CN102678205A - 基于能源消费总量控制的大***节能减排方法 - Google Patents

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Abstract

本发明基于能源消费总量控制的大***节能减排方法涉及一种把城市和火电站视为一个大***的能源消费总量控制节能减排方法。本发明把沿江城市和火电站视为一个大***，将沿江布置采用江水直流冷却的汽轮机凝汽器的循环水排水用作城市自来水的水源，回收汽轮机排汽放出的巨额热量顶替用低谷电加热水的高能耗过程；在引风机出口脱硫吸收塔前，设置耐烟气低温腐蚀的无压余热锅炉，用于加热自来水，为城市提供37℃到60℃的热水，回收烟气放出的大量热能顶替用低谷电加热水的高能耗过程；开发和实施超临界燃煤火电机组的深度调峰技术，少发低谷电，为智能电网实时优化电源结构，提高电网接纳风电的能力，全网化石能源消费总量最小化开辟优化空间。

Description

基于能源消费总量控制的大***节能减排方法
(一)技术领域：
本发明基于能源消费总量控制的大***节能减排方法涉及一种把城市和火电站视为一个大***的能源消费总量控制节能减排方法。
(二)背景技术：
“十一五”末期，当各地采取多种措施甚至不惜拉闸限电才勉强将能源强度下降了近20％时，能源消费总量却突破了30亿吨标煤，30亿吨原本是2020年的预期，仅靠能源强度(单位GDP能耗)和碳强度(单位GDP二氧化碳排放量)难以管住能源消费总量。
中国面对来自国际社会要求绝对量减排的强大压力。
燃煤火电机组的燃煤量占全国煤炭总消费量的一半以上，发电量约占80％，是碳排放的第一大户；2005年以后投产的燃煤火电机组基本上都是超临界机组或者超超临界机组，其发电热效率主要分布在38％到42％；研发更高参数的燃煤火电机组仍然是燃煤火电机组节能减排的重要途径，例如研发中的35MPa/700℃/720℃参数的高效超临界机组的发电热效率预计可以比27MPa/600℃/600℃参数的超超临界机组提高3.2％；超超临界机组随机组负荷率的降低，汽轮机热耗会有较大幅度上升，从额定负荷降到50％负荷汽轮机热耗约上升5％，从额定负荷降到30％负荷汽轮机热耗约上升10％；现有技术基本上是在电站热力***范围内寻找节能减排的途径。
上海市2000年在国内最早推出居民分时电价，平时段0.617元/kWh，低谷时段0.307元/kWh，居民低谷时段用电约占居民总用电量的1/3；居民用电平均供电成本约为0.89元/kWh，由于低谷时段汽轮机热耗增加和机组厂用电率增加，供电成本更高于平均供电成本。
现有技术采用分时电价的主要目的是减小供电负荷的峰谷差，现有技术超临界燃煤火电机组通常的调峰能力为50％。
近年风电的装机容量已居世界第一位，风电具有随机性、间歇性、甚至反调峰特性，夜间脱网、弃风现象普遍，全国大约有1/3的风电未能接入电网。
(三)发明内容：
所要解决的技术问题：
靠交叉补贴维持多年的超低低谷电价其实是一条高能耗、高碳排放的技术路线。由于超低低谷电价已经低到用电加热水比用天然气加热水更便宜，加上用焦耳热加热水的电热水器售价低廉、自动化程度高、有贮存热水功能，过半的居民低谷电用于水加热、水贮热，电能又转换回热能，经热-电-热两次转换，总热效率不到40％，与天然气直接加热水相比，能耗为2.5倍，碳排放更超过2.5倍。跳出电站热力***的圈子，把城市和火电站视为一个能源消费大***，寻找大***能源消费总量最小化的潜力。
现有技术采用分时电价的主要目的是减小供电负荷的峰谷差来适应现有技术超临界燃煤火电机组约为50％的调峰能力，开发现有技术的超临界燃煤火电机组的深度调峰技术使减少或者停止低效的热-电-热两次转换成为可能；超临界燃煤火电机组的深度调峰能力还可以减少或者避免风电脱网、弃风现象。
解决其技术问题采用的技术方案：
本发明基于能源消费总量控制的大***节能减排方法把沿江城市和火电站视为一个大***，将沿江布置采用江水直流冷却的汽轮机凝汽器的循环水排水用作城市自来水的水源，一台1000MW的燃煤火电机组的循环水排水在额定负荷下在汽轮机凝汽器内的吸热量达3688GJ/h，也就是可以把流量达100000t/h的循环水升温9.5K。自来水升温9.5K，特别在冬季可明显改善居民生活体验，减少用低谷电加热水的需求；在夏季自来水可以升温到30℃或者更高，无需电加热可直接用于洗浴。“在我国，凡是相对于当前主力在役能源的形式有大的变革，且占到相当份额、能减少污染、降低二氧化碳排放的能源，都应该叫‘新能源’。”这一巨大的热量从电站热力***范围内看是无可避免的冷源热损失，从大江取循环水，汽轮机凝汽器的循环水排水返回大江，给大江带去的只是热污染；换一个角度，把沿江城市和火电站视为一个大***，为水厂提供微热水，这一巨大的热量就成为无二氧化碳排放的‘新能源’。
进一步扩大视角把所有城市的供水、供热和燃煤火电站视为一个大***，可以找到更多的无二氧化碳排放的‘新能源’。现有技术的电站锅炉排烟温度约130℃，湿法脱硫吸收塔出口的净烟气不到60℃，对未设置GGH(烟气-烟气热交换器)的电站锅炉全靠‘工艺水’的蒸发来吸热降温，1台1000MW的燃煤发电机组年耗工艺水约800000t，同时增大了烟气流量，增加了厂用电消耗，130℃热烟气携带的热量最后全部排入大气。本发明基于能源消费总量控制的大***节能减排方法在引风机出口脱硫吸收塔前，设置耐烟气低温腐蚀的无压余热锅炉，用于加热自来水，为城市提供37℃到60℃的热水。1台1000MW满负荷的燃煤发电机组的烟气在余热锅炉内由130℃降到60℃，每小时可以提供热水约1500t，如机组日均负荷率80％，居民日均热水耗量50升，可供60万人使用，这些热量也是无二氧化碳排放的‘新能源’。如果这些热水全部用低谷电加热(从20℃加热到60℃)日耗电1.31×106kWh，为发出这些电需日耗标煤438.8t，日排CO2877.6t。
