大容量火电厂（精选7篇）
大容量火电厂 篇1
摘要：在火电厂投产初期, 电动调速水泵有着非常不错的优势, 随着科学技术的不断发展, 电动调速水泵的缺点也日渐显示出来。基于此对大容量火电厂电动调速给水泵和汽动给水泵的区别和应用进行探讨。
关键词：大容量火电厂,电动调速水泵,汽动给水泵,区别应用
0 引言
给水泵主要分为变速给水泵和定速给水泵, 变速给水泵主要是利用调整水泵的转速来对流量进行调节的, 节流损失比较低, 调节阀的使用时间长, 工作条件好, 而且可以进行低速启动, 不过设备投入资金多, 结构复杂, 维修次数多。大容量泵应用的比较多[1]。定速给水泵是利用泵口的节流阀来对流量进行调节的, 随着水泵转速的提高, 节流阀会出现比较严重的节流损失。不过调节节流给水泵比较简单、维护起来也比较简易、操作也比较方便。
1 汽动给水泵和电动调速给水泵之间的区别
1.1 汽动给水泵的优缺点
汽动给水泵主要是利用1个独立的小汽轮机对给水泵进行驱动, 小汽轮机将蒸汽从抽气管道上抽取出来, 然后利用小汽机的转动给水泵进行供水, 调节泵转动的快慢是利用小汽轮机的调速器来对进气量进行控制的, 一般可以选择背压式和凝气式小汽机。为了保证小汽机的正常运行, 还需要安装对应的水管道系统、汽管道系统、备用汽源和调速系统。一般情况下使用串联的方式对气动给水泵进行连接。汽动给水泵主要有下面几个优点:a) 汽动给水泵不需要消耗火电厂的电力, 可以提高电厂对外的供电量;b) 小汽机容量比较大, 有效地降低了大机组给水泵的台数[2];c) 汽动给水泵的转速大概在5 500 r/min~8 500r/min。水泵的轴线不长, 挠度较低, 轴的刚性也比较好, 可以极大地提升水泵的安全性;d) 汽动给水泵转速的调节是利用小汽机的蒸汽量来进行的, 和电动调速给水泵中的液力偶合器相比, 效率要相对高一些;e) 在火电厂的电力系统出现故障或者停电时, 可以确保锅炉能够持续供水, 提升电厂的稳定性。
1.2 电动调速给水泵的优缺点
为了可以更好地对负荷的变化进行适应, 电动调速给水泵普遍使用变速调节的方法进行调节。在进行变速调节时, 首先对液力偶合器进行设置, 然后液力偶合器通过对使用工作油来使涡轮和泵轮之间保持一个无磨损的状况, 为了达到空载离合, 减少启动电流的目的, 可以使用排油、快速充等方法来进行, 使用对泵和电动机隔离的方法来降低冲击力, 给水泵的调速范围为21%~99%可以满足发电机组滑参数运行的要求以及停、启范围内符合的变化。而且可以使用遥控控制和手动控制两种方法进行控制, 非常方便。由于水泵的转动速度为5 100 r/min, 启动电流消耗非常大, 对火电厂电量的耗用也非常多, 经济性较低, 和汽动给水泵相比, 系统结构比较简单。国内大部分火电机组多使用汽动给水泵, 使用凝汽式小汽轮机[3]。
1.3 不同类型的小汽轮机的优缺点
小汽轮机的汽源主要是由冷再热蒸汽、新蒸汽、热再热蒸汽、主机四段抽气等类型。
当使用背压机作为小汽轮机时, 由于在汽轮机中蒸汽的内焓降低, 对抽气压力的要求也比较高, 一般使用热再热蒸汽或者冷再热蒸汽作为汽源。和凝汽式小汽轮机相比, 排气处理非常复杂、经济性也比较差。不过转速要高于凝汽式小汽轮机, 在对低负荷汽源进行切换时, 对主机负荷的要求也不高, 系统建设和小汽轮机的资金投入量也比较低。
当使用凝汽式小汽轮机时, 在小汽轮机中蒸汽的内焓降比高, 使用低压抽汽就可以达到规定的要求, 所以一般情况下, 主机抽汽使用比较普遍, 而且由于小汽轮机制造起来比较容易, 低压抽汽的比容也比较高, 内效率也比较高, 所以使用凝汽式小汽轮机具有比较好的热经济性, 整体的做功利用率也比较高。而且在对排气进行处理时, 可以直接将排气引入到主机的凝汽器中, 也可以将凝汽器独立地设置出来, 然后使用小凝结水泵送入到主机凝汽器中, 非常方便快捷, 不过小汽轮机的转速会被末级叶片的高度限制, 会受到末级湿度的影响。另外由于抽汽的压力不高, 在切换低负荷汽源时, 对应主机负荷的高度会比较高[4]。
2 给水泵在大容量火电厂中的应用
根据相关火电厂的设计要求, 在所有的给水系统中, 给水泵的出口总容量在保证所有锅炉最大水蒸发量的同时, 还要有一定的剩余。具体的规定主要有下面几个方面。
2.1 给水泵在1 000 MW机组中的应用
站在经济角度来看, 1 000 MW的机组中一般使用汽动给水泵。另外为了达到机组灵活启停的目的, 绝大部分的电厂还配备有电动水泵。一般情况下, 要根据设备的可靠性、机组的容量和电网中机组的承担符合来决定使用汽动给水泵的容量和台数, 当在机组中使用1台容量为100%的汽动水泵时, 如果设备出现了故障, 就会导致机组的负荷降低, 当在机组中配置2台容量为50%的汽动给水泵时, 其中1个泵出现故障后, 机组仍可以保持一半的负荷继续运行。考虑到机组运行的稳定性, 一般选择2×50%汽动给水泵配置来搭建机组, 并以此为基础对给水泵的备用和启动功能进行考虑。另外备用启动水泵除了要满足1 000MW等级的锅炉启动后水泵容量的需求外, 还要满足机组启动的需求。
2.2 给水泵在600 MW机组中的应用
对于600 MW湿冷机组, 常见的配置为1台最大给水容量为26%~36%的调速电动给水泵作为备用和启动给水泵, 同时要使用2台最大给水量为55%的汽动给水泵作为运行给水泵[1]。当前一般使用1台容量为35%左右的备用启动电动调速给水泵和2台容量为55%的汽动给水泵来组成600 MW湿冷机组的给水系统。如果使用自带凝汽器的给水泵方案, 虽然在理论上行得通, 但是增加凝结水系统、冷却系统和凝汽器会使得成本增加, 系统的复杂性提高, 整体可靠性也会降低。因此目前湿冷机组常见的都是把小汽机的排汽排放到大机冷凝器中。
对于空冷机组, 如果使用汽动给水泵会极大地提升汽动给水泵的背压, 在对汽动给水泵的汽轮机末端进行设计时, 难度也相对提高, 尾部的运行条件也变得非常不好, 另外还需要增加背压保护装置和非启动喷水装置。目前, 已经投入使用的空冷汽轮发电机组均使用电动调速给水泵来对负荷和锅炉上的水进行调节。综合以上因素来看, 最好使用电动给水泵来作为600 MW空冷机组的给水泵。
2.3 给水泵在300 MW机组中的应用
对于300 MW的汽轮机组, 常见是配置给水量为110%的汽动给水泵。在运行过程中, 如果运行了2台容量为55%的汽动给水泵时, 需要设置容量为24%~36%的调速电动给水泵作为备用给水泵。当使用1台容量为110%的汽动给水泵时, 还需要配置1个最大给水量为55%的电动给水泵来作为备用给水泵。
3 结语
综上所述, 本文通过对大容量火电厂中电动调速给水泵和汽动给水泵分别进行了详细的介绍, 明确指出了两种水泵的优缺点。同时又详细介绍了两种水泵在不同机组条件下的使用方法, 为以后火电厂水泵机组的建设提供了一定的参考价值。
参考文献
[1]王晓民.调速给水泵在单元制运行方式下的应用[J].科技创新与应用, 2013, 8 (06) :55-56.
[2]曹炳元, 陆春洪, 吴广云.135 MW机组电动给水泵节电改造研究与实践[J].电力设备, 2004, 10 (06) :78-79.
