江苏国信靖江发电胡高斌:面向新型电力系统的熔融盐储热与煤电机组耦合集成与灵活运行技术
发布者:xylona | 来源:能源达观 | 0评论 | 1242查看 | 2022-12-06 17:56:32    

胡高斌:面向新型电力系统的熔融盐储热与煤电机组耦合集成与灵活运行技术


江苏国信靖江发电有限公司设备部副主任


胡高斌:各位领导,各位专家,大家下午好。我是江苏国信新疆发电有限公司设备部武高斌,很荣幸能在储能技术应用研讨会大平台上和大家进行交流学习。今天汇报的主题是面向新型电力系统的熔岩储热与煤电机组耦合集成与灵活运行技术。我就以下5点进行介绍,包括大环境的背景和电力行业的背景,储能技术的选择,这相对来说是相对于煤电机组,熔融也储热的,在建项目的简单的实施方案和收益分析,最后是示范工程的引进。


大家都知道在2030年要达到碳达峰,在2060年要实现碳中和,其目标是党中央的重大决策部署,相对于电力行业来说,要实现碳达峰,碳中和基本思路和主要举措是深化电力体制改革,构建以新能源为主题的绿色低碳新型电力系统。而且江苏省十四五可再生能源发展规划也提出,到2025年,江苏全省可再生能源消纳占全社会用量占比要达到21%,可再生能源总装机量占比要超过30%,可再生能源在电网中占比要进一步提升,要构建新能源为主体的新型电力系统,意味着风力发电、光伏发电将是未来电力系统的主体。国家发改委和国家能源局发布的关于加强推动新型储能发展的指导意见,主要要实现两个目标,是到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展的转变,到2030年实现新型储能全面市场化发展,新型储能核心技术装备自主可控,进行储能成为能源领域综合的关键支撑。


讲行业背景,从两个饼状图可以看出,虽然现在风电和太阳能发电约占国电源侧总装机容量的27%,但是的实际发电量仅占12%,而火力发电以55%的装机容量却发出占比67%的电量,可见火力发电仍然是国电源侧的中流砥柱。但是随着新能源的发展,新能源的消耗面临着很大的压力,因此急需开发新技术、新能源的消纳。


介绍储能项目实施单位简介,公司位于江苏省晋江市经济开发区内,主要经营内容为火力发电、供气,售电以及港口经营,公司两台66万的超临界机组是2015年投产,年发电量约70亿千瓦时。公司主要还承担着晋江东部和中部区域的供热,这5年供热量约80万吨,大约是1小时100吨左右。由前面的介绍可知,公司地处长三角地区,长三角地区电网发达,电力输送能力强,再加上东部沿海的海上风电,还有光伏等新能源,所以说在区域内相对来说火电机组的调峰做调频的压力比较大。


据前面所述在双探的目标下,在整个的大环境下,发展低碳能源,提高可再生能源比例已经是板上钉钉的,所以说对于的燃煤的发电机组来说,提高的效率和灵活性改造,以及大力发展的储能技术是势在必行的。储能技术是解决当前电网调频和调峰能力不足,造成新能源消耗困难的关键。就相当于刚刚的发改委和国家能源局也指出,新型储能要成为新能源双碳目标的关键支撑之一,在电源侧储能方面要布置一批配置储能的新型能源电站项目,通过储能协调优化保障性能源的高效利用,为电力系统提供容量支撑和一定的调峰能力。到2025年新型储能装机容量要达到3,000万千瓦以上,要推进储能供热与发电示范的应用,所以说储能技术在提高可再生能源消纳比例,保障电力系统安全稳定运行等方面要发挥着重要的作用,是支撑国大规模发展新能源,保障能源安全的关键技术。想必大家都知道储能技术按照原理可以分为以下几点,包括机械储能、热化学储能、热量性储能(其中包含熔盐储能)、电化学储能、电池内储能等。抽水蓄能的成熟度比较高,规模很大,但严重依赖地理位置,建设周期较长,资源受限,而电化学储能效率高,响应速度快,但是单位成本相对于来说较高,寿命短,安全风险交大热化学组目前成熟度较低,全过程储能效率低,不具备商业化运行的条件。电子储能还处在实验阶段,所以说相对于煤电机组来说,热量型储能技术过程简单,关键设备发展较为成熟,其中若年储能技术具有储能密度高,单位成本低,安全可靠等优势,可与新能源等多种形式,和并提高能源的供给,灵活运行能力是构建绿色低碳电力系统的重要储能技术。


