机组能耗（通用6篇）
机组能耗 篇1
油田注水用电量约占油田用电总量的40%, 其高压注水电机的平均功率高达2 000k W。现阶段, 注水系统的节能已经成为降低生产成本、缓解油田供电紧张的重要问题。因此, 有必要对高压注水电机和离心泵的能耗进行分析, 研究影响电机和注水泵效率的主要因素, 并提出切实有效的节能降耗措施。
一、电机效率影响因素
本次共检测了92台胜利油田在用电机, 其中具备电机效率测试条件的有31台。所检电机投产时间为1977~2010年, 电机效率91.57%~96.36%, 平均效率为93.95%。
1. 投产年限对电机效率的影响
(1) 2000年以后投产的电机共14台, 效率在92.32%~96.36%之间, 平均效率为94.61%。
(2) 1990~1999年投产的电机共9台, 效率在92.38%~94.50%之间, 平均效率为93.60%。
(3) 1989年以前投产的电机共4台, 效率在91.57%~93.02%之间, 平均效率为92.30%。
由此可见, 随着电机使用年限的增加, 电机效率有不同程度的下降, 但电机效率均能够保证在91%以上。
2. 负载率对电机效率的影响
(1) 负载率在60%以下的电机共2台, 效率为92.32%和93.89%, 平均效率为93.11%。
(2) 负载率在60%~69%的电机共5台, 效率在92.10%~94.70%之间, 平均效率为93.47%。
(3) 负载率在70%~80%的电机共10台, 效率在92.38%~95.93%之间, 平均效率为94.05%。
(4) 负载率在81%~90%的电机共8台, 效率在93.15%~95.65%之间, 平均效率为94.12%。
(5) 负载率在91%以上电机共5台, 效率在94.00%~96.36%之间, 平均效率为94.77%。
由此可见, 负载率多在60%以上, 负载对电机效率影响较小, 随着负载率的上升, 负载率对电机效率的影响也有相应的增加。
3. 同一年代投产电机效率比较
在所检测的电机中, 2008年投产的有11台, 效率在92.32%~96.36%, 平均效率为94.63%, 最高效率与最低效率相差4.04%。同一年代投产的电机, 由于安装质量和日常保养程度的不同, 导致电机效率也有差异。因此应当注意以下几点。
(1) 电机安装前, 应当加强对基础施工质量的监督。
(2) 电机安装后对安装质量、运行性能应进行检测。
(3) 电机运行过程中应当加强设备状态监测, 如振动、噪声、温度、润滑油品质的定期监测。
(4) 电机运行过程中如发现异常情况应当及时停机进行检修。
4. 不同额定功率电机效率
表1为不同功率的YK系列电机效率对比, 从表中可以看出, 对于YK系列电机, 在电机设计理论中不同功率电机的涡流损耗和热损耗差别不大, 因此额定功率越大的电机效率理论上应该越高。通过本次检测分析也验证该理论, 在今后的泵站改造及新建泵站过程中从节能角度考虑应当尽量选用大功率电机。如新建一个总装机容量4 000k W的泵站, 选用2台2 000k W (或1台2 000k W 2台1 000k W) 的电机就优于选用4台1 000k W的电机。
二、注水泵效率影响因素
对于注水泵的检测, 本次同样选择了胜利油田在用的92台注水泵, 其中具备泵效测试条件的31台。泵效为58.64%~80.30%, 平均泵效为71.86%。
1. 注水泵级数对效率的影响
(1) 级数为9级的注水泵共检测14台, 泵效为58.64%~80.30%, 平均效率为72.26%。
(2) 级数为10级的注水泵共检测14台, 泵效为62.45%~80.16%, 平均效率为71.14%。
可见不同级数的注水泵泵效差别不大。
2. 注水泵额定排量对效率的影响
表2为不同排量注水泵效测试结果, 从中可以看出, 额定排量越大, 泵效越高, 因此在设备选型时, 为节能降耗, 应优先选用额定排量较大的注水泵。
3. 注水泵改造升级
由于注水工艺要求或管网需要, 有的注水泵会进行叶轮切割、拆级或整体改造, 本次检测的92台注水泵中有9台进行过改造, 对其中5台进行了泵效测试, 如表3所示。
(1) 注水泵进行改造后, 泵的工作特性曲线发生了变化, 泵的工作点有可能处在高效区, 也有可能偏离高效区, 从而导致泵效的升高或降低。
(2) 根据测试数据来看, 对泵进行叶轮切割或拆级改造后, 泵效有所下降, 对泵进行整体改造 (包括叶轮、泵壳、轴) , 泵效有所上升。
(3) 在注水工况进行调整需要对泵进行改造时, 应当从改造成本、使用成本等多方面综合进行考虑。
三、高压电机故障诊断
使用ATPOL ESA软件对电机进行故障诊断, 共分析了86台电机的电流信号, 其中存在机械方面不对中或不平衡、谐波失真、转子存在断条、匝间短路等故障的电机共47台, 占检测数量的54.7%。在检测的92台电机中, 电机底座振动量超标的共9台, 占所检数量的9.8%;噪声超标的共4台, 占所检数量的4.3%;轴瓦温度均符合要求未超标。在有故障的47台电机中, 同时存在振动超标的有4台, 存在噪声超标的有2台。在测试电机效率的31台电机中, 无故障的有14台, 平均效率为94.40%, 有故障的有17台, 平均效率为93.58%, 低于无故障电机效率。
四、注水泵故障诊断
在检测的92台注水泵中, 注水泵底座振动量超标的共1台, 占所检数量的1.1%;噪声超标的共26台, 占所检数量的28.3%;轴瓦温度均符合要求未超标。在测试泵效的31台注水泵中, 无故障的有27台, 平均效率为72.16%, 有故障的有4台, 平均效率为69.84%, 低于无故障注水泵效率。
五、能耗综合分析
1. 使用年限对电机能耗的影响
油田在用的高压电机运行时间较长, 达到规定报废年限14年的有52台, 占检测数量的56.5%, 这部分电机的主要性能指标都有不同程度的下降, 势必会造成能耗增加。形成这种问题的主要原因如下。
(1) 老型电机本身设计损耗大。
(2) 电机绕组老化, 阻值加大, 电机自身损耗增加, 进而造成电机效率下降。
(3) 长时间运行导致转子、绕组、轴瓦振动加剧, 造成机械损耗加大。
