基于氫儲能的煤電機組靈活性改造方案研究

王 林,劉曉莎,胡 平,李 昭,張 鵬

(1.西安熱工研究院有限公司,陜西 西安 710054;2.陜西工業職業技術學院,陜西 咸陽 712000;3.咸陽市新能源及微電網重點實驗室,陜西 咸陽 712000)

風電、光伏等新能源電力具有綠色環保,零碳排放的優點,近年來在我國電力供應體系中占據了越來越重要的地位[1]。相比之下,傳統燃煤火電機組則面臨著煤價高企、碳減排困難的問題,經營與環保兩方面承壓。挖掘存量煤電機組的功能潛力,開發電力市場輔助服務新業務,為新能源電力的消納提供深度調節與兜底保障功能,這對于平抑未來電網的高波動性,同時改善煤電企業的經營業績均具有重要意義[2-4]。

煤電機組要獲取電力市場輔助服務的收益,就必須具備達標的靈活性。火電機組靈活性指的是機組能夠快速足量地響應電網的實時需求,具體來說,這就要求煤電機組具有寬程的負荷調節范圍,以及較高的變出力速率。

已開展的火電機組靈活性改造工程,聚焦于降低機組最低技術出力,主要是降低鍋爐最低負荷。所采取的方案具有局部性、短期性特點,缺乏系統級的、能夠保障煤電機組長期深調安全性的方案。

1 現有方案分析

煤電機組在承擔深度調峰任務時,鍋爐實際負荷將達到甚至低于原設計的最低穩燃負荷(最低穩燃負荷,指鍋爐在單純燒煤而不用其他助燃手段的前提下,能夠長期維持穩定燃燒的最低負荷)。在低負荷、超低負荷下,鍋爐面臨燃燒條件惡化、水動力穩定性降低、SCR脫硝裝置進口煙溫不能滿足反應要求等問題[5]。

1.1 改造方案

發電行業內已經開展實施的靈活性改造方案主要有以下幾個方面:

(1)提升煤粉著火能力的優化改造。具體包括磨煤機靜態分離器改動態分離器、磨煤機液壓加載裝置改造、配煤優化調整等方案,用以提高煤粉細度、增大入爐煤揮發分,從而使得入爐煤粉在低負荷下易著火、易燃盡。

(2)提升鍋爐穩燃能力的優化改造。具體措施有換用先進的煤粉燃燒器,配置等離子、燃油、燃氣等點火助燃設備,采用智能的配風方案等,以提高深度調峰工況下煤粉火焰的穩定性,避免鍋爐滅火。

(3)提升脫硝裝置低負荷脫硝能力的改造。目前煤電機組普遍采用選擇性催化還原法SCR(selective catalytic reduction,簡稱SCR)裝置進行煙氣脫硝,相應催化劑的反應溫度為380～420 ℃,現有的電站煤粉鍋爐在<30% BMCR鍋爐最大連續蒸發量(boiler maximum continue rate,簡稱BMCR)的低負荷工況下,煙氣溫度難以達到催化反應要求,相關改造主要采取了脫硝出口設置分級省煤器替換原入口單個大省煤器、省煤器進口至脫硝入口設置煙氣旁路、省煤器至水冷壁進口集箱設置上水旁路以及增設零號高壓加熱器等措施,用來減少低負荷下省煤器的吸熱量,從而提高脫硝裝置的入口煙氣溫度。

(4)汽機高低壓旁路抽汽改造。隨著電力輔助服務市場的開發,近年來部分電廠進行了新增供熱能力改造。在高壓旁路或低壓旁路上開口接管,抽取部分蒸汽供應居民取暖或工業熱用戶,以及耦合熔鹽等儲熱裝置,再將其用于供熱或發電。

1.2 效果分析

劉旋坤[6]等通過優化運行調整措施,在某330 MW循環流化床鍋爐實現了機組20%額定出力參與電網深度調峰。張良等利用花瓣狀穩燃低氮燃燒器技術改造超臨界機組鍋爐側燃燒系統,滿足了20%負荷深度調峰條件下的穩燃需求。佟博恒[7]等通過優化低負荷下的爐內空氣動力場,實現了鍋爐20%負荷下的燃燒穩定。

