冷渣器冷却水回水接入点分析及改进方案

针对蒙西发电厂2×300 MW机组的冷渣器冷却水回水接入点不当,导致机组整体循环效率降低,影响机组运行经济性的问题进行了分析,提出了优化改进方案.与原接入点相比,采用将冷渣器冷却水回水接入7号低压加热器(低加)入口,且所有凝结水串联通过冷渣器和7号低加的方案,可使机组负荷在292 MW时供电煤耗率下降1.25 g/(kW·h),在202 MW时供电煤耗率下降1.67 g/(kW·h);采用将冷渣器冷却水回水接入6号低加入口,且凝结水并联通过冷渣器和7号低加的方案,可使机组负荷在292 MW时供电煤耗率下降0.83 g/(kW·h),在202 MW时供电煤耗率下降1.22 g/(kW·h).     

华东电网2008年6月主要运行数据

发布时间:2008年7月区域最高发电负荷/MW发电量/亿kW·h受电量/亿kW·h最高用电负荷/MW月平均负荷率/%华东104 719 612.70 39.09 110 478 88.39上海11 528 59.91 30.50 17 671 85.29江苏37 970 227.42 9.40 39 183 90.05浙江23 479 130.58 29.93 29 602 85.02安徽10 226 59.12     

华东电网2008年7月主要运行数据

发布时间:2008年8月区域最高发电负荷/MW发电量/亿kW·h受电量/亿kW·h最高用电负荷/MW月平均负荷率/%华东123 410 760.98 48.05 129 930 88.58上海14 780 84.39 39.18 22 366 84.45江苏45 660 282.09 11.83 47 374 89.11浙江25 988 157.62 42.74 33 964 86.39安徽11 611 71.42     

华东电网2008年8月主要运行数据

发布时间:2008年9月区域最高发电负荷/MW发电量/亿kW·h受电量/亿kW·h最高用电负荷/MW月平均负荷率/%华东123 412 724.37 49.14 130 112 88.19上海14 253 77.10 39.10 21 114 84.69江苏44 879 262.20 14.62 47 028 89.04浙江25 375 150.08 41.93 32 884 86.11安徽11 934 69.24     

1000MW超超临界机组循环水系统低负荷优化提效研究

根据某电厂1000 MW机组循环水系统特点,建立凝汽器最佳真空数学模型,研究实施循环水泵组合优化运行,机组供电煤耗率下降0.58 g/(kW·h),针对低负荷运行特点,研究比较循环水系统连通改造和循坏水泵低速改造两种方案在低负荷运行时的经济性,提出合适的改造方案,为今后火电机组低负荷经济运行提供参考。     

华东电网2008年3月主要运行数据

发布时间:2008年4月区域最高发电负荷/MW发电量/亿kW·h受电量/亿kW·h最高用电负荷/MW月平均负荷率/%华东102 226 640.24 10.8 104 083 87.1上海10 930 64.19 25.22 15 537 85.91江苏38 432 243.29-5.9 37 703 88.12浙江22 487 137.94 31.08 27 996 84.52安徽9 634 61.23 1.62     

华东电网2008年4月主要运行数据

发布时间:2008年5月区域最高发电负荷/MW发电量/亿kW·h受电量/亿kW·h最高用电负荷/MW月平均负荷率/%华东97 394 599.11 24.73 100 510 87.91上海9 060 55.36 28.76 14 584 86.07江苏37 624 231.72-2.53 36 836 89.11浙江21 083 122.41 35.3 26 735 85.39安徽8 962 56.89 3.45     

华东电网2008年1月主要运行数据

发布时间:2008年2月区域最高发电负荷/MW发电量/亿kW·h受电量/亿kW·h最高用电负荷/MW月平均负荷率/%华东108 871 645.73 6.18 109 949 86.30上海13 366 76.7 26.6 18 024 84.81江苏40 678 243.94-9.72 39 307 87.99浙江23 486 130.14 29.3 28 975 83.08安徽11 168 66.91 1.49     

华东电网2008年5月主要运行数据

发布时间:2008年6月区域最高发电负荷/MW发电量/亿kW·h受电量/亿kW·h最高用电负荷/MW月平均负荷率/%华东102 151 620.078 33.88 107 576 88.02上海11 034 61.65 26.66 16 143 85.62江苏36 598 232.54 5.87 38 017 90.15浙江23 391 135.86 31.2 28 689 85.01安徽9 621 60.44 3     