2. 电机与注水泵的匹配情况对能耗的影响
少数泵站电机与注水泵不匹配, 电机负载率偏低, 引起电机实际运行效率下降, 造成使用成本增加。形成这种情况的主要原因如下。
(1) 因需要注水量发生变化, 更换了小排量的泵而电机没有更换。
(2) 由于注水工况的调整而进行的泵的拆级或切割叶轮改造。
(3) 由于注水管网腐蚀老化, 容易形成穿孔, 压力达不到设计值。
3. 负载及额定排量对能耗的影响
测试效率的31台电机, 平均效率为93.95%, 负载率在70%以上的时候电机效率较高。测试泵效的31台注水泵, 平均泵效为71.86%, 额定排量大的注水泵效率较高。
4. 故障对能耗的影响
有55台电机存在机械方面不对中或不平衡、谐波失真、转子断条、匝间短路、振动量超标、噪声超标等故障, 有故障电机平均效率93.58%, 低于无故障电机的平均效率94.40%。建议对故障电机进行检修, 排除故障, 确保电机高效运行。有27台注水泵存在振动量超标、噪声超标的故障, 有故障注水泵的平均效率为69.84%, 低于无故障注水泵的平均效率72.16%。
5. 改造对能耗的影响
有9台注水泵进行了叶轮切割或拆级等改造, 这部分注水泵效率差别较大, 最低的62.45%, 最高的78.48%。对泵进行简单的叶轮切割或拆级改造后, 泵效会下降, 对泵进行整体改造 (包括叶轮、泵壳、轴) , 只保留原有的润滑、冷却等系统时, 泵效有可能会上升。建议在注水工况进行调整需要对泵进行改造时, 应当从改造成本、使用成本等多方面综合进行考虑。
机组能耗 篇2
1 主要耗能设备介绍
1.1 增压风机
增风压机的主要任务是对进入FGD系统中的烟气压力进行提升, 从而能够保证烟气顺利通过FGD系统, 并完成脱硫排入大气。增风压机的在脱硫系统中虽然只是辅助设备, 但是增风压机的运行稳定以及结构特征对于FGD系统的顺利进行都有着决定性的意义, 其能耗所占的比例也是FGD系统设备中较大的。因此在进行增风压机选择以及布置时, 一定要重视。
1.2 循环浆液泵
循环浆液泵的主要作用是对抽取石灰石浆液并将其输送到吸收塔的顶部, 并把吸收剂浆液喷洒下去。被浆液泵输送的浆液一般由两个部分组成, 一部分是自制浆系统所提供的新鲜浆液;另一部分则是已经经过脱硫反应之后重新被淋喷的浆液, 以此来提高浆液的利用效率。
1.3 氧化风机
氧化风机的主要是强制氧化系统中的配置。由于传统的氧化工作是通过暴露于空气并进行自然氧化的方法, 但是这种方法无法满足脱硫产品再次利用的目标, 造成了资源的浪费。因此, 在吸收塔内配置氧化风机已经成为脱硫产品中一项不可或缺的方式。
2 大型燃煤机组影响脱硫效率的因素
2.1 烟气流量
一个完成的系统有锅炉燃烧与FGD共同组成。而对于燃烧系统来说, 其运行的参数时直接影响烟气参数的变化的重要因素, 燃烧系统为了使煤粉能够燃烧起来, 就要为其提供一定量的空气, 且能保证充分的燃烧。燃烧之后的烟气中也会含有一部分过量空气, 而大这些大量的烟气最终会进入到FGD系统中去。
烟气进入FGD系统中后, 烟气流量的大小会对增压风机的运行造成影响, 使增压风机的出力产生阻碍。由此可见, 找出一个合适的送风量, 才能达到系统的脱硫效果与燃烧效果的目的。
2.2 烟气中SO2浓度
烟气中SO2的含量主要取决于机组燃烧的煤种。如果煤种中硫的含量较高, 则燃烧后烟气中硫的含量也会将对较高, 反之, 硫的含量较少。而FGD系统的主要作用是净化烟气, 脱除烟气中的含有SO2的物质, 由此可知, SO2的含量也直接影响着脱硫效果以及设备的能耗。
因此, 为了能够保证机组燃烧中煤种的稳定, 能够对煤种变化时对FGD系统设备的运行参数以及状况进行及时的调节, 从而来确保脱硫系统与燃烧系统的顺利运行以及同步运行, 也是提高脱硫效率的重要对策。
2.3 烟气流速
适当的烟气流速对脱硫的效果所有增强, 在此基础上还能够节省增压风机、氧化风机的电耗以及循环浆液泵。从脱硫设备的能耗方面出发考虑, 适当的烟气流速可以降低设备的电耗。且烟气流速与增压风机的能耗情况是成正比的, 吸收塔中的烟气流速越高, 气液之间的的阻力也会相对较大, 从而增加了增压风机提升烟气压力的压力, 同时也增加了能耗。
由此可见, 在实际的工程运行中, 对于设备的能耗、烟气的流速以及风机的能耗量好充分考虑, 能够从中选择出合适的、经济的吸收塔烟气流速。
2.4 锅炉投油助燃
锅炉的顺利安全运行, 主要是靠粉机来决定, 在工作的过程中难免会出现故障, 这时就需要投油来助燃, 从而保证锅炉的正常运行。在投油的过程中, 往往或因为氧量较小或者是炉膛燃烧区域的温度偏小而造成燃油无法燃尽。而这些没有燃尽的油污会随着烟气进入到脱硫系统的吸收塔中, 甚至还会造成电除尘器停运的情况, 最终导致油污以及粉尘被吸入到吸收塔浆液中, 大大影响了吸收剂以及SO2的反应过程, 降低了脱硫的效率。
因此, 在锅炉投油助燃的过程中, 应该讲烟道系统旁的路挡板打开, 并降低增压风机的风量运行负荷, 从而降低了吸收塔内脱硫环境的污染, 确保FGD系统的正常运行以及脱硫效率。
3 脱硫系统运行节能总结与展望
3.1能够根据石灰石湿磨能耗以及石灰石量的对脱硫的效率以及石灰石的消耗量进行综合考虑, 对其运行时间进行优化, 并保证浆液量充足的情况下降低对石灰石湿磨的能耗。
3.2氧化风机优化。主要是通过氧化空气的理论流量以及机组的负荷、燃煤硫分变化、脱硫塔中氧量需要进行氧化机变频改造。从而避免吸收塔内脱硫环境的恶化, 并降低氧化风机的运行能耗。
3.3循环浆液泵的运行优化。在确保出口排放浓度的基础上, 能够关闭一台或多台泵来进行能耗的节省。还可以根据实际的运行经验, 来对循环泵的运行卡片进行控制, 以此来降低循环浆液泵的开启数量, 达到节能的效果。
4 结语
总之, 为了在保证脱硫效果的前提下降低能耗是目前最为重要的一个话题, 能够根据设备的自身特点以及找出调节设备的关键参数是非常重要的工作, 从而为大型燃煤机组脱硫设备的顺利运行提供有力的帮助。
参考文献
[1]徐钢, 袁星, 杨勇平, 陆诗原, 黄圣伟, 张锴.火电机组烟气脱硫系统的节能优化运行[J].中国电机工程学报, 2012, 32:22-29+5.
