300MW机组深度调峰的技术措施及运行注意事项

面对电网峰谷差的逐年增大,及雨季的影响水电出力大,火电厂必然要进行深度调峰（负荷≤30%额定负荷）永福发电厂300MW机组积极参与120MW的调峰,最低负荷甚至到80MW。通过一段时间来的调峰运行得到了宝贵的运行经验。     

深度调峰对300MW燃煤机组的影响及控制措施

由于2011年末至20L2年初湖南地区降雨较少,同比每年约降低60％左右。各水库水位较低,水电机组同比发电时间也降低很多。根据本地区电力负荷变化曲线,凌晨7点至晚上23点为高负荷时间,凌晨1点至凌晨7点为超低负荷时间．故要求火电机组进行深度调峰。从2011年12月至2012年3月,湖南某300MW火电厂低负荷时间内进行深度调峰,平均负荷为160MW,最低为IOOMW运行,这远低于额定300MW的实际出力。对于机组运行调整及设备健康状况方面影响巨大。现就其对机组所产生的不良影响及控制措施做如下分析。     

凝汽机组高背压供热改造后的性能指标与调峰能力分析

介绍了135 MW、300 MW等级凝汽机组高背压供热改造技术,由机组改后的性能试验,得到机组高背压运行的性能指标,高背压纯凝工况下的热耗率为3 690~3 740 kJ/（kW·h）,高背压抽汽工况下的热耗率在3 690~4 060 kJ/（kW·h）之间。并分析了改造技术、冷端设计参数与运行参数对机组性能指标的影响,同样135 MW等级机组,满负荷工况下,循环水流量差3 500 t/h,凝汽器背压差15 kPa,机组额定工况下的发电功率差26.7 MW。由机组供热期调峰能力试验,确定机组高背压运行的调峰区间和调峰适应性,300 MW机组的调峰能力为65 MW,为改造前额定容量的22%;而135 MW等级机组的调峰能力为35~60 MW,为改造前额定容量的26%~44%。并分析了造成机组调峰区间变窄、调峰适应性降低的原因。     

1 000 MW深度调峰机组热力系统优化研究

为提升超超临界火电机组深度调峰能力，解决大容量机组在低负荷时效率下降问题，提出并建设了1 000 MW高效宽负荷率机组示范工程。该工程对锅炉燃烧器、水冷壁及汽机蒸汽参数等进行了针对性的优化设计，通过协同增设补汽阀、外置式冷却器、零号高压加热器、低温省煤器等设备，实现了机组在较宽负荷范围内依然保持较高效率的目标。热力计算结果表明，示范机组在50%负荷下较现有机组效率提高3%以上，运行灵活性显著增强，取得了明显的经济和社会效益，相关经验对后续同类机组提升灵活性具有示范和参考价值。     

调峰运行对汽轮机辅助设备的影响

大机组参与调峰运行，由于起动频繁或大幅度负荷变动，要承受剧烈的温度变化和交变应力，从而缩短使用寿命。参与调峰还要求机组在一些特殊工况下长时间运行，对机组的安全和经济运行带来不利的影响。根据火电机组调峰运行方式，分析调峰运行对汽轮机辅助设备的影响。机组经常降负荷运行或频繁启、停，运行条件非常苛刻，要求给水泵不仅能在负荷大幅度变化的条件下稳定运行，而且能长期承受频繁启停过程中因压力和温度急剧变化而产生的热冲击，要求给水泵不仅具有良好的性能，而且具有更高的可靠性。机组频繁起停和长时间低负荷运行，对给水泵的不利影响主要表现在以下方面。     

350 MW超临界热电联产机组灵活性改造分析

近几年全国弃风、弃光问题日益严重,而且国家对燃煤电厂深度调峰能力的要求也不断提高。该文结合华北地区火电机组深度调峰补偿相关政策,对某350 MW超临界热电联产项目进行灵活性改造研究。通过对国内几种主流灵活性改造技术进行分析,对比各种技术的优缺点以及投资费用、运行成本,并结合本地区调峰补偿情况,评估机组灵活性改造后对后期经营的影响,得出适合本厂的最优方案。结果表明,低压缸零出力供热技术是目前为止应对热电解耦成本最低的方案。当标煤单价在700元/t以下时,机组不宜进行调峰,应多带负荷;当标煤单价在700元/t以上时,通过调峰降低机组负荷来减少亏损。     

