350MW超临界热电联产机组灵活性改造分析

2018-12-19 17:17:21 发电技术期刊   点击量: 评论 (0)
0 引言由于近几年可再生能源(主要是风电、太阳能发电)装机容量快速增长,弃风、弃光问题愈演愈烈[1],全国平均弃风、弃光率长期高于20%[2-

本项目建设2台35万kW国产超临界燃煤热电联产间接空冷机组,安装高效除尘、脱硫、脱硝和在线烟气连续监测装置,各项排放指标均满足国家环保要求,设置2台1266 t/h超临界直流煤粉锅炉,具备820 MW供热能力,该厂机组设计供热面积为1640万m2,单台机组额定抽汽量为580 t/h,此抽汽量运行工况下机组负荷范围在280~300 MW。当进行灵活性改造时(以低压缸零出力供热技术方案为例),采暖抽汽量每增加100 t/h,供热负荷增加约70 MW,电负荷调峰能力增大约50 MW,结合额定采暖抽汽工况热平衡图,机组可增加55 MW的调峰出力,调峰范围达到225~300 MW。如图3、图4所示,以标煤单价为700元为界限,当标煤单价在700元以下时,在供热期,该电厂收益会随着机组负荷的升高呈上升趋势,在机组负荷率约为65%以上出现正收益;例如当标煤单价为500元/t,机组负荷率为85%时,收益可达到83万元/每月,此时,机组不宜进行调峰,应多带负荷。当标煤单价在700元以上时,该机组宜进行调峰,以减少经营损失。

4 结论

通过灵活性改造技术路线对比分析发现,虽然低压缸零出力供热技术运行时间不长,但从国家政策、工程造价、运行费用及实际调峰能力来看,该技术是目前为止应对热电解耦相对较好的方案。

从经济性上分析,当标煤单价在700元/t以下时,要确保效益最大化,应在保证供热负荷满足要求的前提下,机组必须达到一定的调峰深度才能实现盈利,而不进行调峰带高负荷整体效益会更好;当标煤单价在700元/t以上时,需在保证供热负荷满足要求的前提下,通过调峰降低机组负荷来减少亏损。同时也要看到,随着计划电向市场电的转变,当机组具备深度调峰能力时,在每天低谷时段的5 h之外,调度也很可能会利用该机组的调峰能力,使机组在低谷时段之外的发电负荷受到影响,从而增大企业电力营销的难度及整体效益。

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责任编辑:售电小陈

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