[3]吴志刚, 孟临潼.210 MW机组电动给水泵改汽动给水泵的经济性分析[J].能源技术, 2009, 10 (01) :121-122..
[4]何慧军.汽动给水泵在热电企业的应用[J].浙江冶金, 2011, 11 (01) :99-100.
大容量火电厂 篇2
采用可再生能源发电的分布式电源由于具有低污染、高效率、节约输变电投资等优势,近年来得到了快速发展。但是可再生能源发电的随机性和间歇性导致分布式电源单机并网成本高、管理困难。微网和虚拟电厂是目前解决分布式电源并网问题的两种主要方法。
文献[1-4]综述了虚拟电厂与微网的主要区别, 以及虚拟电厂的研究现状。简单来说,微网是由一些分布式电源、储能、负荷、控制装置等构成,有与外部电网并网、孤网两种运行方式,但以分布式电源与用户就地平衡为主要目标;而虚拟电厂则是通过精细的控制方式和能源管理整合多个分布式电源,输出相对稳定的较大的供电量,目标是电力供应主体利益最大化[1,2]。
由于可再生能源出力具有不确定性,通过考虑多种能源的互补性,对多种可再生能源发电容量进行合理配置和调度,是减少可再生能源不确定性对系统影响的有效途径。文献[5]基于一种改进型负荷跟随控制策略,考虑了系统内不同时间尺度下的净负荷波动,对风/柴/储/生物质独立微网系统进行容量配置。文献[6]以最小投资运行成本和最大可再生能源利用比例为目标,提出了含风/光/柴/蓄及海水淡化负荷的微网多目标容量优化配置模型,得到了Pareto最优解集。文献[7]从计划离网下满足综合负荷需求条件下投资成本最低,非计划离网下保证重要负荷可持续供电等多个角度研究了微网中多能互补电源的容量配置。文献[8]以能量缺失率为标准并结合不同储能技术的特征,寻找保证出力连续性下的成本最低的独立混合风光发电配置方 案,文献[9]从负荷最大缺电率和负荷最大瞬时功率缺失两方面对独立运行的风光互补发电系统中的储能容量进行了优化,文献[10]则以体现可靠性的等可信容量为约束条件,考虑了风光联合发电出力概率,以全生命周期总投资成本最小为目标对风/光/ 储容量配置问题进行了研究。文献[11]研究了含电动汽车和风电的虚拟电厂的鲁棒优化竞价模型,为处理风电的不确定性,将其出力的上下限以随机变量表示,并假设可调度充放电的电动汽车数量足够多到抑制风电波动;文献[12]以区间表示风电出力的不确定性,研究了含风/抽水蓄能/燃气机组的虚拟电厂的鲁棒随机竞标模型;文献[13]提出需求响应虚拟电厂的概念,将需求侧作为供应侧电能的可替代资源加以利用,分析了用户需求响应的不确定性对调度成本的影响。总体来说,针对微网分布式电源、储能容量配置的研究较多,虽然优化目标、配置容量的电源类型不同,但大多还是从能量的局部优化和平衡角度出发,而对采用虚拟电厂中多分布式电源容量配置的研究很少。
本文基于国电云南风/光/水分布式电源接入配电网的“863”示范工程,从发电企业最大化收益角度出发,提出一种基于投资组合理论的多分布式电源容量配置模型,该模型考虑了各类可再生能源出力的相关性。
投资组合理论关注了资产风险和期望收益率间的权衡,被广泛用于组合选择和资产配置[14],在电力市场中的电量分配[15,16]、容量配置[17,18,19,20]等方面已取得应用。文献[17]引入相关系数衡量不同发电技术可变成本之间的影响程度,构建了风电并网后的多电源发电容量投资组合优化模型,分析了低、高装机容量风电并网下的各类发电技术装机容量。文献[18]考虑3种电价水平和3种碳税水平对发电组合的影响,利用投资 组合理论 分析了不 同方案下8种发电方式的最优发电组合。文献[19]应用投资组合理论评估了中国2020年中期的发电计划和发电组合,通过分析每一种发电成本风险及其相关性, 讨论了不同场景下的发电组合对能源安全的影响。 文献[20]基于投资组合理论建立了发电容量配置模型,采用可再生能源发电容量减少火电燃料价格、碳排放、装机、运行检修等成本变动等带来的风险,分析了不同电价、碳税、电厂规模、市场规模等对发电容量组合的影响。
目前基于投资组合理论的发电容量配置模型基本都是考虑价格、成本波动的风险。而目前国内风/ 光/水等可再生能源电量按政府批复电价结算,优先上网,为促进风电大规模发展甚至要求尽量全额吸纳。因此,对包含多可再生分布式电源的虚拟电厂而言,收益的波动更多来自于风/光/水等可再生能源出力的不确定性,而非电价的波动性。
基于以上分析,本文提出将虚拟电厂可再生能源出力随机性映射到一般投资组合模型考虑价格随机性的思路,以此考虑可再生能源电源出力不确定性对虚拟电厂效用的影响。本文以国电云南小中甸风/光/水分布式电源“863”示范工程为研究对象,根据投资组合理论的核心思想,考虑了多种电源出力的互补性,建立了虚拟电厂的多分布式电源容量配置模型,分析了预测精度、偏差惩罚、多电源出力相关性等因素对容量配置的影响。
1投资组合理论
Markowitz投资组合理 论被广泛 用于资产 配置,该理论包含两个主要内容:均值—方差分析方法和投资组合有效边界模型[14]。
投资者的目标是最大化期望收益并最小化投资风险。因此,投资者的效用U通常表示为投资组合期望收益率E(r)和方差σ2(r)组成的函数[14,15,16]:
式中:A为反映投资者对风险的厌恶程度的参数,一般可以通过调查问卷获得,通常A取值在2~4,A =3为风险中立型,A>3为风险厌恶型,A<3为风险偏好型[15]。
假设有L种有风险资产,则资产组合的预期回报和方差分别为:
式中:E(rl)和ωl分别为资产l的收益率期望值和占有风险资产的权重,为资产l和m收益率间的协方差。
根据Markowitz模型,投资组合的目标是在给定回报预期下,风险最小的投 资组合。Markowitz效率前缘曲线上每一点都代表一个最佳投资组合, 即在给定的预期回报下,风险最低的投资组合。
进一步考虑有风险资产与无风险资产的配置, 假设有风险资产比例为y,则有
式中:rf为无风险资产收益率;rc为资产组合收益率,E(rc)和σc分别为其期望值和标准差。令斜率kp=(E(rp)-rf)/σp,该斜率又称夏普比率,反映了风险所带来的额外收益,kp最大时达到有风险资产最优配置,即风险资产l的比重ωl决定于
投资者的目标为效用Uc最大化,即
由式(7)得到有风险资产总配置最优比例为:
2虚拟电厂多电源容量配置模型
虚拟电厂作为一种新型分布式电源管理方式, 通过精细的控制方式和能源管理整合各类分布式电源,将多个小电源打包,输出稳定的较大出力,最终目的是为了最大化自身收益、最小化出力波动所带来的风险。
一般而言,投资组合理论是考虑价格波动引起的资产组合期望收益和风险,决策量是各种资产的比例。目前可再生能源电量通常按政府批复价格结算,因此虚拟电厂的收益风险主要来自各类电源出力的不确定性,而非电价波动。本节从资产组合的思想出发,分析了如何通过将各类电源出力不确定性映射到资产价格不确定性,最大化组合效用。
2.1单一时段容量配置模型
本文提出单一时段容量配置模型,主要是为了方便说明所提出算法的基本思想。这里的时段可以是小时,也可以在月、年等更长尺度上考虑。
为了描述方便,本文首先将容量配置问题简化为1h的问题,各类电源单位容量投资成本也折算到单一时段。假设虚拟电厂可选择的可再生能源发电电源有I种,其中电源i单位容量成本为Ci,出力qi的期望值为E(qi)、方差为σ2(qi),单位电量政府批复电价为pi。另外虚拟电厂为减少收益风险,也可以选择 配置火电 容量。 单位容量 火电成本 为CI+1,出力qI+1没有波动,电价为pI+1。则虚拟电厂的可再生能源发电单位容量收益率为:
式中:ωi为电源i占可再生电源总容量份额。
rp的期望值和风险方差分别为:
式中:cov(qi,qj)表示两种可再生能源发电电源单位容量间出力的协方差,i=j即表示电源i单位容量出力qi的方差。
进一步考虑无风险火电容量配置,火电单位容量收益率为:
