1GW超超临界燃煤发电机组参与电网调峰下负荷响应性能分析
1000MW超超临界机组建设和运行情况及当前存在的主要问题
1000MW超超临界机组建设和运行情况及当前存在的主要问题周志明 戴天将 谷双魁 顾正皓 茅建波建设大容量、高参数的1000MW超超临界机组是转变电力发展方式、调整电力结构、优化电力布局的重要举措，符合国家能源产业政策，但由于单机容量较大，一旦故障跳闸可能会对电网安全运行、电力可靠供应、发电设备安全带来不利影响。
为全面掌握我省1000MW超超临界机组建设期和投产后的安全生产情况，认真总结经验和教训，日前，我办对浙江省1000MW超超临界机组安全生产情况进行了专题调研，形成了本报告。
一、浙江省1000MW超超临界机组基本情况（一）机组建设情况截止2011年底，浙江统调装机容量达到3967.9万千瓦。
其中：火电装机容量3771万千瓦，占总装机容量的95.04%；核电装机容量32万千瓦，占总装机容量的0.8%；水电装机容量164.9万千瓦，占总装机容量的4.16%。
截止2011年底，浙江省统调最高负荷5061万千瓦。
截止2011年底，浙江省共有10台1000MW超超临界机组投产并转入商业运行，占省统调装机容量的25.20%。
1、工程建设工期和总投资额浙江省已建成并投入运行的10台1000MW超超临界机组建设工期最短为22月6天，最长为40个月28天，平均为30个月2天；已竣工结算的8台1000MW超超临界机组平均每千瓦投资为0.3649万元。
详见附表1。
宁海电厂#5、#6机组受线路送出因素影响，其建设工期延长了半年左右,相对较长；嘉华电厂#7、#8机组受全省用电负荷紧张因素影响，建设工期控制的非常紧，较其它1000MW超超临界机组建设工期减少了3～4个月；宁海电厂#5、#6机组由于采用塔式锅炉、建造冷却水塔等设计，使得总投资额较其它工程增加。
2、工程项目采取的优化设计浙江省1000MW超超临界机组建设工程不断优化设计，详见附表2。
各工程均在总平面与主厂房布置、厂房内桩（地）基、给水泵系统、四大管道以及循环水系统等方面,结合工程本身特点，吸取已投产机组在建设、调试、运行中的经验教训,通过有针对性的优化设计，减小了用地面积，节省钢材及建材，降低了投资。
火电厂燃煤机组深度调峰控制思路浅析
火电厂燃煤机组深度调峰控制思路浅析发布时间：2022-01-11T02:08:18.079Z 来源：《当代电力文化》2021年29期作者：韩斌[导读] 随着国家“十四五”规划的提出以及2035国家战略目标韩斌大唐韩城第二发电有限责任公司陕西省韩城市 715400摘要：随着国家“十四五”规划的提出以及2035国家战略目标，各能源企业均将新能源发展作为近几年的长期发展战略目标，同时也都对国家做出承诺完成碳达标。
但是随着新能源的发展，对燃煤火电机组带来最直接的影响就是深度调峰。
2017年7月26日，西北网电力调控中心下发关于直调火电企业进行灵活性改造的通知，要求各火电机组调峰能力下线由目前的50%THA负荷降为30%THA负荷，以满足日益增加的调峰负荷，为风电、光伏等新能源发电让出通道。
2018年12月24日国家能源局西北监管局综合处发布西北监能市场〔2018〕66号文“国家能源局西北监管局关于印发《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》及《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》的通知” ，对原执行的《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》（西电监办〔2015〕28号）进行了修订。
对深度调峰机组进行调峰补偿；2019年7月西北电网要求西北网调直调电厂在2020年6月30日前完成30%工况灵活性改造。
关键词：火电厂；燃煤机组；深度调峰一、深度调峰设备改造深度调峰，对于燃煤火电机组来说，最大的影响便是排烟温度低（脱硝SCR入口烟温）。
根据脱硝催化剂日常运行要求，其最低连续运行烟温不得低于310℃（各厂家催化剂温度不一样，但基本都是高于300℃），但燃煤机组深度调峰以后，SCR入口烟温低于290℃，无法满足催化剂的正常运行要求，因此火电燃煤机组进行深度调峰设备改造是必须要进行的改造之一。
