一种煤制油气发电的电网调峰方法技术

一种煤制油气发电的电网调峰方法，属于电力能源领域，风光电大规模上网，需要低碳环保的调节电源。本案提出建立一个含有风能+光伏+光热发电+煤制油气+燃气非水工质联合循环发电的风光煤电局域电网；包括SNG液化和空分制氧在内的煤制油气的全部动力，75％由风光电提供，25％由工艺尾气发电提供；燃气非水工质联合循环利用SNG发电，对局域网内的风光电低谷期进行及时的填谷供电，对长距离高压主干电网的低谷进供电，实现对电网的调峰；由于本案所述的煤制油气方法的的低能耗，加上风光电为其提供75％的电力和燃气非水工质联合循环的高效发电，将使电网调峰的环保、品质、速率、能耗、成本性能大为改善。成本性能大为改善。成本性能大为改善。

【技术实现步骤摘要】
一种煤制油气发电的电网调峰方法


[0001]本专利技术属于电力能源领域，特别涉及具有强烈间歇性和不确定性的清洁能源——风光电大规模上网后，电网调峰的技术方法。

技术介绍

[0002]风光电清洁能源的间歇性和不确定性，大规模上网后使电网及用电侧供电负荷出现极大波动。现行的电网调峰的实用技术主要有以下A、B、C三种：
[0003]A抽水蓄能调峰，一套装置既能耗电抽水蓄能削峰，也能排水发电填谷，kw投资4000
‑
6500元，然蓄能效率，因蒸发、泄漏、水泵机械效率、水轮机发电机械效率、电气效率的各种损耗，实际的能源蓄能效率只有60％，且售电必须高于用电电价至少0.3元/kwh才能不亏本，同时还必须要有水源和地理条件。
[0004]B天然气发电上网调峰，只能在风光电低谷时段发电填谷，不能在风光电高峰时段纳电削峰，kw投资3000元左右，前提是必须要有天然气，在目前进口天然气价达2元/m3，其上网电价必须要在0.55元/kwh以上才能不亏本。
[0005]由于我国三北地区不仅富煤，其风光资源也极为丰富，不仅严重缺水，同时也没有天然气资源，故抽水蓄能、天然气发电调峰尽管成本高，却也均不可能在三北地区采用。
[0006]C唯一可采用的煤电灵活性改造调峰技术，却存在以下三大问题：
[0007]①
，调峰品质差。也是只能在风光电低谷时段发电填谷，不能在风光电高峰时段纳电削峰；改造费用500
‑
1500元/kw，虽然不高，但因燃煤高温高压锅炉、高温蒸汽系统巨大的热力惯性，负荷升降过快，均将导致重大安全事故，所以煤电灵活性改造后的实际调峰速率：660万kw机组只有10余MW/min，远远不及同规格的以天然气、燃油为燃料的燃机发电调峰的88Mw/min，更难以满足将来更大规模的风光电上网需要的高速率、高频率、高峰值、大容量的调峰品质。
[0008]②
，调峰成本高、能耗高。煤电灵活性改造调峰，还会带来煤电机组低负荷运行时，炉膛火焰的稳燃困难、对流段传热效率下降、汽轮机度电耗热明显增加，导致度电煤耗及CO2排放大幅增加，省煤器等部件低温腐蚀，度电维修、人工、折旧成本升高的难题。
[0009]③
，CO2捕集成本高。随着全球碳减排要求的日益严格，煤炭直接燃烧发电，其烟气中CO2大量排空，因烟气压力低、CO2分压更低，捕集成本、能耗也非常高，也给碳减排、碳中和带来巨大困难，煤电机组的灵活性改造后还要大幅增加度电CO2排放，所以，煤电灵活性改造，也不是理想的电网调峰技术。
[0010]正在开发的电网调峰技术有：压缩空气储能、蓄电池化学蓄能、机械惯性蓄能、物理或化学相变储能、熔盐储热发电、电热储热发电等技术，由于均需借助专用材料、器件，且都具有度电储能成本达0.3元/kwh以上的重大缺陷。
[0011]电解水调峰成本高、效率低。理论上3.5kwh可制1Nm
3 H2，用于消纳风光电，为电网削峰，将风光电转化为H2，再将H2直接用于发动机燃料、或化学合成：3H2+CO2＝CH3OH+H2O，或4H2+CO2＝CH4+2H2O等化学产品，其电解水制H2后再化学合成，不仅电解水装置投资高，其电
能电解转化率最多70％，再经能源转化率小于80％的化学合成，还要经能源转化率约60％的燃料电池，或能源转化率小于60％的甲醇、天然气发动机转化为最终动力，能源总量已损失了58
‑
66％，显然也很不经济；要使电解水装置长期连续经济运行，还需配备投资不菲的蓄电系统，否则，电解水系统只能在风光高峰消纳电能，晚上、无风时停运，这无疑更不经济，同时其规模也不可能很大，实难以解决我国将来达十亿，乃至数十亿kw的风光电大规模上网的电网调峰难题。
[0012]CN107237657B所述的一种可调峰储能的燃气
‑
