浅析600MW超临界煤电机组与分布式光伏系统耦合发电技术
600MW超临界机组深度调峰热工控制系统约束条件及对策
600MW 超临界机组深度调峰热工控制系统约束条件及对策摘要：为适应碳达峰、碳中和目标下燃煤机组的发展趋势，通过研究 QB 厂600MW 机组深度调峰至 30%额定负荷下热工控制系统对机组安全运行的限制及保护等条件，提出了针对性的解决对策，为同类型机组深度调峰工况的安全运行提供了有益借鉴。
关键词：深度调峰；热工控制；限制；保护；安全1热控技术对超临界火电机组深度调峰的约束与保护1.1协调控制系统的负荷区间限制QB 厂600MW 超临界机组协调控制系统通常针对50%额定负荷以上负荷区间，在 50%额定负荷以下以启停机控制为主，协调投用的最低负荷为 300MW。
当机组运行过程中负荷低于 50%额定负荷以下时，控制对象特性会发生较大变化，主要运行参数以及设备都接近于正常调节范围的下限，调节、安全裕度较小，存在协调控制系统调节品质差、AGC 响应速度慢、一次调频性能差、燃烧不稳定等问题。
在低负荷工况时，机组被控过程的动态特性变化显著。
煤质、燃烧稳定性、电网调度指令的频繁变化等各种扰动因素叠加时，采用常规PID 和并行前馈的控制策略有时难以有效控制，需要针对深度调峰工况进行逻辑优化。
1.2大负荷区间主、再热汽温控制深度调峰工况下，给水量、燃料量、减温水、协调等回路因为调节对象特性相比中高负荷工况差异明显，过热汽温控制品质不能满足自动连续运行要求，负荷稳定时汽温控制一般，在变负荷时，主汽温控制偏差较大，有时主汽温控制的较低，影响机组经济性，需要做出针对性的逻辑优化。
再热汽温控制采用尾部烟道挡板调整，再热烟气挡板控制无法投入自动，运行人员手动操作量大，且再热汽温波动较大。
有时再热汽温控制的很低，影响机组经济性。
由于配煤不均，燃料量波动大，频繁开关锅炉尾部烟道挡板，造成再热汽温波动大。
1.3脱硝排放控制系统脱硝喷氨控制控制无法投入自动，运行人员手动操作量大，且烟囱入口 NOx 浓度波动较大，存在超标风险。
另外，NOx 浓度测量存在测点少、延迟长等特点，动态过程中极易造成控制回路振荡发散，值班员监盘时工作量大，存在过度喷氨的现象，加剧空预器、烟冷器的堵塞程度。
超临界燃煤发电机组热力系统分析
超临界燃煤发电机组热力系统㶲分析本文研究对象为N600—25.0/600/600超临界燃煤发电机组。
建立600MW超临界机组的热力系统分析模型，对这个机组的主要热力部件进行㶲分析，得到这些热力系统的㶲效率及㶲损率。
由最后分析结果知道这些热力系统中㶲效率最低的是凝汽器，但是凝汽器所占的㶲损率是最小的。
所以从凝汽器考虑节能是比较困难。
高压加热器相较于低压加热器来说，其㶲效率普遍比低压加热器高。
这主要是由于低压加热器的换热温差比高压加热器大。
低压加热器可以考虑通过加装蒸汽冷却器可以减小加热器端差，降低㶲损失。
汽轮机的㶲效率达到了92.33%，㶲损率 3.81%。
汽轮机是比较节能的设备。
锅炉的㶲效率52.23%，虽然远比凝汽器低，但是㶲损率占47.68%。
锅炉的㶲损失是最大的，这些损失主要是由煤燃料燃烧、高温差传热以及锅炉本体散热引起的。
所以锅炉是重要节能对象。
能源是人类社会生存和发展的重要物质基础，在人类社会发展史上，人类文明的每一次伟大进步都伴随着能源的改进和替代。
一个国家的经济水平越高，对能源的需求就越大。
中国正处于经济快速发展的时间段，对于能源的需求也会日益增加。
能源短缺是制约国民经济发展的重要因素，一方面保持稳定可靠的能源供应体系另一方面大力发展高效清洁能源，降低传统能源对经济增长的依赖。
即保持我国国民经济的快速发展，又能实现国家节能减排的战略目标。
1.1.1 全国的能源现状按照不同的分类形式，能源以下几种不同的分类。
①对能源的基本形式进行分类，将能源分为一次能源和二次能源，一次能源是指自然界中存在的能源，如煤、石油、天然气、水等，二次能源是指一次能源加工生产的能源产品，如电力、天然气、各种石油产品的转化品等。
②根据能源能否再生，可分为可再生能源与不可再生能源，只要能在自然界中可以循环再生的资源都是可再生资源，比如水能、生物质能、太阳能、潮汐能、风能等，与之相对应得是不可再生能源。
不可再生资源的特点是短时间内无法恢复的。
浅析600MW亚临界燃煤机组深度调峰运行
