中温烟气旁路技术在变煤种宽负荷脱硝工程中的运用

为了解决烟煤锅炉燃用褐煤参与深度调峰时SCR系统被迫停运的问题,本文在制粉系统防爆技改基础上,提出了一种中温烟气旁路技术加热SCR系统入口烟温的方案,成功实现了改烧褐煤时制粉系统防爆和宽负荷脱硝运行。本文结合中温烟气旁路技术工程实际运用进行了详细介绍,为同类型机组参与深度调峰工作提供一定借鉴。     

基于零号高压加热器的深度调峰控制策略研究

为提高燃煤火电机组深度调峰脱硝装置投运率、满足电网快速调峰和调频需求,以及提升机组低负荷运行经济性,设计基于零号高压加热器的宽负荷脱硝、深度调峰和调频等控制策略,针对某660 MW机组加以实施和试验验证。试验结果表明：基于零号高压加热器的深度调峰控制功能,利用机组高压回热系统蓄能参与负荷控制,机组深调期间能够满足1%P_e/min的AGC变负荷和电网频差0.083 Hz内的一次调频响应需求;在机组深度调峰期间可增开汽轮机进汽调阀,减少节流损失,全开工况下可降低发电煤耗超过1.6 g/(kW·h);协同深度调峰期间机组快速负荷响应和脱硝烟温控制需求,能够维持脱硝入口烟温超过安全限值,实现脱硝系统安全稳定投运。     

计及调峰影响系数的费用分摊及随机经济调度

为提高机组参与调峰过程的积极性，提出一种计及调峰影响系数的费用分摊机制及随机经济调度模型。考虑火电深度调峰煤耗特性，并将煤耗成本非均分严格分段线性化，建立了考虑燃煤机组深度调峰煤耗特性的随机经济调度模型。以市场主体上网电量为基准，并结合不同电源峰谷差率，提出了考虑调峰影响系数的费用分摊方法。以修改后的IEEE6机30节点系统为例进行仿真，结果表明，考虑市场主体的调峰影响系数进行费用分摊能有效提高机组的调峰积极性。相关结论可为火电机组参与深度调峰辅助服务的费用分摊机制提供参考。     

1 000 MW机组深度调峰期间典型问题分析和解决方法

目前火电机组深度调峰已成常态,因机组负荷较低,深度调峰期间机组存在锅炉燃烧不稳、两侧汽温偏差、脱硝入口烟温低等问题,严重威胁机组深度调峰期间的安全稳定运行。机组厂用电率、供电煤耗等经济性指标均不同程度上升。针对深度调峰期间的典型问题,提出相对应的方案,成功解决了以上难题,同时对于分析燃煤电厂成本增加也有一定参考意义。     

火电机组参与深度调峰对电网频率特性的影响研究

为研究火电机组参与深度调峰对电网频率特性的影响,文章首先分析了新能源接入对系统频率特性的影响;其次定性分析了深度调峰前后系统可调节容量的变化,引入限幅环节建立了可描述该变化的数学模型,通过解析求解模型对比了常规调峰和深度调峰的差异,得出了若不采取其他措施,直接使部分机组参与深度调峰,系统频率特性将会恶化的结论;然后提出了可采取额外增加系统火电机组数量的措施,使系统的调节容量和惯量增加,从而减弱深度调峰对频率特性带来的不利影响;最后通过多机系统数值仿真,验证了结论和应对措施的正确性。     

660MW超超临界机组30%额定负荷深度调峰的探索与实践

华能长兴电厂在燃煤机组深度调峰方面进行了诸多有益尝试,自主开展30%额定负荷深度调峰试验,试验中暴露出汽泵协调控制、脱硝系统运行、锅炉稳定燃烧、风机失速、再热汽温控制等方面的问题,对这些问题进行了深入分析并制定了对策。重点对华能长兴电厂660 MW超超临界机组30%额定负荷深度调峰方面进行了研究,该技术在类似发电机组中的推广应用具有一定的借鉴意义。     

350MW供热机组低压缸零出力经济运行研究

为了更好的发挥热电联产机组汽轮机低压缸零出力灵活性改造在参与深度调峰及降低煤耗方面的优势,对参与调峰运行方式及非调峰状态的运行方式进行经济分析,总结出两种方式的优化机组经济运行策略优化方案,确保机组可实现深度调峰与经济运行效益最大化。     

