电力市场环境下生物质气化耦合燃煤机组与风电场联合自调度优化策略

利用生物质气化耦合燃煤发电技术可以提升火电机组的燃料及运行灵活性,从而促进风电的高水平消纳,同时实现生物质能的有效开发利用。该文首先建立反映生物质气化耦合热电联产机组内部能流过程和外部出力特性的运行模型。然后,从能源供应商视角出发,给出耦合机组与风电场联合参与日前、日内和实时平衡市场的多阶段决策框架,提出反映联合体期望收益和条件风险价值的多目标自调度策略。最后,利用基于字典优化框架的增强ε约束法,给出构建帕累托前沿的多目标优化求解流程。以一台350 MW燃煤热电联产机组和一座600 MW风电场构成的联合体为例进行分析。结果可知,增设生物质气化子系统和联合运行能够使其经济效益提升6%左右,同时有利于降低能源供应商的运营风险。

生物质气化耦合发电提升燃煤机组灵活性分析

为提高风能、太阳能等可再生能源的消纳能力,提升火电机组的运行灵活性显得尤为重要,而利用生物质与燃煤机组进行耦合发电是改善机组燃料灵活性的重要途径。本文介绍了目前生物质与燃煤机组耦合发电方案的特点,对生物质气化耦合发电提升燃煤机组灵活性的技术可行性进行了分析,并以某330 MW机组建设20 MW生物质气化耦合发电项目为例,分析了生物质气化耦合发电对燃煤机组锅炉效率、受热面安全、催化剂性能和烟气脱硫系统等的影响。结果表明:少量掺烧生物质气后锅炉效率有所下降,烟气量略有增加,但原锅炉的烟风系统和减温水系统仍能满足需求;对受热面的腐蚀和烟气脱硫系统影响较小;进入锅炉中的K含量增加较为明显,对催化剂的活性会造成不良影响。建议根据生物质碱金属量将生物质的热量输入比例控制在10%以下。

生物质气化合成气对燃煤机组负荷的影响试验

以湖北华电襄阳发电有限公司为例,在生物质气化耦合燃煤机组发电系统上进行定负荷和定煤量试验。研究发现:生物质气化系统中产生合成气中气体成分稳定,可燃气体质量分数在30%左右,其中CH_4,H_2的质量分数稳定在5%以上,CO的质量分数稳定在18%左右。在试验中,燃煤机组消纳了合成气入炉对燃煤机组烟气中污染物SO_2和NO_x的影响。当合成气入炉后,烟气中污染物SO_2的质量浓度在35 mg/m^3以下,NO_x的质量浓度在40 mg/m^3以下,均达到了超净排放标准。合成气入炉对燃煤机组的燃烧有增强作用,生物质合成气通过燃煤机组高效发电,并有降低燃煤机组煤耗的作用。

生物质气化装置气化特性及气化装置对燃煤机组影响试验

结合实际生产过程,在某10 MW生物质气化装置耦合600 MW燃煤机组上进行试验。本试验采用实际生产常用100%稻壳、50%稻壳+50%秸秆2种燃料模式。研究发现:在额定负荷下,生物质气化装置产生气体组分和热值稳定的生物质燃气;在气化装置75%~110%负荷下,生物质燃气热值随负荷增加而增加;保持燃煤机组600 MW负荷不变,投用生物质气化装置后,燃煤机组NO_(x)产生量减少,污染物SO_(2)、NO_(x)排放在环保标准内,高温再热器出口汽温偏差大,减少标煤量3300 kg/h,厂用电率降低0.02%。生物质气化耦合发电系统具有高效、环保、节能的优点,不仅可以高效利用生物质资源,还适用现代火电企业高质量发展和低碳化需求。

生物质气化与燃煤机组耦合发电系统中生物质能供电量的计算方法研究

针对生物质气化与燃煤机组耦合发电系统中生物质能发电量和供电量的计量问题,介绍了生物质气化与燃煤机组耦合发电系统构成,研究并提出了依据生物质能占锅炉总输入热量的比例分摊生物质能发电量、厂用电量和供电量的基本原则和方法。可以为生物质气化与燃煤机组耦合发电项目的投资和运营方提供重要的数据支撑,促进生物质气化与燃煤机组耦合发电项目的发展。

10 MW生物质气化耦合超临界燃煤锅炉系统■平衡分析

为有效评价生物质气化耦合燃煤锅炉系统能量转换过程,分析该系统的节能潜力,以某10 MW循环流化床生物质气化炉耦合大型超临界燃煤机组为例,建立了该耦合系统的[火用]分析控制体模型,利用Aspen plus平台对该系统实际运行过程进行[火用]平衡分析。结果表明:当前运行工况下,生物质气化过程[火用]损失是耦合系统最大的[火用]损失,达到42. 28%,其次是可燃气体在燃煤锅炉内的燃烧及传热过程,为25. 32%。因此系统运行过程中应采取优化运行措施,减小气化过程[火用]损失,同时气化炉应尽量与高参数的大型机组耦合运行,可燃气体选取在燃煤锅炉合适位置输入,以保证充分燃烧。