1000 MW机组深度调峰技术探析

近年来,风电、光伏等新能源装机规模不断增加,同时整体受电规模也大幅提升,电网调峰矛盾日益突出。根据国家对机组深度调峰的最新要求,为进一步提升机组深度调峰能力,在锅炉宽负荷脱硝改造的基础上,对机组协调控制系统进行了升级优化,通过对深度调峰过程的分析,发现了深度调峰过程中存在的问题并给出解决方案,实现了机组稳定运行达到30%额定负荷下限的功能。

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。

超临界纯凝机组灵活性调峰控制技术研究与应用

近年来,随着环境保护的日趋重视,非化石能源建设达到快速发展,火电机组由基本负荷向调峰负荷转移已是大势所趋,大容量超临界火电机组参加灵活性调峰是适应市场要求的必然选择。国电电力大连庄河发电有限责任公司(以下简称"庄河公司")在灵活性调峰控制技术方面做了多项技术改进工作,目前2台机组能够不需稳燃而长期运行在30%额定负荷(180 MW),同时也可在30%～100%额定负荷间灵活调整。庄河公司实现灵活性调峰运行已经一年多,其相关技术对火电机组参与灵活性调峰具有借鉴意义。

基于灵活性改造的机组深度调峰模式运行研究

西北地区的新能源占比增大,火力发电机组为了保证电网的稳定运行,需要进行深度调峰。而在机组深度调峰模式下,对机组的安全性和稳定性提出了更高的要求。在此背景下,宁夏京能宁东发电有限公司通过对#2机组进行灵活性改造,最终实现机组在低于30%额定负荷下(190MW)不投油稳定运行。