[2]杨勇平, 袁星, 黄圣伟, 徐钢.火电机组湿法脱硫系统能耗的回归分析[J].工程热物理学报, 2012, 11:1854-1859.
[3]王红.燃煤电厂烟气脱硫工艺生命周期评估[D].浙江大学, 2012.
机组能耗 篇3
1 系统模型简介
火力发电机组能耗实时监测模型最关键的计算指标为供电煤耗率, 它是反映机组经济性水平的最直接技术指标。根据热力学原理, 供电煤耗率的计算公式为
式中:qr为汽轮机热耗率;ηg l为锅炉热效率;ηp为系统管道效率;e为单台机组的厂用电率。
1.1 锅炉效率计算方法
本计算模型锅炉效率采用反平衡方法, 其计算公式为
式中:化学未燃烧热损失q3、散热损失q5及其他热损失q6均可取定值或根据相关参数计算出来。
排烟热损失q2的计算方法:通过测量排烟中各烟气组分体积份额, 可以计算出单位体积烟气排烟焓。同时, 根据排烟中各烟气组分体积份额, 可计算出入炉燃料中各元素对应摩尔数及生成单位体积烟气所需放出的热量, 从而计算出排烟热损失q2。
机械未完全燃烧热损失q4的计算方法:在多次性能试验基础上, 拟合出q4随燃料特性系数β及煤种变化的曲线, 根据排烟中CO2和O2体积份额计算出β, 根据单位负荷下燃料消耗量判断煤种变化状况, 从而近似计算出q4。
q2和q4的计算避免了煤质分析过程, q2的计算从对排烟组份分析的角度, 避免了煤质测量计算煤的低位发热量。q4通过经验公式修正的方法来计算得到, 以单位负荷给煤量来反映入炉煤低位发热量的变化, 进而反映煤质分析中C元素含量的变化;以按实际烧掉碳含量计算的燃料特性系数的变化, 反映灰渣中未燃尽碳的变化, 从而对基准的q4加以修正, 虽然会产生一定的误差, 但由于目前300 MW以上火力发电机组相对来说煤质较为平稳, 煤质分析中的C/H比、C/Q比波动很小, 因而此模型在锅炉效率计算上的误差尚属可接受范围之内。例如2008年江苏省内各大火力发电机组煤质分析数据, 统计分析得到其C/H比、C/Q比波动就很小, 如图1所示。
从统计数据可以看出, 江苏省内300 MW以上机组所使用的煤种其C/H比平均值为16.688 8, 均方差为0.701 2;C/Q比平均值为0.002 651, 均方差为4.79×10-5;以燃煤低位发热量来反映燃煤中C元素含量可能产生的误差仅为1.8%, 造成机械未完全燃烧热损失与实际值的偏差率约为0.27%, 由此引起供电煤耗的偏差率约为0.256%。
1.2 汽轮机热耗率计算方法
汽轮机热耗率的计算公式为
式中:D0为主蒸汽流量;H0为主蒸汽焓值;DRH为再热蒸汽流量;HRH为再热蒸汽焓值;Dfw为主给水流量;Hfw为主给水焓值;DCR为冷再蒸汽流量;HCR为冷再蒸汽焓值;DSHS为过热减温水流量;HSHS为过热减温水焓值;DRHS为再热减温水流量;HRHS为再热减温水焓值;Pe l为发电机功率。在汽轮机计算模型中, 将进入汽轮机的总热量主要分为主蒸汽携带的和再热蒸汽携带的2部分, 各焓值通过温度、压力求取, 流量用能量平衡的方法获取。
1.3 厂用电率和管道效率的计算方法
通常, 系统的管道效率变化不大, 在此取定值作常数处理。火力发电机组的厂用电率采用机组的上网功率、发电机功率进行计算。
2 能耗实时计算模型应用前提———数据处理技术[2]
热工过程是一个大滞后、大惯性的过程, 同一时标采集过来的一批实时运行数据并不代表彼此就能匹配起来, 只有在工况稳定的情况下, 各数据才能真正反映机组的实际运行情况, 此时计算出来的能耗才是比较准确的。因此, 上述火力发电机组能耗实时计算模型成功应用的关键就是必须是在工况稳定的情况下计算, 才能得出正确的结果。如果工况不稳定, 各参数的不匹配程度很大, 极有可能导致计算结果错误。下面将从数据调和技术、规则性判断2方面介绍此计算模型必须的数据处理技术。
2.1 数据调和技术[3]
数据调和技术, 即为在满足质量、能量平衡的基础上, 对计算模型的测量输入进行相应的调整, 以使得调和后的计算结果和测量数据最大程度地匹配。比如, 在本计算模型中, 影响计算结果最大的是给水流量, 因为流量测量不准一直是热工测量的难题。为了尽量减小它对计算结果的影响, 可在大量历史数据的基础上, 先拟合功率与给水流量之间的关系, 再判断测量的给水流量和拟合出来的给水流量之间的误差, 进而决定是否用其他流量进行反算给水流量, 替代直接测量的给水流量。
数据调和技术的应用对流量问题的解决具有很大作用, 为计算结果的准确性奠定了基础。
2.2 数据规则性判断技术
数据规则性判断主要包括以下几个方面:
(1) 数据的光滑与滤波, 去除高频噪声。系统的预处理模型相当于一个低通滤波器, 将测量数据中的噪声去除, 以获取稳定工况。
(2) 数据的有效性判断。对测量的数据进行上下限、斜率等判断, 以保证计算数据的合理性、稳定性。
