新型等离子体点火技术在火电灵活性中的应用分析

近年来在国家政策的主导下,风电等新能源得到了快速发展,新能源的消纳问题也随之凸显出来,灵活性调峰是解决这一问题的有效措施。等离子体点火技术是一项卓有成效的低负荷稳燃措施,可满足深度调峰需求,有效提高火电机组对新能源发电的消纳能力。针对传统等离子体技术在火电灵活性应用中存在的问题,提出一种新型等离子体点火技术。该技术可使发生器阴极寿命提升至500 h以上,阳极寿命提升至1000 h以上;提高了煤质适应性,可适用于大部分燃用烟煤的电厂;而且点火过程中对燃烧器内燃强度有较好的控制,不易发生超温结焦现象。

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。

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。

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。

火电灵活性改造的现状、关键问题与发展前景

火电灵活性改造作为"十三五"电力规划的亮点被提出,但"十三五"期间在各地的发展态势相异。从长久来看,火电作为我国发电容量主体,仍将在多数地区提供最主要的调节容量。为此,文章全面梳理了火电灵活性改造的国内外发展历程,总结了影响火电灵活性改造的关键技术、经济与机制要素,提出了国内开展的典型改造模式,并对我国火电灵活性改造的未来发展前景和重点研究问题进行了预测和分析。研究表明,随着各类灵活性市场的建立,我国火电灵活性改造将由政策主导向市场主导过渡,灵活性也将成为火电乃至整个电力系统从规划、设计到运行的核心指标,构建适应中国特色的火电灵活性改造技术标准与规划体系将为我国电力系统成功转型提供重要基石。

东北地区火电机组提升调峰能力的灵活性改造方案

东北地区风电弃风问题严重,火电机组运营遭遇困难,开展火电灵活性改造可有效解决这些问题。介绍了当前火电灵活性改造的政策背景,分析了锅炉富氧燃烧、高压电锅炉、汽机抽汽减温减压及储热罐等灵活性改造技术的特点,针对供热机组和纯凝机组,提出了灵活性改造整体解决方案,并进行经济性核算,改造方案能够确保机组在调峰工况下安全、稳定运行,并获得可观的调峰补助。

大规模风电接入下的火电机组灵活性改造规划

风力发电具有极强的随机波动性,大规模风电的消纳需要火电提供辅助服务。然而,中国的火电机组普遍存在总量富余但灵活性不足的问题,严重限制了风电的消纳。文中构建了考虑火电机组灵活性改造的电力系统长期调度模型。考虑到该模型是具有多时间维度耦合特征的大规模优化模型,利用Benders分解算法,将原问题分解成关于灵活性改造的投资主问题与不同改造方案下的各调度时段的运行子问题,从而实现了对具有多时间维度的大规模优化问题的高效求解。算例分析显示,所构建的模型能够在提升电力系统运行经济性的同时促进高比例风电消纳。

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。

基于电力系统灵活性的电力院校火电机组仿真实习方法探讨

燃煤机组的灵活性对可再生能源波动下电网的稳定安全运行具有重要作用,因此东北电力大学在对能源与动力工程专业学生进行火电机组仿真实习培训的同时有针对性的讲授提高电力系统灵活性的方法。本文主要介绍了超临界火电机组的组成与特点,机组冷态启动及快速升降负荷的教学方法,并提出了有利于仿真教学的几点建议。

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。

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。

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。

火电厂供热技改项目新增用电负荷分析研究

为满足城市供热和响应电网调度需求,各热电联产机组都在加快实施相应的供热技改项目。改造过程中,由于新增工艺设备用电负荷较大,经常遇到厂用电裕量不足的问题。本文通过实际案例,依据厂用电设计规程对设计负荷进行校核,同时对工艺设备实际运行工况进行分析,采用负荷率法重新校核。理论分析和实际运行数据均表明供热技改项目对厂用电负荷的影响较小,多数技改项目无需实施高厂变增容或增设高厂变。

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.

