基于成本领先理论的W火电改造效果研究

本文从成本领先理论出发,通过W火电企业的升级改造研究,寻找出可以帮助W火电企业很好地降低生产成本的方法,从而帮助其实现改革,并为相关企业提供经验借鉴。

面向火电厂改造的熔盐卡诺电池储能系统仿真研究

熔盐卡诺电池储能系统将火电厂与储能技术耦合,是实现机组灵活改造的有效途径。该系统可采用新能源场站弃电或者电网低谷电直接或者通过热泵循环间接加热熔盐,将电能转化为高温热能存储,而后高温熔盐和锅炉共同作为热源来驱动汽轮机发电,从而达到减少煤炭使用甚至替代锅炉的目的。为探究部件参数变化对火电厂改造的熔盐卡诺电池储能系统的效率影响规律,本工作首先在Aspen Plus平台中搭建了热泵循环、熔盐蒸发器以及典型600 MW亚临界燃煤机组等模块构成的熔盐卡诺电池储能系统热力学模型。其次,分析了热泵的循环工质、有/无回热以及部件关键参数对热泵制热效率及系统储能特性的影响规律。最后,比较了直接电加热和利用热泵循环加热熔盐的两种不同电转热形式的储能系统变工况效率。研究结果表明,有回热系统的热泵制热系数和储能系统往返效率均高于无回热系统;对于有回热系统,氩气作为热泵循环工质的回热器热负荷最低,然而氮气作为热泵循环工质时,储能系统的往返效率最高。在冷源温度67℃、等熵效率0.9和机械效率1.0时,储能系统额定工况的往返效率可达61.46%。此外,在额定工况下,采用热泵的储能系统相比于直接电加热的系统往返效率提高了45.16%。本研究可为火电厂改造的熔盐卡诺电池储能系统的设计和分析提供理论指导。

考虑辅助服务收益的储能与火电机组灵活性改造协调规划方法

可再生能源飞速发展对电力系统灵活性提出了较高要求。辅助服务收益有利于灵活性资源配置以及提高其参与调峰积极性。从火电机组深度调峰阶梯式补偿与储能峰谷套利两方面分析入手,提出了考虑辅助服务收益的储能与火电机组灵活性改造协调规划方法。首先,分析了灵活性资源调峰机理,其次构建了灵活性资源调峰的系统收益指标和成本指标;然后,建立兼顾系统综合收益和弃风率的多目标源–储规划模型,并给出了模型的求解思路和求解步骤,最后,通过中国东北某风电基地外送输电工程系统的仿真,得到了兼顾系统经济性和风电接纳能力的源–储规划方案;同时在此基础上探究了动态分时电价机制对利用储能与火电机组灵活性改造提升系统调峰能力的影响。

小型燃煤火电机组生物质燃料改造的可行性

转换生物质燃料是目前小火电改造最有成效也是最有意义的方式之一.研究了小燃煤火电改造转换生物质燃料的必要性、可能性、系统性、风险性,分析了小燃煤火电改造转换生物质燃料的可行性.

蓄热储能对火电机组经济性分析的数值研究

随着新能源的快速发展,由于其发电易受环境等因素的影响,通常采用火电灵活性改造的方法解决。目前,蓄热储能技术在火电灵活性改造上应用较为广泛,国内外也有将蓄热储能应用在工程的案例,但是采用数值模拟的方法来研究蓄热储能技术对火电厂在冬季顶峰供热时段的经济性分析较少。以新疆某电厂在冬季供热时段运行工况为例,通过APROS软件对机组进行蓄热储能模型的搭建及数值计算,进而优化调峰需求下的机组抽汽量与发电功率。研究的储热罐容积为15000 m3,用电低谷时段,蓄热时长为8 h,机组发电功率为205 MW;用电高峰时段,放热时长为3 h,机组发电功率为304 MW。按照地区峰谷电价计算,该机组单日收益约11.1万元。为火电厂灵活性改造提供了新的思路和解决方法,既能保证机组的安全和经济性,也能促进电网调峰及稳定运行。