(3) 交叉判断技术。热工模型, 各参数之间必然存在很多联系, 可以通过彼此之间的纽带桥梁判断数据的质量。
3 能耗实时计算模型的应用
应用上面介绍的实时火力发电机组能耗实时计算模型, 采用数据调和、数据规则性判断技术, 可开发出较为准确的在线能耗实时监测系统。采集某630 MW机组运行数据, 再开启实时计算模块, 根据一段时间计算结果拟合出来的功率—能耗曲线[4], 如图2所示。
4 能耗实时计算模型的延伸———智能诊断分析功能[5]
根据此能耗实时计算模型, 可以开发出能耗实时监测系统, 在此系统搭建的基础平台上, 可以开发远程智能诊断、专家分析系统。实时计算模型最关键计算指标为供电煤耗率, 它主要包含以下几个部分:锅炉效率、汽轮机热耗率、厂用电率。3个分计算指标又由其他各计算子指标计算得到, 因此可以“树”型结构表达这种关系, 如图3所示。
系统计算通道为“自下而上”数据流结构, 通过采集数据逐层计算相关指标最终得到机组的供电煤耗率。系统分析通道为“自下而上”+“自上而下”数据流结构, 一方面通过与标准源进行比较, 逐层向下递推, 分析导致机组能耗变化的主要原因;另一方面通过与标准源进行采集数据层比较, 通过影响因子叠加方法将这种差别折算到对各层计算指标的影响, 并最终反映到对机组供电煤耗率的影响上。对某1 000 MW机组进行逐层分析, 得到的关键影响因子树形结构图, 如图4所示。
图4中, 以900.236 MW工况为基准工况, 将同负荷段的2条计算结果 (负荷分别为900.236 MW, 898.502 MW) 进行了对比剖析, 虽负荷非常接近, 但供电煤耗率却相差达9.35 g/ (k W·h) 。通过对影响供电煤耗率因子分解, 可发现汽机热耗率的差值折算到对供电煤耗率影响最大, 达到8.48 g/ (k W·h) (锅炉效率偏差对供电煤耗率的影响是0.995 g/ (k W·h) , 厂用电率偏差对供电煤耗率的影响是0.147 g/ (k W·h) , 然后再对汽机热耗率进行分解, 可以发现主给水流量的偏差折算到对汽机热耗率的影响最大, 达到了316.92 8 k J/ (k W·h) 。因此, 可以看出, 主给水流量的偏差是导致这2个工况下供电煤耗率偏差如此之大的关键因素。图4中每行最右边的数据, 代表该行因子的变化对其上层因子的影响程度。
5 结束语
通过锅炉效率算法的修改, 避免了煤质分析等滞后环节影响能耗的实时监测。通过数据调和、数据规则性判断技术判断机组运行状态的稳定性, 保证本能耗计算模型的应用环境, 避免计算结果的误差性。最后结合上述能耗实时计算模型, 分析了建立在此基础上的智能诊断分析模型。
摘要：介绍了一种新的锅炉效率计算模型, 并分析了建立在此基础上火力发电机组能耗实时监测模型的研究方法, 最后介绍了能耗在线智能诊断基本思路。
关键词：实时监测,模型,智能诊断
参考文献
[1]周克毅.国外电站性能监测与诊断概况[J].动力工程, 1999, 19 (1) :58-63.
[2]王培红, 李强, 李琳, 等.厂级监控系统中数据校正算法模型的研究[J].东南大学学报 (自然科学版) , 2005, 35 (1) :11-15.
[3]廖志伟, 孙雅明.数据挖掘技术及其在电力系统中的应用[J].电力系统自动化, 2001, 25 (11) :62-66.
[4]毕政益.火电机组运行优化在线管理系统[J].能源研究与信息, 2000, 16 (1) :12-17.
机组能耗 篇4
关键词：火电机组,准三元,在线,能耗分析
1 引言
随着电力技术的发展、电力改革的不断深入, 厂网分开、竞价上网已成必然。在确保机组安全运行的前提下, 使机组始终保持在最佳工况运行, 最大限度地降低供电煤耗率是市场经济对发电厂提出的现实要求。针对300 MW火电机组开发的在线能耗分析软件, 通过应用ActiveX技术在Intranet上实时浏览机组的经济性指标和运行指标能耗分析结果, 给出主要运行热力参数偏离应达值后对全厂发电煤耗影响的定量关系, 以此作为运行指导及考核依据, 为电厂节能管理和领导随时了解机组的运行经济状态提供科学手段。
2 机组在线能耗分析的数据预处理及应达值的确定
机组在线能耗分析主要采用等效焓降法和热偏差法进行计算, 计算所需的原始数据是从DCS工作站上取到的。机组测点参数难免存在不准确或是前端测点损坏的情况, 这就需要对实时数据进行预处理, 对错误数据进行辨识和剔除, 以保证实时性能计算和能耗分析的准确性。常用的数据检测方法包括:
粗检测法:测量数据是否超过规定的极限值或变化速度超过可能的极限值;
残差型检测法, 又可分为加权残差检测法和标准残差检测法, 测量数据的残差是否超过加权或标准残差检测的门槛值;
突变检测法, 测量数据近两次采样的变化量是否超过可能的极限值。
