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Latest News

新能源背景下储能参与火电调峰及配置方式综述

随着新能源发电并网的容量不断增加,新能源发电输出的波动性和间歇性对电网稳定运行的影响日益严重。火电厂需频繁参与深度调峰来保证电网运行的安全性,导致火电厂的调峰压力急剧增加。对此,本文总结了传统随着新能源发电并网的容量不断增加,新能源发电输出的波动性和间歇性对电网稳定运行的影响日益严重。火电厂需频繁参与深度调峰来保证电网运行的安全性,导致火电厂的调峰压力急剧增加。对此,本文总结了传统火电机组参与电网调峰的现状以及部分地区出台的相关辅助服务政策,列举了目前我国已有的储能系统参与电网调峰的示范工程,并总结了适用于电网调峰的储能技术及储能系统常用的容量配置方法。 …

一次调频

一次调频,是指电网的频率一旦偏离额定值时,电网中机组的控制系统就自动地控制机组有功功率的增减,限制电网频率变化,使电网频率维持稳定的自动控制过程。 电网为一个巨大的惯性系统,根据转子运动方程,当电网有功功率缺额时,发电机转子加速,电网频率升高,反之电网频率降低。因此,一次调频功能是动态的保证电网有功功率平衡的手段之一。当电网频率升高时,一次调频功能要求机组降低并网有功功率,反之,机组提高并网有功功率。目前主要参数电网一次调频的有火电机组、水电机组,部分风电、光伏、储能也具备电网一次调频能力。 一次调频为反馈闭环控制,采用就地响应方式。 原理 电网的频率是由发电功率与用电负荷大小决定的,当发电功率与用电负荷大小相等时,电网频率稳定;发电功率大于用电负荷时,电网频率升高;发电功率小于用电负荷时,电网频率降低。 a点:电网负荷稳定,频率为50Hz b点:随着用电负荷增多,电网频率降低到b点 c点:由于一次调频的作用,频率下降有缓解,电网频率回到c点 d点:在AGC的作用下,使电网频率恢复到d点,稳定在50Hz 从图中可以看出,电网频率下降时需要加负荷,电网频率上升时需要减负荷。 控制回路 一次调频回路一般可分为CCS一次调频和DEH一次调频,由这两部分的调频回路共同作用,其中DEH一次调频快速动作(开环控制),CCS一次调频最终稳定负荷(闭环控制)。DEH侧一次调频的动作值直接控制汽轮机调门,用于改变机组的负荷,使机组快速响应一次调频的需要;CCS一次调频最终稳定负荷,…

稳控装置的作用

安全稳定控制装置,也叫稳控装置,种类很多…

分散式风电破局之路

近年来,我国风电发展重心逐渐向位于负荷中心的中东南部地区转移。相较于“三北”地区,中东南部地形复杂、城镇和人口数量密集,可供集中开发风电的区域较少,分散式风电开发成为业内关注的焦点。国内外设备制造商纷纷瞄准中国分散式风电市场,通过技术创新,提高机组的利用效率,低风速风能资源的开发效率不断提高。 据统计,我国19…

一次调频二次调频的原理及作用,看完终于明白了!

在电网并列运行的机组当外界负荷变化引起电网频率改变时,网内各运行机组的调节系统将根据各自的静态特性改变机组的功率,以适应外界负荷变化的需要,这种由调节系统自动调节功率,以减小电网频率改变幅度的方法,称为一次调频。一次调频是一种有差调节,不能维持电网频率不变,只能缓和电网频率的改变程度。 通过人为或者自动控制的方式增减某些机组的负荷,以恢复电网的频率,这一过程称为二次调频。 二次调频的实现方法有以下两种: 1)电网调频由中心调度所调度员根据负荷潮流及电网频率,给各厂下达负荷调整命令,由各发电单位进行调整,实现全网的二次调频。 2)采用自动控制系统(AGC),由计算机(电脑调度员)对各厂机组进行遥控,来实现调频全过程,参与该系统的各机组必须具有几路协调控制系统。 机组一次调频功能是指当电网频率超出规定的正常范围后,电网频率的变化将使电网中参与一次调频的各机组的调速系统根据电网频率的变化自动地增加或减小机组的功率,从而达到新的平衡,并且将电网频率的变化限制在一定范围内的功能。一次调频功能是维护电网稳定的重要手段。 负荷波动导致频率变化,可以通过一次和二次调频使系统频率在规定变化内。对于负荷变化幅度小,变化周期短所引起的频率偏移,一般由发电机的调速器来进行调整,这叫一次调频.对负荷变化比较大,变化周期长所引起的频率偏移,单靠调速器不能把它限制在规定范围里,就要用调频器来调频,这叫二次调频. 为了保证电网的频率稳定,一般对电力环节要进行调频,即一次和二次调频,频率的二次调整是指发电机组的的调频器,对于变动幅度较大(0.5~1.5%),变动周期较长(10s~30min)的频率偏差所作的调整。一般有调频厂进行这项工作。 电网周波是随时间动态变化的随机变量,含有不同的频率成分。电网的一次调频是一个随机过程。因为系统负荷可看作由以下3种具有不同变化规律的变动负荷所组成[1]: ①…