蒸汽联合动力装置的控制方法，通过设置空压机、储气罐、燃气轮机与煤电汽轮发电机组耦合调峰，电网需要削峰时，通过离合器使空压机立即耗能压缩空气进储气罐，以减少汽轮机发电量，需要填谷时，减少或停止压缩空气，并将储罐中的压缩空气送入燃气轮机发电，以补充汽轮机的发电量，这是利用了燃气轮机能够迅速、高频加减负荷的特点，优化煤电削峰填谷性能的调峰方法。该方法存在以下不足，
①
不能消纳风光电，
②
空压机出气温度达500℃，度电空气耗量达5kg，在2MPa压力下体积达0.6m3，要求调峰每分钟10万kw级别的变化，体积至少要数千立方米，储气罐的实际上储存的是煤电高碳低密度压缩空气，储气罐的投资成本将极为巨大，
③
煤电烟气中CO2不能廉价回收。
[0013]CN106285944B所述的一种利用空分系统储能的IGCC电站调峰装置，采用增加液氧储槽，以便及时增加进入气化炉的氧气，增加产气量，从而增加IGCC发电量20％的调峰能力。由于IGCC电站的大型高温气化炉与燃气轮机的一体化紧密连接结构，也存在以下不足，
①
大型高温气化炉的热力惯性大大降低调峰速率，
②
还有低负荷运行的高能耗、高成本，其调峰的品质还是远不及单纯GTCC燃气蒸汽联合循环发电，
③
烟气中CO2也不能廉价回收。
[0014]CN112383077A所述的，新能源耦合火电机组发电储能调峰联合系统及运行方法，在风光电和燃煤发电中增加蓄电池的方式，使富裕风光电及燃煤发电进入蓄电池储存；电网低谷时，蓄电池向电网送电，同时用储存电加热锅炉软水，提高蒸汽产量，进而增加发电量，由于蓄电池价格昂贵，采用该方法既储风光电又蓄燃煤电，不仅
①
费用昂贵，还由于
②
煤电烟气CO2无法廉价捕集，
③
煤电低负荷运行的高额成本，使其难被市场接受。
[0015]CN109980677A所述的一种风光电能氢储能及煤化工联合生产发电调峰系统，采用富裕风光电
→
电解水制氢
→
氢气储存
→
氢气+煤气
→
甲醇
→
燃气蒸汽发电的技术路线调峰。由于电解水制氢能源转化效率只有70％；甲醇合成加上循环机、冷却分离等能耗，其能源转化效率最多75％；燃气蒸汽发电效率60％，花钱投资了一大串设备，其能源转化效率只有：70％
×
75％
×
60％＝31.5％，显然得不偿失；另外电解水制氢虽然免费获得了氧气，然实际计算，投入的所述设备的投资成本，已经高于空分制氧的能源+投资的总成本，显然也难被市场接受。
[0016]全球自从大型化工问世以来的60余年，如大型原油加工，煤或天然气制油、天然气、合成氨、甲醇、烯烃，生产装备中的大型运转设备，如各种压缩机、循环机及各种工艺介质输送，均采用负荷调节十分方便、且低投资成本低廉的汽轮机直接驱动。
[0017]2000年以来，我国投资达万亿RMB的数百套现代煤化工，生产醋酸、甲本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种煤制油气发电的电网调峰方法，其特征在于：建立一个含有风能发电+太阳光伏发电+太阳光热发电+煤制油气+燃气非水工质联合循环发电的风光煤电局域电网(E500)；风光煤电局域电网(E500)通过供电侧升压整流站(E601)与长距离高压主干电网(E600)联通后，再通过用电侧降压整流站(E602)与电力用户群(DLYHQ)；包括SNG液化和空分制氧在内的煤制油气的全部动力，75％由风光电清洁能源提供，25％由煤制油气的工艺尾气发电提供；燃气非水工质联合循环发电对局域电网(E500)内的风光电的低谷时段进行及时的补偿性供电，还可对长距离高压主干电网(E600)的低谷进供电，实现对电网的调峰；在风光煤电局域电网(E500)内，至少包括设在山上+山下、或山口+河谷+平地，即不同地理条件的两座风电场(FLFDC)，所有风电场装机的总功率不低于300Mw；风光煤电局域网内，至少包括光伏(GFFDC)、光热(GRFDC)发电场各一座，所有光电场装机的总功率不低于300Mw；风光煤电局域网内，至少包括一套采用CN110628477A所述的加压移动床多层加氢煤制天然气燃油、芳烃方法生产天然气+燃油的装置(CTG+CTL)，或加压气流床煤气化煤制天然气装置、或鲁奇加压移动床煤气化煤制天然气装置、或加压硫化床煤气化煤制天然气装置，小时天然气+燃油产量不低于50吨要求当量；风光煤电局域电网内，至少包括：一套采用LNG液化天然气的燃气非水工质联合循环发电的电网调峰发电机组(GTCCC1)，一套燃烧LNG液化天然气+工艺尾气的燃气非水工质联合循环发电的自用电发电机组(GTCCC2)，两发电机组装机功率不低于600Mkw；煤制油气装置(CTG+CTL)和发电装置(GTCCC1、GTCCC2)之间，设置合成天然气液化工艺装置(SNGYH)和LNG天然气低温储槽(LNGCC)和常温燃油储槽(CTLCC)；风光煤电局域电网内，采用CN110628477A所述方法生产天然气+燃油的装置(CTG+CTL)中，包括：
