“双碳”目标下燃煤电厂灵活性改造及政策建议

双碳目标下,以新能源为主的可再生能源将实现规模化发展,煤电将向基础保障性和系统调节性电源并重转型。推动燃煤电厂灵活性改造,是增加新能源消纳能力、推动新能源高质量发展的重要举措。本文系统介绍了中国的煤电现状及新定位,梳理了中国“三改联动”中煤电灵活性改造进展情况,评价了灵活性改造实施效果,聚焦影响煤电机组灵活性运行的主要技术问题,研究分析了灵活性改造典型技术路线及其经济性。借鉴欧美提升煤电灵活性的市场经验,从加强规划引导、完善支持政策、发挥市场作用、确保运行安全等方面提出了推进灵活性改造、促进煤电产业转型发展的政策建议。

基于压缩CO_(2)的新型储能技术研究进展

储能技术是新型电力系统的重要装备基础,不仅能够实现能源时间上的转移,平滑可再生能源的功率输出,还可以实现供给侧和用户侧的能源管理。本文首先综述了压缩CO_(2)储能的技术原理及应用现状;随后,基于CO_(2)的储存状态,将压缩CO_(2)储能技术路线进行分类,并总结了不同技术路线的性能特点和研究进展;最后,对压缩CO_(2)储能系统未来发展方向做出预测。(1)CO_(2)的临界点为7.38 MPa/31.3℃,比空气更容易被液化而具有储能密度大的优点,在相同功率等级下压缩CO_(2)储能系统相比于压缩空气储能系统更加紧凑。目前,国内外均已有CO_(2)储能验证项目建成投运。(2)根据低/高压侧储存装置中CO_(2)状态的不同,可将压缩CO_(2)储能技术的储存方案分为七种:气态-超临界状态CO_(2)储存、气态-液态CO_(2)储存、超临界态-超临界态CO_(2)储存、液态-超临界状态CO_(2)储存、液态-液态CO_(2)储存、吸附态-液态CO_(2)储存和吸附态-超临界态CO_(2)储存。(3)在未来压缩CO_(2)储能的技术开发上,主要着重于气态-液态CO_(2)储能技术、液态-液态CO_(2)储能技术,前者可以充分发挥其高循环效率、系统结构简单优势,后者可以发挥其高储能密度优势。(4)在面向压缩CO_(2)储能技术多元化发展方面,一是推动“可再生能源+压缩CO_(2)储能”模式,实现可再生能源的持续平稳供电,辅助电网运行,减少弃光弃电现象;二是深入研究基于压缩CO_(2)储能技术的集成系统,通过耦合喷射器制冷循环、有机朗肯循环等实现CO_(2)的冷凝以及余热再利用,提高系统性能和能量利用率。目前,已完成的压缩CO_(2)储能验证项目还很少,应加快CO_(2)储能技术发展,实现由理论到实践、由概念研发到项目示范、再到大量推广。

燃煤锅炉温度场与高温腐蚀气氛场同步在线检测装置开发及应用

燃煤锅炉主燃区燃烧场的经济性、安全性和环保性对于智慧电厂建设具有重要意义。其中,水冷壁近壁面高温腐蚀H_(2)S和CO气体浓度的实时在线监测尤为重要。为实现燃煤锅炉主燃区温度场和高温腐蚀气氛场的同步测量,基于红外热成像原理,采用Optris-PI1M小型红外热成像仪,基于LabVIEW温度实时采集应用软件,在炉膛的观察口对主燃区温度场进行连续监测。以低成本1.5μm附近的通信波段激光器作为测量高温腐蚀气体H_(2)S和CO的激光光源,并结合波长调制光谱技术和频分复用技术,以实现H_(2)S和CO气体浓度的同步检测。线性度实验表明,其线性拟合相关系数为0.9995。将研制的同步检测仪器对某300 MW四角切圆燃煤锅炉的主燃区的温度场和气氛场进行了现场应用试验。现场测试结果表明,锅炉主燃区温度主要分布范围在1300~1400℃,最高温度达到了1500℃;同时得到了锅炉主燃区的H_(2)S和CO浓度分布,H_(2)S浓度在12~125 mg/m^(3)的范围内波动,而CO浓度主要分布在10%~20%之间,最高可达22%;炉内H_(2)S和CO的浓度呈正相关,氧气浓度保持在1%以下,由于厌氧燃烧会导致两种气体的含量增加,从而造成对水冷壁近壁面的高温腐蚀。

