CN114017148A - 一种大型煤电蒸汽储热发电调峰方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种大型煤电蒸汽储热发电调峰方法，对国内常规的660MW超临界空冷机组进行分析，进行多组热力系统分析，对多组热力系统的典型参数进行统计分析，选出最佳机组负荷下的电功率，从而拟定蒸汽蓄热工艺系统。本发明采用高压饱和水蓄热原理，充热过程主蒸汽与低压水混合加热为高压饱和水进行蓄热，放热过程利用低压扩容原理将高压饱和水闪蒸，闪蒸后的低压饱和水继续储存在蓄热罐内，闪蒸后的低压饱和蒸汽经高温过热蒸汽混合加热为低压过热蒸汽，然后进入汽轮机低压缸继续发电，可以针对机组特点、调度要求开发合理的系统方案，将彻底解决火电灵活性，加快实现新型电力系统建设，助力新能源电力发展。
Description
技术领域
本发明涉及储热发电技术领域，尤其涉及一种大型煤电蒸汽储热发电调峰方法。
背景技术
为实现“碳达峰、碳中和”的国家目标，近年来风电、太阳能发电等新能源装机容量迅猛增长，我国电力结构不断的发生变化，而电网的调峰问题日益突出，主要表现为调峰能力不足，对新能源电力消纳和电力供需安全造成很大影响。为此，国家出台了一系列相关政策，要求进一步挖掘燃煤机组的调峰潜力，提升我国火电机组的运行灵活性。
目前我国燃煤火电机组实际技术可调峰幅度可达60～70％。相比之下，西方发达国家热电联产机组普遍采用加蓄热罐的方式来进行灵活性改造，其调峰幅度则可以达到70～80％；而纯凝机组或者纯凝工况下目前只见德国Heilbronn#7机组实现了锅炉侧15～20％超低负荷下的运行案例，其技术措施主要是针对磨煤机、燃烧器、送粉管道等系统来进行相关改造。
由此可见，我国的燃煤发电机组还有很大的调峰提升空间。然而，燃煤机组深度调峰超低负荷运行可能会对机组的安全性、经济性、环保性等方面产生影响，这些问题极大的限制了燃煤机组，特别是对于纯凝机组和耦合型热电联产机组的调峰能力。针对这些问题，国外的一些企业单位、研究机构等均已开展了相关研究，而国内在宽负荷脱硝、风机变频运行方面也有着相关的尝试和研究。
燃煤机组在进行深度调峰改造时，机组的最低稳燃负荷主要受锅炉的燃烧稳定性、环保及辅机系统的安全性等因素的制约。针对热电联产机组，国外主要采用加装蓄热罐的方式来进行灵活性改造，包括蒸汽蓄热技术、熔盐蓄热技术、相变材料蓄热技术以及固体材料蓄热技术等。
针对纯凝机组的灵活性改造还鲜见报道，目前的技术手段主要是针对磨煤机、燃烧器、送粉管道等系统来进行改造，以达到降低煤粉着火热，强化煤粉换热、提高SCR入口温度等目的，然而由于锅炉侧的工程属性很难找到良好手段实现明显的深度调峰和快速调节，相比之下汽轮机侧将会容易得多。
热电联产机组采用蓄热罐技术实现灵活性，只是将蒸汽、电等优质能源以储热原理进行储存，供热期间进行放热以便对外供热，该技术受制于热电联产机组而无法用于纯凝发电机组，无法在全国范围内普及，因此认为开发蒸汽储热发电调峰技术可以实现纯凝机组的灵活性，同时也可兼顾热电机组将储热进行供汽、供暖的功能要求。
发明内容
基于背景技术存在的技术问题，本发明提出了一种大型煤电蒸汽储热发电调峰方法。
本发明提出的一种大型煤电蒸汽储热发电调峰方法，包括以下步骤：
步骤一:对国内常规的660MW超临界空冷机组进行分析，进行多组热力系统分析，对多组热力系统的典型参数进行统计分析，选出最佳机组负荷下的电功率，从而拟定蒸汽蓄热工艺系统；