①
，空分制氧的空气压缩机(48)、入炉氢气循环机(35A)、循环水泵及所有转动设备的动力源全部采用电动机驱动；
②
，煤焦油加氢制燃油芳烃工序(42)中的氢气升压机、氢气循环机、油料机泵、循环水泵及所有转动设备的动力源全部采用电动机驱动；
③
，H2S、COS、CO、CO2酸气、氢气、甲烷分离工艺装置(40)中的氢气甲烷分离或采用PSA变压吸附分离工艺，分离的甲烷产品，经天然气液化装置(SNGYH)加工成LNG液化天然气后，送入LNG液化天然气低温储槽(LNGCC)，其天然气液化装置(SNGYH)全部动力采用电力驱动。2.根据权利要求1所述的一种煤制油气发电的电网调峰方法，其特征在于，局域电网E500内电网调峰操作：
①
包括SNG液化在内的煤制油气装置全年满负荷运行；
②
光热发电以55％的比率配置储能电源，风电和光伏电的储能电源配置比率各为为5％，在风光电低谷时段，与煤制油气工艺尾气发电一道，成为煤制油气的工艺动力电源；
③
调峰电源，燃气非水工质联合循环(GTCCC1+GTCCC2)装机容量与风光电装机容量之比为1～1.2，以便随时补充局域电网(E500)内风光电清洁电源出现的低谷；
④
局域电网(E500)处于风光电高峰时段，当长距离高压主干电网(E600)出现供电需求时，LNG调峰发电机组(GTCCC1)也可立即启动供电，为长距离高压主干电网(E600)调峰供
电。3.根据权利要求1所述的一种煤制油气发电的电网调峰方法，其特征在于，风光电高峰时段：
①
调峰发电机组(GTCCC1)停止运行；
②
煤制油气装置(CTG+CTL、KFZY、SNGYH)的供电，燃气非水工质联合循环发电的自用电发电机组(GTCCC2)，工作于额定负荷的30％左右的低负荷状态，使其燃气轮机(RQLJ)排气中的氧气能够烧完煤制油气装置的全部工艺尾气(42C、40C、33A)可燃物，通过自用电发电机组(GTCCC2)中的膨胀透平(PZTP)，为煤制油气装置(CTG+CTL、KFZY、SNGYH)所需动力的25％，其余75％由风力电+光伏电提供；
③
自用电发电机组(GTCCC2)，工作于额定负荷的30％左右的低负荷供电，作为局域网(E500)内风光电的调频电源，与风光电一同通过局域网(E500)输入主干电网(E600)；
④
风光电高峰时段内，风光电出现的小幅波动，通过DCS自动控制系统，由自用电发电机组(GTCCC2)及时增减负荷给予无缝弥补。4.根据权利要求1所述的一种煤制油气发电的电网调峰方法，其特征在于，风光电低谷时段：燃气非水工质联合循环发电的电网调峰发电机组(GTCCC1)和自用电发电机组(GTCCC2)高负荷运行，或根据高压主干电网(E600)调度指令运行，以充分保证电网的供电负荷和煤制油气生产用电；电网调峰发电机组(GTCCC1)工艺：LNG储槽(LNGCC)内的
‑
160℃LNG液化天然气，先经液化天然气泵(LNGB)升压至燃气轮机要求的燃料天然气压力，例如3.5MPa压力后，温度上升约3℃，即压力3.5MPa，温度
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157℃的LNG的先后经过：甲烷冷却器(JWLQQ)、乙烯冷却器(YXLQQ)、丙烷冷却器(BWLQQ)、余冷回收器(YLHSQ)，回收LNG的低温有效能，以节省制冷系统电耗，温度升至冬季15℃，夏季30℃后，LNG液化天然气变成气态的合成天然气(SNG)，进入电网调峰发电机组(GTCCC1)换热器1(HRQ1)，与来自换热器2(HRQ2)，温度已降至70℃的透平尾气换热后，SNG温度升至50℃进入燃气轮机(RQLJ)燃烧室(RSS)，与来自前端空压机的压缩空气燃烧，成为温度升到1500℃左右的高温高压的高能量烟气后，旋即进入燃气透平膨胀作功后，压力降至接近大气压，温度降至635℃左右排出燃气透平；出燃气透平的烟气温度约635℃，首先进入进入换热器2(HRQ2)，与换热器2高压侧的甲烷工质气逆流换热，将甲烷工质气加热到600℃，烟气温度降至70℃，然后再进入换热器1(HRQ1)与高压侧的SNG换热，温度降至...

【专利技术属性】
技术研发人员：李宁，李开建，
申请(专利权)人：成都聚实节能科技有限公司，
类型：发明
国别省市：