燃煤机组变负荷瞬态过程的实时能耗分析

基于燃煤机组稳态工况下的能耗计算方法以及瞬态过程的运行特性,考虑非稳态运行中锅炉蓄热量的变化以及蒸汽热力参数对汽轮机效率的影响,为适应工程应用对该理论模型进行了简化,最终建立了一种更具普适性的能耗分析模型,实现燃煤机组运行全工况下的实时能耗计算。将能耗分析模型应用于某660 MW超超临界燃煤机组,进行了可靠性验证,选取特定的变负荷过程,对比分析了能耗分析模型与热力系统仿真模型的煤耗量计算值。结果表明:实际运行工况下能耗分析模型的煤耗量计算值与实测煤耗量变化趋势相符;2种模型的标准煤耗率最大偏差在1%以内。

火电机组在线能耗监测模型的分析研究

由于火电机组在线能耗监测现场测量条件和仪表测量精度的限制,在线能耗监测的系统给出的煤耗通常会有较大的误差。为解决该项技术难题,引入电厂热经济性状态方程来动态求解汽轮机热耗率,应用能质平衡思想建立全系统热力系统汽水分布矩阵方程;同时研究锅炉效率的动态波动特性,重点分析煤质、灰渣以及散热等影响因素,建立排烟热损失、固体未完全燃烧热损失、散热损失的理论计算模型;对于厂用电率动态计算,重点放在电度表的精度和给出厂用电公用部分的分摊方法。结合性能试验验证机组能耗模型的在线计算精度,试验结果表明该火电机组能耗在线计算监测模型能够满足ASME标准的精度要求。

基于烟气监测数据的标准煤耗率计量方法

发、供电标准煤耗率是评价燃煤电厂能源利用效率和碳排放强度的重要指标。准确计量标准煤耗率是燃煤电厂节能减碳、控制成本、增加效益的关键手段之一。长期以来,由于煤计量误差较大和煤采样代表性差,造成燃煤电厂标准煤耗计量普遍存在数据波动大、准确性差。为解决该问题,提高燃煤电厂节能管理水平,提出了一种全新的标准煤耗率计量方法。该方法以锅炉烟气排放在线监测系统数据为基础,无须燃煤发热量值,对煤样采集代表性要求不高,可比较准确地计算出标准煤耗率。在1000 MW燃煤机组的应用表明,采用该方法得到了机组瞬态实时标准煤耗值在不同负荷下的变化曲线,且稳定工况下的标准煤耗率平均值与反平衡性能试验测定的标准煤耗率值比较接近,最大偏差小于1%。该方法既可用于燃煤电厂标准煤耗计算,也可用于入炉煤发热量软测量计算、碳排放核算、机组能耗实时在线监测等方面,将对燃煤电厂成本核算、节能对标分析、机组运行优化及碳排放交易等产生积极的影响。

天然气发电厂生产对标指标研究与应用

随着电力市场改革的不断深入,燃气机组在与燃煤机组竞争市场时成本劣势凸显。本文通过对天然气发电厂生产对标指标的研究与应用实例,有助于引导天然气发电厂重视企业生产技术管理的几个重要生产对标指标,用对标方法开展生产技术改造项目等全过程管理,用对标结果衡量天然气发电厂生产企业的绩效水平,从而提高企业综合竞争能力。

全厂AGC调度模式负荷经济分配方法研究

将厂级AGC系统应用到现代调度系统中,提高能量管理系统运算速度,但由于缺少科学的厂级负荷优化分配手段,现阶段只是对AGC负荷在多台机组间平均分配。为解决该项技术难题,开展运行数据挖掘方法研究,建立负荷在线优化分配模型,结合试验方法实现机组能耗的在线准确计算。试验结果表明节能效果明显,为火电机组负荷实时优化分配奠定理论及应用基础。

不同标准锅炉热效率及其对发电煤耗率的影响

基于不同标准,分别对其规定的锅炉热效率和相应的发电标准煤耗率定义方法进行分析,并对各标准反平衡计算结果进行分析。以某300 MW火电机组为例进行计算。结果表明,基于不同标准规定的锅炉热效率得到的反平衡发电标准煤耗率相差将近2 g/(kW.h),从而影响到对火力发电厂运行经济水平的正确评价。给出合理评价不同火力发电厂运行经济性的建议,为正确评价不同火力发电厂的运行经济水平提供参考。