“白色烟羽”治理已逐渐成为一种必然趋势

一提到燃煤电厂,人们就会联想到“污染”;一看到电厂烟囱冒出的“白烟”,常常会心有余悸,甚至产生恐慌。亲爱的朋友,您可多虑啦!实际上,经过多年来科技的发展和持续的环保改造,大型燃煤电厂的污染防治已得到极大的进步,有的燃煤电厂已经达到燃气轮机的排放水平,也就是说:像燃烧天然气一样清洁。但是,燃煤电厂烟囱冒“白烟”的现象一直存在,烟囱冒出的“白烟”到底是什么呢?是污染物吗? 网友鹿鹿有为:烟囱里冒出的白烟到底是什么?对人体有没有危害呢? 工作人员:不用担心,其实白烟就是水汽,对人体没有任何危害。我们在燃煤发电时产生的尾气会经过脱硫、脱硝处理再排放。在处理过程中,气体因为高温化为水蒸气,而排放口的温度骤降,水蒸气迅速凝结成小水珠,也就是我们看到的白烟。 其实,大型燃煤电厂烟囱里排出的烟气经过环保设备处理后主要有二氧化碳和水蒸气;二氧化碳是无色无味的,人们眼睛看到的“白烟”只是水蒸气凝结为非常细的水雾,并非是污染物。 那么为什么烟囱中会排出水蒸气呢?带着这个问题,我们先了解一下燃煤电厂的生产工艺:锅炉燃烧煤炭产生合格的蒸汽,蒸汽推动汽轮机旋转,汽轮机带动发动机同步旋转产生电流。 燃煤电厂“白烟”形成机理 “白烟”现象形成原因 燃煤电厂排放烟气在烟囱口排入大气的过程中因温度降低,烟气中部分汽态水和污染物会发生凝结,在烟囱口形成雾状水汽,雾状水汽会因天空背景色和天空光照、观察角度等原因发生颜色的细微变化,形成“白烟”,通常为白色、灰白色,甚至出现蓝色等。 “白烟”形成机理 湿法脱硫系统在脱硫过程中,脱硫浆液与高温烟气直接接触,发生传热传质。一方面水分蒸发,增加烟气的含湿量;另一方面,烟气温度降低,烟气携带水蒸汽的能力降低。烟气达到饱和状态后,会携带部分小液滴。这些携带小液滴的饱和湿烟气经除雾器除去绝大部分液滴后,经烟囱排入大气,由于环境温度比烟气温度低,饱和湿烟气中的水分就会凝结成小液滴形成“白烟”。 燃煤电厂的锅炉需要消耗大量的煤炭。煤炭通常有无烟煤、烟煤和褐煤,西南地区的火电厂一般燃用无烟煤和烟煤。无烟煤的全水分一般在6%-8%,烟煤的全水分较高,一般在9%-18%。燃煤在炉膛中燃烧时这部分水变成水蒸汽进入锅炉烟气中。烟气将会依次经过脱硝装置、电除尘装置及脱硫装置,烟气中的氮氧化物、粉尘和二氧化硫等污染物被脱除很干净,而水蒸汽却会越来越多。 这是为什么呢?原因是这样的:在目前最成熟的石灰石-石膏湿法脱硫工艺中,120℃~160℃高温烟气进入脱硫吸收塔后,将被石灰石水溶液多次洗涤,同时会加热蒸发吸收塔内的喷淋水,温度下降并逐渐达到饱和状态。饱和湿烟气虽然是洁净的烟气,但是通过烟囱排入到高空大气中时,遇到温度相对较低的空气就迅速冷凝为极细小的水雾,呈现出一种“白烟”的现象,环境温度越低就越明显,这和人在冬天呼吸出“白汽”是一个道理。 图:“石灰石-石膏”湿法脱硫工艺中烟气带出水蒸气 因此,煤炭燃烧和脱硫工艺中产生的水蒸汽通过烟囱排出,在高空迅速冷凝,在视觉上表现出大量白色雾气。这种雾气受环境温度和气压影响较大,这也是秋冬季节低温时白色雾气严重,而夏季高温时节雾气情况轻微的原因。在太阳光逆光情况下看电厂烟囱,由于光线强,白烟看起也是黑烟。在偏顺光下看,才是真实颜色和亮度。也就是说,逆光下看是黑色,顺光下看又是正常白色。 原来,普普通通的“白烟”里面还有不少学问呢! 亲爱的朋友,您了解了吗? “白烟”的控制技术 加强燃煤的管理 燃煤硫分是SO2/SO3形成的主要来源,因此,加强燃煤的管理,燃用低硫分煤种、加强配煤掺烧管理,可以有效降低硫化物的生成。 脱硝催化剂配比的调整 现在电厂脱硝系统SCR中大多采用以TiO2为载体的催化剂,成分中TiO2具有较强的抗SO2性能,WO3有助于抑制SO3的生成,但V2O5或V2O5-WO3、V2O5-MoO3能…

