125MW热电联产湿冷机组带吸收式热泵试验研究

针对带吸收式热泵回收利用循环水余热供热的125MW热电联产湿冷机组进行性能试验,并分析其运行经济性.试验结果表明当全厂发电功率为204.46MW,采暖供热量为221.83MW,其中热泵回收的余热量为49.73MW,全厂试验供电煤耗率为276.0g/kWh.若回收的循环水余热量用于新增市政供热,则与单纯抽汽供热工况相比,供电煤耗率下降33.8g/kWh;若回收循环水余热量排挤原抽汽供热即供热面积一定时,与单纯抽汽供热工况相比,供电煤耗率下降7.3g/kWh.     

热电联产机组集成热泵实现热电解耦的潜力与能耗特性分析

在热电联产机组中集成机械式热泵可以实现热电解耦,并影响机组的能耗特性。以某350MW热电联产机组为例,建立了供热机组变工况计算模型以及机械式热泵供热计算模型,比较了热电联产机组采用抽汽供热和压缩式热泵供热时最低电负荷率及煤耗量的差别,同时研究了热泵性能系数、电负荷率、热负荷率对机组能耗特性的影响规律。结果表明：在基准工况下,压缩式热泵供热较热电联产节能,且其机组的电负荷可调节范围更大。压缩式热泵供热相比抽汽供热减少的煤耗量随着热泵实际性能系数α_COP1、热负荷率增大而增大,随着电负荷率增大而减少,α_COP1为6.119,热负荷率为2.5,电负荷率为0.8时,节煤率为2.60%。     

300 MW纯凝湿冷机组低真空循环水供热技术的应用

陕西渭河发电有限公司在对4台300 MW机组进行抽汽供热改造后,由于西安北郊地区用热需求的快速增加,原有抽汽供热方式已无法满足需求。通过对机组进行低真空供热改造,将原本通过水塔排入大气的乏汽全部利用供热,大幅提高了机组供热能力,降低了发电煤耗。     

300 MW纯凝机组供热改造经济性分析

以300 MW纯凝机组供热改造为例，根据热负荷参数特点分别分析了采用再热冷段抽汽和再热热段抽汽2种不同的改造方案。通过水力计算得出，采用再热热段抽汽后经减温、减压向外供汽的改造方式，能够满足该用户用热需求。此外，通过本次改造，该机组在平均抽汽工况下可降低发电煤耗7.22 g/（kW·h），年节约标煤11 921 t，考虑节煤收益后，项目投资回收期为2.94 a，具有良好的经济效益。     

不同抽汽参数下的供热机组节能分析

热电联产机组选址的不同会导致热电厂抽汽端参数变化。本文通过计算两种不同抽汽参数下某热电厂的热经济性指标差异,比较了其对供热机组热经济性的影响。     

调峰机制下供热汽轮机中压调门调节特性试验研究

为适应调峰要求,汽轮机组发电负荷变化幅度较大,从再热蒸汽管道抽汽供热的参数也大幅波动,汽轮机中压调门参与调节以稳定供热参数。对于一台采用此方式供热的300 MW等级汽轮机组,在电负荷250 MW、供热抽汽量52.20～53.94 t/h条件下,通过试验研究了中压调门的调节特性。结果表明：随着中压调门开度的减小,中压缸进汽流量逐渐降低,再热蒸汽压力逐渐升高,当中压调门最小开度为24.97%时,中压缸进汽压力为3.44 MPa,供热抽汽母管压力为3.13 MPa;高压缸压比随中压调门开度的减小而减小,其最大值为3.13,最小值为2.65;高压缸排汽温度随中压调门开度的减小而升高,其最高值为331.76℃,最低值为312.97℃;随着中压调门开度的减小,中压缸效率逐渐降低,从93.37%降至84.78%;随着中压调门开度的减小,高压缸和中压缸蒸汽焓降变化不大,但一段抽汽压力和高压缸排汽压力增加,高、中压缸通流量降低,高、中压缸做功量减小,导致机组电负荷降低9.79 MW;机组轴系安全运行指标保持稳定。     