考虑火电机组储热改造的电力系统低碳经济调度

高比例可再生能源的接入以及电力系统的绿色发展诉求对现有常规火电机组的调节性能及碳排放控制提出了更高的要求。为提高传统火电机组的灵活性调节容量,同时减小发电过程中的碳排放,提出一种考虑火电机组储热改造的电力系统低碳经济调度方法。根据反调峰风电接入场景为系统带来的调峰需求,在传统火电机组的基础上加装热能存储系统,根据储热装置的充热、放热运行机理,构建火电机组储热改造出力模型;计及碳交易机制下发电机组碳排放对经济调度结果的影响,建立碳交易成本模型;考虑风电不确定性造成的切负荷与弃风损失,以调度运行综合费用最低为目标函数,实现调度策略经济性与低碳性的协调优化。基于算例分析,验证所提模型的合理性与有效性。

火电机组灵活性改造与输电网规划多阶段联合决策方法

大规模风电并网对电力系统灵活性提出了很高的要求。针对大规模风电并网背景下的消纳问题提出了一种火电机组灵活性改造与输电网规划多阶段联合决策方法。通过将火电机组灵活性改造纳入输电网规划优化决策,统筹优化系统灵活性及传输能力,促进大规模风电并网消纳。基于规划周期内负荷功率预测曲线,并计及风电时序出力不确定性情景,以输电网建设投资成本、火电机组灵活性改造成本以及发电总成本、弃风电成本折现值之和最小为目标,以系统正常运行状态以及N-1事故状态下安全运行要求为约束条件构建火电机组灵活性改造与输电网规划多阶段联合优化决策模型,并通过大M法将所提模型转换为混合整数线性规划模型进行快速求解。算例分析验证了所提多阶段联合规划决策方法的有效性和经济效益。

煤电机组灵活性改造典型方案经济性分析研究

近年来,水电、风电和太阳能发电的装机规模增长迅速,随之而来的新能源消纳问题也变的严峻。提升电力系统灵活性,进行煤电的灵活性改造是提升新能源消纳能力的有利措施。本文介绍三种典型火电灵活性改造技术路径:机组技术改造、熔盐储能技术以及电极蒸汽锅炉方案,并梳理江苏省电力市场的相关政策,在此基础上进行三种方案的技术经济分析。结果表明,三种方案都具有一定的经济效益,其中电极锅炉方案效益最优,机组技术改造经济效益次之,熔盐储能方案效益弱于前两种方案,并介绍不同方案的优缺点。

基于EPC模式的火电厂节能改造项目风险识别

在火电厂节能改造项目风险分析和识别过程中,EPC模式是指在合同管理基础上开展的风险管理。如何利用EPC模式识别项目改造中的风险是今后的研究中需要重点关注的内容。本文主要结合实际情况,就基于EPC模式的火电厂节能改造项目的风险识别进行了分析,希望通过本次研究对同行有所助益。

南方火电厂“三改联动”技术分析研究

以南方燃煤电厂为例,探讨了常见改造项目在提高机组效率、满足供热需求、增强灵活性等方面的应用和效果。首先介绍了三改联动的背景和意义,然后对350MW机组进行了案例分析,发现采用压力匹配器改造后,虽然可以降低供热节流损失,但会限制机组出力;增加对外供热量可以明显降低机组供电标准煤耗且改造成本较小;灵活性改造时需要注意对控制系统协调方式的优化调整。

300MWCFB机组灵活性改造研究

以内蒙古某300 MW CFB机组为例,介绍为实现新能源配套建设而进行的火电机组柔性改造项目,进行最低稳燃负荷试验,针对现存问题提出灵活性改造方案,设计配套新能源方案并进行财务评价。结果显示:机组最低稳燃负荷为75 MW (25% 额定负荷),机组存在低负荷SNCR入口烟温低、NOx排放超标、一次风流化风量低、运行氧量大、空冷岛冷冻、AGC 自动无法投入等问题。灵活性改造过程中,对锅炉部分、汽轮机部分、热控部分等进行优化。灵活性改造完成后,机组运行状况良好,最低稳燃负荷由50% 额定负荷降至25% 额定负荷,新增75 MW 深度调峰调节能力,配套的新能源规模为风电75MW。灵活性改造项目和配套新能源项目的资本金内部收益率为9.32%。新能源资源丰富的区域可以考虑推广该方法以大力推进火电灵活性改造工作。

考虑电力系统运行风险的火电灵活性改造规划

因新能源出力具有较强的随机性且可控性差,大规模并网必将对电力系统的安全运行带来风险与挑战。基于火电灵活性改造技术建立了灵活性火电技术经济模型,并基于条件风险价值理论对含新能源的电力系统运行风险进行量化表征,最后构建了计及系统运行风险成本的火电机组灵活性改造规划模型。基于算例系统的仿真验证表明,火电机组的灵活性改造能够降低系统的运行风险,并且该模型能够兼顾各方面成本,保证规划结果的有效性和合理性。

