330 MW汽轮机组切除低压缸运行的供热能力和调峰能力分析

介绍某330 MW机组切除低压缸运行的技术改造内容和改造后的设计性能。通过改造后的性能试验,验证机组切除低压缸运行的性能指标,并比较改造前后机组供热能力和调峰能力的变化。在锅炉最低稳燃负荷条件下,机组切缸运行的最低试验负荷为102 MW,比改造前降低63 MW;改造后,机组调峰区间为102~335 MW,调峰能力为233 MW,比改造前的170 MW增大63 MW;机组最大采暖抽汽量为653 t/h,最大采暖供热量为476.2 MW,均超过设计值。机组切除低压缸运行的改造方式有利于低负荷调峰,并维持较大的供热能力,或在相同电负荷工况下,增大机组供热量,提高全厂供热安全系数。     

某超临界600 MW机组直流锅炉深度调峰实践

为提高电网调峰和新能源消纳能力,燃煤火电机组开展深度调峰已成为必然趋势。本文以某台拟开展深度调峰的超临界600 MW机组直流锅炉为例,通过锅炉燃烧器结构稳燃分析,风、粉均衡调整,以及水动力特性分析,结合对深度调峰炉内燃烧过程关键参数的安全约束,在无设备改造的前提下,实现了锅炉在无助燃方式下调峰至20%额定负荷的预期目标,为同类型深度调峰锅炉提供了借鉴。     

燃煤机组深度调峰技术探讨

为提高我国可再生能源的消纳能力,开展深度调峰技术改造已成为燃煤机组未来的发展趋势。本文从提高锅炉低负荷稳燃能力、实现机组供热工况热电解耦、提高机组主辅机及其环保装置低负荷下设备适应性3方面出发,对燃煤机组深度调峰的主要运行和改造技术进行了汇总和探讨,以期为各电厂实施技术改造提供思路。建议开展低负荷下锅炉精细化调整和稳燃试验,根据试验结果和调峰需求,分别从锅炉、汽轮机、热控等方面进行深度调峰改造可行性研究,通过改造、调试、验收最终实现机组深度调峰安全、经济运行。     

630 MW超临界机组40%负荷深度调峰运行试验研究

某电厂在不进行大规模设备技术改造前提下,对所属630 MW超临界火电机组进行了40％负荷的深度调峰运行试验,探索出适合630 MW超临界机组40％负荷深度调峰安全运行的经验和措施.     

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。     

国产600MW超临界机组宽度调峰试验研究

随着电网负荷及峰谷差的不断增大,在中国600 MW超临界火电机组已经成为电网主力机组并需频繁地承担调峰任务.通常火电机组调峰是指尽可能降低锅炉最低稳燃负荷,即传统的“深度调峰”.提出了“宽度调峰”的概念,并在国产600 MW超临界机组上开展了“宽度调峰”的试验研究,通过设备改造、燃烧调整、配煤掺烧、汽轮机滑压曲线优化和协调控制完善等措施,提高机组调峰性能.实现在传统“深度调峰”方面向下突破锅炉最低稳燃负荷设计值,向上挖掘机组带负荷潜力,扩大机组调峰幅度,达到“宽度调峰”目的.宽度调峰有利于电网安全调度与稳定运行,同时增加发电企业参与电网调峰运行的发电量和经济效益,实现了“调峰运行、网厂双赢”.     

某660MW机组深度调峰技术改造分析

为响应电网深度调峰需求,挖掘火电机组调峰潜力,通过对某660 MW机组深度调峰摸底试验研究,结合机组运行经验和参数,对机组低负荷下安全经济性作出客观分析,找出制约机组深度调峰能力的因素,并针对问题提出相应可行的改造或优化方案,实践表明：综合考虑锅炉低负荷稳燃能力、水动力稳定性、污染物排放、汽轮机低负荷适配性、协调自动控制能力后,才能满足电网对机组参与调峰的要求。     

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。     

1030 MW超超临界机组深度调峰特性试验研究

对某1030 MW超超临界机组进行深度调峰试验,研究机组在500 MW、350 MW负荷下参与电网调峰的运行状况与经济性指标.结果表明:机组在350 MW深度调峰下能够运行1.5 h以上,但锅炉在低负荷下炉膛负压波动较大,稳燃能力呈下降趋势,脱硝装置在350 MW负荷下运行时已接近脱硝自动退出温度,水冷壁和再热器部分管...     

