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。     

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”.     

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。     

某330 MW燃用贫煤机组深度调峰试验研究

随着新能源发电装机容量逐年增加,火电机组参与深度调峰辅助服务成为一个必然趋势。对某330 MW燃用贫煤机组开展了深度调峰试验,通过精细化燃烧调整,优化燃烧器投运层数、二次风风箱差压、尾部双烟道挡板开度等措施,实现了纯凝工况下27%额定负荷稳定运行的试验目标,对同类型机组参与深度调峰提供了一定的借鉴。     

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。     

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。     

超超临界试运机组深度调峰控制优化

为减少机组投产后AGC考核并提高深度调峰自动控制水平,在超超临界机组试运过程中,采用设定值函数优化、汽轮机辅助压力调节、水煤复合控制、动态变负荷前馈、分磨煤机热值校正、闭锁及限制条件完善、阀门特性及汽泵再循环控制优化等一系列优化调整方法,实现了在最低稳燃负荷~50%额定负荷区间的协调控制连续稳定投入,控制指标良好。同时对深度调峰阶段控制特点、难点和注意事项进行了分析,指出超超临界机组低负荷段的控制要点,对超超临界机组深度调峰改造并提高机组安全稳定运行性能具有一定借鉴意义。     

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。     

350MW超临界机组深度调峰运行优化调整技术分析

随着风电、光电等清洁能源的大规模并网,对我国燃煤火电机组调峰灵活性的要求也越来越高。为此,内蒙古京宁热电有限责任公司根据机组自身特性,开展350MW超临界机组低负荷运行优化调整。通过实施优化磨煤机运行方式、提高煤粉细度、调节磨煤机出口风粉混合温度、控制一次风粉均匀性、调节燃烧器湍流强度、优化单个燃烧器内外二次风的风量比、控制减温水量等调整措施,挖掘机组自身的深度调峰潜能,最终实现了机组在30%额定负荷下不投油的稳定运行,同时保证了SCR脱硝系统的正常投运。     

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。     

中小型燃煤锅炉低负荷全燃煤稳定运行试验研究

上海地区已投运的中小型电站锅炉(12～125MW)在正常运行中负荷调节范围很小，适应不了电网调峰运行的要求，其中制约锅炉负荷调节范围较小的重要因素就是锅炉不能在较低负荷下全燃煤稳定运行。介绍了3种不同型式的制粉系统锅炉低负荷全燃煤运行试验调整结果，这些锅炉经过一定的设备改造和试验调整，其负荷调节范围基本上与设计有调峰能力的大机组负荷调节范围接近，能满足电网调峰运行的需求。     

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。     

炉水再循环方案在350 MW机组宽负荷脱硝中的应用

山西某发电公司为响应山西省深度调峰的要求,采用炉水再循环的技术路线对1号机组进行宽负荷脱硝改造。通过改造,机组负荷降低至40%额定负荷时,选择性催化还原脱硝装置入口烟气温度由287℃提高至300℃以上,具备了40%额定负荷及以上负荷工况下投运脱硝的能力。机组深度调峰能力从56%额定负荷降低至40%额定负荷,可为同类型机组深度调峰宽负荷脱硝改造提供参考。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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200MW锅炉低负荷调峰的试验研究

对国产２００ＭＷ机组燃煤锅炉参与低负荷调峰运行存在的问题做了分析,在ＨＧ－６７０／１４０锅炉上进行了试验研究。采用直流煤粉浓淡燃烧器以达到锅炉低负荷断同稳燃的目的;通过水循环试验确定低负荷下水循环的可靠性;加装前置式热管空气预热尾毛部受热面的低温腐蚀。试验结果表明,国产大型锅炉经改造后可以实现低负荷断油调峰运行。     

660MW超临界燃煤机组低负荷单双汽泵运行试验研究

针对浙江省内部分区域火电机组因出力受限而经常出现50%负荷下运行的现状,以某660 MW超临界燃煤机组为研究对象,根据低负荷安全性试验将30%额定负荷作为机组能够长期稳定运行的负荷下限值,以适应电网侧对电厂机组深度调峰的需求。在超宽负荷范围内进行了给水泵汽轮机不同转速下的效率试验,同时开展了30%~50%超低负荷段单、双汽泵两种不同工作方式下的经济性比对试验研究,得出理论上当负荷低于60%以下,单汽泵运行更经济。结合单汽泵实际带负荷能力,将机组单汽泵运行的负荷上限定在350MW,并进行了低负荷下的汽泵运行优化,可作为电厂节能降耗的一项技术措施。