假设虚拟电厂中可再生能源、火电容量比例分别为y和1-y,类似式(5)至式(8)进行分析,可以由式(6)得到输出具有不确定性的可再生能源发电电源配置最优比例ωi*,由式(8)得到可再生能源容量最优配置比例y*,进而得到电源i占虚拟电厂总容量比例为y*ωi*及火电容量比例1-y*。
2.2考虑可再生能源出力偏差惩罚的容量配置模型
目前中国为鼓励风光等可再生能源发电的发展,输电网和配电网运营企业对系统功率平衡和电能质量负完全责任,在系统安全允许情况下有义务全额收购包括风电在内的可再生能源发电量,可再生能源发电预测不准确引起的备用电源费用与自动发电控制(AGC)调节费用由电网调度公司负责。
但随着风光等发电并网容量的增加,也为了激励风光发电预测的准确性,未来可能会对可再生电源收取出力计划偏差费用。北欧电力市场提供了3种风电场处理偏差的选择:一是风电场通过市场机制保证出力平衡;二是由电力交易中心负责平衡, 风电场签订电力平衡合同,按不平衡功率价格和大小向交易中心支付费用;三是风电场将电量卖给具有平衡能力的市场参与者[21,22]。英国电力市场规则要求发电方应确保出力在约定范围内,风电场输出波动超过规定范围会被处以罚金;西班牙风电计划偏差基于平均绝对误差百分比收取罚金,预测值偏离实际出力20%以上,偏差部分要被处以电价30% 左右的罚金;美国加州风电场各小时偏差可以互相抵消,偏差产生的平衡费用以月度为周期结算[23]。
由以上主流电力市场可见,含多个可再生能源发电电源的虚拟电厂虽然可以通过多电源出力互补,达到稳定的输出,但由于出力不平衡所造成的偏差仍需要进行一定的惩罚。本节考虑可再生能源出力偏差受惩罚时的容量配置问题。
假设虚拟电厂对各可再生能源发电电源按期望值申报计划出力,自有的火电发电能力全部出售,不考虑将自身火电作为平衡功率使用,否则将涉及调度决策问题。虚拟电厂收益除包含按政府批复电价结算的分布式电源实际出力的收入、火电收入,还需扣除由于可再生能源出力总偏差造成的调用系统备用的费用。虚拟电厂单位发电容量总收益率为:
式中:λ+和λ-分别为上调/下调备用价格;各可再生能源发电电源单位容量出力偏差 Δqi=E(qi)-qi;f(x)为分段函数,
式(13)最后两项为虚拟电厂单位容量中可再生能源发电组合计划偏差带来的备用费用。
假设可再生 能源组合 单位容量 出力满足正态分布其中
则有
故
此时可再生能源发电电源配置最优比例ωi*仍取决于给定E(rc)下,最小化σc,即
式中 :夏普比率kp中的 (λ++λ-)σQ/一项反映了可再生能源计划偏差所受惩罚的期望值,即由于存在偏差惩罚,有风险资产实际期望收益减少。
考虑到偏差的偏差一般较小,因此本文忽略可再生能源计划偏差引起的惩罚量对rc方差的影响, 即虚拟电厂单位发电容量效用近似为:
由式(8)可以得到考虑可再生能源出力偏差惩罚情况下,有风险资产总配置最优比例为:
显然,由于虚拟电厂计划偏差需要承担备用费用,可再生能源发电电源最优配置总比例减少。
2.3多时段容量配置模型
虚拟电厂多能源发电出力互补的效果更多地体现在多时段上,如风光发电在一日中不同时段、一年中不同季节均有很强的互补特性,因此本文进一步建立多时段的容量配置模型。
可再生能源发电组合、火电单位容量在T个长度为 Δt的时段上的收益率,以及可再生能源收益率的期望值、方差分别为:
式中
将以上各量代入式(6),即可得到可再生能源发电电源配置最优比例ωi*,继而可由式(8)得到可再生能源总容量最优配置比例y*,以及各电源的容量配置比例。
3算例分析
3.1单一时段算例分析
本文基础数据来源为国电云南风/光/水分布式发电示范工程。为了方便说明,单一时段以1h的1 MW容量配置为例,多时段分析则以月为例,取A=4,即假设该企业为风险厌恶型。表1所示为各类电源单位容量基础数据,假设可再生能源发电电源固定成本折算到每个小时,忽略可变成本。表2所示为当地可再生能源发电出力的相关系数。
算例1A中出力标准差为数据1、相关系数为数据A,以此类推。根据本文所建数学模型对单一时段各种配置方案进行分析,其容量配置结果如图1所示。算例1A,2A,3A,1B,1C,3C的期望收益率分别为7.54%,8.65%,8.62%,7.36%,7.38%, 8.64%。
由配置结果可得以下结论。
1)算例1A下,风/光/水电源收 益率分别 为10%,11%和8%,方差分别为0.11,0.2,0.01,风/ 光/水的配置比例分别为12%,5%,33%,反映了投资者对风险的厌恶。
2)算例1A,2A,3A两两交叉比较可见,可再生能源出力预测精度提高会使得该类电源配置比例提高,而火电配置减少。进一步分析算例3A可知,当可再生能源的预测精度提高到一定程度时,如果计及风险后的效用仍高于无风险资产收益率时,最优资产组合中将不包含无风险的火电容量。
3)算例1A,1B,1C比较可见,1A中风光、风水间负相关,抑制了风电波动带来的风险,风/光/水的总比例提高;1B中风光正相关,风光、光水的正相关使得光电的风险被放大,导致光电配置显著降低。
3.2考虑可再生能源的偏差惩罚算例分析
在3.1节算例的基础上,进一步假设上/下备用电价为50元/(MW·h)和100元/(MW·h)的a,b两种情况,图2为电源容量配置结果。
由算例1A,1Aa,1Ab可见,虚拟电厂出力偏差需要自己购买备用弥补时,水电和风电的比例下降, 且备用价格越高,减少得越多,火电比例增大,光伏发电容量基本不变。进一步分析表1中数据可知: 风电比例下降是出力波动大导致备用成本高引起的,而水电则是原收益率就比较低,出力偏差绝对值大,因此备用成本对收益率影响大,备用的高电价引起水电容量比例骤减。
3.3多时段算例分析
考虑多种可再生能源发电出力在一个较长时间尺度里的互补性,分析其容量配置更具有实用性,下面以一年为例进行分析。图3所示为国电云南风/ 光/水分布式 发电示范 工程中小 中甸水电 站过去50年逐月的水电径流量分布,以及某地过去40年的风速波动分布,50年的太阳能辐射量波动分布, 显然三者间具有很强的季节互补性。
本节考虑3种多时段容量配置算例:算例1中各电源各月电价均取与单一时段相同的政府批复电价;算例2中对水电电价进行季节性分类,将水电电价按照来水量分为丰水期和枯水期两档,丰水期下沉10%,枯水期上浮10%,其余电源 电价不变;算例3为考虑未来光伏发电成本下降,光伏平价上网后的方案,取光伏上网电价与风电上网电价相同。 容量配置优化结果如图4所示。
分析图4可知:1考虑多时段互补特性后,无需配置无风险火电资产,一是因为该地区风/光/水资源在长时期多时段上具有更强的季节互补性,抑制了出力波动风险,二是因为目前可再生能源发电收益率较无风险火电高很多;2算例2中两档电价下的水电收益增加,因此水电配置容量比例提高;3算例3中,由于未来光伏发电成本下降、光伏平价上网,光伏发电收益率下降,因此光电配置比例减小。
4结语
为了解决可再生能源发电出力不确定性带来的收益波动问题,本文借鉴传统投资组合理论,将虚拟电厂可再生能源发电出力随机性映射到一般投资组合模型的价格随机性上,建立了考虑多个可再生能源发电出力不确定性的虚拟电厂电源容量配置模型。合理地考虑了可再生能源发电出力的波动性和互补性。结果表明,提出的模型能够适用于一个较长时间尺度下的虚拟电厂容量配置问题,能够计及对可再生能源发电出力偏差的惩罚,权衡投资收益期望和风险,为含多出力不确定性电源的虚拟电厂容量配置问题提供了新思路。
大容量火电厂 篇3
自2005年《可再生能源法》颁布之后,国内风电等可再生能源装机容量快速增长,使系统对调峰容量的需求急剧增加[1],如何通过调峰辅助服务市场的建立和完善促进电网调峰能力的释放,已经得到越来越多的关注。文献[2]提出了基于凸包重心法的有偿调峰与无偿调峰划分方法和判断准则;文献[3]提出了基于合作博弈方法的调峰费用分摊方法;文献[4]根据机组调峰能力和平均调峰系数建立了深度调峰补偿方法;文献[5]建立了基于节能发电调度模式的有偿调峰补偿新机制。
