摘 要 隨著新能源發(fā)電裝機(jī)占比持續(xù)提升,電源側(cè)的波動性將進(jìn)一步增大,受極端天氣影響而發(fā)生大面積停電事故的概率也顯著增加。為應(yīng)對未來電網(wǎng)具有的大幅波動性,火電機(jī)組必須具備更大的調(diào)峰容量與更優(yōu)的FCB功能。為達(dá)到上述要求,提出并建立了基于氫電耦合的火電機(jī)組升級改造方案,利用固體氧化物電解制氫裝置消納多余能量,從而擴(kuò)展機(jī)組調(diào)峰的深度、提升FCB功能的可靠性,實(shí)現(xiàn)火電廠提效增收的目的。利用Aspen HYSYS軟件對技術(shù)方案進(jìn)行了流程模擬,計(jì)算得到耦合系統(tǒng)的能效高達(dá)50.15%,相比常規(guī)電解水制氫路線,效率提升27.2%。系統(tǒng)投用后,可為機(jī)組帶來超額的深度調(diào)峰補(bǔ)貼收益、電網(wǎng)黑啟動服務(wù)收益、氫氣售賣的經(jīng)濟(jì)收益、富氧燃燒降本減碳收益等。氫電耦合的火電機(jī)組改造方案具有顯著的經(jīng)濟(jì)效益與環(huán)保效益。
關(guān)鍵詞 深度調(diào)峰 SOEC 黑啟動 收益 仿真計(jì)算
中圖分類號 TM621" "文獻(xiàn)標(biāo)志碼 A" "文章編號 0254?6094(2025)02?0308?07
受燃煤價格上漲的影響,近年來煤電行業(yè)已出現(xiàn)連年虧損的情況。上市公司年報(bào)數(shù)據(jù)顯示,華能國際2021年凈虧損100.06億元,2022年再度虧損73.87億元。傳統(tǒng)火電企業(yè)對于克服經(jīng)營困難、增加營業(yè)收入具有現(xiàn)實(shí)的迫切需求[1,2]。
與此同時,我國風(fēng)電、光伏等新能源電力取得了顯著發(fā)展。2023年12月21日,國家能源局最新數(shù)據(jù)顯示,可再生能源已成為我國保障電力供應(yīng)的新力量,裝機(jī)達(dá)到14.5億千瓦,占全國發(fā)電總裝機(jī)超過50%。但是,新能源發(fā)電機(jī)組的出力具有顯著的隨機(jī)性、波動性與間歇性特征[3],受到暴雪、寒潮、臺風(fēng)等極端惡劣天氣影響時出力甚至?xí)繂适?,從而引發(fā)電網(wǎng)的大面積停電事故。因此,新能源裝機(jī)占比越高,給電源側(cè)帶來的波動性越大[4]。未來由新能源電力占據(jù)主導(dǎo)地位的電網(wǎng),將具有大幅的波動性和較高的故障率,常規(guī)火電機(jī)組應(yīng)當(dāng)具備更大的調(diào)峰容量與更可靠的“黑啟動”功能。
基于此,筆者提出并設(shè)計(jì)了一套基于固體氧化物電解槽制氫(制氧)技術(shù)的火電機(jī)組升級改造方案,并依托某1 000 MW超超臨界二次再熱鍋爐,利用Aspen HYSYS V11軟件進(jìn)行了流程仿真,計(jì)算結(jié)果表明,氫電耦合改造具有顯著的經(jīng)濟(jì)效益、社會效益與環(huán)保效益。
1 調(diào)峰火電制氫的碳減排意義
