600 MW机组燃煤锅炉30%深度调峰下现场试验研究

随着新能源发电机组装机容量不断增加,需要提高电网的新能源消纳能力,因此对火电机组的调峰要求越来越高。为了研究燃煤机组深度调峰的能力及影响,基于广东省内某600 MW机组燃煤锅炉,开展低负荷稳燃现场试验研究。试验结果表明:该锅炉可以在30%额定负荷(180 MW)条件下稳定运行,且整个过程中现有的各系统经过调控后基本能正常工作;在降负荷过程和低负荷稳定运行过程中,机组环保参数无超标,各污染物排放指标符合环保要求。研究结果可作为机组深度调峰依据,为燃煤锅炉低负荷运行控制提供参考。

深度调峰灵活性锅炉改造措施分析探讨

目前火力发电厂频繁地进行调峰操作已成常态,随着风电、光伏等新能源在能源结构中所占比重不断提高,为保证电网能够在高峰期和低谷期之间平稳运转,调峰备用电源的重要性变得越来越明显。本文阐述了调峰过程中保证锅炉安全运行的改造措施,锅炉燃烧侧稳定措施、宽负荷脱硝保证措施,保证受热面安全性的措施及其他运行措施等在进行深度调峰改造时,应综合考虑电厂机组特点、改造历史、运行状况以及耗材来源等条件,以选择具体可行的技术改造方案。

超临界对冲燃烧锅炉低负荷运行及环保性能的模拟研究

为获得某电厂超临界对冲燃烧锅炉低负荷工况下的运行及环保性能,基于锅炉设计参数与现场试验数据,采用ANSYS Fluent软件对低负荷运行状态进行数值模拟研究,根据现场实际试验的情况控制燃烧器的投运方式、风速和风量等边界条件,模拟结果直观反映炉膛内的燃烧状态,并进一步对比25%和30%负荷工况的计算情况。结果表明,在25%负荷工况下,温度场及速度场表现均匀对称,整体稳燃性能优于30%负荷工况;30%负荷工况供风量大,O_(2)充足,CO浓度低于25%工况,但由于30%负荷工况多投运后墙中层燃烧器,对冲性能差,不仅容易造成前墙水冷壁超温,还会产生更多的NO_(x)堆积于前墙,出口的NO_(x)排放浓度为531.69 mg/m^(3),约为25%负荷工况的1.35倍。

1000 MW超超临界燃煤锅炉深度调峰研究

【目的】燃煤锅炉深度调峰对以新能源为主的未来电力系统的稳定性至关重要,而目前1 000 MW等级超超临界燃煤锅炉深度调峰性能与工程应用较为缺乏。为提高1000MW等级燃煤锅炉深度调峰能力,选择某电厂1 000 MW燃煤机组开展宽负荷高效研究。【方法】在机组深度调峰负荷为340 MW下,进行了低负荷稳燃实验、脱硝侧入口烟气测试,对锅炉主要运行参数、炉膛温度分布、锅炉侧燃烧调整试验进行了分析,并在此基础上开展了燃烧优化调整实验。【结果】1 000 MW等级机组具备34%额定功率的深度调峰能力;选择性催化还原(selective catalytic reduction,SCR)脱硝入口烟温基本在320~350℃,满足高于300℃的烟温要求;锅炉优化调整后,修正后的锅炉热效率为94.09%(提高0.94%),供电煤耗降低3.27 g/(kW·h);SCR脱硝入口NOx质量浓度基本在180~260 mg/m^(3)(降低约30 mg/m^(3)),满足低于300 mg/m^(3)的要求。【结论】研究成果有助于提高1 000 MW等级燃煤火电机组低负荷运行的安全性、经济性、环保性。

超临界W火焰锅炉深度调峰运行试验研究

为研究超临界W火焰锅炉低负荷下的运行特性,通过现场试验的方式对某660MW超临界W火焰锅炉进行了深度调峰运行试验研究,并结合燃烧基础理论分析总结了电站锅炉调峰稳燃技术.结果表明:试验机组在无任何稳燃措施的情况下,最低稳燃负荷为35.77%额定负荷(约236.11MW).低负荷运行期间,机组负荷、炉膛负压、燃烧状态等波动较大,但不影响机组安全运行;颗粒物、NO_(x)和SO_(2)的排放均符合国家标准;厂用电率偏高,主蒸汽和再热蒸汽温度偏低,机组热经济性差.研究结果可为同类型机组深度调峰提供参考.

