CFB热电联产系统（共6篇）
CFB热电联产系统 篇1
0 引言
由于基于CFB热电联产电站的运行过程较为复杂, 其影响运行工况情况较多, 锅炉燃烧系统与给水系统、供热发电分配调整系统等有较多关联关系, 且锅炉负荷变化较为缓慢, 系统整体阻尼系数较大, 因此其控制系统需要完成任务较其他锅炉控制系统更为复杂的控制任务。如果采用传统控制方法, 将难以准确实现各项控制目的及相应技术参数及指标。
1 控制系统设计分析
通过对基于CFB热电联产电站的生产流程的控制系统的生产实际需求的研究, 选用分散控制系统 (DCS) 作为电站的计算机辅助控制系统。DCS主要由过程控制系统及人机交互系统二大部分组成, 并由相关网络交互连接, 实现DCS的数据融通交互。过程控制系统主要由控制器、电源和输入/输出模块组成, 并将这些单元组装与控制机柜内, 其作用是采集数据、逻辑控制、过程调节等功能。人机交互系统采用小型机、工作站、PC机, 可实现多套人机交互端, 人机交互系统主要用于完成机组的显示、操作、记录等交互功能。
DCS主要控制系统是模拟量控制系统 (MCS) , 该系统是将汽轮发电机组中的锅炉、汽机当作一个整体进行调节控制的系统, 在炉侧 (MCS) 代表锅侧主控系统、炉侧燃料控制系统、各送风控制系统、引风控制系统、蒸汽温度控制系统等;在机侧 (MCS) 代表除氧器温度、压力、水位调节系统、凝汽器水位调节系统、高、低加水位调节系统及抽汽压力调节系统等。 (MCS) 担负着运行过程中水、风、煤、汽、油、烟等系统的工况过程变量的闭环、开环等反馈自动调节及整个汽轮发电机组的对外负荷控制任务。DCS控制系统流程:设备系统-采集仪器-处理器-控制站-控制系统-控制设备-设备系统。
对于火电机组而言, 炉侧燃烧调节系统、给水调节系统是机组运行控制的基础, 其直接接受机组主控指令, 与机侧系统相互配合, 共同完成系统对外负荷控制及主蒸汽压力、温度调整。该系统的控制直接影响机组运行安全及产品产出量、产品品质。
1) 炉内系统调节:其主要任务是调整锅炉的供给燃料量、各风机供给风量, 使锅炉热能与外供负荷需求相互对应, 保证锅炉运行过程安全、经济。当机组采用机随炉的方式运行时, 锅炉主要控制表现为机组的负荷需求;当机组采用炉随机的方式时, 锅炉主要控制表现为主汽压力的稳定;2) 给水系统调节:其主要任务是调整锅炉给水量以适应锅炉的蒸发量, 保证汽包水位维持在需求参数范围内。给水系统与主控系统相对独立, 锅炉给水调节系统在机组负荷变化较大时, 负荷检测系统准确性较差, 固一般采用单冲量水位控制, 以提高机组运行安全性, 当机组运行工况相对稳定后, 采用三冲量水位控制, 实现精确控制;3) 主控制系统:其主要任务是在机组安全的前提下尽快完成机组负荷变化调整, 并使机组稳定、经济、持续运行。主要通过锅炉负荷和汽机油动机变化来调节机组负荷和主蒸汽压力。使机组能快速跟随负荷指令变化, 并保证系统压力维持稳定。 (1) 机随炉方式:汽机对外负荷随主蒸汽压力而变化调节, 可使主蒸汽压力品质较高。但机组对外负荷变化调节性较差, 对外负荷品质参数波动较大; (2) 炉随机方式:机侧负荷由油动机独立调节, 机组可满足对外负荷参数要求, 但主汽压力波动较大, 不利于机组的安全、稳定运行; (3) 协调方式:产出负荷与对外负荷同时由主控制令进行协调控制, 可最大限度保证机组安全与产品质量。机组额定工况下采用协调方式控制, 负荷波动较大或事故情况下采用独立机随炉或炉随机控制方式调解。协调控制系统以炉侧指令和机侧指令为主调量, 以对外负荷为被调量, 形成联合协调系统。
由于基于CFB热电联产电站系统的非线性、时变等特性影响电站安全稳定运行, 有时采用常规的控制策略仍难以满足要求时, 可增加模糊控制系统, 以增强控制系统的鲁棒性和实用性。以锅炉对外负荷及主汽压力变化为例。当生产运行工况稳定, 主蒸汽压力偏差较小时, 通过调整锅炉风量比例控制主蒸汽压力, 完成负荷调整;当生产运行工况稳定, 主蒸汽压力偏差略大时, 通过调整锅炉返料循环量控制炉温, 完成负荷调整;当生产运行工况稳定, 压力偏较大时, 通过调整锅炉给煤量控制燃烧, 完成负荷调整;当对外负荷需求较低时, 调整一、二次风比例控制床温, 维持锅炉燃烧;当对外负荷需求较高时, 调整锅炉给煤量、返料量保证锅炉燃烧, 完成增负荷调整。
2 结论
基于CFB热电联产电站控制系统需控参数较为复杂, 且其运行系统存在负荷跟踪变化滞后大, 同步性较差, 使其控制参数相互干扰、影响等情况, 致使其辅助控制系统设计困难。采用分散控制系统后, 可充分利该系统的固有特性, 发挥其潜在力, 运用其复杂控制算法的能力, 以满足基于CFB热电联产电站控制需求。
摘要：本文针对基于CFB热电联产电站生产工况实际需求, 对其辅助控制系统进行论证研究。采用以DCS为辅助控制系统, 根据实际运行中不同工况要求进行设计辅助控制系统。以保证机组运行安全、稳定运行, 实现节能减排目标。
关键词：CFB热电联产系统,自动控制,研究
参考文献
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功热电联产与系统节能 篇2
1热功联产及功热电联产节能技术的适用范围及节能原理
众所周知, 在化肥和化工生产中要使用大量蒸汽, 而且在各生产工艺环节中所使用的蒸汽压力的等级是不同的。由于不同的生产工艺要使用不同压力的蒸汽, 这就使得大量蒸汽必须通过阀门或减温减压装置将其减到合适的压力来使用, 从而造成巨大能量浪费, 非常可惜。