大容量、高參數(shù)的超超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組在最低技術(shù)出力工況下,其煤耗、廠用電率、碳排放等指標(biāo)變差,且深度調(diào)峰容量越大,經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)的損失越多。利用氫儲能裝置吸收機(jī)組的多余能量,就能在滿足電網(wǎng)需求的前提下,保證鍋爐實(shí)際運(yùn)行于較高負(fù)荷區(qū)間,從而避免了低出力工況下機(jī)組經(jīng)濟(jì)性變差、電廠運(yùn)行成本升高的問題。
調(diào)峰火電以制氫為手段,最終實(shí)現(xiàn)了提高深調(diào)性能、更多消納新能源電力的目的。隨著新能源電力大量上網(wǎng),其先天具有的隨機(jī)性、波動性缺陷進(jìn)一步暴露。為提高電力保供水平,火電機(jī)組必須保持開機(jī)待命狀態(tài),該狀態(tài)下火電處于最小技術(shù)出力,煤耗、汽耗、機(jī)組效率均處于較差的水平。若將這部分低效能電力吸收利用開展制氫工作,一方面可為風(fēng)電、光伏騰出更多上網(wǎng)容量,進(jìn)一步增加綠色電力的比重,另一方面電解所得的氫氣可供氫燃料公交、氫能重卡等使用,助力碳減排,從而產(chǎn)生良好的經(jīng)濟(jì)效益與環(huán)保效益。
2 方案的設(shè)計(jì)
2.1 工藝結(jié)合方案
固體氧化物電解槽(Solid Oxide Electrolytic Cell,SOEC)裝置的工作壓力普遍低于1.0 MPa,因此需要的蒸汽應(yīng)當(dāng)具有高溫、低壓的特征。某1 000 MW超超臨界二次再熱鍋爐設(shè)計(jì)參數(shù)見表1。
由表1中數(shù)據(jù)可知,在40%THA工況下,二次再熱器(二再)出口蒸汽參數(shù)為591 ℃/1.29 MPa,可較好地滿足高溫、低壓要求,因此選擇二再出口蒸汽作為SOEC的原料水蒸氣。同時,屏式過熱器底部煙溫1 035 ℃,適于將SOEC裝置加熱到950 ℃的工作溫度。
基于上述分析,繪制了系統(tǒng)的原則性設(shè)計(jì)方案(圖1)。
深度調(diào)峰期間,制氫儲能裝置抽取一部分電站鍋爐所產(chǎn)二再出口蒸汽作為制氫原料,吸收一部分汽輪發(fā)電機(jī)組發(fā)出的電能作為電解電力,制取的氫氣用于售賣,制取的氧氣進(jìn)入爐膛進(jìn)行富氧燃燒。
提供“黑啟動”服務(wù)時,制氫儲能裝置快速增大出力,大量吸收鍋爐的高溫蒸汽與發(fā)電機(jī)發(fā)出的電力,從而實(shí)現(xiàn)機(jī)組出力的快速降低,提高FCB的可靠性。
2.2 裝置啟停規(guī)則
由表1可知,某鍋爐在40%THA計(jì)算熱效率高達(dá)94.97%,因此設(shè)計(jì)該機(jī)組啟動氫儲能系統(tǒng)的負(fù)荷點(diǎn)為40%機(jī)組額定出力,也即負(fù)荷點(diǎn)400 MW。
電網(wǎng)調(diào)度的負(fù)荷需求記為L,機(jī)組的額定出力記為L,氫儲能系統(tǒng)的功率記為L。制定如下規(guī)則:
a. L≥40%×L。此時火電機(jī)組以常規(guī)方式運(yùn)行,氫儲能系統(tǒng)不啟動,即L=0。
b. Llt;40%×L。此時氫儲能系統(tǒng)啟動,鍋爐實(shí)際出力降低到其40%額定蒸發(fā)量后維持不變,超出L以外的能量,由電解制氫裝置消納利用,此時有L=40%×L-L。
2.3 制氫路線選擇