步骤二:蒸汽蓄热工艺系统中，蓄热蒸汽引自主蒸汽，蓄热冷水引自凝结水，主蒸汽进入蓄热罐后与凝结水充分混合后形成高压高温饱和水以储存热量，由于汽轮机主蒸汽量减少进一步降低发电负荷，蓄热罐的高温高压饱和水进入闪蒸罐，降压闪蒸后释放饱和蒸汽进入闪蒸罐，经蒸汽混合器加热升温为过热蒸汽，满足低压缸进汽参数后进入低压缸发电，若需对外供热也可不经蒸汽混合器，饱和蒸汽直接进入热网首站加热热网循环水对外供暖，也可经蒸汽混合器加热为工业用汽参数后对外供工业蒸汽，蓄热罐排放的饱和热水，进入除氧器，经给水系统送入锅炉；
步骤三：进一步的，根据电网调度对机组在蓄热、放热时的工况进行运行模式分析，蓄热阶段在机组安全最低负荷时进行，暂按40％负荷滑压工况考虑，放热阶段若需要增加发电，受机组电力送出侧容量限制，建议在机组低于额定负荷时进行，暂按60％负荷滑压工况考虑；
步骤四：其中蓄热状态下的充热工况：机组40％负荷滑压运行，若电网调度要求进一步降低发电负荷，蓄热罐已提前储存充足的凝结水量，此时打开充热蒸汽阀门开始充热，待蓄热罐压力温度达到既定饱和水参数后关闭蒸汽阀门停止充热，充热期间机组实现30％发电负荷，此期间锅炉主蒸汽量大于汽轮机凝结水量，因此该过程需要向热力系统补充除盐水以维持凝汽器热井、除氧器、汽包液位；
步骤五：其中放热状态下的放热工况：机组60％负荷滑压运行，若电网调度要求进一步提高发电负荷，此时打开蓄热罐放热蒸汽阀门开始放热，高温高压饱和水闪蒸后产生饱和蒸汽，再经热再蒸汽混合为满足低压缸进汽参数的过热蒸汽，然后进入低压缸发电，蓄热罐内扩容后饱和水继续保存在罐内，放热期间在锅炉主汽不变的条件下机组实现大于60％发电负荷运行，此期间锅炉主蒸汽量小于汽轮机凝结水量，因此该过程需要提高锅炉负荷以维持凝汽器热井、除氧器、汽包液位。
优选地，所述步骤一所筛选的分析数据中，在机组40％负荷时采用滑压工况发电功率最低为264MW，基于此工况设计蒸汽蓄热装置，实现负荷率再下降10％，即30％发电负荷(发电功率到198MW)的系统方案，具体参数统计见后表。
优选地，所述根据机组40％负荷、60％负荷工况热力平衡图和相关参数，蓄热罐充热压力与40％负荷时主蒸汽参数10.2MPa匹配，蓄热罐放热压力与60％负荷时低压缸进汽参数0.66MPa匹配，并考虑一定的管道压损后，其中蓄热罐压力中，充热压力10MPa，对应饱和温度311℃，放热压力0.8MPa，对应饱和温度170℃。
优选地，所述机组调峰充热时，在40％发电负荷滑压工况基础上再下调10％负荷(降低发电功率66MW)，需要从汽轮机进汽管道上引出189.4t/h主蒸汽进入蓄热罐，同时蓄热罐中已提前储存170℃低压饱和水588t/h，与主蒸汽充分混合后形成10MPa、311℃饱和热水共777.4t/h，机组放热发电时，在60％发电负荷滑压工况基础上，蓄热罐高压高温饱和热水经闪蒸后会产生0.8MPa、170.4℃饱和蒸汽266.1t/h、饱和热水511.2t/h，饱和热水存留在蓄热罐为下一次充热使用，266.1t/h饱和蒸汽加热需要2.25MPa、566℃的热再蒸汽316.9t/h，经混温器后共产生0.8MPa、372℃的过热蒸汽583t/h，该蒸汽进入汽轮机低压缸发电，总发电功率为105.823MW，扣除热再蒸汽发电功率后，蓄热饱和蒸汽增加发电功率为41.067MW，充热、放热一轮的电-电转换效率为62.22％。
