水电厂发电成本计算方法研究

针对水电厂竞价上网提供报价决策的特点,给出了水电厂边际成本、水电机组启动成本与旋转备用机会成本的计算方法,并根据成本分摊理论建立了峰谷电价机制下的水电厂边际成本计算数学模型.实例验证表明,该方法可用于水电厂边际成本的计算.     

超深度调峰及冷态启动极小煤量稳燃新技术开发与应用

针对某电厂现役350 MW亚临界燃煤机组,在超深度调峰及冷态启动工况下,采用一种极小煤量运行模式稳燃新技术,即当总煤量超低时,关闭一定数量磨煤机出口门,停止相应燃烧器运行,将煤粉均匀分摊到其他燃烧器,使煤粉管浓度与流速均匀分布,提高单台燃烧器煤粉充盈度,减少火焰推举距离,确保火检稳定、可靠。结果表明：磨煤机极小煤量方式可在超低煤量时展现出优质、稳定火检强度,达到了持续稳燃的目的,进而挖掘出了机组超深度调峰潜能,大大提高机组上网竞争力与盈利能力,并且降低了冷态启动时巨额燃料成本,同时让机组获得更高的安全性和经济性,实现了冷态启动提前启动磨煤机及超深度调峰下的稳燃优化。     

9E燃气-蒸汽联合循环机组冷态启动优化

通过深入分析影响GE 9E燃气-蒸汽联合循环机组冷态启动经济性的主要因素,从机组冷态启动主要步骤、优化前后机组冷态启动过程、燃气轮机排气温度与缸温的匹配等方面提出了相应的优化方案,从而达到缩短联合循环机组的冷态启动时间及降低启动发电成本,提高机组冷态启动的经济性,对同类型机组具有一定的参考价值。     

660MW机组燃煤掺配掺烧技术经济性分析

近几年,煤炭价格因供求关系等因素影响波动较大,燃煤发电企业煤炭成本在生产总成本中占比较高,为降低燃料成本,大多数企业都采用燃料掺配掺烧技术,掺配掺烧技术的优劣直接影响到机组安全和经济运行。合理运用燃煤掺配掺烧技术可以为电厂创造更好的经济效益,对不同品质的燃煤掺配掺烧的做法也是不同的,某2×660MW燃煤发电厂在燃料掺配掺烧过程中不断总结摸索,在入炉煤掺配掺烧方面取得了较好的经济效益。     

燃煤机组调峰运行的碳经济性分析

针对双碳背景下新能源占比逐渐提高的新型电力系统中燃煤机组调峰运行的碳经济性评估问题,建立了燃煤机组调峰碳经济分析模型,定义了单位发电碳排放率、消纳单位新能源发电碳排放增长率等碳经济性评价指标,研究了不同典型燃煤机组在电力系统中消纳新能源发电的碳经济性。结果表明：燃煤机组深度调峰至30%时,单位发电燃煤和碳排放成本之和增长约12%,但考虑消纳新能源发电带来的减碳效益,电力系统单位发电碳排放成本下降超过75%;在电力系统中新能源发电比例从0.1提升至0.8时,大容量高参数机组消纳单位新能源发电额外碳排放成本增长幅度相比中小容量机组低约30个百分点。     

燃煤机组直接掺烧污泥能耗特性试验研究

针对某1 000 MW燃煤机组开展污泥掺烧性能试验研究,分析机组负荷、污泥含水率、掺烧比例等对机组能耗的影响。为核算入炉燃煤的消耗率,定义了燃煤耦合污泥发电机组的燃煤耗率。结果表明：机组掺烧污泥使得混合燃料品质下降,导致锅炉效率降低且厂用电率上升,从而造成机组供电燃料耗率增加,其中,排烟热损失和固体未完全燃烧热损失增加是造成锅炉效率降低的主要原因,风机系统和脱硫系统电耗上升则是造成厂用电率上升的主导因素;随着机组负荷的降低、污泥含水率的增加和污泥掺烧比例的增加,机组供电燃煤耗率变化量呈现明显增加趋势,当机组掺烧污泥含水率为40%、掺烧比例为4%时机组供电燃煤耗率降低0.921 g/(kW·h),当机组掺烧污泥含水率≥60%时机组供电燃煤耗率呈现增加趋势。     

