燃煤电厂锅炉最低稳燃负荷估算方法

[目的]项目实施前需要预评价燃煤电厂灵活性运行的性能,其中包括锅炉最低稳燃负荷技术指标的预测。原有的经验和算法不能满足电厂灵活性评价需求,需结合目前设备能达到的性能指标,拟定新的锅炉最低稳燃负荷的半经验计算曲线。[方法]结合文献资料与工程经验,选取与稳燃指标关联性强的参数,采用统计和回归的方法,拟合出半经验计算曲线。[结果]以煤的挥发分Vdaf、燃烧器总出力裕量系数φ作为自变量,并结合最小点火能量的统计分析值,可得到锅炉最低稳燃负荷的理论指标。[结论]新的计算曲线以工程资料可获得的已知参数作为输入,可相对精确地测算出不同条件下锅炉最低稳燃负荷的理论值,与实际运行试验数据吻合,可作为工程设计的工具。

300MW亚临界燃煤机组非助燃最低稳燃负荷试验研究

通过非助燃最低稳燃负荷试验,可以摸清机组最大调峰潜力,对于机组后续的深度调峰改造具有重要的指导意义。试验结果表明,新疆某电厂300MW亚临界燃煤机组最低稳燃负荷可降至80MW(约24.2%BMCR),远低于锅炉设计的最低稳燃负荷116MW(约35%BMCR)。但低负荷运行过程中也出现了SCR入口烟温均低于脱硝催化剂的许用温度下限(320℃)、炉内温度较低等影响机组安全运行问题。对于同类型机组试验及技术改造都具有重要的参考意义。

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。

基于调峰场景下的亚临界切圆燃烧锅炉灵活性挖掘

为了提高燃煤发电机组锅炉低负荷稳燃、宽负荷脱硝、快速变负荷速率、快速启停和调峰辅助服务等能力,挖掘亚临界切圆燃烧锅炉灵活性潜力,以某电厂600 MW亚临界燃煤机组为例,采用直流燃烧器垂直浓淡改造技术、磨煤机动态分离器技术和省煤器旁路烟道技术对锅炉进行综合改造。通过锅炉性能试验,比较分析了改造前后锅炉的主要性能指标。试验结果表明:改造后机组最低稳定燃烧负荷由额定负荷的40%下降到30%;改造后,最低稳定燃烧负荷下脱硝系统入口NO_(x)平均质量浓度为239.73 mg/Nm^(3),比改造前低168.53 mg/Nm^(3);经过动态分离器改造的磨煤机煤粉细度R_(90)可实现25%~38%的调节范围,煤粉细度R_(200)可实现2%~5%的调节范围;改造后,30%额定负荷脱硝系统入口烟气温度高于300℃。600 MW亚临界机组灵活性改造的成功案例,可为火电机组柔性化转型提供借鉴和启示。

典型燃煤锅炉低负荷及变负荷运行控制特性分析

针对燃煤锅炉提升灵活性问题,分别选用亚临界和超临界前后墙对冲燃烧煤粉锅炉以及亚临界和超超临界四角切圆燃烧煤粉锅炉,通过其中3台锅炉低负荷运行摸底试验和1台锅炉变负荷扰动试验,对比分析了4种典型燃煤锅炉低负荷及变负荷运行试验中主要参数的控制特点和调节品质。试验结果表明:不同结构锅炉不投油最低稳燃负荷可达到17%Pe^25%Pe,容量大的锅炉具有更优的最低稳燃性能;主蒸汽压力、主蒸汽温度和再热蒸汽温度均随锅炉负荷降低而明显下降;随着锅炉负荷降低,过量空气系数增加,燃料型NO_x增加量要远高于热力型NO_x减少量,导致NO_x生成质量浓度总体上与锅炉负荷变化趋势相反。

EI-XCL双调风旋流燃烧器在W型锅炉上的试验研究

介绍了EI-XCL双调风旋流燃烧器在大唐耒阳电厂W型火焰锅炉上的试验研究情况。通过试验调整,锅炉效率达到设计值,燃烧稳定性增强,最低稳燃出力达到较好水平。

燃煤机组深度调峰中控制逻辑优化与试验

随着社会的不断发展与进步,电网装机容量不断扩大,大容量、高参数机组不断涌现,加上电网结构的变化,大型机组的深度调峰任务也越来越凸现出来。由于我国新能源发电的迅猛发展,以及煤电产能的过剩,煤电的灵活性改造势在必行。当新能源在电网中的比例逐渐扩大时,对调峰电源的需求也逐渐升高,与新能源等电源相比,煤电具有较好的调峰性能。火电机组尤其是煤电机组在未来几年持续低负荷运行或者深度调峰将成为常态。