优选地，所述由于每轮充放热后闪蒸的低压饱和蒸汽量大于充热时的高压过热蒸汽量，因此放热后需要再向蓄热罐补充0.8MPa的饱和热水76.7t/h，确保蓄热罐内饱和水量保持在588t/h，以便为下一轮充放热做好准备。
优选地，所述蓄热闪蒸罐为高压高温大容积设备经常性变压运行，在保证压力容器安全的前提下采用先进混温工艺，充热阶段实现高温蒸汽与饱和水快速、充分的混合为饱和水，同时降低设备投资和占地面积，在保证压力容器安全的前提下采用先进扩容、闪蒸、分离工艺，放热阶段实现汽水高效分离、蒸汽高效除湿，提高饱和蒸汽干度。
优选地，所述蒸汽混热器采用先进混合工艺，实现过热蒸汽与饱和蒸汽充分、快速混合为过热蒸汽，满足汽轮机低压缸进汽要求。
优选地，所述蓄热发电系统与机组本体热力系统联系紧密，涉及到主蒸汽、热再蒸汽、低压缸进汽、凝结水、给水等重要介质的流动，为确保蓄放热过程机组运行安全，系统架构需重点核算在蓄放热工况下机组汽水量平衡和相关容器的液位控制。
优选地，所述充热汽源也可以来自于热再蒸汽，但由于防止锅炉再热器超温不建议采用冷再蒸汽，采用热再蒸汽可以降低蓄热罐充热压力，但调峰能力相比主蒸汽蓄热略低，达到同等调峰能力时需要更大的蓄热罐，实现充放热过程自动调节功能，充热、放热侧均设有自动压力调节阀及旁路阀，以实现充热升压、放热降压的过程控制。
本发明的有益效果：
本发明采用高压饱和水蓄热原理，充热过程主蒸汽与低压水混合加热为高压饱和水进行蓄热，放热过程利用低压扩容原理将高压饱和水闪蒸，闪蒸后的低压饱和水继续储存在蓄热罐内，闪蒸后的低压饱和蒸汽经高温过热蒸汽混合加热为低压过热蒸汽，然后进入汽轮机低压缸继续发电，若需对外供热时则可直接对外供蒸汽，或者进入热网首站对外供采暖热水，可以针对机组特点、调度要求开发合理的系统方案，将彻底解决火电灵活性，加快实现新型电力系统建设，助力新能源电力发展。
附图说明
图1为本发明提出的一种大型煤电蒸汽储热发电调峰方法的拟定蒸汽蓄热工艺系统图；
图2为本发明提出的一种大型煤电蒸汽储热发电调峰方法的机组40％THA(定压)工况热力平衡图；
图3为本发明提出的一种大型煤电蒸汽储热发电调峰方法的机组40％THA(滑压)工况热力平衡图；
图4为本发明提出的一种大型煤电蒸汽储热发电调峰方法的机组60％THA(滑压)工况热力平衡图；
图5为本发明提出的一种大型煤电蒸汽储热发电调峰方法的机组THA工况热力平衡图；
图6为本发明提出的一种大型煤电蒸汽储热发电调峰方法的热力平衡图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。
实施例，参照图1-6，一种大型煤电蒸汽储热发电调峰方法，包括以下步骤：
步骤一:对国内常规的660MW超临界空冷机组进行分析，进行多组热力系统分析，对多组热力系统的典型参数进行统计分析，选出最佳机组负荷下的电功率，从而拟定蒸汽蓄热工艺系统，所述步骤一所筛选的分析数据中，在机组40％负荷时采用滑压工况发电功率最低为264MW，基于此工况设计蒸汽蓄热装置，实现负荷率再下降10％，即30％发电负荷(发电功率到198MW)的系统方案，具体参数统计见后表；
