基于氢储能的煤电机组灵活性改造方案研究

王 林,刘晓莎,胡 平,李 昭,张 鹏

(1.西安热工研究院有限公司,陕西 西安 710054;2.陕西工业职业技术学院,陕西 咸阳 712000;3.咸阳市新能源及微电网重点实验室,陕西 咸阳 712000)

风电、光伏等新能源电力具有绿色环保,零碳排放的优点,近年来在我国电力供应体系中占据了越来越重要的地位[1]。相比之下,传统燃煤火电机组则面临着煤价高企、碳减排困难的问题,经营与环保两方面承压。挖掘存量煤电机组的功能潜力,开发电力市场辅助服务新业务,为新能源电力的消纳提供深度调节与兜底保障功能,这对于平抑未来电网的高波动性,同时改善煤电企业的经营业绩均具有重要意义[2-4]。

煤电机组要获取电力市场辅助服务的收益,就必须具备达标的灵活性。火电机组灵活性指的是机组能够快速足量地响应电网的实时需求,具体来说,这就要求煤电机组具有宽程的负荷调节范围,以及较高的变出力速率。

已开展的火电机组灵活性改造工程,聚焦于降低机组最低技术出力,主要是降低锅炉最低负荷。所采取的方案具有局部性、短期性特点,缺乏系统级的、能够保障煤电机组长期深调安全性的方案。

1 现有方案分析

煤电机组在承担深度调峰任务时,锅炉实际负荷将达到甚至低于原设计的最低稳燃负荷(最低稳燃负荷,指锅炉在单纯烧煤而不用其他助燃手段的前提下,能够长期维持稳定燃烧的最低负荷)。在低负荷、超低负荷下,锅炉面临燃烧条件恶化、水动力稳定性降低、SCR脱硝装置进口烟温不能满足反应要求等问题[5]。

1.1 改造方案

发电行业内已经开展实施的灵活性改造方案主要有以下几个方面:

(1)提升煤粉着火能力的优化改造。具体包括磨煤机静态分离器改动态分离器、磨煤机液压加载装置改造、配煤优化调整等方案,用以提高煤粉细度、增大入炉煤挥发分,从而使得入炉煤粉在低负荷下易着火、易燃尽。

(2)提升锅炉稳燃能力的优化改造。具体措施有换用先进的煤粉燃烧器,配置等离子、燃油、燃气等点火助燃设备,采用智能的配风方案等,以提高深度调峰工况下煤粉火焰的稳定性,避免锅炉灭火。

(3)提升脱硝装置低负荷脱硝能力的改造。目前煤电机组普遍采用选择性催化还原法SCR(selective catalytic reduction,简称SCR)装置进行烟气脱硝,相应催化剂的反应温度为380～420 ℃,现有的电站煤粉锅炉在<30% BMCR锅炉最大连续蒸发量(boiler maximum continue rate,简称BMCR)的低负荷工况下,烟气温度难以达到催化反应要求,相关改造主要采取了脱硝出口设置分级省煤器替换原入口单个大省煤器、省煤器进口至脱硝入口设置烟气旁路、省煤器至水冷壁进口集箱设置上水旁路以及增设零号高压加热器等措施,用来减少低负荷下省煤器的吸热量,从而提高脱硝装置的入口烟气温度。

(4)汽机高低压旁路抽汽改造。随着电力辅助服务市场的开发,近年来部分电厂进行了新增供热能力改造。在高压旁路或低压旁路上开口接管,抽取部分蒸汽供应居民取暖或工业热用户,以及耦合熔盐等储热装置,再将其用于供热或发电。

1.2 效果分析

刘旋坤[6]等通过优化运行调整措施,在某330 MW循环流化床锅炉实现了机组20%额定出力参与电网深度调峰。张良等利用花瓣状稳燃低氮燃烧器技术改造超临界机组锅炉侧燃烧系统,满足了20%负荷深度调峰条件下的稳燃需求。佟博恒[7]等通过优化低负荷下的炉内空气动力场,实现了锅炉20%负荷下的燃烧稳定。

文献报道表明,部分机组经灵活性改造后,其维持运转的最小出力可降低至20%,调峰空间可提高至额定容量的80%。

为提出锅炉低负荷稳燃、低负荷脱硝等问题的灵活性改造方案,采用升级更换锅炉局部组件的办法,确实能够提高机组应对深度调峰工况的能力。但这些方案也存在不足。大部分改造聚焦于局部,忽视了锅炉是一个集合烧、汽水、烟风等多组件的统一整体,局部的改造确实能够解决低负荷稳燃与脱硝问题,但深度调峰工况下又出现了锅炉蒸汽参数低、空预器低温腐蚀风险增加、水冷壁等受热面安全性无法保障等新问题。最根本的,长期参与深度调峰任务、承受频繁快速变负荷将会大大增加锅炉受热面、蒸汽管道等金属材料发生疲劳失效的风险,造成煤电机组潜在的寿命折损,大大增加设备的故障率。