为保障电力系统可获取充足的调峰辅助服务,建立合理的调峰补偿机制十分必要。但现行的调峰辅助服务补偿机制存在一些不公平因素,主要体现在以下2个方面:①有偿调峰与无偿调峰划分标准单一,未考虑不同机组调峰能力差异,导致调峰能力较低的中小容量机组难以获取调峰补偿,却需要承担较高的辅助服务分摊费用,使得现有的调峰补偿办法在一些地区难以实行;②对调峰积极性不同(即调峰能力实现程度不同)的机组采用统一标准补偿,即无论机组调峰能力实现程度如何,单位深度调峰电量可获取的补偿额均相同,因此,难以对机组深度调峰进行有效激励。
为解决现有调峰补偿机制中存在的问题,本文采取K均值聚类分析法,将火电机组按照调峰能力差异(主要由机组容量差异体现)进行聚类,对于不同类的火电机组确定不同的有偿调峰和无偿调峰划分界限。同时,提出一种考虑火电机组调峰能力实现程度的新的补偿模型,以增加对火电机组深度调峰的激励性。
1 火电机组的K均值聚类分析
进行聚类分析的关键在于选取合理的聚类指标,聚类指标的选取需要考虑聚类目的和样本特性2个关键因素。本文的聚类目的是将火电机组按照深度调峰能力差异分为不同类别。从样本特性来看,机组的深度调峰能力主要受到最大技术出力和最小技术出力的限制。由于多数火电机组的最大技术出力与额定容量相等,且不同容量机组的调峰能力存在显著差异,大容量机组较小容量机组其调峰裕度(直接反映调峰能力)往往更优[6],故可认为额定容量本身即为反映机组深度调峰能力的一个指标;最小技术出力与机组稳燃性能有密切关系,最低不投油稳燃负荷状态下所对应的调峰率(最高调峰率)能直观反映火电机组深度调峰的安全性与经济性。因此,本文将额定容量和最高调峰率作为聚类分析的指标。
由于机组的额定容量和最高调峰率具有不同的量纲,需要先对额定容量进行标幺化处理,其计算公式可表示为:
Pkmax=max{P1,P2,…,Pn} (2)
式中:Xk为第k台机组标幺化后的容量值;Pk为第k台机组的额定容量;Pkmax为额定容量的最大值;n为电网系统内火电机组台数。
最高调峰率作为比例值,不需要进行标幺化,设其为Yk。则系统内的n台火电机组经过K均值聚类分析,最终形成m类,其类中心可表示为(Xic,Yic),其中i=1,2,…,m。
2 基于火电机组容量差异的调峰辅助服务补偿模型
2.1 有偿调峰与无偿调峰划分标准的确定
在对机组进行聚类后,每类机组具有更相似的特性。由于第i类机组最高调峰率类中心Yic可能非常接近于或等于该类中多数单个机组的调峰深度极限,若直接以该值作为有偿调峰与无偿调峰的界限,则多数机组可能仍难以得到补偿。因此需要确定一个比例指标,明确机组分类后调峰达到所在类平均深度调峰能力的何种程度能得到补偿。这一比例指标称为修正系数Ψ(0≤Ψ≤1)。为体现公平性,各类机组的Ψ值应该相同。若已知火电机组的最高调峰率(一般介于30%～60%[7]之间),则可以计算出当有偿调峰界限取不同值时Ψ的取值范围。具体结果如表1所示。
表1显示,有偿调峰界限为0时对应的Ψ也为0,即所有机组只要处于不停机状态即可得到调峰补偿;随着有偿调峰界限的提高,Ψ的取值下限逐渐逼近1,代表有能力获取补偿的机组越来越少,获取补偿的难度也越来越高。Ψ=1时,机组在不投油降负荷调峰情况下基本无法获得补偿。
在激励中小容量火电机组参与调峰的同时,不应该影响大容量火电机组的调峰积极性。因此,研究中将现有有偿调峰标准C(如东北电网目前为机组容量的40%)作为装机容量最大的第m类机组的有偿调峰标准,同时根据大容量火电机组的最高调峰率类中心值,计算得到修正系数Ψ。并将该Ψ值应用于其他类机组,进一步根据其他类机组最高调峰率类中心的值,计算得到其他类机组有偿调峰界限。计算公式如下:
式中:Ymc为第m类机组的最高调峰率类中心;Yic′为计算得到的有偿调峰界限,即火电机组的实际调峰深度大于Yic′时视为有偿调峰,否则视为无偿调峰。
2.2 调峰辅助服务补偿模型的改进
对火电机组调峰辅助服务的补偿应考虑不同机组调峰能力实现程度的差异,即调峰能力实现程度越高,单位补偿额也应越高,以增强调峰补偿机制的激励性。因此,本文提出一个考虑机组调峰能力实现程度的补偿模型。该模型的基本思想是:在现有对火电机组参与深度调峰基本补偿标准(S)的基础上(如东北电网规定深度调峰补偿标准为0.50元/(kW·h)),增加一个调峰能力实现系数(αj)指标,该系数可以衡量机组j相对于系统内其他机组的调峰能力实现程度水平。系数αj大于1时,代表机组j的调峰能力实现程度超出了系统平均调峰能力实现程度,即机组j的调峰积极性水平超出了系统平均水平,因此,参与运行调峰的单位补偿额αjS将高于系统平均单位补偿额S,反之则低于系统平均水平。改进后机组j在单位时段T内的调峰补偿模型如式(4)—式(6)所示:
Cj=ηjαjS(Pj-Fj-PjYic′)T (4)
Wj=TFlj(1-δ) (6)
式中:Cj为机组j在单位时段T内可获得的总补偿金额;ηj为机组j的启停机判断函数;Pj为机组j的容量;Fj为机组j在单位计量时间段T内的平均出力,T可根据各省市或区域的实际情况确定,一般可设置在30 min以内;Wj为机组j的运行状态门槛值[4];Flj为机组j的最小技术出力;δ为厂用电率。
其中,调峰能力实现系数αj的计算方法如下:
式中:Bj为机组j的调峰能力实现度,即机组j的实际调峰量占最高可调峰量的比例;B为某时段系统内所有火电机组的平均调峰能力实现度;γj为机组j的最低不投油稳燃负荷率。
式(4)—式(9)表明,机组的单位深度调峰电量可得到的补偿额αjS与其调峰能力实现程度,即调峰积极性,呈正相关趋势。因此,新模型可以对火电机组的调峰积极性形成有效激励。
值得注意的是,基准补偿标准S是为了补偿机组的深度调峰成本,理论上应包含机组降出力调峰带来的上网电量损失、煤耗率上升带来的发电成本上升等。目前各发电区域已经对调峰补偿标准作出了不同规定,例如西北区域、华中区域规定单位深度调峰电量补偿标准为100元/(MW·h)。限于篇幅,如何更科学地制定调峰补偿标准,本文不作重点研究。
3 算例分析
以东北电网为例,对上文的理论分析进行实证计算。东北电网统一调度的63台火电机组的基本调峰性能数据来源于东北电监会。为简化分析,将这些火电机组视为一个发电系统。
3.1 聚类分析结果
采用K均值聚类分析方法对东北电网统一调度范围内的63台火电机组的调峰性能进行聚类分析,结果如图1和表2所示。
图1显示采用机组容量和最高调峰率作为参与聚类分析的数值型变量,可以将63台机组分为3类。由于机组型号的重复率较高,因此重合点较多。
根据表2的聚类分析结果,3类机组的机组容量标幺值类中心Xic(i=1,2,3)对应的机组容量范围分别为300 MW及其以下,300～600 MW,600 MW及其以上;最高调峰率类中心Yic(i=1,2,3)代表3类机组的平均最高调峰率为39%,46%和53%。
对于聚类结果的合理性,采用方差分析进行检验。方差分析结果如表3所示,最高调峰率和机组容量标幺值2个变量中任意一个变量的类间均方值(分别为0.072和1.849)均远大于类内的误差均方值(分别为0.000和0.002)。从概率来看,上述2个变量使类间无差异假设成立的概率均小于0.1%。即最高调峰率和机组容量标幺值这2个变量能很好地区分各类,类间的差异足够大。
由于容量上限最高的第3类机组类中心Y3c=0.53,假设该类机组按目前有偿调峰标准C=40%,可以计算出修正系数Ψ=0.755,则可得出这3类机组的有偿调峰界限(见表4)。超出该有偿调峰界限的机组即可根据其调峰能力实现程度分别得到补偿。
注:F值为统计检验值,用于检验计算结果的显著性,F值越大,表明结果的显著性水平越高,结论可信性越强。
3.2 调峰辅助服务补偿计算结果
以某一计量时段为例(设单位计量时间段T=15 min),按照东北区域现有调峰补偿标准中设定的基本调峰标准S=500元/(MW·h),根据改进的调峰辅助服务补偿模型计算补偿结果如图2和表5所示。
