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(yè)職業(yè)技術(shù)學(xué)院,陜西 咸陽 712000;3.咸陽市新能源及微電網(wǎng)重點實驗室,陜西 咸陽 712000)

風(fēng)電、光伏等新能源電力具有綠色環(huán)保,零碳排放的優(yōu)點,近年來在我國電力供應(yīng)體系中占據(jù)了越來越重要的地位[1]。相比之下,傳統(tǒng)燃煤火電機組則面臨著煤價高企、碳減排困難的問題,經(jīng)營與環(huán)保兩方面承壓。挖掘存量煤電機組的功能潛力,開發(fā)電力市場輔助服務(wù)新業(yè)務(wù),為新能源電力的消納提供深度調(diào)節(jié)與兜底保障功能,這對于平抑未來電網(wǎng)的高波動性,同時改善煤電企業(yè)的經(jīng)營業(yè)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(wù)的收益,就必須具備達標的靈活性?；痣姍C組靈活性指的是機組能夠快速足量地響應(yīng)電網(wǎng)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(diào)節(jié)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(shù)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(tǒng)級的、能夠保障煤電機組長期深調(diào)安全性的方案。

1 現(xiàn)有方案分析

煤電機組在承擔(dān)深度調(diào)峰任務(wù)時,鍋爐實際負荷將達到甚至低于原設(shè)計的最低穩(wěn)燃負荷(最低穩(wěn)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(wěn)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(wěn)定性降低、SCR脫硝裝置進口煙溫不能滿足反應(yīng)要求等問題[5]。

1.1 改造方案

發(fā)電行業(yè)內(nèi)已經(jīng)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(yōu)化改造。具體包括磨煤機靜態(tài)分離器改動態(tài)分離器、磨煤機液壓加載裝置改造、配煤優(yōu)化調(diào)整等方案,用以提高煤粉細度、增大入爐煤揮發(fā)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(wěn)燃能力的優(yōu)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(shè)備,采用智能的配風(fēng)方案等,以提高深度調(diào)峰工況下煤粉火焰的穩(wěn)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(yīng)催化劑的反應(yīng)溫度為380～420 ℃,現(xiàn)有的電站煤粉鍋爐在<30% BMCR鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)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(yīng)要求,相關(guān)改造主要采取了脫硝出口設(shè)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(shè)置煙氣旁路、省煤器至水冷壁進口集箱設(shè)置上水旁路以及增設(shè)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(wù)市場的開發(fā),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(yīng)居民取暖或工業(yè)熱用戶,以及耦合熔鹽等儲熱裝置,再將其用于供熱或發(fā)電。

1.2 效果分析

劉旋坤[6]等通過優(yōu)化運行調(diào)整措施,在某330 MW循環(huán)流化床鍋爐實現(xiàn)了機組20%額定出力參與電網(wǎng)深度調(diào)峰。張良等利用花瓣狀穩(wěn)燃低氮燃燒器技術(shù)改造超臨界機組鍋爐側(cè)燃燒系統(tǒng),滿足了20%負荷深度調(diào)峰條件下的穩(wěn)燃需求。佟博恒[7]等通過優(yōu)化低負荷下的爐內(nèi)空氣動力場,實現(xiàn)了鍋爐20%負荷下的燃燒穩(wěn)定。

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

為提出鍋爐低負荷穩(wěn)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(yīng)對深度調(diào)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(fēng)等多組件的統(tǒng)一整體,局部的改造確實能夠解決低負荷穩(wěn)燃與脫硝問題,但深度調(diào)峰工況下又出現(xiàn)了鍋爐蒸汽參數(shù)低、空預(yù)器低溫腐蝕風(fēng)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(diào)峰任務(wù)、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(fā)生疲勞失效的風(fēng)險,造成煤電機組潛在的壽命折損,大大增加設(shè)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(diào)峰需求的同時,鍋爐的實際熱負荷不需要真的降低到其設(shè)計的最低穩(wěn)燃負荷之下,這就避免了鍋爐承受調(diào)峰工況惡劣運行條件的考驗,保護了熱力設(shè)備。

