热力系统

为掌握超临界循环流化床机组的深度调峰能力，科学参与辅助服务市场，有必要对存量机组深度调峰性能深入研究。 方法 从安全性、经济性及环保性3个维度分别开展了40%和30%额定负荷连续试运行、锅炉燃烧优化调整、锅炉效率和汽机热耗率性能测试，实施了给水泵单泵运行、压力曲线优化、锅炉氧量、床压调整等10余项优化措施。 结果 实现了连续12天30%额定负荷连续运行，40%和30%额定负荷深度调峰对煤耗的影响分别约为52、72 g/(kW·h)。 结论 350 MW等级超临界循环流化床机组具有良好的深度调峰能力，不需改造30%额定负荷工况，不需投油稳燃且锅炉保持较高效率，汽轮发电机组本体、热力系统、辅机设备等监视参数正常，主要烟气污染物实现超低排放。

随着新能源的大规模发展，新能源出力不确定性和波动性问题展现出来，而为了弥补新能源出力缺点，火电机组承担起了调峰作用。为了提升火电机组的调峰能力，对其调峰特性进行了研究。 方法 首先，以某350 MW供热机组作为分析对象，应用仿真软件搭建热力系统模型，并验证该模型的精确性。其次，以蓄热系统为辅助系统，研究机组在满足供热需求情况下的机组调峰能力，并分析蓄热等储能单元对机组调峰能力的影响。最后，采用启发式粒子群算法对蓄热水罐运行策略进行优化，得到随热负荷变化的储热罐最优运行模式。 结果 通过蓄热水罐与火电机组耦合的方法有效提升了机组的调峰和供热能力，并提出可以根据实际热负荷数据确定最大化收益的运行模式。 结论 该方法对机组的运行策略具有指导意义。

吸收式热泵从汽轮机低压紅进汽导管上抽汽并从凝汽器的排汽损失中回收热量，这与传统的汽水换热器供热方式不同。汽轮机、凝汽器和吸收式热泵三者之间的耦合，改变了原已优化的热力系统参数。需要根据供热参数，将吸收式热泵作为电厂热力系统的有机组成部分，重新考虑其对冷端系统的影响。吸收式热泵供热系统中凝汽器的工作特性将同时影响汽轮机发电和热泵供热两个方面。若维持汽轮机的主蒸汽参数和中压缸排汽参数不变，发电功率只与供热抽汽量和背压有关：供热抽汽量由热泵热负荷和热泵的性能系数决定，汽轮机背压与凝汽器的入口水温度有关。因此在确定的供热负荷和电负荷条件下，最基本的变量就是凝汽器的入口水温度：凝汽器入口水温度升高，背压升高，发电功率有减小的趋势；同时热泵的C0P增大，消耗的蒸汽量减少，进入低压缸的蒸汽量增加，汽轮机发电功率又有增大的趋势。反之，汽轮机功率变化趋势相反。因此，在一定的热电负荷范围内，就可能存在一个最佳的入口水温度、机组真空和供热抽气量，使得供热机组煤耗率最低，从而获得较高的经济收益。由于供热系统的各个模型并不是孤立的，各个设备相互耦合，因此找到热泵低温余热利用系统的优化运行措施对进一步提高供热电厂整体经济性就显得必要而又紧迫。

华能海门电厂现有装机容量4×1036MW，二期还将建设2×1036MW，共六台1036MW机组，耗煤量巨大。投产以来一直燃用以上偏离设计煤种的进口煤。燃料在火力电厂所占成本接近80%，随着热力系统节能技术的不断提高，火电厂的节能空间需要从全流程降耗上寻找新的突破点。由于目前煤种的煤质偏离设计煤种，且较宽范围的煤种变化对锅炉的安全、经济和环保运行提出了挑战。在此条件下，科学的多煤种优化混烧解决该问题的一个重要途径，通过建立煤源、煤种、煤质数据库，建立了一套燃料的采购、库存、配煤、燃烧、排放的科学、协调、匹配管理。 首先，在新的环保标准执行以后，机组脱硫系统压力十分大，而在现有来煤中不乏高硫煤种，如何在保障负荷的情况下，以较大能力掺烧高硫煤是提高经济性的途径，但也是配煤掺烧的一个难题。其次，海门电厂煤场为三个露天煤场、两个封闭式圆形煤场，露天煤场受设备限制，可取煤量有限，从而给日常工作带来诸多不便，因此，如何在现有煤场条件下，合理地安排煤场堆放位置和取料位置，如何保障煤场安全性，是配煤掺烧面临的又一个难题。最后，对于不同煤种的掺烧价值，迫切需要一个科学的评估平台，定量计算出某种煤或某船煤掺烧后的利润空间，从而指导进一步的采购决策。

