燃煤机组烟气余热和水协同回收系统多参数优化及运行策略

为提高燃煤机组烟气余热和水协同回收系统的节能减排及技术经济性能,保障系统的安全运行,论文建立了系统多参数优化以及变工况特性分析模型,以330MW机组为例,研究获得了系统的优化参数以及节能节水潜力,并依据系统变工况特性提出了系统全工况优化运行的调控策略。基准工况优化计算结果表明:设计工况下的系统综合节水率为15.34kg·s~(-1),系统综合节煤率达4.12g·(kW·h)~(-1)。系统的变工况特性研究表明:烟气余热和水协同回收系统内工质温度和节煤率均随着环境温度的降低而降低,当环境温度降低至-20℃时,烟气余热和水协同回收系统综合节煤率降低38.7%,低温烟气冷却器进口循环水温度降至70℃以下,此时系统运行安全受到威胁。为此,论文提出系统全工况优化运行策略,该策略不仅可以维持低温烟气冷却器进口循环水温度在70℃之上保障系统安全,同时,可以实现烟气冷凝过程余热的有效利用。     

中央空调制冷站控制策略分析

针对中央空调制冷站,详细介绍并分析了几种制冷站控制方法,包括变水温控制方法、冷冻水变流量控制技术、冷水机组群控策略、冷冻站变流量及变水温综合节能优化控制策略。通过对这几种控制方法的分析可以看出,采用基于负荷预测的冷冻水流量动态控制策略可以使得冷冻水系统始终处于最佳的冷量供应状态,并节省冷冻水泵的能耗。采用冷冻站变流量、变水温综合节能优化控制策略,综合考虑制冷机的能耗与冷冻水泵的能耗,将二者的运行功率之和最小作为优化性能指标。同时对冷冻水泵的频率和制冷机的冷冻水出水温度进行优化控制,可以在保证末端负荷冷量需求的同时,大大地降低制冷站的功率损耗,达到制冷站节能优化运行的目的。     

热泵台数和余热水温变化对机组经济性影响分析

目前,我国部分火力发电机组采用吸收式热泵系统回收余热以提高机组运行经济性,通过采集现场试验数据进行计算,定量分析了热泵台数和余热水温变化对汽轮发电机组经济性的影响。研究表明,单独投运热网加热器、投运3台热泵和投运4台热泵工况下,修正后的汽轮发电机组热耗率分别为6182.3 kJ/(kW·h)、6028.9kJ/(kW·h)、5343.9 kJ/(kW·h),相比之下,投运4台热泵时汽轮发电机组经济性最好;余热水温分别为32℃、34℃和38℃时,对应修正后的汽轮发电机组热耗率分别为5421.5 kJ/(kW·h)、5343.9 kJ/(kW·h)、5209.2 kJ/(kW·h),相比之下,余热水温为38℃时机组运行经济性最好。     

燃煤机组烟气余热及水回收系统变工况特性和调控策略

针对燃煤机组烟气余热及水回收系统展开研究,基于物质、能量平衡以及等效热降法分析了系统的节水节煤能力,进而建立了系统变工况分析模型,研究了环境温度和调控策略对系统性能及状态参数的影响规律。结果表明,设计工况下系统节水潜力为15.34 kg/s,节能潜力为2.75 g/(kW·h)。环境温度变化时,系统的部分状态点温度会随着环境温度降低而降低,环境温度为−20℃时,低温省煤器节煤量降至1.44 g/(kW·h)。为避免系统发生低温腐蚀,提出了运行调控策略,使进入电除尘器烟气温度提升至90℃以上,以保证系统的安全运行,但低温省煤器的节煤量相比于未调整时降低了0.2 g/(kW·h)。     

集成新型锅炉烟气热能回收系统的600MW机组全工况性能分析

提出了新型锅炉烟气热能回收系统,并对该系统进行了全工况性能分析,建立了汽轮机、换热设备的变工况计算模型,以600MW机组为例,计算获得了机组基准工况下的节能潜力,研究了负荷、环境条件等变化时机组的能耗特性,以及部分负荷条件下内部运行参数对机组能耗特性的影响规律。结果表明:基准工况下,新型锅炉烟气热能回收系统可降低供电煤耗达3.11g·(k W·h)-1;机组节能潜力随着负荷率的下降略有上升,随着环境温度上升而小幅上升,新型锅炉烟气热能回收系统的变工况性能良好;机组在不同负荷运行时,分流烟道的分流系数对机组节煤量的影响最大,是机组变工况运行需要精细控制的运行参数。     