采用新的调峰辅助服务补偿方式下,在计算时段内3类机组分别有12,13,7台机组可以得到补偿,与按现行规则可有1,5,7台机组获得补偿相比,积极参与调峰的中低容量机组能够获取补偿的机会大大提高。例如:图2第1类机组中,编号为51的机组,其调峰深度达到了39.56%,调峰能力实现程度已经接近100%,调峰能力实现程度系数高达1.23,但按现行规则无法得到补偿;而根据改进后的补偿规则,由于其调峰深度超出了其所在类的有偿调峰界限29%,根据补偿模型(式(4)),该时段内可获得补偿额2.44元(见图2)。
4 结语
本文依据机组容量与最高调峰率的聚类分析指标,在对火电机组进行分类的基础上,提出了针对不同类机组的有偿调峰与无偿调峰划分标准;通过引入调峰能力实现系数的概念,建立了考虑机组调峰积极性的调峰辅助服务补偿模型,以解决现有调峰补偿机制存在的补偿标准单一、补偿费用分配不公等问题。
东北电网的实际算例分析表明,本文提出的调峰辅助服务补偿模型在不改变对原有大容量火电机组调峰补偿力度的情况下,可以增加对中小容量火电机组的补偿范围和补偿力度,提高中小容量机组参与深度调峰的积极性。本文的研究结果也将为跨省调峰辅助服务交易市场的建立提供理论借鉴。同时,仍有以下2个问题有待深入研究:①深度调峰(即有偿调峰)补偿标准如何更科学、合理地制定;②在调峰补偿标准的确定上,如何既能体现公平原则,又能激励大容量机组更充分地发挥其调峰潜力。
参考文献
[1]张宁,周天睿,段长刚,等.大规模风电场接入对电力系统调峰的影响[J].电网技术,2010,34(1):152-158.ZHANG Ning,ZHOU Tianrui,DUAN Changgang,et al.Impact of large-scale wind farm connecting with power grid onpeak load regulation demand[J].Power System Technology,2010,34(1):152-158.
[2]王鹏,张灵凌,梁琳,等.火电机组有偿调峰与无偿调峰划分方法探讨[J].电力系统自动化,2010,34(9):87-90.WANG Peng,ZHANG Lingling,LIANG Lin,et al.A methodfor division of paid peak-regulation and free peak-regulation forthermal power units[J].Automation of Electric PowerSystems,2010,34(9):87-90.
[3]谢俊,白兴忠,魏建详,等.西北电网调峰成本补偿研究[J].浙江大学学报:工学版,2009,43(3):584-588.XIE Jun,BAI Xingzhong,WEI Jianxiang,et al.Study onpeaking cost compensation in Northwest China power grid[J].Journal of Zhejiang University:Engineering Science,2009,43(3):584-588.
[4]张健,曹志东,许洪强,等.发电侧电力市场辅助服务付费新模型[J].电力系统自动化,2002,26(10):9-12.ZHANG Jian,CAO Zhidong,XU Hongqiang,et al.A novelmodel for ancillary service payment in generation market[J].Automation of Electric Power Systems,2002,26(10):9-12.
[5]胡建军,胡飞雄.节能发电调度模式下有偿调峰补偿新机制[J].电力系统自动化,2009,33(10):35-42.HU Jianjun,HU Feixiong.A novel compensation mechanism ofremunerative peak load regulation under energy-saving dispatchframework[J].Automation of Electric Power Systems,2009,33(10):35-42.
[6]王凯,黄葆华,司派友.火电机组调峰裕度的影响因素研究[J].节能技术,2012,30(171):52-54.WANG Kai,HUANG Baohua,SI Paiyou.Research oninfluencing factors of peak-regulation margin in power plantunits[J].Energy Conservation Technology,2012,30(171):52-54.
大容量火电厂 篇4
根据“十一五”规划纲要,至2010年末我国单位国内生产总值能耗和主要污染物排放总量分别降低20%左右和10%[1]。我国已把节能减排工作和目标放在了极其重要的战略高度,这是贯彻落实科学发展观、构建社会主义和谐社会战略思想的重大举措,也是加快建设资源节约型、环境友好型社会的迫切需要[2,3]。
电力工业是经济发展的重要支撑,也是节能减排的重点领域,至2009年上半年小火电累计关闭5 407万 kW,提前一年半完成“十一五”关停计划[4,5]。虽然在“十一五”期间小火电关停目标已超额实现,但要达到我国能源中长期发展规划的要求却仍任务艰巨。从区域电力容量、能耗、电网安全以及目前的关停进度等各方面来看,各地区还有较大的关停空间。
1 我国“十一五”期间区域关停小火电机组特征分析
1.1 我国“十一五”已关停小火电机组容量分析
根据发改委公布的2006-2008年我国关停小机组情况进行统计,结果见表1。
注:*:统计中不含燃油小机组所在企业;**:a/b(统计中a表示不含燃油小机组;b表示含燃油小机组),关停总容量a/b相同。
由表1可见,2006年我国关停小机组容量为313.7万kW;2007年的增长幅度最大,达到了1 435.3万kW,为2006年的4.58倍;2008年关停机组容量1 669万kW(不含燃油机组为1 513.9万kW),同比增长16.3%,为2006年关停容量的5.32倍,截至2008年合计完成了总关停任务的68.4%;2009年上半年关停1 989万kW,提前一年半完成“十一五”关停计划。
1.2 我国“十一五”已关停小火电机组容量范围分析
2006-2008年关停的所有不同大小机组的数量统计情况见表2,其中每年不同大小机组关停情况见图1。
由表2可以看出,2006-2008年关停机组单位装机容量逐年增大。总的来看,关停机组以装机容量小于等于2.5万kW的为主,机组个数占所有关停机组总数的86%。同时还可以得到,2006年2.5万kW及以下的机组关停数量占总数的96%;2007年2.5万kW及以下的机组关停数量所占比例明显下降,为75%,关停对象逐步趋向5万kW,5～10万kW的关停机组增加43台,10～22万kW的关停机组增加18台。2007年关停的机组无论是从数量上还是从单位装机容量上看,都较2006年有了明显的提高;2008年则在全面关停小机组的基础上,逐渐趋向于10～22万kW的关停机组。
1.3 我国“十一五”已关停小火电机组区域分布特征分析
至2009年上半年我国小火电已提前一年半完成了“十一五”关停小火电机组任务。同时,也有15个省份提前完成本地区“十一五”关停任务,包括:广东、河南、江苏、山东、河北、安徽、江西、福建、辽宁、四川、湖南、陕西、吉林、宁夏和海南[9]。
表3为2006年我国各省关停机组情况。可以得到2006年参与全国小火电关停工作的省份有11个,其中关停容量前五位的省份以广东省的关停容量最大,为175.3万kW,其次为江苏(42.4万kW)、江西(30.3万kW)、湖北(17.6万kW)和福建(12.4万kW)。