670 MW燃煤机组耦合熔盐储能系统方案设计及性能分析

为应对新能源发电机组的反调峰特性对电网平稳运行带来的挑战,煤电机组急需提高灵活性运行和深度调峰能力。针对某670 MW一次再热机组,设计了利用蒸汽引射器调配再热器蒸汽入口流量等9种储-释能方案,基于Ebsilon软件建立热力仿真模型并对耦合系统的各项性能进行了分析。研究结果显示:所有方案均能有效拓宽机组的调峰区间;储热时相同调峰深度下抽汽储热方式的热经济性优于电加热储热,集成蒸汽引射器调配抽汽补偿再热入口流量的储热方案可以有效地解决大量抽取主蒸汽带来的再热器超温问题;释热时高温熔盐加热高压给水可以获得更好的热经济效益;储-释热组合方案C1-S2表现出最好的经济性能,其向上调峰深度达到76.89 MW,循环热效率和?效率分别达到42.48%、41.31%。

考虑储热改造与最优弃能的风光火储低碳经济调度

大规模可再生能源消纳以及电力系统的低碳发展对减少火电机组调峰调频时的碳排放提出了更高要求。为提高系统风光消纳的经济性与火电机调峰的低碳性,提出一种考虑火电机组储热改造与风光最优弃能的风光火储分层优化调度方法。考虑风光反调峰特性,建立最优弃能约束模型,构建以电网净负荷方差最小为目标的上层模型,对净负荷曲线进行一次“削峰填谷”。为扩大火电机组调峰深度,考虑储热机组改造,建立碳交易成本模型。基于此,建立以系统总成本和碳交易成本最小为目标的下层模型,对净负荷曲线二次“削峰填谷”的同时,实现对系统经济与低碳的协同优化。基于算例分析,验证了所提出模型的合理性与有效性。

配套新能源建设的煤电灵活性改造研究

以内蒙古区域某660MW超临界燃煤机组为例,介绍了为实现配套新能源建设的煤电机组灵活性改造项目研究。通过最低稳燃负荷试验,确定最低稳燃负荷为198MW(30%额定负荷)。在198MW负荷测试脱硝系统入口烟温,统计330MW、264MW、198MW负荷抽汽温度,试验结果表明:脱硝系统入口烟温最低值为270℃,烟温偏低、低负荷下低压缸存在鼓风现象、低负荷给水流量测量误差大、低负荷部分控制系统功能无法投入自动等。针对上述问题提出了灵活性改造方案,主要包括锅炉、汽轮机和热控三部分。锅炉部分主要是宽负荷脱硝改造、空预器防硫酸氢铵堵塞改造、引风机动叶密封改造、水平烟道吹灰器改造等;汽轮机部分主要是低压缸温度监测系统改造、空冷岛温度监测系统改造、空冷岛部分冷却风机加装自动封堵装置等;热控部分主要是给水流量测量装置改造、低负荷控制系统逻辑优化等。结果表明,灵活性改造完成后可以实现198MW至BMCR工况不同负荷下脱硝系统入口烟温达到300℃及以上、脱硝系统可以连续投运,空预器硫酸氢铵不跨层沉积、有效解决空预器硫酸氢铵堵塞问题,引风机动叶密封风量充足、解决动叶卡涩问题,吹灰器可以覆盖水平烟道部位、解决锅炉存在的积灰、塌灰等问题,可以监视汽轮机鼓风态流场特性的温度变化情况,实现空冷岛防冻预警、优化空冷岛运行方式。通过灵活性改造最低稳燃负荷由50%额定负荷降至30%额定负荷,新增132MW深度调峰调节能力,配套的新能源规模为风电150MW、光伏50MW。并进行了财务评价,灵活性改造项目和配套新能源项目资本金内部收益率为9.78%,效益显著。按火电灵活性改造新增调节能力配套建设新能源在投资收益上是可行的,新能源资源丰富的区域可以考虑推广该方法。