1000MW级火电机组智慧电厂建设研究

摘 要:近年来电力市场面临产能过剩、负荷多变、负债过多、环保压力及需求不足等诸多挑战,对电厂生产运营管控能力提出新的更高的要求。结合方家庄项目1…

燃煤电厂脱硫废水零排放技术探究

摘要:2015年4月,国务院发布《水污染防治行动计划》(简称“水十条”),对各类水体污染的治理提出了更为严格的要求;同时,国家“十三五”规划进一步严控水资源使用,要求工业生产尽可能回收和循环使用生产过程产生的废水。为了符合相关法律法规和相关产业政策,燃煤电厂废水零排放势在必行。然而,传统的脱硫废水处理技术不能满足电厂零排放要求,探索有效且经济的脱硫废水零排放技术迫在眉睫。基于此,本文对燃煤电厂脱硫废水零排放技术进行了分析,仅供参考。 关键词:燃煤电厂;脱硫废水;零排放技术 引言 在我国燃煤发电机组占据全部发电机组的70%以上,而燃煤发电机组因燃煤会产生大量含SO2烟气,常用湿法脱硫来处理。但是,此法有较大的废水处理问题。为了控制脱硫吸收塔石灰石循环浆液的Cl-、F-等有害元素的浓度和细小的灰尘颗粒浓度富集度,减少浆液对设备的腐蚀和堵塞,同时将烟气中被洗涤下来的飞灰排出,必须从系统中排出一定量的废水,从而保证FGD系统运行的安全可靠性。 1…

