清潔能源消納的節(jié)能技術(shù)探討

莊建華

(大唐哈爾濱第一熱電廠， 哈爾濱 150001)

近年來，隨著風(fēng)電持續(xù)快速發(fā)展，部分地區(qū)出現(xiàn)了嚴(yán)重的棄風(fēng)問題，消納已成為制約風(fēng)電發(fā)展的關(guān)鍵因素。

東北、西北、華北地區(qū)因系統(tǒng)調(diào)峰困難而棄風(fēng)、棄光。電源結(jié)構(gòu)中靈活電源少、火電機(jī)組占比高，是系統(tǒng)調(diào)峰能力不足的重要原因。特別是火電機(jī)組中供熱機(jī)組受熱電約束，在供熱期調(diào)峰能力降低，進(jìn)一步加劇了系統(tǒng)調(diào)峰的困難[1]。以東北電網(wǎng)為例，熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組運(yùn)行容量占火電運(yùn)行總?cè)萘康?0%，而作為電力調(diào)峰主力的大型純凝火電機(jī)組及水電機(jī)組占比僅28%，冬季熱電聯(lián)產(chǎn)熱負(fù)荷水平高，調(diào)峰能力僅為10%左右，同時供熱期與風(fēng)電資源豐盛期重疊，致使風(fēng)電消納矛盾日益突出。

在解決冬季風(fēng)電消納的問題上，國內(nèi)有多位專家學(xué)者開展了研究，王凱等[2]提出采用蓄熱技術(shù)轉(zhuǎn)變熱電機(jī)組供熱模式，提高機(jī)組調(diào)峰能力；裴哲義等[1]提出了配置蓄熱罐、電蓄熱鍋爐等4種熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組深度調(diào)峰方案，并分析不同熱電解耦方式的風(fēng)電消納能力及煤耗水平；劉剛[3]就熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組熱電解耦方案從適用條件、調(diào)峰能力、運(yùn)行控制等方面進(jìn)行了對比分析；李剛[4]從熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的優(yōu)化設(shè)計(jì)、實(shí)現(xiàn)大范圍的熱電解耦進(jìn)行了探討。這些學(xué)者主要從發(fā)電側(cè)對熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組熱電解耦方案進(jìn)行了論述，而筆者從節(jié)能角度，對發(fā)電側(cè)、用電側(cè)兩種消納風(fēng)電的途徑進(jìn)行分析，給出冬季消納風(fēng)電最佳技術(shù)路線。

1 節(jié)能分析的理論基礎(chǔ)

1.1 純凝機(jī)組發(fā)電煤耗率的計(jì)算

在熱力發(fā)電廠中，純凝機(jī)組發(fā)電煤耗由下式進(jìn)行計(jì)算[5]。

(1)

式中:ηb為鍋爐效率；ηp為管道效率，取99%；ηi為循環(huán)熱效率；ηm、ηg分別為機(jī)械效率、發(fā)電機(jī)效率，二者乘積約98.9%。

1.2 供熱鍋爐煤耗率的計(jì)算

對于區(qū)域集中供熱鍋爐，其每供出1 kW·h電所需煤耗按照下式計(jì)算[6]。

(2)

式中：ηb′為供熱鍋爐的鍋爐效率，通常在80%～90%；ηp′為供熱鍋爐管道效率，取99%。

2 機(jī)組深度調(diào)峰的技術(shù)路線

純凝機(jī)組深度調(diào)峰能力受限于鍋爐最低穩(wěn)燃負(fù)荷、脫硝裝置催化劑投入溫度，主要采取鍋爐燃燒調(diào)整、輔助燃燒改造以及煙氣旁路改造等措施，提升機(jī)組調(diào)峰能力[6-7]；熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組電負(fù)荷和熱負(fù)荷耦合運(yùn)行，其調(diào)峰能力是由熱、電負(fù)荷特性所決定的，提升機(jī)組深度調(diào)峰能力的技術(shù)關(guān)鍵是實(shí)現(xiàn)熱電解耦。熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組熱電負(fù)荷解耦運(yùn)行的主要改造路線有：蓄熱罐供熱改造、旁路供熱改造及電鍋爐供熱改造。

2.1 增設(shè)蓄熱罐

機(jī)組增設(shè)蓄熱罐后系統(tǒng)示意圖見圖1。

圖1 蓄熱罐改造系統(tǒng)示意圖

蓄熱罐為獨(dú)立成套設(shè)備，其通過加裝升壓設(shè)備和閥門、管線等，選擇合適位置接入熱電廠熱網(wǎng)。蓄熱罐工作過程的實(shí)質(zhì)就是蓄、放熱過程。白天用電負(fù)荷高時，機(jī)組在滿足熱負(fù)荷需求的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步多抽汽將熱量儲存在蓄熱罐中；當(dāng)夜間電負(fù)荷低時，將儲存在蓄熱罐的熱釋放出來承擔(dān)一部分熱負(fù)荷，使機(jī)組發(fā)電出力可調(diào)節(jié)范圍增大，一定程度上降低了熱負(fù)荷對發(fā)電出力的約束[8]。