华东电网2008年2月主要运行数据

发布时间:2008年3月区域最高发电负荷/MW发电量/亿kW·h受电量/亿kW·h最高用电负荷/MW月平均负荷率/%华东100 960 481.01 6.4 103 193 82.99上海12 599 64.75 19.7 16 908 84.51江苏38 774 178.55 0.09 39 257 83.64浙江20 355 81.55 21.52 25 689 80.75安徽10 337 53.36 0.83     

湖南电网2006年运行情况

1负荷情况2006年,湖南电网统调用电量535.7亿kW·h,同比增长4.94%;最大负荷9 916 MW,同比增长4.95%;日最大电量2.07亿kW·h,同比增长4.53%;最小负荷3 480 MW,同比增长2.65%;日最小用电量1.08亿kW·h,同比增长3.88%;平均峰谷差1 828 MW,同比增加9.52%。表1 2006年湖南电网负荷情况2006年上年同期同比增减/%最大负荷/MW 9 916 9 448 4.95最大日电量/万kW·h 20 766 19 865 4.53最小负荷/MW 3 480 3 390 2.65最小日电量/万kW·h 10 804 10 400 3.88平均峰谷差/MW 1 828 1 669 9.52统调用电量/亿kW·h 535.7 510.5 4.94注:以上数据来自E…     

超超临界二次再热发电机组热经济性分析

在一次再热机组的主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度保持不变的基础上,采用二次再热可降低汽轮机的热耗率,提高机组效率.以某参数为26.25 MPa/600℃/600℃/600℃超超临界1 000 MW机组为例,对其进行一次再热与二次再热循环下的各热经济指标对比发现,1 000 MW负荷工况下,二次再热机组汽轮机热耗率比一次再热机组热耗率降低了92 kJ/(kW· h),供电煤耗率降低了3.47 g/(kW·h),机组净效率提高了0.57％.     

双抽热电机组–抽背热电机组双机联合运行特性及优化研究EI北大核心CSCD

为挖掘混合类型热电联产机组的节能潜力、降低发电成本,通过EBSILON软件搭建60MW双抽(double-extraction condensing unit,CC)-抽背(extraction condensing unit with a high back-pressure,CB)热电联产机组的仿真模型,研究该联合机组的运行特性并建立基于可解释增强机和鸟群算法的双抽-抽背热电联产机组负荷优化模型,最后以典型日热电负荷优化任务为例,给出双机热电负荷优化结果。结果表明:当保持双抽机组的中压流量不变,存在中压流量极限值10.39t/h,使低压流量与电功率的运行区域只受到最大主蒸汽流量、最小凝汽量以及最小主蒸汽流量的限制;存在中压流量极限值59.26t/h,使运行区域只受最大主蒸汽流量和最小凝汽量限制;当双机总中压流量一定时,双抽-抽背机组的联合运行区域可以用极限工况即抽背机组承担最大中压流量,双抽机组承担剩余中压流量来近似表示。该优化方法与热电负荷平均分配方案对比,典型日可以降低1148.58GJ热耗,发电标准煤耗率由212.10g/(kW·h)降低为209.05g/(kW·h),可以节省标煤3.05g/(kW·h)。     

660MW汽轮机配汽方式对机组煤耗影响分析

结合某台660 MW机组单阀和顺序阀两种配汽方式的高压缸效率试验,分析了配汽方式对高压缸效率的影响,建立了高压缸效率变化对机组热耗率和发电煤耗率影响模型。试验表明,在60%额定负荷时,顺序阀比单阀高压缸效率高2.79%,使机组热耗率降低39.06 kJ/(kW·h),发电煤耗率减少1.48 g/(kW·h)。顺序阀运行经济性好于单阀运行,负荷越低节能效果越明显。     

基于不同煤种的全运行负荷下机组运行经济性研究

为了掌握全运行负荷范围内机组运行经济性变化规律,依托某超超临界600 MW燃煤机 组,研究不同煤种对机组综合运行情况影响程度和特性,并对机组性能试验结果与实际运行状态下机组能耗相符性进行分析研究。结果表明:在全运行负荷范围内,负荷率对热耗率的影响程度远大于其对厂用电率和锅炉热效率的影响程度,锅炉热效率受负荷率影响程度最小,热耗率升高是导致深度调峰状态下机组运行经济性下降的主要因素;在机组深度调峰状态下,试验煤种MZ01不仅在锅炉低负荷稳燃性能和锅炉系统辅机运行安全性方面优于试验煤种MZ03,而且在180 MW试验负荷下,其锅炉热效率偏高1.51%,试验供电煤耗偏低 5.2 g/(kW·h);综合考虑动静态情况下锅炉热效率、厂用电率变化及蒸汽吹灰耗能影响,在日平均电负荷为420 MW情况下,实际运行供电煤耗较试验供电煤耗至少偏高1.7 g/(kW·h),这无疑是正反平衡煤耗难以相符的原因之一。     

