共查询到20条相似文献,搜索用时 31 毫秒
1.
2.
在弃风弃光问题日趋严重以及供热机组“以热定电”的运行方式限制下,通过对机组进行灵活性改造,在保障机组的供热能力同时使其具备调峰能力。本文通过开展大型蓄热罐技术在600 MW供热机组上的应用研究,实现机组在用电低谷期蓄热,在用电高峰期利用蓄热罐供热并且使参与电网调峰。首先,对大型蓄热罐的设计建设展开研究,根据电厂现有条件以及实际供热需求设计蓄水罐容量、布水方式等关键参数;随后分析了蓄/放热系统的经济运行方式。实际应用效果显示,该设计具有较好的适用性,值得进一步推广。 相似文献
3.
基于热力学第一定律和质量守恒定律,提出含蓄热的槽式太阳能辅助供热机组集成方案,制定蓄热系统的运行策略,分析机组调峰能力,并且在此基础上,以某330MW供热机组为例进行算例分析。结果表明:配置太阳能蓄热可显著增强中国北方地区供热机组的调峰能力,根据算例分析,夜间低谷时段调峰容量得到极大增加,特别是下调峰能力提高较大,从而有效降低机组的最小电出力;通过引入蓄热系统,不但可增强机组下调峰能力,而且能降低太阳能的间歇性对系统造成的扰动,是一种有效的太阳能利用方式。 相似文献
4.
为了解决我国“三北”地区的弃风、弃电问题,提升热电机组的调峰能力尤为重要,在热电机组中配置蓄热罐可实现“热电解耦”,是扩大机组调峰空间的有效方法。本文以某330 MW亚临界机组为研究对象,利用Aspen Plus软件构建了配置蓄热装置的热电机组仿真模型,借助煤耗量、能量效率等指标,分析了蓄热装置的抽汽位置对热电机组经济性的影响。模拟结果表明:热电机组在不同工况下模拟计算结果均与实际工程数据吻合良好,验证了计算模型的可靠性;在机组的采暖抽汽口抽汽进行蓄热,最为经济合理;针对选取的六种典型工况,配置蓄热装置后的机组相比原机组最高可节省总煤耗量7 003.74 kg,平均每小时可减少1 167.29 kg燃煤量。 相似文献
5.
为应对我国“三北”地区的弃风现象,在热电机组中耦合蓄热装置可以实现热电厂热力生产与电力生产的解耦运行,扩大电力调峰空间,避免弃风现象的产生。以丹东地区某330 MW亚临界机组为研究对象,在热电机组中增设蓄热装置,阐释热电机组耦合蓄热装置后消纳弃风的机理,考虑风电功率、火电机组功率以及居民电热负荷的相关约束,以系统总能耗最小为目标,基于模拟退火优化算法制定蓄热装置的运行策略。结果表明:采取优化后的策略运行,在夜间风能充裕的时间段蓄热装置放热,可打破原热电机组“以热定电”的最小电出力限制,使风电的上网电量得到提高;采用模拟退火算法优化后的运行策略,相比原热电机组运行能耗单日节省了22.47 t煤。 相似文献
6.
针对我国供热机组占比高的北方寒冷地区特别是东北地区的电网,在冬季供暖期间存在严重弃风的问题,提出了利用供热系统的蓄热特性,供热机组短时深度参与电网调峰及风电消纳的方法,并建立了供热系统热惯性数学模型和含供热系统热惯性供热机组短时深度参与电网调峰及风电消纳的数学模型。结合案例的详细计算说明了配合电网在用电高峰时段,采取供热机组对建筑物提前蓄热的办法,蓄热时间为6. 44 h,在电网低负荷时,供热机组降适当减少供热量进而减少电负荷,利用建筑物和热网的蓄热量满足供热要求,放热时间为8. 26 h,从而获得更加深度调峰容量空间协助电网度过低谷并消纳风电等可再生能源,具有可行性和可操作性。供热机组按最小抽汽量114. 3 t/h运行时,每台机组可为风电并网增加约162. 96 MW的容量。 相似文献
7.
8.
9.
针对300 MW等级抽凝供热机组,利用Ebsilon软件对其进行建模,研究了低压缸零出力技术改造后相同供热负荷运行条件下机组的调峰性能及经济效益变化,并据此核算了调峰损失电量的补偿标准。研究表明:在供热负荷300 MW时,可使机组增加调峰深度52.76 MW,运行经济效益减少0.78万元/h,调峰损失电量的补偿标准为0.14~0.15元/(kW·h);在供热负荷变化时,可使机组增加的调峰深度基本不变,维持在51 MW左右,但是机组能达到的最低调峰负荷率随着供热负荷的增加而上升,同时调峰损失电量的补偿标准与标煤价格呈线性减少的关系 相似文献
10.
以某电厂650 MW超临界机组为研究对象,针对机组传统供热改造后"以热定电"调峰灵活性较差的运行问题,提出了"低压缸零出力技术"的工作原理和提高机组热电解耦能力的改造方案,并分析了"低压缸零出力技术"改造后的灵活性调峰能力及经济性。结果表明:额定工况发电负荷由改造前的458.6 MW降至353.3 MW;额定工况供热负荷由改造前的540.6 MW增加至821.95 MW;额定工况发电煤耗由改造前的238.2 g/(kW·h)降至201.7 g/(kW·h),可大幅提高机组的灵活性调峰能力和供热能力,经济效益显著。 相似文献
11.