2.2 高低壓旁路供熱

高低壓旁路供熱就是將低壓旁路后蒸汽管道與供熱管道相連，在機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行時，部分或全部主再熱蒸汽能夠通過旁路對外供熱，滿足供熱需求，剩余的蒸汽進(jìn)入汽輪機(jī)做功，這樣汽輪機(jī)側(cè)做功蒸汽流量則不受供熱蒸汽流量的影響，解除了以熱定電運(yùn)行的約束。機(jī)組旁路供熱改造后系統(tǒng)見圖2。

圖2 旁路供熱改造系統(tǒng)示意圖

2.3 電鍋爐供熱

在發(fā)電機(jī)組計(jì)量出口內(nèi)增加電鍋爐裝置，裝置出口安裝必要的閥門、管道，并連接至熱網(wǎng)系統(tǒng)。電鍋爐在夜間將電能轉(zhuǎn)化成熱能進(jìn)行供熱，一方面，減小了供熱機(jī)組熱負(fù)荷，機(jī)組最小發(fā)電出力隨熱負(fù)荷的減小而降低，運(yùn)行靈活性提高；另一方面，增加了負(fù)荷低谷時段的廠用電負(fù)荷，進(jìn)一步增大了供熱機(jī)組發(fā)電出力調(diào)節(jié)范圍，起到了雙重調(diào)峰作用。機(jī)組增設(shè)電鍋爐后系統(tǒng)見圖3。

圖3 電鍋爐改造系統(tǒng)示意圖

3 消納風(fēng)電不同途徑的節(jié)能分析

3.1 區(qū)域集中供熱鍋爐改造為電鍋爐節(jié)能分析

對于區(qū)域集中供熱鍋爐，取鍋爐效率為85%、管道效率為99%，將其改造為消納風(fēng)電的電鍋爐(電鍋爐電熱轉(zhuǎn)換效率為100%)，則根據(jù)式(2)，電鍋爐每消耗1 kW·h的電，減少146.2 g標(biāo)煤。

3.2 純凝機(jī)組深度調(diào)峰的節(jié)能分析

對于純凝300 MW亞臨界機(jī)組，鍋爐效率約為92.5%，循環(huán)熱效率約為45%，則根據(jù)式(1)，機(jī)組發(fā)電量減少1 kW·h可至少減少301.8 g標(biāo)煤；對于純凝超臨界機(jī)組，鍋爐效率約為93%，循環(huán)熱效率約為47%，則根據(jù)式(1)，機(jī)組發(fā)電量減少1 kW·h可至少減少287.4 g標(biāo)煤。因此，當(dāng)有風(fēng)電需要消納時，由純凝機(jī)組進(jìn)行深度調(diào)峰為風(fēng)電創(chuàng)造發(fā)電空間要比將區(qū)域集中供熱鍋爐改造為電鍋爐更節(jié)能。

3.3 熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組深度調(diào)峰的節(jié)能分析

熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組消納風(fēng)電的節(jié)能量計(jì)算比較復(fù)雜，其不但與機(jī)組熱、電負(fù)荷量有關(guān)，還與機(jī)組深度調(diào)峰時所采取的熱電解耦技術(shù)路線有關(guān)。圖4是熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組熱、電負(fù)荷特性圖，其中AB表示鍋爐最低穩(wěn)燃負(fù)荷限制線，BC表示汽輪機(jī)最小排汽流量限制線(冷源損失最小)，CD表示鍋爐最大負(fù)荷限制線，DA表示機(jī)組純凝工況運(yùn)行線。熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組最小排汽流量是固定的，忽略不同工況給水泵汽輪機(jī)排汽量不同等因素的影響，可以認(rèn)為機(jī)組在最小排汽流量限制線上運(yùn)行時，其冷源損失相同，且熱量損失最小。基于這一原則，下面對熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組由F點(diǎn)采取不同技術(shù)路線調(diào)峰至F′點(diǎn)燃煤減少量進(jìn)行分析計(jì)算。