我国燃煤机组占总容量70％以上，上述两类无二氧化碳排放的‘新能源’足以支持城市热水全部管网化，在改善居民生活条件的同时不增加化石燃料的消费总量和CO2排放量，如热水管网化主要替代对象是电热水器还能较大幅度降低化石燃料的消费总量和CO2排放量。热水管网化过程中，因主要使用低谷电的电热水器大量停用，电网峰谷差会加大，超临界燃煤火电机组的深度调峰技术成为热水全部管网化的重要条件，超临界燃煤火电机组的深度调峰技术的难点在燃煤锅炉，燃煤锅炉深度调峰的难点在无油低负荷稳燃、无油启动和节水(除盐水)、节电、节燃料的超临界直流炉启动***。解决无油低负荷稳燃问题，超临界燃煤火电机组的最低负荷可以降到30％，即70％调峰能力；同时解决超临界燃煤锅炉无油启动和节水、节电、节燃料的超临界直流炉启动***，超临界燃煤火电机组的最低负荷可以降到0，即100％调峰能力。在电力***低谷时，安全、经济地停用部分机组热备用，运行机组带中高负荷，有必要的旋转备用容量是比较理想的节能运行方式，与现有技术各机组带半负荷，用低电价刺激产生较大数量的填谷负荷相比，能源消费总量和二氧化碳排放量有明显下降。开发和实施发明专利：专利申请号200910014731.0电站燃煤锅炉布朗气(氢氧气)点火***、专利申请号200910229408.5电站燃煤锅炉天然气点火***、专利申请号201110029039.2能全面回收工质和热量的无泵直流炉启动***、专利申请号201110146964.3配中压扩容器可全面回收工质热量的直流炉启动***等专利，有利于超临界燃煤火电机组的深度调峰技术实用化。
风电是一种可再生绿色能源，近年中国风电的装机容量已高居世界第一位。风电具有随机性、间歇性、甚至反调峰特性，夜间脱网、弃风现象普遍，大约有1/3的风电不能并网，除了受制与风电机自身的低电压穿越特性以外，也与占电网电源主体的燃煤火电机组调峰能力、调频反应速度有关，燃煤火电机组具备深度调峰能力电网就可以接纳更多的风电入网，减少或者避免风电脱网、弃风现象，有利于化石能源消费总量控制。
本发明基于能源消费总量控制的大***节能减排方法，其特征在于：把沿江城市和火电站视为一个大***，将沿江布置采用江水直流冷却的汽轮机凝汽器的循环水排水用作城市自来水的水源，用为水厂提供微热水的方法，回收汽轮机排汽放出的巨额热量顶替用低谷电加热水的高能耗过程；在引风机出口脱硫吸收塔前，设置耐烟气低温腐蚀的无压余热锅炉，用于加热自来水，为城市提供37℃到60℃的热水，回收烟气放出的大量热能顶替用低谷电加热水的高能耗过程；开发和实施超临界燃煤火电机组的深度调峰技术，少发低谷电，为智能电网实时优化电源结构，提高电网接纳风电的能力，全网化石能源消费总量最小化开辟优化空间。
发明的有益效果：
·把沿江城市和火电站视为一个大***，将沿江布置采用江水直流冷却的汽轮机凝汽器的循环水排水用作城市自来水的水源，直接利用巨量低温热能，既减少了对江水的热污染又减少了大***的化石能源消费总量，成为无二氧化碳排放的‘新能源’；
·在引风机出口脱硫吸收塔前，设置耐烟气低温腐蚀的无压余热锅炉，用于加热自来水，为城市提供37℃到60℃的热水，1台1000MW满负荷的燃煤发电机组的烟气在余热锅炉内由130℃降到60℃，每小时可以提供热水约1500t，如机组日均负荷率80％。居民日均热水耗量50升，可供60万人使用，这些热量也是无二氧化碳排放的‘新能源’
·1台1000MW的燃煤发电机组的烟气在余热锅炉内由130℃降到60℃，年少耗脱硫工艺水约800000t；
·在电力***低谷时，安全、经济地停用部分机组热备用，运行机组带中高负荷，有必要的旋转备用容量是比较理想的节能运行方式，与现有技术各机组带半负荷，用低电价刺激产生较大数量的填谷负荷相比，能源消费总量和二氧化碳排放量有明显下降；
·燃煤火电机组具备深度调峰能力，电网就可以接纳更多的风电入网，减少或者避免风电脱网、弃风现象，有利于化石能源消费总量控制。
(四)附图说明：
无附图。
(五)具体实施方式：
现以上海市为例说明实现发明的优选方式：
本发明基于能源消费总量控制的大***节能减排方法从技术层面主要可以划分为3个项目：
1.沿江布置采用江水直流冷却的汽轮机凝汽器的循环水排水热能利用；
2.进脱硫吸收塔前的烟气余热利用；
3.开发和实施超临界燃煤火电机组的深度调峰技术。
这3个项目可以在同一电厂实施，也不排斥在某电厂某机组实施其中的一项或者两项。
上海市区总供水能力约800×104t/d，如有一半利用汽轮机凝汽器的循环水排水热能，平均提升供水温度8K，年利用热能达48953800GJ，如果这些微热水全部用低谷电加热获得，年需耗电136×108kWh，为发出这些电需耗标煤4.556×106t，排CO29.112×106t；如果这些微热水全部用天然气热水器加热取得，天然气热水器加热效率0.95，天然气发热量10000kcal/m3，年需天然气11.68亿m3，数量十分惊人。
上海市全部燃煤机组均采用湿法脱硫，利用进脱硫吸收塔前的烟气余热为400万居民提供平均每人每天50升热水供应技术上是可能的，即全部燃煤机组合力每天提供20万吨热水，合每小时不到一万吨热水，有7000MW装机容量就可以担此重任，现在上海的装机容量已突破10000MW。如果这些热水全部用低谷电加热获得，需耗电33.9×108kWh，为发出这些电需耗标煤1.136×106t，排CO22.272×106t；如果这些热水全部用天然气热水器加热取得，天然气热水器加热效率0.95，天然气发热量10000kcal/m3，年需天然气2.91亿m3，数量也十分惊人。
仅上海市市区就有4家自来水公司下辖14家水厂，上海有拾余家燃煤电厂数拾台燃煤机组，1.项和2.项显然要求电厂与水厂或者电厂与水厂的主输水管道距离较近较为有利，以控制管道投资和输水能耗，需配对个案考量。当水厂需要扩容可以优先考虑设在电厂附近，甚至设在电厂内由电厂跨业经营，热水或者微热水趸售给供水企业。微热水可延用原有自来水配水管网，热水需新增输送、分配管网。
3.项经试点取得经验后值得在各超临界燃煤火电机组推广，各超临界燃煤火电机组具备深度调峰能力，将为智能电网实时优化电源结构，提高电网接纳风电的能力，全网化石能源消费总量最小化开辟优化空间。3.项可以单独在各电厂、各机组结合大修实施，无需以1.项和2.项作为前提或者保障。