超临界循环流化床机组全负荷段深度调峰方法研究

随着新能源发电装机容量不断扩大,火力发电市场受到严重挤压,为了满足电网深度调峰的需求,火电厂需要承担起深度调峰的重任,循环流化床机组可以采用停炉不停机的方式参与深度调峰。以山西某电厂超临界350 MW循环流化床机组为研究对象,分析了超临界循环流化床机组2种典型汽水系统全负荷段深度调峰方法,对其中的操作要点进行了详细的阐述,并就操作过程中需要特别关注的问题进行了分析,也提出了相应的防控措施。分析表明:超临界循环流化床机组可以采用2种典型汽水系统实现全负荷段深度调峰;加装炉水循环泵系统投资大、操作复杂,增设贮水箱到除氧器管路投资小、操作简单,但是加装炉水循环泵系统参与全负荷段调峰时,各系统稳定性较好。     

660 MW燃煤机组瞬态过程NOx生成及脱除特性

燃煤机组为完成电网负荷调峰任务,锅炉负荷长期频繁波动,对氮氧化物的生成及脱除效果有显著影响。以某660 MW燃煤机组瞬态过程氮氧化物的生成及脱除特性为研究目标,建立了机组瞬态过程氮氧化物生成预测模型,开展了变负荷过程中氮氧化物生成预测研究。针对燃煤机组变负荷过程燃烧器切换的特点,发现新增燃烧器的负荷点越高时,越能有效避免氮氧化物的生成值增大。另外,分析了选择性催化还原（selective catalytic reduction,SCR）动态特性,分别研究了SCR入口氮氧化物浓度、喷氨浓度、烟气流速和反应温度等阶跃变化对氮氧化物脱除的动态特性影响,为后续瞬态过程喷氨优化控制逻辑提供参考。     

面向灵活性发电的燃煤机组大气排放特性分析

随着可再生能源发电在电网中占比逐年增加,越来越多的燃煤机组参与灵活性发电。为了弄清灵活性发电燃煤机组的大气排放特性,以某亚临界600 MW和300 MW机组为例,通过对运行数据进行回归分析,获得了机组在启动、正常调峰和深度调峰阶段的CO₂、NO_x、SO₂和粉尘的排放特性。结果表明：正常调峰阶段,随着机组负荷下降,煤耗和CO₂排放因子逐渐增大,净烟气NO_x排放因子先减小后增大,SO₂排放因子略有下降;粉尘排放因子略有上升;深度调峰阶段,随机组负荷的进一步降低煤耗和CO₂排放因子明显增大,净烟气NO_x和粉尘排放因子迅速增大,SO₂排放因子继续下降;启动过程净烟气NO_x和粉尘排放因子明显高于调峰工况,SO₂排放因子略小于调峰工况。另外,调峰过程中较高的升降负荷率使得原烟气NO_x、SO₂排放因子明显增大,净烟气粉尘排放因子明显增大。     

汽轮机热力性能分析与实验

本文以太原大唐第二热电厂法国600MW机组为例,确定汽轮机热应力集中部位,计算热庹力、寿命损耗及启停损失,为600MW机组合理参加调峰提供理论依据。     

基于改进单纯形法和凝结水节流的超超临界机组协调优化

风能、太阳等新能源的规模化并网对电网的安全稳定性造成较大影响。为提高新能源的消纳能力,电网对燃煤机组的运行灵活性、负荷快速响应能力、深度调峰能力等提出了很高的要求。采用先进的控制策略提升协调控制的品质,具有重要的现实意义。基于近年来发展起来的"凝结水节流"快速变负荷方法,采用人工神经网络建立了考虑凝结水节流特性的负荷预测模型及主汽压力预测模型。在此基础上,利用经典优化理论中的改进单纯形法,设计了协调系统智能优化控制策略,编制了实时优化程序。借助1000 MW超超临界机组仿真机开展了详细的优化控制仿真实验,结果表明文中方法可有效提高机组变工况负荷响应的快速性,减少主汽压力波动,提升协调控制品质。     

300MW CFB机组压力偏差对负荷控制的影响与优化

本文介绍了300MW CFB机组协调控制过程中压力偏差对负荷控制的影响,通过分析压力偏差成因,对调整方式进行优化,使300MW CFB机组负荷跟踪更加快速、平稳。     

浅谈某电厂（2．640MW）#1、#2汽轮机高压调节汽门优化

该电力有限公司两台汽轮机是东方汽轮机有限公司生产的N60024．2／538／566型超临界机组引进日立技术,此机型原始设计切入点是带基本负荷。由于中国电力市场的变化,闰内600MW机组不再是带基本负荷,而是一直在参于电网负荷的调整,在低负荷时高压调节汽阀节流严重,损失较大。本文从高压调节气门优化的方法,在机组满足带负荷和调节精度要求的同时减少节流损失。     

汽轮机柔性切缸供热关键技术研究及应用

<正>一、成果研究背景随着国家碳中和、碳达峰政策的实施，新能源发电装机容量不断增大，火电机组的利用小时数逐年下降，在保证电网供电负荷稳定性的前提下，尽可能多利用新能源发电，火电机组需要具有深度调峰能力和负荷快速响应能力，目前各个地方对火电机组最低负荷值的要求有所差别，但都鼓励火电机组最低负荷尽量降低，     