現(xiàn)有電解制氫技術(shù)中,SOEC制氫相較其他方案節(jié)電達(dá)30%以上,具有良好的節(jié)能優(yōu)勢[5,6]。SOEC制氫裝置與電站鍋爐在硬件上具有很高的匹配度:SOEC裝置的工作溫度為700~1 000 ℃,電解的原料為高溫純凈的水蒸氣,而電站鍋爐能夠產(chǎn)生高溫(1 000 ℃左右)的煙氣用于加熱電解槽,產(chǎn)生高品質(zhì)的水蒸氣(600 ℃左右)用作電解的原料。電站鍋爐與SOEC裝置具工藝上的易結(jié)合性、高配合性。
2.4 功能設(shè)計(jì)
在功能上,文中所設(shè)計(jì)的氫電耦合火電機(jī)組能夠?qū)崿F(xiàn)100%容量的極限深度調(diào)峰和更加安全可靠的FCB功能:
a. 提升火電機(jī)組深調(diào)容量與響應(yīng)速度。深度調(diào)峰時,電站鍋爐可實(shí)際運(yùn)行在高效率區(qū)間(40%額定出力及以上),所產(chǎn)的蒸汽一部分供應(yīng)汽輪發(fā)電機(jī)組用于滿足電網(wǎng)需求,另一部分則被制氫儲能系統(tǒng)吸收利用,制取氫氣和氧氣。在極限情況下,鍋爐所產(chǎn)的蒸汽、機(jī)組所發(fā)電力可全部被廠內(nèi)氫儲能系統(tǒng)消納,而機(jī)組對電網(wǎng)的輸出功率則降低為零,實(shí)現(xiàn)“假停機(jī)”模式參與100%容量極限深度調(diào)峰。此外,氫電耦合機(jī)組具有更高的負(fù)荷變化率。調(diào)整SOEC裝置的入口原料蒸汽與電源輸入功率就能快速地改變機(jī)組的上網(wǎng)電量,相比鍋爐調(diào)整燃料變負(fù)荷,新方案操作便捷反應(yīng)迅速,大幅提升火電機(jī)組的變負(fù)荷速率。
b. 提高火電機(jī)組FCB功能的可靠性。當(dāng)風(fēng)電、光伏等新能源電站受到暴雨、寒潮、臺風(fēng)等極端惡劣天氣影響而喪失供電能力時,此時用戶側(cè)的電能需求并未降低,線路就會因?yàn)檫^負(fù)荷而跳閘,進(jìn)而引發(fā)連鎖反應(yīng)導(dǎo)致電網(wǎng)崩潰,社會生產(chǎn)生活癱瘓。電網(wǎng)出現(xiàn)大面積停電事故時,具有FCB功能的機(jī)組可迅速甩掉大部分負(fù)荷,只保留廠內(nèi)設(shè)備運(yùn)轉(zhuǎn)所需的少量電能,實(shí)現(xiàn)脫離電網(wǎng)的“孤島運(yùn)行”。在電網(wǎng)故障排除后,該機(jī)組可迅速完成并網(wǎng),作為“火種”為其他電廠的啟動提供電力,最終恢復(fù)整個電網(wǎng)的電力供應(yīng)。由此可見,F(xiàn)CB功能對于火電機(jī)組成功應(yīng)對未來新能源電網(wǎng)的高突發(fā)故障率具有重要意義[7,8]。
火電機(jī)組FCB功能的實(shí)現(xiàn)難點(diǎn)在于,機(jī)組在電網(wǎng)故障瞬間,需要甩掉全部的對外輸出功率,而此時鍋爐燃燒仍然保持原有出力,這樣鍋爐產(chǎn)生的大量高溫高壓蒸汽和發(fā)電機(jī)對外供電的零負(fù)荷就出現(xiàn)了嚴(yán)重的不平衡、不匹配[9]。若不及時采取調(diào)整措施,就會引發(fā)機(jī)組全停事故,甚至是生產(chǎn)安全事故。利用制氫儲能裝置在FCB條件觸發(fā)瞬間,迅速增大出力,吸收鍋爐此刻產(chǎn)生的大量蒸汽與電力,就能夠輔助機(jī)組平穩(wěn)降負(fù)荷至帶廠用電運(yùn)行,實(shí)現(xiàn)軟著陸,大幅提高了FCB功能的成功率,降低瞬時惡劣工況的安全風(fēng)險(xiǎn)。
