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。     

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。     

基于低压转子光轴技术及蓄热技术的300MW机组灵活性改造

火电机组灵活性改造可提升机组的供热能力,提高机组深度调峰和快速启停能力,降低机组的发电煤耗。低压转子光轴改造和蓄热技术作为灵活性改造的重要手段被推广。对东北地区某亚临界300 MW机组低压转子光轴技术改造、蓄热技术改造进行了研究,研究表明:对300 MW机组进行低压缸光轴技术改造和蓄热技术改造是可行的,可大大提高机组供热能力和调峰能力,降低机组运行煤耗。     

京津唐电网供热机组冬季调峰能力分析

由于供热机组占总装机的比例不断提高,以及风电等新能源发电的大规模并网,冬季供暖期的电网调峰问题突显.特别是对于京津唐电网这样城市负荷特性明显的电网,研究如何合理安排供热机组参与调峰,对于提高电网调峰能力具有重要的现实意义.本文根据实际调度运行经验,探索性提出适合京津唐电网的供热机组冬季调峰能力评估方法,对供热机组实际运行情况进行了对比分析,探讨了电力调度机构进一步加强供热机组管理的方向.分析结果表明,该方法可有效提升京津唐电网调峰能力,促进电网调度精益化发展.     

AGC闭环实现电网深度调峰关键技术探讨

受到国内经济形势变化、电网火电机组供热期调峰能力降低、风电反调峰等多方面因素影响,目前华北电网峰谷差愈来愈大,电网调峰压力加剧。结合京津唐电网某直调电厂机组灵活性改造情况,对AGC闭环实现电网深度调峰关键技术进行了探讨,为相关火力发电企业机组深调峰改造提供了借鉴。     

300MW级供热机组多模式深度调峰协同运行技术路线研究

为进一步提高火电企业灵活性调峰力度,最大限度实现热电解耦,提升供热机组的调峰能力和供热能力,针对东北地区某300 MW级供热机组,对比分析了高背压、低压缸切缸、抽汽+热泵、高低旁路+抽汽、低压缸切缸+热泵、抽汽+余热回收等多种调峰模式对机组性能和供热能力的影响,提出了最佳的协同运行技术路线.综合考虑机组调峰能力、发电煤耗和供热能力等因素,切缸+200 MW热泵的协同调峰模式是最优调峰方案.该方案在大幅提高机组供热能力和调峰能力的同时,降低了机组能耗,最大限度地实现热电解耦,提高机组经济性.在机组主蒸汽流量相同的条件下,切缸+200 MW热泵协同调峰模式下的机组供热能力最大,发电煤耗最低,而高低旁深度调峰方式下机组供热能力和发电煤耗最差.     

提升调峰能力的机组供热改造方式优化研究

三北地区风电装机容量大,同时供热机组占比高,供热期风电和供热机组运行矛盾突出。三北地区供热改造机组规模大,未来其容量将会进一步增长,研究供热改造机组的调峰能力对促进可再生能源消纳、热电产业健康发展具有重要的意义。对抽汽供热、高背压供热、耦合热泵供热改造机组进行调峰特性分析,以某300 MW 供热改造机组为例进行调峰能力计算,对提升调峰能力的几种供热改造方式优化进行探讨,结果表明,供热改造方式优化在保证供热需求的前提下,可有效提高系统的调峰能力、促进可再生能源消纳。     

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。     

大容量纯凝式机组改供热后的调峰能力计算

文中分析了供热机组的工作过程并建立热力系统模型,对其进行变工况计算,结合安全限制条件,绘制出纯凝机组供热改造后的运行特性曲线即工况图,据此得出供热机组在满足供热负荷的前提下机组参与电负荷调整的最大和最小能力,并通过现场调峰能力试验对模型计算的准确性进行了验证。为大型供热机组深度参与电网调峰,增强电网对风电等可再生能源的消纳能力提供理论依据和技术支持。     

200 MW机组蒸汽旁路热电解耦能力评估

为解决机组供热需求和电网调峰之间的矛盾,对运行方式、设备改造、系统结构3种热电解耦方案进行了对比分析,对实际机组使用蒸汽旁路进行热电解耦推荐使用主蒸汽+再热蒸汽旁路方案。同时,针对热电解耦方案评估,提出以机组最大供热增容能力及最低电负荷作为定量评价指标。实际分析结果表明:某机组采用蒸汽旁路解耦方案后,供热能力增加119 MW,最低电负荷下降46 MW;采用蒸汽旁路扩容方案,供热能力增加180 MW,最低电负荷下降89 MW。     