基于分支限界法的火电机组负荷分配研究

针对大规模新能源并网调峰问题,提出不同调峰阶段火电机组负荷分配方法：分析火电机组调峰能力、调峰成本及二者之间的关系;以总煤耗成本、机组启停成本之和最小为目标,建立不同调峰阶段火电机组负荷分配优化模型;根据火电机组爬坡率、滑坡率,提出参与负荷分配机组的组合策略,并使用分支限界法对负荷分配优化模型求解。算例表明,随着火电机组调峰深度的增加,机组煤耗成本和启停成本减少,深度调峰运行下附加煤耗成本和机组损耗成本增加。     

基于供热系统热惯性供热机组短时深度参与电网调峰及风电消纳研究

针对我国供热机组占比高的北方寒冷地区特别是东北地区的电网,在冬季供暖期间存在严重弃风的问题,提出了利用供热系统的蓄热特性,供热机组短时深度参与电网调峰及风电消纳的方法,并建立了供热系统热惯性数学模型和含供热系统热惯性供热机组短时深度参与电网调峰及风电消纳的数学模型。结合案例的详细计算说明了配合电网在用电高峰时段,采取供热机组对建筑物提前蓄热的办法,蓄热时间为6. 44 h,在电网低负荷时,供热机组降适当减少供热量进而减少电负荷,利用建筑物和热网的蓄热量满足供热要求,放热时间为8. 26 h,从而获得更加深度调峰容量空间协助电网度过低谷并消纳风电等可再生能源,具有可行性和可操作性。供热机组按最小抽汽量114. 3 t/h运行时,每台机组可为风电并网增加约162. 96 MW的容量。     

考虑需求响应与火蓄调峰的优化调度模型研究

为了应对风电等可再生能源接入引起的系统调峰压力增大且影响系统经济运行的问题,进一步挖掘新型调节电源、传统调节电源和负荷侧协同调峰的潜力,综合利用负荷侧的需求响应和电源侧的抽水蓄能、火电三种调峰措施联合调峰,构建考虑需求响应和火蓄参与深度调峰的电力系统两阶段优化调度模型。第一阶段优化模型中引入负荷侧的需求响应,以最小化负荷与风电差值的平方之和为目标,优化负荷曲线,降低系统峰谷差;第二阶段优化模型利用电源侧的抽水蓄能和火电深度调峰,计及火电深度调峰电量损失成本、抽蓄调峰成本和弃风成本,以系统总运行成本最小为目标,在第一阶段模型的基础上优化各机组出力,增加风电上网空间。以改进的IEEE30节点系统进行算例分析和两阶段优化模型有效性验证,结果 表明,所建模型可提高调峰能力,促进风电消纳,并降低系统总运行成本。火电机组进一步降低出力,积极参与深度调峰,能够有效促进系统风电消纳。三种调峰方式有机结合联合参与调峰,降低了负荷的峰谷差,不仅有效降低了弃风率,还减轻了系统的调峰压力,缩短了火电深调时段。     

660 MW机组超临界锅炉灵活性调峰技术试验研究

针对某660 MW超临界锅炉开展灵活性调峰试验研究工作,通过燃烧动力场和制粉系统优化调整的分析,改善了锅炉低负荷稳燃能力,结合优化低负荷制粉系统投运方式、分级燃尽风的控制等措施可保证锅炉调峰运行至30%额定负荷,优化调整工作还起到了提升锅炉效率和NO_x控制性能的效果。试验结果也表明:再热器烟道旁路分配部分高温烟气调节SCR装置入口烟温的方式,可以实现40%~30%负荷下脱硝系统的正常运行。     

660 MW机组锅炉稳燃改造方案研究

  目的  为了解决电站锅炉深度调峰过程中出现稳燃差、水动力不稳定、SCR入口烟温过低等问题,锅炉稳燃改造势在必行。  方法  文章以某660 MW火电机组锅炉灵活性改造为例,提出了两种有效的稳燃改造方案,分析了燃烧及制粉系统改造后对炉膛和NO_x排放影响。  结果  两种改造方案均可提升锅炉超低负荷稳燃特性,燃烧及制粉系统改造后对炉膛和NO_x排放影响小,在技术可靠性、施工难度及工作量等方面水平相当,相比之下方案一略优。  结论  两种改造方案经理论验证切实可行,可为同类型机组进行灵活性改造提供技术参考。     