某300 MW机组燃烧器及二次风喷口改造研究

随着新能源的发展迅速,煤电机组将越来越多地作为调峰手段。为提高某300 MW机组锅炉低负荷稳燃能力,现对其燃烧器及二次风喷口进行低负荷稳燃能力提升改造。将A层燃烧器改为带微油功能的强回流燃烧器,B、C层为强回流燃烧器,同时更换AA层4个托底二次风喷口。改造后,270 MW负荷下的修正后锅炉热效率为90.60%,锅炉热效率提高了1.5%。随着负荷降低,修正后锅炉热效率升高。改造后炉内实际切圆直径在7~8 m,切圆偏前墙与左墙,1#锅炉最低稳燃负荷可达到120 MW,实现锅炉最低不投油稳燃负荷≤40%BMCR负荷。

浓淡分离型燃烧器在荆门电厂670t／h锅炉上的应用

浓淡分离型燃烧器在荆门电厂６７０ｔ／ｈ锅炉上的应用湖北荆门热电厂王槐金荆门电厂２００ＭＷ机组所配ＨＧ６７０－１４０／５４０－８型炉自投运以来，因煤种变化频繁、设备先天存在缺陷等因素，锅炉热效率较低，只有８５％左右，为了提高该型炉热效率及煤粉火焰的稳定...

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.

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"。

火力发电机组深度调峰研究

风力发电作为一种成熟的可再生能源技术,是实现能源可持续发展的重要举措。东北地区风力资源丰富,但由于自身的局限性,导致东北电网电源结构的组成缺少调峰电源,造成电网不得不大量弃风。通过电厂的不投油最低稳燃负荷性能试验,确定东北电网全网的最小出力为10 500 MW,在《东北电网火电厂最小运行方式(2010)》最小出力为12 710 MW的基础上,调峰容量增加了2 210 MW。以2010年东北电网因调峰弃风发电量约6亿kWh计算,可节约燃用标煤18.9万t,按东北地区燃煤单价850元/t计算,折合成人民币为1.6亿元。其中,减排CO250.3万t,烟尘30 537 t,SO2845 t,直排方式下减排氮氧化物507 t。节约了传统能源,减少了环境污染,为可再生能源的利用创造了条件。

660 MW超超临界二次再热机组深度调峰试验研究

为适应碳达峰、碳中和目标下燃煤机组的发展趋势,研究了某660 MW超超临界二次再热机组的深度调峰。经过试验发现,该机组完全具备在30%额定负荷下的深度调峰能力:锅炉燃烧稳定、状态良好;主辅机控制与运行参数正常且稳定,具有一定的调节裕度;环保设备投运正常、污染物排放都达到国家规定的超低排放的标准。尽管如此,在30%额定负荷下运行时机组的经济效益明显下降,与50%额定负荷时相比,供电煤耗急剧增加,受汽机热耗率、锅炉热效率和厂用电率变化的影响共增加煤耗约49.0 g(/kW·h)。试验结果说明,深度调峰机组的运行参数还有待进一步调整和改进。

配套新能源建设的煤电灵活性改造研究

以内蒙古区域某660MW超临界燃煤机组为例,介绍了为实现配套新能源建设的煤电机组灵活性改造项目研究。通过最低稳燃负荷试验,确定最低稳燃负荷为198MW(30%额定负荷)。在198MW负荷测试脱硝系统入口烟温,统计330MW、264MW、198MW负荷抽汽温度,试验结果表明:脱硝系统入口烟温最低值为270℃,烟温偏低、低负荷下低压缸存在鼓风现象、低负荷给水流量测量误差大、低负荷部分控制系统功能无法投入自动等。针对上述问题提出了灵活性改造方案,主要包括锅炉、汽轮机和热控三部分。锅炉部分主要是宽负荷脱硝改造、空预器防硫酸氢铵堵塞改造、引风机动叶密封改造、水平烟道吹灰器改造等;汽轮机部分主要是低压缸温度监测系统改造、空冷岛温度监测系统改造、空冷岛部分冷却风机加装自动封堵装置等;热控部分主要是给水流量测量装置改造、低负荷控制系统逻辑优化等。结果表明,灵活性改造完成后可以实现198MW至BMCR工况不同负荷下脱硝系统入口烟温达到300℃及以上、脱硝系统可以连续投运,空预器硫酸氢铵不跨层沉积、有效解决空预器硫酸氢铵堵塞问题,引风机动叶密封风量充足、解决动叶卡涩问题,吹灰器可以覆盖水平烟道部位、解决锅炉存在的积灰、塌灰等问题,可以监视汽轮机鼓风态流场特性的温度变化情况,实现空冷岛防冻预警、优化空冷岛运行方式。通过灵活性改造最低稳燃负荷由50%额定负荷降至30%额定负荷,新增132MW深度调峰调节能力,配套的新能源规模为风电150MW、光伏50MW。并进行了财务评价,灵活性改造项目和配套新能源项目资本金内部收益率为9.78%,效益显著。按火电灵活性改造新增调节能力配套建设新能源在投资收益上是可行的,新能源资源丰富的区域可以考虑推广该方法。