添加剂H_(2)对SNCR脱硝特性的影响

在管式炉上探讨了选择性非催化还原的脱硝特性,分析了有无气体添加剂H_(2)在不同氨氮比(normalized stoichiometric ratio,NSR)下的N_(2)O、NO、NH_(3)、SO_(2)的排放特性及其随温度的变化规律。分析结果表明:无添加剂的情况下,在温度870℃、NSR为2.0时,NO最大还原效率为90%;N_(2)O生成浓度和NO还原效率的变化趋势接近,NSR越大,NO还原效率越高,N_(2)O排放浓度越大;NO还原温度窗口与N_(2)O生成的温度窗口基本上吻合。氨逃逸量在低于750℃时,明显增大,在高于850℃时,趋于0;SO_(2)浓度随温度的升高呈现与氨逃逸相反的变化趋势;随着H_(2)添加量的增大,NO还原温度窗口显著拓宽,且向低温移动,添加后最大NO还原效率超过90%,对应温度为820℃左右;N_(2)O浓度随温度呈先上升后下降的趋势,随H_(2)添加量的增加,低温区的N_(2)O浓度升高,且峰值向低温区移动,温度窗口变宽;氨逃逸量随温度升高先增大后降低,且这种趋势在低温区更明显,反应温度超过850℃,不同添加比下的氨逃逸量趋于0;添加比对SO_(2)浓度的影响在低温和高温段都不明显,SO_(2)浓度与氨逃逸量呈现相反的变化趋势。所述H_(2)添加后的污染物排放规律可为同类研究提供参考。

我国燃煤工业锅炉碳排放强度分布及影响因素研究

锅炉是能源消费大户和主要的大气污染物及碳排放源,准确量化锅炉碳排放是摸清我国碳排放“家底”的基础。结合能效测试与碳氧化率计算,提出了基于燃料转化与烟气CO_(2)排放测试相结合的碳排放量化方法,进一步引入热负荷,建立了碳排放强度计算方法。基于615台燃煤工业锅炉实炉测试数据样本,对锅炉碳排放强度计算方法进行验证,同时分析了燃煤工业锅炉碳排放强度总体分布情况,燃煤工业锅炉的碳排放强度绝大部分分布在80~140 kgCO_(2)/GJ之间,最大值为137.4 kgCO_(2)/GJ,最小值为82.5 kgCO_(2)/GJ,平均值为110.8 kgCO_(2)/GJ。进一步分析了单位热值含碳量、碳氧化率、热效率、容量及负荷等因素对锅炉碳排放强度分布的影响。分析结果表明,锅炉碳排放强度受单位热值含碳量影响较大,呈现明显的正相关性,无烟煤相较烟煤和褐煤有较高的碳排放强度,锅炉热效率升高时,碳排放强度基本呈下降趋势,以1台40 t/h层燃炉为例进行了敏感性分析,排烟温度、排烟含氧量和进风温度对碳排放强度的影响较大,炉渣含碳量、飞灰含碳量的影响较小;排烟温度增加10℃,碳排放强度增大0.59 kgCO_(2)/GJ,排烟含氧量增加1%,碳排放强度增大0.50 kgCO_(2)/GJ。

专栏执行主编寄语 “煤电低碳化利用与污染控制”专栏

2024年7月15日,国家发展改革委、国家能源局印发《煤电低碳化改造建设行动方案(2024—2027年)》的通知。明确提出:到2025年,首批煤电低碳化改造建设项目全部开工,转化应用一批煤电低碳发电技术;相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低20%左右、显著低于现役先进煤电机组碳排放水平,为煤电清洁低碳转型探索有益经验。到2027年,煤电低碳发电技术路线进一步拓宽,建造和运行成本显著下降;相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低50%左右、接近天然气发电机组碳排放水平,对煤电清洁低碳转型形成较强的引领带动作用。

