基于供热负荷的吸收式热泵供热机组变工况性能分析

建立热力计算模型,基于供热负荷的变化,对热泵供热系统供暖期内的变工况进行模拟。比较改造前后两种供热模式在相同热负荷下的热经济性能;发掘并对比不同供热模式的最大供热能力。结果表明,随着供热负荷的增加,热网回水温度升高,热泵性能系数COP下降。改造后的热泵供热模式热经济性能要优于传统供热模式,在相同供热负荷下,热泵供热模式总的供热抽汽量明显低于传统抽凝供热模式;总的发电量比传统抽凝供热模式增加了3%左右;发电标准煤耗比传统抽凝供热模式最大降低了近3%。改造后的热泵供热模式能满足的最大供热面积比传统抽凝供热模式增大了17.5%,明显增强了原有系统的最大供热能力。     

汽轮机与吸收式热泵联合供热整体性能的优化分析

采用吸收式热泵回收循环水余热用于供热机组,节能效益显著。在供热量、供热温度一定的情况下,为便于直观反映汽轮机与吸收式热泵整体供热系统性能随工况变化情况,以某350MW调节抽汽式汽轮机供热系统为例,将热泵系统、汽轮机凝汽器、热网加热器整体考虑,建立了供热系统热泵性能系数(COP)和发电功率增加值随工况变化的数学模型,并对热泵系统、整体供热系统进行了经济性评价。结果表明:放气范围、循环水入口温度降低,热泵的性能系数COP减小,发电功率的增加值增加。循环水温降降低,COP与发电功率增加值均提高。本文的研究为吸收式热泵与汽轮机的联合整体性能优化提供理论依据。     

基于热泵的耦合供热系统能量综合利用研究

为充分利用热电联产机组供热过程中余热余压，降低供热系统热电耦合度。以大型燃煤机组抽汽供热系统为研究对象，应用Ebsilon软件对供热系统进行数学及热力学建模，对3种不同供热模式下的热电负荷特性进行了多变量耦合下的系统运行参数寻优，得到不同工况下的热电负荷范围。结果表明，应用GOTPR方法明显优于GOTR方法和GPR方法，热泵系统COP最高可提升0.05。直接供热模式的热负荷调节范围是0～400MW,热泵供热模式热负荷调节范围是150MW～550MW,耦合供热模式热负荷调节范围220MW～525MW。在相同的主蒸汽流量下，随着供水温度、回水温度的及热网回水流量的增加，耦合供热模式可提供更大的热电比，同时降低热负荷与电负荷的耦合性。     

回收循环水余热的热泵供热系统经济性分析

利用热泵技术回收电厂循环水余热,能够提高机组的热效率和供热能力,降低机组的冷源损失。从热泵制热性能系数COP出发,分析压缩式和溴化锂吸收式热泵的节能机理,并以300MW机组为例,在保证供热负荷不变的情况下,计算分析2种热泵供热系统的经济性。计算结果表明:溴化锂吸收式热泵供热机组的经济性优于压缩式热泵机组,整个供暖期间,获得的总节能收益比压缩式热泵供热机组高785.8万元。在乏汽利用方面,压缩式热泵供热机组的节水量要远高于溴化锂吸收式热泵供热机组,这对于某些缺水地区有重要意义。     

供应不同品位工业蒸汽的1 000 MW机组能耗特性分析

为分析工业供汽机组供不同品位蒸汽的能耗特性,考虑到工业供汽机组多热用户参数及多供热汽源点的特点,建立了供热机组变工况计算及能耗特性分析模型。以某1 000 MW工业供汽机组为例,分别采用好处归电法、好处归热法、做功能力法和等效热降法研究了电负荷、中压工业热负荷、低压工业热负荷、供汽汽源点等因素对机组能耗特性的影响规律。结果表明：不同供热方式下采用同一方法计算的供热煤耗率随电负荷变化的趋势一致,随热负荷变化不大;不同供热方式下采用同一方法计算的发电煤耗率随热负荷变化的趋势一致,随电负荷变化的趋势有差异;当电负荷为620 MW、热负荷为220 t/h时,在再热热段蒸汽供中压蒸汽方式下按照好处归电法、做功能力法、等效热降法、好处归热法分配的供热煤耗率分别为37.46,26.43,25.83和22.52 kg/GJ,发电煤耗率分别为280.39,291.80,292.42和295.84 g/(kW•h)。     