大规模风电接入后的系统调峰充裕性评估

风电大规模开发后能否并网发电,主要取决于电力系统是否有充裕的调峰容量。如果调峰容量不足,风电则不能并网发电,因此考察电力系统调峰充裕性意义重大。定义了调峰需求持续曲线,基于非序贯蒙特卡罗模拟方法提出了调峰不足概率和调峰不足期望指标。所提指标考虑了机组强迫停运率和风电随机波动对系统调峰充裕性的影响,有效地反映了系统的调峰容量需求,有助于确定合适的风电接入规模。利用所提方法对IEEE—RTS系统进行了调峰充裕性评估,验证了所提方法的可行性与有效性。     

周调节抽水蓄能电站在京津唐电网中的调峰与事故响应作用

京津唐电网是以火电为主的电网,难以满足电网日益增大的峰谷差与调峰的要求。文章对京津唐电网的负荷特性与未来的负荷需求及电力供给调峰能力等状况进行了分析,基于蒙特卡络模拟法模拟分析了京津唐电网未来规划年的运行情况,得出若能在“十一五”期间建设投运周调节抽水蓄能电站,将缓解电网的调峰矛盾,带来降低投资的容量效益、节省燃料运行费用的经济效益、提高电网可靠性的社会效益的结论。     

探讨大型压水堆核电机组参与电网中间负荷调峰

针对未来我国大型核电装机比重在区域电网日益增长的趋势,介绍了我国与国外大容量压水堆核电机组参与电网调峰的现状,分析了它们参与中间负荷调峰的必要性;通过分析商用压水堆设计特性、核汽轮机工作特性指出了机组进行日中间负荷调峰的可行性,推荐了日负荷跟踪出力曲线;指出压水堆在局部功率峰、慢速调节硼酸浓度、氙钐等毒物的瞬态、堆芯寿期末的碘坑、燃料芯块与包壳的相互作用等方面,制约着机组调峰的安全性和灵活性,在此基础上深入探讨机组适应日负荷跟踪调峰运行需具备的技术条件;以大亚湾M310型机组为例,通过分析其负荷变动时稳态和瞬态下主系统和设备的工况变化,指出调峰运行对电站核安全、可靠性的负面影响有限,对经济性的降低较明显;以第三代先进压水堆为例,提出了机组适应调峰运行需努力的技术方向。     

含风电场电力系统调峰对策综述

大量随机性风功率注入电网导致系统调峰面临严峻的考验。文章首先阐述了风电并网对系统调峰容量和调峰能力的影响,然后总结归纳了当前国内外采取的各种调峰对策,包括风功率预测、风功率控制、互补能源发电以及系统可控备用调度等,最后提出了含风电场电力系统调峰的建议和需进一步深入研究的问题。     

浅谈中间再热式大功率汽轮机中压缸启动

介绍了N330—17．75／540／540型中间再热式大功率汽轮机机组中压缸启动的优点和方法及注意事项。对于调峰机组。旁路容量条件、控制条件具备时。建议采用中压缸启动。     

配置蓄热装置对火电机组一次调频性能影响

高比例可再生能源接入给电力系统稳定性带来巨大挑战,同时知识经济时代对供电电能质量提出更高要求,电力系统调频问题逐渐凸显。火电机组是电力系统调峰调频的主力电源,其配置蓄热装置对系统调峰能力的影响已有较多的理论研究和实践验证。以300 MW机组为例,研究不同的蓄热装置配置方案对机组一次调频能力的影响。研究结果表明不同配置方案在不同时段对火电机组一次调频能力的影响不同。该研究对火电灵活性改造影响分析、电力系统一次调频缺口评估具有借鉴意义。     

冷热电三联供系统移峰填谷作用分析——以上海世博后续开发A片区为例简

对电力负荷现状进行调研,分析了区域型三联供系统的系统特点及其对电网移峰填谷的作用,以世博再开发A片区三联供系统为例,对其各环节对电网移峰填谷的贡献进行了分析。区域型冷热电三联供系统可有效降低空调电力负荷需求,缩小电力负荷的峰谷差值,对我国电网安全运行有着重要的意义。