从表也可以看出,相比于其的储能技术对于煤电机组热熔岩储能具有适用范围广,绿色环保、安全性高、寿命长,占地面积小,单位成本低等优点,且没有地理环境的限制,是目前大规模中高温储热季度的首选。熔盐储能技术主要以电能和热能、热能两种形式耦合于当前能源供应系统中,如光热发电、集中供热等,针对于供热机组要满足新能源为主的发热发电系统,填补稳定电网安全运行,调节消纳新能源、电气等要求,不仅解决电网消纳新能源调峰难题,而且增强新型绿色低碳电力系统的稳定性,又为工业用户提供绿色清洁热源的低碳发展路径,推动能绿色低碳发电目标的不断前行。


公司现在面临着几个瓶颈的情况,供热抽气口是从锅炉载热器第一级载热器出口取出的,再热器第一级联箱蒸汽通过背压机实现对外供热,采取被压机可以实现能量的梯级利用,且减少百1%的常用电率。但是瓶颈也显而易见,当机组深度表观达到40%的负荷的时候,即使是供热整体全部通过投入也只能提供大约80吨每小时的供气,当然平均量是100吨每小时,就相当于平常的供气高峰来说,供气量还是不够的,尤其是在现在的这种情况下,深度调峰也很平常,所以说这是供气的瓶颈。第二个是公司两台机组打开深度调峰,长周期运行只能达到35%的负荷,再往下的话就面临着最后的脱销,所以说深度调峰的调控深度也是瓶颈。第三个是参与调频辅助市场这一方面,经过统计,每天的调节频率大概是700~1200次,调节功率主要在±4.5兆瓦之间,相对于如果通过改变燃烧来响应调频的话,响应速度是以几十秒来计算的,相对于区域内的其的门店进行并没有优势,这是几个制约的条件。


有制约条件,就进行联合西安热工研究院进行共同探讨,最终确定的熔岩储能的方案应该是熔岩储能,可以实现由电流往热能再往热能的转换,再加上是供热基础,所以说相对于来说是最适合机组的储能的方案。


熔岩储能系统的主要材料和设备如图中所示主要是熔融盐,采取的是三元盐,熔点大概是115度,实际运行温度在200~400之间。第二个是熔岩罐,第三个换热器、泵、电加热器熔岩的电加热是从机组的6000伏取电的,通过变压器降压,对分为4组对熔岩进行加热,熔岩电加热器系统简单可靠,通过的供气的需求,包括供气的压力、温度、流量等方面,还有对于的调频和调峰的需求,综合选择的是整个熔岩的电加热器的工具,总共合起来是36兆瓦,储热量是两个熔岩罐的储热量是不小的,是72兆瓦时。


