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近年来,新能源的发展对于火电机组的灵活性运行提出了更高要求,因此深入研究热电机组深度调峰运行方式、解决热电机组深度调峰面临的技术难题迫在眉睫。循环流化床锅炉能够实现低负荷稳燃,具有深度调峰的天然优势。基于蒸汽流程改造的灵活性切缸改造技术由于投资小、改造工期短、供热经济性好等特点,是解决供热机组深度调峰问题、实现热电解耦的高效途径。根据某350 MMe超临界循环流化床热电联产机组的实践经验,对循环流化床机组灵活性切缸改造中出现的运行问题进行分析并提出相应解决措施。采用宽幅控制躲避颤振技术,安装在线监视颤振设备,使用五段抽汽向六段抽汽补汽的技术。通过技术改造,解决了切缸工况下低压缸鼓风、叶片水蚀和颤振、汽轮机本体安全运行、空冷防冻、空预器低温腐蚀、燃料系统波动以及联锁保护适配性等关键问题。改造后与常规切缸改造相比,宽幅切缸控制更加灵活、平缓,消除了以往快速切缸技术的某些危害。对循环流化床锅炉配套系统的改造,为其燃料灵活性更高的特点提供保障。基于循环流化床锅炉的低负荷稳燃特点,机组低压切缸改造后安全运行,达到NOx超低排放标准,不但实现了热电解耦,负荷调节范围由60%~94%拓宽为30%~94%,供热能力提高了50%,而且达到了供热期节能降耗的目的。改造前后热电比大幅增长,在低负荷下尤为明显,提高了资源利用率和机组经济性。在40%负荷工况下,热电比由0.97提高至2.11,发电煤耗降低了70.49 g/kWh。本改造在切缸运行过程中解决多项技术难题和实现了多项技术突破,积累了运行经验,为"挖掘火电机组调峰潜力,提升我国火电运行灵活性,提高新能源消纳能力"做出了贡献。 相似文献
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介绍了“低压缸零出力技术”的工作原理及热力系统,并针对运行背压变化对低压缸零出力技术安全性及经济性的影响进行了详细分析。结果表明:机组在低压缸零出力工况下运行时,在主蒸汽流量为1961.0t/h情况下,运行背压由0.0049MPa降到0.0029MPa,低压缸容积流量则由3387137m3/h增长到5449587m3/h,供热负荷由862.4MW增长到899.0MW,机组发电煤耗由198.7g/(kW·h)降低到186.0g/(kW·h);在主蒸汽流量为1861.3t/h情况下,运行背压由0.0049MPa降到0.0029MPa,低压缸容积流量则由3391026m3/h增长到5446086m3/h,供热负荷由821.9MW增长到858.6MW,机组发电煤耗由201.7g/(kW·h)降低到187.0g/(kW·h)。可见机组在低压缸零出力工况下运行时,通过增加低压缸的容积流量,会增强低压缸运行的安全性,因此通过适当降低机组运行背压,有利于改善机组运行的安全性,并且能够降低机组的发电煤耗,提高机组的经济效益。 相似文献
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增加热电联产机组运行的灵活性可以提高可再生能源利用率,减小“弃风”和“弃光”率,然而对于灵活性改造技术的对比分析研究相对较少。本文基于Ebsilon建立了600MW案例机组的热力学模型,采用Matlab调用模拟数据构建了该机组的能耗模型。基于此模型对比分析了热泵、电锅炉、蓄热罐及采用汽轮机本体改造等热电解耦技术对机组供热可行域及可行域内机组热力性能的影响规律。研究结果表明,采用热电解耦技术可以扩大机组的供热可行域,当机组热负荷为500MW时,采用热电解耦技术后,机组最小调峰能力由大到小排列为:电锅炉>低压缸光轴运行>低压缸零出力>压缩式热泵>蓄热罐。但电锅炉的能量利用率与?效率在所有热电解耦技术中最低。综合对比分析,在热电联产机组中采用压缩式热泵或热泵与蓄热罐耦合运行是一种节能的热电解耦方式。 相似文献