浅析600MW亚临界燃煤机组深度调峰运行因国家政策及现阶段电力市场需求导向，各火力发电机组特别是大容量机组参与深度调峰已显常态并成为未来发展趋势，本文针对某厂600MW亚临界燃的煤机组30%额定容量下深度调峰运行情况进行分析总结，就大容量机组参与深度调峰的运行工况特点及注意事项进行了梳理，探讨深度调峰对大容量机组带来的不利影响，以期为同类机组深度调峰改造及运行提供参考和借鉴。
标签：600MW亚临界燃煤机组深度调峰按照《国家发改委、国家能源局关于印发的通知》（发改运行[2016]1558号）规定，如果一台机组被认定为可再生能源调峰机组，本台机组退出市场电量交易，在后续年份中将获得不低于上年火电平均利用小时的基础电量计划，可避免激烈的市场电量交易竞争，为企业带来可观经济利益[1] 。
为此，我国各地各电力企业及一些相关技术联盟等学术机构积极组织开展深度调峰技术研讨、通过研究设备升级改造、机组灵活性改造，保机组调峰能力能满足电网需求，以便早日享受政策红利。
某厂在深入研究其机组调峰能力的基础上，抢抓先机，积极主动联系经信委开展可深度调峰机组认定工作，在2018年初其1号发电机组已被省经信委认定为可再生能源调峰机组。
一、基本概况该厂汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产，型号NZK600-16.7/538/538，型式为亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式；锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进美国ABB-CE燃烧工程公司技术设计制造的亚临界、一次中间再热、单炉膛、正压直吹、四角切圆、平衡通风、干排渣、Π型半露天布置、全钢构架、悬吊结构、控制循环汽包锅炉，型号为：HG-2080/17.5-YM9；采用六台中速辊式磨煤机，型号ZGM113G型。
除灰为双室五电场电除尘，脱硫为FDG湿法脱硫，脱硝系统采用选择性催化还原法（SCR）脱硝工艺，以液氨为还原剂。
每台锅炉布置两台SCR反应器，催化剂的型式采用蜂窝式，设计为三层。
600MW超临界火力发电机组冷态启动成本与控制浅析(修改第6稿)
600MW超临界火力发电机组冷态启动成本与控制浅析田永昌任磊开封京源发电有限责任公司二〇一〇年五月二十三日摘要本文从火力发电厂的角度出发，以河南省某600MW超临界火力发电机组的冷态启动为例，通过对机组典型启动过程分析，研究在当前煤炭市场和电力市场环境下火力发电机组的冷态启动成本。
通过对机组启动过程中的各项成本分析，以及控制成本的几项有效措施的介绍，提醒发电企业的经营者做好机组启动过程中成本控制的重要性。
关键词：火力发电机组冷态启动成本分析控制ABSTRACTThis article, taking cold start-up of one 600mw ultra-supercritical coal-fired power plant from Henan Province as a sample, by meaning of analysing of typical starting-up process, studies the cold starting-up cost of coal-fired power units in the current electricity market.By analyzing all the cost in the starting up and introducing several effective ways of cost controlling, This artice reminds the operators of power plants to recognize the importance of cost controlling in units starting-up.Key words: Fire Power Units, cold starting-up, cost controlling在中国的电力行业处于垄断地位时期，发电厂只是电力系统的一个生产车间，大家只是关心机组的长期安全运行，不必考虑成本及效益，更不会关心机组的启动成本，这样使机组启动成本的研究成为了一项少人问津的课题。
600MW超临界机组总体介绍
600MW超临界机组总体介绍
首先，600MW超临界机组是一种燃煤发电机组，采用超临界锅炉及超
临界蒸汽参数运行。
其设计能力达到了600兆瓦，是一种大型的发电机组。
它采用了先进的燃煤发电技术，具有较高的发电效率，可以最大限度地利
用煤炭资源。
600MW超临界机组的核心设备是超临界锅炉。