步骤二:蒸汽蓄热工艺系统中，蓄热蒸汽引自主蒸汽，蓄热冷水引自凝结水，主蒸汽进入蓄热罐后与凝结水充分混合后形成高压高温饱和水以储存热量，由于汽轮机主蒸汽量减少进一步降低发电负荷，蓄热罐的高温高压饱和水进入闪蒸罐，降压闪蒸后释放饱和蒸汽进入闪蒸罐，经蒸汽混合器加热升温为过热蒸汽，满足低压缸进汽参数后进入低压缸发电，若需对外供热也可不经蒸汽混合器，饱和蒸汽直接进入热网首站加热热网循环水对外供暖，也可经蒸汽混合器加热为工业用汽参数后对外供工业蒸汽，蓄热罐排放的饱和热水，进入除氧器，经给水系统送入锅炉；
根据机组40％负荷、60％负荷工况热力平衡图和相关参数，蓄热罐充热压力与40％负荷时主蒸汽参数10.2MPa匹配，蓄热罐放热压力与60％负荷时低压缸进汽参数0.66MPa匹配，并考虑一定的管道压损后，其中蓄热罐压力中，充热压力10MPa，对应饱和温度311℃，放热压力0.8MPa，对应饱和温度170℃；
步骤三：进一步的，根据电网调度对机组在蓄热、放热时的工况进行运行模式分析，蓄热阶段在机组安全最低负荷时进行，暂按40％负荷滑压工况考虑，放热阶段若需要增加发电，受机组电力送出侧容量限制，建议在机组低于额定负荷时进行，暂按60％负荷滑压工况考虑；
机组调峰充热时，在40％发电负荷滑压工况基础上再下调10％负荷(降低发电功率66MW)，需要从汽轮机进汽管道上引出189.4t/h主蒸汽进入蓄热罐，同时蓄热罐中已提前储存170℃低压饱和水588t/h，与主蒸汽充分混合后形成10MPa、311℃饱和热水共777.4t/h，机组放热发电时，在60％发电负荷滑压工况基础上，蓄热罐高压高温饱和热水经闪蒸后会产生0.8MPa、170.4℃饱和蒸汽266.1t/h、饱和热水511.2t/h，饱和热水存留在蓄热罐为下一次充热使用，266.1t/h饱和蒸汽加热需要2.25MPa、566℃的热再蒸汽316.9t/h，经混温器后共产生0.8MPa、372℃的过热蒸汽583t/h，该蒸汽进入汽轮机低压缸发电，总发电功率为105.823MW，扣除热再蒸汽发电功率后，蓄热饱和蒸汽增加发电功率为41.067MW，充热、放热一轮的电-电转换效率为62.22％；
由于每轮充放热后闪蒸的低压饱和蒸汽量大于充热时的高压过热蒸汽量，因此放热后需要再向蓄热罐补充0.8MPa的饱和热水76.7t/h，确保蓄热罐内饱和水量保持在588t/h，以便为下一轮充放热做好准备；
步骤四：其中蓄热状态下的充热工况：机组40％负荷滑压运行，若电网调度要求进一步降低发电负荷，蓄热罐已提前储存充足的凝结水量，此时打开充热蒸汽阀门开始充热，待蓄热罐压力温度达到既定饱和水参数后关闭蒸汽阀门停止充热，充热期间机组实现30％发电负荷，此期间锅炉主蒸汽量大于汽轮机凝结水量，因此该过程需要向热力系统补充除盐水以维持凝汽器热井、除氧器、汽包液位；
步骤五：其中放热状态下的放热工况：机组60％负荷滑压运行，若电网调度要求进一步提高发电负荷，此时打开蓄热罐放热蒸汽阀门开始放热，高温高压饱和水闪蒸后产生饱和蒸汽，再经热再蒸汽混合为满足低压缸进汽参数的过热蒸汽，然后进入低压缸发电，蓄热罐内扩容后饱和水继续保存在罐内，放热期间在锅炉主汽不变的条件下机组实现大于60％发电负荷运行，此期间锅炉主蒸汽量小于汽轮机凝结水量，因此该过程需要提高锅炉负荷以维持凝汽器热井、除氧器、汽包液位；
蓄热闪蒸罐为高压高温大容积设备经常性变压运行，在保证压力容器安全的前提下采用先进混温工艺，充热阶段实现高温蒸汽与饱和水快速、充分的混合为饱和水，同时降低设备投资和占地面积，在保证压力容器安全的前提下采用先进扩容、闪蒸、分离工艺，放热阶段实现汽水高效分离、蒸汽高效除湿，提高饱和蒸汽干度；