耦合喷射器热电联产系统设计及运行优化

针对高背压供热机组受热负荷制约导致乏汽利用率低的问题,以某2×300MW空冷机组为例构建耦合喷射器热电联产系统,对应用于该系统的喷射器进行结构设计,通过数值模拟分析喷射器的变工况特性,并在此基础上探究了汽轮机背压和喷射器之间的耦合调节方式;将新系统和传统高背压供热系统能耗特性进行比较分析,得到了热网变工况时喷射器的投运策略,研究表明:在设计工况下新系统的高背压机组乏汽利用率可提高约20%,全厂节煤9.2g/(kW·h);而当机组乏汽量不足时,新系统仍可通过适当降低机组背压而提高发电效率。研究成果可用于指导耦合喷射器供热系统设计及运行优化。     

1000MW汽轮机缸效率能耗敏度分析

以东汽1 000 MW汽轮机为研究对象,采用汽轮机组定功率变工况计算方法,对汽轮机各汽缸效率在THA、70%THA、50%THA、40%THA滑压工况进行敏度分析,得到相应工况下各汽缸效率变化对汽轮机热耗率和机组发、供电煤耗率的影响规律。分析表明,缸效率的能耗敏度随缸效率变化基本呈线性关系;低压缸效率的能耗敏度最大,高压缸效率次之,中压缸效率较小;随机组负荷降低,高压缸效率的能耗敏度增加,中、低压缸效率的能耗敏度变化较小。在THA工况下低压缸效率下降1%,供电煤耗敏度绝对值增加1.246g/(kW h),相对值升高0.433%;高压缸效率下降1%,供电煤耗敏度的绝对值增加0.44g/(kW h),相对值升高0.154%;中压缸效率下降1%,供电煤耗敏度的绝对值增加0.352g/(kW h),相对值升高0.122%。分析结果可对同类型机组进行节能诊断,进而指导机组的优化运行。     

协同调节在机组变负荷运行中的应用

给水泵变速调节节能效果较好,但其能否在变负荷下始终保持最高效率运行却尚未研究。对此,提出将协同调节的原理应用于在变负荷下主机采用滑压运行、锅炉主给水泵采用变速调节的大中型机组。以某200MW机组锅炉给水系统单套串联泵组为例,对该方案进行了计算分析,结果表明:协同调节时,主给水泵始终保持在最高效率下工作,且高于单纯变速调节时效率及前置泵效率;泵组的总耗功低于单纯变速调节时的总耗功,且随着机组负荷的降低其节能率大幅增加,50%负荷时其节能率达到58%左右,节能效果显著。     

国产300MW机组能耗影响因素分析

利用火电厂节能诊断理论,对某厂两台国产300 MW机组能耗状况进行了全面的分析,对影响机组经济性的主要因素进行了定量计算,并提出了降低机组能耗水平的相关措施。分析表明,在实际运行条件下,各种影响因素使两台机组发电煤耗分别升高22.89g/(kW.h)和22.17 g/(kW.h);实施相关改进措施后,机组可获节能潜力8.53 g/(kW.h)和6.45 g/(kW.h)。     

600MW火电机组降低厂用电率措施

天津大唐国际盘山发电有限责任公司为降低厂用电率实现节能降耗,采用了优化辅机运行方式和对设备进行节能技术改造的方法来节电挖潜。炉水泵运行方式由3台运行优化为二运一备方式,年节电近400万kW·h,循环水系统运行方式由单机双泵优化为两机三泵运行,年节电900万kW·h以上,实现机组无电泵启停每次可节约厂用电15万kW·h。对高压辅机如一次风机、凝结水泵等电机进行变频改造可节电近30%。对低压辅机和外围设备进行优化和改造节电效果也十分明显,真空泵运行方式由两运一备优化为一运二备方式,年节电180万kW·h以上,照明系统进行光控和自动调压改造年节电30万kW·h以上。     

超超临界1000 MW机组一次调频多变量优化策略

针对凝结水节流变负荷技术在燃煤机组灵活性改造时存在响应滞后10～20 s的情况,本文在某超超临界1 000 MW机组上进行凝结水节流变负荷、抽汽调节变负荷及给水分配变负荷试验,重点分析了后两种变负荷技术的安全性及有效性;并在传统凝结水节流技术的基础上,结合该机组回热系统的布置情况,提出凝结水节流与抽汽调节、给水分配变负荷技术相结合的一次调频多变量优化控制策略,再利用改进的滑压优化系统进一步提高机组节能潜力。一次调频考核试验验证了该优化策略的有效性和可行性,同时证明投入多变量优化系统及滑压优化系统后,该机组年平均节约煤耗1.5 g/(kW·h),节能效果显著。     