到2007年,全国关停小火电机组涉及省份及其关停机组数量、容量都进入快速增加的阶段,参与关停省份由2006年的11个增加到27个,具体见表4。2007年关停机组容量和数量最多的是山东省,关停机组113台171.7万kW,后面依次为河南(53台154.3万kW)、广东(112台128.9万kW)、江苏(15台113.9万kW)和山西(16台100.7万kW)。
表5为2008年我国各省关停机组情况统计,关停容量位居前五位的省份分别为:河南(208台240.6万kW)、广东(222台240.2万kW)、山东(54台110.8万kW)、安徽(10台108万kW)和江苏(10台103.8万kW)。可以看出,广东和江苏省的关停容量已连续三年位居全国前五,山东及河南也连续两年保持较高的关停容量。
从表3-表5可以看出,2007年是我国关停小火电机组涉及区域最多的年份,其中广东、河南、浙江、甘肃、山东等省份关停的机组中以小机组居多,而辽宁、江苏、安徽、湖南、山西等省份关停的机组平均装机容量则相对较大。
图1为我国2006-2008年期间总计的关停容量与区域分布。从图1可以看出,2006-2008年我国各省累计关停容量前五位的省份依次为广东(579台544.4万kW)、河南(265台397.3万kW)、山东(167台282.5万kW)、江苏(32台260.1万kW)和安徽(20台175.4万kW)。关停容量较大的多为经济比较发达或者煤炭资源丰富的省份,这些省份因为自身经济发展的需要或者是资源条件的优势,在电力供应较为紧张的“九五”、“十五”期间小火电建设的比较多,因此带头完成国家“十一五”关停任务也是合理的。
1.4 区域GDP能耗与已关停小火电机组关系分析
图2为2008年我国各省单位GDP能耗、人均GDP[10]与关停容量的关系。图中以各省2008年单位GDP能耗大小为横坐标,同时以人均GDP代表区域经济水平,图示表明随着区域单位GDP能耗增加,相对应的各省经济发展水平呈下降趋势,同时关停机组容量总体上也呈下降的趋势。说明小火电机组的关停对区域单位GDP能耗影响很大,同时还说明现阶段关停小火电机组主要以经济发达地区为主,但这些地区的单位能耗普遍较低,节能降耗的空间有限,因此在今后很长一段时间内,随着我国节能降耗工作的逐步推进,关停主力将逐步由经济发达地区向欠发达地区过渡。
2 我国“十一五”期间关停小火电机组节能降耗与环保分析
从节能降耗的角度来看,关停小火电机组的节能降耗效果十分显著。首先,火电装机容量结构得到优化。到2009年6月底,我国单机30万kW以上的火电机组比重达到64%,比“十一五”初期提高了20%;单机10万kW及以下小火电机组比重降至14%,比“十一五”初期降低了16%[11],即大容量机组的比例升高,小机组比例下降;其次,火力发电的效率大幅度提高。截至2009年6月底,火电机组平均供电标准煤耗已下降到340 g/kWh,比“十一五”初期降低了30 g/kWh。
从环境保护的角度来看,火力发电产生的污染物和温室气体排放量也明显减少。经初步测算,我国“十一五”期间因关停小火电机组,每年可节约原煤6240万t,减少二氧化硫排放可达106万t,减少二氧化碳排放则达1.24亿t;同时,我国“十一五”期间,因火电技术提高带来的火电机组效率提高或技术改造已累计节约原煤1.6亿t,减少二氧化硫排放270多万t,减少二氧化碳排放3亿多t[12]。
3 结论与建议
根据《中国电力报》,至2010年7月15日,2010年累计淘汰落后小火电机组468台,共计1 071万kW,已累计完成关停小火电机组7 077万kW,超额完成原计划关停5 000万kW的目标,并且关停机组的单位装机容量呈逐年增大的趋势。就关停机组容量的区域特点来看,截至2009年底,居前五位的省份依次为:广东、河南、江苏、山东和浙江,相对集中于经济发达或是煤炭资源较为集中的地区,今后关停工作的主力将逐步向经济欠发达地区过渡。
我国“十一五”小火电机组关停目标能够提前实现,与大部分地区主管部门的高度重视以及合理有效的政策实施是分不开的,但只是一个阶段性成果。目前,全国还有20万kW及以下能耗高、污染重的纯凝火电机组约8 000万kW,“十二五”淘汰落后小火电工作依然任重道远。现对“十二五”的小火电关停工作提出几点建议如下:
(1)进一步依托于电力政策与经济政策,增强小火电机组关停的政策要求、社会要求,完善引导性、激励性的措施,创造公平的竞争环境,调动发电企业的积极性,有力、有效的推进关停工作。
(2)进一步完善关停小火电机组配套办法,使各地区关停小火电机组的相关补偿得以尽快落实,确保当地经济、社会发展正常进行。
(3)结合各地区资源特点,积极合理的进行新能源建设,大力开发可再生能源和清洁能源,进一步促进各地区电力结构调整。
(4)结合各省现有小机组容量及各方面因素合理制定关停目标,逐步将关停重点向单位能耗较高的地区过渡,促进今后关停工作的顺利有效实施。
(5)在关停小机组的同时,一定要妥善处理部分地区在人员安置、资产处理等方面的工作,不能使关停小机组产生持续的负面影响。
(6)当被关停的小机组位于电网末端或独立电网内,并承担当地主要供电任务或对当地电网安全具有支撑作用的机组,一定要在关停前对安全可靠供电等方面进行完善分析。
摘要：文章从当前小火电机组关停形势出发,详细分析了“十一五”期间我国已关停的小火电机组容量、关停机组装机范围、区域分布等特征,并结合区域GDP能耗与小火电机组关停的关系,分别从节能降耗与环保效果的角度对我国关停小机组进行了分析,最后对小火电关停工作提出部分建议。
关键词：十一五,火电,区域,关停,节能
参考文献
[1]主要污染物总量减排[EB/OL].http://www.china.com.cn/news/txt[2009-01-04]content_17048273.htm,中国网.
[2]董慧芹,蒋栋,等.我国节能减排与清洁发展机制研究[J].节能技术,2009,27(6):546-549.
[3]陈鹏.节能监测与企业能源利用真实状况评估[J].节能技术,2009,27(3):255-271.
[4]提前一年半我国完成小火电“十一五”计划关停目标[EB/OL].http://www.drcnet.com.cn/DRCnet.common.web/DocViewSummary.aspx?version=GOV&docid=1993999&leafid=14108,国务院发展研究中心信息网
[5]杨春,等.电力工业节能减排政策及现状分析[J].节能技术,2010,28(3):232-235.
[6]国家发展改革委公告[EB/OL].http://www.sdpc.gov.cn/zcfb/zcfbgg/2009gg/[2009-03-12]_266179.htm,中华人民共和国发展和改革委员会
[7]四部门公告“2007年全国已关停小火电机组情况表”[EB/OL].http://www.zhb.gov.cn/law/gz/bmhb/gwygf/200712/[2007-12-24]_115425.htm,中华人民共和国环境保护部.
[8]上半年关停小火电1989万千瓦[EB/OL].http://hb.cctv.com/[2009-07-20]/109570.shtml,央视网.
[9]河北等15省份提前完成“十一五”关停小火电任务[N],河北经济日报,2009.7.31.
[10]CDM pipeline spreadsheet[EB/OL].http://www.cdmpipeline.org/publications/CDMpipeline.xls.联合国环境规划署国家研究所CDM/JI分析数据库.
[11]淘汰落后小火电依然任重道远[EB/OL].http://www.chng.com.cn/n16/n26536/n26584/126464.html,中国华能集团公司.