以大唐韩城第二发电有限责任公司#1锅炉为例，采用的是哈尔滨锅炉厂四角切圆锅炉，机组容量600MW，30%负荷时，脱硝催化剂入口烟气温度平均为287℃，最低约280℃，远低于催化剂的正常使用温度（310℃），导致SCR系统被迫退出运行，在机组深度调峰时，无法达到环保要求。
1000MW超超临界机组锅炉启动系统的分析比较
锅炉 启动 系统 图见图 １ 所示 。 锅炉采用带循环泵的 内置式启动循环 系统。启动分离器为立式 ，共 ２ ，布置 只
外置式启动 系统是指启动分离器在机 组启动和停运过程 中投入运行 ， 在直流 而 负荷 以上 则解列 于 系统之 外 ，不 参与运
行 。
在锅炉的前部上方 ，由水 冷壁出 口混合集 箱引出的 ４根连接管切 向引入 ２只汽水 分
离器。 达到２ ％ＴＭＣ 在 ５ Ｒ的锅炉最低直 流
１ 前 言
随 着国 民经 济的持 续增 长 ，电 力的 需求也在不断增加 。采用超超临界参数机
组， 提高燃 煤机组的效率 ， 实现 节能降耗 、
减少 Ｃ 和 ＮＯ Ｏ， 排放 ，是我 国今后 火力 发电的发展方向。锅炉的启动系统作为超
（ 由于 带循环 泵的 启动 系统 电动 ３）
给水 泵流 量小 ，再 循环泵 所需 要 的扬程 小， 启动时所消耗 的电功率较小 。 另外 ， 由 于启动时间的缩 短 ， 辅机 的耗 电量 也相 应
便 对 同类 型 的超 超 临界 锅 炉启 动 系统 的 选 择提 供 参 考
列于 系统之外 ， 一般可分为内置式分离器 Ｊ运行直流炉 、一 次再 热、烟气挡板调节再
关键调 》
泵
毫 鬻 囊
ｉ。 ｌ 。 ｌ
超 超 临界 机 组 ；启 动 系统 ；分 离 器；循环
组的启动 、正常运行及停运过程 中，启动 分离器均投入运行 。内置式 启动 系统分 为 带 启动循 环泵 系统和 不带 启动 循环 泵 系
图１
ｌ ５４
■ —
始终 保持 相 当于锅 炉最 低直 流负荷 流量
， 。
量 ，减 少 工 质 损 失 ；
泰州发电有限公司1000MW超超临界机组深度调峰实践
泰州发电有限公司1 000 MW超超临界机组深度调峰实践
张俊敏 王孟雨 张 亮 徐国烽 赵志发
（国家能源集团泰州发电有限公司，江苏泰州225300）
摘要:深度调峰就是受电网负荷峰谷差较大影响而导致机组降出力、超过基本调峰范围进行调峰的一种运行方式，深度调峰的
给水量
2.2深度调峰试验前准备工作 保证"1机组深度调峰的主再热汽温不至于降低太
多，深度调峰试验前，前2天煤器吹灰，前1天 、
晃动。减负荷至500 MW,汽泵流量逐渐降 低至700 t/h时（汽泵流量将至680 t/h时，汽泵再循环阀联开），
1A汽泵再循环调阀撤手动并逐渐开启，保持1B汽泵再循环
82
730 t/h,转速3 600 r/mino
减负荷及试验期间，水煤比7.8，中间 温度23 A，主
再热汽温596/572 B左右，控制较容易，主要原因是：(1)通过
计算合理进行配煤加仓，平均热值4 767 kcal (D磨加低热值煤
种)。(2)前2天省煤器吹灰，前1天低再、低过区域吹
灰，水冷壁当天夜班只吹一层(可提高脫硝进口温度7〜8 H)。
负荷范围超过该机组
负荷， 调峰深度为60%〜70%BMCR
出发，阐述泰州发电厂"1机组深度调峰过程中
的操作节
关键词:深度调峰;操作；稳燃
0引言
,
电、
能源机
力口，
受电
大度 ，电网调峰
源电源，煤机组有较的调峰能力
能 的
，煤电机组的深度调峰
，
，机组的
全和 运行 受到大影响，在此对我厂"1机组的 ：
超超临界1000MW机组深度调峰风险分析及措施
超超临界1000MW机组深度调峰风险分析及措施摘要：随着社会的迅速发展和进步，电力市场的不断发展和完善，光伏、风电等新能源装机占比逐年增高，电力市场的负荷结构也发生了很大的改变。
为保障电力系统的正常运转，适应电网调峰的需求，各电力公司都要对大型火电机组进行深度调峰。
在这一背景下，将简要、深入地分析了深度调峰的风险及采取的具体措施，以期对同类机组的深度调峰工作起到一定的借鉴作用。
关键词：超超临界1000MW机组；深度调峰风险；分析；措施近几年随着新能源产业迅速发展，无条件消纳可再生能源的政策要求，使得火电厂的峰谷差异日益增大，机组的调峰工作日益受到重视。
因此，企业必须对火电机组的实际运行状况及特殊的危险进行全面的认识，并针对其存在的问题，制订出有针对性、行之有效的应对措施，以满足电力市场的需求。
1深度调峰相关概要在进行调峰之前，要对不确定因素进行细致的分析，更加细致地了解各个机组的实际调峰能力，更加细致地把握调峰技术的难点，制订合理的调峰计划，合理安排各个机组的实际调峰。
