到以上因素,提出方案4(图1d)):在保证锅炉稳燃和再热器安全的前提下,抽部分主蒸汽加热二次热风,同时抽再热蒸汽储热的联合降负荷调峰方式,保证机组安全的前提下,提高能量复用率与调峰能力。9620233年热力发电高温熔盐罐低温熔盐罐一主蒸汽一再热蒸汽一熔盐一主给水低压缸高压缸中压缸发电机凝汽器高压加热器除氧器低压加热器a)抽主蒸汽储热调峰运行系统一主蒸汽一再热蒸汽一锅炉二次风低压缸一主给水高压缸中压缸发电机凝汽器高压加热器除氧器低压加热器b)抽主蒸汽加热二次风调峰运行系统一主蒸汽高温熔盐罐低温熔盐罐一再
17、热蒸汽熔盐一主给水低压缸高压缸中压缸锅炉发电机凝汽器高压加热器除氧器低压加热器c)抽再热蒸汽储热调峰运行系统http:/http:/97冀帅宇等典型燃煤机组灵活调峰策略及性能研究第9 期一主蒸汽高温熔盐罐低温熔盐罐一再热蒸汽一熔盐一主给水一锅炉二次风低压缸高压缸中压缸发电机凝汽器高压加热器除氧器低压加热器d)联合降负荷调峰运行系统图1不同调峰运行方式Fig.1 Different peak load operation modes储罐的释热工况如图2 所示。方案采用2 级储热系统,利用高温熔盐泵将热罐中的熔盐送至熔盐给水换热器,与给水泵出口给水换热,加热后给水输送至省煤器,降温后的熔盐输送至冷
18、罐中。主蒸汽再热蒸汽低压缸熔盐高压缸中压缸主给水发电机凝汽器高压加热器除氧器低压加热器低温熔盐罐高温熔盐罐图2 释热过程机组运行系统Fig.2Unit operating system of heat release process1.2模型建立及验证本文采用EBSILON软件对燃煤机组进行模拟,模型如图3 所示。锅炉侧烟气依次经过燃烧区、水冷壁、屏式过热器、后屏过热器、末级过热器、高温再热器、过渡管组、低温再热器与低温过热器出口管组、低温过热器、后烟道省煤器、分级省煤器和空气预热器(空预器)。http:/2023年98热力发电一图3 燃煤机组EBSILON模型示意Fig.3 The coal
19、-fired unit model in EBSILON通过给定换热器的介质进出口温度和流量来确定换热器属性,设计工况换热介质进出口温度及流量见表1。空气经过空预器后,一次热风被3 段抽汽进行再加热,加热后的空气进入锅炉燃烧区。汽轮机侧需计算每段抽汽的抽汽烩。回热系统由3 个高加、5个低加和1个除氧器组成,忽略轴封漏气的影响。再将不同负荷下的模拟结果与设计数据进行比较(表2),结果表现出良好的一致性。由此可见,利用EBSILON建立的模型是可靠的。1.3储热系统描述本研究选择的热能储存系统是一种典型的双罐系统,主要包括热储罐、冷储罐和熔盐泵。储存介质是含有40%KNO3和6 0%NaNO3的太
20、阳盐。在工程实践中,太阳盐的运行温度通常在2 90 56 5 2 4。利用熔盐良好的蓄热能力及时按需储放系统热量以配合机组快速变负荷和低负荷运行,将储热装置集成到燃煤机组中,拓宽机组的调峰空间,提高燃煤机组降负荷运行的能力,使燃煤机组发出的电能或热能在用电低谷期以储热的形式储存,在用电高峰期将储存的热能释放,实现能量时间和空间的转移,为可再生能源发电提供入网空间。储热时长和释热时长均为3 h,储热量为150 MWh。2 个储罐的质量和能量模型相同。其中热储罐计算 2 5:表1设计工况换热工质进出口温度Tab.1 Heat exchange medium inlet and outlet tem
21、peraturesof designworkingcondition工质进口工质出口工质流量/换热工质温度/温度/(t:h-)屏式过热器4785221818后屏过热器5075641818末级过热器5646051818高温再热器5396231565低温再热器过渡管组4925391565低温再热器3544921565低过出口管组4784861818低温过热器4484781818后烟道省煤器3083351818分级省煤器2913081818表2 机组设计参数及仿真结果对比Tab.2 Comparison of design parameters and simulation results of t
22、he unit100%THA75%THA50%THA30%BMCR项目设计值仿真值误差/%设计值仿真值误差/%设计值仿真值误差/%设计值仿真值误差/%主蒸汽流量/(t-h-)181818160.10131813100.63861.7853.20.99635.9635.90主蒸汽压力/MPa28.027.90.1020.7720.600.7313.8313.601.0210.3010.200.05主蒸汽温度/600.0600.00600.0600.00600.0600.00600.0600.00再热蒸汽流量/(th-l)156515891.56115611691.08770.9776.80.77
23、575.0585.21.77再热蒸汽压力/MPa5.6075.5910.294.1774.1291.152.8082.7402.422.0712.0600.53再热蒸汽温度/620.0617.40.41620.0611.31.40620.0605.62.36590.0583.71.06给水温度/291.6293.40.63272.1274.30.82247.8249.80.83231.0233.81.24发电量/MW660660049549503303300240.70244.591.59http:/99冀帅宇等典型燃煤机组灵活调峰策略及性能研究第9 期M otakMIinital+(min-
24、mout)At(1)Onomak=Qmial(qin-Qoul)At/3 600(2)式中:Mhotank为热储罐中的熔盐质量,kg;M i n i t i a l 为热储罐中的初始熔盐质量,kg;mi n 和mout分别为热储罐入口和出口处的熔盐质量流量,kg/s;t 是相应的时间段,S;Q n o t a n k 为热储罐中储存的能量,kWh;Qinitial为热储罐中的初始能量,kWh;q i n 和qout分别为热储罐每单位时间的能量输入和输出,kW。2评价指标本文选择燃煤消耗量、调峰容量、调峰深度、熔盐储热量和能量复用率作为深度调峰系统性能评价指标。2.1燃煤消耗量储-释热全过程燃煤
25、消耗量定义为:mho-hu+(1-Z)B=i=1(3)29 307ngngd式中:B为燃煤消耗量,kg/h;h o 为主蒸汽焰,kJ/kg;hw为给水焰,kJ/kg;o 为单位蒸汽再热吸热量,kJ/kg;m 为再热蒸汽前回热抽汽级数;i为第i级回热抽汽量占主蒸汽比例;n为锅炉效率;ngd为管道效率。2.2调峰容量和调峰深度调峰容量定义为:AP.,=P,-Pa(4)C,AP,=P,-P(5)S,tS,t式中:Pc.,和Ps.t分别为t时刻降负荷过程和释热过程调峰容量,kW;Po 和Pi分别为3 0%BMCR工况负荷和释热工况功率,kW;Pc,t 和Pst为t时刻降负荷过程和释热过程发电功率,kW
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