文獻報道表明,部分機組經靈活性改造后,其維持運轉的最小出力可降低至20%,調峰空間可提高至額定容量的80%。

為提出鍋爐低負荷穩燃、低負荷脫硝等問題的靈活性改造方案,采用升級更換鍋爐局部組件的辦法,確實能夠提高機組應對深度調峰工況的能力。但這些方案也存在不足。大部分改造聚焦于局部,忽視了鍋爐是一個集合燒、汽水、煙風等多組件的統一整體,局部的改造確實能夠解決低負荷穩燃與脫硝問題,但深度調峰工況下又出現了鍋爐蒸汽參數低、空預器低溫腐蝕風險增加、水冷壁等受熱面安全性無法保障等新問題。最根本的,長期參與深度調峰任務、承受頻繁快速變負荷將會大大增加鍋爐受熱面、蒸汽管道等金屬材料發生疲勞失效的風險,造成煤電機組潛在的壽命折損,大大增加設備的故障率。

高低壓旁路改造采用抽取蒸汽的方式,將機組的電負荷與鍋爐實際熱負荷進行一定程度的解耦與重配。在滿足深度調峰需求的同時,鍋爐的實際熱負荷不需要真的降低到其設計的最低穩燃負荷之下,這就避免了鍋爐承受調峰工況惡劣運行條件的考驗,保護了熱力設備。

但是,高低壓旁路抽汽改造方案也有應用的局限。首先,調峰任務是全年性的,只有配置長期穩定的高溫蒸汽用戶,才能發揮出旁路抽汽改造方案的全部優勢。我國西北地區風、光資源豐富,建立了大量新能源電站,與之配套的煤電機組,因電廠周邊經濟落后、產業不發達,缺少長期穩定的熱用戶,限制了這一方案的推廣應用。另一部分采用抽汽熔鹽儲熱方案的電廠,放棄了供暖供熱路線,采用熔鹽吸熱再放熱發電的方案,可推廣性得到提高,但廠內一套汽輪發電機組,配備鍋爐與熔鹽兩套工質加熱裝置,整個系統構成復雜、造價高昂、運行與檢修困難,此外熔鹽儲熱發電裝置啟停費時,拉低了混合發電系統的整體響應速率。

部分局部性的鍋爐技改方案,以犧牲機組的安全性與經濟性為代價換取了更大的調峰容量。機組改造后仍然面臨長期頻繁快速變負荷甚至快速啟停機帶來的惡劣工況考驗,安全風險與壽命損耗都顯著增大。綜合考量這些改造方案,只顧眼前而忽視長遠,只改局部而忽視整體。未來火電機組應在保證長期安全性、經濟性的前提下,去爭取更大的調峰收益,系統級的靈活性改造方案亟待提出。

2 基于氫儲能的煤電靈活性改造方案

氫能是未來我國能源體系的重要組成部分、氫能是用能終端實現綠色低碳轉型的重要載體。利用制氫系統輔助煤電機組深度調峰,既發展了氫能產業,又支撐了風電、光伏等新能源電力上網,還增加了煤電機組的綜合收益。

電解水制氫的成本構成中,電費占比80%、折舊占比10%、運營維護10%。決定制氫設備經濟性高低的最大因素為電價。火電廠具有成本低廉、供應充足的自發電力、自產蒸汽、除鹽水、高品位熱能等,并配有專業的機務、化學、電氣等運行檢修人員。開展制氫系統輔助煤電機組深度調峰的工作具有顯著的成本優勢和良好的軟硬件基礎。

2.1 氫儲能輔助煤電調峰的可行性

部分研究者認為,燒煤-發電-制氫的技術路線不環保,過程中存在大量的碳排放,制取的是“灰氫”。這一結論顯然是以制氫作為最高的、唯一的目標,將火電制氫與風電、光伏及其他制氫路線橫向比較得出的。