为了将上述蒸汽的压差能充分回收, 可以采用热功联产或功热电联产的方式, 使用专利型特种汽轮机将这部分蒸汽的压差能转变为有用功, 取代电动机直接拖动化肥生产工艺中的某些动力设备, 或同时拖动异步电机实现功热电联产, 从而可以节约大量厂用电, 充分实现蒸汽能量的综合利用。
应该指出的是, 热功联产及功热电联产节能技术是化工企业全厂蒸汽压差或余热蒸汽的综合利用, 属于热力系统节能技术。
1.1热功联产及功热电联产节能技术的适用范围
在合成氨企业或其他化工企业中, 所有蒸汽在化工生产中进行减压使用的地方都适用该技术。因为蒸汽减压使用=压力能浪费。
1.2热功联产及功热电联产节能技术的基本原理
1.2.1 热功联产节能技术基本原理
生产中压力较高的蒸汽undefined (通过热功汽轮机) 转换为机械能undefined拖动动力设备节省电能undefined汽轮机排出蒸汽供压力较低的生产工艺使用。
1.2.2 功热电联产节能技术基本原理
生产中压力较高的蒸汽undefined (通过热功汽轮机) 转换为机械能undefined拖动动力设备节省电能undefined同时拖动异步电动机实现异步发电或作为电能补充undefined汽轮机排出蒸汽供低压生产工艺使用, 实现充分节能。
1.3热功联产、功热电联产、热电联产节能方式的比较
1.3.1 热电联产
热电联产是压力较高的蒸汽通过热电汽轮机做功后拖动同步发电机发电, 其所发出的电能直接并入电网, 实现压差发电节能, 汽轮机排出的蒸汽供生产工艺中的低压工序使用。
优点 热电联产目前在许多大型化工企业得到应用, 热电联产一般适用于减压蒸汽量较大的能量转换系统。热电联产所采用的热电汽轮机功率一般都比较大, 热电转换效率较高、热电设备布置集中、管理集中。
缺点 由于热电汽轮机功率较大, 因此热电联产所能提供减压蒸汽的压力等级有限, 在一般情况下最多只能满足减压2组低压蒸汽;此外热电联产一般采用同步发电, 而同步发电项目必须经过有关部门的立项和审批, 因此过程较为繁琐, 同时发电设备管理要求严格, 运行需要专人管理, 设备投资和运行费用都比较高。
1.3.2 热功联产
热功联产是压力较高的蒸汽通过热功汽轮机做功后完全取代电动机拖动某动力设备, 直接实现节电节能, 汽轮机排出的蒸汽供生产工艺中的低压工序使用。
优点 热功联产对化工生产工艺中的每个压差段所产生的压差能都可以加以利用, 设备任意选定, 能量转换效率高, 管理维护较为简单, 基本上可以无人管理;采用该技术投资小、运行管理费用低、投资回报率高。
缺点 由于在实际应用中要讲究热功平衡, 因此应用范围受限制;在蒸汽负荷变动大及负载负荷变动大的场合都难以采用该节能技术。
1.3.3 功热电联产
功热电联产是压力较高的蒸汽通过热功汽轮机做功后同时拖动某动力设备和异步电动机, 实现充分利用各种环境下蒸汽压差能的节能。当在某压差下可利用蒸汽量较大从而使汽轮机功率大于所拖动动力设备功率时, 异步电动机会自动发电;当蒸汽量较小使汽轮机功率小于所拖动动力设备时, 异步电动机可以自动补充不足部分功率。
优点 功热电联产弥补了热功联产热功不平衡所造成的节能盲点, 使得其在蒸汽大幅度变化或设备负荷大幅度变化时都可以应用, 因而在化工企业中实现了无盲点压差充分节能。
缺点 在利用异步电动机发电时, 并且发电功率比电动机额定有功功率小很多时, 发电效率相对较低。
2 “功热电联产”专利节能技术在化工行业的六大应用
2.1合成氨厂固定床造气热力系统功热电联产节能技术
该技术主要利用从0.4～1.3 MPa降至0.08 MPa用于造气的蒸汽压差, 通过热功汽轮机同时拖动造气鼓风机及其电动机实现功热电联产, 从而达到充分节电和发电综合节能目的。上述专利技术已经在全国70%以上氮肥企业得到应用, 取得了明显的经济效益。该项目被列为全国振兴氮肥行业技术支撑项目之一。
2.2合成氨厂三废混燃炉及吹风器余热回收锅炉热力系统功热电联产节能技术
合成氨厂采用三废混燃炉或吹风气废锅时所产生的3.82 MPa中压蒸汽, 通常需要逐级降至2.5 MPa、1.3 MPa、0.6 MPa及0.08 MPa供尿素、变换、精馏、造气等工序使用。在上述蒸汽逐级降压的过程中可以利用热功汽轮机拖动锅炉鼓风机、引风机、水泵、罗茨风机、贫液泵、异步发电机等设备, 进行功热电联产的能量转换和回收, 使蒸汽压力逐步降至所需要的压力, 实现充分节能。
2.3合成废锅热功及功热电联产节能技术
合成废锅所产生的3.4 MPa/2.4 MPa饱和蒸汽, 通过冰机、脱碳泵及异步发电设备等进行功热电联产, 能量转换后降至0.6～1.2 MPa及以下使用, 回收压差能, 从而实现充分节能。
2.4粉煤气化工艺中的低压余热饱和蒸汽功热电联产节能技术
采用水煤浆、航天炉等煤气化工艺进行合成氨生产的企业, 其工艺中所产生的无法利用的闪蒸蒸汽或低压饱和蒸汽 (压力在0.3 MPa以上) , 完全可以通过贫液泵、冰机、循环水泵等设备进行功热电联产的能量转换, 回收这部分能量。
2.5硫酸、磷酸行业余热节能技术应用
在硫酸及磷酸企业中, 硫酸废热锅炉产生的3.82 MPa中温中压过热蒸汽, 可以通过硫酸风机进行功热电联产的能量转换, 将蒸汽压力降至磷酸生产所需压力或其他压力使用或排空, 从而实现充分节能。
3节能方案的确定
