热电联产电厂

2024-10-28

热电联产电厂(共7篇)

热电联产电厂 篇1

摘要:通过对热电联产冷分产及冷热电联产能源消耗的计算分析比较,进一步论述在热电厂热电联产基础上发展冷热电联产的可行性和合理性,结合实例说明发展冷热电联产所产生的经济性、节能性和环保性,并为其他热电厂的节能改造提出建议。

关键词:冷热电联产,能源耗率,节能性,经济性,环境保护

引言

冷热电联产(Combined Cooling Heating and Power,CCHP)是指冷、热、电三种不同形式的能量联合生产,是一种建立在能量梯级利用概念基础上,将制冷、供热(供暖和供热水)及发电过程一体化的总能系统,目的在于提高能源利用效率、降低发电煤耗,降低CO2和SO2的排放量[1]。本文以上海地区某热电厂热电联产基础上发展冷热电联产应用为背景,分析并探讨冷热电联供系统的经济性、节能性和环保性。

1 工程实例

1.1 背景

该热电厂地处上海某工业园区,2000年3月建成投产,实行热电二联供,为工业园区内60余家企事业单位提供生产用电和用汽受季节的影响夏季蒸汽供应量只有冬季热负荷的80%左右,考虑到能源的综合利用,欲将整个生产办公区的空调系统改为吸收式制冷系统,同时减少热电厂自身系统的耗电量。工艺性空调区域环境要求实用建筑面积为1314m 2,行政办公楼及附属办公大楼约3000m 2,合计总空调区域面积为4314m 2,总冷负荷为662kW,其中单控室和网络控制室是全天24h运行,其余房间每天8h运行。考虑到以上运行时间的不同,空调系统的日运行时间折算为12h,夏季年运行时间为1200h。

1.2 系统参数设定

在两个系统中设定回水率为0.7,回水经过汽机的回热加热器加热到给水温度,在溴化锂吸收制冷机前如需要应对供热蒸汽进行减温降压处理,减温水来自溴化锂制冷机凝结水[2]。结合该热电厂已有设备情况,抽凝汽轮机组国产C 15-4.9/0.98,电站锅炉YG-75/5.29-M 12,电压缩制冷机为LS-BLG 745/B型,溴化锂蒸汽双效制冷机为SXZ8-70DF型。采用电厂运行数据,厂用电率ε=0.07,电网供电煤耗b=0.375kg/kWh,机电效率ηjd=0.97,管道效率ηp=0.98。系统初始参数选择如表1所示。

2 节能性分析

2.1 节煤量分析[3]

计算冷热电联产系统一次能耗分析系统的相对节能性时,与热电联产冷分产系统或热、电、冷分产系统比较。本文所研究的冷热电联产是基于燃煤热电厂热电联产的基础上,因此只比较热电冷联产与热电联产冷分产的一次能耗情况。

图1所示为热电联产冷分产系统结构。系统中夏季由于供热量的减少,抽凝机组大多转为凝汽运行,热效率有所下降。

图2所示为冷热电联产系统结构。系统中夏季增加抽汽部分用来驱动吸收式制冷机,可以调高机组内效率,但相对原热电联产、冷分产系统是否节能尚需计算分析。

冷热电联产与热电联产冷分产的节煤量为:

式中:Qc—制冷量,kW;

n1、n2—分别为电压缩制冷机、溴化锂吸收制冷机单位制冷量的耗电量,kW/kW,n1=W1/Qc,n2=W2/Qc。W1、W2分别为电压缩制冷、溴化锂吸收式制冷时制冷系统的耗电量,kW;

ε—热电厂自用电率;

b—电网供电标准煤耗,kg/kWh;

W′—冷热电联产系统发电量,kW;

Wo—热电联产、冷分产系统发电量,kW;

B′、Bo—分别为冷热电联产、热电联产冷分产的耗标煤量,kg/h。

式中:Do′、Do—分别为供热机组在有、无制冷负荷时汽轮机进汽量,kg/h;

αb、αpw—分别以汽轮机进汽量为比较的锅炉蒸发量份额、排污量份额;

hg、hpw、hgs—分别为锅炉过热蒸汽焓,排污水焓,给水焓,kJ/kg;