燃煤耦合生物质气化发电技术研究

碳减排是火电企业面临的主要难题之一,按照现有技术,通过机组提效降低煤耗的方法难以实现大幅降低碳排放的目标。生物质作为燃料发电碳排放按照"零排放"计算,因此燃煤机组耦合生物质发电是现阶段最为有效降低碳排放的手段之一。以国内首个20MW燃煤耦合生物质气化发电示范项目为例,介绍了各子系统的设计要点,并针对一些关键性问题进行探讨,通过计算发电成本,提出政策补贴的必要性。     

1000MW机组锅炉受热面安装技术研究

由于煤电机组面临着燃料不可再生、气候环境恶化等问题,使得燃煤发电技术不得不向高效、清洁方向发展。近年来,我国新建了较多1000MW等级燃煤发电机组,该类型机组由于各部件较重、工艺复杂,在安装过程中难度系数较大,文中采用一种卷扬机智能吊装系统对1000MW机组锅炉省煤器、过热器及再热器进行吊装,可以有效提高安装效率及降低工程建设成本。     

600MW机组锅炉掺烧褐煤试验及燃料成本计算研究

在机组各负荷工况下进行不同比例的褐煤掺烧试验。试验结果表明,随着褐煤掺烧比例的增加,锅炉热效率呈下降趋势,供电煤耗、厂用电率呈上升趋势。建立燃料成本计算模型,利用掺烧煤种比例、主烧煤种与掺烧煤种价格表达燃料成本,计算得出不同负荷下的最佳掺烧比例。实现对电厂配煤掺烧经济性的理论指导,并可用于辅助优化电厂燃料采购决策。     

200MW汽轮机调峰启动优化初探

从200MW汽轮机组冷态和热态启动应力的分析和计算入手论述了机组启动时间优化问题,给出了经过优化计算程序运算后的结果,对现场机组启动提供了一定的参考依据,尤其是热态启动的优化分析对现场机组两班制调峰运行具有一定的参考价值。     

350MW锅炉微油枪点火技术的应用

本文介绍了微油点火技术可用少量的油启动燃煤锅炉和低负荷稳燃的工作原理,以及三河发电厂350MW机组锅炉微油点火技术改造、调试、冷态微油启动的成功应用,为同类机组的节油技术改造提供了有益的借鉴。     

700℃高超超临界技术的经济得益分析

700℃高超超临界技术通过热耗的下降减少了燃料消耗和CO2排放,本文列出减少燃料消耗和CO2排放之经济效益的计算方法。通过4种不同参数超超临界、高超超临界660MW机组热耗得益的计算示例表明,高超超临界产品的热耗比超临界下降10%~15%,每台机组节约的燃料和减少的碳排放费用分别为11.6亿和9.2亿元。由此证明,高超超临界是一项有效降低燃煤电厂燃料费和CO2排放费的先进技术。     

煤化工煤电机组低碳发电技改和规划方案研究

针对煤化工传统背压机运行灵活性、经济性和节能效果不理想;燃煤机组流行的供热改造方案局限性,深入研究了汽轮机冷端优化、不同相对体积流量时转速与效率的原理,燃煤机组传热不可逆损失理论,结合实例和参考文献,提出了0.15 MPa、0.1 MPa和0.05 MPa超低背压烟气-蒸汽回热系统、三轴(高、中、低压缸)变速发电技术和系统集成的循序渐进的创新方案;利用吸收式热泵和混流式换热技术高效回收低品位乏汽和低温烟气余热。使煤化工燃煤机组热效率提高到81.27%以上;煤化工燃料煤(动力煤)消耗降低10%～40%,燃料煤更多的向化工原料煤转化;供电成本降低10%～30%,为富煤区做强现代煤化工提供了低成本、灵活运行的低碳发电和局域网方案;为其它能源化工、燃煤电厂提供了低碳发电的新思路。展望了光伏电解水制氧与富氧燃烧结合的煤化工IGCC多联产碳中和方案。     

化工区多热源协同供热成本和优化分析

研究工业热网多热源协同供热成本计算和供热优化问题,采用微增利润法计算多热源的供热成本,在保证各热用户供热质量的前提下,结合热网结构与热负荷情况,合理分配多个热源间的供热比,以达到经济效益最大化的目标。采用的微增利润法具有计算方便简单、定义清晰简明等优势,适用于燃气轮机联合循环、燃气锅炉、燃煤火电等机组多热源协同供热,并可指导运行人员对工业热网进行运行与调度。     