化工企业热力系统节能方案的确定非常重要, 确定整个企业热力系统的热平衡必须结合生产工艺及其设备布局。制定企业热力系统节能方案可以明确企业所具有的节能潜力、节能量、节能效益和所需投资。目前, 搞好化肥企业整体节能方案的最简洁和最直接的方法就是请国内有经验的系统节能专家, 直接到企业去协助企业对现有的蒸汽利用情况和化工工艺情况进行调查和分析, 对工艺生产中所使用的主要设备进行调查和了解, 在此基础上对全厂的能源利用情况作全面的评估, 并作出切实可行的, 投资小收益高的节能方案。
4合成氨厂节能方案实施实例
4.1浙江衢州巨化集团合成氨公司造气风机节能技术改造
浙江衢州巨化集团合成氨公司在造气工序中使用0.1 MPa (表压) 过热蒸汽26 t/h以上, 而热电厂供热管网给造气工序提供的过热蒸汽压力为0.5 MPa, 这使得过热蒸汽在使用过程中存在节流损失和能量浪费。
为回收这部分能量, 巨化合成氨厂采用了我公司生产的2台特种工业汽轮机来拖动造气风机和异步电动机, 汽轮机进汽压力为0.5 MPa, 排汽压力为0.1 MPa, 排汽用于造气工序。
在改造过程中新增了2台500 kW双驱动特种汽轮机并配置部分管路。工业汽轮机同时拖动造气风机和异步电动机同步运行。
利用工业汽轮机进行节能技术改造后的经济技术分析如下。
(1) 经济效益
改造后日节电量 2.4×104 kW·h
改造后月节电量 72×104 kW·h
改造后月节约电费 28.8万元[电价0.4元/ (kW·h) ]
全年节约电费 316.8万元 (按全年运行11个月计)
(2) 投资回收期
3个半月
4.2红日阿康化工有限公司三废锅炉节能技术改造
红日阿康化工有限公司合成氨生产中有1台30 t/h三废锅炉, 其蒸汽为压力3.82 MPa、温度430 ℃。这部分蒸汽中有12 t/h经过减温减压降至0.6 MPa左右送往复合肥生产系统, 其余18 t/h再减温减压至0.08 MPa用于造气工序, 因而能量损失巨大。据测算, 30 t/h蒸汽通过热功转换后由3.5 MPa降至0.6 MPa具有1 800 kW左右节电能力;而18 t/h蒸汽通过热功转换后由0.6 MPa降至0.08 MPa具有720 kW左右节电能力。
为了充分回收蒸汽在上述使用过程中的压差能, 该公司采用了我公司专利节能技术“功热电联产”节能方式对厂内部分设备进行功热电联产改造。其具体实施方案为, 采用1台700 kW热功汽轮机拖动1台700 kW脱碳泵和与其配套的电动机, 实现功热电联产;采用1台1 000 kW热功汽轮机拖动1台800 kW贫液泵和与其配套的电动机实现功热电联产。汽轮机进汽参数为, 进汽压力3.4 MPa、温度430 ℃, 排汽压力0.6 MPa、温度303 ℃。改造完成后节约电负荷1 500 kW左右;此外还采用1台400 kW热功汽轮机拖动1台D500造气风机和与其配套的315 kW电动机实现功热电联产。汽轮机进汽压力0.55 MPa、进汽温度295 ℃, 排汽压力0.08 MPa、排汽温度211 ℃。改造完成后节约电负荷450 kW左右。
全部改造完成后, 全厂实现节约电负荷1 900 kW左右。
(1) 改造后所产生的经济效益
日节厂用电量 5.04×104 kW·h (按平均节电负荷2 100 kW计)
每月减少厂用电量 151.2×104 kW·h
每月减少电费支出 52.92万元[电价0.35元/ (kW·h) ]
全年减少电费支出 582.12万元 (按照全年运行11个月计)
日增加燃煤消耗 5.08 t
月增加燃煤消耗 152 t
月增加燃煤支出 9.14万元 (燃料煤价格600元/t)
每月实际增加节能收入 43.78万元
全年实际增加节能收入 481.58万元
(2) 投资回收期
浅谈聚光型太阳能热电联产系统 篇3
1 光伏热电联产背景
光伏发电作为一种应用广泛的可再生能源利用方式,一直都是世界各国重点研究的方向。而现在国内外主要的光伏发电组件还是单晶硅、多晶硅太阳能电池和非晶硅薄膜电池,虽然这些技术发展较为成熟,系统的成本也比较低,但是它们的光电转换效率提升的潜力不够,单晶硅太阳能电池的转化效率为19%,而第三代的多晶硅太阳能电池效率18%左右。因此,由高效的聚光光伏组件组成的聚光型太阳能热电联产系统逐渐成为国内外研究的焦点。
聚光型太阳能热电联产系统具有输出电功率密度高,稳定性好,可靠高效等特点。国内相关的研究多集中在一些高等院校的实验室,近两年才有少量企业开发相关的装置。光伏-太阳能热泵系统通过热泵循环,稳定了太阳能光热转换的输出温度,同时维持光伏板在较低的工作温度下工作,提高了光电转换效率。 厦门多科莫太阳能科技有限公司于2010年开发了PV/T相关的一些系统,采用的是反射镜聚光的方式,聚光比较低,仅为5左右,光伏电池板与换热装置是叠层结构,最高可提供50℃的热水,整个系统的太阳能利用效率约45%,造价约20元/W。
2 光伏热电联产技术
光伏热电联产技术分为非聚光型和聚光型。非聚光型热电联产系统的供热密度通常是低于800W/m2,温度不超过40℃,只能用于居民热水供应或热泵式空调。同时,为了保证供热功率,换热器的面积较大,成本相应较高。聚光型热电联产系统由于高聚光比(可以达到500倍以上)的效果,热流密度可以达到数百千瓦以上,适用范围更加广泛,发电和供热效率也更高,但聚光型热电联产系统的技术门槛和运行维护成本均高于非聚光型。