ηb′、ηb—分别为锅炉在有、无制冷负荷时的热效率。

冷热电联产系统对外供热量为:

式中:Qnr、Qcr—分别为抽凝机组冷热电联产系统对外供热热量、制冷部分的供热量,kJ/h,Qnr=Dnr(hgr-hh),Qcr=Dcr(hgr-hhc)。Dnr为热用户用热供汽量,kg/h;Dcr为制冷供汽量,kg/h。溴化锂制冷机制冷需热量为:

引入制冷用热负荷时的热化系数K,表征在对外供热量Qgr′,总供汽量Dr=Dnr+Dcr时,制冷部分供汽量Dcr与总供汽量Dr的比值:

不同制冷系统的制冷量以冷热电联产的制冷量为标准进行计算,冷热电联产的制冷量为:

引入联产系统的一次节能率I,即以冷热电联产的相对节煤量与热电联产冷分产系统的总耗标煤比值为:

其中B=Brd+Qc·n1·b

式中:Brd—热电联产耗煤量,kg/h;Qc·n1·b—电压缩制冷耗电折合耗标煤量,kg/h。

2.2 节能率分析

2.2.1 热电厂全年运行节能率

冷热电联产与热电联产冷分产相比的节能率I如图3所示。可以得到:热电厂全年运行时,冷热电联产达到一定的热化系数后,能够达到节能的效果;随着热化系数K的增大,节能率达到最大值后开始下降。

2.2.2 供电煤耗率对节能率的影响

取制冷热负荷时和采暖热负荷时热化系数为0.5,抽汽制冷时COPh/COPe=0.314,汽轮机组在运行期内平均发电功率保持额定发电功率,图4为电网供电煤耗b在0.34~0.42kg/kWh间变化时,节能率的变化情况。随着电网供电煤耗的降低,冷热电联产的节能效果减弱。

2.2.3 机组节能率随制冷量的变化

抽凝机组在供热不足的情况下转为凝汽运行,计算工况参考机组为额定工况运行保证凝汽运行的蒸汽量,改变抽汽段的蒸汽流量,在非制冷供热量、制冷量和凝汽量相同的前提下比较制冷量变化对系统节能率的影响。在设计工况下,取K=0.5、K=0.4和K=0.3,所得计算结果如图5所示。由图5中曲线可以看出,调节抽汽式机组实施冷热电联产后与热电联产冷分产相比节能效果是明显的。当K值不变时,随着制冷量的增加冷热电联产的节能效果越好。当制冷量一定时,K值越大冷热电联产相对热电联产、冷分产系统节能效果越好。

3 经济性分析

经济性主要从初投资、固定费、运行费以及年经营费、取得经济效益等方面进行评价。

(1)初投资。

初投资包括设备费、安装费、土建费、电力增容费。现不计土建费,其中安装费按设备费来折算,冷热电联产方案安装费为设备费的20%,热电联产冷分产方案安装费为设备费的15%;电力增容费按500元/kW来计算[4]。

(2)固定费。

固定费包括设备折旧费、占有空间费、利息和税金等。计设备残值及税金,固定费的计算公式如下:

式中:P—初投资;A—固定费;i—年利率;n—折旧年限;(P/A,i,n)—普通年金现值系数。

年利率取为8%,冷热电联产方案折旧年限为20年,热电联产冷分产方案折旧年限为10年,各方案固定费如表2所示。

万元

(3)运行费及年经营费。

运行费包括能耗费、人工费、维修费等。现不计人工费,计算能耗时应考虑建筑的负荷分布规律和设备的部分负荷特性及调节方式。维修费按设备费折算,冷热电联产方案维修费为设备费的8%,热电联产冷分产方案为设备费的8%。电费按0.61元/kWh计,水费按0.7元/t计,年经营费为固定费与运行费之和,具体数据如表3所示。

4 环保性分析

系统对外部环境的影响主要表现为噪声、ODP、温室效应等。

(1)噪声。

与电制冷机相比,溴化锂吸收式制冷机的电动部件只有功率很小的屏蔽泵,因此运转时振动小,噪声低;普通冷却塔的噪声>65dB(A),在设计中尽可能采用低噪声60~65dB(A)、超低噪声设备<60dB(A),有可能还应采取必要的隔声措施。