它采用了高温高压的工质，将锅炉内的水蒸汽压力提高到临界值以上，使得蒸汽温度大幅度提高。
这种工艺使得机组的热效率得到提高，能耗减少。
同时，超临界锅炉还具
有较小的包容性和快速启停的特点，适合应对电网负荷波动和需求峰谷的
变化。
此外，600MW超临界机组还采用了先进的自动化控制系统。
通过实时
监测和分析各项参数，调整机组的工作状态，使其保持在最佳的工作状态。
这种自动化控制系统能够有效地提高机组的稳定性和可靠性，减少人工干
预的需求。
总的来说，600MW超临界机组是一种现代化、高效能的发电设备。
它
不仅具有高热效率和低耗能的特点，还具有较低的排放量和高度自动化的
控制系统。
这使得600MW超临界机组成为了目前燃煤发电的首选，为能源
供应提供了可靠支持，同时也对环境保护做出了贡献。
某电厂600MW超临界纯凝火电机组供热改造的探讨教学文案
某电厂600MW超临界纯凝火电机组供热改造的探讨摘要：该文以某电厂600MW超临界凝汽式机组为分析对象，根据600MW机组结构及电厂供热现状，就两种不同供热改造方案进行了技术术经济比较分析，从节能的角度就供热方案的选择给出了参考意见，推荐利用压力匹配器混合高排蒸汽+三段抽汽技术方案来实现对热用户供汽，按单台机供热流量100t/h，年平均工况对比分析表明，发电标煤耗较改造前降低9.98g/kW.h，发电设备利用小时按5500小时计算，较热电分产机组可年节约标煤8.4万吨，具有良好的经济效益和社会效益。
关键词：超临界机组供热改造技术经济发电标煤耗蒸汽参数中图分类号：TM62 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）07（a）-0096-02近年来，随着节能减排政策的逐步深入，环保要求逐渐严格，传统凝汽式电厂正在面临挑战，亟需改变思路，调整运行方式，提高机组经济性。
该文对某电厂600MW超临界凝汽式机组供热改造进行了分析，与新建供热机组相比，对现有纯凝机组进行供热改造具有投资少、工期短、设备利用率高等优点。
热电联产在提高能源利用率，减少冷凝损失，降低机组煤耗的同时，还可向用户提供高品质热源。
这对节约能源、改善环境和社会经济发展具有重要意义。
1 某电厂供热改造方案研究1.1 600MW机组供热改造抽汽原则目前常规供热参数大致分为以下几档：（1）4.0 MPa等级，400℃以上；（2）1.5～2.5 MPa，300～400℃；（3）1.0 MPa，350℃以下；（4）0.3～0.6 MPa，350℃以下。
从上述数据可以看出，热用户要求的抽汽参数较为分散，相应的抽汽口选择位置也较分散。
对于600MW机组供热改造应遵循以下基本原则：（1）抽取蒸汽不影响机组正常的发电，即利用锅炉设计裕量产生蒸汽来外供；（2）可抽出的蒸汽量及参数应能满足用户要求；（3）抽出口方便接出，尽量避免主机的改造；（4）供汽参数在汽轮机50%负荷或以上时应能达到接口处要求的蒸汽参数要求；（5）抽汽参数尽可能接近用汽参数，避免高能低用。
600MW超临界机组技术专题2
冷灰斗
眩陕丑堵庆毛锌彼湖淌棕悟湾祖泥辽瞒星呆胰锌燎卓讨宛屑汉频宏攘幽仰600MW超临界机组技术专题2600MW超临界机组技术专题2
晶甚能灸唇蛇仿优扒编耶冻举犊阂氖靡摈隧铂檬尔婶磅臃酵桨倍运碰陇促600MW超临界机组技术专题2600MW超临界机组技术专题2
螺旋管圈水冷壁
喜粪键舜诀非撞仆乒坤伐淳蚂案化伤秸匪搪区努慈踪恒应酱颧厘瞅费质沾600MW超临界机组技术专题2600MW超临界机组技术专题2
oC
313/327
310/322
排烟温度(修正前/后)
oC
123/118
121/115
语孪蓬浊挺昌做丸闰白耿约彼分庞量荫豆亩烛下辖薯坐盎越半贵员篓扇映600MW超临界机组技术专题2600MW超临界机组技术专题2
名称
单位
姚孟
阳逻
炉膛容积热负荷
kw/m3
83.11
79.99
炉膛断面热负荷
kw/m2
森镀靡具墅凸哭眯靡泰鸭株乞闪捷撒太阜伎蒙页帘恳袒朝光党美杜眼樱舰600MW超临界机组技术专题2600MW超临界机组技术专题2
锅炉主要界限尺寸
锅炉深度
mm
44500
锅炉宽度(外侧柱)
mm
44000
锅炉宽度(内侧柱)
mm
25000
大板梁标高
mm
85900
炉膛宽度
mm
19419.2
炉膛深度
4950
4370
燃料耗量
kg/h
265800
232680
锅炉计算效率(按低位热值)
％
93.72
93.38
炉膛出口过剩空气系数
[整理]600MW超临界和亚临界机组的技术特点的比较.