本文中電解制氫是實現煤電機組極限深度調峰的手段而非目的,提高新能源電力的消納比例、保護熱力設備免受頻繁熱沖擊才是新方案的核心關切。參與深度調峰的煤電機組,利用多發的電力制取氫氣,實際上具有良好的碳減排作用。

(1)調峰火電機組需要保持開機狀態,由此產生的碳排放無法削減。未來以新能源電力為主導的電網,其波動性將十分巨大,必須保持足夠多的火電機組開機,承擔日常調節與應急支撐功能,才能保證電網的穩定可靠。這部分以最低出力保持運行的火電,不可避免地要產生一部分碳排放,期間發出的電力也終歸要有去處。因此,不管采用何種技術路線,均無法削減煤電“待機”產生的碳排放。

(2)調峰電力用于制氫,具有間接的碳減排作用。火電機組利用調峰階段自產電力以及廠內已有的人員設備基礎開展制氫工作具有顯著的成本優勢。調峰期間產生的碳排放既然無法削減,那么最大程度地為風電、光伏等新能源電力騰出上網容量,同時制備能夠起到減碳作用的氫氣燃料,那么綜合來看,煤電調峰+制氫路線便間接支持了削減碳排放這一目標,因而具有良好的環保意義,符合政策導向。

(3)避免機組極低負荷運行,能夠有效減少碳排放。鍋爐在超低負荷運行時,燃料與空氣的配比嚴重失衡,過小的火焰不能很好的充滿爐膛,爐內熱量散失快,煤粉著火困難,燃燒也不充分,機組的發電煤耗顯著增大,這意味著生產單位電能帶來的碳排放將大大增加。在深度調峰時,利用制氫裝置消耗一部分機組自發電力,就能保證鍋爐的實際熱負荷不低,機組運行在高效率區間,煤耗指標優良,進而達到減少碳排放的效果。

2.2 氫儲能系統的選擇要求

煤電機組快速調整上網電量的功能,依靠電解制氫系統的出力快速調節實現,這要求制氫系統能滿足以下條件:

(1)改造方案能夠充分利用電廠已有的生產條件(人員、設備、物料、工藝方法等),從而有效降低初期投資。

(2)選用的電解槽應具有適應多變負載的能力,以實時吸納多余電量,快速調節機組上網電量。

(3)采用的制氫工藝應具有較高的能量轉換效率,裝置投運后能夠切實提升機組經濟性,增加煤電企業的綜合收益。

2.3 固體氧化物電解槽系統的優勢

根據電解槽的性能差異,當前制氫技術可分為堿性水電解槽(alkaline,簡稱ALK)、質子交換膜電解槽(PEM)、陰離子交換膜電解槽(AEM)以及固體氧化物電解槽(SOEC)4種方案。

在標準狀態下,ALK電解水技術的電解效率約為60%～75%,PEM電解水技術的電解效率約為70%～90%,而固體氧化物(SOEC)電解槽在高溫(700～850 ℃)下運行,電解效率可達75%～100%。在同樣的工況下,相比于ALK電解制氫和PEM電解制氫技術,SOEC方案可以節約30%以上的電能。此外,ALK、PEM等技術方案還存在著響應速度慢、不能頻繁啟停機等問題。

固體氧化物電解槽(SOEC)以氧化釔、氧化鋯等材料為電解質。相較于低溫電解技術,固體氧化物電解槽的運行溫度高達700～1 000 ℃,高溫下電化學反應速率大大提高,能量損失顯著減少,SOEC制氫效率可以達到95%以上,是所有電解水制氫技術路線中效率最高、產率最高的制氫方式[8-9]。各技術路線制氫能耗比較如圖3所示。

圖3 不同制氫技術能耗比較

SOEC的核心部件為固體離子傳導陶瓷及不銹鋼材料,機械穩定性和環境適應性優良,裝置不使用貴金屬作催化劑,因此制造成本低,耐用性強。SOEC技術適合大規模的氫氣生產場景,其經濟性體現在制氫效率高、原料適應廣、運行模式多樣化以及材料成本低廉等多個方面。