太阳能辅助燃煤发电系统单耗模型及参数敏感性分析

为研究太阳能引入对燃煤发电系统热力性能的影响,从单耗分析理论出发,建立太阳能辅助燃煤发电系统的单耗模型,对单纯燃煤机组和不同集成方式下的太阳能辅助燃煤发电系统的燃料单耗及成本单耗进行对比分析。结果表明:太阳能替代1段抽汽的辅助发电系统的燃料单耗及成本单耗均最低,分别为284.27 g/k Wh和0.38$/k Wh。在此基础上,以单耗性能最优的集成方案为例,对太阳直射辐射强度(DNI)、集热面积、油水换热温差、煤炭价格、集热器价格等关键因素对辅助发电系统燃料单耗及成本单耗的影响进行分析。     

300MW机组启动节能技术与措施

为了节约机组启动能源消耗,从节约厂用电,节约燃油,减少辅机运行时间等多方面,运用变频技术、微油点火技术,无电泵启动等方法,优化辅机启动运行方式,降低机组启动耗能。通过机组优化启动,可以有效地节约机组启动能耗,能够降低16.8%的机组启动成本。     

太阳能与燃煤机组混合发电方式的热经济性研究

阐述了分别从锅炉蒸发受热面、高压加热器汽侧和汽轮机低压缸引入太阳热能与燃煤机组进行混合发电的3种集成方案,定义了太阳能热电转换率、单位时间节煤量及太阳能热贡献率等评价指标,并以某300 MW燃煤机组为例,应用变热量等效焓降法计算理论对3种太阳能与燃煤机组混合发电集成方案的热经济性指标进行了计算和比较,确定了混合发电的最优集成方式,并对其经济性进行了初步分析.结果表明：混合发电集成方案2-1（取代2号高压加热器抽汽）的热经济性指标、运行安全性和稳定性均较好,因此选取方案2-1作为混合发电最优集成方案;太阳能的单位发电成本为0.63元/（kW·h）,低于单纯太阳能发电站的0.75～1.85元/（kW·h）.     

420t／h锅炉开炉节油的几点体会

广东省梅县发电厂装有上海锅炉有限公司生产的2台420t／h锅炉，是SG420／13．7—419型自然循环排渣燃煤锅炉，自1997年投产以来，开炉燃油消耗量居高不下。冷态启动耗油量为43t/次，热态启动耗油量为28t/次。近年来由于调峰次数的增多，机组启、停频繁，造成锅炉运行成本一直较高，不能适应节能降耗的要求。     

燃煤机组烟气水分回收系统设计与运行最优化

采用陶瓷复合膜冷凝器进行燃煤机组烟气水分回收时会存在燃煤机组发电负荷波动范围大的问题,为此提出一种基于情景的设计-运行两阶段最优化方案,通过考虑机组负荷波动特征,生成一组带有概率的情景,以整个寿命周期内总投资和运行成本最低为目标函数,获得最优的陶瓷复合膜冷凝器的设计和运行方案。最后,以某330 MW燃煤机组为案例进行计算。结果表明：与仅基于额定负荷优化的参考方案相比,基于情景的设计-运行两阶段最优化方案可使膜面积减小3%,总成本节省8%,其中投资成本降低3%,运维成本降低12%。     

燃气-蒸汽联合循环机组汽轮机冷态预暖控制策略优化与应用

为了缩短冷态启动过程中联合循环同轴机组汽轮机的启动时间,通过启动锅炉蒸汽对汽轮机提前预暖,解决了机组无法快速响应电网调峰的问题。根据汽轮机冷态预暖系统及机组启动方式,结合机组冷态启动历史过程及数据,进行冷态预暖系统运行特性分析试验、优化后试验及温态启动顺控试验,通过对现有控制逻辑的优化,提出了一种全新的冷态预暖控制策略。结果表明：该策略避免了机组在预暖启动过程中由于预暖管道过热度低,造成热应力准则、紧急切断阀（Emergency Shutoff Valve,ESV）无法满足启动条件、高排逆止阀自动打开以及静止变频启动装置（Static Frequency Convertor,SFC）在燃气轮机与汽轮机啮合过程中自动退出等问题;优化后机组的冷态预暖启动运行过程表明,实现机组全过程无断点的预暖及自启动控制,可有效缩短同轴联合循环机组冷态启动时间约2 h,使机组具备快速灵活的启动方式和应急调峰的能力。