![[整理]600MW超临界和亚临界机组的技术特点的比较.](https://img.taocdn.com/s3/m/cc697272a300a6c30c229f75.png)
引言随着我国电力事业的发展，降低机组每千瓦设备费用、基建投资、运行维护管理费用，提高机组的经济效益越来越引起人们的重视。
蒸汽参数提高到超临界，则是提高机组热效率的有效方法之一。
600MW级火电机组已经成为我国火电的发展方向，并即将成为电网的主力机组。
甘肃省是一个少油多煤的省份，火电装机容量占全省总装机容量的60％以上，因此发展600MW级火电机组对我省的电力建设有着深远的意义。
甘肃景泰电厂2×660MW机组是甘肃首台超临界机组，在此我主要结合景泰电厂2×660MW机组和其他一些亚临界机组的参数特点对超临界和亚临界机组的技术特点做个比较。
一、亚临界和超临界机组定义水蒸汽的临界状态是指纯物质的气、液两相平衡共存的极限热力状态。
在此状态时,饱和液体与饱和蒸气的热力状态参数相同,气液之间的分界面消失,因而没有表面张力,气化潜热为零。
处于临界状态的温度、压力和比容，分别称为临界温度、临界压力和临界比容。
水蒸汽的临界温度T=647.30K、临界压力Tc=22.1287兆帕、临界比容vc=0.00317立方米/千克，临界焓:2107.3 x 103焦/千克。
在气、液两相平衡共存的范围内,包括临界点,其定压比热容、容积热膨胀系数、等温压缩系数和绝热指数均趋于无限大。
亚临界机组是指机组的主蒸汽参数（压力、温度等）均低于水蒸汽的临界参数，同理，主汽参数高于临界参数的机组成为超临界机组。
超临界机组一般可分为两个层次：一个是常规超临界机组(Conventional Supereritica1)，其主蒸汽压力一般为24．2 MPa，主蒸汽和再热蒸汽温度为540～560℃；另一个是高效超临界机组，通常也称为超超临界机组(Ultra Supereritica1)或者高参数超临界机组 (Advanced Supereritica1)，其主蒸汽压力为28．5～30．5MPa，主蒸汽和再热蒸汽温度为580～600℃。
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浅析600MW超临界煤电机组与分布式光伏系统耦合发电技术
发表时间：2018-12-12T15:52:04.253Z 来源：《电力设备》2018年第21期作者：黄志彬1 梁增英2 [导读] 摘要：本文以广东河源电厂2MW分布式光伏供电示范项目为背景,进行600MW超超临界煤电机组与分布式光伏系统耦合发电应用技术分析；通过设计光伏供电并网保护系统和监控系统,完成光伏供电监控系统与煤电机组监控系统的集成,确保光伏供电系统并网可靠性。
（1.广东河源电厂广东河源 517000；2.深圳市能源环保有限公司广东深圳 518000）摘要：本文以广东河源电厂2MW分布式光伏供电示范项目为背景,进行600MW超超临界煤电机组与分布式光伏系统耦合发电应用技术分析；通过设计光伏供电并网保护系统和监控系统,完成光伏供电监控系统与煤电机组监控系统的集成,确保光伏供电系统并网可靠性。
1前言
光伏太阳能发电,具有随机性强、出力不稳定、调峰调频能力差、不能大规模储存的特性。
分布式光伏系统采用用户侧并网方式,自建自发自用,系统整体平衡调节,无弃光问题,电量得到充分利用;不存在远距离送电,不用配套新建输变电设施。
近年来,国内外专家对分布式光伏系统展开了大量理论研究。
根据分布式光伏并网逆变器的电路拓扑和控制策略,仿真分析并网逆变器在配电网发生短路故障以及逆变器自身故障时输出电流的变化特性;研究了光伏发电系统的并网逆变器结构及其控制策略;研究了多台光伏逆变器的并联控制。
上述研究为分布式光伏发电系统的应用提供了理论依据。
广东河源电厂拥有2台600MW机组，厂区内有一定的屋顶和空地，建设了屋面与地面结合的分布式光伏系统。
