燃煤发电产业升级支撑我国节能减排与碳中和国家战略

为应对气候变化,实现我国碳达峰和碳中和目标,必须继续推进燃煤发电的节能减排和新能源的高速发展。而大量“阴晴不定”的新能源电量并网必将迫使以燃煤发电为主的基础能源电力全面参与深度调峰。为此,能源领域16位院士共同起草了“关于推动燃煤发电产业升级,强化机组深度调峰能力,提高可再生能源消纳水平,以推进节能减排的建议”,以支撑我国节能减排与碳中和国家战略。本文基于对燃煤发电相关理论、技术和产业发展的系统研究,进一步提出如下建议:1）基于能量品级综合高效利用的现代热力系统节能理论,建立涵盖燃料、燃烧、传热、动力循环、冷端等燃煤发电全系统?平衡体系,为探索燃煤发电节能技术的发展方向提供科学依据;2）研发基于燃煤发电机组热力系统状态重构的低负荷工况保效技术,同步实现燃煤发电机组深度调峰与高效节能;3）研发热电联产机组“按需定电”与调峰过程“能级匹配”的现代高效热电联产技术,同步保障热电联产机组供热、供汽与系统高效。通过全面推动燃煤发电产业升级,助力我国节能减排与碳中和国家战略的顺利实施。     

三北地区光煤互补发电机组变工况性能研究

在构建系统集成模型基础上,阐述光煤混合发电系统变工况性能计算方法.以3个地区、4种容量机组为例,研究地域和容量对光煤互补发电机组的性能变化、节能减排效果和投资回收期的影响规律.结果 表明:300 MW机组在不同地区开展光煤互补发电时,太阳能资源丰富地区的机组标准煤节省量最大,污染物减排量最大,投资回收期最短;4种容量的机组在同一个地区开展光煤互补发电时,容量大的机组标准煤节省量最大,污染物减排量最大,投资回收期最短;光煤互补发电机组可以降低发电煤耗、提高太阳能发电效率.计算方法为燃煤发电机组引入太阳能的技术改造提供技术支持,降低三北地区燃煤机组煤耗和污染物排放,同时解决常规太阳能发电成本高、不稳定等问题.     

进口大型锅炉省煤器查漏新方法

1锅炉概况沙角发电总厂C厂装有3X660MW发电机组，配ABKCE公司生产的四角燃煤型亚临界压力中间一次再热燃煤锅炉。设计煤种为神府东胜烟煤。锅炉主要参数（BMCR）为：主蒸汽流量2100t／h，主蒸汽压力18．2MPa，主蒸汽温度540℃，再热蒸汽压力3．93MPa，再热蒸汽温度542．7℃，省煤器进口压力22MPa，省煤器出口温度368t。省煤器为顺列水平布置，分上、中、下三层，中间无联箱，由191fi］、每列3条管圈组成省煤器管系。管子规格为十50．8X5．16，材料为SA178C（美国ASME标准，相当于我国20g钢管）。2省煤器爆管情况简介第一次是1995…     

基于主客观赋权的燃煤机组节能减排模糊综合评价

以某地区6家火电机组运行数据为基础,采用主观专家调查法和客观熵权法对各评价指标进行求权,将主客观权重融合,构建一种节能减排模糊综合评价体系,对6家燃煤发电机组节能减排进行了评价。评价结果与实际情况一致,验证了该方法适用于燃煤发电机组节能减排综合评价,可为燃煤发电企业精细化节能减排管理和内部运行班组竞赛提供参考依据,同时对电网基于节能减排调度具有一定借鉴意义。     

降低燃煤电厂厂用电率技术分析翟德双

降低机组厂用电率是燃煤电厂节能减排的重要内容之一,也是提高发电企业经济效益的有效手段。本文根据当前燃煤电厂电力和煤炭市场形势,以及节能减排要求,分析发电机组各辅机及系统的实际运行情况,找出影响厂用电的各项因素,总结普遍存在的不足之处,挖掘厂用电节电空间,提出了降低厂用电率的优化运行调整措施,强化设备检修维护对策,以及有效的技术改造措施。     

增压O_2/CO_2燃烧热力系统建模及压力优化

O2/CO2燃烧技术是一种有效的燃煤电站减排CO2技术,由于增加了空气分离系统(air separation unit,ASU)和烟气净化压缩系统(CO2 compression and purification unit,CPU),O2/CO2燃烧电站发电效率降低。当系统压力提高,烟气中的水蒸气潜热得到回收,可以有效提高系统发电效率。利用Aspen Plus软件对330MW增压O2/CO2燃烧电站进行全流程建模并展开效率分析,获得压力对各子系统及全流程系统的影响情况。结果表明:产品氧气压力由0.135MPa提升到3MPa时,制氧功耗增加了39.64%;系统压力由常压增加到3MPa时,CPU功耗降低71.10%;系统存在最佳运行压力,最佳运行压力与排烟温度有关,排烟温度由60℃增加到122℃时,最佳运行压力由0.4MPa提高到1.6MPa。     

