660MW燃煤机组热力系统构型调整对一次调频性能的影响研究

提高燃煤发电机组一次调频特性是提高电网运行安全性的有效手段。基于GSE软件,建立660MW燃煤机组热力系统动态模型和一次调频控制系统模型,分析对比不同热力系统构型调整方案的主要参数动态特性和对一次调频性能的影响规律。结果表明:相比于低加抽汽节流和低加凝结水旁路,高加抽汽调节和高加给水旁路对主汽、再热蒸汽和给水参数影响较大。变负荷潜力方面,调节幅度最大为高加抽汽节流,数值为48.10MW,调节速度最快为低加抽汽节流,需要52s。一次调频性能方面,从快速性来看,最优方案为高加抽汽节流,调节时间为31s;从无偏性角度来看,最优方案为低加抽汽节流,调节偏差率为8.1%;从有效性角度来看,最优方案为高加给水旁路,整体调节效率为59.8%。同时,随着扰动频率的增大,快速性和有效性降低,无偏性提高。     

超超临界机组零号高加系统的优化改造

以某电厂超超临界660 MW机组为例,研究零号高压宽负荷脱硝系统在各个典型负荷下的经济性指标。根据计算显示:低负荷投运零号高加,在满足脱硝装置(SCR)入口烟温要求的前提下,同时具有较好的节能收益;高负荷投运零号高加,由于零抽调节阀的节流损失,机组煤耗会有所增加。因此提出优化的零号高加改造系统,通过零号高加抽汽管旁路灵活投退高加,降低机组在整个运行周期的综合能耗。     

超超临界1000 MW机组零号高压加热器宽负荷回热技术

本文以某发电公司超超临界1 000 MW机组为例,重点研究零号高压加热器(高加)的布置形式和控制策略及其对锅炉给水温度、机组热耗、脱硝系统投入率等方面的影响。结果表明:在保证低负荷时省煤器出口给水欠焓的前提下,通过对零段抽汽调节阀后蒸汽压力的合理控制,投运零号高加可提高机组中低负荷段的锅炉给水温度,使中低负荷段给水温度稳定在290℃;提高中低负荷段选择性催化还原(SCR)脱硝系统入口烟温,使其保持在催化剂高效反应区间,提高脱硝系统投运率,具有较好的环保效果;同时选择合理的零段抽汽参数可降低中高负荷段机组热耗,具有一定的节能效果。该结论对同类型新建机组零号高加的投运、商业运行,以及机组增设零号高加的改造工作具有指导和借鉴作用。     

700MW超超临界机组0号高压加热器改造与运行优化方案分析

0号高压加热器改造是通过在原汽轮机回热系统中增设0号高加来提高给水温度,从而满足机组低负荷工况下提升SCR入口烟温的要求,同时提高机组循环效率,降低机组煤耗。某电厂700 MW超超临界机组0号高压加热器改造过程中,通过对国内10余台已完成0号高加改造的机组进行调研和分析,并在此基础上对0号高加改造与运行进行了优化,提出了节能可靠的0号高加改造经验与运行方式,从改造后的热力性能试验结果与实际运行参数分析,该方案在机组中低负荷段能够有效提升SCR入口烟温和降低机组能耗。     

1000MW机组多变量协同优化一次调频

为经济有效地提升深度调峰下火电机组一次调频响应能力,提出了一种多变量协同优化一次调频方案,该方案包括主蒸汽调节阀节流、凝结水变负荷、旁路给水调节以及调节附加抽汽等技术,通过变负荷特性试验对各项技术一次调频特性进行了详细分析,充分发挥了各项技术的优势及耦合增益,并成功应用于某超超临界1 000 MW机组。优化后该机组在一次调频响应能力不降低的基础上,主蒸汽调节阀的运行开度平均提高了5.3%,高压缸运行效率平均提高3.1%,折合供电煤耗降低约1.5 g/(kW·h),节能效果显著。该技术可应用于火电机组一次调频和自动发电控制(AGC)优化,以及提高机组灵活性等技术改造项目。     

