330 MW循环流化床锅炉深度调峰技术

为推进“双碳”政策的实施,消纳波动性较强的新能源并网发电,当前对火电机组的深度调峰要求越来越高。循环流化床(circulating fluidized bed,CFB)锅炉机组在深度调峰低负荷运行工况有着先天优势,但实现20%以下的超低负荷运行依然面临众多的困难,如炉内流化的稳定性、氮氧化物的排放及炉内局部超温带来的安全性等问题。以某330 MW CFB锅炉的深度调峰技术应用为例,介绍了输煤筛分破碎系统、风帽节流圈、下二次风管等机组部件的改造,并配合烟气再循环等技术应用,成功实现了18%的超低负荷深度调峰运行,同时也很好地控制了NOx的排放。最后总结了CFB机组超低负荷深度调峰技术的关键点和难点,对深度调峰运行带来的潜在问题进行了分析,并提出了相应的解决措施。研究结果具有重要的工程借鉴作用。

电锅炉参与下火电机组甩负荷动态特性研究

我国正在加速清洁能源转型以实现“双碳目标”,然而新能源的不断接入使电力系统更加波动和难以稳定,尤其在寒冷供暖地区,电力系统任务更为艰巨。为了解决电力中断问题,火电机组的甩负荷控制技术变得迫切。目前的研究主要集中在改进火电机组运行和蓄热电锅炉的经济性和环保性,但电锅炉的热力特性尚未深入研究。本文建立了电锅炉的功率简化模型,通过仿真模拟研究了电锅炉参与火电机组甩负荷调节的动态特性,旨在为火电机组的灵活性改造提供支持,以提高电力系统的稳定性。

储热-火电耦合系统孤网运行电热特性研究

高寒地区传统的热电联产机组存在“热电耦合”现象,电网故障时会造成停机且无法供热。电锅炉加入后与火电机组构成的耦合系统能在孤网运行时带电热负荷稳定运行。于是本文基于电锅炉与火电联合系统模型与耦合系统孤网运行策略,分析了在电热负荷大范围变化时,关键参数主汽压和转速的变化规律,并给出了联合系统可承受热、电负荷的范围及保证机组安全运行的电、热负荷最大变化速率。

基于烟气余热回收的热泵供热系统热力学分析

为降低供热耗能,采用热泵回收烟气余热,可有效提高机组供热效率。以某300 MW亚临界CFB锅炉机组为例,分别在脱硫塔前后设置低温省煤器和烟气冷凝器,组成新型热泵供热系统,并建立该热泵回收烟气余热热力学模型,分析其烟气余热利用方式对热泵的热力学及供热性能的影响。计算结果表明,布置低温省煤器,设计工况下,热泵性能系数(COP)为1.746时,烟温由130℃降至90℃,可回收最大烟气余热20.87 MW,降低脱硫塔耗水量28.792 t/h;布置烟气冷凝器,可作为热泵低温热源,同时可回收烟气余热10.10 MW,回收冷凝水13.654 t/h。当热网回水温度升高时,COP降低,但热泵系统和供热系统的㶲效率均升高;当冷凝器出口水温升高时,COP和供热系统㶲效率降低,但热泵系统㶲效率升高。回收烟气余热的热泵供热方式,可有效利用烟气低阶能量且具有良好的节能节水收益。

燃煤机组变负荷瞬态过程的实时能耗分析

基于燃煤机组稳态工况下的能耗计算方法以及瞬态过程的运行特性,考虑非稳态运行中锅炉蓄热量的变化以及蒸汽热力参数对汽轮机效率的影响,为适应工程应用对该理论模型进行了简化,最终建立了一种更具普适性的能耗分析模型,实现燃煤机组运行全工况下的实时能耗计算。将能耗分析模型应用于某660 MW超超临界燃煤机组,进行了可靠性验证,选取特定的变负荷过程,对比分析了能耗分析模型与热力系统仿真模型的煤耗量计算值。结果表明:实际运行工况下能耗分析模型的煤耗量计算值与实测煤耗量变化趋势相符;2种模型的标准煤耗率最大偏差在1%以内。

基于分频和自适应死区控制的火电机组一次调频策略

随着大规模的新能源并网,电力系统的频率稳定问题面临着巨大挑战。由于火电机组惯量更大,可以深度挖掘其一次调频的潜力,通过分频装置对一次调频系统的反馈信号进行分解得到不同频段的信号,对不同频段信号设置适当的频率死区区间,从而能够分频段对火电机组进行控制调节,进而改善提升火电机组的一次调频性能。为了研究机组分频控制对系统一次调频能力的影响,在仿真软件中搭建电力系统一次调频模型,在不同工作环境状况下的仿真结果表明分频控制能够有效地改善系统调频性能。此外,还引入锅炉的协调控制系统模型。通过对锅炉主蒸汽压力的分析,验证了该策略在加强机组一次调频能力的同时,也提高了机组的稳定性。