本文利用机组准三元性能计算结果, 将测点数值拟合成机组功率的函数关系曲线, 然后根据机组当前运行的负荷计算得到各测点的理论值, 如果实际测点值和理论值相差太大则认为数据可疑, 在热力系统无异常前提下以理论值代替测量值进行计算。同时, 保持并及时维护从DCS系统得到的实时数据的完整和准确。
另外各个运行指标应达值 (即机组在现有设备条件和实际运行负荷情况下能达到的最佳运行值) 的合理确定是机组在线能耗分析正确与否的关键。传统的节能方式和手段一般以机组的设计工况参数来考核运行人员的操作水平, 这存在一定的局限性, 各个运行指标的应达值应该是随着机组的负荷、设备条件和运行方式的改变而变化的。本文是结合300 MW火电机组准三元的变工况热力计算和机组大修后的热力试验数据来确定变工况下机组的各个运行指标的应达值。先用机组变工况热力计算程序, 针对不同的运行方式计算机组主要参数的应达值, 然后根据试验数据对数值计算结果进行修正, 拟合特定工况的参数值与负荷间的关系, 用于在线能耗分析。
能耗分析的运行指标可分为可控参数 (可由运行人员进行调整) 和不可控参数。主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热蒸汽温度、给水温度、过热减温水、再热减温水、凝汽器真空、排烟温度、烟气含氧量、飞灰含碳率等指标属于可控参数, 运行人员应通过操作使各参数尽量接近相应的应达值运行, 提高机组的经济性。而加热器端差、凝汽器过冷度、再热蒸汽压损、抽汽管道压损等不可控参数则是反映了设备的运行健康情况, 如果设备性能偏差过大, 说明该设备需要进行检修, 为机组的改进提供科学依据。
3 机组在线能耗分析软件的介绍
3.1 概述
机组在线能耗分析软件通过采集DCS工作站的测点参数, 以一定的时间间隔进行机组的经济性指标计算和在线能耗计算, 将计算结果存入数据库, 方便以后的历史查询, 计算分析结果可以通过Intranet以网页形式在电厂的局域网中显示出来。各个运行指标的应达值、测量值和能耗计算结果以曲线和棒图的形式显示。
3.2 软件结构图如下
本文所述在线能耗分析软件结构如图1所示。
3.3 软件主要功能介绍
3.3.1 实时曲线显示
实时曲线可以直观、准确地显示各个性能指标的应达值和当前运行值的变化趋势, 如图2所示。细线代表当前测量值, 粗线代表应达值, 两者的偏差显而易见, 因此可以指导现场操作人员在线了解运行参数, 以提高运行水平。该控件可以进行曲线的预组态显示, 可以修改时间跨度、调整曲线的显示范围, 并回溯历史数据, 具有打印功能。曲线每6s刷新一次。该ActiveX控件采用Visual Basic编制, 这是因为用VB开发ActiveX控件界面实现更方便, 开发速度较快, 而且分发VB控件也有现成的工具支持。画曲线所需的当前数据获取是按定时器的要求, 每隔一段时间去数据库的实时数据表中取出需要的实时数据, 历史数据的获取方法是根据当前的时间查询对应的数据表, 然后根据需要合并检索到的历史数据, 根据组态信息 (曲线的颜色设置、跨度设置等) 绘制出历史曲线。由于控件在浏览器中的安全性问题, 组态信息不能保存在本地, 而是统一保存在数据库中。为了存储每个用户的个人设置, 需要为每个用户设立用户名和相应的密码。
3.3.2 能耗分析棒图显示
机组运行的经济性指标和各项运行指标的能耗计算结果以6s时间间隔动态显示, 如图3所示, 使厂领导和管理人员在办公室即能及时了解机组的运行经济性, 同时给运行人员一个数量上的概念, 经济损失与运行人员的奖金挂钩, 提高运行人员的操作积极性, 利于机组的经济运行, 降低煤耗率, 为电厂的节能高效提供了很好的监测手段。
3.3.3 能耗值统计
提供各个运行值的能耗统计, 用耗差计算结果代替机组的小指标考核, 确保各值之间的公平合理竞争, 提高运行人员的操作热情。
3.3.4 性能偏差报警
实时监视一些重要的运行指标, 对于某些运行指标偏差太大的性能参数实时报警, 为机组设备的检修和改造提供理论依据。
4 结论
机组在线性能计算和能耗分析对于提高运行人员操作水平和机组经济性、开展节能降耗工作有重要意义。
机组在线能耗分析的正确性取决于测点参数值的预处理和各运行指标应达值的合理确定。应用机组准三元性能计算结果和试验数据可以合理确定运行指标的应达值。
300 MW机组在线能耗分析软件对于300MW机组具有很强的适用性, 耗差的大小和分布情况以曲线和棒图直观显示, 可以实时监视机组运行的经济性和设备运行情况。
参考文献
[1]任浩仁, 李蔚, 等.火电机组变工况下运行指标应达值的分析, 中国电机工程学报[J], 1999, 19 (9) :50-52.
[2]杨勇平、王加璇, 等, 供热机组能耗分析与主要技术经济指标在线处理系统.现代电力[J], 1999, 16 (3) :1-5.