2.1 非聚光型太阳能热电联产系统的发展及应用
当太阳光照射到光伏电池板上时,只有能量大于其半导体材料禁带宽度的部分光子能量可以转化为电能,主要是在可见光及紫外波段附近的能量,此外的能量不仅不能转化为电能,还会变为废热造成光电转化效率下降,尤其是红外波段所引起的热效应。针对这个问题,太阳能光伏/光热综合利用技术应运而生。太阳光直接入射光伏电池板,能量一部分转化为电能;另一部分则转化为电池板本身的热能,设计热能利用设备,安装于电池板的背面,对这部分废热进行利用,不仅降低了光伏板的温度,同时还提高了整个系统的太阳能利用效率。纯光伏发电的热电联产原理比较简单,即利用光伏电池受照射后的温度升高来加热热水。目前,国外已有光伏热电联产系统的应用示范,大多是与建筑物结合使用,光伏电池板提供电能,其背面的换热器为建筑物供热。
2.2 聚光型太阳能热电联产系统的发展及应用
聚光型太阳能热电联产的技术研究起始于20世纪80年代后期,随着研究技术的日益深入,近几年也取得较大的进展。世界各国开展了很多相关的研究项目。澳大利亚国立大学可再生研究系统中心曾研制出了一种由具有37倍聚光比的槽式抛物面PV/T集热器组成的太阳能热电联产系统,该系统能量的综合利用效率可达69%。我国工程科学学院的陈则韶教授对太阳能聚光分频利用热电联产的机理进行了研究,得出了太阳能光谱有效能函数以及太阳能聚光分频利用热电联产的设计方案,对聚光型太阳能热电联产系统技术的应用发挥一定作用。
3 聚光型太阳能热电联产系统
聚光型太阳能热电联产系统是在聚光光伏发电系统的基础上加入了循环水泵、水管和水箱等部件,组成了新的热电联供系统,其系统原理见图1。这种系统既能提供电能,又能提供热能。具有高效率、可靠性、实用性、经济性和低噪音等特点。这个系统主要是通过自动追踪器实时追踪,实时地保持着聚光器的主光轴与太阳光的入射光线平行,聚光器将太阳光聚焦到能量转换器上,在能量转换器里,太阳能一部分转化为电能,通过汇流柜可以为城镇小区居民提供生活用电或者并网;一部分转化成热能,循环水泵将水箱里的冷水通过水管源源不断经过能量转换器形成热水,存储在水箱中,为城镇小区居民提供生活用水。聚光型太阳能热电联产系统这种应用还是比较广泛的,当然,也可以集中起来运作可以将发出来的电能并入电网。
因此,聚光型太阳能热电联产系统主要由自动追踪器、聚光器、能量转换器、水管、水箱、循环水泵和汇流柜等部分构成(图2)。自动追踪器是西门子PLC或者单片机等核心器件构成的,它通过天文算法实时精确的追踪着太阳;聚光器主要起对太阳光聚光的作用,将太阳光聚焦到能量转换器上。能量转换器是聚光型太阳能热电联产系统的核心部件,里面含有辐射器、滤光器、散热器、光伏电池等。辐射器和滤光器主要是将太阳光照射在光伏电池转换成电能。散热器主要有两方面作用:一方面是对光伏电池进行散热;另一方面是对冷水进行加热,从而将冷水变成热水,转换为热能。循环水泵的作用是用于冷水在水管、水箱里循环的动力;水箱是用来提供冷水和存储热水的,便于用户使用。
4 聚光电热联产布局示意图
图3所示的集中式的电热联产设计,具有以下优点:集中式安装和建造可以节约成本;整体布局、规划、设计,更有利于施工和安装;有利于统一的管理和监控。假设,在一个社区中,每一栋楼配置上一套这样的系统,就可以满足整个一栋楼的热水的供应,同时也方便管理。
5 总结
聚光型PV/T系统可以通过成本比较低的聚光器的聚光,减少成本相对比较高的太阳能电池组件的面积,有助于节省土地,单位面积上面的太阳能利用率更高,并且可以利用冷却聚光器产生的预热提供热水。
此外,电热联产系统应用于居民家庭目前还难以实现,主要原因是成本较高。因此还是要集合多个追踪器,做成一整套设备,集中发电、集中制冷,这样可以降低成本。
CFB热电联产系统 篇4
关键词：热电联产,调峰锅炉房,设置原则
目前, 许多城市相继建成了以热电联产为主供热面积超过1000×104m2的集中供热系统。常规设计按照采暖室外计算温度, 即历年平均不保证5天的日平均温度下热负荷选择供热机组, 但采暖热负荷是随着室外气温的变化而变化的, 整个采暖期内最大热负荷的持续时间应在5天以内。为了在现有基础上提高热电厂的利用率, 降低能源的成本、减少城市污染, 北京、天津等城市在热电联产集中供热管网上均采用了设置调峰锅炉房的形式, 以热电厂作为主热源, 一个或者几个锅炉房作为调峰热源。在采暖初期和末期, 采用热电厂单独运行的方式, 充分发挥热电厂的作用;在采暖高峰期, 当热电厂的供热量无法满足管网需热量的时候, 启动调峰锅炉房, 此时整个系统需要的总热量是由热电厂和调峰锅炉房这两个热源共同承担。调峰锅炉房的应用, 使热电厂的能力在整个采暖期可以充分发挥, 采取热电厂与调峰锅炉房联合运行的方式实现了资源的合理整合, 能源利用率得到最大限度的发挥, 使得热电厂及调峰锅炉房都能高效运行[1]。
1 调峰锅炉房连接方式及位置选取
调峰锅炉房可设置在热电厂内, 也可在热电厂外设置。调峰锅炉房的连接方式应根据调峰热源位置、主热源的热媒参数以及系统的调节方式等因素确定。常见的连接方式有串联运行、并联运行和解列运行。国内目前常见的有两种连接方式:串联运行和切断运行。当调峰热源设在热源厂内或距主热源较近时可采用串联连接, 即主热源入口或出口的热水经高峰加热器的两级加热方式。当调峰热源设在主热源较远或几个调峰热源地位置比较分散时, 则可采用解列运行的连接方式[2]。调峰锅炉房的位置也可根据距离主热源的远近进行选取。常规情况下, 相对于集中调峰锅炉房设置, 分布式调峰锅炉房可以降低供热系统能耗, 提高供热效率, 降低管网初投资和热损失[3]。调峰锅炉房设置在热电厂内时的管网初投资和输送电耗远大于热电厂远端调峰方式。但如果考虑到热电厂内厂用电价格有一定优势, 在一定情况, 调峰热源位于热电厂内运行经济效益更佳[4], 具体需要技术经济比较。