燃煤电厂低投资高效能废水零排放技术有待研发

“适应废水零排放环境管理趋势,加强燃煤电厂废水利用的环境管理,指导燃煤电厂废水零排放技术路线的制订,积极推进节水增效工作。这是当前火电行业环保工作的重点。”日前,在内蒙古自治区包头市召开的燃煤电厂全厂废水综合利用及废水零排放技术交流研讨会上,中国电机工程学会热电专业委员会原秘书长郁刚表示。 燃煤电厂是我国工业用水的大户,其用水量和排水量十分巨大,在工业用水中约40%用于燃煤电厂,燃煤电厂每年的排放量约占全国工业企业排放量的10%。近年来,“减少电厂水耗”和“废水排放量”等关键词越来越频繁地进入更多火电厂的视野。 火电用水问题成下一步环保重点 “高效用水和深度节水型火力发电机组是未来10年燃煤火电机组设计、运行优化的重点之一。缺水地区燃煤机组运行面临取水指标低和取水价格高的问题,倒逼机组进一步减少用水。”中国能源建设集团规划设计有限公司高级工程师黄晶晶在上述会议上表示。 记者了解到,我国大型煤电基地主要集中于过度取水地区和干旱地区。超过50%的燃煤火电机组位于过度取水地区,高效用水和深度节水问题突出。 “近两年政府部门密集发布的环保政策表明,党中央、国务院高度重视生态环境保护工作,火力发电厂作为耗水大户在水资源约束与排放限制方面的压力陡然上升,加快落实深度节水和废污水零排放已成为必然选择。”郁刚在会上接受《中国电力报》记者采访时表示。 记者注意到,从2015年《水污染行动计划》发布以来,《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》《控制污染物排放许可制实施方案》《“十三五”生态环境保护规划》《火电厂污染防治技术政策》等政策也陆续出台,这些政策要求火电厂在紧盯降低大气污染排放浓度的同时,也必须更加重视深度节水和废水零排放工作。其中,《水污染防治行动计划》更是明确指出,到2020年,电力等高耗水行业达到先进定额标准。 “火电耗水量2000年达到45亿吨,2011年达到峰值91.3亿吨,随后耗水量逐年下降,2016年降至55.8亿吨。火电单位发电量耗水量持续下降,由2000年的4.1千克/千瓦时降至2016年的1.3千克/千瓦时,降幅达到68%。”《中国电力行业年度发展报告2017》对火电用水进行了统计。 “应进一步推广燃煤电厂以城市中水为主要水源,将城市中水利用落到实处。加强燃煤电厂外排水对环境的影响评估,合理、有序推进燃煤电厂的节水降耗,有针对性地开展全厂废水零排放工作。重视电厂非计划用水,重视暴雨初期雨水的排放管理。”黄晶晶在会上作出建议。 从“脱硫废水零排放”到“全厂废水零排放” 记者注意到,2006年颁布的《火力发电厂废水治理设计技术规程》明确指出,火电厂的脱硫废水处理设施要单独设置,优先考虑处理回用,不设排放口,必须实现废水零排放。 “我国对燃煤电厂废水治理的研究起步较晚。但是随着环境保护的法律和监管越来越严格,燃煤电厂废水零排放越来越多地被提及。”郁刚表示。 近年来,随着环保技术的不断进步以及环保理念的革新,一些走在环保前列的燃煤电厂开始超前布局、合理规划,不惜在环保上投入大量资金,但即便如此,目前国内真正实现全厂废水“零排放”的燃煤电厂仍然屈指可数。 “燃煤电厂废水综合利用及零排放工程性能试验,是近年来新近兴起的一门性能试验项目。由于其工艺路线的多样性,试验性质与试验内容也五花八门。”国电科学技术研究院化学技术研究所陈钢表示。 华北电力大学副教授刘松涛告诉《中国电力报》记者,火电厂除脱硫废水外,各类废水经处理后基本能实现“一水多用、梯级利用”,废水不外排。因此,实现废水零排放的关键是实现脱硫废水(包括流入脱硫系统的循环冷却排污水和反渗透产生的高盐废水)零排放。 电力规划设计总院水务环保处主任工程师韩宇超针对脱硫废水零排放的路线给出建议,相关技术路线的选择可以因地制宜,如西北部地区可以采用蒸发塘的方式实现零排放;石膏综合利用不畅的地区可以考虑采用再循环的方式;同时有湿发脱硫和喷雾半干法脱硫的电厂可以采用两者结合的方式,有湿式出渣系统的电厂可以考虑将脱硫废水处理后用工作出渣系统补水。 “全厂废水零排放技术方向趋向于低运行成本,高适应性和可操作性,降低环保运营负担,同时兼顾对水量、水质的适应性和可靠性,基于在脱硫废水排放系统、电厂热力系统等方面全方位的深厚功底,制订最适合电厂零排放技术路线。”北京国电龙源环保工程有限公司设计部总工程师陈鸥在接受《中国电力报》记者采访时谈道。 低投资高效能的废水处理技术有待研发 “低投资、高效能的废水处理回用技术有待研发与推广应用。标杆电厂节水工程实际上以付出巨大经济利益为代价,脱硫废水、反渗透浓水等高含盐废水处理代价较高,不仅初期投资成本较高,而且运行和设备维护成本更是需要付出巨大投入。如‘预处理+蒸发结晶’的工艺在部分电厂投运,但其成本极高,目前国内已建设的工程造价每吨水约为300万元,每吨水运行成本在100~150元。”相关专家在上述会议上表示。 “目前来看来各种处理方法在技术上都是可行的,工程投资相差不大,差异主要体现在运行成本上,相对于蒸发结晶,烟道蒸发在运行成本上具有一定的优势,也是目前各个电厂选择较多的技术路线。”韩宇超表示。 来源:中国电力新闻网  作者:冯义军…

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