某300 MW循环流化床煤电机组灵活性运行技术探讨

为实现“双碳”目标,缓解高比例新能源并入电网后的调峰压力,提升煤电机组灵活性,对循环流化床热电联产机组灵活性技术的实施方案进行了探讨。以山西某电厂2×300 MW亚临界循环流化床机组为例,分别从供热期、非供热期以及全时段的角度出发,开展了煤电灵活性运行研究。在供热期开展的灵活性改造,采用低压缸微出力、高低旁路联合供热和电锅炉等多种调峰技术联合实施及综合改造技术路线,提高了循环流化床煤电机组供热期灵活性运行能力;针对热电联产煤电机组在非供热期调峰不足的缺陷,采用高参数蓄热态蓄热方式的压火调峰技术,进行了焖炉压火近零深度调峰试验和探讨;同时结合该电厂在全年可开展应用的工业园区间接调峰技术,提出了300 MW亚临界循环流化床煤电机组灵活性提升综合改造技术路线。总之,循环流化床热电联产机组在供热期可以通过低压缸微出力运行供热改造技术,高、低压旁路联合供热技术以及电锅炉技术提高机组运行灵活性。压火调峰技术为循环流化床热电联产机组在非供热期提升灵活性提供了参考路径,该技术实施与机组设备状态、辅机配置、设备可控性自动化水平有紧密关系,提高煤电机组运行水平及可控性是实现机组运行灵活性的基本要求。工业园区内供汽可在全年间接实现调峰,联合供热期和非供热期调峰技术进一步完善了CFB煤电机组灵活性提升综合改造路线,为有需要提高运行灵活性的循环流化床热电联产煤电机组提供了技术参考。

机组变负荷对省煤器入口管道焊接结构疲劳寿命影响的分析

研究某600 MW火电机组负荷变化对省煤器入口管道结构疲劳寿命的影响,采用材料拉伸试验、疲劳试验及数值模拟3种方法,分别得到应变与疲劳寿命之间的关系。结果表明:材料拉伸试验预测结构寿命与疲劳试验的偏差较大,而数值模拟结果与疲劳试验结果较为吻合,数值模拟方法能够合理评估结构疲劳性能,并且结构疲劳损伤随机组负荷变化幅度的增大而明显增大。

一种适应新型电力系统的火电机组煤质在线校正方法

燃煤火电厂煤质变化不利于火电机组控制,如稳定性能下降、过程参数波动增加等,实现煤质在线校正非常重要。现有技术通过煤质在线测量,将测量结果用于煤质在线校正,但存在各种问题,难以实际运用。为此,发明一种针对前馈控制本身误差的新型在线校正方法,利用锅炉主控系统的已有信息,通过反馈控制,实现前馈控制在线校正,从本质上实现煤质在线校正。仿真实验验证了该新型在线校正方法的有效性。典型工程应用案例证明,该技术有效提高了协调控制的稳定性能,减小了过程参数的波动,奠定了火电机组良好的控制基础。

W火焰锅炉低负荷磨煤机运行技术研究

以菏泽发电厂二期汽轮机组为研究案例,对300 MW发电机组2台磨煤机运行方式进行分析研究。采取完善磨煤机保护逻辑,提高送风及磨煤机自动调节灵敏性,调整后炉膛卫燃带面积,增加磨煤机燃烧器之间增加联络及油枪改进等措施。可在低负荷阶段保持最少的磨煤机运转,提升锅炉燃烧稳定性,实现节能降耗。

微电网并网后火电机组机炉温度恒定控制方法探讨

微电网并网后会使电网火电机组机炉温度受到负荷变化干扰出现波动,从而影响微电网的安全运行。为有效控制微电网并网后的火电机组机炉温度,提出微电网并网后火电机组机炉温度恒定控制方法。分析了影响火电机组机炉温度控制的相关影响因素,并根据分析结果建立了影响因素扰动下的温度控制对象模型,确定控制器设计过程的相关初始参数;基于确定的参数,结合牛顿力学控制原理完成温度恒定控制器的设计,在已知温度变量阶次的前提下,实现温度的负反馈补偿处理,将被控对象温度输出轨迹控制在期望输出轨迹上,从而实现火电机组机炉温度恒定控制。测试结果表明:使用上述方法能够在较短时间内将火电机组机炉温度控制为期望恒定温度,控制性能良好。

基于火电厂灵活性改造的经济性研究

结合火电厂灵活性改造的项目实际,对相关影响因素进行识别并对结果进行分析,结合“三北”地区现状,找到符合“三北”地区的火电厂灵活性的合理改造方式,为后续改造的进行提供参考,助力市场布局建设。