机组能耗 篇5
目前,国内运行的核电机组已达13座,装机容量1116.9万kW,占国内电力总装机容量的1.16%,年发电量相当于3172万吨标准煤。核电的安全问题一直为社会关注[1],在重视核电机组安全性的前提下提升机组效率,可以节约不可再生的核燃料,进一步提高核电在发电产业中的地位。
单耗分析理论是基于热力学第二定律的能量系统火用分析方法,通过分析设备单耗空间内分布及变化状况,为节能降耗提供理论依据,近年逐渐应用于工程及研究中。
本文从单耗分析理论标准煤耗化的评价方法,扩展出以标准燃料质量化损耗表示核电机组能耗分布状况,将单耗分析法运用于核电机组能耗评价体系。通过对最新引进第三代核电技术的AP1000非能动性安全系统核电机组进行能耗分析,展示出核电机组能耗分布状况,得出基于汽水循环的核电机组标准质量损耗化和标准煤耗化的单耗分布,并为节能工程改造和核电机组设计提出方向性指导。
1 单耗分析理论及改进
1.1 单耗分析理论
最低理论单耗的通用表达式[2]为:
式中:b—标准发电单耗;BS—标准煤耗量;We—机组发电量;F—投入系统的燃料总火用值;P—产品的总火用值;ef—单位燃料所含火用值;ep—单位产品所含火用值;Ij—设备及过程的火用耗损;bmin—产品的理论最低单耗;bj—设备或过程的附加单耗。
其中,bmin为生产单位产品的理论最低燃料单耗,即无不可逆现象发生,系统没有造成损耗时的产品燃料单耗,对于火电机组标准煤耗化的数值为122.9g/kWh。由于设备的不可逆性,火用在转化过程中伴随着火无的产生,单耗分析理论中以附加单耗的形式表示过程中火无的产量,单耗的表达式由式(1)得:b=bmin+∑bj。
在不可逆状况下,要达到生产单位产品的目的,过程中附加单耗产生的是不可避免。
对于火电机组单耗bR的理论表达式为:
bR=bmin+btj+bbj+bbbj (2)
式中:bR—火电机组单耗;btj—汽轮机系统附加单耗;bbj—锅炉换热设备附加单耗;bbbj—燃料火用转化损失。
各项系统设备损耗引起的附加燃料单耗,构成系统额外的固定成本[3]。
1.2 核电机组单耗分析理论的应用
不可逆过程产生的火用损均可以视为等价火用损,火用损量可以转化为附加单耗表示。即不可逆过程造成的等价火用损,可以表示为附加单耗,不同能量系统同样适用。
任何发电设备目标任务是产生电能,火电机组电能的单耗数值可以用标准煤耗化的最低理论单耗表示,核电的最低理论单耗同时也可以使用其标准裂变燃料来表示。
基于核燃料U物质核裂变过程的核电机组,在热量和做功能力转换完全无损失的状况下[4,5],根据质能方程有:
EU=mUc2=WU=exU (3)
式中:EU—核燃料能量;mU—单位裂变标准燃料质量损耗;c=299792.458m/s;WU—单位电量;exU—火用量。
对于1kWh电量,核电机组最低理论单耗为:
Umin=40.055ng/kWh (4)
Umin意义为:核电系统通过裂变无任何损失地产生1kWh电量所需消耗最低裂变物质质量。对于以235U为裂变燃料的核电系统,理论最低需要完全裂变40.055ng(诺克,1×10-6g)的标准裂变燃料。
核电机组与火电机组汽轮机组布置形式及运行理论相同,其汽轮机系统设备附加单耗为Utj;核电机组一回路作用与锅炉换热设备目换热形式不同,但均为有温差换热,其换热设备产生的附加单耗为Ufj,由核燃料转化为一回路工质火用过程中产生的附加单耗表示为Ufbj。核电机组能耗分布UN的表达式为:
UN=Umin+Utj+Ufj+Ufbj (5)
附加单耗的单位为ng/kWh。以标准煤耗bmin的表达式为:
bN=bmin+btj+bfj+bfbj (6)
核电机组中,将机组系统按照功能划分为多个系统,将任何一段区域内的受热面或设备看做一个独立的火用流系统,其附加单耗的计算式为:
bj=bmin[∑mi(e′i-e″i)-∑mpi(e′pi-e″pi)-∑Wei]/We (7)
式中:mi—单位时间内流经独立系统的放热工质流量;e′i—单位放热工质进入系统时所含火用值;e″i—单位放热工质离开系统时所含火用值;mpi—单位时间内流经独立系统吸热工质流量;e″pi—单位吸热工质离开系统时所含火用值;e′pi—单位吸热工质进入系统时所含火用值;Wei—系统内做功量;We—输出总功率。
2 案例分析
文中采用热力计算配合设备说明书数据建立基准数学模型,根据稳定工况方法配合设备说明书数据建立稳定工况数学模型。案例基于三门工程AP1000进口核电机组,对核电机组运行的稳定工况进行单耗分析。
2.1 AP1000机组简介
三门核电工程是国家首个核电自主化依托项目,其中1#机组为全球首台AP1000核电机组。AP1000核电站与传统的压水堆设计相比,最大的特点在于使用非能动的安全系统来减缓设计工况中有可能发生的意外事故,提高电站的安全性[6]。
核岛一回路系统如图1所示。二回路蒸汽工质在蒸汽发生器中与一回路冷却剂进行换热,二回路工质受热生成额定参数主蒸汽。一回路中冷却剂由泵加压后进入安全壳内,与堆芯包壳进行换热后重新进入蒸汽发生器中[7]。
常规岛二回路热力系统如图2所示。汽轮机系统为三菱公司生产的1250MW凝汽式汽轮机,采用单轴六排汽,布置1个高压缸和3个低压缸,采用一次再热。回热系统设置2个高压加热器,1个除氧器和4个低压加热器[8]。
2.2 系统流程
蒸汽发生器由与反应堆冷却剂换热产生蒸汽,蒸汽首先进入汽轮机高压缸做功,再进入汽水分离器和再热器,经过汽水分离和再热后进入双流低压缸做功,最后乏汽进入凝汽器;凝结水由升压经轴封加热器(SG)和四级低压加热器加热进入除氧器;低压加热器的加热蒸汽由抽汽管道从低压缸抽出,4号低压加热器疏水流经5号低压加热器后与主给水汇合,6号和7号低压加热器疏水逐级自流至凝汽器;除氧器的加热蒸汽由高压缸排汽供给,然后除氧后的给水由主给水泵升压经1号和2号高压给水加热器进入蒸汽发生器完成一个循环;高压给水加热器的加热蒸汽由汽轮机高压缸经抽汽,放热后疏水逐级自流至除氧器[9]。