高压加热器泄漏事故的处理方法和预防措施

<正>高压给水加热器(简称高加)是火力发电厂回热系统中的重要设备,它是利用汽轮机的抽汽来加热锅炉给水,使其达到所要求的给水温度,从而提高电厂的热效率并保证机组出力。高加是在发电厂内最高压力下运行的设备,在运行中还将受到机组负荷突变,给水泵故障,旁路切换等引起的压力和温度的剧变,这些都将给高加带来损害。     

330 MW机组SCR脱硝系统灵活性优化改造技术研究

以某330 MW机组SCR脱硝系统为研究对象,为了适应机组深度灵活性调峰,开展SCR脱硝系统优化改造技术研究。结合煤中的硫分和水分,机组负荷降低至30%THA工况时,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18℃,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增设零号高加等提升脱硝系统低负荷时烟气温度技术,确定省煤器水旁路为最佳改造方案,为同类型机组脱硝系统改造提供参考依据。     

一起煤电机组深度调峰下高加切除原因的研究与探讨

近年来,随着电网负荷结构显著变化以及新能源装机容量的迅速增长,火力发电机组承受着巨大的调峰压力。针对公司3号机组因一次调频动作过强对高加水位产生扰动,导致3号高加水位高保护动作、对高加切除的现象进行原因分析、试验调整、并制定优化方案。通过总结机组运行期间以及深度调峰工况下一次调频动作过强对机组稳定运行的影响,为分析同类问题积累一定的经验。     

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。     

高加旁路提升超(超)临界机组一次调频能力的研究与应用

基于某1 050 MW超超临界机组高加旁路系统技术实施,分析特高压接入电网后超(超)临界机组常规一次调频方式实际作用效果及运行工况影响,介绍高加旁路系统配置及其一次调频功能设计,获得了基于高加旁路系统一次调频特性试验数据并进行试验结果对比分析,为实现有效配合目前常规调频技术,提升一次调频效果、提高机组运行经济性提供了试验依据,可作为应对电网大频差扰动时一次调频方式优化的新策略。     

黄岛电厂K-225-130-Ⅰ型机组高加入口三通阀改造

我厂二期两台前苏联机组配套的F763Y-25 DN300型水压保护三通阀经常出现卡涩和存在小旁路不严现象,影响高加投入率和给水温度,我们在机组小修中对其进行了改造,解决了高加保护不能可靠投入问题,提高了高加运行的安全可靠性,效果较好,在同类型机组中具有较高的推广应用价值。     

1000MW超超临界汽轮机综合优化及成效

外高桥三期2×1000MW超超临界汽轮机为上汽(SIEMENS)机型,采用补汽阀调频及过负荷调节。文章介绍了其综合优化及成效:通过优化补汽阀开启点以及研发节能型抽汽(凝结水)调频技术,提高了实际运行的经济性;采用不小于3D弯管等,降低造价,降低主蒸汽、再热蒸汽及高压给水系统压降,提高运行经济性和安全性;采用全容量单台高效汽动给水泵,降低冷却水设计温度,单独设汽动给水泵汽轮机的凝汽器,降低进入主凝汽器的蒸汽流量及热负荷,降低了机组平均背压和端差等,提高了机组热经济性。     

高加联成阀检修烫伤事故

长广煤矿发电厂3号机1号高加联成阀(图1)泄漏检修。当时A给水泵运行,高加汽侧及水侧已隔离24 h,汽、水侧压力表指示均为零。当阀盖与阀体联接螺丝拆除时,法兰面有汽冒出,5 min后有大量的汽水混合物从联成阀冲出,由于检修人员躲闪不及造成2人被烫伤的重大事故。图1 3号机高加给水系统图1 事故原因1.1 现场检查发现给水并未经高加进口电动阀漏入高加联成阀,而高加联成旁路却有水流入高加联成阀,并间歇性有汽水从联成阀冲出。可以判断有两路阀门存在泄漏现象：一路是1号高加进汽电动门少量漏汽进入高加气侧;另一路因高加出口电动阀及…     