3 計(jì)算與建模
選擇某1 000 MW超超臨界二次再熱火電機(jī)組作為氫電耦合改造方案的示范工程,據(jù)此開展性能評估工作。
3.1 裝置參數(shù)
3.1.1 SOEC系統(tǒng)制氫電耗
制氫電耗是指SOEC裝置制取1 Nm3氫氣所消耗的電能。目前已經(jīng)商用的SOEC裝置實(shí)際能耗見表2。根據(jù)表2所列數(shù)據(jù),SOEC裝置的能耗按3.60 kW·h/Nm3計(jì)。
3.1.2 SOEC單位原料蒸汽量
SOEC單位原料蒸汽量指的是為了生產(chǎn)1 Nm3氫氣,SOEC裝置需要電解的水蒸氣原料的質(zhì)量流量。假設(shè)電解過程中水蒸氣的轉(zhuǎn)化率為85%,那么本系統(tǒng)的SOEC消耗3.60 kW·h的電能可制取1 Nm3氫氣,所需的水蒸氣原料為0.945 kg。
3.1.3 裝置的額定功率
火電機(jī)組增加的制氫儲能系統(tǒng),應(yīng)當(dāng)能夠吸收機(jī)組在40%額定出力下所發(fā)出的電能或蒸汽,使得機(jī)組對電網(wǎng)的實(shí)際輸出功率為零,實(shí)現(xiàn)100%容量的極限深度調(diào)峰。
由于蒸汽抽自二次再熱器出口(即中壓缸入口),這會影響汽輪機(jī)中壓缸的輸出功率,因此首先對汽輪機(jī)各缸的功率進(jìn)行估算。根據(jù)蒸汽焓變與能量轉(zhuǎn)換原理,得到的計(jì)算結(jié)果見表3。
由表3可以得到,40%THA工況下,超高壓缸的輸出功率G=75.2 MW,高壓缸的輸出功率G=83.6 MW。此處設(shè)中壓缸的抽汽量為x,則計(jì)算得到中壓缸的輸出功率G=(755.208-x)×128/755.208 MW,低壓缸的輸出功率G=(740.808-x)×113.2/740.808 MW,而SOEC消耗的電能G=3.6x/0.945。
機(jī)組對外輸出功率為零,汽輪發(fā)電機(jī)組所發(fā)功率全被SOEC裝置消耗,根據(jù)能量平衡關(guān)系有:
G=G+G+G+G (1)
經(jīng)計(jì)算,二再出口抽汽量x=96.81 t/h,此時機(jī)組實(shí)發(fā)功率為368.8 MW,機(jī)組所發(fā)電能和蒸汽可被制氫儲能系統(tǒng)恰好全部利用,故制氫儲能系統(tǒng)的額定功率為368.8 MW。
3.1.4 制氫儲能系統(tǒng)基本設(shè)計(jì)參數(shù)
根據(jù)現(xiàn)有SOEC裝置的性能參數(shù),文中制氫儲能裝置的參數(shù)設(shè)計(jì)如下:
工作溫度 950 ℃
工作壓力 0.6 MPa
制氫能耗 3.6 kW·h/Nm3
額定功率 368.8 MW
額定產(chǎn)氫量 10.76 t/h
單位原料蒸汽量 9.743 t/h
蒸汽轉(zhuǎn)換率 85%
3.2 工藝優(yōu)化
為進(jìn)一步提高系統(tǒng)能效,設(shè)計(jì)了余熱回收利用單元,優(yōu)化后的工藝流程如圖2所示。為滿足SOEC的工作溫度,設(shè)計(jì)了一級煙氣加熱器(熱源來自屏式過熱器底部煙氣)用于進(jìn)一步提升原料水蒸氣的溫度至950 ℃,低溫?zé)煔鈩t重新回到鍋爐煙道。SOEC的工作溫度為950 ℃,因此所產(chǎn)的氫氣和氧氣也具有很高的溫度,故設(shè)計(jì)了二級余熱加熱器對產(chǎn)物氣進(jìn)行冷卻,回收的熱量則用于預(yù)熱SOEC入口水蒸氣、加熱鍋爐的給水。