工业抽汽机组煤耗率异常升高分析及优化

某公司共有2*300MW汽轮机组,正常运行中2台机组均对外供工业抽汽。2019年2月份2号机供电煤耗率大幅度上升,比1号机偏高45 g/kWh,机组经济性降低。通过现场进行诊断、排查,查找了供电煤耗率计算方法错误并进行了修正,分析了2号机设备异常影响供电煤耗率的原因,制定了针对性的运行调整、检修治理和优化改造方案,实施后取得了良好的效果,保证机组经济运行。     

凝汽机组高背压供热改造后的性能指标与调峰能力分析

介绍了135 MW、300 MW等级凝汽机组高背压供热改造技术,由机组改后的性能试验,得到机组高背压运行的性能指标,高背压纯凝工况下的热耗率为3 690~3 740 kJ/（kW·h）,高背压抽汽工况下的热耗率在3 690~4 060 kJ/（kW·h）之间。并分析了改造技术、冷端设计参数与运行参数对机组性能指标的影响,同样135 MW等级机组,满负荷工况下,循环水流量差3 500 t/h,凝汽器背压差15 kPa,机组额定工况下的发电功率差26.7 MW。由机组供热期调峰能力试验,确定机组高背压运行的调峰区间和调峰适应性,300 MW机组的调峰能力为65 MW,为改造前额定容量的22%;而135 MW等级机组的调峰能力为35~60 MW,为改造前额定容量的26%~44%。并分析了造成机组调峰区间变窄、调峰适应性降低的原因。     

供热机组滑压运行曲线综合优化的研究与应用

针对华电能源哈尔滨第三发电厂机组供热改造的特点,研究分析了供热机组滑压运行的相关问题;比较供热与非供热工况的差异,提出了采用主蒸汽流量作为自变量来确定机组主蒸汽压力的滑压设定值,以抽汽机组的最优滑压运行曲线,综合考虑抽汽机组最优滑压运行曲线确定的各种影响因素,使机组在抽汽模式以及非抽汽模式都能获得良好的经济性,从而最大限度地挖掘经济运行的潜力,真正实现节能增效。     

吸收式热泵回收火电厂冷凝热供暖的技术经济性

介绍了溴化锂吸收式热泵的工艺流程,以某300MW抽凝供热机组为例,分析热泵供热前后机组供热能力的变化,对机组节能效益进行计算与分析,并对电厂安装热泵后节能效益的算法进行讨论。结果表明:供热机组安装热泵后,相同抽汽量的情况下机组对外供热能力大大增加;并且在供热量相同的情况下,不同的收益计算方法所得到的节能收益结果相差较大,因此,在计算溴化锂吸收式热泵的节能收益时,应以供热机组实际的运行工况选择合适的计算方法。     

上海市某热电厂三联供系统运行效益研究

本文阐述了上海某热电公司运用热电冷联产系统的系统形式、热电公司供给现状,分析该公司全年用能规律、运行策略及联产系统不同季节下热电比,对比两种不同系统形式(热电冷联产系统与分产系统)下的能耗及环境性能并提出优化系统运行的运行策略。结果表明:该热电公司在产生相同的蒸汽量的条件下,热电冷联产系统用煤量少于分产系统,全年整体节煤率约3.94%。热电冷联产系统环境收益比分产系统显著,运行期间减少污染物NOx0.1 t、SO27.1 t。优化运行策略后,夏季、过渡季相对于改进前系统节煤率分别为23%、11%。     

碗式中速磨煤机运行特性试验研究及应用

为提高制粉系统运行的安全性和经济性,对300 MW锅炉碗式中速磨煤机制粉系统进行了优化调整试验。试验研究了碗式中速磨煤机出力特性、磨煤机分离器挡板特性,调整了磨煤机最佳通风量,获得了磨煤机分离器折向挡板刻度与煤粉细度、磨煤电耗、磨碗差压的关系曲线。试验结果表明：随分离器折向挡板刻度的增大,煤粉细度变小,磨碗差压增大,磨煤机电流增加。根据磨煤机特性试验,提出了磨煤机最佳通风量、磨煤机出力及分离器挡板开度控制范围,并依据磨煤机运行情况提出设备缺陷检修建议,优化试验工况的磨煤机单耗下降8.5%,节能效果比较明显。     