并联运行高压加热器给水合理分配试验

一、前言榆树川电厂装有五台汽轮发电机组,总容量为99MW。其中1、2号机容量为12MW,每台机各配置一台高压加热器(简称高加);3、4、5号机容量为25MW.每台机各配置两台高加。给水系统为集中母管制,各机组的高加并联运行,其给水系统如图1所示。1984年4月我们会同电厂对5号机进行热效率试验,该机组给水系统解列运行。负荷为25MW 时,锅炉给水流量为113.49t/h,汽机主蒸汽流量为109.26t/h,高加出口给水温度为166℃。而当该机组给水系统并列运行时,在同样负荷下,锅炉给水流量仅为     

热电厂切缸旁路阀辅助调频自动控制设计

参与深度灵活性调峰的热电机组在原有低压缸进汽阀基础上增加旁路阀,以达到切缸后低压缸保持最低流通量的目的。某电厂350 MW机组切缸工艺改造后,利用切缸旁路阀行程小、调节动作迅速、小流量控制精度高的特点,通过理论计算确定旁路阀开度变化与电负荷变化的关系,设计了旁路阀辅助电厂调频的自动控制方案与控制逻辑,并进行MATLAB控制仿真,将相应组态方案导入机组分散控制系统（DCS）进行试验验证。试验结果表明,切缸旁路阀辅助调频自动控制方案能有效降低高压调节阀参与负荷控制的动作频率,使机组的负荷跟踪更加快速稳定,机组运行稳定性更好。该旁路阀辅助调频自动控制策略可为同类型机组灵活性改造、提高产能效益提供一定的理论依据和实践经验。     

超（超）临界机组高加给水旁路调节方式的一次调频控制技术研究与试验

基于某1 050 MW超超临界机组高压加热器给水旁路的工程实施,介绍了给水旁路调节方式下,多种调频手段共同参与的机组最大一次调频能力试验,获得了该机组给水旁路设计规模下的调频特性和多种调频方式下的调频效果对比分析。针对给水旁路下机组的负荷响应特性、省煤器进出口给水温降及其蓄热利用效率,开展给水旁路参与一次调频运行边界条件探讨。提出了一种超（超）临界机组的节能型一次调频控制方法,为挖掘超（超）临界机组蓄热潜力提供了试验依据,为特高压受端电网下超（超）临界发电机组一次调频能力提升提供探索路线。     

火电厂汽轮机阀门流量特性曲线优化

以内蒙古京泰火力发电厂1号机组为例,提出为提高机组自动发电控制系统和一次调频的性能及节能降耗,需对数字式电液控制系统阀门流量特性曲线进行优化和再调整.试验证明优化后机组在单阀/顺序阀切换过程中表现更平稳,负荷扰动更小,主汽温度、主汽压力等参数更为稳定,瓦温、振动、位移等均能够得到一定的改善,机组变负荷和一次调频能力得以增强,其运行经济性和控制稳定性有所提高.     

一种电站锅炉全负荷脱硝综合优化技术

根据电站锅炉设备固有特点,通过采取优化磨煤机启动,优化尾部烟道烟气挡板调整,优化汽温控制、提高给水温度,优化炉水循环泵运行,优化电站锅炉湿态转干态前后的操作等综合优化技术,提高脱硝入口烟温,不需进行设备改造,即可实现电站锅炉全负荷脱硝。此综合优化技术的实施,可节约技改费用,避免出现加装省煤器烟道旁路时因挡板不严将造成排烟温度升高、锅炉效率降低的问题,同时避免出现设置省煤器给水旁路时容易出现省煤器内工质沸腾工况而影响机组安全运行的问题。此综合优化技术可为同类型机组实现全负荷脱硝提供借鉴。     

660MW超超临界节流调节机组滑压优化试验研究

为解决华能长兴发电厂2号超超临界机组汽轮机滑压运行中高压调门开度偏小的问题,在各典型负荷点改变主汽压力和阀门开度,进行滑压寻优试验。通过对机组在同一负荷各运行工况下高压缸效率、热耗率等参数的对比和对机组运行安全性、一次调频响应速率的分析,确定各典型负荷点的最佳运行主汽压力值,并以此为基础优化滑压运行曲线,优化后高调门的开度保持在36%~40%之间,高压缸效率保持在86%左右,机组热耗率降低,折合供电标准煤耗率可下降0.4~1.1 g/k Wh,机组的经济性进一步提高。     

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。