Performance Analysis of Induced Draft Fan Driven by Steam Turbine for 1000 MW Power Units

Boiler fan is the main power consumption device in thermal power units and the induced draft fan accounted for the largest proportion. Reducing the energy consumption rate of induced draft fan is the main path to reduce the power consumption rate of thermal power units. The induce fan driven by small turbine is greatly effective for reducing the power consumption rate and the supply coal consumption rate in large thermal power plant. Take 1000 MW power units for example, the selection of steam source for steam turbine were discussed and economic performance of the unit under different steam source was compared in this paper. The result shows that compared with the motor driven method, there is about 1.6 g/kWh decrease in supply coal consumption rate driven by the fourth stage extraction steam;whereas there is about 2.5 g/kWh decrease in supply coal consumption rate driven by the fifth stage extraction steam.

基于PCA-ISSA-GRU的燃煤电厂供电煤耗计算研究

随着国内电力体制与市场交易机制的变革,燃煤电厂之间的竞争压力越来越激烈,供电煤耗作为衡量电厂经济效益的重要指标,其精准计算就显得愈发重要。提出一种基于PCA-ISSA-GRU方法的供电煤耗计算模型,首先采用滑动窗口法对数据进行稳态筛选,采用主成分分析法(PCA)对处理的数据进行特征筛选,选择最相关的输入参数。其次对机组的外部环境进行分析,采用K-means方法最终确定8种不同的工况。最后为了使模型计算更加精确,采用改进的麻雀算法(ISSA)对门控循环单元(GRU)的超参数进行寻优。以上海某600MW机组的历史数据进行验证,并对不同组合模型之间的预测精度进行对比。结果表明,本文的模型供电煤耗计算与实际相吻合,平均误差为1.32g/(kW·h),相对误差在±1%,模型计算精度高,泛化能力强,适用于燃煤电厂供电煤耗的计算。同时,综合评价指标对比显示,本文构建的预测模型比其它的预测模型精度更高,效果更好。

煤矿供电系统节能降耗技术研究

分析了煤矿供电系统中储能技术和智能控制技术的应用,通过对煤矿供电系统节能降耗优化方案的研究,提出了供电系统智能化建设。基于煤矿供电系统的实际情况,考虑供电系统的各种因素,对智能化供电系统的适用性进行了评估,并进一步提出了供电系统节能降耗的优化措施,以提高供电系统的实用性和效率。

考虑碳减排的火电机组煤耗基准值研究

燃煤机组作为新型电力系统的基础和压舱石,其高效经济运行是平稳达成“双碳”目标可行技术路径中的重要一环。基于机组历史运行数据建立稳态数据库和进行工况划分,采用灰色关联度分析方法,提取能效特征指标,并基于k-means聚类算法确定机组能效特征基准值,导入到计算模型获得机组供电煤耗最优基准值。最后,通过该方法获取一1 000 MW机组典型工况下的能效特征基准值,计算机组供电煤耗最优基准值,并以碳排放效益评估分析机组低碳运行的经济性,验证了该方法实际应用的可靠性。

基于改进PCA算法的火电机组供电煤耗负荷特性建模分析

针对火电厂机组供电煤耗较高、分析精度较差的问题,研究基于改进主成分分析(PCA)算法的火电机组供电煤耗—负荷特性建模分析方法。基于火电机组阀点效应的煤耗—出力函数,充分考虑火电机组在平稳负荷出力、升负荷出力、降负荷出力时的负荷特性,构建火电机组供电煤耗—负荷特性模型,以PCA为基础加入遗传神经网络(GABP),生成改进PCA算法,通过PCA降低网络输入变量冗余,增强学习效率,再利用GABP实现神经网络权值的优化,训练神经网络得出最优解,实现火电机组供电煤耗—负荷特性模型分析求解。试验结果表明:该方法分析获取的供电煤耗率低,节能效果较好,平均总煤耗成本为10.25万元,可精准地显示火电机组的实际运行情况,为降低火电机组供电煤耗提供理论依据。

矿山智能供电数据应用规范构建研究

传统的电力监控系统,存在数据标准规范不统一、系统分散建设、设备厂商接口与协议不开放、兼容性差等问题,导致系统集成和融合难度大,在矿山企业信息管理数据中形成了信息孤岛。随着智能化矿山建设目标的确立以及数据融合共享规范体系的建立,有效地打破了数据壁垒和信息烟囱,在规范体系下智能供电数据应用规范的建设也迎来了新的发展高潮。结合多年来在智能矿山供电系统建设方面的经验,总结了目前我国矿山智能供电数据应用建设面临的问题,阐明了在智能化矿山数据融合共享规范体系下智能供电数据应用规范建设的原则和框架,阐述了数据融合共享规范体系下智能供电数据应用规范建设的关键点,包括智能供电管控平台、智能变电所、智能配电装置、智能防越级跳闸系统、智能精准选漏保护系统五大专题为核心的供电数据应用规范建设的重点建设内容,形成了较为完整的数据融合共享规范下智能供电数据应用建设规范。