基于EBSILON的热电厂热电负荷分配优化研究

为优化热电厂热电负荷分配,提高热电厂运行热经济性,利用EBSILON软件建立某热电厂350和330 MW热电联产机组热力系统仿真模型和热经济性模型,根据抽汽点的蒸汽焓值进行热负荷计算,采用(火用)分析方法对热电联产机组进行能耗特性分析,得到两台机组在安全运行区间内的(火用)效率分布规律。通过遗传算法,研究不同热电负荷分配方式对热电厂热经济性的影响,进一步对热电厂典型日的热电负荷进行分配优化。结果表明：当机组供热流量达到最大值且电负荷为该供热流量下的最大值时,机组的(火用)效率达到最大值,对电负荷和热负荷进行分配优化的节能收益大于对单一因素优化;采用遗传算法优化热电负荷后,典型工况下全厂标准煤耗量降低1.75 t/h、发电标准煤耗率降低3.65 g/(kW·h)、(火用)效率提高0.49%;典型日全厂标准煤耗量降低35 t/d、发电标准煤耗率降低3.16 g/(kW·h)、(火用)效率提高0.41%。     

热电联产机组采用热泵技术后的供热特性分析

利用吸收式热泵技术对电厂循环水余热进行回收需要较高的技术要求,为保证热泵的良好运行,需要对汽轮机机组进行调整以适应热泵,这样可能会对原有的供热特性有所影响。针对此可能性,对改造前后的的供热特性曲线进行对比分析,得出吸收式热泵在带来节能效果的同时,也增加了机组的发电热耗率,并为机组之间的热负荷优化提供了依据。     

转轮热泵耦合式空调系统的节能性研究

主要研究除湿转轮与中高温热泵耦合的空调系统,利用热泵完全满足再生温度和负荷要求,对不同工况下,新风量为20%和10%两种情况的系统性能进行仿真模拟,并与常规再热空调系统进行性能比较,给出节能性分析.随室外空气干球和湿球温度升高,耦合系统的能耗均增加,性能系数(COP)均减小,节能率分别升高和降低,为使冷凝器出口风温满足再生要求的冷凝风量相应增加和减少;随室内空气干球温度升高,能耗增加,COP减小,为满足再生要求需要减少冷凝风量,与相同工况下的常规系统相比,节能率升高,与室内温度为23℃的常规系统相比,节能率降低;随室内空气湿球温度升高,能耗减少,COP增大,节能率降低,为满足再生要求需要增加冷凝风量.新风量为10%的耦合系统与20%时相比,热泵子系统的压缩比减小,COP提高,系统额外节能4%以上,同时两种耦合空调系统,在所研究的温湿度范围内,冷凝风量均远远多于需求的再生风量值.     

基于等价煤耗法的热电联产机组热经济性分析

热电联产机组热经济性代表了热电厂能量利用水平、热功转换技术的先进水平和运行的经济水平,因而准确地分析热电联产机组热经济性显得尤为重要.等价煤耗法是把电厂实际发电效益和供热效益通过热、电等价转换,得到等价发电量,进而得到等价煤耗率.结合300 MW机组,首先分别用热量法、实际焓降法和等价煤耗法对热电联产机组煤耗率进行计算,并通过分析比较,证明了等价煤耗法在评价热电联产机组方面的可行性和准确性;其次比较了同一热电联产机组在供热期和非供热期的煤耗率——供热期煤耗率比非供热期煤耗率低,从而证明了热电联产机组在节能方面优于纯凝机组.     