3 附加单耗分布
在额定工况下,机组功率为1251MW,反应堆输出功率为3415MW,根据单耗理论转化为标准煤耗表示,AP1000核电机组单耗总量为335.62g/kWh;转化为标准裂变燃料质量表示为109.38ng/kWh。按照机组回路,常规岛部分包括汽轮机及回热系统和不带放射性的二回路系统;核岛系统包括安全壳内堆芯以及流动工质带放射性的一回路系统。
3.1 常规岛部分附加单耗分布
AP1000机组常规岛系统能耗(标准煤为基准下附加单耗和标准裂变燃料)分布如表1所示。在汽轮机及其热力系统中,换热的工质依据温度压力等级和方式不同,分为蒸汽做功、汽水换热和混合式换热。
凝汽器系统和汽轮机内部是产生附加单耗的主要区域。凝汽器中,汽轮机排汽与凝结水放热过程造成的附加单耗占换热过程的主要部分。
汽轮机汽缸做功过程是常规岛系统中附加单耗最主要的来源。由于主蒸汽参数原因,汽轮机高压缸排汽具有一定湿度,因此高压缸附加单耗高于同功率超临界机组;低压缸蒸汽经过蒸汽再热系统,工质流动状况与常规机组相似。
机组回热系统及蒸汽再热系统附加单耗分布如图3所示。回热系统和再热系统设备中,回热加热器的换热附加单耗占主要部分。汽轮机汽缸末级抽汽湿度增加,导致抽汽管道附加单耗高于火电机组,在2号高压加热器、再热器及最后两级低压加热器中表现最为明显。回热及再热系统中,蒸汽工质与给水温度配合情况良好,附加单耗总量低。
管道的附加单耗损失约占总量的0.3%,带来的能耗影响较常规火电机组0.7%～1%有较大程度降低。
3.2 核岛部分及整体系统能耗分布
机组整体系统能耗(标准煤为基准下附加单耗和标准裂变燃料)分布如表2所示。单耗分析法中,使用任何一种基准燃料,对于评价效果没有影响。冷却剂、包壳至冷却剂和堆芯至包壳过程中产生的附加单耗类型相同,在稳态工况下为普通传热过程,均属于一回路系统附加单耗。
附加单耗Ufcj的来源为冷却剂与二回路中给水换热过程中的平均换热温差。附加单耗Ufkj来源于堆芯的金属包壳工作温度与冷却剂间的换热温差。附加单耗Ufxj来源于燃料裂变过程产生能量与周围慢化剂的换热温差,是一回路系统中最大附加单耗来源,约占总能耗的25%。为了保证机组运行的安全性能,堆芯及包壳的温度不能超过限定范围,使换热温度等级受到限制。
燃料转化附加单耗Ubj,来源于燃料裂变产生的能量,由裂变火用转化为慢化剂的势能时产生的附加单耗。该过程只与裂变燃料和慢化剂的属性有关,可以通过改变慢化剂类型提高转化火用利用率。
3.3 节能潜力挖掘
在保证反应堆核安全的前提下,通过技术条件的改进,可以减小核电机组附加单耗的损失。为保证安全性,核电机组一般承担电网基本负荷,运行于满负荷额定工况,并且极少参与调峰过程,因此仅考虑额定工况的稳态条件。机组主要优化参数及节能潜力如表3所示。与一般常规机组相同,提高主蒸汽参数,能够直接提高常规岛系统出力,而主蒸汽温度由蒸汽发生器中换热温度决定。降低换热过程中的不可逆因素,对核电机组效率影响效果最为明显。燃料裂变转化率的节能效果最大,然而基于技术因素,实现极为困难。在核裂变技术没有跨越式发展的前提下,不考虑燃料裂变转化率带来的节能潜力。
火电机组中,燃料燃烧放热过程的温度限定来自于管道工质的限制。现行核电机组中,管道工质的承压承温问题并非主要矛盾。主蒸汽参数的提高受蒸汽发生器的换热情况制约,而蒸汽发生器、二回路乃至包壳运行温度均受制于保证堆芯安全运行温度。因此,通过技术进步提升堆芯的安全运行温度是提高核电机组效率的核心问题,是当前降低核电机组单耗的有效手段。
4 结语
单耗分析法可以运用不同的计量标准对不同类型发电机组进行能耗分布的评价。核电机组的标准单耗可以根据工程的需求,以标准煤化和标准裂变质量化的形式表示,目的在于方便工程改造中的效果评定,不影响能耗分布状况。
通过单耗理论分析,核电机组常规岛部分附加单耗总量与超临界机组相差不大,提高运行过程中蒸汽工质的干度,能够获得一定的节能效果。主蒸汽参数受制于核岛安全及堆芯等技术问题,提高堆芯与二回路的平均换热温度能够从本质上提高核电机组的电效率。
摘要：单耗分析法是基于热力学第二定律以分析产品单耗结构作为降耗指标的能耗评价方法。核电系统遵循单耗分析方法,其能耗评价方式可以分为:标准燃料损耗化及附加单耗分布形式和标准煤耗化及其附加单耗分布形式,体现出不同标准燃料下的能耗分布状况。针对国内最新引进的第三代非能动压水堆AP1000机组进行拓展研究,在保证核电机组安全运行的前提下,提高堆芯对一回路换热温度等级,同时相应提高二回路汽轮机系统工质参数,对提高核电机组效率有显著作用;常规岛中减小蒸汽湿度,有助于降低回热系统能耗。
关键词：单耗分析法,火用分析,核电工业,AP1000,能耗分布
参考文献
[1]周涛,陆道纲,李悠然.核安全文化与中国核电发展[J].现代电力,2006,23(5):16-23.
[2]段立强,潘翔,杨勇平.超临界机组附加单耗分布及案例分析[J].华北电力大学学报,2012,39(1):37-42.
[3]宋之平.节能的理论与技术[M].北京:中国电力出版社,2007.
[4]谢仲生.核反应堆物理分析[M].陕西:西安交通大学出版社,2004.
[5]于平安,朱瑞安,喻真烷,等.核反应堆热工分析[M].上海:上海交通大学出版社,2002.
[6]王益华.第三代核电技术经济性探析—对AP1000核电机组的认识[J].价格理论与实践,2010,(10):71-72.
[7]黄来,张建玲,彭敏,等.第3代核电技术AP1000核岛技术分析[J].湖南电力,2009,29(4):1-3,22.
[8]张晓辉.AP1000非能动先进压水堆的二回路系统与1000MW火电机组的比较[J].黑龙江科技信息,2009,(7):36-37.