锰硅合金矿热炉烟气绿色节能改造

本次改造计划是将原有的半封闭矿热炉改造成全封闭矿热炉,烟气经过干法除尘、降温、除焦后,储存在新建的煤气柜中,再由加压风机升压、精密过滤器过滤,输送至内燃发电机组燃烧发电。同时,新建尾气脱硝系统一套、脱硫系统一套,确保排放达标。经过改造,矿热炉烟气中的一氧化碳得到100%的利用,内燃发电机组稳定发电,为企业降低能耗17.2%左右,提高经济效益的同时减排二氧化碳。

煤矿供电系统节能优化控制策略研究

旨在研究煤矿供电系统的节能优化控制策略。通过对供电系统的分析和改进,提出了一种有效的节能方法。煤矿供电系统节能优化的意义在于减少能源消耗、降低环境污染和提高能源利用效率。通过实施建设智能化供电系统、选择节能型设备和合理调整电网结构等策略,实现煤矿供电系统的节能目标。

某厂1号、2号燃煤锅炉回转式空预器压差高原因对比

主要通过对比某厂各台机组锅炉回转式空预器差压变化趋势,简要分析1号、2号锅炉空预器差压高的原因,为下一步运行调整、技术改造提供依据,保证机组长周期安全经济运行。

燃煤发电机组综合对标方法研究

开展发电机组的综合对标管理工作,是深度查找和发掘发电企业同业之间的差距和追赶路径的需要。为了更加真实地反映出机组综合的技术与管理水平,提出了涵盖了燃煤发电机组经济性、可靠性、环保性、碳排放和安全管理5个方面共19个指标的一套全新评价体系,并给出了综合对标过程评分计算方法和煤耗率修正方法。该综合对标方法可以更加真实地反映出燃煤发电机组的实际性能水平,能够用来开展燃煤发电机组的综合对标工作,同时能够为制定其他类型发电机组的综合对标方法提供技术参考。

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。

背压式供热机组供电煤耗折算方法

为准确评价背压式或抽背式燃煤供热机组能效水平,根据叠加原理建立背压式或抽背式燃煤供热机组煤耗折算方法,假定供热抽汽或汽轮机高背压排汽不供热,而是继续在汽轮机中膨胀做功,那么汽轮机组将多发电,将该虚拟电量与实发电量之和作为基准来计算机组的发电煤耗与供电煤耗。以3台不同类型的燃煤机组为例对该方法进行验证,结果表明,采用该方法折算机组煤耗时,折算的煤耗与纯凝状态下的煤耗值相差不超过2 g/kWh,相对误差不足1%,因此该方法能较真实的反映机组的实际能效水平,可用来对背压式或抽背式机组的能效水平进行评价。

BEST双机回热系统标准煤耗率计算

为了更准确地计算背压抽汽回热小汽轮机(back pressure extraction steam turbine,BEST)双机回热系统的标准煤耗率,文章总结了现有标准中对发电煤耗率和供电煤耗率指标的两种计算方法。通过比较分析和算例计算,证明在BEST双机回热系统中根据机组发电热效率计算供电煤耗率会使结果偏小,而根据机组标准煤量计算可以得到正确的供电煤耗率数值。明确了在计算BEST双机回热系统的供电煤耗率时,应采用供电煤耗率的基本定义,即机组的标准煤量为依据。

某600 MW超临界空冷燃煤机组深度调峰运行热经济性研究

“双碳”目标下,以新能源为主体的新型电力系统正在加速构建。燃煤火电机组逐渐由电量主体转变为灵活性调峰电源。为探究大容量、高参数机组在深度调峰运行下的主要设备性能和热经济性,以超临界600 MW直接空冷燃煤机组为研究对象,对机组在不同深度调峰负荷下的锅炉、汽轮机性能、厂用电率、运行煤耗情况变化进行了试验研究。结果表明:机组从50%额定负荷深调至40%额定负荷时,运行发、供电煤耗分别增加6.18 g/(kW·h)和9.11 g/(kW·h)。机组从40%额定负荷深调至30%额定负荷时运行发、供电煤耗分别增加31.75 g/(kW·h)和51.33 g/(kW·h)。通过试验对比分析,超临界燃煤空冷机组深度调峰至40%负荷以下时,机组锅炉、汽轮机性能显著下降,机组热耗率、厂用电率和运行供电煤耗显著增加,运行经济性下降明显。在此基础上,分析了机组在不同负荷率和相同负荷率不同深调占比下机组全年平均供电煤耗的变化。当机组负荷率由65%下降至60%、55%负荷率时,机组纯凝运行全年平均供电煤耗分别升高6~7 g/(kW·h)和12~13 g/(kW·h)。在机组负荷率和全年计划电量不变时,当机组深度深调峰负荷占比为10%、20%和30%时,供电煤耗分别升高1~2 g/(kW·h)、2~3 g/(kW·h)和4~5 g/(kW·h)。研究结果可为超临界燃煤空冷机组深度调峰经济性调度和优化运行提供一定参考。

