大型燃煤电站机炉耦合热集成系统

针对传统电站机炉两侧在热质传递过程中均存在的"能级不匹配"现象。文中提出一种新型机炉耦合热集成系统,该系统基于炉侧空气吸热过程、汽轮机回热过程的能量品位变化规律,提出将炉侧与汽机侧的吸热和放热过程充分交叉融合,通过机炉之间烟气、蒸汽、给水和空气等多工质传热过程间的充分集成,更好地实现空气预热过程和回热加热过程的能量梯级利用。结合某典型1 000 MW超超临界燃煤机组的实际运行数据,分析了新型热集成系统的传热特性和节能收益。结果表明:新型热集成系统可使机组供电煤耗降低4.02 g/(kW-h),年节煤收益达1 525.49万元,系统节能效益显著。

机炉耦合余热利用系统节煤效益计算匹配体系研究

以某600 MW机组含广义回热机制的空气预热器旁路余热利用系统一体化试验数据为依托,参照欧盟标准和国标这2类锅炉计算规范,对机炉耦合系统的锅炉效率/热耗/煤耗计算匹配体系进行了比较,分析了对发电厂标准煤耗计算的影响。基于热量输入-输出守恒原理与反平衡相结合的方法,结合案例验证了现行锅炉计算规范的可行性和不足之处。所推导得到的锅炉效率/机组热耗/燃煤量计算匹配体系的新模式,在机炉耦合余热利用系统中可以更加直观地反映锅炉效率及汽轮机侧得益的变化,并可据以评估热风温度的变化。同时,探讨了有热量输入-输出过程的余热利用系统中,在锅炉效率、燃煤量、管道效率、厂用电率及标准煤耗率计算中需要研究澄清的一些理论和实践问题。

燃煤发电机组机炉耦合系统经济性的对比分析

为了研究燃煤发电机组机炉耦合系统的经济性,以某典型660 MW超超临界燃煤机组为例,建立了节煤收益与系统投资模型,对常规低压省煤器系统、采用暖风器的机炉耦合系统以及设置旁路烟道的机炉耦合系统等3种机炉耦合系统的经济性进行了对比分析。计算结果表明:在相同的边界条件下,3种机炉耦合系统的净节能效果分别可以达到1.60,2.64和3.32 g/(kW·h),系统换热设备投资分别为530,1 146和1 177万元,系统的年节煤净收益分别达到了307,501和636万元;常规低压省煤器系统的投资最低,但是节能效果最差;采用暖风器的机炉耦合系统的节能效果有所提高,但是系统投资高;设置旁路烟道的机炉耦合系统的经济性最优。

机炉深度耦合下机组性能试验方法

随着国内燃煤电厂在机炉深度耦合系统方面的技术应用,已有学者在机炉深度耦合系统优化集成方面进行理论研究;在机炉深度耦合系统实践应用中,如何通过试验准确计算煤耗的研究仍然很少。本文针对机炉深度耦合下机组性能试验方法进行研究分析,具体包括机炉深度耦合系统概况、试验测量项目、余热利用收益归类、锅炉效率计算、汽轮机热耗率计算以及机组煤耗率计算,提出了锅炉余热利用收益归类处理的2种计算方法。试验结果表明,2种计算方法下机组煤耗结果一致性较好,供电煤耗相对偏差值为0.14%。

660 MW机组机炉深度耦合项目的技术经济性分析

为了考查机炉深度耦合项目在安徽某电厂二期扩建2×660 MW工程中的技术经济性,先拟定安徽某电厂二期扩建2×660 MW工程中机炉深度耦合项目具体方案,然后通过热平衡方法,表明上机炉深度耦合项目后,每年可增加毛利润约598.45万元,初投资需增加约4 760万元,若不考虑费率的影响,约8年可收回成本,项目可行.

机炉深度耦合系统设计与试验中的锅炉效率失准问题及对节煤效益影响分析

在机炉深度耦合系统设计及试验中,节能效益计算存在较大争议,原因在于对锅炉效率定值或计算的失准。为此,分析了问题的主要根源,并从理论和应用方面进行了探讨。分析了工程应用项目及《火力发电厂烟气余热梯级利用系统节能量计算方法》(DL/T 2169—2020)中存在的问题,指出现行标准中的锅炉效率计算方法用于机炉深度耦合系统时存在一定误区。提出的“质量平衡/热平衡/传热”一体化计算法则、“等效可比排烟温度”判据指标和以“锅炉效率/汽轮机热耗耦合”作为整体节能效益评判依据的理念,为研究解决锅炉效率计算/定值失准问题提供了新思路。研究成果为指导实际工作提供了参考,对于正确制定相关规程规范和应用也具有提示意义。

大型煤电机组机炉深度耦合系统对锅炉效率影响研究

燃煤发电机组机炉深度耦合系统已被广泛应用。为明确其对锅炉效率的影响,提出应用综合排烟焓的计算方法。分析了某1 000 MW超超临界燃煤机组THA工况下,多个烟气旁路份额对锅炉效率的影响。结果表明:空预器出口风温可作为锅炉效率变化的表征数据;对于同一空预器烟气旁路份额,锅炉效率与入口风温呈正响应特性;对于同一入口风温,锅炉效率与旁路份额呈负响应特性。

二次再热机组烟气余热利用热力学分析及优化

二次再热技术是目前进一步提高燃煤机组发电效率的有效途径之一。相比于一次再热机组,二次再热机组烟气余热资源同样丰富;然而,针对二次再热机组炉侧烟气余热利用的研究较少。有鉴于此,将一次再热机组的3种余热利用方式的设计(包括低温省煤器、旁路烟道和机炉深度耦合余热利用方案)推广到二次再热机组,遵循"能量对口、梯级利用"的原则对其尾部烟道及汽轮机回热系统的换热过程进行重构,减小换热温差,提高全厂的热经济性。以某660MW二次再热机组为例,分析了3种余热利用方案下系统机组的关键参数特性及节能收益,结果表明:将排烟温度降低至90℃,相比于案例机组,机炉深度耦合余热利用方案的发电煤耗能降低2.76g/(kW·h),节能效果显著;而低温省煤器和旁路烟道余热利用方案的节能效果分别为1.08g/(kW·h)、2.00g/(kW·h);同时,应用图像火用分析法(EUD)对各余热利用方案的节能原理进行分析,在相同的烟气放热条件下,机炉深度耦合方案的火用效率达89.29%,高出低温省煤器方案和旁路烟道方案7.77%和2.32%,因而节能效果最为显著。

基于ICS和弹性运行控制技术在燃煤智慧电厂AGC优化应用

针对燃煤火力发电站,基于智能发电平台ICS,搭建AGC性能优化模块,通过设备层面优化、逻辑算法和控制层面优化、节流技术优化和智能监控优化方面的组合技术,提升机组AGC调节品质,以满足电网2个细则的考核要求。结果表明,逻辑和控制层面的优化措施包括:利用锅炉蓄热分段控制、锅炉智能动态前馈、煤质和燃烧强度在线软测量校正锅炉主控信号、增加燃料偏置功能、优化汽机主控PID参数、修改变负荷限速控制的逻辑控制死区、修改负荷速率调节策略和设计轮值控制逻辑。节流控制优化措施包括:供热抽汽旁路节流和凝结水节流。AGC优化措施实施后,机组负荷调节速率由5MW/min提升至8.25MW/min,AGC投入率超过98%,机组AGC性能指标位列蒙西电网前3名,在国内同类型机组中处于领先水平;降低发电煤耗2.84g/kWh,降低厂用电率0.484%,Kp值由小于2,提升至3.4~4.6。