机组能耗 篇6
热力发电是现代电力生产方式之一,其利用燃烧产出热能后转变为电能,保持地区供电运输作业的稳定性。发电机组是热力发电的核心设备,其能耗系数不仅关系着电厂运营收 益,也影响着地区实际供配电效率。为了避免能耗过高带来的 不利影响,可根据实际情况对发电机组实施节能改造,创建更加优越的燃煤发电生产环境。节能改造不是盲目地调 整机组运行结构,而是要根据发电厂现有的生产条件,建设符合厂内 发电要求的节能控制平台。
1燃煤发电机组原理及发展趋势
1.1机组原理
燃煤发电改造带动着工业生产活动,使发电设备相关制造行业获得了显著发展,这与发电行业配套设施的进步有着密切关联。燃煤发电机组(图1)是电力生产的核心设备,其工作原理如下:将煤燃烧产生的热能通过发电动力装置(电厂锅炉、汽轮机和发电机及其辅助装置等)转换成电能。
1.2发展趋势
燃煤发电在国内已发展较长时间,也是电力生产最基本的模式。作为电力行业生产的主要方式,燃煤发电长期以来为国内用户提供了大量电能,保证了区域用电资源的可持续分 配。发电机组是电厂建设与改造的重点对象,坚持机组结构与控制方式先进化改造,将成为燃 煤发电机 组发展的 必然趋势。未来,从“节能、绿色、高效”等方面考虑,应综合提升燃煤发电 机组的可操控性,降低燃煤机组运行阶段的能耗。因此,电厂要增加节能技术项目投资,将先进工艺设备用于机组能耗控制与调整,实现燃煤发电产业的绿色化、节能化。
2燃煤发电机组能耗过高的原因
发电机组是发电厂的核心设备,既影响着 电能生产 效率,同时也对发电厂运营收益水平产生决定性作用。燃煤发电 机是电力生产常用设备,以燃烧原理为基础产出能量作为发电来源,维持了区域用电 生产一体 化建设进 程。受主客观 因素影响,发电机组运行期间出现的能耗过高现象,导致了机组 发电效能达不到预定水平,进而阻碍了发电厂日常发电作业 状态,不利于区域用电的最优化运行。下面结合实践分析燃煤 发电机组能耗过高的原因。
2.1客观原因
燃煤发电机组是利用热能发电的生产设备,其内外结构性能对机组能耗有着直接影响,也是阻碍电力生产流程的一大因素。当前,国内燃煤发电机组主要由燃烧系统、汽水系统、电气系统、控制系统等组成,若其中某个部分出现故障则会影 响发电生产效率。例如,燃烧系统、汽水系统负责产生 高温高压 蒸汽;电气系统实现由热能、机械能到电能的转变;控制系统保证各系统安全、合理、经济运行。燃煤发电示意图如图2所示,燃烧不足会减少蒸汽 量,锅炉燃烧 不充分会 影响发电 机运转效率,电气系统故障会影响热能与机械能的转换效率,这些都会提高机组的能耗系数。
2.2主观原因
除了发电机组设备外,发电厂日常生产与管理方式也会影响机组能耗,这是不可忽略的主观原因。首先,值班人员 对发电机组的操控技能不足,实际操控缺乏专业知识为指导,导致机组运行阶段故障率偏高,阻碍了燃煤热能的产出量;其次,电站对机组设备缺少严格的管理措施,不注重机组维修维 护、组件磨损、零件老化等问题,同样对机组能耗有直接影响。此外,设备更新、在线监控、故障防护等对机组能耗系数均有明 显的影响。
3新时期燃煤发电机组节能改造的措施
现代电力行业已步入新的发展阶段,节能降耗成为行业运营的先进思想,用其指导电力生产模式改革具有多方面 意义,可全面提升电力行业的市场竞争力。为了解决燃煤发电 机组能耗超标问题,企业要注重发电机组节能改造控制,以先进科技为支撑优化设备性能,共同创建现代化燃煤发电生产平 台。笔者认为,发电机组节能改造措施包括优化管理、技术改造、设备升级、在线监测等多项内容,需技术人员按照电厂实际运 行情况提出改造措施。
具体如下:
3.1优化管理
新时代节能思想广泛应用于发电行业,燃煤机组改造需坚持集约化原则,合理应用节能技术,控制厂内的能 耗量。发电厂拟定机组运行管理方案,可最大限度抑制各种能耗问题,维持机组处于相对高效的运行状态。一般来说,燃煤发电机组管理包括:开展专项监督工作,如合理安排发电机组开机组合、选择高质原煤作为燃料(表1)等,同时优化燃煤机组发电运行方式,科学提高燃煤机组发电负荷率;合理确定系统旋转备用 容量,促进可再生能源消纳,促进节能减排和优化调度,实现资源优化利用。应用节能技术对发电厂燃煤发电机组运行进行 优化管理,可明显降低电能消耗,构建节能化发电生产模式。
3.2技术改造
燃煤发电作为一种传统的发电方式也有其弊端 和不足之处,如煤炭直接燃烧排放的SO2、NOx等酸性气体不断增长,使得我国的酸雨量增加,粉尘污染给人们的生活及植物的生长造成不良影响。因此,要不断改进燃煤发电生产方案,利用各种技术提高发电效率,减轻各种因素产生的能耗问 题。例如,对烟尘采用脱硫除尘处理或改烧天然气,汽轮机改用空气冷 却。燃煤发电是现代电力生产的主要形式,燃煤发电机组结构设计关系着作业效率。节能改造是发电工程规划改造的第一步,融入节能降耗思想对燃煤发电机组结构进行改良,可大大降低机组生产能耗,实现节能发电。
3.3设备升级
重点推进现役燃煤发电机组大气污染物达标排 放环保改造,燃煤发电机组必须安装高效脱硫脱硝和除尘设施,未达标排放的要加快实施环保设施改造升级,确保满足最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达标排放要求。发电厂可定期检查设备运行状态是否符合标准,及时调整燃煤机组内外结构状 态,对机组做好充分的结构改造计划,适应热力发电控制要求。节能理念贯穿于燃煤发电机组升级的全过程,可从工艺上改良发电机的配套设备,提高固有能源的综合利用率,如采用无功 补偿装置、节能型配电变压器等。
3.4在线监控
在线监控系统是发电厂主要监测装置,它能对燃煤发电机组的运行情况进行实时监控,从而及时发现机组存在的异 常。工业计算机是监控系统的主控设备,计算机程序可定向收集机组数据,然后借助数字模型分析机组运行动态,从而提前做 好节能降耗控制工作。随着生产规模的扩大化,煤电公司应增加技术项目投资,既考虑到燃煤发电生产需要,同时遵循电 厂运行监测操作标准,安装高精度监测设备,以便及时掌控燃 煤机组工作状态。例如,远程遥控 是发电厂 内区域监 控的常用 技术,由远程网络、摄像头等构成定向监控平台,24h传递机组工作数据,为值班人员监控分析提供真实依据。
4结语