高风光发电背景下火电超深度调峰分析

为应对越来越高的深度调峰需求,火电厂进行了超深度调峰试验,实现了在锅炉不投油稳燃情况下20%额定负荷和15%额定负荷的稳定运行。结合深度调峰试验中的参数和出现的问题,归纳了火电机组深度调峰运行的注意事项及建议,可供同类型机组深度调峰工作参考。     

超临界机组深度调峰研究及应用

一般火电机组参与AGC调峰,下限设在50%额定负荷。研究了超临界火电机组深度调峰过程,将下限设定在20%额定负荷,分析了超临界机组参与深度调峰需注意的问题,给出了具体的优化逻辑,提出通过滑参数运行的方法进行深度调峰,提出贮水箱水位偏差带控制算法,现场应用证明了该优化方法的有效性。     

炉水再循环方案在350 MW机组宽负荷脱硝中的应用

山西某发电公司为响应山西省深度调峰的要求,采用炉水再循环的技术路线对1号机组进行宽负荷脱硝改造。通过改造,机组负荷降低至40%额定负荷时,选择性催化还原脱硝装置入口烟气温度由287℃提高至300℃以上,具备了40%额定负荷及以上负荷工况下投运脱硝的能力。机组深度调峰能力从56%额定负荷降低至40%额定负荷,可为同类型机组深度调峰宽负荷脱硝改造提供参考。     

600MW超临界四墙切圆燃烧机组深度调峰技术研究

随着电网新能源发电量的比重越来越大,火电机组负荷率逐步降低,电网对火电机组的运行方式提出了更高的要求,为适应电网对火电机组深度调峰的需求,对某600 MW超临界四墙切圆直流锅炉机组进行了深度调峰运行试验研究。通过优化燃煤掺配比例、制粉系统特性优化、炉膛燃烧调整、磨煤机运行方式调整、锅炉尾部烟气调节挡板开度调整、辅机启停运行方式优化、煤水比调节及过热度优化等试验,解决了机组深度调峰期间低负荷工况下锅炉稳定燃烧、水冷壁超温、低负荷投运烟气脱硝等问题,在锅炉及其附属设备未进行任何改造的前提下,实现了超临界直流空冷机组在30%额定负荷工况下锅炉未进行由直流运行方式转为再循环运行方式的转换,达到了锅炉低负荷期间干态稳定运行,成为国内首台实现30%额度负荷深度调峰的四墙切圆燃烧机组,同时也为其他同类型电厂在机组深度调峰运行方面提供一定的借鉴价值。     

亚临界300MW等级燃煤机组深度调峰适应性研究

随着省内电网结构及社会产业的变化,火电机组承担深度调峰任务已成为常态。以某300 MW亚临界燃煤机组为例,开展锅炉及汽机侧主辅设备、环保侧排放指标、两个细则考核四个方面的深度调峰适应性试验研究,确定该机组深度调峰能力能够达到浙江省发改委关于燃煤机组深度调峰机组最小出力应达到40%额定负荷的要求。同时对30%～50%负荷段进行了煤耗评估测试,为电厂深度调峰运行发电成本提供数据支撑。     

超超临界试运机组深度调峰控制优化

为减少机组投产后AGC考核并提高深度调峰自动控制水平，在超超临界机组试运过程中，采用设定值函数优化、汽轮机辅助压力调节、水煤复合控制、动态变负荷前馈、分磨煤机热值校正、闭锁及限制条件完善、阀门特性及汽泵再循环控制优化等一系列优化调整方法，实现了在最低稳燃负荷~50%额定负荷区间的协调控制连续稳定投入，控制指标良好。同时对深度调峰阶段控制特点、难点和注意事项进行了分析，指出超超临界机组低负荷段的控制要点，对超超临界机组深度调峰改造并提高机组安全稳定运行性能具有一定借鉴意义。     

680 MW超临界机组深度调峰技术实践研究

煤电机组深度调峰是现阶段实现可再生能源消纳的重要措施。某680 MW超临界机组为实现30%负荷深度调峰常态化可靠运行，开展了诸多实践并取得较理想效果。在设备改造方面，增设一层等离子点火燃烧器，实施了全负荷脱硝改造和静叶调节引风机加装烟气再循环管路改造。在低负荷优化方面，开展了精细化燃烧调整、主汽温和再热汽温优化调整，大幅提升机组运行的经济性，提高了机组30%负荷的运行可靠性。在自动控制方面，开发出机组低负荷协调优化控制策略，实现了机组30%～50%升降负荷过程各项参数的稳定控制，有效降低人工操作风险。该机组上一系列技术的应用可为同类型机组开展深度调峰工作提供借鉴。     