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为了解决机组进行供热或供热梯级利用改造后,因运行负荷超出设计范围导致能耗升高的问题,本文提出了一种新的供热改造能耗评估方法。以国内某600MW机组为例,采用Ebsilon建立了机组的热力学模型,并验证了模型的正确性,以热耗率作为机组性能评价指标,分析了不同供热改造参数及热电负荷下机组产出能量和热耗率的分布规律,同时提出了供热经济基准线及供热经济区间的概念。结果表明:机组最小供热抽汽压力对机组低压缸发电功率影响较为明显;随着最小供热抽汽压力的升高,供热经济基准线逐渐右移,供热经济区间的范围逐渐缩小。当机组负荷位于供热经济基准线左侧时,机组供热能耗增加;负荷位于供热经济基准线右侧时(供热经济区间),机组供热能耗降低。因此,机组进行供热及供热梯级利用改造后实际运行过程中并非一定节能,应根据机组负荷范围合理选择改造参数。 相似文献
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汽轮机高背压供热方式可回收低压缸排汽余热,扩大机组的供热能力,减少高品位抽汽造成的可用能损失,能源转换效率高。供热季运行背压高,低压转子采用了双转子互换技术,低压转子结构的变化使低压部分热力特性发生变化。本文建立了300MW等级高背压供热机组热力系统模型,计算并分析抽汽参数变化对低压加热器附加单耗的影响,并通过参数优化降低供热季低压加热器附加单耗。获得五段和六段抽汽压力优化结果,降低了传热端差,使各级低压加热器温升分配合理,优化后机组发电功率增加507kW,?损减小575.5kW,整体附加单耗下降0.3121g/(kW·h)。以此为基础,进行高背压供热机低压通流部分热力计算,重新分配低压缸各压力级焓降,提高低压缸的通流效率。结果表明:通过对低压回热系统和通流部分优化,低压缸内效率提高至0.9250,机组发电功率增加3068.49kW。 相似文献
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为进一步提高火电机组对新能源的消纳能力,当前对火电机组调峰要求越来越高,以某电厂330 MW亚临界CFB机组宽负荷调峰运行为例,针对限制深度调峰的流化安全问题、污染物排放浓度过高及工质偏差等问题,提出了相应运行策略和技术措施。通过改变筛板限距条间距为8 mm,减小入炉煤粒径;采用“回”字形布置在风帽上加装节流环,改善了机组深度调峰下的流化状态;调整布风板面积及一二次风配比,有效降低了深度调峰状态下的最小流化风量。经调整,在流化风量380 km3/h、风温245℃运行工况下,布风板阻力提高了2 231 Pa。50%负荷工况下,流化床前后平均温差由126.8℃降至27.2℃。引入烟气再循环系统,采用多流态多粒度炉内脱硫技术和脱硝喷枪改造。将300~500μm石灰石由二次风输送进炉膛,1~2 mm石灰石由给煤系统投入炉膛。在炉膛中下部及二次风口倾斜段切向安装多组脱硝喷枪,根据不同调峰负荷调整脱硝喷枪开关。实现了20%机组调峰深度运行时,SO2排放量稳定控制在5 mg/m3以内,NOx排放量降至30 mg/... 相似文献
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《洁净煤技术》2018,(6)
传统热电联产供热机组利用中压缸抽汽来加热热网水,但存在着部分冷端损失。高背压供热方式和热泵方式能够提取低压缸排汽余热供热,减少供热抽汽。为了研究以上3种供热方式的特点和适用范围,以某电厂350 MW机组为例,通过理论计算和节能分析,从供热能力、发电负荷、发电煤耗及热电比的角度,分析了抽汽供热、高背压供热和热泵供热方式。3种供热方式均锁定最小排汽量运行即以热定电模式运行时,发电煤耗最低;热电解耦模式运行时抽汽供热和热泵供热方式发电煤耗显著升高。供热保证率方面热泵供热方式优于高背压供热方式。高背压供热方式适用于供热负荷高、以热定电的场合;热泵供热方式适用于供热负荷高,需要实现热电解耦的场合。 相似文献