蒸汽混热器采用先进混合工艺，实现过热蒸汽与饱和蒸汽充分、快速混合为过热蒸汽，满足汽轮机低压缸进汽要求；
蓄热发电系统与机组本体热力系统联系紧密，涉及到主蒸汽、热再蒸汽、低压缸进汽、凝结水、给水等重要介质的流动，为确保蓄放热过程机组运行安全，系统架构需重点核算在蓄放热工况下机组汽水量平衡和相关容器的液位控制；
充热汽源也可以来自于热再蒸汽，但由于防止锅炉再热器超温不建议采用冷再蒸汽，采用热再蒸汽可以降低蓄热罐充热压力，但调峰能力相比主蒸汽蓄热略低，达到同等调峰能力时需要更大的蓄热罐，实现充放热过程自动调节功能，充热、放热侧均设有自动压力调节阀及旁路阀，以实现充热升压、放热降压的过程控制。
其中针对步骤一所提出的多组热力系统分析，其四个典型的工况参数表如下：
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，根据本发明的技术方案及其发明构思加以等同替换或改变，都应涵盖在本发明的保护范围之内。
Claims (9)
1.一种大型煤电蒸汽储热发电调峰方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一:对国内常规的660MW超临界空冷机组进行分析，进行多组热力系统分析，对多组热力系统的典型参数进行统计分析，选出最佳机组负荷下的电功率，从而拟定蒸汽蓄热工艺系统；
步骤二:蒸汽蓄热工艺系统中，蓄热蒸汽引自主蒸汽，蓄热冷水引自凝结水，主蒸汽进入蓄热罐后与凝结水充分混合后形成高压高温饱和水以储存热量，由于汽轮机主蒸汽量减少进一步降低发电负荷，蓄热罐的高温高压饱和水进入闪蒸罐，降压闪蒸后释放饱和蒸汽进入闪蒸罐，经蒸汽混合器加热升温为过热蒸汽，满足低压缸进汽参数后进入低压缸发电，若需对外供热也可不经蒸汽混合器，饱和蒸汽直接进入热网首站加热热网循环水对外供暖，也可经蒸汽混合器加热为工业用汽参数后对外供工业蒸汽，蓄热罐排放的饱和热水，进入除氧器，经给水系统送入锅炉；
步骤三：进一步的，根据电网调度对机组在蓄热、放热时的工况进行运行模式分析，蓄热阶段在机组安全最低负荷时进行，暂按40％负荷滑压工况考虑，放热阶段若需要增加发电，受机组电力送出侧容量限制，建议在机组低于额定负荷时进行，暂按60％负荷滑压工况考虑；
步骤四：其中蓄热状态下的充热工况：机组40％负荷滑压运行，若电网调度要求进一步降低发电负荷，蓄热罐已提前储存充足的凝结水量，此时打开充热蒸汽阀门开始充热，待蓄热罐压力温度达到既定饱和水参数后关闭蒸汽阀门停止充热，充热期间机组实现30％发电负荷，此期间锅炉主蒸汽量大于汽轮机凝结水量，因此该过程需要向热力系统补充除盐水以维持凝汽器热井、除氧器、汽包液位；
步骤五：其中放热状态下的放热工况：机组60％负荷滑压运行，若电网调度要求进一步提高发电负荷，此时打开蓄热罐放热蒸汽阀门开始放热，高温高压饱和水闪蒸后产生饱和蒸汽，再经热再蒸汽混合为满足低压缸进汽参数的过热蒸汽，然后进入低压缸发电，蓄热罐内扩容后饱和水继续保存在罐内，放热期间在锅炉主汽不变的条件下机组实现大于60％发电负荷运行，此期间锅炉主蒸汽量小于汽轮机凝结水量，因此该过程需要提高锅炉负荷以维持凝汽器热井、除氧器、汽包液位。
2.根据权利要求1所述的一种大型煤电蒸汽储热发电调峰方法，其特征在于，所述步骤一所筛选的分析数据中，在机组40％负荷时采用滑压工况发电功率最低为264MW，基于此工况设计蒸汽蓄热装置，实现负荷率再下降10％，即30％发电负荷(发电功率到198MW)的系统方案，具体参数统计见后表。