高低压旁路改造采用抽取蒸汽的方式,将机组的电负荷与锅炉实际热负荷进行一定程度的解耦与重配。在满足深度调峰需求的同时,锅炉的实际热负荷不需要真的降低到其设计的最低稳燃负荷之下,这就避免了锅炉承受调峰工况恶劣运行条件的考验,保护了热力设备。

但是,高低压旁路抽汽改造方案也有应用的局限。首先,调峰任务是全年性的,只有配置长期稳定的高温蒸汽用户,才能发挥出旁路抽汽改造方案的全部优势。我国西北地区风、光资源丰富,建立了大量新能源电站,与之配套的煤电机组,因电厂周边经济落后、产业不发达,缺少长期稳定的热用户,限制了这一方案的推广应用。另一部分采用抽汽熔盐储热方案的电厂,放弃了供暖供热路线,采用熔盐吸热再放热发电的方案,可推广性得到提高,但厂内一套汽轮发电机组,配备锅炉与熔盐两套工质加热装置,整个系统构成复杂、造价高昂、运行与检修困难,此外熔盐储热发电装置启停费时,拉低了混合发电系统的整体响应速率。

部分局部性的锅炉技改方案,以牺牲机组的安全性与经济性为代价换取了更大的调峰容量。机组改造后仍然面临长期频繁快速变负荷甚至快速启停机带来的恶劣工况考验,安全风险与寿命损耗都显著增大。综合考量这些改造方案,只顾眼前而忽视长远,只改局部而忽视整体。未来火电机组应在保证长期安全性、经济性的前提下,去争取更大的调峰收益,系统级的灵活性改造方案亟待提出。

2 基于氢储能的煤电灵活性改造方案

氢能是未来我国能源体系的重要组成部分、氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体。利用制氢系统辅助煤电机组深度调峰,既发展了氢能产业,又支撑了风电、光伏等新能源电力上网,还增加了煤电机组的综合收益。

电解水制氢的成本构成中,电费占比80%、折旧占比10%、运营维护10%。决定制氢设备经济性高低的最大因素为电价。火电厂具有成本低廉、供应充足的自发电力、自产蒸汽、除盐水、高品位热能等,并配有专业的机务、化学、电气等运行检修人员。开展制氢系统辅助煤电机组深度调峰的工作具有显著的成本优势和良好的软硬件基础。

2.1 氢储能辅助煤电调峰的可行性

部分研究者认为,烧煤-发电-制氢的技术路线不环保,过程中存在大量的碳排放,制取的是“灰氢”。这一结论显然是以制氢作为最高的、唯一的目标,将火电制氢与风电、光伏及其他制氢路线横向比较得出的。

本文中电解制氢是实现煤电机组极限深度调峰的手段而非目的,提高新能源电力的消纳比例、保护热力设备免受频繁热冲击才是新方案的核心关切。参与深度调峰的煤电机组,利用多发的电力制取氢气,实际上具有良好的碳减排作用。

(1)调峰火电机组需要保持开机状态,由此产生的碳排放无法削减。未来以新能源电力为主导的电网,其波动性将十分巨大,必须保持足够多的火电机组开机,承担日常调节与应急支撑功能,才能保证电网的稳定可靠。这部分以最低出力保持运行的火电,不可避免地要产生一部分碳排放,期间发出的电力也终归要有去处。因此,不管采用何种技术路线,均无法削减煤电“待机”产生的碳排放。

(2)调峰电力用于制氢,具有间接的碳减排作用。火电机组利用调峰阶段自产电力以及厂内已有的人员设备基础开展制氢工作具有显著的成本优势。调峰期间产生的碳排放既然无法削减,那么最大程度地为风电、光伏等新能源电力腾出上网容量,同时制备能够起到减碳作用的氢气燃料,那么综合来看,煤电调峰+制氢路线便间接支持了削减碳排放这一目标,因而具有良好的环保意义,符合政策导向。

(3)避免机组极低负荷运行,能够有效减少碳排放。锅炉在超低负荷运行时,燃料与空气的配比严重失衡,过小的火焰不能很好的充满炉膛,炉内热量散失快,煤粉着火困难,燃烧也不充分,机组的发电煤耗显著增大,这意味着生产单位电能带来的碳排放将大大增加。在深度调峰时,利用制氢装置消耗一部分机组自发电力,就能保证锅炉的实际热负荷不低,机组运行在高效率区间,煤耗指标优良,进而达到减少碳排放的效果。

2.2 氢储能系统的选择要求

煤电机组快速调整上网电量的功能,依靠电解制氢系统的出力快速调节实现,这要求制氢系统能满足以下条件:

(1)改造方案能够充分利用电厂已有的生产条件(人员、设备、物料、工艺方法等),从而有效降低初期投资。

(2)选用的电解槽应具有适应多变负载的能力,以实时吸纳多余电量,快速调节机组上网电量。

(3)采用的制氢工艺应具有较高的能量转换效率,装置投运后能够切实提升机组经济性,增加煤电企业的综合收益。

2.3 固体氧化物电解槽系统的优势

根据电解槽的性能差异,当前制氢技术可分为碱性水电解槽(alkaline,简称ALK)、质子交换膜电解槽(PEM)、阴离子交换膜电解槽(AEM)以及固体氧化物电解槽(SOEC)4种方案。