《汽轮机技术》2021,63(3)
介绍了"低压光轴供热技术"的工作原理和改造方案,并对某电厂200MW机组采用"低压光轴供热技术"改造后的调峰能力及经济性进行了分析。结果表明:"低压光轴供热技术"改造后,机组带工业抽汽50t/h,额定工况下发电负荷为148.39MW,机组不带工业抽汽,额定工况下发电负荷为153.35MW;在相同的主蒸汽流量(659.7t/h)下,单机供热负荷增加了136.5MW,单机供热能力增加了64.35%,单机发电煤耗降低了90.9g/(kW·h);改造前全年机组平均发电煤耗约285.1g/(kW·h),改造后全年机组平均发电煤耗约263.22g/(kW·h),全年机组平均发电煤耗下降约21.88g/(kW·h)。可见,通过"低压光轴供热技术"改造后,可大幅提高机组的调峰能力和供热能力,经济效益显著,该技术具有广阔的推广应用前景。 相似文献
12.
13.
精确掌握热电联产机组电功率-热负荷-标准煤消耗量的关系特性,可以对机组进行精细化管理,实现运行成本最小化及盈利最大化。基于EBSILON软件建立的评估模型,对采用吸收排汽余热的某330MW亚临界高背压供热机组,计算分析了热网循环水流量、回水温度、汽轮机进汽流量等参数对供热特性的影响规律,研究了高背压供热模式的电功率-热负荷-标准煤消耗量的关系特性。结果表明:高背压供热机组以热定电模式运行,调峰能力较差;不同电负荷下机组总标煤消耗量随供热负荷率增加呈线性增加趋势;与连通管抽汽供热模式最大供热工况相比,给定汽轮机进汽流量,高背压供热模式具有较高的电负荷和热负荷能力;给定供热量下高背压供热模式具有较好的供热经济性:供热负荷率为60%、70%和80%时,标煤消耗量差值分别为11.78t/h、15.69t/h和19.61t/h。建议供热机组以能耗最低或盈利值最高为目标,进行供热机组厂级优化分析,实现智能优化控制。 相似文献
14.
15.
利用热网及建筑物储热特性实施的"热电解耦"运行方式,是加深热电机组调峰深度的有效途径;考虑热网及建筑物储热后,研究热电机组在不同环境温度及供热面积下的深度调峰能力,对电网负荷调度及电厂运行具有重要意义。采用机组变工况模型、热网及建筑物换热模型,以某310 MW直接空冷热电联产机组为研究对象,分析了供热期内机组在不同环境温度及供热面积下的深度调峰能力。结果表明:利用热网及建筑物储热实施调峰,根据供热面积不同,其调峰能力可增加20~35 MW;相同供热面积下,机组深度调峰能力随室外温度变化相差较小。 相似文献
16.
17.
针对现阶段热电联产机组供热期调峰能力不足的问题,以某350 MW超临界燃煤机组为案例,介绍了其高低压旁路供热改造方案,并以改造后机组的实际运行数据为基础,对改造前后机组的运行特性和调峰能力进行了详细的对比分析。结果表明:案例机组进行高低压旁路供热改造后,在保证机组供热期热负荷和热段再热蒸汽流速不超限的情况下,机组电负荷调峰下限可由原来的230.9 MW降至161.4 MW,降低30.1%;当案例机组两个中压调节汽门关至42%时,机组电负荷调峰下限可进一步降至140.8 MW;旁路供热蒸汽量占比可由原来的56.3%提高至61.9%,提高5.6%,机组的调峰能力得到进一步提高。 相似文献
18.
19.
利用供热水管网蓄能可提升热电联产机组参与电网调峰调频的能力,本文建立供热水网与热电联产机组的耦合模型,分析了不同规模供热水网温度波动情况以及供热管道末端温度的动态响应时间。单程管长分别为10 km、20 km、40 km管道的工况下,供热管道末端温度响应时间为2.5 h、5.0 h、11.0 h。通过汽轮机变工况建模,分析了汽轮机输出功率的变化,结果表明,在此间歇性供热的情况下,机组最小电负荷降低了37.41MW,最高电负荷升高了58.25MW,使用热网进行蓄放热能有效提升机组运行灵活性。 相似文献
20.
当前有关四川水电跨省消纳研究多以水电外送电量最大化为目标而忽视了受端电网调峰压力问题,实际上若受电区调峰形势严峻,则难以实现水电跨省最大化消纳的真正落地。鉴于此,为缓解四川水电跨区消纳与受电区调峰压力之间的矛盾,文中在考虑受电区本地清洁能源消纳和电力系统可调容量基础上,以外送水电负荷追踪能力最大化为目标,构建了四川水电调峰外送方式下的受端电网接纳空间测算模型,以重庆电网为算例,设置汛期高负荷水平日、中等负荷水平日和低负荷水平日3种场景,计算了重庆电网接纳空间水平,然后与四川水电常规外送方式进行比较,结果表明:四川水电调峰外送方式下,3种场景中重庆电网可在其调峰能力之内接纳四川水电54 525 MW·h、31 340 MW·h和22 082 MW·h;四川水电调峰外送情境下,主要承担重庆尖端负荷,削减了电网负荷峰谷差,3种场景中受电区调峰压力分别降低了20%、14%和9%;与四川水电常规外送方式相比,四川水电调峰外送方式有效降低了重庆调峰运行成本,缓和了受电区调峰压力,更有利于电力系统安全经济运行。 相似文献