但是,高低壓旁路抽汽改造方案也有應(yīng)用的局限。首先,調(diào)峰任務(wù)是全年性的,只有配置長期穩(wěn)定的高溫蒸汽用戶,才能發(fā)揮出旁路抽汽改造方案的全部優(yōu)勢。我國西北地區(qū)風(fēng)、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(jīng)濟落后、產(chǎn)業(yè)不發(fā)達,缺少長期穩(wěn)定的熱用戶,限制了這一方案的推廣應(yīng)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(fā)電的方案,可推廣性得到提高,但廠內(nèi)一套汽輪發(fā)電機組,配備鍋爐與熔鹽兩套工質(zhì)加熱裝置,整個系統(tǒng)構(gòu)成復(fù)雜、造價高昂、運行與檢修困難,此外熔鹽儲熱發(fā)電裝置啟停費時,拉低了混合發(fā)電系統(tǒng)的整體響應(yīng)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(jīng)濟性為代價換取了更大的調(diào)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(fēng)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(yīng)在保證長期安全性、經(jīng)濟性的前提下,去爭取更大的調(diào)峰收益,系統(tǒng)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(xiàn)綠色低碳轉(zhuǎn)型的重要載體。利用制氫系統(tǒng)輔助煤電機組深度調(diào)峰,既發(fā)展了氫能產(chǎn)業(yè),又支撐了風(fēng)電、光伏等新能源電力上網(wǎng),還增加了煤電機組的綜合收益。

電解水制氫的成本構(gòu)成中,電費占比80%、折舊占比10%、運營維護10%。決定制氫設(shè)備經(jīng)濟性高低的最大因素為電價?；痣姀S具有成本低廉、供應(yīng)充足的自發(fā)電力、自產(chǎn)蒸汽、除鹽水、高品位熱能等,并配有專業(yè)的機務(wù)、化學(xué)、電氣等運行檢修人員。開展制氫系統(tǒng)輔助煤電機組深度調(diào)峰的工作具有顯著的成本優(yōu)勢和良好的軟硬件基礎(chǔ)。

2.1 氫儲能輔助煤電調(diào)峰的可行性

部分研究者認為,燒煤-發(fā)電-制氫的技術(shù)路線不環(huán)保,過程中存在大量的碳排放,制取的是“灰氫”。這一結(jié)論顯然是以制氫作為最高的、唯一的目標,將火電制氫與風(fēng)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(xiàn)煤電機組極限深度調(diào)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(shè)備免受頻繁熱沖擊才是新方案的核心關(guān)切。參與深度調(diào)峰的煤電機組,利用多發(fā)的電力制取氫氣,實際上具有良好的碳減排作用。

(1)調(diào)峰火電機組需要保持開機狀態(tài),由此產(chǎn)生的碳排放無法削減。未來以新能源電力為主導(dǎo)的電網(wǎng),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(dān)日常調(diào)節(jié)與應(yīng)急支撐功能,才能保證電網(wǎng)的穩(wěn)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(chǎn)生一部分碳排放,期間發(fā)出的電力也終歸要有去處。因此,不管采用何種技術(shù)路線,均無法削減煤電“待機”產(chǎn)生的碳排放。

(2)調(diào)峰電力用于制氫,具有間接的碳減排作用?；痣姍C組利用調(diào)峰階段自產(chǎn)電力以及廠內(nèi)已有的人員設(shè)備基礎(chǔ)開展制氫工作具有顯著的成本優(yōu)勢。調(diào)峰期間產(chǎn)生的碳排放既然無法削減,那么最大程度地為風(fēng)電、光伏等新能源電力騰出上網(wǎng)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(diào)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(huán)保意義,符合政策導(dǎo)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(nèi)熱量散失快,煤粉著火困難,燃燒也不充分,機組的發(fā)電煤耗顯著增大,這意味著生產(chǎn)單位電能帶來的碳排放將大大增加。在深度調(diào)峰時,利用制氫裝置消耗一部分機組自發(fā)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(qū)間,煤耗指標優(yōu)良,進而達到減少碳排放的效果。