防止锅炉蓄热释放时灭火的措施

在降负荷时,锅炉燃烧产生的热量加上释放出的蓄热等于输出功率对应的能量。虽然机组输出的功率大于当时燃用煤质机组的最低稳燃负荷,但其中包含锅炉蓄热产生的功率,所以,锅炉燃烧产生的热量对应的功率仍然小于对应煤质的最低稳燃负荷而使锅炉灭火。分析具体原因后,给出了具体的应对措施。

600MW机组深度调峰供电煤耗研究

随着装机容量的不断增加,电网负荷的峰谷差的也在不断增大,单靠水电、抽水蓄能发电、300MW机组等已不能满电网足调峰需求,600MW超临界机组也需要承担调峰任务,有时需要调峰至200MW。深度调峰时,机组偏离设计值较大,机组效率下降严重,为了解深度调峰下机组的经济指标,对600MW机组在深度调峰下进行了机、炉联合试验,得到机组实际的各项经济指标。

660 MW煤电机组多能互补灵活性改造研究

以新疆某660 MW超临界发电机组为例,介绍为实现新能源配套建设而进行的火电机组柔性改造项目,进行最低稳燃负荷试验,针对现存问题提出灵活性改造方案,设计配套新能源方案并进行财务评价。结果显示:机组最低稳燃负荷为132 MW (20%额定负荷),机组存在脱硝装置入口烟温低、空预器硫酸氢氨跨层凝结、运行氧量大、氨逃逸率高、汽轮机末级叶片水蚀、AGC自动无法投入等问题。灵活性改造过程中,对锅炉部分、汽轮机部分、热控部分等进行优化。灵活性改造完成后,机组运行状况良好,最低稳燃负荷由40%额定负荷降至20%额定负荷,新增132 MW深度调峰调节能力,配套的新能源规模为风电158.4 MW、光伏39.6 MW。灵活性改造项目和配套新能源项目的资本金内部收益率为9.84%。新能源资源丰富的区域可以考虑推广该方法以大力推进火电灵活性改造工作。

660MW超超临界新投机组深度调峰探索及应用

国电投江西电力有限公司分宜电厂#1、#2扩建机组作为新投机组一举突破锅炉30%最低稳燃负荷界限,维持锅炉干态最低负荷降至140MW稳定运行。

300MWCFB机组灵活性改造研究

以内蒙古某300 MW CFB机组为例,介绍为实现新能源配套建设而进行的火电机组柔性改造项目,进行最低稳燃负荷试验,针对现存问题提出灵活性改造方案,设计配套新能源方案并进行财务评价。结果显示:机组最低稳燃负荷为75 MW (25% 额定负荷),机组存在低负荷SNCR入口烟温低、NOx排放超标、一次风流化风量低、运行氧量大、空冷岛冷冻、AGC 自动无法投入等问题。灵活性改造过程中,对锅炉部分、汽轮机部分、热控部分等进行优化。灵活性改造完成后,机组运行状况良好,最低稳燃负荷由50% 额定负荷降至25% 额定负荷,新增75 MW 深度调峰调节能力,配套的新能源规模为风电75MW。灵活性改造项目和配套新能源项目的资本金内部收益率为9.32%。新能源资源丰富的区域可以考虑推广该方法以大力推进火电灵活性改造工作。

350MW机组超临界锅炉安全经济调整原则

本文以超临界350MW褐煤直吹直流锅炉为例,探讨锅炉的最低稳燃负荷,稳燃火焰中心的组织,一次风,给煤量的调整对于锅炉燃烧和机组输入热量(变负荷率)的影响,为机组的最低负荷稳燃,大速率安全变负荷提供借鉴和指导。