专栏执行主编寄语深调背景下煤电锅炉灵活性改造技术

2021年10月,国家发改委、能源局联合颁布了《全国煤电机组改造升级实施方案》,并率先在新疆进行试点。2024年1月31日,新疆发改委公示了2023年全区实施煤电灵活性改造并且验收通过的38台机组,装机规模1642.5万千瓦,新增调峰能力361.2万千瓦。从公示结果看,纯凝期机组最小出力可低至18%。新疆地区煤电机组燃用烟煤,其灵活性改造的成功对于推广至全国煤电机组具有极大的现实意义。但同时也注意到,烟煤与贫煤、无烟煤着火特性差异巨大,对于燃用低挥发份贫煤、无烟煤的锅炉,灵活性改造仍面临严峻挑战,尤其是广泛分布于云、贵、川地区的W型火焰锅炉(燃用无烟煤为主,容量接近火电装机容量10%)。

专栏执行主编寄语新型电化学储能材料与器件

2021年7月国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》,意见指出要坚持储能技术多元化,推动锂离子电池等相对成熟新型储能技术成本持续下降和商业化规模应用,实现液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期,加快钠离子电池等技术开展规模化试验示范.

H_(2)与氨混燃增强火焰燃烧特性模拟研究

氢和氨作为清洁能源受到广泛关注,为深入探究氢-氨混燃的燃烧特性和影响因素,本文借助Chemkin仿真平台建立相关反应模型,以氢-氨混合气体为燃料,空气作为助燃剂,采用Otomo等人提出的一种氨氧化机理对其燃烧过程进行模拟计算,并模拟研究了混合气体的点火延迟时间、层流燃烧速度、绝热燃烧温度、NO排放等燃烧特性随当量比、初始压力以及燃料中H_(2)比例的具体变化规律,对不同工况下的层流火焰结构、H和OH自由基的产率(rate of production,ROP)、NO生成的敏感度进行了化学动力学分析。结果表明:纯氨气体的点火延迟时间长、层流燃烧速度慢,掺氢后燃烧特性均有所改善,且提高了火焰的绝热燃烧温度,但掺氢比例越大,NO排放越多。NO摩尔分数随当量比变化的趋势先增后减,在当量比为0.8左右达到峰值。综合考虑氢-氨混燃的一系列燃烧特性以及掺氢、加压的成本和收益情况,推荐H_(2)占比15%、当量比φ=1.1、压力P=0.2 MPa为氢-氨混合燃烧的最优条件。

风电-火电-压缩空气储能综合能源系统运行特性研究

为提升电网消纳风电的能力,改善火电机组运行灵活性,本文基于压缩空气储能系统容量大、多能流耦合的特点提出了一种包含两台600 MW燃煤机组的风电-火电-压缩空气储能综合能源系统。首先通过构建系统热力学变工况模型,分析了关键参数对压缩空气储能系统性能的影响,然后以降低弃风率为目标,探究了综合能源系统在典型特征日的能流匹配和运行特性。结果表明,电能分配比由57.3%增加至76.0%时,储能系统输出热电比由0.84下降至0.30,对储能系统输出影响最为显著;典型特征日的仿真场景下,综合能源系统负荷调节能力强,能流匹配良好,弃风率仅为2.28%。通过上述分析,验证了所提出的系统具备可观的风电消纳潜力和运行灵活性。