锅炉蓄热过程对机组煤耗的影响分析

目前普遍采用稳态性能计算模型计算机组的煤耗,而没有考虑机组在较大幅度变负荷、启停等非稳态过程中,锅炉的蓄热量对于机组煤耗的影响。文中针对这一问题,对考虑锅炉蓄热的机组非稳态工况下的煤耗计算方法和蓄热对煤耗计算结果的影响进行了研究。建立了结合电厂实际的、用于机组非稳态工况煤耗计算的锅炉系统离散化动态模型,汽水、烟气和金属蓄热量的计算模型和考虑锅炉蓄热的煤耗量计算模型,进行了实例计算与分析,并与稳态模型的计算结果进行了比较。结果表明,锅炉蓄热对结果的影响较大,机组非稳态工况下煤耗量的计算应考虑锅炉中蓄热的影响。

单元机组协调系统的非线性内模控制

协调系统的性能直接影响单元机组运行的安全性和经济性。为了克服非线性环节以及能量供需之间关联耦合作用对协调系统控制品质的影响,本文将反馈线性化方法与多变量内模控制结构结合,针对一个通用的非线性协调系统模型,设计出非线性内模协调控制器。文中分析了多变量非线性内模控制结构的鲁棒稳定性及动态性能。在不同负荷下的仿真试验表明,所设计的控制系统具有良好的解耦效果和抗干扰能力。

火力发电机组2013年非计划停运统计及分析

对2013年100MW及以上火电机组非计划停运次数及持续时间进行了统计与分析。机组共发生非计划停运920次,总持续时间53443.5 h。其中因锅炉及其辅助设备所导致的非计划停运次数达到500次以上,因汽轮机系统导致的非计划停运次数为150次以上。通过对锅炉、汽轮机等系统非计划停运原因的分析,找出了影响火电机组可靠性的相对薄弱环节,为加强对机组可靠性薄弱部位的日常维护管理提供了参考和依据。

超临界600MW机组直流炉协调控制系统及AGC策略的改进与应用

自动发电控制(AGC)是电网自动控制的一项基本要求,但采用AGC控制的火电机组均存在响应速度慢等问题。为此,对机组协调控制系统进行分析,提出了优化负荷指令对燃料控制前馈环节的作用、取消风/煤间的交叉限制、预给煤、利用锅炉蓄热及压力拉回等改进方案,并将其用于江阴电厂1号和2号超临界600 MW机组协调控制系统的改进。实际应用表明,改进后的协调控制系统能够快速响应AGC负荷指令。

姚孟电厂2号机300MW单元机组机炉协调受控对象的数学模型

首次将机炉协调控制系统被控对象的非线性数学模型直接用于姚孟发电厂2号机300MW单元机组的分散协调控制系统(DCS)。通过在线调整模型参数和在相同时间段内对比不同工况下实际受控对象的工程值曲线与仿真模型的计算值,证明了此模型能很好地反映机炉协调被控对象的实际特性,同时也证明了该模型的正确性和准确性。

生物质气化耦合发电提升燃煤机组灵活性分析

为提高风能、太阳能等可再生能源的消纳能力,提升火电机组的运行灵活性显得尤为重要,而利用生物质与燃煤机组进行耦合发电是改善机组燃料灵活性的重要途径。本文介绍了目前生物质与燃煤机组耦合发电方案的特点,对生物质气化耦合发电提升燃煤机组灵活性的技术可行性进行了分析,并以某330 MW机组建设20 MW生物质气化耦合发电项目为例,分析了生物质气化耦合发电对燃煤机组锅炉效率、受热面安全、催化剂性能和烟气脱硫系统等的影响。结果表明:少量掺烧生物质气后锅炉效率有所下降,烟气量略有增加,但原锅炉的烟风系统和减温水系统仍能满足需求;对受热面的腐蚀和烟气脱硫系统影响较小;进入锅炉中的K含量增加较为明显,对催化剂的活性会造成不良影响。建议根据生物质碱金属量将生物质的热量输入比例控制在10%以下。

320MW机组锅炉加装低温省煤器的经济性研究

对某台320MW机组锅炉在尾部烟道加装低温省煤器,利用烟气余热加热机组凝结水,以降低电袋复合除尘器入口烟温。试验结果表明:加装低温省煤器后,汽轮机热耗率下降40.3kJ/(kW.h),机组供电煤耗降低1.425g/(kW.h);进入电袋复合除尘器的烟气温度降至130℃左右,满足进入脱硫装置排烟温度≤150℃的要求,同时消除了锅炉两侧烟道的烟温偏差,使机组可在任何负荷下安全运行。