1000Mw超超临界机组主蒸汽与再热汽温度的调整方法

以上海外高桥第三发电有限责任公司的2台1000MW超超临界发电机组为例,文章分析了锅炉在变负荷的条件下,通过改变“水煤比”和调节燃烧方式来保持主蒸汽温度和再热蒸汽温度稳定,是一种重要的调节方法,其对超超临界发电机组的安全、经济运行有着重要的作用。     

大型燃煤火电机组集中供热的节能减排效果分析

为了调动用热企业采用集中供热热源的积极性,提高能源利用效率,分析大型燃煤火电机组集中供热的节能减排效果。分析、对比大型燃煤火电机组和小锅炉的经济性及节能减排效果,结果表明,大型燃煤发电机组热效率高,节能减排效果明显。最后针对大型燃煤机组负荷率低及汛期负荷低谷时段水电弃水量增加问题,提出了相关对策。     

典型燃煤锅炉低负荷及变负荷运行控制特性分析

针对燃煤锅炉提升灵活性问题,分别选用亚临界和超临界前后墙对冲燃烧煤粉锅炉以及亚临界和超超临界四角切圆燃烧煤粉锅炉,通过其中3台锅炉低负荷运行摸底试验和1台锅炉变负荷扰动试验,对比分析了4种典型燃煤锅炉低负荷及变负荷运行试验中主要参数的控制特点和调节品质。试验结果表明:不同结构锅炉不投油最低稳燃负荷可达到17%Pe~25%Pe,容量大的锅炉具有更优的最低稳燃性能;主蒸汽压力、主蒸汽温度和再热蒸汽温度均随锅炉负荷降低而明显下降;随着锅炉负荷降低,过量空气系数增加,燃料型NO_x增加量要远高于热力型NO_x减少量,导致NO_x生成质量浓度总体上与锅炉负荷变化趋势相反。     

600MW燃煤电站锅炉效率和NO_x排放浓度多目标优化

<正>1锅炉效率和NOx排放浓度影响因素分析影响锅炉效率和氮氧化物排放浓度的因素很多,包括过量空气系数,炉膛烟气含氧量,主蒸汽流量、温度、压力和再热蒸汽温度,排烟热损失等。锅炉工质吸热量常用主蒸汽流量、给水温度与主蒸汽温度等参数表征,所以将上述3个参数作为模型的输入。超临界锅炉变压运行中,常用调节煤水比参数来调节锅炉燃烧状态,所以用总燃料量和主蒸汽流量来表征煤水比对锅炉效率和氮氧化物的影响。各风量的大小对炉膛温度场及空气动力     

燃烧和传热与电站锅炉节能的关系

为了有效利用能源,提高电站锅炉的热经济性,特对锅炉(火用)损失及(火用)效率的影响因素:燃料特性,燃烧温度,蒸汽参数,传热温差以及各项热损失,进行了较全面的研究分析,从而得出了燃烧与传热所导致的不可逆损失,是我国当前电站锅炉(火用)损失的关键.并指出强化燃烧,适当减少辐射换热,提高锅炉炉膛温度;增加工质压力,提高工质的吸热平均温度;减小换热介质间的热力学平均温差;同时注意蒸汽参数的恰当合理匹配,则是提高电站锅炉(火用)效率、节约能源的主要途径.     

太阳能辅助燃煤发电系统变工况动态特性分析

针对某600 MW亚临界机组太阳能辅助燃煤发电系统,选择夏至日全天100%THA、75%THA、50%THA3个运行工况,使用TRNSYS瞬态模拟软件,在太阳辐射日变化的条件下,对接入太阳能辅助燃煤发电系统后机组运行的动态特性进行了模拟。结果显示,不同工况下太阳能辅助燃煤发电系统的运行受到太阳能辐照波动的影响,变工况下的系统主要参数变化与流量变化密切相关,太阳能系统运行时锅炉主蒸汽温度升高,烟温降低,压力降低,负荷越低光电转化效率越低。在变工况过程中太阳能接入锅炉会造成主汽温度的升高,必须采取动态喷水减温措施控制主蒸汽温度,维持太阳能侧和锅炉侧的换热平衡。     

电站锅炉排烟余热能级提升系统分析

将排烟余热用于加热凝结水,参与蒸汽回热循环,是电站锅炉排烟余热有效的利用途径之一。该文利用分析方法,建立电站锅炉排烟余热利用的通用收益模型,分析传统电站锅炉排烟余热利用系统,指出空气预热器存在较大损的缺陷。将空预器单元引入系统,组建了电站锅炉排烟余热能级提升系统,并结合某超临界1000MW机组热力参数,对其进行了收益分析计算。结果表明,排烟温度降低35℃,由于空预器单元 损失下降,与传统排烟余热利用系统相比,能级提升系统利用烟气的能级提升了1倍,机组效率提高了0.75%。     

液化天然气(LNG)联合循环电站热力学分析

基于系统部件的质量、能量和炯平衡,对以液化天然气(LNG)为燃料的联合循环电站,建立其计算模型,进行能量分析和炯分析,确定各个过程因热量、质量、功的传递以及不可逆损失导致的<火用>变化.结果表明,燃烧室和燃气透平的损失最大.占总炯损失的75%;燃料供应系统用海水为热源气化LNG,此过程因为输送海水要消耗大量的泵功,且浪费了LNG中蕴藏的大量高品位冷能,相对炯损失达2.21%.根据热力学分析结果,提出了进一步提高LNG联合循环电站效率的建议.     