2 热化系数与调峰锅炉房规模的确定
热化系数表示热电厂机组所承担的热负荷在热网最大热负荷中所占的比例, 热化系数=热电厂供热能力/用户最大热负荷。在拟定各种热源规模和管网骨架时, 关键问题是通过技术经济论证确定集中供热、热电结合水平, 而确定水平的核心问题, 是选择合理的热化系数。热化系数大说明调峰锅炉规模较小, 热电厂热源的利用率降低, 造成其运行经济性的降低, 热化系数过大虽然调峰热源投资小, 但又降低了全采暖季热电厂的节能环保效果。因此, 热化系数是否合理不仅影响调峰锅炉房本身的经济性和投资, 而且对这个供热系统的综合经济效益也有一定的影响。在热负荷一定的条件下, 不同地区有不同的合理的热化系数值。在可行性研究阶段应根据具体条件从地区热化系数的合理数值范围内, 选取其中的合理数值来确定调峰锅炉房的容量, 从而进一步确定调峰锅炉单台容量, 同时也就确定了调峰锅炉的台数。根据天津市城市规划设计研究院的测算, 天津地区的合理热化系统为0.7~0.8为佳[5]。
3 调峰热源形式的选取原则[5]
目前调峰锅炉房主要有燃煤锅炉房和燃气锅炉房两种形式, 两种形式锅炉房比较如下。
3.1 建设及运行成本
在建设成本方面, 燃煤锅炉房及煤场占地面积大, 特别是位于城区范围的调峰锅炉房征地成本及锅炉房土建成本较高, 因此, 燃煤锅炉房总体投资高于燃气锅炉房一倍左右。在运行成本方面, 在我国的资源禀赋决定了燃气一次能源价格高于燃煤价格, 进而造成了锅炉房燃气成本高于燃煤锅炉房, 但燃煤锅炉房通常设备复杂, 自动化水平较低, 导致运行管理人员较多, 折旧也相对较大, 但考虑到调峰锅炉房运行时间相对较短, 总体来说, 燃煤锅炉房运行成本稍低于燃气锅炉房。
3.2 环境保护方面
虽然近年来燃煤锅炉房在除尘、脱硫技术等方面有了较大发展, 但相对于燃气锅炉房仍存在较大差距, 同时燃煤锅炉房的燃料和灰渣的运输和储存等方面也存在难以回避的劣势, 因此, 北方很多城市相继出台了一系列城区禁止燃煤锅炉房运行的政策, 并且针对燃气价格较高的缺陷出台相关财政补贴政策。
除了燃气调峰锅炉房在建设成本和环境保护等方面具有较大优势, 燃气锅炉房还存在占地小便于规划选址、启停灵活、负荷调整速度快等优势, 因此, 燃气调峰锅炉房也越来越得到广泛应用。
4 结语
热电联产供热管网设置调峰锅炉房方式, 增加了供热管网供热面积, 降低了供热公司经营成本, 产生了很好的经济、环保和安全效益。随着我国各大城市的建筑面积的不断扩大, 该系统也正迎来更加广阔的发展空间。
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CFB热电联产系统 篇5
随着我国大电网建设和节能减排政策的要求,电力系统发电机组不断地向大容量、高效能、低排放、高可靠性、优化运行、控制自动化等方向发展。发电机组励磁系统对发电机和电网的安全稳定运行起着重要的作用。
过去由于受电网规模小、参数要求低、实测数据少等条件制约,励磁系统分析计算结果精度较低[1,2]。近十几年来,随着大电网建设和发展的要求,全国各地开展了励磁系统参数辨识,以适应电力系统的扩大需求和电力系统分析的精确计算[3,4,5]。2012年,国家能源局、国家电网公司和南方电网公司出台了相关导则[6,7,8],对励磁系统的定义、建模方法、参数整定以及结果管理等做了相关要求。
本文基于现行导则和主流励磁系统参数辨识方法[9,10],针对超临界热电联产机组励磁系统建立数学模型。以国电肇庆热电1号机组A级检修试验数据为实例,使用Matlab/Simulink和电力系统综合分析程序(PSASP)2种仿真程序对数学模型进行仿真校核分析。
1 超临界热电联产机组励磁系统控制原理
国电肇庆热电1号机组为350 MW超临界燃煤热电联产机组,发电机型号为QFSN-350-2-20型水氢氢内冷却式同步发电机,1号机组励磁装置采用由ABB公司生产的UNITROL5000型数字励磁调节装置。
整个励磁系统由机端励磁变压器、3套可控硅整流柜、自动电压调节器、灭磁和过电压保护装置、起励装置和监测保护报警辅助装置等组成,励磁调节器具有低励限制保护、过励磁限制保护、电力系统稳定器(PSS)等功能。
UNITROL5000型励磁控制系统原理图[11]如图1所示。其励磁系统反馈原理通过以下过程实现:
(1)励磁控制器从PT中获取发电机机端电压信号Ut。
(2)机端电压Ut与给定电压Ur的电压差值,经由综合放大环节(放大倍数为K)得到控制电压Uc,Uc=K(Ur-Ut)。
(3)控制电压Uc经可控硅移相触发环节后,得到触发角为α。
(4)经由触发角α控制发电机转子电压Uf。
可控硅触发角α与转子电压Uf间关系为:,其中Uf0为发电机空载励磁电压,UL为励磁变压器二次侧线电压。
三相全控整流桥中Uf与UL的关系为:Uf=1.35UL cosα,转子电压为Uf=Uc×Uf0
根据国际标准IEEE 421.5中的PSS1A模型[12],构建UNITROL5000型励磁调节装置的电力系统稳定器模型传递函数如图2所示。