3.3 流程仿真
Aspen HYSYS是一款廣泛應(yīng)用于化工過程仿真和優(yōu)化的軟件。它由美國AspenTech公司開發(fā),可用于建立各種化工流程模型,并進(jìn)行流程仿真、優(yōu)化、設(shè)計(jì)和分析。Aspen HYSYS支持多種物理性質(zhì)計(jì)算和多階段化學(xué)反應(yīng)仿真,并提供了熱力學(xué)、傳質(zhì)、分離、管道、儀表及控制等方面的建模功能。通過使用該軟件,用戶可以優(yōu)化工藝方案、節(jié)約成本、提高生產(chǎn)效率和產(chǎn)品質(zhì)量。
利用Aspen HYSYS V11軟件對上述工藝進(jìn)行建模。為避免混合后高溫的氫氣與氧氣發(fā)生爆炸,SOEC出口的產(chǎn)物分成了兩支流股并分別進(jìn)入兩個余熱加熱器,彼此獨(dú)立地與水、水蒸氣等進(jìn)行換熱[10]。流程模擬結(jié)果如圖3所示。
3.4 方案的能效計(jì)算
首先定義SOEC?OEC系統(tǒng)的能效指標(biāo)α。系統(tǒng)從火電機(jī)組吸收的能量包括:煙氣加熱器的加熱量Q、消耗的電能Q。返回給火電機(jī)組的能量包
其中,氫氣的高位發(fā)熱量為285.8 kJ/mol。機(jī)組發(fā)電效率取為設(shè)計(jì)值48.95%。Aspen HYSYS計(jì)算結(jié)果α=50.15%。
3.5 方案的對比評價
選擇某公司生產(chǎn)的G2000型堿水電解制氫(ALK)設(shè)備構(gòu)建輔助火電調(diào)峰系統(tǒng)。G2000的基本參數(shù)如下:
產(chǎn)氫量 2 000 Nm3/h
操作壓力 1.6 MPa
直流電耗 4.3~4.5 kW·h/Nm3
工作溫度 90 ℃±5 ℃
電解液 30%(質(zhì)量濃度)KOH
基于某1 000 MW二次再熱示例機(jī)組的設(shè)計(jì)參數(shù),計(jì)算ALK系統(tǒng)的制氫能效。G2000裝置電耗取為4.4 kW·h/Nm3,從機(jī)組吸收的能量為電能,無返回機(jī)組的能量,因此有:
比較可知,SOEC?OEC系統(tǒng)相比ALK調(diào)峰系統(tǒng),能效提高約10.71%,高效優(yōu)勢顯著。
張玉魁等的研究指出[11],SOEC電解過程中部分電耗可被熱能替代,因而其能量利用效率可達(dá)到48.29%~48.98%,高于普通堿性電解槽制氫方案。
4 方案的收益
制氫儲能系統(tǒng)投用后,預(yù)期將獲得如下收益:
a. 電網(wǎng)“黑啟動”服務(wù)收益。具有FCB功能的火電機(jī)組,在電網(wǎng)大面積故障時,能夠發(fā)揮“黑啟動”功能,助力電網(wǎng)恢復(fù),因此各地電網(wǎng)對上述機(jī)組均制定有高額補(bǔ)償條款。《山東省電力輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則(2023版)》指出,提供黑啟動服務(wù)的并網(wǎng)主體,開展年度“黑啟動”試驗(yàn),按照30萬元/次進(jìn)行補(bǔ)償;因電網(wǎng)故障實(shí)際提供黑啟動服務(wù),按照1 000萬元/次進(jìn)行補(bǔ)償。