煤粉锅炉发电机组深度调峰技术进展

为实现煤粉锅炉发电机组深度调峰的安全稳定运行,该文回顾国外调峰技术的发展历程,分析国内各种调峰技术路线的发展现状以及存在的问题,并预测未来调峰技术的发展方向。国内深度调峰运行策略集中于机组燃烧侧的低负荷运行、热电联产机组的热电解耦、储能耦合调峰以及快速变负荷响应等领域。针对不同的机组类型和调峰需求,应当综合考虑多方面因素,包括调峰效果、技术可靠性和运行经济性等指标,从中选择恰当的改造路线。未来,增加灵活调节电源装机比例、开展锅炉燃烧侧预热调峰技术改造、利用先进储能技术耦合调峰等方式参与机组的深度调峰运行将有很大的应用前景。

电站锅炉汽水系统超低负荷灵活性调峰改造

随着可再生能源装机容量的增加,传统的火力发电企业承担着越来越多的调峰、迎峰的任务,特别是当机组处于低负荷阶段,锅炉面临的问题非常严峻,包括水动力不足、脱硝烟温不足、水冷壁等受热面承受频繁的交变应力等问题。通过增加锅炉循环泵系统、省煤器分级布置、增加烟气旁路、增加省煤水旁路、水冷壁分段布置等一系列优化改造措施,电站锅炉在长期低负荷、变负荷运行过程中,各项参数均达到设计值,锅炉运行安全稳定。

二级网调峰集中供热系统运行调节方案

二级网调峰集中供热系统能够很好地适应由室外气温变化引起的用户负荷变化.通过建立集中供热系统设计工况、调峰运行和非调峰运行工况的热平衡方程,研究该类系统的运行调节方案,推导得出运行调节水温的求解方法.对某供热系统进行模拟实例分析,确定了采用不同调节方案时系统的运行调节参数.同时确定了热力站换热器一级网侧设计进出口水温为130℃和80℃,二级网侧设计进出口水温为60℃和81℃.对比各方案的优缺点,得出运行调节的最优方案:一级网在调峰运行时采用量调节,非调峰运行时采用质调节;二级网采用分阶段改变流量质调节.

1000MW超超临界机组不投油最低负荷稳燃特性试验研究

介绍了1000 MW超超临界机组的不投油最低负荷稳燃特性,通过对于低负荷稳燃机理的分析给出低负荷稳燃应注意的两个方面,并通过试验说明采用切圆燃烧方式的大容量锅炉机组使用PM燃烧器对于低负荷稳燃有着良好的效果。

热电厂配置调峰电锅炉最佳容量确定方法

热电联产机组配置电锅炉进行热电解耦以促进风电等新能源的并网。为了确定热电联产机组参与电网调峰时电锅炉的最佳配置容量,引入特征日的概念,对电锅炉运行时的约束进行说明,分别以机组调峰增量和经济净现值为目标函数,建立电锅炉最佳容量的计算模型。结果表明,对于330 MW机组,当不考虑投资成本时,电锅炉的供热功率达到52 MW时,机组可以获得最大的调峰增量,此时,电锅炉的电加热功率为178.28 MW;若考虑投资成本,当电锅炉的供热功率达到49 MW时,即电锅炉的电加热功率为168 MW时,可以得到最大的经济净现值。

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。

福建无线公网负荷管理终端接入认证设计

对蓄热电锅炉的原理及系统配置方法进行了介绍，提出了一种评估蓄热电锅炉系统移峰填谷效果的方法．此方法已在河北省的“双蓄”检测巾得到实际应用，效果良好。

石家庄热电厂尖峰炉过热器管裂纹分析

针对石家庄热电厂尖峰炉多根过热器管下弯头开裂泄漏的现象,进行了宏观分析、金属化学成分分析、金相试验、力学试验、SEM电镜分析、管内垢样分析等试验,确定了过热器下弯头处的泄漏为苛性脆化,并分析了脆性破坏的发展过程。

200MW机组电站锅炉调峰低负荷水循环安全可靠性

论述了在 2 0 0MW机组电站锅炉所作的调峰低负荷水循环安全在线监测试验。试验目的主要是检验该炉在调峰低负荷运行时水循环的可靠性。试验结果表明 :在 70 %以上电负荷运行时不会出现水循环问题 ;在 5 0 %电负荷滑压运行时水循环流速有些波动 ,但波动的最低值远大于水循环可靠性较差的循环流速界限值 ,仍有足够的流量冷却水冷壁管 ,不致于引起管壁超温 ;在 5 0 %电负荷滑压运行时不宜投水力吹灰器 ;在40 %电负荷下不宜长期运行 ;在 3 0 %电负荷下不宜运行。

合山电厂高压锅炉调峰运行及若干问题分析

由于电网峰谷差越来越大， 火电机组参与电网调峰的比重逐步增加， 有必要对电网的高压锅炉调峰运行进行试验研究。以国家电力公司颁布的《火电厂调峰技术和安全导则》为依据， 对合山电厂５ 台高压锅炉进行调峰试验研究， 通过锅炉满负荷及低负荷运行情况对比，探索燃用合山劣质煤的火电机组锅炉调峰运行的可靠性及经济性， 对机组调峰运行过程中的低负荷稳燃、低温腐蚀积灰、主汽温度、壁厚元件寿命等问题进行了分析， 发现了调峰运行中存在的问题并提出了改进的方向。研究结果为燃用劣质煤的火电机组锅炉的调峰运行提供了依据。