3.根据权利要求1所述的一种大型煤电蒸汽储热发电调峰方法，其特征在于，所述根据机组40％负荷、60％负荷工况热力平衡图和相关参数，蓄热罐充热压力与40％负荷时主蒸汽参数10.2MPa匹配，蓄热罐放热压力与60％负荷时低压缸进汽参数0.66MPa匹配，并考虑一定的管道压损后，其中蓄热罐压力中，充热压力10MPa，对应饱和温度311℃，放热压力0.8MPa，对应饱和温度170℃。
4.根据权利要求1所述的一种大型煤电蒸汽储热发电调峰方法，其特征在于，所述机组调峰充热时，在40％发电负荷滑压工况基础上再下调10％负荷(降低发电功率66MW)，需要从汽轮机进汽管道上引出189.4t/h主蒸汽进入蓄热罐，同时蓄热罐中已提前储存170℃低压饱和水588t/h，与主蒸汽充分混合后形成10MPa、311℃饱和热水共777.4t/h，机组放热发电时，在60％发电负荷滑压工况基础上，蓄热罐高压高温饱和热水经闪蒸后会产生0.8MPa、170.4℃饱和蒸汽266.1t/h、饱和热水511.2t/h，饱和热水存留在蓄热罐为下一次充热使用，266.1t/h饱和蒸汽加热需要2.25MPa、566℃的热再蒸汽316.9t/h，经混温器后共产生0.8MPa、372℃的过热蒸汽583t/h，该蒸汽进入汽轮机低压缸发电，总发电功率为105.823MW，扣除热再蒸汽发电功率后，蓄热饱和蒸汽增加发电功率为41.067MW，充热、放热一轮的电-电转换效率为62.22％。
5.根据权利要求4所述的一种大型煤电蒸汽储热发电调峰方法，其特征在于，所述由于每轮充放热后闪蒸的低压饱和蒸汽量大于充热时的高压过热蒸汽量，因此放热后需要再向蓄热罐补充0.8MPa的饱和热水76.7t/h，确保蓄热罐内饱和水量保持在588t/h，以便为下一轮充放热做好准备。
6.根据权利要求1所述的一种大型煤电蒸汽储热发电调峰方法，其特征在于，所述蓄热闪蒸罐为高压高温大容积设备经常性变压运行，在保证压力容器安全的前提下采用先进混温工艺，充热阶段实现高温蒸汽与饱和水快速、充分的混合为饱和水，同时降低设备投资和占地面积，在保证压力容器安全的前提下采用先进扩容、闪蒸、分离工艺，放热阶段实现汽水高效分离、蒸汽高效除湿，提高饱和蒸汽干度。
7.根据权利要求1所述的一种大型煤电蒸汽储热发电调峰方法，其特征在于，所述蒸汽混热器采用先进混合工艺，实现过热蒸汽与饱和蒸汽充分、快速混合为过热蒸汽，满足汽轮机低压缸进汽要求。
8.根据权利要求1所述的一种大型煤电蒸汽储热发电调峰方法，其特征在于，所述蓄热发电系统与机组本体热力系统联系紧密，涉及到主蒸汽、热再蒸汽、低压缸进汽、凝结水、给水等重要介质的流动，为确保蓄放热过程机组运行安全，系统架构需重点核算在蓄放热工况下机组汽水量平衡和相关容器的液位控制。
9.根据权利要求1所述的一种大型煤电蒸汽储热发电调峰方法，其特征在于，所述充热汽源也可以来自于热再蒸汽，但由于防止锅炉再热器超温不建议采用冷再蒸汽，采用热再蒸汽可以降低蓄热罐充热压力，但调峰能力相比主蒸汽蓄热略低，达到同等调峰能力时需要更大的蓄热罐，实现充放热过程自动调节功能，充热、放热侧均设有自动压力调节阀及旁路阀，以实现充热升压、放热降压的过程控制。
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