在有条件的情况下，请有关专家进行实际的调整。
通常，有两种方法可以实现深度调峰。
一是逐步减少锅炉的热负荷，由干态向湿态转变，从而使蒸汽、供水流量逐渐达到电力系统的要求。
超（超）临界锅炉设计最小水冷壁冷却工质流量为30%额定蒸发量，机组启停动过程中干湿态转换一般控制在30%~35%额定负荷，若深调负荷大于35%额定负荷可不向湿态转换。
二是保持锅炉最低的稳定燃烧负载，开启高、中、低旁路，降低进入汽轮机的蒸汽流量从而降低机组出力。
但频繁开关高、中、低压旁路阀可能导致阀门内漏，高负荷时旁路阀后温度过高现象，采取何种调峰方法还需根据机组实际情况而定。
2深度调峰风险分析机组正常运行中投入 CCS控制，通过 AGC或手动调节负载，使负载在500 MW~1000兆瓦之间。
若实施深度调峰，则可使发电负荷降低到400兆瓦甚至更低。
在此工作条件下，存在着燃烧稳定性、水冷壁温过热、氮氧化物排放指标超标、空气预热器堵塞、尾部烟道腐蚀、供水流量波动等问题。
1000MW超超临界火电机组深度调峰研究_1
1000MW超超临界火电机组深度调峰研究发布时间：2023-02-03T07:37:15.286Z 来源：《中国电业与能源》2022年第18期作者：孙延刚[导读] 华东地区的电力系统在假日时段的负载特征与日用功率曲线存在着很大的差异孙延刚华电莱州发电有限公司山东省烟台市 261400摘要：华东地区的电力系统在假日时段的负载特征与日用功率曲线存在着很大的差异。
为了满足电力市场的需求，需要对大型燃煤电厂进行深度调峰。
在煤炭机组中，锅炉的燃油性质和最小稳定燃烧性能是其重要的参数。
句容电力公司按照华东电力公司的调峰需求，对1号机组进行了深入的调峰试验，并进行了深入的调峰，采用1000 MW套筒燃用方案，在深部调峰阶段，其最小稳燃负载可达250 MW，并能保证脱硝、脱硫、除尘设备的安全稳定。
关键词：超超临界机组；深度调峰；锅炉；负荷引言根据目前我国燃煤发电系统的调峰能力，尤其是在百万千瓦级风电和太阳能发电基地的建成后，我国目前的风电、太阳能发电装置的调峰情况日益严重。
中国电信网《2016年全国电力行业供需形势报告》显示，2015年我国燃煤发电总量年均下降2个百分点。
今年是3%，已经是第二个月的负值了。
今年，燃煤机组使用时间达到了自1969年来的最低水平，达到4329个小时。
一、机组概况该机组采用东方电力公司DG3024/28型1000 MW超临界机组。
35-Ⅲ1型，为一次中间再热、单炉膛和前后墙对冲燃烧的直流炉型；神华煤矿的设计煤种和大同优质的校核煤种。
锅炉使用的燃料为0#轻质柴油，使用的是一种微型燃料。
SCR脱硫系统的脱硫设备在两个机组同时进行。
句容电厂1000 MW级超超临界 HMN级水轮发电机组是由上海电气和西门子共同研制的。
该装置类型为超超临界、中间再热、单轴；四排汽，凝蒸汽模式，其进气温度为27 MPa/600摄氏度/600摄氏度，其最大蒸汽流量可达到27 MPa/600℃/610℃，最大出力可达1030 MW。
1000MW超超临界机组AGC和一次调频响应改进探讨
1000MW超超临界机组AGC和一次调频响应改进探讨1. 引言1.1 背景介绍随着能源需求的不断增长和能源结构的不断调整，大型发电机组在电力系统中扮演着愈发重要的角色。
而超超临界机组作为目前最先进的发电机组技术之一，具有出色的发电效率和环保性能，被广泛应用于电力系统中。
在实际运行中，超超临界机组在应对系统负荷变化和频率波动时会面临一些挑战。
自动发电控制（AGC）和一次调频响应是超超临界机组运行中的两个重要方面，对机组的稳定性和运行性能有着至关重要的影响。
研究如何改进超超临界机组的AGC和一次调频响应，提高机组在电力系统中的运行效果，具有重要的实际意义和研究价值。
本文旨在对超超临界机组AGC和一次调频响应进行深入探讨，探讨其改进方案和协调控制策略，同时分析影响因素，为优化超超临界机组的运行性能提供理论支持和技术指导。
展望未来，相关研究将对超超临界机组的发展和应用起到积极的推动作用。
1.2 研究意义在1000MW超超临界机组AGC和一次调频响应改进方面的研究具有重大意义。
AGC技术作为电力系统中的关键控制环节，直接影响着系统的稳定性和可靠性。
通过对AGC技术进行改进，可以提高电力系统的调节能力，降低系统频率波动，保证系统运行的稳定性。