2 煤电机组与分布式光伏耦合发电系统河源电厂2MW分布式光伏供电示范项目太阳能光伏组件阵列安装总功率为2MWp；共安装104台组串式并网逆变器，，设计为4个并网接入点，接入机组公用400V厂用电系统,接入点为计量点；不新建配电室，利用现有配电室增加并网配电柜。
2 MWp光伏供电系统由4个区域光伏发电单元组成(循环水区域、化水变二区域、输煤变单元)。
耦合系统原理如图1所示（以化学水变B区域为例）。
图1 化学水B变区域光伏组件并网耦合示意图 3 监控系统
光伏发电的监控采用全计算机监控方式。
计算机监控系统拟采用分层分布式网络结构,分为现场层和站控层;现场层采用光纤以太环型网络通讯,站控层采用星型光纤以太网络通讯,层间通过光纤以太网连接。
就地层主要包括逆变器、测控单元,监控直流输出电压、电流和功率,逆变器进出侧电压、电流功率、并网频率等。
站控层设备主要由监控主机、系统服务器、对时系统、通讯管理装置、通讯网关组成,能对现场所有设备进行管理。
4 光伏发电对拟接入电力系统的影响 4.1 接入系统谐波分量控制
太阳能光伏发电系统通过光伏组件将太阳能转化为直流电能，再通过并网型逆变器将直流电能转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流，在将直流电能经逆变转换为交流电能的过程中，会产生谐波。
并网发电后，将在发电段进行谐波检测，根据检测结果进行针对性治理，主要依靠并网逆变器来保证。
4.2 接入系统无功平衡控制
根据《光伏发电站设计规范》(GB50797-2012)规定，光伏发电站项目的功率因数应能够在0.98（超前）～0.98（滞后）范围内连续可调。
光伏发电站的无功功率补偿电源包括光伏并网逆变器和光伏发电站无功补偿装置。
本项目采用的并网逆变器具有无功功率调节功能，功率因数超前0.9至滞后0.9范围可调；满足规范要求，因此在并网点0.4kV母线上不需要设置无功功率补偿装置。
4.3 短路电流
逆变器通过触发相位的控制来实现快速和多种方式的调节，当被并网的交流系统短路故障，控制系统瞬间关断逆变器的输出，即光伏发电系统不会向交流短路点提供短路电流。
因此，相关交流电气设备短路电流方面的校核可不考虑光伏发电系统并网的影响。
4.4 逆变器并网保护功能
作为并入电网的发电设备，本项目逆变器提供了先进的并网控制技术，保证并网运行对电网无冲击、无扰动；提供了全面的保护技术，保证接入电力系统系统的安全运行，各功能均符GB/Z19964-2005 光伏发电站接入电力系统技术规定。
5 光伏系统计量核算效益分析
5.1 容量核算分析
由于本电站全部为0.4kV并网，无需与电力调度部门传输化信息；关口计量点设在每个并网点，电表计量信息由电力部门专网信息通道传输。
上网双向计量表采用三相三线电子式多功能表，实现三相视在电能、有功（双向）电能、无功（四象限）电能计量。
本项目计量点设置如下：循环水泵房PCA段0.4KV并网点、输煤PCB段0.4KV并网点、化水PCA段0.4KV并网点、化水PCB段0.4KV并网点。
并网点变压器容量和为止如下表5-1：表5-1 并网点变压器容量和位置表
各接入点的装变用电容量和光伏接入容量明细表如下表5-2
表5-2 并网点光伏月发电量与母线月用电量统计表
由上表分析可见，光伏发电的容量不大于配电站装变容量。
5.2 效益分析
在厂区屋面或空闲区域建设2MWp光伏电站,并入400V厂用电,提供备用电源,供电可靠性提升。
目前每年的发电量约200万kwh，发出的电进入厂用电系统，额外直接补贴为0.42元/kwh，每年的直接经济效益84万；光伏系统接入600MW燃煤机组厂用电系统后,光伏系统年发电量占年厂用电量的0.46%（厂用电约48000万度）。
6 结语
将分布式太阳能光伏清洁能源与传统煤电,提高了发电效率,节能减排效益突出。
由于采用用户侧并网,自建自发自用,弥补了光伏电站并网及送出难问题。
燃煤电厂发展太阳能项目,由原运维人员进行维护,无人力成本增加。
传统能源与新能源耦合发电实践,对国内火力发电企业具有推广效益,对促进光伏产业规模化发展,推进能源多元清洁发展具有重要意义。