基于数据驱动660 MW循环流化床锅炉多目标燃烧优化

为降低某电厂循环流化床锅炉污染物排放,同时提高锅炉燃烧运行经济性,本文采用数据驱动技术实现循环流化床锅炉多目标燃烧优化。基于改进粒子群优化长短期记忆神经网络建立循环流化床锅炉NO_(x)/SO_(2)排放数学模型和锅炉排烟温度数学模型,以相对误差为预测性评估指标以确定最佳网络参数;其次,基于改进粒子群优化长短期记忆神经网络(IPSO-LSTM)、长短期记忆神经网络(LSTM)、广义回归神经网络(GRNN)和反向传播神经网络(BPNN)分别构建NO_(x)/SO_(2)排放数学模型和锅炉排烟温度数学模型,通过比较预测性评估指标,证明本文构建预测模型有效性;最后,基于非支配排序遗传算法(NSGA-Ⅱ)获取不同运行工况下循环流化床锅炉燃烧优化调整方案,以降低NO_(x)/SO_(2)排放浓度,同时维持排烟温度稳定性。结果表明:相比优化前,优化后NO_(x)排放浓度平均降低了10.58%,SO_(2)排放浓度平均降低了25.81%,最大降低了650 mg/m^(3),且排烟温度平均降低0.14%。

H_(2)S在线监测装置研发及在锅炉水冷壁高温腐蚀防治中的应用

锅炉水冷壁高温腐蚀问题一直是影响锅炉安全运行的难题。为解决锅炉水冷壁高温腐蚀的主要媒介H_(2)S需要连续测量,但当前行业内缺乏能长期运行的H_(2)S在线监测装置问题,研发了基于可调谐二极管吸收光谱TDLAS原理测量锅炉水冷壁H_(2)S的监测装置,并使用装置在某300 MW等级电站锅炉上进行了示范应用,跟踪评估了该装置的性能。结果显示,基于TDLAS原理所研发的仪器在现场投运12个月以来保持稳定运行,装置在线监测结果显示炉内H_(2)S呈现脉冲式波动特点,H_(2)S浓度高时超过1600μL/L。监测中发现,炉内H_(2)S浓度与运行调整存在较密切的关系,在升负荷过程中,由2台磨转为3台磨运行时,前后墙23.60 m平台测点处H_(2)S浓度急剧增加,从46μL/L增至822μL/L,H_(2)S与脱硫塔入口SO_(2)没有显著的关联性。H_(2)S在线监测装置的成功研发可以实现锅炉主燃烧器区域关键参数的在线监测,并作为运行人员调整锅炉运行参数的主要依据,这对于锅炉高温腐蚀监测和锅炉数字化建设具有积极意义。

超临界对冲燃烧锅炉低负荷运行及环保性能的模拟研究

为获得某电厂超临界对冲燃烧锅炉低负荷工况下的运行及环保性能,基于锅炉设计参数与现场试验数据,采用ANSYS Fluent软件对低负荷运行状态进行数值模拟研究,根据现场实际试验的情况控制燃烧器的投运方式、风速和风量等边界条件,模拟结果直观反映炉膛内的燃烧状态,并进一步对比25%和30%负荷工况的计算情况。结果表明,在25%负荷工况下,温度场及速度场表现均匀对称,整体稳燃性能优于30%负荷工况;30%负荷工况供风量大,O_(2)充足,CO浓度低于25%工况,但由于30%负荷工况多投运后墙中层燃烧器,对冲性能差,不仅容易造成前墙水冷壁超温,还会产生更多的NO_(x)堆积于前墙,出口的NO_(x)排放浓度为531.69 mg/m^(3),约为25%负荷工况的1.35倍。

基于直接吸收光谱深度学习神经网络模型的CO_(2)浓度检测研究

CO_(2)是温室气体的主要成分之一,其对全球气候变化和环境质量有重大影响,燃煤电厂作为我国最大的CO_(2)排放源,面临着严峻考验。为准确、快速、低成本地检测燃煤电厂CO_(2)浓度,促进燃煤电厂低碳发展,本文利用分布反馈半导体激光器构建了一种高灵敏度的CO_(2)气体检测系统,同时采用HITRAN数据库作为深度学习模型的数据集,建立了一维卷积神经网络(one-dimensional convolutional neural network,1D-CNN)模型,采用反向传播神经网络算法检测CO_(2)浓度并与直接吸收技术进行了对比,并通过K折交叉验证法和调整模型参数来提升1D-CNN模型的性能。结果表明,1D-CNN模型的决定系数R^(2)值可达到0.9997,相对误差为1.07%,绝对误差为7.88 mg/m^(3),模型建立较为符合要求;利用1D-CNN模型调用最优参数,对比预测数据和真实数据,平均相对误差为6.06%,平均绝对误差为17.97 mg/m^(3),决定系数R^(2)=0.99941,可得模型的预测结果具有较高的精度。这种基于直接吸收光谱深度学习神经网络模型的气体浓度检测模型在测量CO_(2)气体浓度方面具有较高的准确性和可靠性,可为电力行业的环保监测和节能减排提供有力的技术支持。