圖4 熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組熱、電負(fù)荷特性圖

3.3.1 增設(shè)蓄熱罐的技術(shù)路線

熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的總熱耗量為聯(lián)產(chǎn)供熱汽流、分產(chǎn)供熱汽流及凝汽汽流三部分汽流熱耗量的總和[5]。熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組采取增設(shè)蓄熱罐的技術(shù)路線，蓄熱罐蓄熱過程(F→G)就是機(jī)組在保持電負(fù)荷一定的情況下,分產(chǎn)的凝汽汽流減少所致電負(fù)荷的減少量，由增加的聯(lián)產(chǎn)的供熱汽流發(fā)電來補(bǔ)充，同時增加了機(jī)組的供熱量，并通過蓄熱罐將多余熱量儲存起來；放熱過程(G′→F′)就是將蓄熱罐儲存的多余的聯(lián)產(chǎn)供熱汽流的熱量釋放出來，補(bǔ)充不足的熱量ΔQG′F′。因此，機(jī)組深度調(diào)峰所減少的發(fā)電負(fù)荷是由蓄熱過程分產(chǎn)的凝汽汽流減少所致，機(jī)組發(fā)電量減少1 kW·h至少可減少約300 g標(biāo)煤。

3.3.2 旁路供熱與電鍋爐供熱的技術(shù)路線

采取旁路供熱和電鍋爐供熱的熱電解耦技術(shù)路線，其工作過程是有一定的區(qū)別和聯(lián)系。旁路供熱工作過程是F→F″→G′→F′，電鍋爐供熱工作過程是F→F″→G″→H→F′。對于過程F→F″，機(jī)組熱負(fù)荷不變，電負(fù)荷的減少全部為凝汽汽流減少所致，如3.2所述，此時機(jī)組發(fā)電量減少1 kW·h可減少約300 g標(biāo)煤。對于過程F″→F′，采取旁路供熱和電鍋爐供熱的技術(shù)路線進(jìn)行調(diào)峰，減少燃料量無本質(zhì)區(qū)別，機(jī)組發(fā)電量每減少1 kW·h可減少約134.3 g標(biāo)煤(由熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組鍋爐直接供熱計(jì)算得到)。

過程F″→F′燃煤量的減少可以利用圖5進(jìn)行說明。假定機(jī)組發(fā)電負(fù)荷減少量ΔW=WF″-WF′，機(jī)組采取旁路供熱路線深調(diào)至G′，先由F″調(diào)至G″，不足的供熱量ΔQG′F′由旁路供熱補(bǔ)充，總的對外輸出能量為(WF″-ΔW)+QF+Ql；機(jī)組采取電鍋爐供熱路線由F″深調(diào)至G″，不足的供熱量ΔQG″H由電鍋爐供熱ΔWHF′(假定電熱轉(zhuǎn)換效率取100%)補(bǔ)充，總的對外輸出能量仍然為(WF″-ΔW)+QF+Ql。因此，機(jī)組在F″點(diǎn)(輸出能量為WF″+QF+Ql)調(diào)峰至F′點(diǎn)，其輸出能量減少ΔW，即輸入能量減少ΔW。按照式(2)，取電站鍋爐效率為92.5%、管道效率為99%，機(jī)組每減少1 kW·h發(fā)電量可減少約134.3 g標(biāo)煤。因此，對于熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組采取旁路供熱或電鍋爐供熱實(shí)現(xiàn)熱電解耦，為風(fēng)電等清潔能源騰出空間的節(jié)煤量低于將區(qū)域集中供熱鍋爐改造為電鍋爐的節(jié)能量。

圖5 能量平衡關(guān)系示意圖

4 結(jié)語

冬季風(fēng)電等清潔能源消納主要有兩種途徑，從全社會節(jié)能角度對兩種途徑的不同技術(shù)路線進(jìn)行了節(jié)能分析，得到的結(jié)論如下：

(1) 在發(fā)電側(cè)，純凝機(jī)組應(yīng)首當(dāng)其沖進(jìn)行深度調(diào)峰，熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組通過采取增設(shè)蓄熱罐技術(shù)路線，實(shí)現(xiàn)機(jī)組熱電解耦進(jìn)行深度調(diào)峰，最大限度地為風(fēng)電等清潔能源讓出發(fā)電空間；旁路供熱和電鍋爐供熱改造技術(shù)不是節(jié)能的最佳路線，建議熱電企業(yè)在采取該路線改造時要審慎，同時建議能源部門從全社會節(jié)能角度完善風(fēng)電消納的能源政策，并給予技術(shù)指導(dǎo)。

(2) 在用電側(cè)，通過對區(qū)域集中供熱鍋爐進(jìn)行電鍋爐改造增加社會用電量，實(shí)現(xiàn)對剩余的風(fēng)電等清潔能源消納，徹底解決棄風(fēng)、棄光等問題，全面提升全社會的經(jīng)濟(jì)效益和社會效益。