大容量火电厂 篇5
(1) 系统描述。
系统主要由燃气轮机 (GT) 、背压抽气式汽轮机 (ST) 、余热锅炉 (HRSG) 、热交换器 (EX) 组成, 如图1所示。
汽轮机 (ST) 中的蒸汽被分为两部分:一部分带动汽轮机发电, 经凝汽器冷凝后,
抽回到余热锅炉中作为给水;从汽轮机抽取的另一部分蒸汽作为热交换器的热源。热网的回水被加热后, 继续循环到热网系统中;热交换器中的水凝结后被抽回到余热锅炉中作为给水。因此, 我们可以通过调节蒸汽流量参数和恒负载情况下抽汽流量来操控机组供热量和功率。
(2) 系统分析。
为进一步分析燃气电厂的原料供给及消耗水平, 我们用Gate Cycle软件模拟一个燃气电厂 (图略) , 并用6条边界曲线来分析燃气电厂中的热功率与燃气的关系。
(1) 曲线1:热量-功率上限。
当流量保持在最大值时, 燃气轮机发电量也为最大值。随着蒸汽量损失增加, 蒸汽轮机的功率就会下降, 从而降低了整个系统发电能力。
(2) 曲线2:热量-功率下限。
当燃气轮机负荷保持在最低值时, 损失的蒸汽量会随着供热量的增加而增加, 从而降低了燃气轮机发电量。当低压蒸汽流量达到它的最低阈值时, 整个系统的电量曲线会存在一个转折点。过了该转折点, 系统的发电量随着供热量、进气量以及蒸汽量的上升而上升。
(3) 曲线3:热量-燃气上限。
天然气流量的最大值对应燃气轮机的最大负荷。
(4) 曲线4:热量-燃气下限。
天然气流量的最小值对应燃气轮机的最小负荷。
(5) 曲线5:燃气-功率上限。
蒸汽出口流量值为0时, 发电量将达到最大值。若将供热量保持在0, 那么燃气-功率的上限值是一一对应的。
(6) 曲线6:燃气-功率下限。
当燃气供应量由最小值变为最大值, ST蒸汽流量也保持在最小值时, 就得到了功率下限值。
(3) 过程模拟。
下面采取三套仿真设计来分析系统燃料的供应和消耗能力。
曲线1、曲线3:将燃气流量保持在最大值, 把热交换器的蒸汽流量由0变为区间的最大值, 通过仿真计算出系统发电量、供热量及燃气消耗量。
曲线2、曲线4、曲线6:将燃气轮机负荷保持在最小值, 将热交换器蒸汽流量从区间0值逐渐增加到低压蒸汽流量最小值;然后逐渐增加燃气轮机负荷, 同时保持低压蒸汽最小值不变, 直至热交换器蒸汽流量达到区间最大值, 然后记录系统发电量、供热量及燃气消耗量。
曲线5:保持电加热器蒸汽流量为0, 将燃气流量由0逐渐增加到最大值, 然后进行仿真并记录系统发电量。
2 系统分析
(1) 组态软件设计。
我们按照满负荷情况下建立仿真模型。分别采用100%、75%、50%负荷进行仿真结果数据验证。下面我们通过改变功角来改变燃气主机负荷 (负荷从30%~100%) 。
(2) 结论与讨论。
系统仿真结果如图2至图4所示。曲线A表示在无供热情况下的燃气-功率之间的关系;曲线B和曲线C分别表示在最大和最小燃气量情况下的热量-功率之间的关系;曲线D表示当LP和ST在最小蒸汽流量工况下热量-功率-燃气之间的关系。这四条曲线总体可以用来描述热量-功率-燃气消耗量的边界容量。
3 结论
大容量火电厂 篇6
山西神头发电有限责任公司(老厂)是山西省第一座建成的百万千瓦级以上的大型发电厂。2007年,响应国家出台“上大压小”优惠政策,在全国率先主动计划有序地关停6台单机容量在20万千瓦的小火电机组,全部机组已于2008年12月至2014年12月底陆续关停,且都在北京产权交易所挂牌完成资产转让交易。截至目前,除了#3、#4机组外,全部机组已拆除完毕,人员分流工作已经结束,员工全部归入新公司(负责两台600MW机组运行管理)。通过“上大压小”、煤电一体化和异地扩建方式,公司全力以赴在山西省朔州市平鲁区煤炭富集区和特高压输送点建设总装机规模3 200MW的大型煤电基地。
二、关停机组政策的利用情况分析
1. 机组关停容量政策利用分析。
根据《国务院转批国家发展改革委员会、能源办公室关于加快关停小火电机组相关意见的通知》(国发[2007]2号)中的相关规定,其中要求将设计寿命期满单机容量在20及以下机组,如果相关技术经济指标没有达到相关国家标准的,明确要求关停。关停机组容量可以作为新建机组容量替代容量指标,其中规定新建单机容量600MW机组,替代容量必须达到自身容量的70%,新建单机容量1 000MW机组,替代容量必须达到自身容量的60%。凡是达到相关规定要求的,国家发改委可以将其项目直接纳入电力发展规划,优先安排建设。公司基于上述政策安排,在有计划关停自己的6台20万千瓦机组的同时,积极收购其他的小火电机组,已收购其他小火电机组容量44.1万千瓦,加上公司自有的关停容量122万千瓦,共计166万千瓦小火电机组容量指标,为盘活老旧低效资产找到出路,为公司发展战略奠定坚实的物资基础。其中,公司一期项目2×600MW机组占用79.3万千瓦小火电机组容量,二期项目2×1 000MW机组占用42.6万千瓦小火电机组容量,按市场价格出售其他电厂2×1 000MW机组项目占用43万千瓦小火电机组容量。
2. 机组关停补贴政策及利用分析。
依据《国务院关于加强淘汰落后低效无效产能工作的通知》(国发[2010]7号)文件精神,以及(晋财建[2011]233号)文件的相关规定,给予经济不发达地区淘汰落后产能单位一定物资奖励,作为企业职工安置之用。其中,电力行业给予225万元/万千瓦奖励补贴。公司基于上述政策安排,每关停1台200MW的机组可以获得4 500万元的关停补贴。总计关停6台200MW的机组可获得2.7亿元补贴,截至目前实际全部到位。
3. 机组关停环保政策及利用分析。
根据国发办[2014]38号文件中的规定:“试点地区执行排污权有偿使用制度。”相关排污单位在规定期限内对排污权拥有交易的权利。新建使用排污权的单位以及改建、扩建项目单位新增排污使用权,要以交易方式取得排污权。按照上述政策,公司积极参与山西省排污权交易,先后完成氮氧化物、二氧化硫、烟尘等的排污权交易。其中,与中煤平朔煤炭有限公司、同煤集团朔南电厂、与华电朔州热电有限责任公司累计交易3亿元。
4. 机组关停电量计划政策及利用分析。
根据《国家发改委关于压降小火电机组上网电价加快小火电机组关停工作的通知》(发改价格[2007]703号)文件中的规定:“允许按期关停的小火电机组,在确保机组关停的条件下,按不高于降价前的上网电价向大机组转让发电量指标。不再对已关停的小火电机组并转让发电量指标实行降价政策。”按照以上政策,公司积极与省、市相关部门沟通,经过不懈努力,2014年最终落实关停电量计划13.8亿千瓦时,电量全部转移至中电神头发电有限公司(新厂)。
5. 机组关停闲置土地政策及利用分析。
2014年2月,山西省发布《关于加快促进光伏产业健康发展的实施意见》中指出:“充分利用废弃戈壁、荒地、矿山等难以开发土地以及大型农业设施等,在切实落实发电量的基础上,按照“合理布局、就近接入、有序推进”的原则,建设大型光伏电站,加大财税政策支持力度。公司充分利用山西省关于加快促进光伏产业健康发展的实施意见》政策,以“灰场闲置土地利用”积极争取110MW机组光伏发电项目。该项目一期50MW于2015年3月取得山西省发展改革委员会备案。目前,一期项目建设正在开展,预计2016年可实现并网发电。项目二期60MW正在报批中。公司在利用国家政策盘活低效无效资产方面取得良好实效。
三、容量指及排污权交易方案分析
容量指标置换的主要用于新机组的建设,新机组新项目往往涉及公司新的股东加入以及新的公司成立,因而会涉及集团内部主体的变更,引起涉税事项的发生。本文就如何就集团内部公司间容量交易如何节约交易成本,实现容量交易价值最大化做简要分析。例如,山西神头发电公司(老厂)与中电神头发电公司(新厂)已签订5号、6号机组容量及排污权交易合同,但该合同尚未结算,涉及较大金额所得税问题,通过分析认为按照以下两种方案进行交易,在不违法相关法律税法的前提下,可以有效降低交易成本。
1. 方案一。
新厂直接吸收合并老厂。通过新厂吸收合并老厂,以免税合并方式避免容量指标和排污权交易所得税。优点:避免容量、排污权交易所得税;缺点:少数股东不会愿意按照合并评估作价额降低股比或等比例增资,方案实际可操作性差。
2. 方案二。
新厂通过收购老厂母公司吸收合并老厂。新厂按市场对价(评估值加预计抵税收益)收购老厂母公司,再吸收合并老厂。集团层面出售子公司收益扣减成本和税费后收益,与日常费用并计后可不纳税。实际交易成本仅交易印花税费和少量的中介费用。优点:新厂以股权收购和免税合并方式实现交易,避免直接交易所得税;出售收益抵减成本和日常费用后可不纳税;从集团层面出售收回资金可用于其他项目投入。缺点:新厂需付对价和承担老厂账面债务;集团会支付股权交易税费和少量的中介费用。
3. 方案结论。
综上分析,采用第二种方案,即新厂通过吸收合并的方式来完成小火电容量和排污权交易,具体明显节约交易成本、盘活资产的效果。
摘要：就如何利用国家政策争取关停拆除小火电机组国家财政补贴、获得排污权交易收入,以及实施“上大压小”战略规划如何优化容量和排污权指标交易,节约交易成本做具体分析,以期为相关企业提供参考。
关键词：火电,停机组,政策研究,利用,排污权指标
参考文献
[1]国务院批转发展改革委、能源办关于加快关停小火电机组若干意见的通知(国发[2007]2号)[Z].2007.