660 MW超临界燃煤机组变负荷过程动态特性的仿真研究

燃煤机组变负荷速率的提升是电网AGC(automatic generation control)调节过程灵活性的重要评价指标。建立了660 MW超临界一次再热燃煤机组的动态仿真模型,并嵌入了详细热工控制模型,获得了75%~100%THA范围内不同变负荷速率下的机组主要热力参数的动态变化规律。利用工质最大温度偏差和平均标准煤耗率差值为评价指标,对燃煤机组AGC变负荷过程的安全性和经济性开展了分析。研究结果表明:随着变负荷速率的提高,输出功率、主汽温度和再热蒸汽温度波动越来越剧烈,水冷壁出口、屏式过热器出口、水平低温再热器入口和垂直低温再热器出口的工质最大温度偏差逐渐增大,最大值分别为24.7、29.1、26.1和41.3 ℃。随着升负荷速率的提高,平均标准煤耗率差值逐渐减小,变化范围为2.35~2.53 g/(kW·h),随着降负荷速率的提高,平均标准煤耗率差值的绝对值逐渐减小,变化范围为-2.64^-2.50 g/(kW·h)。

太阳能与燃煤机组集成方案的经济性研究

以供热机组为例,利用抛物面槽式集热技术提出多种太阳能与燃煤机组集成方案。并定义太阳能热电转换效率、火用效率等评价指标,应用锅炉变工况和汽轮机变工况热力计算理论,对不同方案进行热经济性能分析。结果表明:集成方案不同,系统的热经济性能不同;太阳能加热循环工质参数越高,集成方案的热经济性能越好。最后进行简单成本分析。为太阳能与燃煤机组集成方案的选取与实施提供了一定科学依据。

烟气预干燥褐煤热经济性分析

将高温烟气滚筒干燥装置与机组锅炉系统耦合,建立了高温烟气干燥褐煤理论分析计算模型,提出了预干燥所需高温烟气流量与机组经济性评价方法。计算结果表明:采用烟气预干燥技术可将水分为38%的褐煤分别干燥到水分为27%,20%和14%,机组发电标准煤耗分别降低1.39,2.10,0.96g/(kW·h);烟气预干燥褐煤机组排烟温度每降低1℃,发电标准煤耗约减少1.3g/(kW·h);褐煤预干燥程度应结合锅炉排烟热损失与干燥机热损失综合考虑,以实现机组最佳经济性。

煤炭火力发电厂能源管理体系的建立

为了提高能源利用效率,降低能源成本,在煤炭火力发电厂中建立能源管理体系。本文首先介绍能量管理体系的概念及其发展现状,然后通过2×300 MV燃煤电厂的例子详细分析能源管理体系的建立过程,并建立形成如下能源管理体系文件,其中包括一本管理手册,八个纲领性文件,二十四个兼容性文件,九个运行控制程序文件和九个作业指导书。通过能源管理体系的运作,从而降低电厂的耗煤量、耗水量、耗油量,最大限度地提高能源的利用效率,增加企业的经济效益。

热电厂热经济性指标分析实证研究

通过对热电厂不同供热工况的分析与判断,发现存在的问题,提出改进的措施。结合具体企业的实例进行热经济性指标分析与研究,得出该企业运行的供热抽汽参数工况与设定的低参数工况接近,其中压机组凝汽发电部分的热耗高,供热、供电标准煤耗率高,汽轮机选型不够合理等结论。并为该企业提出了尽量使用煤粉炉,减少低效率的链条炉运行,降低对外供汽参数,在最小凝汽量下运行等降低供热、供电标准煤耗率的途径。

来流流速对水域环境及标准发电煤耗的影响

以Fluent软件为平台,以差位式取排水布置方式为例,在不同来流流速下对电厂的取排水进行数值模拟。根据数值模拟结果,分析了不同工况下取排水对水域环境的影响,并以上述模拟结果为基础,通过等效焓降法,分析其对凝汽器标准发电煤耗的影响,为机组的运行提供参考。