2 超临界热电联产机组励磁系统数学模型
根据导则《DL/T 1167—2012同步发电机励磁系统建模导则》[6,13,14,15]要求,发电机励磁系统的数学模型如图3所示,其主要由以下部分组成:励磁功率部分;励磁控制部分;发电机电压测量和无功电流补偿部分;电力系统静态稳定器(简称PSS)。
图3中,为发电机电压;为发电机电流;UREF为发电机电压给定值;UERR为偏差信号;UOEL为过励限制输出;UUEL为低励限制输出;US为电力系统稳定器输出;USI为电力系统稳定器输入。
2.1 励磁功率部分数学模型
发电机励磁系统按发电机励磁功率部件分类,主要有直流励磁机励磁系统、交流励磁机励磁系统和静止励磁系统3类。静止励磁系统包括自并励静止励磁系统、恒电压源供电静止励磁系统及交流侧串联自复励静止励磁系统。
由于自并励静止励磁系统具有调节速度快、系统可靠性高、设备造价低、接线形式简单、空间放置自由等优点,在超临界热电联产机组中普遍采用自并励静止励磁系统。
自并励静止励磁系统采用三相全波可控整流及余弦移相方式,因此其励磁功率部分可建立如图4的数学模型。
图4中,UC为余弦移相控制电压;Ut为发电机机端电压;Umax为电压调节器最大输出电压;Umin为电压调节器最小输出电压;If为励磁电流;KC为换弧压降系数。
2.2 励磁控制部分数学模型
励磁控制部分主要实现励磁调节和稳定控制的功能。超临界热电联产机组励磁系统的励磁控制部分主要包含PID(比例-积分-微分)调节模块和励磁控制系统限制器模块。
2.2.1 PID调节模块
PID控制环节是根据古典控制理论中的频域分析法进行设计的,可用于改善超临界热电联产机组机端电压的静态和动态性能。PID调节模块数学模型如图5所示。
图5中,K为直流增益;KV为积分校正选择因子,KV=0为纯积分型,KV=1时为比例积分型;T1,T2,T3,T4为校正环节时间常数,为积分环节,为微分环节。积分环节主要提高系统暂态稳定性,微分环节主要提高调节系统的稳定性。
2.2.2 励磁控制系统限制器模块
励磁控制系统低励限制器模块数学模型如图6所示。
图6中,P为发电机有功功率;Q为发电机无功功率;QVR为发电机最小容许无功;U为发电机机端电压;K1为低励回路增益;T1,T2为低励回路时间常数;VL为低励输出。
励磁控制系统过励限制器数学模型如图7所示。
图7中,K1为过励回路增益;T1,T2为过励回路时间常数;UO为过励输出;X,Y,Z按照下式计算:
2.3 发电机电压测量和无功电流补偿部分数学模型
发电机电压测量和无功电流补偿部分数学模型如图8所示。图8中,为机端电压;为机端电流;RC为等效电阻;XC为同步等效电抗;Kr为机端电压增益;Trs为机端电压等效时间常数;Uref为机端电压给定值;Ueer为机端电压偏差信号。
2.4电力系统静态稳定器数学模型
PSS模块是用来解决超临界热电联产机组因缺乏足够的正阻尼转矩而发生低频振荡问题,引入一种相位补充附加励磁控制的环节。励磁控制系统中输入按某一振荡频率设计的附加控制信号,以增加正阻尼转矩,从而克服励磁调节器对机组稳定性能产生的有害作用,改善机组的暂态特性。
PSS模块通过接受振荡信号,并按要求传递给励磁电压调节器,通过电压调节器的控制,对发电机转子间相对振荡提供正阻尼,以实现对振荡的抑制。PSS模块数学模型如图9所示。
图9中,USI为电功率信号;TW为隔直环节时间常数;Ks为PSS增益;Usmax为PSS最大输出限制;Usmin为PSS最小输出限制;US为PSS输出值。
2.5 励磁系统模型部分参数计算
2.5.1 换弧压降系数
换弧压降系数是指在三相整流桥中,整流器换相时用以反应相对压降的一个系数。自并励静止励磁系统换弧压降系数KC的计算如式(2)所示。
式中:Ud为励磁变压器短路电压;SN为励磁变压器额定容量。
2.5.2 电压调节器输出幅值限值
电压调节器最大输出电压Urmax和最小输出电压Urmin是由可控硅触发角α的大小决定的,电压调节器输出幅值限值的计算如式(3)和式(4)所示。
式中:αmin为可控硅最小控制角;αmax为可控硅最大控制角。
3 超临界热电联产机组励磁系统实例
3.1 励磁系统模型参数
超临界热电联产机组励磁系统以国电肇庆热电1号机组A级检修调试试验为实例,励磁系统模型所需参数基础数据主要有:发电机参数、励磁变压器参数、励磁控制器参数和电力系统稳定器参数,各参数数据见表1至表4。
3.2 发电机空载特性试验
发电机定速3 000 r/min后,即可开始励磁系统空载运行,录制发电机空载特性的上升曲线,并以单方向(避免磁滞作用)减小励磁作用,录制发电机空载特性下降曲线(见图10)。
3.3 发电机灭磁试验
在发电机空载运行时,使发电机保持额定电压,手动通道下跳开灭磁开关,发电机灭磁正常,录取试验波形如图11所示。
从图11中可以看出,灭磁开关合闸起励后,当电压测量环节输出电压为起始电压值的0.632倍时,测量到所用的运行时间为1.481 s,这个时间即发电机的时间常数ΔT。
3.4 励磁调节器参数优化试验
在发电机空载调节下,对发电机分别进行“电压闭环”和“电流闭环”阶跃响应,励磁系统A套与B套调节器互切试验,切换过程发电机电压应平稳无波动。
为防止扰动进入励磁系统的非线性区域,励磁调节器参数优化试验可通过±5%额定机端电压阶跃响应,优化整定励磁调节器的PID参数。用UNITROL5000型励磁调节器记录±5%额定机端电压阶跃响应时的波形图如图12、图13所示。
