提升火电机组灵活性改造技术方案研究

针对目前“三北”地区采暖期电负荷与热负荷需求不平衡日益加剧,火电机组在供暖期参与深度调峰热电解耦需求十分迫切的问题,从技术路线及方案适用范围等方面对提升火电机组灵活性改造的技术方案进行了详细地分析与研究,并针对具体工程确定了热水储热系统和电锅炉系统的工程设计方案。通过分析表明,热水储热系统、电锅炉系统及减温减压系统供热方案均能够在一定程度上提升火电机组的运行灵活性,增加机组调峰深度,不同方案有其各自的适用范围。     

燃煤机组灵活性改造技术路线分析

随着我国碳中和及碳达峰的目标逐步推进,新能源发电量占我国能源总体比例不断提升,作为火电主力的燃煤机组在我国能源结构中的地位由主要电力来源转变为调峰电源。因此,燃煤机组开展灵活性改造成为行业趋势。就目前机组灵活性改造的主流技术路线进行对比研究,分别就火电机组+储能系统的技术路线及机组低负荷稳定运行下技术改造的适用范围及优缺点进行介绍,最后提出了在灵活性改造中应需遵循的原则。     

火电灵活性改造的现状、关键问题与发展前景

火电灵活性改造作为"十三五"电力规划的亮点被提出,但"十三五"期间在各地的发展态势相异。从长久来看,火电作为我国发电容量主体,仍将在多数地区提供最主要的调节容量。为此,文章全面梳理了火电灵活性改造的国内外发展历程,总结了影响火电灵活性改造的关键技术、经济与机制要素,提出了国内开展的典型改造模式,并对我国火电灵活性改造的未来发展前景和重点研究问题进行了预测和分析。研究表明,随着各类灵活性市场的建立,我国火电灵活性改造将由政策主导向市场主导过渡,灵活性也将成为火电乃至整个电力系统从规划、设计到运行的核心指标,构建适应中国特色的火电灵活性改造技术标准与规划体系将为我国电力系统成功转型提供重要基石。     

供热机组深度调峰中供热方式的优化改造

对供热机组深度调峰的供热方式进行了优化改造,并对不同抽汽点供热的经济性进行了分析。结果表明:在低负荷下,分别用主蒸汽、冷段再热蒸汽和热段再热蒸汽供热这3种改造方案均可满足供热蒸汽参数要求;在40%THA负荷下,冷段再热蒸汽供热的经济性最好;在30%THA负荷下,主蒸汽供热和冷段再热蒸汽供热的经济性在不同供热质量流量下有所差异;若负荷进一步降低,主蒸汽供热优势更为明显。     

煤电机组灵活性改造典型方案经济性分析研究

近年来,水电、风电和太阳能发电的装机规模增长迅速,随之而来的新能源消纳问题也变的严峻。提升电力系统灵活性,进行煤电的灵活性改造是提升新能源消纳能力的有利措施。本文介绍三种典型火电灵活性改造技术路径：机组技术改造、熔盐储能技术以及电极蒸汽锅炉方案,并梳理江苏省电力市场的相关政策,在此基础上进行三种方案的技术经济分析。结果表明,三种方案都具有一定的经济效益,其中电极锅炉方案效益最优,机组技术改造经济效益次之,熔盐储能方案效益弱于前两种方案,并介绍不同方案的优缺点。     

1000MW机组深度调峰锅炉全负荷脱硝优化改造技术研究

以某1000 MW机组SCR脱硝系统为研究对象,为了适应机组深度调峰,机组并网运行后即投脱硝的要求,SCR系统需进行优化改造提升脱硝系统进口烟气温度。机组并网负荷约150 MW,结合机组并网后运行特性,烟气温度最低点出现在锅炉干湿态转换时,即250 MW负荷点附近。结合煤中的硫分和水分,机组负荷降低至25%THA工况左右时,为了满足脱硝系统能够正常运行,脱硝入口烟气温度需提高约27℃,从技术安全性、可靠性和经济性等方面分析比较省煤器烟气旁路、省煤器分级、省煤器给水旁路、省煤器热水再循环和省煤器复合热水再循环等提升脱硝系统进口烟气温度技术,确定省煤器复合热水再循环为最佳改造方案。     

高低压旁路改造技术在热电联产机组灵活性改造中的应用实践

为主动适应促进清洁能源消纳政策,提高机组供热期深度调峰能力和供热能力,某区域电网对某公司热电联产机组开展了高低压旁路技术改造。旁路技术改造的应用,彻底解决了该公司机组“以热定电”传统运行方式造成的供暖期调峰能力不足的难题,保证了机组全采暖期、全时域参与电网深度调峰,提高了调峰辅助服务补偿收益。     

高低压旁路改造技术在热电联产机组灵活性改造中的应用实践

为主动适应促进清洁能源消纳政策,提高机组供热期深度调峰能力和供热能力,某区域电网对某公司热电联产机组开展了高低压旁路技术改造。旁路技术改造的应用,彻底解决了该公司机组“以热定电”传统运行方式造成的供暖期调峰能力不足的难题,保证了机组全采暖期、全时域参与电网深度调峰,提高了调峰辅助服务补偿收益。     

