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。     

300MW燃煤机组AGC“R”模式下制粉系统运行优化研究

为降低火力发电厂燃煤机组厂用电率,增强火电机组竞价上网能力,提升经济效益,须对制粉系统运行方式进行优化。针对一台300 MW机组运行在AGC“R”模式下锅炉制粉系统优化研究,通过采取不同的运行优化调整措施,实现了制粉系统的经济高效运行,对深挖机组节能潜力、降低机组厂用电率具有十分重要的意义,为同类机组运行调整提供参考和借鉴。     

南方600 MW机组采用闭式循环水系统冷端综合优化试验研究

分析机组长期真空偏低及厂用电率偏高的原因,分析机组负荷、循环水温度、循环水量与机组真空之间的变化规律,研究机组冷端优化的技术关键与运行特性;通过进行系统技术改造、运行方式优化等措施而达到机组冷端优化和降低厂用电率目的。     

1 000 MW 机组循环水泵厂用电率计算方法的探讨

国内1 000 MW机组厂用电率陆续公布,其性能考核值普遍高于设计值的现象引起业界质疑。文章通过对DL/T5153-2002《火力发电厂厂用电设计技术规定》提供的厂用电率计算方法及国电北仑三期工程循环水系统厂用电率计算方法的分析,提出：要针对工艺系统特点对厂用电率进行精细化计算;循环水泵厂用电率需按冷端优化设计采用的全年平均运行情况计算;采用换算系数法统计用于厂用电率计算负荷时,建议增加调整系数的概念。     

1 000 MW机组凝结水系统低负荷运行特性分析及综合优化

本文以某超超临界1 000 MW机组为例,分析了该机组凝结水系统能耗偏高的主要原因,提出了凝结水系统综合优化改造方法,减小了机组凝结水系统阻力,降低了凝结水泵的运行压力。以定性分析结合定量试验的方法,研究了中低负荷段凝结水系统的运行特性,并采用试验的方法进行了优化,探索了凝结水泵最低运行频率。各低负荷工况优化结果表明:在600 MW工况下,凝结水系统功耗下降了78.5 kW;在500 MW工况下,凝结水系统功耗下降了139.6 kW;在400 MW工况下,凝结水系统功耗下降了187.5 kW,折合机组年均厂用电率下降了0.03百分点。     

火电机组快速甩负荷功能的实现

快速甩负荷(FCB)功能能够为电力系统迅速恢复故障状态提供启动安全保障,加快机组的恢复速度。介绍了火电机组实现甩负荷带厂用电运行的FCB工况,并对此工况下主要电气系统运行参数的变化进行仿真,通过观察FCB发生后各参数变化,证明火电厂通过各相关系统的配合能够成功实现机组甩负荷带厂用电的FCB工况,并在较小损耗下维持稳定运行状态。     

跨网送电机组甩负荷后带厂用电运行的意义与措施

摘要：针对全国第1个用专线、长距离、跨电网送电火电机组的一些特有问题，分析这种单元机组甩负荷后自带厂用电运行在保证其自身安全、经济、方便等方面的重要作用。结合实际问题和试验结果，从控制系统的设置、工艺系统的适配、辅机运行等方面探讨提高机组甩负荷后自带厂用电运行可靠性的若干措施。     

神头第一发电厂7~#机组主要经济指标分析

主要对 7#机组煤耗查定试验后 6个不同电负荷下汽机热耗率、机组厂用电率、发、供电煤耗进行了计算分析 ,为摸清机组运行现状 ,提高经济效益 ,实现机组负荷合理调配提供了依据     

燃气分布式能源电站厂用电快切系统的设计与实现

正结合实例论述了燃气分布式能源电站机组厂用负荷呈阶段性分布的特点,对不同工况下的厂用负荷进行了分析和比较,得出单台机组的厂用电容量可以满足两台机组满负荷运行的厂用电要求。提出了一种以相邻机组的厂用电源为备用电源,"手拉手"接线方式的三电源厂用电快切系统。     

大机组甩负荷带厂用电运行的分析

分析了大机组带厂用电运行的必要性；介绍了带厂用电运行的关键技术条件及其运行方式；对福建电网大机组甩负荷带厂用电运行提出几点建议。     

火电机组参与自动发电控制运行对机组寿命的影响

目前华东电网的大、中型火电机组都参与自动发电控制(AGC)运行，提高了电网的安全稳定性和电网频率的品质．但AGC产生的负荷大幅度波动对火电机组的寿命也存在一定的负面影响。计算结果表明，变负荷速率与机组寿命之间有着密切的关系，5MW／min变负荷速率升降负荷对转子的寿命损耗为3MW／min变负荷速率时的4～7倍；机组正常运行中经常出现的高频低幅的负荷波动对转子寿命的影响很小，可忽略不计。     