浙江省燃煤机组深度调峰汽轮机设备影响分析

新能源建设的迅猛发展以及外购电量的不断增加使得燃煤机组深度调峰迫在眉睫,通过对浙江省58台300 MW及以上容量燃煤机组进行40%额定负荷深度调峰可靠性验证试验,分析了机组在40%额定负荷深度调峰时汽轮机主、辅设备的运行情况,重点介绍了主机本体汽缸温差、振动,给水泵系统以及其它辅助系统的影响。验证试验结果表明:经过运行调整,浙江省内300 MW级以上汽轮机组各主、辅系统无需进行大的改造,均已具备调峰至40%额度负荷的能力。     

350MW超临界机组深度调峰背景下掺烧准东煤试验研究

对新疆某电厂350MW超临界机组,研究在深度调峰期间锅炉侧出现的问题及经济性指标,以实现机组35%额定容量深度调峰目标。结果表明：锅炉在低负荷下炉膛负压波动较大,燃烧稳定性变差,但总体仍能维持不投油稳燃的需求。机组脱硝烟气温度满足宽温催化剂要求（260℃）,且燃用准东煤时未出现各受热面严重沾污、积灰情况。锅炉具备深度调峰至35%额定负荷的出力能力。     

亚临界汽包炉深度调峰安全性评估及控制优化技术

为应对新能源消纳能力提升过程中电力系统调频、调峰的困难,作为常规电源的燃煤机组必须进行深度、快速、频繁的负荷调整,以消除风、光电间歇性和随机性对电网安全运行的影响。以某330 MW亚临界汽包炉机组为例,探索深度变负荷过程中稳定运行的边界条件,评估合理的调峰下限,并通过先进的控制策略优化设计,提升各系统调节品质和可靠性。研究结果表明,该机组在未进行系统及设备改造的基础上能实现27%额定负荷的深度调峰能力。     

某660MW超超临界二次再热机组运行经济性分析

新能源的发展使得燃煤机组深度调峰迫在眉睫。基于某660 MW超超临界二次再热机组三个典型负荷下锅炉热效率、汽机热耗率和厂用电率等试验数据,拟合了机组全负荷区间供电煤耗率公式,分析了机组不同负荷率时经济性。研究表明,深度调峰时汽轮机热耗率上升明显,该二次再热机组在40%负荷率时供电GWh耗标煤量较额定负荷升高了15.34 t。     

冷烟气再循环对锅炉深度调峰能力影响

某电厂5号锅炉为670 t/h超高压自然循环锅炉,为提高机组深度调峰能力,安装冷烟气再循环系统,以满足机组深度调峰期间锅炉运行安全经济、环保排放合格。经过对一次冷烟气再循环量、二次冷烟气再循环量的调整优化,机组最低负荷由50%降至34%额定负荷,选择性催化还原(SCR)系统入口烟温达到316℃,再热蒸汽温度为519℃,一次冷烟气再循环量为2.0×10~4 m~3/h,二次冷烟气再循环量为2.5×10~4 m~3/h,机组运行稳定,SCR系统工作正常,深度调峰能力大幅度提高。     

新型电网结构下火电机组深度调峰控制策略的研究与应用

新型电网结构中,新能源渗透率逐步提高,其发电负荷的随机性、不可预测性对电网稳定性的影响逐步加大,需要以火力发电机组为首的常规能源快速稳定响应负荷需求,实现深度调峰运行,从而有效稳定电网有功平衡。由于火电机组30%负荷以下非线性特性明显,给水、燃料、风量等相互耦合特性更加显著,同时各个控制参数已接近或达到稳定运行下限,解决稳燃负荷以下运行安全性及变负荷速率之间的矛盾是目前火电机组深度调峰面临的问题。作为机组深度调峰运行的核心部分,控制策略的设计与应用能够有效提升机组稳定运行边界工况下的稳定性与快速性,避免AGC及一次调频性能考核,保证稳定运行,结合新型调峰技术进一步优化控制功能,成为新型电网结构下火电机组深度调峰运行的研究应用方向。     

循环流化床机组深度调峰性能分析与评价

某330 MW循环流化床机组进行深度调峰改造后,能长期保持30%负荷段运行,但深度调峰时机组存在热效率差、单位发电成本高、难以投入自动的问题。本文通过分析该机组深度调峰运行数据,建立深度调峰性能分析评价流程;在对机组深度调峰时的热力性能、发电成本等问题的分析过程中,研究了入炉煤粒径与流化风量对炉膛物料分布的影响,并计算了深度调峰的经济性。结果表明:循环流化床机组在深度调峰条件下具有天然优势与可行性;深度调峰改造后,该330 MW循环流化床机组每日可稳定调峰6 h以上,初步计算每年可以获得约1 700万元的效益。本文研究结果可以为今后循环流化床机组深度调峰运行的改造提供参考。     