在标准状态下,ALK电解水技术的电解效率约为60%～75%,PEM电解水技术的电解效率约为70%～90%,而固体氧化物(SOEC)电解槽在高温(700～850 ℃)下运行,电解效率可达75%～100%。在同样的工况下,相比于ALK电解制氢和PEM电解制氢技术,SOEC方案可以节约30%以上的电能。此外,ALK、PEM等技术方案还存在着响应速度慢、不能频繁启停机等问题。

固体氧化物电解槽(SOEC)以氧化钇、氧化锆等材料为电解质。相较于低温电解技术,固体氧化物电解槽的运行温度高达700～1 000 ℃,高温下电化学反应速率大大提高,能量损失显著减少,SOEC制氢效率可以达到95%以上,是所有电解水制氢技术路线中效率最高、产率最高的制氢方式[8-9]。各技术路线制氢能耗比较如图3所示。

图3 不同制氢技术能耗比较

SOEC的核心部件为固体离子传导陶瓷及不锈钢材料,机械稳定性和环境适应性优良,装置不使用贵金属作催化剂,因此制造成本低,耐用性强。SOEC技术适合大规模的氢气生产场景,其经济性体现在制氢效率高、原料适应广、运行模式多样化以及材料成本低廉等多个方面。

3 氢储能与煤电机组的结合方案

以某1 000 MW燃煤机组为例,分析电厂的软硬件条件,初步建立基于氢储能系统的高灵活性煤电机组原理性配置方案。

3.1 煤电机组的条件分析

SOEC某机组选用了型号为SG-2983/32.14-M7054的二次再热超超临界压力燃煤锅炉,设计最低稳燃负荷不高于30% BMCR。锅炉主要设计参数如表1所示。

表1 锅炉主要设计参数

锅炉各处烟气温度设计如表2所示。由表2可知,40%THA工况时屏式过热器底部及低温过热器进口烟温高达1 035 ℃。从此处抽取高温烟气作为加热源,完全能够保证SOEC装置所需的700～1 000 ℃的反应温度。

表2 烟气温度设计值

机组设置有一套高、中、低压三级串联汽轮机旁路系统。高压旁路容量为40%BMCR,即最大供汽量为1 193.2 t/h。配有2台产量为150 m3/h的除盐水生产装置,并建设有一个5 000 m3除盐水存储箱。机组补水能力与旁路抽汽容量能够保证 SOEC装置所需的高温水蒸气。

机组的高压厂用电电压为10 kV,低压厂用电电压采用690 V和380 V两级电压,能够满足制氢系统不同类型设备的用电需求。

3.2 原理性结合方案

SOEC装置的低电耗优势是在消耗高品质热能的基础上实现的。因此在系统设计时,应尽可能利用温度更高的蒸汽和烟气。

由表1可知,40%THA工况下,过热蒸汽温度最高,达到610 ℃,从高压旁路抽取过热蒸汽供给SOEC装置较为合理。

由表2可知,40%THA工况下,屏过底部及低温过热器进口烟气温度最高,达到1 035 ℃,完全可以满足电解要求。故选择在屏过底部区域设置取烟口,抽取高温烟气加热SOEC装置。

综上,SOEC辅助煤电机组深度调峰系统原理性设计方案如图4所示。

图4 SOEC辅助煤电调峰原理图

集成系统的工作过程为:当电网调度下达的负荷指令低于锅炉运行的高效率区间(指的是锅炉40%～100%额定出力范围)时,启动SOEC制氢储能系统,锅炉主蒸汽一部分用于发电,其电能分成上网电量与电解制氢电量,另一部分蒸汽作为SOEC装置的原料蒸汽。

在锅炉热负荷不变的情况下,SOEC通过蒸汽抽汽与电解耗电共同减少了机组上网电量。理想状态下,机组对外输出功率为零,表现为“假停机、零出力”状态,而一旦网侧需要负荷,则可立即停运SOEC设备,通过电气切换开关,快速响应网上电力需求。

4 结 语

近年来,随着国家双碳战略的实施,新能源电力上网电量大幅增加,对传统煤电机组的深度调峰能力提出了更高要求。现有火电灵活性改造方案聚集局部,忽视了机组长期运行的安全性与经济性。本文探讨了基于制氢储能装置的煤电机组极限深度调峰技术,主要有以下结论:

(1)现有提升火电调峰容量的技改措施,不能根本消除频繁变负荷、快速启停机对热力设备造成的潜在寿命折损及安全风险;

(2)利用制氢储能装置辅助煤电机组开展极限深度调峰具有良好的综合碳减排意义;

(3)固体氧化物电解槽制氢技术与煤电厂已有的生产条件契合度高,结合性强,具有显著的优势;

(4)开展SOEC辅助煤电机组极限容量深度调峰,可为电厂增加调峰补贴、氢气售卖、设备延寿等综合收益。