燃煤机组调峰过程中污染物排放特性及控制技术

  目的  随着可再生能源在电网中发电比例的逐年提高,火电机组实际运行参数大幅偏离设计运行参数,将造成烟气中的污染物生成量增加,影响尾部烟气处理设备的正常运行,降低污染物的去除效率及机组运行经济性。  方法  文章聚焦于机组调峰过程中的典型污染物排放规律分析及相应排放控制策略,对氮氧化物、硫化物、挥发性有机物、重金属、颗粒物等排放特性的已有研究成果及进展进行分析总结,具体包括选择性催化还原法脱硝技术、湿法脱硫技术、静电除尘技术、催化氧化技术、吸附控制技术等。  结果  在此基础上,得出当下灵活调峰过程中所采用的控制技术及控制策略,并对各类污染物控制技术的经济性进行对比分析,得出灵活调峰过程中影响污染物排放性能及控制成本的因素。  结论  在燃煤机组灵活调峰的实际需求下,应基于各类污染物自身特性,构建合理的污染物停留时间、工作温区、流动及反应过程,开发适用于多污染物脱除的高效、低成本、适应性强的污染物协同脱除技术及工艺。期望文章内容可以为火电机组灵活调峰过程中的污染物排放控制措施提供一定参考。     

燃煤机组烟气余热利用综合改造技术和应用实践

为解决燃煤机组产生的大量烟气余热难以进行回收利用的问题,提出了一种低温省煤器耦合暖风器的烟气余热深度利用技术方案,该技术将锅炉系统和汽轮机回热抽汽系统结合在一起,实现能量的梯级利用和能量品位的转换,从而提高系统经济性。以某电厂600 MW等级超临界机组的应用方案为例,对低温省煤器耦合暖风器系统进行了计算分析。结果表明:该系统的最大节煤量为2.0 g/(kW·h),节能效果明显,经济性较佳。     

抽凝机组耦合热电转换辅助调峰系统参数设计

  目的  为适应新能源电力并网需求,原有抽凝热电联产机组深度调峰供热改造已为重要途径之一。现有包括电热泵和电锅炉在内的热电转换装置为辅助火电机组调峰提供了潜在途径。  方法  以350 MW抽凝机组为例,建立了以热电转换装置辅助调峰参数优化模型,重点分析了热电转换设备参数对深度调峰性能的影响;其次,分别对比了电热泵和蓄热电锅炉两种典型热电转换系统在不同装置容量、不同放热速率下的调峰深度;最后,介绍了300 MW燃煤机组的煤耗率与污染物排放水平,指出本系统的节能效益,并给出热电转换装置的最优参数。  结果  结果显示:当电热泵的热功率为100 MW、放热速率与热功率相匹配也为100 MW时,机组的调峰深度达到最大值,为73 MW左右;当蓄热式电锅炉的电功率为45 MW、放热速率为100 MW时,机组的调峰深度达到最大值,为70.05 MW。蓄热式电锅炉的储热量在24 h中内略有增加,净储热量的数值为967.5 kWh。  结论  功率和放热速率是衡量热电转换装置辅助机组调峰能力的重要参数,且二者之间要有一定程度上的匹配性,针对不同情景灵活匹配热电转换装置的类型与参数可大幅提升机组的调峰深度。     

630MW亚临界机组宽度滑压运行优化试验研究

介绍了某电厂630MW亚临界汽轮机组基于阀点滑压运行优化的试验情况,提出“宽度滑压优化”的概念,即在5个常规负荷点(535MW、473MW、410MW、347MW和300MW)基础上,增加目前省电网调度对600MW容量等级机组要求的深度调峰下限负荷点(240MW)。通过不同负荷不同运行方式下的滑压比对试验,发现高压缸效率、高排汽温等指标参数的变化规律,确定调峰范围内最优的机组运行方式,同时也获得优化后的滑压运行曲线,并给出了滑压曲线背压项修正公式。与原滑压曲线相比,优化后滑压曲线尤其在深度调峰下限负荷中的应用有效地降低了机组发电热耗率和供电煤耗率,提高了机组运行的经济性和调峰性能。     

