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。     

超超临界机组经济运行负荷研究

研究了超超临界机组变负荷运行的经济性。在相同的调峰负荷率下,超超临界机组的经济性比超临界和亚临界机组高。超超临界机组运行负荷降低至60%额定负荷时,其热耗率将低于超临界600MW机组额定工况时的热耗率;超超临界机组负荷低于40%额定负荷时,其热耗率设计值将低于亚临界300MW、600MW机组额定工况时的热耗率;超超临界机组在低于60%额定负荷后,热耗率出现加速上升的趋势。提出应尽量保证超超临界机组在较高负荷运行,其经济负荷应不小于60%~70%额定负荷。     

深度调峰下燃煤机组运行方式对能耗的影响

随着电网负荷峰谷差日趋增大,大型火力发电机组参与电网调峰成为必然。针对某电厂4×600 MW机组,基于供电煤耗试验结果,分析了长时间调峰运行下均等低负荷和启停两班制调峰运行方式的经济性,得到不同调峰负荷下多机组启停调峰的临界时间,为燃煤机组调峰运行提供经济优化。在全厂负荷不变的前提下,机组数越多、机组容量越大、调峰时间越长,启停两班制调峰运行方式的经济效益越显著。随着电网负荷率的下降,电厂深度调峰采用启停两班制运行方式将更具有节能减排意义。     

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”.     

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...     

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。     

600 MW级亚临界机组提效升级和发展定位研究

文章对600 MW级亚临界机组节能提效升级改造技术进行了深入研究,通过采取汽轮机通流改造、凝汽器双背压改造、循环水泵的改造以及辅助系统的改造等技术措施,降低供电标煤耗,提高经济效益。对亚临界机组未来在电网中的定位进行了研究,结果表明,亚临界机组具备深度调峰至约40%额定负荷的能力,且在大型火电机组中具有相对较好的调峰经济性,未来亚临界机组将在充分的节能提效改造的基础上,在电网中逐步参加深度调峰,增强电网的灵活性和适应性。     

火电机组深度调峰经济性分析

随着电网调峰需求快速增长,对火电机组提高灵活性和调峰能力的要求越来越高。本文以湖南省某电厂一台300 MW亚临界机组和一台600 MW超临界机组为例,对火电机组深度调峰的运行经济性进行分析,并总结了相关风险应对措施。火电机组在30%～50%负荷率区间进行深度调峰时运营成本会出现明显上升,在目前的补贴政策下,火电机组调峰运行总体处于亏损状态。     

燃煤机组深度调峰对汽轮机设备的影响

目前,大型燃煤机组深度调峰已成为普遍现象,在深度调峰期间汽轮机及其辅助设备实际运行状况偏离设计工况较多,可能对机组运行安全产生一定的影响。本文结合部分机组在深度调峰期间运行情况,分析了机组深度调峰对汽轮机运行、汽轮机本体及其辅助设备寿命,以及机组经济性的影响,总结了普遍存在的问题以及相应的处理措施。结果表明:机组大幅度变负荷运行会损耗机组寿命,影响机组整体寿命的分配,降低机组实际的可运行年限;机组参与深度调峰至50%负荷以下运行,机组经济性明显降低;超超临界机组极低负荷运行时经济性指标降低较多,而亚临界机组经济性指标降低相对较少,应尽可能多地采用亚临界机组作为深度调峰机组;机组深度调峰时采用单汽泵运行方式,可以保证运行汽泵在高效率区间工作,经济性较好。     

华能九台电厂深度调峰及节能优化控制技术应用

随着社会的进步和发展,清洁能源的迅速开发利用,再加上用电结构的变化,使电网峰谷增大,火电机组调峰任务愈来愈突出,在调峰过程中如何保证机组安全经济运行,是值得探讨的课题。本文主要针对华能九台电厂两台国产670MW超临界机组在参与电网深度调峰的过程中不断摸索与总结经验,成功将机组负荷降至30%进行深度调峰,并探索出提高机组低负荷运行安全性、经济性的最佳运行方式的过程。     

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。     

超临界350 MW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深化改革,为提高电网调峰和新能源消纳能力,火力发电机组提高运行灵活性,开展深度调峰已成为必然趋势。以某台超临界350 MW机组深度调峰试验为研究对象,分析火电机组深度调峰中热工控制领域现存问题,并根据试验情况,对低负荷稳燃控制、顺序控制逻辑、变负荷速率等方面进行优化,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118 MW,并为后续设备改造提供可靠数据支撑。     

1050 MW超(超)临界机组深度调峰控制技术研究

基于某1 050 MW超(超)临界机组深度调峰及调频能力,通过对机组在深度调峰区间热工测点可靠性、辅助系统(设备)安全性、模拟量调节合理性等分析与调整,验证超(超)临界机组在低负荷阶段参与电力系统调峰与调频能力,为超(超)临界机组超低负荷深度调峰提供实践依据与技术储备。     

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。     

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。     

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。     

600MW超临界CFB机组低负荷运行技术研究

中国自主研发的世界首台600 MW等级超临界CFB锅炉,在四川白马示范电站成功投运。600 MW CFB锅炉具有大范围的调峰能力,在四川电网火电低负荷率期间显示了普通煤粉炉不可比拟的优势。针对机组长期低负荷下出现的异常工况进行分析,并制定相应对策措施,取得了很好的效果,保证了机组安全稳定运行,为后续超临界CFB机组提供了借鉴。     

600MW火电机组深度调峰能力探讨与经济安全性分析

内蒙古京隆发电有限责任公司2×600 MW火电机组于2011年10月参与内蒙古电网的深度调峰。为了使机组达到深度调峰的要求,同时实现锅炉不投油稳燃的目的,采取了合理分配负荷、运行调整、输煤合理掺配等措施,使2台机组在参与深度调峰期间,每月可节约420万元燃油费。但分析认为,双机负荷在400 MW以下时,对锅炉影响较大,机组运行经济性明显下降,因此不建议深度调峰至400 MW以下。     

气化微油点火技术在330MW机组上的应用

随着内蒙电网备用容量的不断增加,承担内蒙古电网调峰330 MW机组更是频繁参与深度调峰,机组低负荷稳燃风险增大,机组启停次数多,为保证低负荷稳燃时机组安全,有时需投油助燃.结合近几年发展起来的气化微油点火燃烧技术,对锅炉进行了技术改造,增加气化微油燃烧器及相关辅助设备及系统,使得锅炉在冷态启动及低负荷稳燃过程中可以不使...     

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。