Claims (4)

1.一种基于能源消费总量控制的大***节能减排方法，其特征在于：把沿江城市和火电站视为一个大***，将沿江布置采用江水直流冷却的汽轮机凝汽器的循环水排水用作城市自来水的水源，用为水厂提供微热水的方法，回收汽轮机排汽放出的巨额热量顶替用低谷电加热水的高能耗过程；在引风机出口脱硫吸收塔前，设置耐烟气低温腐蚀的无压余热锅炉，用于加热自来水，为城市提供37℃到60℃的热水，回收烟气放出的大量热能顶替用低谷电加热水的高能耗过程；开发和实施超临界燃煤火电机组的深度调峰技术，少发低谷电，为智能电网实时优化电源结构，提高电网接纳风电的能力，全网化石能源消费总量最小化开辟优化空间。
2.根据权利要求1所述的基于能源消费总量控制的大***节能减排方法，其特征是所述的微热水指循环水在直流冷却的汽轮机凝汽器内获得数度温升后的符合水厂水源指标要求的水。
3.根据权利要求1所述的基于能源消费总量控制的大***节能减排方法，其特征是所述的耐烟气低温腐蚀的无压余热锅炉指用不锈钢材质、烟侧高度肋化的传热管构造的大型表面式烟-水换热器。
4.根据权利要求1所述的基于能源消费总量控制的大***节能减排方法，其特征是所述的超临界燃煤火电机组的深度调峰技术主要包括燃煤锅炉无油低负荷稳燃、燃煤锅炉无油启动和节水、节电、节燃料的超临界直流炉启动***；在电力***低谷时，安全、经济地停用部分机组热备用，运行机组带中高负荷，有必要的旋转备用容量是比较理想的节能运行方式。
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