日前的高背压供热技术适用于350MW及以下低压缸单缸双排汽机组，并且在供热季按“以热定电”的方式运行，完全无法参与电网调峰，不符合国家政策深挖火电机组调峰能力的要求。 600MW超临界直接空冷机组双背压供热技术研究与工程示范项目属于国内首创技术，600MW等级机组的热力系统、设备形式等与135MW、300MW等级机组存在较大差异，原来的技术无法满足600MW机组的要求。该项目创造性的研发了“空冷机组双背压循环水供热系统”的全新运行模式，并成功实施于燕山湖公司2号机组，经过一个供热季的运行，证明该模式运行安全稳定，节能效益显著，适应电网调峰能力强。

为改善区域大气环境质量，助力打赢大气污染防治攻坚战，保证燃煤机组并网前NO,实现达标排放，经全面分析，得出制约燃煤机组带脱硝并网的行业难题在于:机组启动阶段锅炉燃烧强度弱，烟气流量小且烟温低，无法满足催化剂投运条件，造成机组启动阶段脱硝装置无法投运，容易引起NO,超标排放。在此背景下，改造机组热力系统，提高SCR反应器入口烟温、采用宽温催化剂或提高催化剂低温活性是当前解决该问题的主流路线，但改造成本昂贵，需要耗费大量财力。令人欣慰的是，中国华能集团有限公司组织所辖燃煤电厂积极探索、大胆创新，立足于提升脱硝入口烟温，结合机组特性，通过对启动过程各阶段的深入分析，在不进行设备技术改造的前提下，通过优化运行操作，实现了机组并网前投入脱硝系统，以较低的代价开辟了--条全新的技术路线，经济即有效的解决了燃煤锅炉启动初期无法投运脱硝装置而造成NO,超标的行业难题，为打赢大气污染防治攻坚战做出了贡献。

凝结水精处理系统是保证发电机组水汽品质合格的关键系统。它是发电厂水系统中技术难度最大、设备最复杂的系统，但是国内外缺少关于凝结水精处理设备设计、配置、运行的技术导则及滤元等主要配件的验收标准，导致凝结水精处理系统运行效果差、设备的故障率高、再生自用水耗量和酸碱耗量大、滤元等耗材消耗量大等问题，严重影响了机组的安全和经济运行。因此西安热工研究院从2009年开始，历时10余年，主持制订了6项发电厂凝结水精处理技术行业标准，形成了一套比较成熟和完善的凝结水精处理技术系列标准。本系列标准针对火电厂和核电厂凝结水精处理系统工艺选择、系统配置、设备运行和再生、性能评估、关键部件质量验收及水汽品质在线监测技术进行了规范，不仅为我国凝结水精处理设计部门和生产厂家提供了统一的技术标准，也为电厂提高凝结水精处理系统的运行水平提供了技术支持，保证了高参数大容量机组安全、高效、经济运行，对推动我国电力行业的技术进步具有重要意义。 这6项标准均为新制订标准，填补了国内外相关领域的空白。其中前3项标准对发电机组凝结水精处理系统的工艺选择、系统配置、设备运行和性能评价提出了统一的技术要求，使我国精处理系统运行指标达到国际先进水平；后3项产品标准为凝结水精处理系统设备的关键部件提供了统一的产品质量要求及检测方法，实现了产品质量管理和验收的规范化、标准化，避免了劣质产品给电厂安全生产带来的风险，加快了滤元国产化的进程，消除了用户采购国产滤元的担忧，解决了国产滤元推广应用中的“卡脖子”问题。 自6项标准分别颁布实施以来，全国数百家新建发电厂及其他工业企业依据本系列标准为参考依据进行设计和建设；上千家运行发电厂采用本系列标准进行生产管理，提高了凝结水精处理设备的运行水平，降低了设备的造价，延长了滤元等耗材的使用寿命，避免了凝结水精处理系统存在的故障而导致热力系统腐蚀、结垢及积盐等问题，每年可避免经济损失数十亿元，节能减排效果显著。