660 MW超临界纯凝机组30%额定负荷深度调峰探索

随着国家能源与环保战略的不断推进,国家与西北电网关于火电机组灵活性改造相关补贴政策的逐步落实,以及电力公司多能互补工作的持续推进,中煤哈密发电有限公司两台机组深度调峰工作已经势在必行,并且在一段时期内将成为影响公司效益的一个重要因素。通过明确目标、认真策划与稳步推进,最终经过多次机组深度调峰试验与探索,证明了两台机组基本具备30%额定负荷深度调峰能力。     

660MW超临界燃煤机组低负荷单双汽泵运行试验研究

针对浙江省内部分区域火电机组因出力受限而经常出现50%负荷下运行的现状,以某660 MW超临界燃煤机组为研究对象,根据低负荷安全性试验将30%额定负荷作为机组能够长期稳定运行的负荷下限值,以适应电网侧对电厂机组深度调峰的需求。在超宽负荷范围内进行了给水泵汽轮机不同转速下的效率试验,同时开展了30%~50%超低负荷段单、双汽泵两种不同工作方式下的经济性比对试验研究,得出理论上当负荷低于60%以下,单汽泵运行更经济。结合单汽泵实际带负荷能力,将机组单汽泵运行的负荷上限定在350MW,并进行了低负荷下的汽泵运行优化,可作为电厂节能降耗的一项技术措施。     

基于火电机组分级深度调峰的电力系统经济调度及效益分析

以风电规模化并网为背景,分析了我国现有火电机组的深度调峰能力,借鉴Manson-Coffin公式,给出了变负荷调峰下的机组损耗成本计算方法,建立了火电机组全过程调峰成本的分段函数;在全额接纳风电的基础上,以调度周期内火电机组总发电成本最小为目标,建立了基于分级深度调峰的电力系统经济调度模型。以某实际电网为研究对象,给出了不同调度策略下仿真结果,进而分析了基于等效替代的火电机组深度调峰效益。结果表明,对于算例系统,适当提高部分机组的调峰深度至额定容量的55%,可以提高整个系统的调峰效益;但是随着调峰深度的进一步增加,整个系统的火电机组深度调峰效益逐渐减小,在调峰深度大于额定容量的65%以后,深度调峰效益低于基本调峰。在规模化风电并网背景下,研究结果对制定相关火电机组参与深度调峰辅助服务的效益分析提供理论参考。     

350MW间接空冷机组小排汽量深度调峰技术分析

热电联产机组参与深度调峰将成为新常态,选取合理的热电解耦技术对于热电联产机组适应电力市场需要是十分重要的。通过研究空冷机组末级叶片设计性能及变工况计算,确定对超临界间接空冷350MW机组实施了低压缸小排汽量、低背压运行技术使350MW机组具备了30%额定负荷运行的深度调峰能力。与原抽汽供热方式相比,同等最小电负荷下,可增加供热负荷90 MW,同等供热量(300 t/h)下,可增加调峰能力60 MW。经过两个供热期的运行证明:间接空冷机组能够安全稳定适应低压缸小排汽量、低背压运行技术。     

锅炉调峰的新技术──稳燃腔燃烧器

电网调峰中锅炉低负荷稳定燃烧是一个关键的技术问题。文章详细的报导了海口发电厂５０ＭＷ机组锅炉调峰的试验，最低负荷可达到５０％～４０％的额定负荷，并作了较深入的理论分析，指出强化燃烧过程的初始阶段、强化煤粉和高温烟气的对流换热、强化煤粉高浓度的集聚是实现锅炉低负荷脱油稳燃的关键，最后讨论了锅炉低负荷运行中的水循环安全问题，说明锅炉低负荷达到５０％～４０％的额定负荷，仍然是安全可靠的，但需注意运行中的其他问题。     

不同负荷条件下燃气机组烟气排放特性研究

以典型6F燃气-蒸汽联合循环机组为例,开展不同负荷条件下燃气机组烟气排放特性研究,挖掘燃气机组的深度调峰潜力,控制排放绩效,为进一步优化电网结构和燃气机组深度调峰提供数据支撑。结果表明:NO_x排放浓度在负荷率0%～25%范围内严重超标,为确保烟气达标排放,燃气机组应在额定负荷的31%以上稳定运行。机组在负荷率50%以上运行时环境效益最高,在负荷率100%运行时经济性最好,从经济性和环保性综合考虑,燃气机组在负荷率50%及以上运行时经济性和环保性最佳。