(2)臭氧耗潜能ODP。

制冷剂的泄漏会破坏大气臭氧层。吸收式冷水机的ODP为0,对臭氧层无破坏作用;电制冷机的ODP为0.055,对臭氧层有破坏作用。

(3)温室效应。

主要指CO2的排放量,1kg的标准煤产生2.79kg的CO2。冷热电联产CO2排放量为157kg/h,热电联产冷分产的排放量为430kg/h。

5 结论

(1)影响冷热电联产系统能耗的因素是多方面的,不同的汽轮机组,不同取值参数,对应能耗发生很大变化,因此冷热电联产要具体情况具体分析。冷热电联产供冷大多利用了多余的废气废热,利用了低品位的能量而提高了一次能源的使用率。

(2)冷热电联产总体运营成本低,一次能耗与环境影响都是最小的。在冷热电联产中用吸收式代替电制冷机,减少了CFC的使用,有利于减少温室效应和保护臭氧层。同时可缓解城市夏季供电紧张局面,无论对用户还是对热电厂都是有利的。

(3)对于热电厂改造冷热电联产工程,无论从节能性、经济性还是外部环境角度来说,都是可考虑使用的优势方案。

参考文献

[1]孙奉仲,杨祥良.热电联产技术与管理[M].北京:中国电力出版社,2008.

[2]余敏.低温核供热堆驱动的制冷系统方案研究[J].工程热物理学报,2001,22(6):1-3.

[3]熊霞利.基于热电冷三联产的吸收式制冷系统节能分析[J].华中科技大学学报,2003,31(10):63-65.

[4]申燕萍,陈剑波.热电冷三联供空调冷热源综合分析比较[J].工程建设与设计,2004,(1):19-20.

热电联产电厂 篇2

新会双水电厂位于广东省江门市新会区双水镇双水工业开发区内, 距离新会城约15km, 电厂建成投产的四台25 MW机组已退役, 目前有两台150 MW循环流化床机组在运行。2×150 MW机组以220kV电压等级接入电网, 出线两回, 即电厂至220kV银湖站双回线路, 导线截面为2×240mm2。工程建设一台660 MW机组, 预计2016年7月28日投产。

1 接入系统方案

(1) 新建电厂至礼乐站两回220kV线路, 线路长度约2×27.5km, 新建线路导线截面采用2×500mm2。 (2) 220kV礼乐站扩建两个220kV间隔。

2 系统继电保护

(1) 220kV线路保护。双水电厂本期新建两回线路至220kV礼乐变电站, 本电厂礼乐 (一) 、 (二) 线路两侧各配置两套保护, 两套保护均具有完整的后备保护功能。 (2) 220kV母线保护。双水电厂中电厂和礼乐站220kV高压配电装置均为双母线接线形式。本期工程电厂220kV母线按双重化原则配置两套母线保护, 每套母线保护均包含断路器失灵保护功能, 且采用独立的CT绕组输入。 (3) 220kV故障录波装置。双水电厂侧新建部分配置一面故障录波器屏, 以录取220kV出线电流、电压量, 断路器的电流量、位置信号以及保护装置的开关量。 (4) 继电保护信息子站。为了提高电厂的运行可靠性, 更好地进行事故分析, 双水电厂新建一套继电保护信息管理系统子站。该系统主要功能为:调用保护和故障录波的数据、进行远方保护定值的调用和修改、较丰富地应用事故分析软件。 (5) 同步相量测量装置。为了对电网进行静态稳定监视及动态稳定估计, 并进行功角动态安全评估, 在双水电厂配置一套同步相量测量装置, 该装置负责测量双水电厂220kV出线和发变组高压侧电流、电压, 发电机的内电势等数据, 并将测量数据通过调度数据网发送到南网总调和广东中调主站进行计算和评估。

3 安全稳定自动装置

近区500kV江门变电站配置有安稳控制子站, 主要功能包括500kV主变过载、跳闸和接收罗洞主站命令, 对220kV雁山、群星、恩平、新会等站执行切负荷命令。500kV香山变电站配置有安稳控制子站, 主要功能包括500kV主变过载、跳闸和接收罗洞主站命令, 对220kV旗乐、逸仙、同益、光明站等站执行切负荷命令;检测峰香甲乙双回线故障, 切铜鼓电厂机组等功能。为了校验电厂建成投产后附近地区电网的局部稳定性, 本文采用2016年夏大方式电网数据作为仿真输入数据, 应用于PSD-BPA软件中, 对投产后的2016年夏大方式下电厂及附近电网进行了“N-2”的稳定校核计算。