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抽凝-背压供热模式是实现能量梯级利用、降低火力发电煤耗的有效途径,研究不同室外温度下供热凝汽器与尖峰加热器热负荷分配比例对机组能耗的影响,确定最佳热负荷分配比例,是抽凝-背压供热机组节能降耗的核心问题之一。本文利用热网变工况模型及Ebsilon软件仿真,以某310MW抽凝-背压供热机组为研究对象,分析了供热期不同温度下供热凝汽器与尖峰加热器热负荷分配比例不同时机组的发电功率及煤耗。结果表明:对于抽凝-背压热电联产机组,并非供热凝汽器热负荷比例越高而发电功率越高,供热期不同阶段,机组发电功率随供热凝汽器热负荷变化呈现不同规律;相同室外温度下,供热凝汽器与尖峰加热器热负荷分配比例对机组能耗影响很大,凝汽器热负荷比例不同时,其极差最小值和最大值分别为2.02g/(kW·h)和5.50g/(kW·h)。 相似文献
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针对传统供热技术平均?效率低的问题,提出了乏汽余热梯级供热技术。该技术有效地利用了机组乏汽余热,并减少了汽轮机的冷源损失,避免了中排抽汽参数过高造成的能量损失,提高了机组供热经济性。以某电厂为例,本文基于热力学定律与单耗分析理论,建立了乏汽余热梯级供热系统的单耗分析模型,应用该模型对其进行了?分析和附加燃料单耗分析,为节能降耗提供了理论依据。分析结果表明,发电煤耗率由改造前的249.69g/(kW·h)降低到149.9g/(kW·h),降低了99.79g/(kW·h),机组供热负荷较由改造前的788.4MW增加到1673.9MW,增加了885.5MW;改造后传热温差在非严寒期只有7℃、严寒期为26.94℃,比改造前大幅降低;在非严寒期和严寒期,加热器蒸汽入口平均比?比改造前分别降低了524.73kJ/kg、418.2kJ/kg,供热系统的平均?效率比改造前分别提高了51.35%、32.58%,供热系统的平均附加燃料单耗分别为3.11g/(kW·h)、7.98g/(kW·h)。可见通过“乏汽余热梯级供热技术”改造后,节能效果显著,该技术具有广阔的推广应用前景。 相似文献
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针对办公建筑物昼夜热负荷需求存在差异,从而导致热泵供热系统一天内电力供给需求波动较大的问题,本文构建了平抑电能消耗波动的热泵蓄热-供热系统,并提出了对应的优化运行策略。以热泵蓄热-供热系统耗电功率稳定及耗电成本最低作为优化目标函数,对蓄热和供热参数进行了优化分析。基于天津地区气象参数,根据某9000m2办公楼能耗,对所构建的可平抑电耗的热泵蓄热-供热系统进行了优化分析,结果表明:采用热泵蓄热并对运行参数进行优化控制后,系统的谷电电耗增加,峰电负荷降低,实现了供热系统日耗电功率恒定,典型日高峰时段系统耗电功率最大降低50.29%,日间平均耗电功率降低28.10%,全天耗电功率稳定于53.54kW;与无蓄热常规热泵供热系统相比,整个供热期的电耗波动大幅下降,总运行费用降低。 相似文献
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精馏作为过程工业中最重要和最常用的分离手段, 是耗能最大的单元操作。精馏塔一般从再沸器输入热量, 从冷凝器取走热量, 利用某些塔高温位的冷凝热加热其他塔的再沸器, 并将单塔节能技术与过程集成相结合, 实现塔系的热集成, 可充分挖掘系统内部的节能潜力, 达到减少公用工程消耗的目的。本文通过对某化工厂的苯乙烯装置精馏塔系的分析, 通过各个塔的温焓图之间的关系, 提出了精馏塔系内部热集成的措施, 包括直接热集成、调压热集成和双效精馏与间接热集成耦合等3种方案。对于后两个热集成方案, 采用Aspen Plus模拟改造后精馏塔的变化并验证了方案的可行性。结果表明, 苯乙烯装置采用该热集成措施能明显节省高品位蒸汽的消耗, 降低能量费用。 相似文献
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