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。

计及碳交易的热电联产-储热-电锅炉风电消纳策略

为解决传统热电联产机组的热电耦合特性以及冬季采暖期间弃风消纳问题,提出了计及碳交易含储热热电联产机组和电锅炉联合运行的弃风消纳策略。首先将储热设备、电锅炉与热电联产机组联合运行来满足系统所需热负荷,从而提高热电联产机组电调峰能力。其次,为进一步控制碳排放量,引入阶梯式碳交易与优化电锅炉运行模式,兼顾系统运行成本、弃风消纳量以及碳排放量,构建计及碳交易的热电联产-储热-电锅炉风电消纳模型并进行求解。最后,以IEEE-30节点为例进行算例分析,结果表明所提策略能够有效促进风电消纳、减少碳排放量且有效降低系统运行成本。

“双碳”目标下煤电机组节能改造技术发展与实践

在碳达峰碳中和背景下,煤电行业节能减碳是亟需解决的问题。通过改造案例对煤电机组各种节能改造技术进行了总结分析,重点分析了锅炉和汽轮机优化改造技术对电厂总体节能升级改造的影响。现有的煤电节能改造技术包括机组升温改造和设备升级改造等,关键在于对汽轮机、锅炉及其辅助系统的合理优化。实践证明:提升参数改造技术具有一定节能效果,跨代升级改造可节约发电标煤耗3.5~8.5 g/(kW·h),必要时需配合汽轮机和锅炉受热面改造;汽轮机提效改造技术节能效果较好,通流改造节约发电标煤耗一般为6.0~10.0 g/(kW·h),具有较强的可行性;锅炉受热面改造、管道改造的费用要高于通流改造的投资,节约发电标煤耗约3.5~4.5 g/(kW·h);锅炉采用先进余热回收技术可节约发电标煤耗约0.4 g/(kW·h);而先进制粉系统的应用也可大幅提高煤粉分离器效率,使锅炉效率提升0.2%~1.0%。煤电行业未来需注重节能技术与低碳等其他技术之间的耦合应用以及节能降碳评价体系的建设,针对机组特点形成可优化、可评价的节能降碳技术集成方案,支撑煤电行业绿色低碳转型。

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。

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。

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。

海外火电厂老旧锅炉机组SCR脱硝改造技术方案研究

海外经济欠发达地区(如:中东欧、非洲和亚洲等)随着经济的不断发展,越来越多的国家和地区都在逐步严格环保政策,提高了对火电厂大气污染物的排放要求,有大量老旧锅炉机组有待改造增配环保装置,市场潜力巨大。以东方锅炉首个为海外燃煤火电锅炉机组加装烟气SCR脱硝装置的改造设计为例,介绍了此类改造工程的主要特点和难点,为后续类似环保改造工程提供借鉴和参考。

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。

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。

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。

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。

火电机组调峰裕度的影响因素研究

火电机组参与调峰时,机组的调峰裕度受到多种因素的影响。本文详细分析了锅炉方面的主要因素如燃烧稳定性、水循环的安全性和锅炉辅机对调峰裕度的影响。综合考虑各因素的影响,200/300 MW机组最低不投油负荷为50%左右额定负荷,600/1 000 MW为40%左右额定负荷。

一种新型空气预热器及其性能分析

提出了一种新型空气预热器,该预热器依靠8个阀门的不同开闭来控制空气与烟气交替流过2个蓄热体,从而实现烟气对空气的加热.分析表明,新型空气预热器与回转式空气预热器相比,漏风率大大降低,不到3%.

电站送风机性能的快捷测试方法

为了降低风机性能试验的工作量,为电站锅炉运行人员提供一种较为准确的风机性能检测手段,提出了一种基于热力学原理的风机性能测试与计算方法。通过对某200MW机组送风机性能的快捷测试并与已有的风机性能试验报告结果相比较,新的方法具有较高的准确性,能够用来指导电厂锅炉操作人员的现场运行与燃烧调整。

基于二级热网电锅炉调峰的消纳弃风方案研究

针对"三北"地区热电机组比重大、冬季供暖期间弃风现象严重的问题,提出了在二级热网增设调峰电锅炉的消纳弃风方案。根据二级热网电锅炉的供热系统结构,建立了调峰电锅炉的启停控制模型和一级热网、二级热网的热平衡方程。并以煤耗量为目标函数,构建了一种电负荷由全网机组平衡、热负荷由各热电厂与调峰电锅炉就地平衡、计及热电机组电功率上下限与抽汽量之间的函数关系的电热联合调度模型。研究了电锅炉容量、不同热负荷调峰方案对全系统煤耗量、弃风量的影响。算例分析结果表明,该方案能够改变热电机组的供热、供电曲线,在降低热电机组热负荷峰值的同时增加了电网负荷谷值,从而为风电提供更大上网空间,提升了风电消纳能力。

中国1000MW等级火力发电机组可靠性分析

对2012—2016年1 000 MW等级燃煤火电机组非计划停运次数及持续时间进行了统计与分析。该等级机组共发生非计划停运166次,累计非停时间9 440.22 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78次,累计非停时间为5 409.22 h,占总非停时间的57.30%;因汽轮机系统导致的非计划停运次数为42次,累计非停时间3 060.85 h,占总非停时间的32.42%。通过对锅炉、汽轮机等系统非计划停运技术与责任原因的分析,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。