火电机组回热系统抽汽压损对火用损分布的影响

抽汽压损是一种不明显的热力损失,对机组的热经济性产生一定的影响。假定抽汽口的压力不变,加热器端差不变,根据小扰动理论,定性分析抽汽压损对回热系统的影响。根据热力系统热平衡原理和汽水分布方程建立抽汽压损对回热系统抽汽系数影响的数学模型。根据火用平衡原理和火用分析法建立抽汽压损对火用损分布的影响的数学模型。以某电厂N1000—25／600／600机组热力系统为例,在TRL工况下,定量计算回热系统抽汽系数和火用损分布的变化。根据定量计算结果从理论上分析了抽汽压损对热力系统产生的影响。     

350MW超临界汽轮机低位能供热技术节能分析

传统的热电联产抽汽供热方式供热能力低、电量损失大、机组综合能耗高、(火用)效率低。采用湿冷机组低位能分级加热供暖技术对350 MW超临界供热机组进行节能改造。运行结果表明：在相同的主蒸汽量条件下,改造后供热能力增加35%、发电功率增加8%以上;在年供暖量增加188.65万GJ的同时,供热期发电量增加83.9 GW·h,供热期效益年增长约9 341.6万元。改造后社会节煤12.69万t,CO₂减排33万t。     

二次再热机组高效灵活发电创新理论与方法

为解决二次再热机组在频繁变负荷情况下经济性能偏低、灵活性较差等问题,研究了二次再热高效灵活发电创新理论和方法。基于单耗分析方法揭示了传统二次再热机组全工况能耗分布规律,并提出5种适应电网调峰要求的典型600 ℃等级及以上的先进二次再热超超临界燃煤发电系统,分别为集成回热式小汽机新型循环、机炉深度耦合集成新循环、采用新型CO₂工质的循环、带储能的二次再热循环系统以及太阳能热互补二次再热循环系统,阐述了各循环系统的集成思路、系统特点以及对提高机组经济性和灵活性的优势。结果表明：锅炉、汽轮机、回热加热器具有较大的节能潜力;优选的集成回热式汽轮机的二次再热循环系统发电效率比基准系统煤耗降低了2.15 g/（kW·h）;提出的采用机炉耦合技术的二次再热机组在THA工况下煤耗降低高达3.6 g/（kW·h）;采用CO₂工质的火电系统在变工况下依然具有较高的效率;带储能的二次再热循环系统具有较好的灵活性;太阳能热互补二次再热循环系统节能潜力显著,达到14.73 g/（kW·h）。     

部分煤气化结合流化床燃烧技术的联合循环发电系统(火用)分析

对一采用增压流化床(PFBC)和一采用常压流化床(AFBC)的PGFBCCC发电系统进行了损计算和分析,给出了PGFBCCC系统各环节的损系数及火用效率。分析指出,燃烧室和蒸汽发生系统是PGFBCCC发电系统的薄弱环节,二者损系数总和约为30%~35%。此外,就减少损和提高这类发电系统的效率提出了一些运行措施。     

给水加热型联合循环系统(火用)分析研究

根据我国传统火电厂的实际情况，研究探讨给水加热型联合循环更新技术对火电厂进行系统升级改造问题，该文在ASPEN PLUS模拟给水加热型联合循环系统基础上，采用图像Yong分析方法对给水加热型联合循环系统进行了深入的研究，揭示出引起循环系统Yong损失的内部现象，并提出了系统进一步改进的建设性方案，为传统火电厂的系统升级改造、方案设计提供了理论依据。     

太阳能辅助燃煤机组发电系统集热温度优化

为研究集热器工作温度对太阳能辅助燃煤机组发电系统中太阳能发电效率、成本的影响,从热力学第二定律出发,对用于太阳能辅助燃煤机组回热系统不同集成方式下太阳能热发电的火用效率进行分析,得出系统中太阳能发电的火用效率与集热器瞬时热效率及汽轮机抽汽效率之间的关系表达式,并结合LS-2槽式集热器(一种典型槽式集热器)的测试结果,对不同辐照条件下不同替代方式的热性能进行了比较。在此基础上,以太阳集热场辅助300MW燃煤机组发电系统为例对太阳能子系统的火用效率和发电成本(levelizedelectricity costs,LEC)进行分析,结果表明,当太阳直射辐射(direct normal irradiance,DNI)从300变化到1 000 W/m2时,对应的集热器最佳工作温度从277变化到317℃。