大容量火电厂 篇7
1 研究实例
为了探讨超超临界660MW容量电厂SCR脱硝工艺, 笔者在此介绍研究实例, 具体如下:需要安装脱硝装置的锅炉是2台SG2031/26.15-M623型锅炉, 均为660 MW超超临界燃煤机组, 脱硝措施主要采用NOx燃烧器, 并采用选择性催化还原技术 (SCR) , 首先通过深度空气分级燃烧技术进行一次脱硝, 使NOx水平下降, 之后再采取性催化还原技术, 使NOx排放量降低到标准排放量以下。
本次研究中, NOx燃烧器采用摆动式四角切圆底NOx同轴燃烧系统 (美国阿尔斯通能源公司开发研制) , 选择性催化还原反应器布置在高尘段区域 (空预器与省煤器之间) , 采用板式催化剂 (日本日立株式会社生产) , 还原剂采用液态纯氨, 液态纯氨可以与NOx发生还原反应, 生成氮气和水进而使NOx水平下降。
2 超超临界660MW容量电厂SCR脱硝工艺分析
正如前文所说, 随着生态形势的日益严峻, 生态环境问题受到了世界各国的广泛关注, 火电厂社会发展中不可缺少机构, 如何加强电厂环保工作已经成为了有关领域研究的焦点问题, 随着科学技术的发展, 选择性催化还原技术 (SCR) 逐渐被应用到于电厂锅炉烟气脱硝, 选择性催化还原技术 (SCR) 的主要脱硝原理即是通过氮氧化物的还原反应, 将锅炉烟气中的NOx转化为氮气和水, 通过应用催化剂, 使得NOx的还原反应可以在复杂的温度环境下进行。目前, 由于选择性催化还原技术可以通过锅炉烟气的自身温度进行还原反应, 并且脱销效果显著, 被广泛用于电厂锅炉烟气脱硝, 选择性催化还原技术的脱硝原理如图1所示。
首先, NH3喷射隔栅将还原剂喷射到烟气当中, 使烟气与反应物混合在一起, 之后混合气体进入催化剂反应器, 烟气 (NOx) 发生还原反应, 生成N2和H2O, 其化学反应式如下:
2NO2+4NH3+O2=3N2+6H2O
另一方面, 锅炉烟气之中具有一些酸性气体, 选择性催化还原反应中的催化剂NH3能够对这些酸性气体起到氧化作用, 例如锅炉烟气之中具有SO2, NH3能够将SO2氧化, 具体化学式如下:
2SO2+O2=2SO3
在此之后, SO3还会与剩余的氨发生化学反应, 生成硫酸氢铵, 反应化学式如下:
NH3+SO3+H2O=NH4HSO4
SO3与氨反应之后也会生成硫酸铵, 反应化学式如下:
2NH3+SO3+H2O= (HN4) 2SO4
安装脱硝装置之后, 选择性催化还原脱硝系统包括反应区、氨区, 其中反应区的烟气向下流动, 反应器中设有气流均布装置以及导流装置, 采用声波清灰, 2层叠加布置催化剂。而氨区主要具有制备、存放、供应等功能, 其中含有储氨罐, 氨气缓冲槽、液氨卸料压缩机、液氨蒸发槽、混合气、废水泵、稀释风机、氨气稀释槽、废水池等装置, 液氨槽车负责输送液氨, 液氨卸料压缩机负责将液氨装入储氨罐, 液氨蒸发槽负责将液氨转化为氨气, 氨气缓冲槽可以控制氨气的流量和压力, 最终, 氨气进入脱硝系统, 如果脱硝系统需要紧急排放氨气, 所排放出来的氨气会进入氨气稀释槽, 经过处理后排入废水池。
3 安装脱硝系统后的影响分析
安装脱硝系统之后, 锅炉烟气的流动阻力增加, 因此引风机的电耗也会随之增加, 加之防腐材料的运用, 还会影响锅炉的工作效率。除此之外, 如果催化剂堵塞, 还会影响锅炉的使用安全, 造成安全隐患。
为了解决这些问题, 在实际工作中可以对引风机进行扩容, 进而保证锅炉在微负压环境下作业。同时, 催化剂堵塞主要是由于积灰导致的, 因此为了防止催化剂堵塞, 可以安装吹灰装置, 防止积灰。
另一方面, 催化剂多数需要从国外进口, 导致催化剂成本较高, 而且液氨的购置成本也比较昂贵, 综上所述安装脱硝装置的费用成本较高, 并且投资回收期将会很长。
因此脱硝装置在安装时必须要科学合理, 确保其中的每一个环节都符合标准, 避免由于安装不合理而再次增加成本, 此外在锅炉以及脱硝装置的日常使用中, 工作人员要舒适使用技巧, 掌握养护措施, 延长装置的使用寿命, 提高使用效率。
4 结语
随着生态形势的日益严峻, 环境保护成为了社会发展中面临的新课题, 火电厂是社会发展中不可缺少的机构, 而锅炉烟气脱硝是电厂环保工作中的重点环节, 笔者在文中介绍了一些观点, 希望对相关工作有所帮助, 选择性催化还原技术 (SCR) 的能够通过氮氧化物的还原反应, 将锅炉烟气中的NOx转化为氮气和水, 并且通过催化剂, 使得NOx的还原反应可以在复杂的温度环境下进行, 目前选择性催化还原技术被广泛用于电厂锅炉烟气脱硝, 值得注意的是, 安装脱硝系统之后, 引风机的电耗会增加, 锅炉的工作效率会下降, 一旦催化剂堵塞, 还会影响锅炉的使用安全, 所以在实际工作中应该对引风机进行扩容, 并安装吹灰装置, 由于脱硝装置的安装费用较高, 因此要确保安装合理, 加强日常养护, 在以后的发展中, 如何提高电厂锅炉烟气的脱硝工艺, 还有待于给位同仁继续探索。
参考文献
[1]付龙龙, 马晓珑, 辛军放, 等.井冈山电厂超超临界660MW机组吹管技术特点[J].热力发电, 2011 (6) :41-43, 74.
【大容量火电厂】推荐阅读：
大容量传输07-15
大容量机组09-09
大容量注射液07-04
高压大容量异步电动机07-15
高温高压大容量锅炉05-30
高压大容量变频器06-03
大容量电力电子技术06-21
大容量肺灌洗术07-11
大容量电动机配电研究06-12
双肺同期大容量灌洗06-29