高背压供热改造机组性能指标的分析与评价方法

135 MW等级机组低压缸"双背压双转子互换"循环水供热改造是国内此种容量此种改造方式的第一台。利用热耗率评价机组低压缸通流部分改造后的效果,作为供热机组或高背压运行的凝汽机组,得出的试验结论完全相反。作为高背压供热机组,机组试验热耗率平均值为3700.17 kJ/kW·h,修正后热耗率平均值为3699.87 kJ/kW·h,都比设计值3776.6kJ/kW·h低,初终参数对热耗率的修正量小;作为高背压运行的凝汽机组,机组试验热耗率平均值为10302.38 kJ/kW·h,修正后热耗率平均值为10197.27 kJ/kW·h,都高于设计值9776.61 kJ/kW·h,初终参数对热耗率的修正量大;机组低压缸效率平均值为86.876%比设计值低4.464%。135 MW机组高背压供热改造后,应视为高背压运行的凝汽机组以考核其改造后的性能指标,并评价分析低压缸性能和高背压改造技术。     

煤采样装置异常引发的发电煤耗波动分析及处理

1 日发电煤耗大幅波动原因分析在机组日发电量和负荷曲线基本相同,运行方式相对稳定的条件下,很多燃煤火电厂存在日发电煤耗大幅波动,日发电煤耗的加权累计值与按照入厂煤、月底盘煤结果计算的发电煤耗值相差较大等问题.如某350 MW超临界机组设计发电煤耗为287 g/(kW·h),2010年6月日发电煤耗最高值达到342.89 g/(kW·h),最低值264.06 g/(kW·h),累计值为301.38 g/(kW·h),最高值与最低值相差78.83 g/(kW·h)(图1).     

进气加热对燃气-蒸汽联合循环性能影响

以某200 MW级燃气-蒸汽联合循环机组为研究对象,利用余热锅炉尾部烟道废热加热给水并通过气-水换热器提高压气机进口空气温度,采用Aspen Plus模拟计算进气加热系统投运前后联合循环参数变化,分析空气进气加热对机组性能影响。研究结果表明,压气机进口空气温度由12.5 ℃提高至35 ℃时,50%、75%、87%负荷下燃机负荷率分别提高0.08、0.12、0.15,燃料消耗量分别降低0.11 kg/s、0.13 kg/s、0.10 kg/s,联合循环效率分别提高1.04%、1.03%、0.73%。95%负荷下燃机负荷率由0.95增大至1.00后保持不变,联合循环效率先增大后减小,100%负荷下燃机负荷率保持1.00不变,联合循环热效率持续降低。     

基于碳排放特性及碳交易规则的热电联产机组经济性分析

在调峰和碳交易的政策下，热电联产机组面临更加复杂的背景。为了得到抽凝热电联产机组全工况碳排放特性、收益分布、以及碳交易经济性，为机组参与碳交易应对碳市场波动提供参考，利用EBSILON仿真软件结合Python程序得到机组全工况碳排放分布以及收益组成。结果表明：机组度电碳排放量与负荷呈反比；以电负荷325 MW和150 MW为例，供电碳排放强度从903.54 g/(kW·h)上升到1 015.28 g/(kW·h)，碳排放总量与负荷呈正比；调峰收益占比最高可达55%，碳交易收益占比最高可达8%；调峰收益在低负荷占比大，而碳交易收益在高、中负荷占比较大；对比碳价从40元/t变化到90元/t和供电碳排放标准从原来的0.9倍变化到1.3倍，得到供电碳排放标准改变对碳交易收益有更大影响；供电碳排放标准的制定应当结合机组排放水平，过高或者过低都会影响热电联产电厂参与碳交易的积极性。     

亚临界煤电机组增容提效技术及性能考核试验

为助力国家“双碳”目标的如期实现,对煤电机组进行升级改造已成为国家在能源电力领域的重要举措。以某电厂一台亚临界600 MW煤电机组为例,针对增容提效改造目标,采用先进的AIBT通流改造技术和辅机节能技术对机组实施改造,并对增容提效改造后的煤电机组进行性能考核试验,对比分析改造前后机组的热经济指标。结果表明:机组容量从600 MW增容至630 MW,额定负荷下热耗率降至7 726.03 kJ/(kW·h),比改造前降低了500.17 kJ/(kW·h),低于改造目标值;供电标准煤耗降至289.68 g/(kW·h),较改造前降低了7.5%。该亚临界600 MW机组的增容提效改造案例可为煤电机组的安全节能升级改造提供借鉴和参考。