优化爆破参数提高块煤率的实验研究

为了控制黑岱沟露天矿煤层爆破中1.8m以上大块的产出率和10mm粒度以下煤的产率,提高优质煤的块煤率和产量,在分析煤岩爆破破碎机理及减少爆破药柱粉碎区途径的过程中,对爆破参数进行了优化,提出了将低密度铵油炸药应用于黑岱沟露天煤矿煤层爆破的方案。同时,对低密度铵油炸药和铵油炸药不同孔网参数、装药结构、填塞长度进行煤层爆破对比实验,分析了二者对块煤率、采掘效率及安全性的影响。结果表明:低密度铵油炸药能够实现炮孔内连续装药,其线装药密度低,有利于降低炸药单耗,爆炸能量传递更均匀,能有效减少末煤量,块煤率较铵油炸药提高了13.78%。确定了露天煤矿厚煤层爆破炸药单耗的最佳范围是0.176⁰.23kg/m3,可为露天煤矿煤层爆破设计提供依据。     

火电机组脱硫超低排放运行能耗分析与节能运行展望

完成超低排放改造后,脱硫系统运行能耗大幅增加,脱硫厂用电率平均值为1.40%,折合供电煤耗约为4.4 g/（kW·h）。随着火电企业经营压力加重,超低排放运行时必须同时兼顾节能和减排双重目标。基于此,选取了33台不同工艺（单塔、双塔）的600 MW级机组作为研究对象,从脱硫厂用电率和单位脱硫能耗2方面分析了运行能耗情况,并重点分析了能耗影响因素。最后,从开展能效对标管理、脱硫系统运行优化、关键设备节能改造、浆液品质把控、精细化检修、合理使用脱硫添加剂等角度,对脱硫运行节能进行了展望。     

优化操作降低空分设备运行能耗

简介武钢氧气公司氧气生产状态以及存在的氧气放散率和氧气单耗高、氧气提取率偏低等问题。对降低空分设备运行能耗的相应措施进行理论分析,结合空分设备运行情况,从优化空压机操作、降低上塔压力、减少冷损和保证冷量平衡等方面采取相应措施,每年可创造较好的经济效益。     

供热抽汽机组间电与热负荷的分配优化研究

针对华电能源哈尔滨第三发电厂抽汽供热机组的特点,研究分析了机组电与热负荷优化分配问题。以提高机组经济性为原则,通过将供热机组的耗差分析结果引入热、电负荷分配系统中对实验热耗进行修正,以解决机组的实际热耗获得问题,然后采用非线性规划和遗传算法相结合的优化方法进行供热机组间的热、电负荷分配,从而最大限度地挖掘经济运行的潜力,真正实现节能增效。     

重点高耗能行业煤利用过程中的节能问题研究

高耗能行业不仅能耗高也是能源密集型产业,并且煤和电占据行业能源消费结构中的主导地位。高耗能行业面对能源资源供应紧张、降低能耗以及低碳可持续发展的迫切需要,必须优先节能,并要重视和发展煤炭利用过程中的节能战略。本文围绕我国石化、钢铁、建材、化工、有色金属、造纸、纺织七个高耗能行业煤炭利用过程中的节能问题开展研究,突出发展要以节能为本的重要理念,在系统掌握当前我国高耗能行业煤炭利用情况的基础上,比较分析国内外技术水平的差距;通过运用态势(SWOT)分析法及产业技术路线图研究,总结各行业在节能方面面临的挑战和机遇;凝练了高耗能行业煤炭利用过程的节能途径及重点节能技术方向;最后强调了煤炭利用过程中节能对高耗能行业可持续发展的重要作用。     

Low-temperature CO2 capture technologies – Applications and potential

CO₂ capture by chemical or physical sorption and membrane separation have been the dominant fields of research within post- and pre-combustion CO₂ capture from power cycles and industrial processes. Except for oxy-combustion capture applications, limited attention has been given to low-temperature capture from flue gas and synthesis gas by phase separation. This paper gives an overview of common CO₂ capture conditions for a broad range of different power cycles and industrial processes. For a selected range of capture conditions, potential applications for low-temperature CO₂ capture have been evaluated with respect to energy consumption and CO₂ capture ratio. For all applications of low-temperature capture, specific power consumption and obtainable CO₂ capture ratio are sensitive to flue-gas or synthesis-gas feed CO₂ concentration. However, for certain applications such as synthesis gas from coal gasification, low-temperature capture shows promising potential and highly competitive energy figures compared to baseline technology.