燃煤电厂供热能力提升策略探析

我国正在大力实施节能环保战略,光伏和风电为主的可再生能源机组迅速增长,大力发展可再生能源是我国未来能源战略的重要组成部分。为配合可再生能源机组发电并网以及消除峰谷差日益增大对电网安全的影响,电网对火电机组的调峰次数和品质提出了更高的要求。在供暖季,受系统热力特性的限制热电厂均采取"以热定电"的模式运行,而供热负荷随时间变化缓慢,为保证供热质量,机组基本不具备调峰能力,稳定的供热需求和频繁的调峰需求之间存在矛盾。已有一些电厂通过低压缸零出力、高低旁路联合供热改造以及蓄热式电锅炉等技术来增强机组的调峰能力。     

固体电蓄热技术应用于电厂深度调峰

目前,新疆地区的装机容量远大于用电需求,乌昌地区的环保要求也严格执行国家标准,而且昌吉市的热电联产机组供热负荷已经趋于饱和,电厂机组的深度调峰问题和昌吉地区清洁能源供热问题十分凸显,该文通过介绍固体电蓄热机组为电厂机组深度调峰问题和昌吉地区清洁能源供热问题提供解决方法,同时,该公司已经进行固体电蓄热机组的安装及应用,在深度调峰方面取得了非常好的效果,值得推广。     

均匀负荷分配的冷水机组并联运行特性分析

大型冷水机组大部分时间运行在部分负荷条件下，研究机组压缩机能效比随负荷率变化的规律，可为机组节能运行提供理论依据。建立了求解单台冷水机组压缩机能效比、蒸发温度、冷凝温度的数学模型。在均匀负荷分配条件下，根据承担部分负荷的方式不同，建立了多台同型号机组不同并联运行方式的压缩机能效比的数学模型，并对比分析了运行特性。分析表明，离降式冷水机组只有在70％-100％负荷率下才能维持较高的能效比，能效比随负荷率的降低急剧降低，多台机组并联运行按总负荷减少量以单台机组额定负荷为限来控制机组启停，可以在很大的负荷区间内维持机组群总能效比在高水平。     

电厂数字式电液调节系统的研究

本文介绍了热电厂汽轮发电机组使用的DEH汽轮发电机组数字电液调节控制系统的组成，并阐述了此控制系统的组成、性能等特点；并详细阐述了数字式功频电液调节系统即DEH-IIIA系统在太原大唐第二热电厂215MW汽轮发电机组上的应用，通过采用数字式功频电液调节系统，消除了如甩负荷故障、油动机同步不准确等缺陷，提高了各油动机提升力，确保各调阀准确定位，动作快速；从而提高了机组的整体自动化水平，增强了机组的调峰能力。     

云浮发电厂B厂锅炉改烧烟煤后喷嘴结焦烧坏的原因分析

云浮发电厂B厂有限公司二期工程2×135MW几组配套锅炉是东方电气集团东方锅炉股份有限公司设计制造的首台135MW煤粉炉锅炉，云浮电厂3#、4#炉原设计煤种为晋东南无烟煤，因电煤的供应形势发生变化，无法满足锅炉原设计无烟煤种的供应，现改烧高挥发份内蒙烟煤和神华烟煤。经过55天的大修改造后机组启动，锅炉燃烧器出现结焦及提前着火的现象，严重威胁了机组的安全运行及机组带负荷能力。情况如下：#3锅炉临修后启动，带负荷至约88MW时发现多个一次风燃烧器提前着火，该情况随后快速恶化，最严重时多达9个一次风喷嘴只能带最低转速运行，负荷带低至43MW，投两支油枪稳燃，经初步分析判断是喷嘴内部结焦导致提前着火。这些情况严重制约着机组的带负荷能，给机组的经济运行带来极大的挑战。     

互感器检定试验时的二次负荷问题

电流互感器的误差与二次负荷有很大关系。对于小容量电流互感器，额定负荷与下限负荷之间的范围很窄，例如L＼ZO8型200／5和50／5容量为5伏安，额定负荷为0．2欧，下限负荷为015欧，国标GB12081987规定，变化范围只有005欧。检定时所接的负荷是否正确，对互感器的性能影响更大。我通过这几年质检工作，在好几个生产厂家，发现了由于检定时所接负荷偏大，检定结果比差偏负被误认为不合格；也有本来是比差偏正不合格的互感器检定后被当作合格的。这样，因为试验时所接的负荷不准确，影响试验结果，造成计量数据不准确，使被检互感器的误差不…