华能海门电厂现有装机容量4×1036MW，二期还将建设2×1036MW，共六台1036MW机组，耗煤量巨大。投产以来一直燃用以上偏离设计煤种的进口煤。燃料在火力电厂所占成本接近80%，随着热力系统节能技术的不断提高，火电厂的节能空间需要从全流程降耗上寻找新的突破点。由于目前煤种的煤质偏离设计煤种，且较宽范围的煤种变化对锅炉的安全、经济和环保运行提出了挑战。在此条件下，科学的多煤种优化混烧解决该问题的一个重要途径，通过建立煤源、煤种、煤质数据库，建立了一套燃料的采购、库存、配煤、燃烧、排放的科学、协调、匹配管理。 首先，在新的环保标准执行以后，机组脱硫系统压力十分大，而在现有来煤中不乏高硫煤种，如何在保障负荷的情况下，以较大能力掺烧高硫煤是提高经济性的途径，但也是配煤掺烧的一个难题。其次，海门电厂煤场为三个露天煤场、两个封闭式圆形煤场，露天煤场受设备限制，可取煤量有限，从而给日常工作带来诸多不便，因此，如何在现有煤场条件下，合理地安排煤场堆放位置和取料位置，如何保障煤场安全性，是配煤掺烧面临的又一个难题。最后，对于不同煤种的掺烧价值，迫切需要一个科学的评估平台，定量计算出某种煤或某船煤掺烧后的利润空间，从而指导进一步的采购决策。

本项目在热力系统仿真优化关键技术研究的基础上，研发一套模块化组图热力仿真软件平台，可以通过搭积木的形式快速搭建热力系统，并开展热力计算。本软件平台满足全厂能耗分析与热力系统集成优化、电厂节能综合升级方案分析、供热节能方案分析以及新型动力循环系统的研究需求，通过大量的节能方案分析揭示电厂系统的损失机理和综合节能机制，降低机组综合煤耗率，实现机组宽工况范围高效运行。

我国“碳达峰、碳中和”目标的提出对各行业都提出了更高的要求，面对超过10亿千瓦的燃煤火电机组，无论是通过节能降耗等手段减少机组的碳排放，还是对机组碳排放进行准确计量，都需要建立完善科学的性能试验标准体系。我国原有的电站锅炉性能试验标准发布面向对象主要是系统简单的小机组，针对当前系统复杂的机组，在电站锅炉效率定义和计算方法、锅炉热平衡边界等方面已不能满足我国电站锅炉技术和节能指标体系发展的要求。而对于锅炉性能影响很大的空气预热器还没有专门的性能试验标准，导致近年来很多火电机组的性能试验还要参考美国ASME的标准。美国ASME标准虽建立了相对完善的体系，但是试验方法复杂，而且基于高位发热量的理论体系与实际工作条件不符。针对原有电站锅炉和空气预热器性能试验标准在应用中存在的问题，项目历时10年对其性能试验的标准化工作开展了研究和应用，主要创新工作如下：改进了ASME有关电站锅炉效率的定义和计算方法，提出了以燃料效率作为考核标准和以燃料低位发热量作为输入热量的锅炉效率定义和计算方法，提出了针对复杂热力系统的锅炉热平衡边界确定方法和锅炉效率计算方法；提出了空气预热器漏风率、阻力、热容比、烟气侧效率和空气侧效率的测量、计算和修正方法，改进了ASME三分仓空气预热器性能修正计算方法，提出了不依赖厂家数据的传热条件改变时烟气温度和空气预热器漏风率修正计算方法。统一了循环流化床锅炉和煤粉锅炉性能试验的规程体系，提出了简化修正的循环流化床脱硫效率计算方法、采用运行测量装置测量的燃料量确定方法。项目编制1项国家标准《电站锅炉性能试验规程》、2项行业标准《火力发电机组性能试验导则》和《空气预热器性能试验规程》，授权8项发明和7项实用新型专利，出版3本专著，发表论文10余篇。