火力发电机组节能分析模型及研究

节能分析是火电企业开展节能减排活动的基础工作。在火电机组煤耗计算模型的基础上,建立了火电机组能耗计算模型和单因素敏感性分析模型,分析和计算在不同负荷下,锅炉效率、热耗率和厂用电率变化对供电煤耗率的影响程度。根据某600MW机组设计参数,计算了机组在不同运行工况下的经济性指标和能耗指标敏感因子,得到了机组在不同运行工况下的节能潜力及效果,对火电企业节能减排工作的开展具有一定的指导意义。

某电厂深度节能装置的设计、运行与试验

介绍了山东某电厂^#4机组深度节能装置的主要设计特性与结构参数，给出了运行调试结果。试验结果表明，投用深度节能装置后，可降低锅炉排烟温度55～65℃，节省发电标准煤耗4．2～4．5g／（kW·h），节水15．5万t/年，年经济效益340万元。

给水泵汽轮机排汽方式的优化及其热经济性分析

分析给水泵汽轮机排汽排入主凝汽器对汽轮机真空的影响,提出在凝结水泵与轴封加热器间加装小型凝汽器来回收部分给水泵汽轮机的排汽热量的改造设想。以600 MW机组为例,计算改造后机组效率的变化。计算结果表明,改造后主凝汽器蒸汽负荷减少,机组做功及效率提高,能有效地降低标准煤耗率,经济效益显著。

对供电标准煤耗率计算公式的探讨

分析了系统中火用的不等价性,导出以初始火用为基准的供电煤耗率计算式。此方法克服了传统热力学的局限,把热力学和经济学有机结合起来,从而有利于科学地挖掘电厂的节能潜力。

大中型热电联产机组、背压机组匹配抽凝机组选型方案的建议

简述与计算我国热电联产大中型机组、常用背压机组如何匹配抽凝机组选型方案,使其发电(供电)标准煤耗率达到2007年全国6MW及以上火电机组的平均值,在全厂热效率达到节能界定指标时的抽汽量及热电比,为新建热电厂机组选型和老厂改造以及讨论《不同类型城市和地区热电联产装机选型方案》时参考。

燃煤机组不同灵活性调节方案参与一次调频过程的经济性分析

提高燃煤发电机组运行高效灵活性是提高电网运行安全性的有效手段。采用GSE软件搭建了660 MW超临界燃煤机组动态仿真模型,研究了一次调频过程中4种热力系统调节方案下的主要热经济性参数和蓄热量的动态特性,定义了一次调频过程的热经济性指标,最终分析了一次调频作用时间和调节方案对平均标准煤耗率差值的影响规律。研究表明:一次调频升负荷过程,4种不同调节方案中的汽轮机输出功率和发电厂总效率均迅速升高,而发电标准煤耗率规律正好相反;锅炉和汽轮机系统蓄热量降低是4种方案可以参与一次调频的本质原因;平均标准煤耗率差值的最小值为 22.15g/(kW·h),出现在高加抽汽节流方案下且一次调频作用时间为90 s。

协调余热与回热系统的热能梯级利用技术

针对目前常用余热利用技术的不足,开发了协调余热与回热系统的新型热能梯级利用系统。该系统将锅炉和汽轮机的余热利用与回热循环有机结合起来,可智能分配热流向,具有更好的参数调控性能和工况适应性,不仅动态优化了热能的梯级利用,也改善了空气预热器的性能。以某660 MW空冷机组为例,设置传统低温省煤器回收烟气余热可使供电标准煤耗率在额定功率工况和热耗率验收工况分别降低1.70、1.08 g/(k W·h),采用协调余热与回热系统改造后分别降低3.19、3.74 g/(k W·h),平均多节能约150%,热经济性显著提高。

300MW机组调峰运行的研究与分析

论述了单元机组调峰运行方式的经济性,对机组的调峰性能进行了介绍。在热力设备并列运行时负荷经济分配的基础上,分析了并列运行锅炉、凝汽式发电机组及单元机组的负荷经济分配方案,进而根据各台机组的发电标准煤耗量与负荷的关系,利用最优化理论的多项式回归法进行推导,得出了各台机组的标准煤耗量与负荷的函数关系式,求得各台机组的发电标准煤耗微增率。