供热改造机组最低发电负荷的确定

以某330 MW供热改造机组为例,通过分析机组热负荷与电负荷的现有匹配方法,提出在保证机组运行安全的基础上,按照以热定电原则确定机组最低发电负荷的方法。介绍了利用能量平衡关系分别求取机组低压缸最小进汽量、凝结水流量、主蒸汽流量、供热抽汽量及最低发电负荷的计算过程。经计算不同供热抽汽量对应的最低发电负荷,整理后得出了机组供热抽汽量和最低发电负荷之间的函数关系。认为在某些参数确定的条件下,机组最低发电负荷与供热抽汽流量呈线性关系,并给出了关系曲线。该曲线充分考虑了机组的安全性,现场应用时只需确定机组抽汽量即可查出对应的最低发电负荷。     

燃煤电站基于煤质特性变化的改造技术路线

目前,很多燃煤电厂存在运行煤质和设计煤质不同的情况。煤质变化带来很多问题,例如制粉系统出力不足、飞灰含碳量增加、排烟温度高等。通过技术分析和经济性比较,确定改造技术路线,也为电厂节能改造提供新的思路。     

660 MW火电机组锅炉吊装方案的技术改进

通过方案比较,选择LR1400 (400 t) 全液压履带式起重机作为660 MW 火电机组锅炉吊装的主吊机械。成功吊装的实践,证明了从技术、经济角度优化传统的火电厂锅炉吊装方案是完全可行的。同时,LR1400 全液压履带式起重机的特点,如采用新型“力控”系统、安装和拆卸方便、安全可靠等也是促成此项改进的关键。     

1000MW火电机组引风机选型的技术经济分析

结合1000 MW火电机组引风机的选型,对动叶可调轴流式和静叶可调轴流式引风机进行了技术性能对比及综合经济比较。结论是两种引风机都是可行的,动叶可调轴流式风机运行经济性较好,而静叶可调轴流式风机初投资低,可靠性较高,耐磨性较好。     

火电机组节能改造技术路线的综合性研究

2014年国家发改委2093号文提出了火电机组能耗水平的新要求,目前火电机组实际能耗水平距离这一要求存在着很大的差距,必须要进行深入复杂的节能改造工作。研究了火电机组节能改造的各种技术方法,评价了各种方法的投入情况和节能效果,综合得出了合理的节能改造技术路线。     

火电厂智能化建设规划与技术路线

为适应电力市场竞争形势的变化,随着人工智能等相关技术的迅猛发展,火电厂智能化建设作为相对独立的研究和创新领域已成为行业内外的研究热点,但其概念、技术路线及实施策略等方面仍存在诸多问题和挑战。在回顾国内外火电厂自动化和智能化发展历程的基础上,结合火电厂控制技术、信息技术发展现状和趋势,阐述了火电厂智能化的定义和技术特征、智能火电厂的体系架构,并从运行优化和检修维护2个主要方面阐述了火电厂智能化建设的关键技术路线,指出了火电厂智能化建设过程中可能面临的问题及对策。     

老旧机组延寿改造投资及财务评价分析

国内老旧机组逐渐达到设计寿命,延寿项目逐渐增多.为在前期方案阶段更准确地对项目进行投资估算和财务评价,结合实际工程,分析该类项目与常规新建机组和技改项目的不同,指出需要特殊考虑的内容,避免投资漏项,采用"有无对比"的评价方法,应用增量数据对项目进行财务分析.与实际工程对比,该方法可较准确地体现项目投资和经济性.     

火电机组有功功率变送器应用分析

对火电机组常用的模拟式功率变送器进行了暂态特性分析,发现各种型号的模拟式功率变送器均不具备良好的暂态性能,在电网发生故障或扰动时其输出信号将发生畸变,可能导致机组汽门误动作。通过分析指出了响应时间过长与内部小电流互感器(TA)饱和是模拟式功率变送器输出波形畸变的原因。介绍了一种新型的功率变送装置,对功率变送器应用及改造中存在的问题进行了分析,指出当机组DEH系统中含有汽门快关功能时,须用新型的功率变送装置替代传统的功率变送器,以解决汽门快关误动作问题。     

简析火电机组运行中的节能降耗

节能降耗已成为我国当前的一项重要国策,如何提高火电厂的一次能源利用率,尽可能降低发电成本,成为火力发电厂当前的工作重点和紧迫任务。为了最大限度地挖掘潜力,提高经济性,全面抓好节能降耗工作,浑江发电公司根据现场实际运行情况,分析在运行过程中可采取的节能降耗措施。文中着重从控制主要运行参数、节约厂用电、加强设备治理、机组启动时组织协调等方面分析节能降耗的方法,为同行提供一定的参考。     

燃煤机组烟气消白技术路线选择与经济分析

燃煤电厂白色烟羽治理有多种方案,以某300 MW机组为例,进行了系统的湿烟羽治理热力计算,分析了主要影响因素,并作了经济性分析。热力系统计算结果显示：在条件允许的情况下先降低脱硫前原烟气温度是一种有效降低净烟气温度和湿度的方法;降低烟气冷凝换热器的循环冷却水温是减少换热面积的最有效举措;增大循环冷却水量也是一种有效减小烟气冷凝器换热面积的方式。通过经济性分析发现,设备折旧和耗电费用在增加的生产成本中占比较大,机组利用小时数和水价是影响改造工程运行和维护费用的重要因素。对于常规机组而言,消白改造产生的单位发电成本增加值在2.5~4.5元/MW。