不同负荷工况下660 MW循环流化床锅炉脱硝特性研究

为揭示不同负荷下循环流化床的运行特性,以某660 MW循环流化床锅炉为研究对象,在满负荷、75%负荷下,具体研究床温波动、风量配比、烟气含氧量和风煤配比对选择性非催化还原(selective non-catalytic reduction,SNCR)技术喷氨量和脱硝效果的影响。结果表明:满负荷运行时,在欠氧区,SNCR投射喷氨量与循环流化床锅炉给煤量保持同向变化趋势,若持续提高喷氨量,会导致氨逃逸较大,降低SNCR脱硝能力;当炉内给煤量保持稳定,在欠氧还原区内,适当提高二次风量(含氧量),会促进挥发分N的还原反应。75%负荷运行时,床温波动范围超过110℃时,为了满足脱硝要求,应适当提高一次风量、降低二次风量和喷氨量;床温波动范围低于50℃时,应适当降低一次风量和喷氨量;床温波动范围在50~100℃时,应适当降低二次风量和喷氨量;欠氧区内,喷氨量随总给煤量增多而增大。研究结果可以指导循环流化床优化运行,减少氮氧化物排放。

基于炉膛水冷壁H_(2)S气氛场实时测量的锅炉运行监测与优化研究

为揭示锅炉水冷壁H_(2)S在不同负荷时的浓度分布、H_(2)S与炉膛组分CO和SO_(2)的关系、结焦区域H_(2)S分布情况以及运行调整对H_(2)S和NO_(x)的影响情况,指导锅炉运行,在某300 MW等级电站锅炉上安装了水冷壁气氛在线监测装置,系统研究了炉内近壁面H_(2)S、CO等还原性组分的生成规律及运行调整对炉内氛围的影响。结果表明:(1)在高负荷时炉内H_(2)S、CO整体浓度较高,并且负荷越高,腐蚀倾向越严重。(2)负荷在由高向低下降的过程中,存在一临界负荷(40%BMCR),当降至此临界负荷时,壁面气氛由还原性气氛开始转化为氧化性气氛。该炉易发生高温腐蚀的负荷范围为60%~100%。(3)总体上壁面H_(2)S与CO表现出正相关性,而H_(2)S与SO_(2)呈负相关性,但同时壁面各组分间又呈现出一定的独立性。(4)结焦区域H_(2)S平均浓度比非结焦区域高出537×10^(-6)(体积分数,下同),这与结焦区域水冷壁相较于非结焦区域水冷壁腐蚀更严重的现象一致。(5)关闭燃尽风投运层数、增加运行氧量,可以显著降低H_(2)S浓度,最高降幅可达91.4%,但H_(2)S浓度降低会引起NO_(x)增加,关一层燃尽风,NO_(x)平均上涨109 mg/m^(3)。建议在实际运行中,需要平衡好这对矛盾。

300 MW CFB锅炉旋风分离器改造数值模拟研究

旋风分离器分离性能会显著影响循环流化床锅炉的运行。为解决某300 MW循环流化床锅炉旋风分离器分离器性能差的问题,基于欧拉-拉格朗日框架,使用UGNX12.0软件对该300 MW循环流化床锅炉的炉膛、旋风分离器、返料阀按照实际尺寸1∶1建立全回路几何模型,根据实际参数设置边界条件,并通过Barracuda软件进行数值模拟,分析旋风分离器烟道入口各参数(入口烟道高度、入口烟道宽度、入口下倾角大小及中心筒插入深度)对旋风分离器效率及压降的影响;综合考虑分离器的分离效率、压降以及磨损量,提出了2个改造方案。仿真结果表明:炉膛内压力模拟值与实际值的偏差均在5%以内,模拟结果较为精确;2个方案在各负荷下均能提升旋风分离器分离性能,方案1满负荷下效率相较于较改造前提升了0.260%,压降降低了13.1 Pa,方案2满负荷下效率相较于改造前提升了0.240%,压降降低了53.7 Pa;随着负荷降低,旋风分离器效率提升逐渐不明显,在300、260和160 MW负荷下,方案1分别提升0.263%、0.178%和0.023%,方案2分别提升0.243%、0.174%和0.020%。