火电厂裕汽利用系统的运行

为降低厂用电率,对某1000MW电厂提出利用裕汽采用多级串并联汽轮机的形式,根据影响厂用电率的因素和电厂主要转动设备,确定裕汽驱动送风机、一次风机、引风机、循环水泵和凝结水泵。通过Ebsilon电站模拟软件模拟不同汽源、设备不同连接方式、不同回汽位置的运行状况,为比较不同设计方案并选出最优方案,提出厂用电率、供电煤耗和折算裕汽利用量3个评价指标。分析模拟结果得到最优设计方案为组合方案,THA变负荷至40%THA热再为汽源,转动设备串并连接,排汽汇至七八抽,30%THA汽源切换为主蒸汽,降低厂用电率最高达4.65%,具备深度调峰功能。

某1050MW超超临界燃煤机组深度调峰运行经济性与末级叶片安全性研究

随着以新能源为“主体能源”新型电力系统建设的加速推动,电力系统灵活性不够、调节能力不足等短板和问题愈发凸显,新能源随机性和间歇性的特点要求燃煤发电机组逐步从主体能源向辅助性调峰调频电源转变。燃煤火电机组深度调峰运行下的经济性与安全性是当前研究的重点。本文以某1050 MW超超临界燃煤机组为研究对象,对机组在30%、20%额定负荷深度调峰运行的主要设备性能、运行经济性进行了试验研究,对小容积流量下汽轮机末级叶片安全性进行了试验和仿真研究。结果表明:机组从50%额定负荷分别深调至30%和20%额定负荷运行时运行供电煤分别增加34.50 g(/kW·h)和76.14g(/kW·h)。通过深度调峰幅度试验对比,1050 MW超超临界燃煤机组在30%额定负荷以下时,随着深度调峰幅度的增加,锅炉性能、汽轮机性能、厂用电率和机组运行经济性呈加速恶化趋势。通过小容积流量下汽轮机低压缸末级叶片鼓风情况的试验和仿真研究,当循环水流量72000 t/h,环境温度在28℃以下时,机组在20%负荷时高低压侧低压缸的排汽速度均可保持在60 m/s以上,排汽温度在50℃左右,汽轮机可在低压缸不喷水状态下长期运行;环境温度高于28℃时,高低压侧低压缸的排汽速度均降低至60 m/s以下,末级鼓风加重,此时需投入低压缸减温水,将引起叶片水蚀风险,对机组末级叶片产生不利影响。研究结果可为超超临界燃煤湿冷机组灵活性改造和经济运行提供一定的借鉴。

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。

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。

300 MW机组低温省煤器联合暖风器运行影响探究

针对某电厂2×300 MW CFB循环流化床机组进行低温省煤器联合暖风器改造的实际运行状况,分别从锅炉侧和汽机侧探究了低温省煤器+暖风器对电厂改造前后经济运行的影响。数据分析结果表明,低温省煤器+暖风器对于锅炉侧影响较小,只是提高空预器的出口温度,减轻空预器的低温腐蚀;对于汽机侧影响较大,计算得出负荷越高、低温省煤器循环水进入汽机侧越多,降低供电煤耗越大;从经济运行上看,该机组在平均负荷230 MW、运行时间5000 h的情况下,每年可节约标煤2805 t,在煤价持续高位运行的情况下,在经济方面具有重要意义。

1000 MW二次再热机组烟气余热深度利用技术

烟气余热利用是提高燃煤机组发电效率的重要手段。传统的余热利用方案是将受热面布置于空预器后,仅能回收低品位的烟气热量,余热利用效率较低。针对某1000 MW二次再热机组的工程实际,提出3种可行的余热深度利用方案,即两级烟气冷却器+冷风加热器(方案1)、空预器旁路+两级烟气冷却器+冷风加热器(方案2)和空预器旁路+热一次风调温+两级烟气冷却器+冷风加热器(方案3)。为客观评价不同方案的实际效果,采用有限差分法建立四分仓回转式空预器的热力特性计算模型,研究了空预器进口风温、旁路烟气份额变化对锅炉热效率的影响;采用等效焓降法建立汽机热力特性模型,研究了不同热量分配方式对汽轮机热耗率的影响。基于此,建立统一的烟气余热利用经济性评价策略,通过对3种余热利用方案系统特性的研究,结果表明:方案1可在提高锅炉热效率的同时有效降低汽机热耗率,较适合空气预热器热端端差较大锅炉,考虑工程实际,该方案可降低供电煤耗的最大值为1.70 g/kWh;方案2可进一步降低机组煤耗,当空预器旁路烟气份额高于6%时,锅炉效率略有降低,但总体而言,机组供电煤耗随旁路烟气份额的增加而降低,该方案降低供电煤耗的最大值为3.03 g/kWh;方案3可进一步降低机组煤耗,热一次风调温装置较适合制粉系统干燥出力有一定裕度的锅炉,考虑技术经济性,方案3最佳的旁路烟气份额为12%,对应影响机组供电煤耗降低约3.23 g/kWh。综合对比,推荐机组采用方案3。