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。

基于不同标准的锅炉热效率及发电标准煤耗率修正方法

对不同标准中规定的锅炉输入热量计算方法进行了分析,指出同一机组在同一工况下,只有在基准温度与燃料温度和空气预热器入口空气温度相等且雾化燃油所消耗的蒸汽量为零时,依据不同标准得到的锅炉热效率以及由此得到的发电标准煤耗率才完全相同.基于锅炉热效率反平衡计算表达式,采用微分方法并结合泰勒公式,得到燃料温度、空气预热器入口空气温度、所采用的基准温度以及煤种偏离基准参数时,引起锅炉热效率和发电标准煤耗率偏差的计算方法,并以某2台300MW凝汽式机组为例进行了计算验证.结果表明:将试验工况下的锅炉热效率和发电标准煤耗率修正到同一基准参数下时,不同机组之间的锅炉热效率和发电标准煤耗率才具有可比性.

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。

基于燃烧空气及烟气量的燃煤机组标准煤耗率计量方法

针对国内燃煤电厂发、供标准煤耗率正平衡计量准确性差、数据波动大等问题,本文提出了一种全新的标准煤耗率计量方法。此方法以锅炉燃烧空气及烟气量为基础,无需燃煤发热量,对煤样代表性要求也不高,即可比较准确地计算出标准煤耗率。实际计算及验证结果表明,按照本文所述计算方法得到的供电标准煤耗值与煤耗查定试验测定值比较接近,最大偏差2.06百分点。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、机组能耗实时在线监测等方面,将对燃煤电厂成本核算、节能管理、配煤掺烧及运行优化等产生积极的影响。

影响火电厂供电标准煤耗率指标的因素分析

供电标准煤耗率指标是火力发电厂最重要的经济指标。目前,机组运行负荷率的高低、原煤耗量计量是否准确等因素,影响了火力发电厂供电标准煤耗率指标。建议火力发电厂强化供电标准煤耗率指标可靠性管理、做好发电机组营运分析管理、加强设备和用煤管理、增强节能降耗意识。

影响火力发电厂供电标准煤耗率指标的因素分析及对策

火力发电厂生产电能的燃料包括煤、石油、天然气,目前,我国87%的火力发电厂在发电过程中以煤作为主要燃料,大约每年要消耗全国燃煤产量的一半。供电标准煤耗率指标是火力发电厂的重要经济指标,机组运行负荷率的高低、原煤耗量计量是否准确、原煤低位发热量的偏差、发电机组的运行状况与燃油耗用情况以及发电企业的节能意识与技术水平等都是影响火力发电厂供电燃煤标准的重要因素,系统地分析这几种因素,并探讨关于强化降低燃煤消耗量供电燃煤标准意识管理,提高资源利用率的措施。

影响火力发电厂供电标准煤耗率指标的因素分析

火力发电厂最关键的经济指标就是供电标准煤耗率指标，为了使供电标准煤耗率指标不受到影响，火力发电厂应增加降耗节能的意识，加大用煤和设备管理力度，分析管理好发电机组营运，可靠性管理供电标准煤耗率指标。

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。

浅析影响供电煤耗的因素

近年来，随着节能降耗工作的不断深入，降低供电煤耗是各火力发电企业的最重要的降耗工作。经过多年的统计分析，影响火力发电厂供电标准煤耗率的因素很多，如汽机给水温度、汽轮机凝汽器端差、凝结水过冷却度、通汽部分结垢、生产供热抽汽压力高低，锅炉汽温汽压、排烟温度、漏风率、飞灰等都对供电煤耗有影响。

我省地方小电厂能源利用率及节能方向和经济效益浅析

目前,我省大部份地方小型火力发电厂基本上都是 N3—24型和21—1.5型机组,由于这两种机组容量小,设备参数低,再加上这些电厂都是自发自供,负荷率低等多种因素,因此,这些电厂的标准煤耗率都高达1000克/度左右,能源利用率约为12.3%,与我国大型火力发电厂相比,标准煤耗率高出了600克左右,每年都给国家浪费了大量的煤炭资源。这些地方小电厂都是位于边境和偏僻地区,国家电网一时还不能延伸进去,怎样提高这些小电厂的能源利用率,为国家节约煤炭资源,就成为我们迫切需要解决的重要课题。

电能以等价热值折算标准煤问题的探讨

在能源耗量统计工作中需要把消耗的原煤,原油,天然气及各种二次能源按当量热值折算为发热量为29307KJ/kg 的标准煤量。只有电能这种二次能源是按等价热值进行折算标准煤量。在冶金系统中这种折算统一规定为每万 kw·h 的电能折合4.04t 标准煤。这种折算方法仔细分析起来是不科学的。在实际统计工作中存在很多弊病。它不能正确地反应企业生产中真实的耗能情况。

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。

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。

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)。

汽轮机抽汽预干燥褐煤热经济性分析

为实现褐煤提质梯级利用以及褐煤机组大型化,将蒸汽管回转式干燥装置与机组锅炉系统耦合,采用汽轮机低压抽汽作为干燥介质,建立了汽轮机抽汽预干燥褐煤机组经济性分析模型,提出了预干燥所需蒸汽流量与机组经济性评价方法。结果表明,与参考机组相比,采用汽轮机抽汽预干燥工艺将38%水分褐煤分别干燥至27%、20%和14%,采用汽轮机第5级抽汽时机组发电标准煤耗分别增加1.99、3.89和5.05 g/k Wh,采用汽轮机第6级抽汽时机组发电标准煤耗分别增加0.84、2.26和3.31 g/k Wh。汽轮机抽汽预干燥褐煤机组发电标准煤耗普遍增加;褐煤预干燥程度越浅,机组经济性越好;汽轮机抽汽品质越低,机组经济性越好。

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。

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。

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。