国家能源局发布2023年全国电力工业统计数据

1月26日,国家能源局发布2023年全国电力工业统计数据。截至12月底,全国累计发电装机容量约29.2亿千瓦,同比增长13.9%。其中,太阳能发电装机容量约6.1亿千瓦,同比增长55.2%;风电装机容量约4.4亿千瓦,同比增长20.7%。2023年,全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用3592小时,比上年同期减少101小时。主要发电企业电源工程完成投资9675亿元,同比增长30.1%。电网工程完成投资5275亿元,同比增长5.4%。

“双碳”目标下煤电机组节能改造技术发展与实践

在碳达峰碳中和背景下,煤电行业节能减碳是亟需解决的问题。通过改造案例对煤电机组各种节能改造技术进行了总结分析,重点分析了锅炉和汽轮机优化改造技术对电厂总体节能升级改造的影响。现有的煤电节能改造技术包括机组升温改造和设备升级改造等,关键在于对汽轮机、锅炉及其辅助系统的合理优化。实践证明:提升参数改造技术具有一定节能效果,跨代升级改造可节约发电标煤耗3.5~8.5 g/(kW·h),必要时需配合汽轮机和锅炉受热面改造;汽轮机提效改造技术节能效果较好,通流改造节约发电标煤耗一般为6.0~10.0 g/(kW·h),具有较强的可行性;锅炉受热面改造、管道改造的费用要高于通流改造的投资,节约发电标煤耗约3.5~4.5 g/(kW·h);锅炉采用先进余热回收技术可节约发电标煤耗约0.4 g/(kW·h);而先进制粉系统的应用也可大幅提高煤粉分离器效率,使锅炉效率提升0.2%~1.0%。煤电行业未来需注重节能技术与低碳等其他技术之间的耦合应用以及节能降碳评价体系的建设,针对机组特点形成可优化、可评价的节能降碳技术集成方案,支撑煤电行业绿色低碳转型。

生物质掺混煤粉无焰富氧燃烧燃料氮转化数值模拟

无焰富氧燃烧能在捕集高浓度CO_(2)的同时显著降低了NO_(x)排放,是清洁低碳燃烧技术的前沿发展方向之一。生物质作为一种来源广泛的可再生能源,与煤粉的掺混燃烧可有效减少CO_(2)排放。为探究无焰富氧燃烧模式下生物质掺混煤粉燃料氮转化特性,基于0.58 MW燃烧炉,采用Fluent进行模拟,耦合适用于富氧燃烧的反应机理以及辐射模型,在完成模型和算法的验证后进行燃料N转化机理研究。结果表明,随着掺混生物质比例从0增加到100%,炉内低氧区域增大,CO分布区域更广,炉内峰值温度升高,当掺混比为50%时相比纯煤粉燃烧升高了47 K,掺混比为70%时升高了55 K,纯生物质燃烧时峰值温度达到1850 K,较纯煤粉燃烧升高了71 K;生物质掺混比例从0增加到50%时,NO再燃还原比例相比纯煤粉大幅下降了61%以上,且随着掺混比继续增加,NO再燃还原基本不变;随着掺混比从0增加到100%,虽然生物质挥发分含量比煤粉高,但掺混后挥发分NO总和基本不变,由于生物质焦碳含量低,掺混后焦炭氮大幅降低,NO排放整体呈降低趋势,掺混比从0增加到100%,NO排放量降低了51%;表明生物掺烧可有效减少NO的排放。