一次调频响应改进方案的研究可以有效提高电力系统的频率响应速度和精度，使系统在频率扰动下更快地恢复到平衡状态，减少系统频率稳定性风险。
AGC和一次调频响应的协调控制策略能够更好地优化系统运行效果，提高系统的整体性能和经济性。
对1000MW超超临界机组AGC和一次调频响应改进的研究不仅有助于提高电力系统的稳定性和可靠性，还能够为电力系统的智能化和高效化发展提供技术支撑和理论指导。
展望未来，进一步深入研究这些方面将有助于推动电力系统的发展和升级。
2. 正文2.1 AGC技术概述AGC，即Automatic Generation Control，是自动发电控制系统。
它通过监测电网负荷变化和电厂内部运行情况，实时调节机组的输出功率，以使电网频率、有功功率与无功功率保持在稳定状态。
1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术探讨
1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术探讨摘要随着科技不断进步，人们对各类资源的利用变得日益频繁，需求在不断增加。
在可再生能源的开发与利用过程中，国家对风电和水电的发展重视程度在的不断增加，这也造成电网的负载结构出现了明显的变化，电网在运行过程中所面临的负载差异明显增大。
因此，大型火力发电机组需要频繁进行深度调峰，而这一调峰过程所承受的压力在不断增加。
火电企业为了能够在激烈竞争的发电市场中占据更大的份额，需要满足电网的深度调峰需求，从而可以对机组的调峰能力进行提升，满足电网的安全调度以及正常运行的要求。
基于此，本文深入分析了1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术。
关键词 1000MW超超临界；二次再热机组；深度调峰技术一、深度调峰的相关概述在进行调峰之前，需详细分析不确定因素，深入了解各机组的实际调峰能力，准确把握调峰技术难点，制定合理的调峰计划，优化机组的实际调峰。
如有条件，可请相关专家实施实际调整。
一般情况下，进行深度调峰的方法主要包含：一是有效减少锅炉的热负荷，将干态转变为湿态，以使蒸汽和供水流量逐渐满足电力系统的需求。
超临界锅炉的设计要求最小水冷壁冷却工质流量为其额定蒸发量的30%。
在机组的启停过程中，干湿态转换一般控制在30%到35%的额定负荷范围内。
如果需要深度调峰的负荷超过35%的额定负荷，可以不进行湿态转换。
二是可采取保持锅炉最小燃烧负荷、启用高、中、低旁路等措施，从而能够减少蒸汽流量进入到汽轮机，有效减少机组的出力。
然而，频繁开关旁路阀可能导致阀门内部泄漏，同时在高负荷时也可能导致旁路阀后温度过高的情况。
因此，如何选择调峰方法还需根据具体机组情况来确定。
二、1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术1、深度调峰的操作过程为满足华东电力系统的需求，2016年2月，江苏省电力公司决定将句容发电厂1号机组列为直调电站。
该机组在负载超过400 MW时的可变负载速度达到每分钟15 MW。
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1GW超超临界燃煤发电机组参与电网调峰下负荷响应性能分
析
蒋斌
【期刊名称】《能源技术》
【年(卷),期】2011(032)002
【摘要】根据玉环电厂1GW超超临界燃煤发电机组对电网调度指令的实际响应能力，从机组负荷控制策略入手，分析和探讨了在落实“两个细则”的考核制度过程中，如何提升1GW超超临界燃煤发电机组调度指令负荷响应能力的方法，用以适应电网调度越来越严格的性能考核管理制度。
【总页数】3页(P141-143)
【作者】蒋斌
【作者单位】华能玉环电厂,浙江玉环317604
【正文语种】中文
【中图分类】TM761
【相关文献】
1.提高1GW超超临界机组变负荷性能的策略分析及实践 [J], 王立群
2.1GW超超临界燃煤发电机组参与电网调峰下负荷响应性能分析 [J], 蒋斌
3.超超临界燃煤发电机组主蒸汽管道运行3万h性能分析 [J], 邵天佑;邵渊
4.提高1GW超超临界机组变负荷性能的策略分析及实践 [J], 王立群
5.世界首台1Gw超超临界二次再热燃煤发电机组正式投运 [J],
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