兼顾保供电/消纳的源荷储灵活性资源优化规划

高比例新能源接入下的电力系统供给侧波动性和随机性加剧,新能源弃电和系统供电能力二重矛盾凸显,源荷储灵活性资源规划是保障供电可靠性与新能源消纳的关键手段。基于广义旋转备用定义,从兼顾保供/消纳双目标角度揭示了新型电力系统运行模拟机理;在此基础上建立了融合投资决策与年度8760 h时序运行模拟为一体的源荷储灵活性资源优化规划模型;最后,基于高比例新能源接入的省级电网数据进行仿真分析。结果表明,随着新能源渗透率增大,系统弃电率和缺电率越来越高,源荷储灵活性资源可有效减少缺电率和弃电率,且火电的灵活性改造、填谷型需求响应和储能(充电)对“弃电”的灵敏度较高,削峰型需求响应和储能(放电)对“缺电”的灵敏度较高。

火电深度调峰改造近似动态规划方法

可再生能源发电具有较强的随机性,针对火电机组灵活性不足而导致的调峰问题,提出对火电机组内部改造、配置储能和两者共同改造3种改造方案,计及火电深度调峰运行的附加成本,建立考虑机组组合问题的火电深度调峰改造规划模型,提出策略迭代近似动态规划法(Strategy Iteration Approximate Dynamic Programming,SI-ADP)对模型进行解耦求解,采用近似值函数替代传统动态规划法中精确值函数,有效避免"维数灾"发生。以改进的case9节点系统验证模型和方法的有效性,结果表明:利用SI-ADP方法求解该模型可以得到不同改造方案下经济性最优的改造策略。

基于数值模拟的调峰辅助服务经济性分析

新能源的规模化、高速化发展,对电力市场设计配置和运行调峰带来了极大挑战。开展调峰辅助服务市场建设必要且急迫,通过推动发电企业主动参与市场化竞争,建立基于合理激励机制的调峰辅助服务体系,促进新能源的深度消纳。为辅助不同条件下调峰经济性计算,结合某600 MW超临界燃煤机组,对火电机组调峰的经济性进行研究,通过建立火电机组电热特性计算模型,对中低压旁路供热时机组供热能力和调峰能力进行计算。并基于建立的调峰辅助经济效益数学模型,对旁路系统参与供热时机组的调峰收益特性进行计算分析,对比供热机组与纯凝机组的调峰收益差异,绘制多种情况下调峰收益的波动区间图和煤价影响调峰收益趋势曲线。结果表明:调峰收益存在波动区间;火电机组参与调峰辅助服务的收益受多因素影响;不同时期、不同设计条件的机组调峰辅助服务收益不同,但整体收益变化趋势相同;热电联产机组参与电网调峰经济收益更高。利用本研究提出的调峰辅助经济效益数学模型,能够更准确辅助不同条件下调峰经济性计算。

大型煤电机组蒸汽储热发电调峰技术研究

燃煤火电受锅炉负荷调节困难、热电机组以热定电的限制,严重制约了发电灵活性的进一步提升,研究认为采用蒸汽储(蓄)热技术与机组原有热力系统的合理匹配,能有效解决煤电普遍面临的调峰困境,因此提出了切实可行的技术方案,并经过场景模拟和热力平衡分析,得出蒸汽储热充放热的电-电转化效率达到了62.2%,在进一步拉大峰谷电价差的电力辅助服务市场交易模式下具有明显的投资收益。蒸汽储热技术既可发电又可供热,既适用于热电联产机组又适用于纯凝发电机组,为构建新型电力系统奠定了坚实基础,具有较高的推广潜力和巨大的社会生态效益。

联合储能系统提升机组快速爬坡能力研究

针对"火电灵活性改造试点项目"目标要求的提升机组爬坡能力开展研究。首先,结合试验结果分析了现有火电机组具备的AGC响应能力,其与预期目标之间仍存在一定的差距。在对机组协调优化控制技术、基于机组自身蓄能的负荷调节技术和基于储能的负荷调节技术进行分析论述的基础上,提出利用联合储能系统提升机组AGC响应能力,并对其运行特点、热力特性、项目投资等进行了分析。联合储能系统可实现与纯电池储能方案接近的调节品质,具有投资较低、安全性更高等特点,值得推广。

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。