由图12可以看出,自动方式下通道A±5%阶跃响应的振荡次数为1次,超调量约为6.359%,电压上升时间为0.220 s,调节时间为0.911 s,动态指标满足国标DL/T 843—2010要求(自并励静止励磁系统的电压上升时间不大于0.5 s,振荡次数不超过3次,调节时间不超过5 s,超调量不大于30%)。
由图13可以看出,自动方式下通道B±5%阶跃相应的振荡次数为1次,超调量约为5.112%,电压上升时间为0.231 s,调节时间为0.696 s,动态指标满足国标DL/T 843—2010要求。
4 超临界热电联产机组励磁系统仿真及模型参数校核
超临界热电联产机组励磁系统模型经过实测试验后,需经过发电机空载阶跃仿真试验进行结果对比,以校核励磁参数。下面通过Matlab/Simulink和PS A S P 2种仿真程序对励磁系统模型进行仿真计算,确定励磁参数。
4.1 Matlab/Simulink仿真模型
根据本文图2中的UNITROL5000型励磁调节器模型图,建立Matlab/Simulink仿真模型[16,17],如图14所示,模型参数见表5。
发电机空载电压阶跃响应选取阶跃量的±5%,得到仿真波形图如图15所示。
由图15可以看出,振荡次数为1次,超调量约为5.12%,电压上升时间为0.29 s,调整时间为0.848 s,
仿真波形图与实测波形图基本吻合。
4.2 PSASP仿真模型
根据超临界热电联产机组励磁系统数学模型建立PSASP仿真模型[18],如图16所示,模型参数如表6所示。
由图17可以看出,振荡次数为1次,超调量约为7.46%,电压上升时间为0.23 s,调整时间为0.792 s,仿真波形图与实测波形图基本吻合。
4.3 数据校核
将现场实测数据与Matlab仿真、PSASP仿真结果对比,结果如表7所示。由表7数据可以看出,仿真结果与实测结果一致性良好[6]。
5 结语
CFB热电联产系统 篇6
关键词：太阳能,天然气,系统,环保,节能
随着现代经济的高速发展以及人口的迅速增长, 环境和能源问题成为了各国不得不面临的最大挑战。党的十六大以来, 我国逐步确立了走新型工业化道路以及用科学发展观反思和审视国家的可持续能源发展战略, 在不断摸索的过程中发现, 全力提高能源的利用效率, 最大限度地减少环境污染、加快开发利用可再生能源是我国实现能源可持续发展的唯一选择和途径。至此, 各行各业对于低碳环保技术的研究也如雨后春笋般林立而起, 而低碳技术的应用必将成就建筑业界新一轮的潮流浪潮。
太阳能与天然气热电冷联产系统是以太阳能集热系统、光伏系统和天然气热电冷联产系统技术为基础, 与大电网和天然气管网组网运行, 向一定区域建筑内的用户同时提供电力、蒸汽、热水和空调冷水的能源服务系统, 其作为一种实用、经济、节能的能源综合利用形式, 在电力资源较为紧张而天然气资源、可再生能源丰富的西北地区具有明显优势。因此, 如何将此项技术运用到当地建筑中成为了一个不可逃避的课题。
1 国内外太阳能与天然气热电冷联产系统发展现状
1.1 国外发展现状
天然气热电冷联产目前在全球已经拥有非常庞大的客户群体, 太阳能热电冷联产与天然气热电冷联产相比, 仅仅是前端的能量供给方式不一样, 但由于太阳能无处不在且收集成本低廉, 现在欧美许多国家已经开始试探将太阳能碟式高倍聚光技术与燃气结合使用, 太阳能作为辅助补充能源。现有的国外太阳能与天然气综合利用的成功实例, 大多侧重于太阳能燃气混合电站建设, 主要为解决电力需求, 由于其电站距离客户端远, 因此不利于除电力之外的其他能量传输。在美国华盛顿州Richland的园区内, 美国太平洋西北国家实验室PNNL研发了一种创新性的发电系统。燃气发电厂在利用太阳能碟式聚光合成气发生技术后, 可节约20%的燃气消耗, 即可产生同等多的电力。该系统适合于大小规模的燃气发电厂的配套, 一个500 MW的燃气大电厂需要3 000个太阳能合成气发生器, 即可实现20%的燃气节约。该系统可根据天气情况灵活应用, 如果太阳能辐照资源不佳, 可直接利用燃气发电, 配置十分灵活。在非洲, 摩洛哥1999年在250 MW燃气联合循环机组上, 投资5 000万美元, 建成30 MW太阳能槽式热发电联合循环系统。2005年以相同形式, 用太阳能和天然气为能源, 太阳能占10%, 天然气占90%, 建成470 MW的联合循环机组。
1.2 国内发展现状
我国在太阳能应用方面, 据2007年联合国环境规划署举行的联合国气候变化大会公布, 中国太阳能产业规模位居世界第一, 成为全球第三大光伏产品制造基地。目前, 我国各地区太阳能发电站发展建设项目主要以光伏发电为主, 由于其发电成本高、无电价补贴政策和市场陌生等因素, 难以大规模、大范围推广应用。2011年10月, 我国首个槽式太阳能—燃气联合循环 (ISCC) 发电站破土动工建设, 该项目位于宁夏盐池, 装机容量达92.5 MW, 预计2013年10月建成投产。该项目目前还处于项目前期, 未见实际动工迹象。中国的太阳能产业发展到今天, 利用太阳能光热或光电技术提供生活热水、供暖、照明等用途的实例不胜枚举, 太阳能热电冷三联供系统的研究也有涉猎。然而, 太阳能与天然气热电冷联产相结合的系统技术研究目前仍停留在摸索、技术可行性和方案系统探讨阶段, 国内目前尚无实例。
2 太阳能与天然气热电冷联产系统构想方案