超临界600MW机组滑压运行参数优化分析与试验

对超临界机组滑压运行参数的合理选取进行了理论分析。通过对某电厂东方汽轮机有限公司制造的超临界600MW机组在各种工况不同参数的对比试验,得到了机组的最佳滑压运行曲线,有效地降低了汽轮机的热耗率。     

火电厂全厂负荷优化分配及其控制方式的研究

在全厂负荷经济分配的基础上,引入变负荷成本的概念,提出了解决AGC频繁变负荷情况下全厂负荷优化分配及控制的策略,并提出了一些具体的实施方案。全厂负荷优化控制系统能根据电网负荷指令调节全厂负荷,及时满足电网要求,保证机组运行在允许的负荷范围内和安全的工况下,合理地调配各台机组的负荷调节任务,降低机组的负荷调节频度,提高机组的稳定性,延长主、辅机组设备的寿命,经济分配各台机组的负荷,降低全厂的供电煤耗。     

能量价值分析的发电厂负荷最佳分配

通过对发电厂各种能量的价值分析 ,提出了“能量价值分析”原理 ,导出“综合成本煤耗率”计算公式。此方法克服了传统热力学分析方法的局限 ,把热力学和经济学有机地结合在一起 ,提出了以全厂综合成本煤耗率最小为目标函数的负荷最佳分配计算方法及优化数学模型 ,对单元机组组成的发电厂开展最佳负荷分配有较大的启迪作用     

热电联产机组供热得益对发电煤耗率、厂用电率的影响和计算方法

企业内部为了分析、比较和制订计划,用凝汽煤耗率和凝汽厂用电率2个假想值作依据比按《电力网和火力发电厂省煤节电工作条例》规定要求计算的热电厂的煤耗率和厂用电率作依据更实用。文中介绍了计算这2个假想值的方法,还对算例作了计算,具有一定的现实借鉴作用。     

关于东北电网水电厂经济运行和考核办法的建议

提出了在现行电网管理体制下水电厂经济运行的定义；指出了耗水率概念(相当于火电的天然煤耗率)的模糊性，再一次论证了标准耗水率(相当于标准煤耗)的正确性和合理性；推导了计算公式，提出用标准耗水率指标考核水电厂经济运行，用平均水头指标考核水库经济运行的具体办法。     

考虑用电满意度与响应量期望的虚拟电厂需求响应交易模型

虚拟电厂(VPP)参与需求响应可提高电网的调节能力,但用户用电满意度下降和用户响应量的不确定性会导致VPP无法获得预期收益、电网无法获得足够需求响应量等问题。为此,提出了一种考虑用户用电满意度与响应量期望的VPP需求响应交易模型。将VPP内部柔性负荷细分为可削减负荷、可转移负荷、可替代负荷3类,并根据不同柔性负荷用户的用电模式、影响因素、参与需求响应的服务方式,分别构建3类柔性负荷用户的细分用电满意度模型。分析3类柔性负荷用户提供需求响应服务的不确定性来源,分别建立3类柔性负荷用户参与需求响应的响应量期望模型。基于用电满意度模型和响应量期望模型,在以电网公司为主导的VPP需求响应交易模式下,构建需求响应交易模型。通过算例仿真验证了所提模型的有效性。     

百万千瓦机组降低厂用电率的方案探讨

通过对影响厂用电率因素的研究和分析,针对百万千瓦机组从设备、工艺系统、电气设备、运行方式等具体方面阐述了1000MW超超临界机组降低厂用电率的可行措施,为降低百万千瓦机组的厂用电率,提高电厂经济效益提出了有效的解决方案。     

我国火电厂厂用电现状及节电途径

根据国内火电机组厂用电的数据,分析了不同容量机组的厂用电现状,不同工艺系统对厂用电的影响;定量地测算了由于燃煤参数、锅炉飞灰含碳量和锅炉漏风系数改变引起的厂用电率的变化,提供了可进行对比分析的厂用电率变化数据,提出了通过采用系统优化、技术改造、加强运行管理等方法,降低机组厂用电率的途径。     

基于综合热效分析的汽轮机组运行优化研究

对汽轮发电机组热力系统进行综合分析,将其凝练成由"热源"、"系统主线"和"系统副线"3部分所组成的总体框架,利用热力学能量平衡方程,引入"微增率"和"空载率"的概念,并利用回归关系模型进行求解,用求解值建立了以发电煤耗极小化为目标,以热力系统流量平衡、能量平衡及机组生产能力限制等为约束条件的运行优化模型。在600MW和200MW调峰机组上进行了实际分析,结果表明应用该模型能有效降低发电煤耗。