吸收式热泵耦合大型抽凝机组供热的经济性分析

针对供热需求与供热能力之间的矛盾和电站低品位冷凝热利用不充分的问题,以300MW抽凝供热机组为实例制定了吸收式热泵耦合抽凝机组供热方案。结合耦合供热方案提出供热面积扩容率的概念,通过对耦合供热与传统热电联产供热两种供热方式的定流量热力计算,以供热面积扩容率、能源综合利用率和热电总收益三个经济性指标为比较标准,进行了经济性指标对比分析。结果表明:耦合供热方式在机组不增容的前提下能够扩大供热面积,提高能源利用率,并增加热电厂的经济收益。     

热电联产机组集成吸收式热泵的热电解耦与能耗特性理论研究

以某330MW热电联产机组为例,对于集成吸收式热泵的热电解耦性能及能耗特性展开了理论研究。结果表明:耦合吸收式热泵扩大了热电联产机组的安全运行范围,提高了热电联产机组的最大热电比,降低了热电联产机组的最低电负荷率。当供热量为300MW时,热电联产机组电功率上调与下调能力分别增加40.53%、84.76%,最低电负荷率降低16.24%。当发电量为200MW时,其最大热电比提高了0.56。最后,对集成吸收式热泵的节能潜力进行了计算和分析。     

亚临界热电联产机组耦合吸收式热泵系统热经济性及环境效益分析

为了减少北方供暖能耗、提高热电厂余热利用效率,构建了亚临界热电联产机组耦合吸收式热泵系统,并实测其性能,详细对比分析亚临界机组在耦合和切除热泵两种运行工况下的经济性。试验表明：热泵机组性能系数（Coefficient of Performance, COP）为1.74,且热泵机组的制热量和回收热量随着循环水温度和驱动蒸汽压力的增大而增加;对于2台330 MW汽轮机组,热泵机组的投入可以增加供热面积166.03万m²;每年节约循环水量47.75万t,煤炭4.03万t,经济效益良好;CO₂、SO₂和NO_x排放量分别减少10.47万t、966 t和281.75 t,节能减排效果显著。     

1000MW超超临界机组热耗率和供电供热煤耗模型应用分析

针对1000 MW超超临界机组,建立了实际运行工况下的热耗率、供电煤耗和供热分摊煤耗的计算模型,定量分析负荷、泄漏和抽汽等因素对机组实际运行效率的影响规律。结果表明,负荷低于500 MW,热耗率随负荷减小而急剧增加。相比锅炉热效率,汽轮机热耗率对综合供电煤耗率的影响更大。本研究中基于热量法计算得到的供热分摊系数比基于实际焓降法高约30%,供热影响实际供电煤耗6.7~14.2 g/k Wh。     

吸收式热泵回收烟气冷凝热的实验研究

基于清华大学超低能耗示范楼热电冷联供平台,对利用吸收式热泵回收天然气烟气冷凝热进行了实验研究,分析了余热回收系统的开启、变工况和关机动态响应过程.实验表明,烟气余热回收系统的开启过程较长,应尽量使内燃机与热泵的容量匹配,缩短开机时间;内燃机发电功率对系统供热功率和供热温度影响较大,对冷凝热回收功率、冷冻水温度和制热COP影响较小;系统供热温度对热泵性能影响较大;应选择合适的关机模式,以保证系统安全、缩短关机时间.     

集成吸收式热泵的超临界CO_2循环聚光太阳能热发电系统

通过研究超临界CO_2工质的特性和循环的特点,提出集成第一类溴化锂吸收式热泵的简单回热循环系统。吸收式热泵驱动热源的温度远低于超临界CO_2循环主加热器热源的温度,可采用较低成本的低聚光比集热器,从而降低聚光集热系统的造价。吸收式热泵的设备成本较高,但其作用十分明显,除冷端优化外,其良好的变工况变负荷性能有利于提高系统在部分负荷工况下的发电效率。集成吸收式热泵的超临界CO_2循环聚光太阳能热发电系统从降低聚光集热系统造价和提高系统发电效率两方面进行设计,有利于提高系统整体的性价比。     