增压风机变频改造方案设计与节能分析

针对某热电有限公司一台锅炉增压风机选用静叶可调轴流风机,在机组低负荷运行时存在较大的节流损失、厂用电率偏高问题,对增压风机实施了变频节能改造。介绍了变频改造方案以及改造后的经济效益,对变频前后同负荷下电动机消耗功率进行了比较并分析计算。结果表明:每年电动机功率消耗降低400.312kW,每年节约电能达288.22万kW·h,节约电费122.21万元。     

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。     

锅炉烟气余热深度利用及减排技术的研究与应用

国内某大型燃煤电厂烟气余热深度利用系统实际应用后,通过实验研究发现,节能减排效果显著。在600 MW负荷工况下,机组供电标准煤耗率降低了4.9 g/（kW·h）,电除尘器出口烟尘排放质量浓度降低了7.8 mg/m3,明显减少了脱硫工艺水耗量,并且系统调节灵活,运行安全可靠。机组经济效益和环境效益十分明显。     

超临界600 MW直接空冷机组能耗诊断及节能措施

通过对神华内蒙古国华呼伦贝尔发电有限公司某超临界600 MW空冷机组主要运行经济指标现状的分析,依据能耗诊断方法,研究影响机组运行经济性的主要因素,经定量计算这些因素对机组经济性指标的影响量,得出机组能耗损失的分布及其主要原因,据此,提出了该机组的节能降耗措施,并定量计算了该措施的预期效果,其中发电煤耗下降约10.7 g/(kW·h),厂用电率下降约1.32百分点.部分措施实施后,机组发电煤耗下降约6.1g/(kW·h),厂用电率下降约0.27百分点,折算机组供电煤耗下降约7.2g/(kW·h).     

600MW机组浆液循环泵节能运行方式研究

为降低某600 MW火电机组超低排放改造后脱硫系统浆液循环泵组能耗,提高机组经济性,通过分析计算,根据实际所需的循环浆液量优化匹配改造后浆液循环泵的运行方式。该节能运行方式比常规运行方式每年节约电耗3 465 000 kW·h、节省电费155.93万元。     

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。     

1000 MW机组能耗诊断与分析

通过对神华国华电力公司宁海、绥中发电厂4台超超临界1 000 MW机组的设备和系统及其主要运行经济指标的分析,研究影响机组运行经济性的主要因素,并定量计算这些因素对机组经济性指标的影响量.据此,提出了相应的节能措施,并定量计算出了该措施的预期效果.结果表明:宁海电厂5、6号机组发电煤耗均可下降约4.0 g/(kW·h),厂用电率均可下降约0.47％,折算供电煤耗均可下降约5.6 g/(kW,h);绥中电厂3、4号机组发电煤耗可分别下降约2.8、2.6 g/(kW·h),厂用电率可分别下降约0.56％、0.55％,折算供电煤耗可下降约4.8 g/(kW·h).     

华能玉环电厂超超临界1000MW机组锅炉特点

介绍了华能玉环电厂超超临界1000MW机组锅炉起动系统、水冷壁系统、燃烧系统等结构及技术特点,以及锅炉投产后实际运行中存在的问题.运行结果表明,机组运行较为稳定,主要运行指标达到设计要求.在额定工况下,2台机组供电煤耗分别为283.2g/(kW.h)、283.9 g/(kW·h).锅炉效率高达93.88%.     

基于背压汽轮机供热改造技术的节能效果试验研究

针对某亚临界330 MW等级电厂供热蒸汽参数等级较高,存在能级不匹配的现象,采用供热抽汽驱动背压汽轮机组发电并且排汽预加热热网循环水的方案进行改造,优化供热系统。针对改造后的热力系统,综合考虑改造后厂用电率下降和供热抽汽量上升两个因素,建立分析理论模型,利用试验测量背压机供热运行数据,进行背压机改造方案节能效果分析。试验结果表明:供热背压机额定出力情况下,总厂用电率下降1.59%,使机组供电煤耗降低5.42 g/(kW·h)。因增加背压汽轮机导致供热抽汽流量增加10.04 t/h,使供电煤耗升高0.87 g/(kW·h)。综合上述因素,采用背压汽轮机后,实际供电煤耗降低4.56 g/(kW·h),节能效果显著。