b. 超額的深度調(diào)峰收益。目前電網(wǎng)對于調(diào)峰的補(bǔ)貼按照機(jī)組容量高低實(shí)行梯度定價,深度越深,價格越高?!度A北電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場運(yùn)營規(guī)則》(2022年修訂版)規(guī)定,機(jī)組調(diào)峰負(fù)荷為額定容量的50%~70%時,補(bǔ)貼最高為300元/MW·h,40%~50%額定容量補(bǔ)貼最高為400元/MW·h,30%~40%額定容量補(bǔ)貼最高為500元/MW·h,30%額定容量以下補(bǔ)貼最高為600元/MW·h。相比常規(guī)機(jī)組20%~30%的最小技術(shù)出力,SOEC?OEC可提供100%容量的極限調(diào)峰服務(wù),因而可為火電企業(yè)賺取超額的調(diào)峰補(bǔ)貼收益。
c. 氫氣售賣收益。氫氣作為綠色清潔能源及重要化工原料,其用途十分廣泛。電廠調(diào)峰期間制取的氫氣,其市場價格為每千克60~70元,部分地區(qū)政府補(bǔ)貼后達(dá)到每千克30~50元,電廠將其對外出售可獲得可觀的經(jīng)濟(jì)收益。
d. 富氧助燃收益。張智羽等利用鍋爐熱力計(jì)算對某600 MW燃煤鍋爐在不同氧氣分壓下的效率進(jìn)行了計(jì)算,結(jié)果表明,30%氧氣濃度(體積分?jǐn)?shù))條件下,鍋爐排煙損失相比21%氧氣濃度(空氣氣氛)降低0.15%,鍋爐熱效率提高0.15%[12]。肖卓楠等研究計(jì)算了480 t/h循環(huán)流化床鍋爐富氧燃燒工況下的熱效率,發(fā)現(xiàn)30%氧氣濃度相比空氣氣氛燃燒,鍋爐排煙損失降低1.0%,效率提升1.08%[13]。鍋爐富氧燃燒技術(shù)通過向鍋爐提供高濃度的氧含量的空氣,從而有效減少了風(fēng)量,降低了風(fēng)機(jī)組電耗;同步降低了煙氣量,提高了燃盡率,帶來了鍋爐效率、供電煤耗、碳排放等指標(biāo)的顯著改善。
e. 設(shè)備延壽延保的收益。系統(tǒng)投用后,機(jī)組主輔機(jī)均長期穩(wěn)定運(yùn)行在高效率區(qū)間(40%額定出力及以上),熱力系統(tǒng)及其附屬設(shè)備避免了頻繁變負(fù)荷引發(fā)的疲勞失效與機(jī)械沖擊,降低了故障率[14]。
5 結(jié)束語
隨著新能源裝機(jī)占比持續(xù)提升,未來電網(wǎng)具有的波動性與故障率都將大幅增加,這對常規(guī)火電機(jī)組的調(diào)節(jié)、支撐能力提出了更高要求。通過增加制氫儲能系統(tǒng),常規(guī)火電機(jī)組將獲得以下技術(shù)優(yōu)勢:
a. 新系統(tǒng)的制氫能效高達(dá)50.15%,相比ALK方案構(gòu)建的調(diào)峰輔助系統(tǒng),能效提高約10.71%。
b. 獲得100%全容量調(diào)峰能力,增加電廠超額的調(diào)峰補(bǔ)貼收益;獲得安全可靠的FCB功能,增加電廠向電網(wǎng)提供黑啟動服務(wù)的收益。
c. 增加機(jī)組氫氣售賣收益、富氧節(jié)煤降碳收益、設(shè)備延壽延保收益等,保證了機(jī)組參與深度調(diào)峰期間的安全、經(jīng)濟(jì)、高效。氫電耦合的火電機(jī)組改造方案具有顯著的經(jīng)濟(jì)效益與環(huán)保效益。
參 考 文 獻(xiàn)
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