这边是现在实施项目的简单的方案的系统图,是分为两个部分,是吸热过程,是放热过程,首先讲吸热过程,从互动可以看出,低温熔盐罐的低温冷凝,当然低温是相对来说的,也是在211℃左右,通过熔岩泵把打出来,通过电加热器刚刚这边是从六清基础的6000伏取出来的降压,其对熔岩低温熔岩进行加热加热,到大概388℃之后进入高温罐,这是吸热过程,放热过程高温溶液罐的高温熔岩通过熔岩泵进行打出,通过换热器对出氧气来的汽水进行换热,变成低温的这种已经进入低温罐循环,同时还有热能的转化是从除氧器出口下降完取出汽水,通过换热器进行加热,加入到260度1.1兆帕,对外供气。比如说省调来指令要求上网负荷提高到605,也增加5兆瓦,直接就把电加热器的工具通过工具控制系统进行调节,把电加热器的工具从20兆瓦降到15兆瓦,在机组处理不变还是620兆瓦,上网的负荷就变成605兆瓦,也说可以迅速响应电网的指令,在机组出力不变,如果通过机组的人改变燃烧来响应的话,肯定是要个几十秒,但是直接通过的龙岩工具控制的方法来直接把熔岩的工具直接补贴到上网符合上,可以实现毫秒级的响应,总共响应时间不超过一秒。响应进度的话肯定是在熔岩电电热器工具范围内,肯定是100%的精度响应,反之亦然,所以说熔盐电加热器的工具就控制在合适的范围,而对于电网条峰的话,在深度调峰的时候可以直接把电热电加热器工具给堆满,尽量多分担一点工具,上网的负荷就低的。


接下来给大家汇报整个项目的进度,目前熔岩储能几乎都用于太阳能光热电站除此之外缺乏大规模与煤电机组应用的案例,仅有规模较小的供暖示范项目。从2019年就感受到火电行业即将迎来重大的变革,同时也存在前文所说的工业供给和外部的深度调峰调频之间的矛盾。所以说在2020年初就开始联系西安热工研究院进行工业供气、调兵调分等,在研究过程中对比的前面所说的多种技术路线,因为供热,所以说最终选择熔盐储热是最适合灵活性改造的技术路线,而且具有长寿命、低成本、高安全等其储能技术不可比拟的优势,所以在2020年底就通过财政评审,完成项目可研,在2021年就开始进入到项目的设计阶段,也组织外部专家进行层层论证,论证过程中攻克的熔岩加热方式主要指的是蒸汽加热和电加热的对比,还有系统的费用问题,比如说电源的备用,水源的备用。系统启动问题包括存在态启动、温态启动、热态启动、系统运行优化,调频工况调、分工报和顶尖分工况,以及锅炉汽机储能系统的整体协调控制优化等技术难题,最关键的还是的整体协调优化,以保障系统在安全稳定运行的情况下,实现辅助服务收益最大化,锅炉气机安全经济运行最大化的目标。该项目是从去年11月开始建设的,到现在已经完成土建工作,正在进行设备安装。总包方也是西安院,预期在4月份进行试运行,根据省内进行有锂电池的储能调频改造的项目,两台机组的调频收益是达到每天30万元,对比收益的话,因为的电加热器功率更大,所以说总投资是5000多万元,36兆瓦,所以说预计不到一年的时间就可以收回成本。项目投资收益性较好,但是实际的收益还是要看到时候4月份具体的试运行的情况决定,也实现前所说的能源局要求的目标。


综上所述,采取的熔岩储能与煤电机组相耦合的方案,是可以实现单台机组深度调控达到30%,而且显著提高技术的调配能力,刚刚所说的也可以满足50吨每小时的工业用气,因为是把能量进行转换的,电能变成热能再变成热能,这是简单的收益。调频调峰收益预计一年就可以收回成本,共性安全就不多说,也可以有效降低为基础的调温深度,利用干湿态转化。项目从开始执行就得到火电行业和光热储能行业的广泛关注,被光热发电平台评为2021年度中国光热发电行业十大新闻之一。所以公司和西安热工院研究有限公司共同实施的熔盐储能项目是国内首例化融煤电机组和熔盐储能相结合的项目,实现都能有匹配与协调优化,提高耦合发电系统的灵活性、可靠性和经济性。


项目现在已经进入实施阶段,项目团队建立协同创新机制,攻克熔盐储热系统多项技术难题,预计项目4月份进行试运行,成为国内首个熔盐储热技术在火电机组的大规模工程示范的项目,为火电机组的可持续发展提供下一步的解决方案。项目研究成果前景广阔,相关技术推广后将进一步提高,所以这种高比例的可再生能源的消纳,促进火电与规模化可再生能源的协调发展。

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