660 MW煤电机组多能互补灵活性改造研究

以新疆某660 MW超临界发电机组为例,介绍为实现新能源配套建设而进行的火电机组柔性改造项目,进行最低稳燃负荷试验,针对现存问题提出灵活性改造方案,设计配套新能源方案并进行财务评价。结果显示:机组最低稳燃负荷为132 MW (20%额定负荷),机组存在脱硝装置入口烟温低、空预器硫酸氢氨跨层凝结、运行氧量大、氨逃逸率高、汽轮机末级叶片水蚀、AGC自动无法投入等问题。灵活性改造过程中,对锅炉部分、汽轮机部分、热控部分等进行优化。灵活性改造完成后,机组运行状况良好,最低稳燃负荷由40%额定负荷降至20%额定负荷,新增132 MW深度调峰调节能力,配套的新能源规模为风电158.4 MW、光伏39.6 MW。灵活性改造项目和配套新能源项目的资本金内部收益率为9.84%。新能源资源丰富的区域可以考虑推广该方法以大力推进火电灵活性改造工作。

浅析替代技术和储能技术对抽水蓄能发展的影响

抽水蓄能发展的基础是为电力系统提供辅助服务,其功能和作用本质上都具有技术可替代性。电源侧火电灵活性改造可使火电机组调峰能力提升约20%,由于调峰辅助服务市场不健全、调峰补偿规模下降,我国火电灵活性改造进展缓慢。新能源大规模发展的背景下,火电灵活性改造是增强电网调峰能力的手段之一,多元化提升灵活性是解决电力系统调节能力不足的根本途径。抽水蓄能可通过峰谷电价套利、调峰补偿获取比火电灵活性改造及深度调峰更多的收益。煤改电使电网冬季采暖负荷增长,增大了日峰谷差,进而增加了电网冬季的调峰容量需求,间接增大了冬季抽水蓄能电站的容量空间。用户侧负荷能量及微电网技术的特点决定了目前其仍是电网灵活性的补充,不影响大电网的主导作用以及抽水蓄能的发展。不同的储能技术应用场景不同,抽水蓄能是适用于较大规模能量调配的储能技术,适合作为电网侧调峰电站,实现能源管理的目的。"储能+新能源"模式为储能电站的发展创造了巨大空间,2030年前抽水蓄能凭借优越的技术经济性能仍是储能建设的首选,随着电池储能技术的进步,2030年以后抽水蓄能可凭借其储能容量大、放电时间长的特点,与电化学储能在不同的功能应用领域形成互补。

蓄热式电锅炉在能源互联网中的应用综述

蓄热式电锅炉具有电热转换特性和热能存储特性,可作为能源互联网中的“网关”及“网络存储设备”。本文阐述了蓄热式电锅炉的工作原理及其在能源互联网中的接入位置,分析了蓄热式电锅炉应用于供热电能替代、风电就地消纳及火电机组灵活性改造的原理,梳理了不同应用场景下的现有相关政策,指出了蓄热式电锅炉推广应用存在的关键问题。最后给出了蓄热式电锅炉在能源互联网中广泛应用的发展建议。

大规模风电接入的灵活性资源优化配置方法

针对大规模风电接入带来电力系统调节能力不足的问题,本文提出了综合考虑火电深度改造、储能、负荷响应等多类型灵活性资源优化配置方法.首先,构建了灵活性评价指标并分析了系统灵活性供需平衡关系;其次,分别分析了不同灵活性资源出力特性,并探讨了火电改造和储能单独配置时的成本及弃风效果;最后,构建以经济性最优的火电改造-储-负荷响应三者结合的灵活性资源优化配置模型.通过算例分析表明,所构建的模型在保证系统灵活性供需平衡的前提下保证经济性最优.

湖南电网新能源消纳关键影响因素量化分析

截止2020年9月,湖南电网新能源装机规模接近900万kW,占比全省全社会总装机容量接近18.5%,是湖南电网的第三大电源。受限于新能源反调峰特性、负荷峰谷差大、丰水期大量水电不具备可调节性、外来电入湘以及火电保安全开机方式与旋转备用等因素,丰水期电网调峰能力有限,新能源消纳矛盾逐渐凸显。未来“十四五”期末湖南新能源装机将进一步翻番,超过水电成为省内第二大电源。随着“十四五”期间大量新能源与部分常规电源工程投产、华中特高压交流环网的建设,大规模新能源消纳形势不明朗,亟需开展相关研究。在上述背景下,本文针对湖南省电网新能源发电运行现状,梳理影响新能源消纳的关键技术原因,进行关键影响因素敏感性分析,量化关键影响因素对新能源消纳的减弃效果。研究表明,储能替代常规火电开机运行可破解电网调峰能力不足和新能源消纳困难等问题,助推能源清洁低碳高效利用,对实现碳达峰目标以及保障全省能源电力安全具有重要意义。