深度调峰负荷时亚临界自然循环锅炉水循环安全计算与分析

为探寻提升火电机组灵活性的技术路径,提升风能等新能源的消纳能力,针对华能国际电力股份有限公司丹东电厂亚临界350 MW机组自然循环锅炉在深度调峰负荷下的水循环安全计算与分析,根据锅炉水冷壁的结构特点,将水冷壁划分为由流量回路、压力节点和连接管组成的流动网络系统。根据质量守恒、动量守恒和能量守恒方程,建立了亚临界自然循环锅炉水冷壁流量和壁温计算的数学模型。采用对非线性流量平衡和压降平衡方程组进行直接求解的方法,计算得到了深度调峰工况的水动力结果。计算表明:深度调峰25%THA负荷下的循环倍率均大于界限循环倍率,可以满足锅炉安全运行,并有足够的安全裕度;流量和循环流速较合理,四面墙各墙回路流量分配均匀,金属温度能够满足材料强度和抗氧化的要求;在此基础上25%THA负荷不会发生流动不稳定性,且在正常热负荷下不会发生停滞现象。

燃气锅炉房调峰供热的大气环境影响模拟

燃气供热可以减少污染物的排放,逐渐成为一种新的调峰热源。为研究燃气锅炉房作为调峰热源的大气环境影响,采用改进的环境影响评价导则模型模拟了一个新建联合供热系统在集中与分散调峰下的污染物分布。改进模型对长期平均浓度的模拟采用了风向加密算法,并绘出相应的平面浓度分布以供比较。模拟结果说明系统的大气环境影响不仅与单位供热量的污染物排放有关,还与热源在热网中的分布有关。集中调峰具有相对较小的环境影响;对于分散调峰,若燃气锅炉房设置越集中,则系统的大气环境影响就越大;此外还从环境影响的角度分析得出燃气锅炉的最佳设置比例应在0.2至0.6之间。

超临界350MW循环流化床锅炉变负荷特性

随着可再生能源发电比重的增加,火电机组在深度调峰中的重要性日益突出,大幅度变负荷已成为运行常态。为了研究循环流化床(CFB)机组的深度变负荷特性,本文以河坡电厂超临界350 MW机组CFB锅炉为研究对象,分析了CFB机组变负荷时的床温、蒸汽参数以及污染物排放的变化。结果表明:床温与负荷成正相关,前后位置床温的差值相对较大,通过控制排渣量可显著调节床温;随着负荷变化,高温过热器出口蒸汽与高温再热器出口蒸汽的温度整体稳定,波动较小;60%~90%负荷升降负荷时,由于运行床温和二次风配比合理,NO_x排放质量浓度的变化范围分别为30~70 mg/m^3和20~50 mg/m^3,且中低负荷区间变负荷时NOx的原始生成量显著大于中高负荷;在参与深度调峰时负荷响应速度较快,机组升负荷速率为6 MW/min(1.71%/min),降负荷速率为4 MW/min(1.14%/min)。总体而言,超临界350 MW机组CFB锅炉变负荷范围广,低负荷稳定性强,NOx原始排放较低。

面向深度调峰的超临界煤粉锅炉变负荷燃烧三维数值模拟

为解决低负荷运行时燃煤锅炉稳燃性下降和NOx排放增加的问题,对一台660 MW超临界旋流对冲锅炉在低负荷(20%~60%额定负荷)下不同运行工况进行了三维数值模拟,并研究了低负荷下多种操作参数对锅炉稳燃性和污染物排放的影响.计算与分析结果表明:30%额定负荷运行时投运下层燃烧器,且一次风率为0.2、煤粉粒径为50μm时,NOx排放最少;当负荷进一步降低时锅炉稳燃性迅速下降,同时NOx排放量迅速增加;调整燃烧器运行方式、一次风率和煤粉粒径可以有效改善锅炉低负荷燃烧状况.在负荷低于30%额定负荷的深度调峰运行时,采用2台磨煤机、下层燃烧器运行,并适当降低一次风率和煤粉粒径可以提高燃煤锅炉的低负荷运行能力.

1000 MW超超临界机组深度调峰研究与实践

华东电网节假日期间的负荷特性和日电量曲线变化幅度较大.为适应电量变化,大型火电机组深度调峰势在必行.锅炉燃料特性和最低稳燃特性是燃煤机组深度调峰的影响因素.根据华东电网调峰的要求,句容电厂对1#机组进行了深度调峰研究并开展了深度调峰实践.结果表明,1 000 MW对冲燃烧方式锅炉深度调峰期间最低稳燃负荷可以达到250 MW,同时可以保证脱硝、脱硫、除尘设备的正常运行.