630 MW供热机组中压调节阀节流运行改造

针对某电厂630 MW亚临界机组为适应深度调峰现状出现的低负荷时供热能力受限或无法供热的问题,提出了中压调节阀节流运行改造技术。从安全性、节流试验分析其可行性,从供热控制策略、逻辑与保护设置等方面进行了改造。改造后,在主蒸汽温度、压力不变的情况下,使机组300 MW负荷下供热能力提升30%,增加供热蒸汽流量20 t/h,有效缓解了低负荷下供热压力,在确保机组安全稳定运行的同时,解决了深度调峰下供热能力不足的问题。     

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。     

汽轮机高低旁路联合供热在超临界350 MW机组上的应用

针对供热机组热电耦合、对电网深度调峰适应性差的问题,在对比分析典型汽轮机旁路供热改造方案技术特点的基础上,以东北地区某超临界350 MW供热机组为研究对象,分析了汽轮机高低旁路联合供热方案对机组供热能力和电调峰能力的影响。结果表明:20%THA工况下,采用原高低旁路联合供热方案时汽轮机最大供热负荷为154.96 MW,扩容后汽轮机最大供热负荷为336.53 MW,较扩容前提升了117.2%,大幅提高机组的低负荷供热能力,满足机组深度调峰的改造要求;额定工况下,采用原高低旁路联合供热方案时汽轮机最大供热负荷为485.08 MW,扩容后汽轮机最大供热负荷为492.17 MW,说明高低旁路扩容对机组额定工况抽汽供热能力影响有限。     

660 MW超超临界机组低负荷稳燃试验研究

针对火电机组深度调峰的必然趋势,现以陕西某660 MW超超临界机组为例,进行了制粉系统优化和燃烧调整,通过对氧量场和温度场进行测试,对制粉系统磨煤机动态分离器频率、风煤比、磨煤机出口温度、加载力等方面进行优化调整,并进行了相应的配风燃烧调整,在无设备改造的前提下,实现了锅炉在无助燃方式下22.7%额定负荷稳定燃烧并调峰的目标,既提高了制粉系统的稳定性,也为同类型机组低负荷经济稳燃提供了技术路线参考。     

600MW超临界机组干态深度调峰能力试验研究

介绍了某发电厂600 MW超临界机组深度调峰TOP优化系统逻辑设计、稳态和动态试验的情况,试验探索了在TOP平台投入下、机组协调运行中,发电厂600 MW超临界本生直流锅炉机组的干态最低负荷可达200 MW(小于35%)。试验证明机组在干态条件下即完成深度调峰要求。     

火电机组深度调峰热工控制系统改造

随着我国产业结构调整和能源结构改革的深入,电网调峰压力不断增大,火电机组提高运行灵活性,参与深度调峰运行,逐渐成为未来火电领域重要的发展方向。本文全面分析了火电机组深度调峰面临的热工控制领域各方面的局限,从基础逻辑优化、低负荷稳燃控制、变负荷速率提升、脱硝排放的全过程控制及考虑设备寿命的优化控制等方面,给出了深度调峰控制系统改造的潜在技术方案。超临界与亚临界机组的实践经验表明,深度调峰控制技术改造需要全面统筹考虑,机组可实现25%Pe~30%Pe及以上负荷全程协调控制,综合变负荷速率可以提高到2%Pe/min以上。     

热电联产机组协同改造及其调峰与供热能力分析

通过对某电厂2台135 MW机组和2台330 MW机组进行高背压与低压缸切缸两种方式的协同改造，在多种供热模式下协同运行，由改造后的性能试验得到4台机组供热期的性能指标，分析得出供热期全厂机组的调峰能力为504.39 MW，比改造前提高了9.39 MW,而且最低电负荷降低了39.27 MW。供热能力增加的同时，调峰能力和低负荷的调度灵活性明显提升。针对电厂4台机组分别带东、西两个供热管网的情况，基于机组的运行特性和能耗指标，优化多种供热模式下的协同运行方式和电、热负荷分配。在全厂热负荷和机组总进汽量不变的条件下，4台机组带电负荷能力增加了25～40 MW。     

深度调峰模式下多供热机组协同优化性能分析

以内蒙古某电厂2×200 MW、2×350 MW四台供热机组为研究对象，从厂级经济性和调峰性能角度出发，分析低压缸零出力、光轴、高背压改造三种供热技术对厂级净效益及调峰性能的影响。基于Ebsilon软件搭建四台供热机组改造前后的数学模型，分析低压缸零出力技术、高背压改造技术对单台机组经济性能和调峰性能的影响。在四种厂级供热方式下分析厂级的经济性能和调峰能力及机组背压、疏水温度、供热压力对各机组最小出力负荷的影响。研究得出，供热量相同时，低压缸零出力改造可使机组最小出力下降33 MW，高背压改造可使机组最小出力降低80 MW；四台机组供热改造后（1、3号机组切缸改造、2号机组光轴改造、4号机组高背压改造）厂级深度调峰能力最优；厂级供热负荷低于1000 MW时，四台机组经供热改造后运行经济性最优，供热负荷高于1000 MW时，四台机组按原抽凝供热运行经济性最优；供热压力对各机组调峰性能影响最大。     

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。     

300 MW无烟煤锅炉调峰不投油稳燃特性试验研究

通过300 MW无烟煤燃烧方式锅炉在100 MW、90 MW无燃油助燃工况下进行燃烧调整试验,研究"W"火焰锅炉低负荷稳燃性能,汽温、汽压和烟气温度等参数变化趋势,确定锅炉不投油燃烧稳定,汽轮机安全运行,选择性催化还原脱硝装置可靠投运的最低负荷,为机组参与电网深度调峰,争取深度调峰补偿提供依据。     

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。