一、案例简介
当前,国内电力需求增长缓慢,电力过剩矛盾日益凸显,随着清洁能源风电技术、水电技术、光伏技术的快速发展,在电力调度过程中,应优先考虑清洁能源发电技术。但是,部分地区由于电网无法足额消纳,弃风、弃水、弃光问题日趋严重,己经成为长期影响中国清洁能源健康发展的主要矛盾。
现行热电解耦技术是通过切除低压缸降低机组出力,来实现电网深度调峰(低负荷)的目的,但在电网调高负荷时,因低压缸已切除,达不到原设计出力。深层次原因为供热机组在响应电网深调的过程中,低负荷下满足热负荷的要求就要加大供热抽汽量,这时低压缸进汽流量下降,未级叶片因冷却流量小,发生鼓风效应,低压缸处于危险工况。但在电网调高负荷工况,因排汽量大,供热抽汽量大,供热温度高于热网调度要求,此工况在供热初未期尤其明显。热电解耦只是解决了低负荷热电矛盾,不能解决高负荷工况下热电矛盾。
利用吸收热泵回收电厂发电余热,对城市供热,实现节能减排的绿色环保项目。通过汽轮发电机组循环水系统及脱硫系统进行改造,以汽轮发电机组供热抽汽作为驱动热源,溴化锂吸收式热泵机组为主体,回收机组循环水及烟气余热,将汽轮发电机组循环水及烟气中的低品位余热取出,并转换为可供城市热网供热利用的高品质热量。在冬季电网风电、光伏电量充足,火电与新能源负荷冲突严重的情况下,火电机组深度调峰至42%,同时满足对城市居民供热。同时在电网有负荷要求时能够带高电负荷,同时不降低热负荷,即保证供电同时保证供热。
汽轮发电机组循环水回收热泵项目,是吸收凝汽器循环水余热。通过对机组循环水系统进行改造,以机组供热抽汽作为驱动热源,溴化锂吸收式热泵机组为主体,回收机组循环水余热,将机组循环水中的低品位余热取出,转换为可供城市热网供热利用的高品质热量,回收余热水流量6000吨/小时,温降6.2℃,回收热量4000GJ/天,增收11万元/天。
浆液冷却系统:新的环保规范对烟气冷却提出控制要求的主要目的是通过去除湿法脱硫烟气中的可凝结颗粒物,达到烟气深度治理的目的。现有研究表明,湿法脱硫烟气中含有大量可凝结颗粒物,可凝结颗粒物(CPM)是指在烟道温度状况下为气态,离开烟道后在环境状况下降温数秒内凝结成为液态或固态的细颗粒物,成为环境空气中PM2.5的重要组成部分,现有的颗粒物测试方法无法采集。浆液冷却系统是在脱硫吸收塔现有顶层、次顶层的出口管道上,各新增一台浆液换热器。通过冷却脱硫浆液进而降低脱硫出口烟气温度,将脱硫吸收塔的出口的烟气温度从54.0℃降低到44.9℃(采暖季11月-3月),从55.0℃降低到47.9℃(非采暖季4月-10月)。颗粒物总体减排量约为96.21t/a,其中烟尘减排4.01t/a,可溶性颗粒物减排92.2t/a。拟将浆液冷却器冷却水送入吸收式热泵系统,提取热量用于供热,可回收浆液冷却水量5200吨/小时,按温降8℃计算,回收热量日4100GJ,约合增收11.4万元/天。二、主要亮点
采用此项技术可回收火电机组汽轮机冷端热排放与锅炉排烟部分热能,减少对大气的热排放与蒸汽排放,同时使机组在冬季供热期间深度调峰能力范围加大,同时不降低供热能力。
(1)热泵运行后供热负荷上限提升明显,#1机组(无热泵运行)2016年最大供热量约为1150GJ/h,#2机组(基于热泵运行)2019年最大供热量为1435GJ/h,与2016年相比,机组供热负荷上限提升了24.78%,增加供热量285 GJ/h,增加供热面积约131.9万平方米(按照建筑物供暖面积热指标每平方米供热60W)。
(2)热泵运行后,机组在相同供热量的调峰负荷下限降低明显,在750GJ/h-1150GJ/h供热区间调峰负荷下限降低量在42MW-68MW之间。