2.2 氫儲能系統(tǒng)的選擇要求

煤電機組快速調(diào)整上網(wǎng)電量的功能,依靠電解制氫系統(tǒng)的出力快速調(diào)節(jié)實現(xiàn),這要求制氫系統(tǒng)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(chǎn)條件(人員、設(shè)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(yīng)具有適應(yīng)多變負載的能力,以實時吸納多余電量,快速調(diào)節(jié)機組上網(wǎng)電量。

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

2.3 固體氧化物電解槽系統(tǒng)的優(yōu)勢

根據(jù)電解槽的性能差異,當(dāng)前制氫技術(shù)可分為堿性水電解槽(alkaline,簡稱ALK)、質(zhì)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(tài)下,ALK電解水技術(shù)的電解效率約為60%～75%,PEM電解水技術(shù)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(shù),SOEC方案可以節(jié)約30%以上的電能。此外,ALK、PEM等技術(shù)方案還存在著響應(yīng)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(zhì)。相較于低溫電解技術(shù),固體氧化物電解槽的運行溫度高達700～1 000 ℃,高溫下電化學(xué)反應(yīng)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(shù)路線中效率最高、產(chǎn)率最高的制氫方式[8-9]。各技術(shù)路線制氫能耗比較如圖3所示。

圖3 不同制氫技術(shù)能耗比較

SOEC的核心部件為固體離子傳導(dǎo)陶瓷及不銹鋼材料,機械穩(wěn)定性和環(huán)境適應(yīng)性優(yōu)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(shù)適合大規(guī)模的氫氣生產(chǎn)場景,其經(jīng)濟性體現(xiàn)在制氫效率高、原料適應(yīng)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(jié)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(tǒng)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(shè)計最低穩(wěn)燃負荷不高于30% BMCR。鍋爐主要設(shè)計參數(shù)如表1所示。

表1 鍋爐主要設(shè)計參數(shù)

鍋爐各處煙氣溫度設(shè)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?zé)煔庾鳛榧訜嵩?完全能夠保證SOEC裝置所需的700～1 000 ℃的反應(yīng)溫度。

表2 煙氣溫度設(shè)計值

機組設(shè)置有一套高、中、低壓三級串聯(lián)汽輪機旁路系統(tǒng)。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(chǎn)量為150 m3/h的除鹽水生產(chǎn)裝置,并建設(shè)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(tǒng)不同類型設(shè)備的用電需求。

3.2 原理性結(jié)合方案

SOEC裝置的低電耗優(yōu)勢是在消耗高品質(zhì)熱能的基礎(chǔ)上實現(xiàn)的。因此在系統(tǒng)設(shè)計時,應(yīng)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(qū)域設(shè)置取煙口,抽取高溫?zé)煔饧訜酳OEC裝置。

綜上,SOEC輔助煤電機組深度調(diào)峰系統(tǒng)原理性設(shè)計方案如圖4所示。

圖4 SOEC輔助煤電調(diào)峰原理圖

集成系統(tǒng)的工作過程為:當(dāng)電網(wǎng)調(diào)度下達的負荷指令低于鍋爐運行的高效率區(qū)間(指的是鍋爐40%～100%額定出力范圍)時,啟動SOEC制氫儲能系統(tǒng),鍋爐主蒸汽一部分用于發(fā)電,其電能分成上網(wǎng)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(wǎng)電量。理想狀態(tài)下,機組對外輸出功率為零,表現(xiàn)為“假停機、零出力”狀態(tài),而一旦網(wǎng)側(cè)需要負荷,則可立即停運SOEC設(shè)備,通過電氣切換開關(guān),快速響應(yīng)網(wǎng)上電力需求。

4 結(jié) 語

近年來,隨著國家雙碳戰(zhàn)略的實施,新能源電力上網(wǎng)電量大幅增加,對傳統(tǒng)煤電機組的深度調(diào)峰能力提出了更高要求?，F(xiàn)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(jīng)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(diào)峰技術(shù),主要有以下結(jié)論:

(1)現(xiàn)有提升火電調(diào)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(shè)備造成的潛在壽命折損及安全風(fēng)險;

(2)利用制氫儲能裝置輔助煤電機組開展極限深度調(diào)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(shù)與煤電廠已有的生產(chǎn)條件契合度高,結(jié)合性強,具有顯著的優(yōu)勢;

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