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350MW超臨界熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組靈活性改造分析

2018-12-19 17:17:21 發(fā)電技術(shù)期刊   點(diǎn)擊量: 評論 (0)
0 引言由于近幾年可再生能源(主要是風(fēng)電、太陽能發(fā)電)裝機(jī)容量快速增長,棄風(fēng)、棄光問題愈演愈烈[1],全國平均棄風(fēng)、棄光率長期高于20%[2-...

本項(xiàng)目建設(shè)2臺35萬kW國產(chǎn)超臨界燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)間接空冷機(jī)組,安裝高效除塵、脫硫、脫硝和在線煙氣連續(xù)監(jiān)測裝置,各項(xiàng)排放指標(biāo)均滿足國家環(huán)保要求,設(shè)置2臺1266 t/h超臨界直流煤粉鍋爐,具備820 MW供熱能力,該廠機(jī)組設(shè)計(jì)供熱面積為1640萬m2,單臺機(jī)組額定抽汽量為580 t/h,此抽汽量運(yùn)行工況下機(jī)組負(fù)荷范圍在280~300 MW。當(dāng)進(jìn)行靈活性改造時(shí)(以低壓缸零出力供熱技術(shù)方案為例),采暖抽汽量每增加100 t/h,供熱負(fù)荷增加約70 MW,電負(fù)荷調(diào)峰能力增大約50 MW,結(jié)合額定采暖抽汽工況熱平衡圖,機(jī)組可增加55 MW的調(diào)峰出力,調(diào)峰范圍達(dá)到225~300 MW。如圖3、圖4所示,以標(biāo)煤單價(jià)為700元為界限,當(dāng)標(biāo)煤單價(jià)在700元以下時(shí),在供熱期,該電廠收益會(huì)隨著機(jī)組負(fù)荷的升高呈上升趨勢,在機(jī)組負(fù)荷率約為65%以上出現(xiàn)正收益;例如當(dāng)標(biāo)煤單價(jià)為500元/t,機(jī)組負(fù)荷率為85%時(shí),收益可達(dá)到83萬元/每月,此時(shí),機(jī)組不宜進(jìn)行調(diào)峰,應(yīng)多帶負(fù)荷。當(dāng)標(biāo)煤單價(jià)在700元以上時(shí),該機(jī)組宜進(jìn)行調(diào)峰,以減少經(jīng)營損失。

4 結(jié)論

通過靈活性改造技術(shù)路線對比分析發(fā)現(xiàn),雖然低壓缸零出力供熱技術(shù)運(yùn)行時(shí)間不長,但從國家政策、工程造價(jià)、運(yùn)行費(fèi)用及實(shí)際調(diào)峰能力來看,該技術(shù)是目前為止應(yīng)對熱電解耦相對較好的方案。

從經(jīng)濟(jì)性上分析,當(dāng)標(biāo)煤單價(jià)在700元/t以下時(shí),要確保效益最大化,應(yīng)在保證供熱負(fù)荷滿足要求的前提下,機(jī)組必須達(dá)到一定的調(diào)峰深度才能實(shí)現(xiàn)盈利,而不進(jìn)行調(diào)峰帶高負(fù)荷整體效益會(huì)更好;當(dāng)標(biāo)煤單價(jià)在700元/t以上時(shí),需在保證供熱負(fù)荷滿足要求的前提下,通過調(diào)峰降低機(jī)組負(fù)荷來減少虧損。同時(shí)也要看到,隨著計(jì)劃電向市場電的轉(zhuǎn)變,當(dāng)機(jī)組具備深度調(diào)峰能力時(shí),在每天低谷時(shí)段的5 h之外,調(diào)度也很可能會(huì)利用該機(jī)組的調(diào)峰能力,使機(jī)組在低谷時(shí)段之外的發(fā)電負(fù)荷受到影響,從而增大企業(yè)電力營銷的難度及整體效益。

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