(3)热泵运行后,机组在供热期的最低电负荷由212MW(额定负荷的60%)下降至147MW(额定负荷的42%),可为电网提供深度调峰服务。
三、推广应用情况
1、推广应用情况
此项技术已在天津国电津能滨海热电有限公司和天津国电津能热电有限公司得到应用。
天津国电津能热电有限公司投资1.1亿元对一期1、2号机组循环水系统进行改造,建设8台吸收式热式热泵回收汽轮发电机组排汽余热进行供热。天津国电津能滨海热电有限公司投资1.07亿元对一期2号机组凝汽器及循环水系统进行改造,建设4台吸收式热式热泵,回收汽轮发电机组排汽部分余热进行供热。在脱硫吸收塔现有顶层、次顶层的出口管道上共安装三台浆液冷却器,回收脱硫塔浆液余热。将原设计的LCV阀(中压缸排汽至低压缸调节阀)最小开度由设计值15%调整至5%,在保证低压缸冷却流量的同时,增加了机组低负荷供热能力,350MW机组原设计的最小供热负荷点212MW左右降低到147MW;热泵系统投入后,机组供热负荷上限提升了24.78%,增加供热面积约131.9万平方米(按照建筑物供暖面积热指标每平方米供热60W);机组在相同供热量的调峰负荷下限降低明显,在750GJ/h-1150GJ/h供热区间调峰负荷下限降低量在42MW-68MW之间。
2、直接经济效益 单位:万元人民币
案例项目总投资额 |
10700 |
回收期(年) |
3 |
年份 |
上年能耗 |
节约能耗 |
节能效益(吨煤) |
2019-2020 |
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3360 |
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累计 |
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3360 |
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经济效益的有关说明及各栏目的计算依据
系统投入后,机组供热负荷上限提升了24.78%,增加供热面积约131.9万平方米(按照建筑物供暖面积热指标每平方米供热60W)。回收余热水流量6000吨/小时,温降6.2℃,回收热量4000GJ/天,增收11万元/天。
通过冷却脱硫浆液进而降低脱硫出口烟气温度,将脱硫吸收塔的出口的烟气温度从54.0℃降低到44.9℃(采暖季11月-3月),从55.0℃降低到47.9℃(非采暖季4月-10月)。将浆液冷却器冷却水送入吸收式热泵系统,提取热量用于供热,可回收浆液冷却水量5200吨/小时,按温降8℃计算,回收热量日4100GJ,约合增收11.4万元/天。
不考虑机组深度调峰收益等其他经济收益情况下,仅以上两项每个供热季可通过回收热量节能产生经济效益3360万元。
3.社会效益与间接经济效益
电厂实现超低排放改造后,排放的污染物对环境质量的影响已经大大减轻。本项目即增加了供热能力,减少了碳排放,对大气排放的粉尘、SO2、SO3、Hg等污染物用的总排放量也有不同程度的减轻。颗粒物总体减排量约为96.21t/a,其中烟尘减排4.01t/a,可溶性颗粒物减排92.2t/a。特别是浆液冷却器工程,通过对产生的烟气冷凝水综合利用,可替代工业用水63.47万吨,全年节约水费47.6万元。同时属于2019年天津市民心工程,该项目不仅改善当地环境空气质量,对提高人民群众的生活质量水平、对促进社会安定团结、和谐发展有着重要的意义。
四、第三方评价
国网天津市电力公司电力科学研究院于2017年完成了此项技术中循环水余热利用在电厂中应用的认定工作。结论:达到国际先进水平。