天然气热电冷联产系统在分布式能源系统中前景最为明朗, 最具实用性和发展活力, 是在传统热电联产系统的基础上发展起来的一种总能系统, 符合“温度对口、梯级利用”准则;太阳能既是一次性能源, 也是可再生能源中最引人注目的清洁绿色能源, 在能源开发中具有独特的优势, 同时, 也具有一些不可回避的自身缺点, 例如能流密度低, 不适合大规模推广应用;不连续、不稳定, 受环境因素影响较大。
2.1 系统构想简介
太阳能与天然气热电冷联产系统是建立在能量梯级利用概念基础上, 为满足建筑用户热、电、冷需求, 以太阳能与天然气作为驱动能源, 天然气热电冷联产系统为核心, 运用太阳能光伏发电与光热转化技术实现制冷、供热及发电过程一体化的多联供总能系统。该系统不但能使不可再生能源利用率最大化, 还能达到提高能源综合利用率并节约天然气消耗量的目的。
2.2 系统构思流程
该系统主要由天然气热电冷联产系统、太阳能集热器和太阳能光伏发电系统组成 (见图1) 。以天然气为燃料, 经燃气轮机燃烧后驱动发电机供电, 从燃气轮机出来的烟气进入余热锅炉, 经余热锅炉产生的蒸汽与太阳能集热器产生的蒸汽相混合, 为余热锅炉提供热量。夏季蒸汽通过驱动吸收式制冷机制冷, 冬季通过换热器产生生活热水, 余热锅炉通过补燃补充余热锅炉热量的不足。太阳能光伏发电系统通过光伏组件将太阳辐射能转化为电能, 可通过蓄电池贮存起来, 或经逆变器将直流电变为交流电给用户供电, 多余电量也可向电网输送。
2.3 系统环保效益分析
以西北地区某办公楼为例, 假设其供能区域规划总建筑面积约80 000 m2, 初步测算冷负荷约为6.4 MW, 热负荷约为4.8 MW, 用电负荷约为7.6 MW。拟采用上述系统实施建设, 其燃气轮机发电机组装机容量约为2×3 MW, 年用气量0.09亿m3。从经济性角度出发, 假定考虑燃气轮机发电机组发电上网, 白天在用电高峰时段运行, 夜间用电低谷时段停机, 该机组每天运行13个小时, 同时考虑一年中系统运行维护所需时日, 估算该燃气轮机发电机组年发电量约为2 730万k Wh, 利用其产生的余热供热4.43万GJ, 以燃煤低位热值22.41 MJ/kg计算, 余热供热可节约标煤1 976.44 t;利用发电余热供冷4.43万GJ, 以电制冷能效COP=4.5计算, 余热供冷可节电273万k Wh, 约节约标准煤889.98 t。以上获知, 大楼所需冷负荷为6.4 MW, 在夏季, 利用发电机组余热供冷后, 太阳能集热装置还需补充热量约为1.1万GJ, 根据最经济的太阳能集热板面积与供热比例计算, 所需铺设的最佳太阳能集热面积约为1 620 m2, 该太阳能集热装置所产生的热量, 以燃煤低位热值22.41 MJ/kg计算, 可节约标准煤490.85 t。根据西安市日照情况, 假设该大楼可用于太阳能组件的屋顶面积约为10 000 m2, 只用作光伏发电并网, 所发电能全部用于大楼建筑内部消耗。如按照目前通常使用的光伏发电系统的话, 1 m2太阳能组件功率约为80 W, 装机容量为0.8 MW, 按西安市每年平均标准日照1 646 h计算, 则年发电量约为131.68万k Wh。
本大楼采用太阳能与天然气热电冷联产系统, 根据以上数据进行综合估算, 系统总年发电量约为2 861.68万k Wh, 以2012年火电机组平均发电标准煤耗为326 g/k Wh, 扣除输电损失按10%计算, 可替代标煤约10 262 t;再加上全年供热、制冷估算数值, 太阳能与天然气热电冷联产系统共可替代标煤约为13 757 t, 年减排烟尘4.95 t, 减排CO236 043 t, 减排SO2117 t。由此可见, 其环保效益十分显著。
2.4 系统特点与优势
1) 除具备传统天然气热电冷联产系统能源综合利用率高、环保性好、削峰填谷、安全可靠性高等优点外, 还能弥补太阳能不连续、不稳定等缺点, 为系统动力提供源源不断的能量来源, 减少分布式能源系统对石化能源的依赖, 真正实现可再生能源与不可再生能源的综合利用, 优势互补;2) 该系统规模较小、靠近用户、建设周期短、布置灵活多变, 可以直接向建筑内部及附近的终端用户供电、供冷和供热, 能够实现24 h全天候不间断供电, 为生活和生产提供保障, 其作为补充电源或备用电源的作用也较为突出;3) 可根据建筑终端用户需求, 实现并网和离网两种模式发电。
2.5 应用区域和类型
适合建立太阳能与天然气热电冷联产系统的区域和类型:
1) 太阳能资源丰富、荒芜偏远的地区, 可满足生产作业和生活基地的用能需求;2) 日照量充裕或较为充裕且天然气接入便携的区域, 可满足“一家一户”“一楼一寓”、山村等离网地区用户需要;3) 大、中城市商业中心、大中型公建项目、公用事业单位、制造业工业区、新开发城区、成片开发的房地产项目、在建过程工业园区;4) 改造项目:原有燃气轮机电站等改造为热电冷联产、现有城区工业燃煤热电联产机组改造等。
3 结语
随着城市化水平的发展和绿色环保技术的普遍应用, 太阳能与天然气热电冷联产系统在各种类型建筑中的应用发展前景将会变得更加广阔, 它既具有能源利用效率高, 环境负面影响小的优势, 还能提高能源供应的可靠性和经济性, 是我国实现可持续发展战略的有效途径之一, 势必也将成为建筑业界环保节能等目标能够顺利实现的重要手段之一。
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