基于吸收式热泵的循环水余热利用技术在大型抽凝机组热电联产中的应用

为了降低燃煤电厂的能耗,该文提出了一种基于吸收式热泵的循环水余热利用技术,提取发电机组的循环水余热用于城市供暖,在热电厂内设置溴化锂吸收式热泵站,利用机组循环冷却水作为热泵的热源水,提取余热加热热网水,从而显著提升热电厂的供热能力及热效率,进一步降低综合供电煤耗,实现节能减排的目的.     

给水温度对机组汽温及煤耗率的定量分析模型

为分析给水温度变化对火电机组煤耗和汽温的影响,进而指导机组的安全经济运行。基于微分理论、热力学方法和能量守恒原理,构建了火电机组给水温度变化对煤耗率和汽温特性影响的数学模型。以某电厂1台600 MW机组为例,选取2个不同工况进行计算。计算结果表明:随着给水温度的增大,排烟温度升高,锅炉热效率下降,汽轮机热耗率降低,而机组的发电标准煤耗率减小。此外,给水温度升高,在发电功率一定的情形下,机组的过热蒸汽温度和再热蒸汽温度降低。该模型计算量小,精度高,能够准确反映给水温度变化对锅炉热效率、汽轮机热耗率、机组煤耗率及汽温特性的影响,可为火电机组节能降耗的实施提供理论参考依据。     

脱硫浆液闪蒸取热供热技术研究

湿法脱硫后的烟气湿度大，蕴含大量水蒸气及潜热，但由于温度低难以利用。以脱硫浆液作为取热介质提取脱硫后烟气余热，利用热泵系统加热热网水回水，通过工程实际应用数据，总结不同负荷下余热量、热泵COP等参数的变化，测试浆液闪蒸冷凝水的水质，计算获得不同负荷下的节能减排效益及供电煤耗的降低量。研究表明，脱硫浆液闪蒸取热供热技术不用增加引风机负荷，不受脱硫后烟道空间限制，闪蒸冷凝水水质好，利于提高脱硫除尘效率。     

驱动蒸汽参数对吸收式热泵性能的影响研究

采用吸收式热泵技术回收热电厂循环水余热进行供热,是近年来用于300MW等级供热机组供热的一种新型技术。增热型吸收式热泵是以蒸汽作为驱动力的一种换热元件,驱动蒸汽的物性状态决定了热泵的热效率,从传热的角度分别分析了采用原蒸汽(即五段抽汽,为过热蒸汽)与经减温器减温后的饱和蒸汽作为驱动热源时,热泵的制热性能系数(COP)的大小,结果显示:以原蒸汽(即为五段抽汽)为驱动热源时,其传热系数为3.59×104,COP为1.48;而将原蒸汽减温后,驱动热源为与原蒸汽同等压力下的饱和蒸汽,其传热系数为7.53×104,COP为1.72。     

200MW机组低压光轴供热技术调峰能力及经济性分析

介绍了"低压光轴供热技术"的工作原理和改造方案,并对某电厂200MW机组采用"低压光轴供热技术"改造后的调峰能力及经济性进行了分析。结果表明:"低压光轴供热技术"改造后,机组带工业抽汽50t/h,额定工况下发电负荷为148.39MW,机组不带工业抽汽,额定工况下发电负荷为153.35MW;在相同的主蒸汽流量(659.7t/h)下,单机供热负荷增加了136.5MW,单机供热能力增加了64.35%,单机发电煤耗降低了90.9g/(kW·h);改造前全年机组平均发电煤耗约285.1g/(kW·h),改造后全年机组平均发电煤耗约263.22g/(kW·h),全年机组平均发电煤耗下降约21.88g/(kW·h)。可见,通过"低压光轴供热技术"改造后,可大幅提高机组的调峰能力和供热能力,经济效益显著,该技术具有广阔的推广应用前景。