基于正交设计的分级分区头部流动特性研究

针对某650 MW超超临界燃煤锅炉在深度调峰过程中燃用大同烟煤时无法稳定燃烧的情况开展研究,就如何提高锅炉在低负荷运行中稳燃性的问题,对原煤种进行掺混改良,改变不同富氧燃烧配风方式,利用计算流体力学模拟软件模拟了不同工况的炉内燃烧情况。模拟结果表明：由于锅炉降低负荷运行增加了原煤种的着火难度,固定碳含量低且挥发分高的煤种可以较好适应锅炉运行调整;富氧燃烧可以提高锅炉低负荷运行时的出口烟温,能满足后续脱硝处理的要求;随着富氧燃烧程度的增大,煤粉燃烧耗氧量增加,每秒燃烧的煤粉颗粒数增加,加剧了炉内的燃烧,使燃烧更稳定;当富氧浓度大于27%时,不能高效提高炉内温度,NOx排放量增多;当富氧浓度为27%时,炉膛出口NOx排放量按6%O2折算为负增长的最小值,是该锅炉低负荷投运较为理想的工况。     

国外烟气脱硫技术应用进展

烟气脱硫是控制大气污染物排放、防止酸雨形成的重要措施。世界发达国家烟气脱硫技术成熟,应用较广。论述了常用的炼厂催化裂化装置烟气和热电厂锅炉烟气脱硫工艺的技术特点和应用情况。通过对炼厂催化裂化烟气脱硫常用的EDV技术、WGS技术、动力波逆喷塔技术等进行对比分析,认为EDV湿法洗涤技术压力降较小,对催化装置的各种事故工况有较强的适应性,能够实现长周期运行,预留的脱硝系统运行成本较高,建设周期短,占地面积小。WGS技术工艺建设周期短,占地面积小,由于需要大功率的循环浆液泵产生喷射流对烟气增压,在催化烟气携带大量催化剂等不正常工况下,对催化装置影响较大。动力波技术具有总投资费用和运行费用低,污水排放量少,占地面积小等优势。目前,在电厂烟气脱硫中技术较为成熟、应用业绩较好的脱硫工艺,主要有石灰石-石膏湿法、炉内喷钙法、半干法、氨法技术等,石灰石-石膏湿法脱硫工艺是最为成熟的烟气脱硫技术,国内外已有数百套装置投入商业运行,任何煤种均可采用这种脱硫方式,脱硫率高,单塔处理量大,对高硫煤、大机组更具有适用价值。     

热电联产机组的电力调峰运行模式研究

随着社会发展和产业结构的不断调整,用电结构不断变化,广东电力系统面临着日益加剧的调峰问题,系统调峰能力的不足成为制约电力发展的一个重要因素。利用热电联产机组参与调峰是解决上述问题的有效途径。文章从热电联产机组的建模出发,研究发电热耗、供电气耗、热电比与联合循环供电出力、供热量之间的关系,得出影响机组调峰能力的因素及调峰范围,通过对热电联产机组调峰能力的分析,提出热电联产机组应对电力系统调峰的运行模式。     

A cryogen‐based peak‐shaving technology: systematic approach and techno‐economic analysis

A peak‐shaving technology is recently proposed, which integrates peak‐electricity generation, cryogenic energy storage and CO₂ capture. In such a technology, off‐peak electricity is used to produce liquid nitrogen and oxygen in an air separation and liquefaction unit. At peak hours, natural gas (or alternative gases, e.g. from gasification of coal) is burned by oxygen from the air separation unit (oxy‐fuel combustion) to generate electricity. CO₂ produced is captured in the form of dry ice. Liquid nitrogen produced in the air separation plant not only serves as an energy storage medium but also supplies the low‐grade cold energy for CO₂ separation. In addition, waste heat from the tail gas can be used to superheat nitrogen in the expansion process to further increase the system efficiency. This article reports a systematic approach, with an aim to provide technical information for the system design. Three potential blending gases (helium, oxygen and CO₂) are considered not only for assessing thermodynamic performance but also for techno‐economic analysis. The peak‐shaving systems are also compared with natural gas combined cycle and an oxy–natural gas combined cycle in terms of capital cost and peak electricity production cost. Copyright © 2011 John Wiley & Sons, Ltd.