3 氫儲能與煤電機組的結合方案

以某1 000 MW燃煤機組為例,分析電廠的軟硬件條件,初步建立基于氫儲能系統的高靈活性煤電機組原理性配置方案。

3.1 煤電機組的條件分析

SOEC某機組選用了型號為SG-2983/32.14-M7054的二次再熱超超臨界壓力燃煤鍋爐,設計最低穩燃負荷不高于30% BMCR。鍋爐主要設計參數如表1所示。

表1 鍋爐主要設計參數

鍋爐各處煙氣溫度設計如表2所示。由表2可知,40%THA工況時屏式過熱器底部及低溫過熱器進口煙溫高達1 035 ℃。從此處抽取高溫煙氣作為加熱源,完全能夠保證SOEC裝置所需的700～1 000 ℃的反應溫度。

表2 煙氣溫度設計值

機組設置有一套高、中、低壓三級串聯汽輪機旁路系統。高壓旁路容量為40%BMCR,即最大供汽量為1 193.2 t/h。配有2臺產量為150 m3/h的除鹽水生產裝置,并建設有一個5 000 m3除鹽水存儲箱。機組補水能力與旁路抽汽容量能夠保證 SOEC裝置所需的高溫水蒸氣。

機組的高壓廠用電電壓為10 kV,低壓廠用電電壓采用690 V和380 V兩級電壓,能夠滿足制氫系統不同類型設備的用電需求。

3.2 原理性結合方案

SOEC裝置的低電耗優勢是在消耗高品質熱能的基礎上實現的。因此在系統設計時,應盡可能利用溫度更高的蒸汽和煙氣。

由表1可知,40%THA工況下,過熱蒸汽溫度最高,達到610 ℃,從高壓旁路抽取過熱蒸汽供給SOEC裝置較為合理。

由表2可知,40%THA工況下,屏過底部及低溫過熱器進口煙氣溫度最高,達到1 035 ℃,完全可以滿足電解要求。故選擇在屏過底部區域設置取煙口,抽取高溫煙氣加熱SOEC裝置。

綜上,SOEC輔助煤電機組深度調峰系統原理性設計方案如圖4所示。

圖4 SOEC輔助煤電調峰原理圖

集成系統的工作過程為:當電網調度下達的負荷指令低于鍋爐運行的高效率區間(指的是鍋爐40%～100%額定出力范圍)時,啟動SOEC制氫儲能系統,鍋爐主蒸汽一部分用于發電,其電能分成上網電量與電解制氫電量,另一部分蒸汽作為SOEC裝置的原料蒸汽。

在鍋爐熱負荷不變的情況下,SOEC通過蒸汽抽汽與電解耗電共同減少了機組上網電量。理想狀態下,機組對外輸出功率為零,表現為“假停機、零出力”狀態,而一旦網側需要負荷,則可立即停運SOEC設備,通過電氣切換開關,快速響應網上電力需求。

4 結 語

近年來,隨著國家雙碳戰略的實施,新能源電力上網電量大幅增加,對傳統煤電機組的深度調峰能力提出了更高要求。現有火電靈活性改造方案聚集局部,忽視了機組長期運行的安全性與經濟性。本文探討了基于制氫儲能裝置的煤電機組極限深度調峰技術,主要有以下結論:

(1)現有提升火電調峰容量的技改措施,不能根本消除頻繁變負荷、快速啟停機對熱力設備造成的潛在壽命折損及安全風險;

(2)利用制氫儲能裝置輔助煤電機組開展極限深度調峰具有良好的綜合碳減排意義;

(3)固體氧化物電解槽制氫技術與煤電廠已有的生產條件契合度高,結合性強,具有顯著的優勢;

(4)開展SOEC輔助煤電機組極限容量深度調峰,可為電廠增加調峰補貼、氫氣售賣、設備延壽等綜合收益。