3.1 计算条件

稳定计算中暂态稳定包括功角稳定、电压稳定和频率稳定三个方面。计算中, 若三者都稳定, 则系统是稳定的;若有一个不能稳定, 则判定系统失稳。电力系统受到小的或大的扰动后, 在自动装置和控制装置的作用下保持长过程的稳定运行的能力需用动态稳定来校核。线路和主变等元件还需进行热稳定校核。

3.2 仿真结果

(1) 2016年夏大方式, 电厂及附近220kV出线发生严重故障时, 系统均能保持稳定。 (2) 2016年夏大方式, 500kV峰香线发生单回三相故障跳双回时, 220kV北外线过载, 过载率18.2%, 需切除铜鼓B、C厂机组。

3.3 潮流图

2016年夏大方式潮流图如图1所示。

4 失步解列装置

研究表明, 电力系统失步往往可以看成是两个同调机群之间的失步振荡, 此时复杂的系统就把失步断面两侧等值为两机系统或者单机无穷大系统来分析。当发生振荡时, 在系统中会存在一个电压幅值最小的点, 在两侧的发电机功角不断拉大的过程中, 系统中所有点的电压幅值和相角都会随着功角差的变化而变化, 并且系统中电压最低点的电压幅值也在不断减小, 当两侧的发电机功角差拉开到180°时, 电压最低点的电压幅值将几乎为0, 此时说明系统进入失步状态运行, 通常情况下振荡中心就是这电压最低点[1,2,3]。当送出线路一回检修、另一回发生单相瞬时故障时, 系统功角失稳。新会双水电厂升压变相角差、新会双水和礼乐两侧相角差如图2、图3所示, 由图可以看出振荡中心在新会电厂升压变低压侧到高压侧即升压变里, 因此本期电厂需要配置失步解列装置。

5 结语

本文主要对新会双水电厂以220kV电压等级接入广东电网工程继电保护和安全自动装置配置进行论述, 仿真了2016年夏大方式下电厂及附近电网发生N-2故障的系统稳定情况, 找出了当一回线路发生单相瞬时故障、另一回线路发生永久故障时, 振荡中心落点在哪里, 论证了配置失步解列装置的必要性。

摘要:分析了新会双水电厂接入系统方案, 论证了线路保护、母线保护、故障录波装置、继电保护信息子站、同步相量测量装置、安全自动装置、失步解列装置的配置依据, 分析了振荡中心的位置, 得出振荡中心落在升压变内部的结论。

关键词:同步相量测量装置,安全自动装置,失步解列装置,振荡中心

参考文献

[1]张保会, 尹项根.电力系统继电保护[M].北京:中国电力出版社, 2005.

[2]侯俊贤, 韩民晓, 汤涌, 等.机电暂态仿真中振荡中心的识别方法及应用[J].中国电机工程学报, 2013, 33 (25) :61-67.

热电联产的“破”与“展” 篇3

热电联产是指发电厂既生产电能, 又利用汽轮发电机做过功的蒸汽对用户供热的生产方式, 即同时生产电、热能的工艺过程, 较之分别生产电、热能方式节约燃料。在能源形势严峻、环境质量亟需改善的今天, 热电联产节约能源、改善环境质量之效被凸显, 受到了国家的高度重视, 我国“十一五”与“十二五”节能规划中均将热电联产列为重点工程。

自2006年以来我国装机容量有4年同比增速达到20%左右, 2年在15%左右, 成绩突出, 但在实际的发展中, 我国热电联产行业存在的问题也同样突出。在“2015中国节能与低碳发展论坛热电节能环保技术分论坛”上嘉宾们对热电联产急需解决和突破的问题及以后的发展进行了深入的探讨。

努力解决发展不平衡的现状

近年来, 中国热电联产行业发展迅速, 从南到北、从东到西, 不但在中心城市得到大力发展, 在一些边疆城市也得到了积极发展。据统计, 截至目前中国现有统调热电厂的省市已有北京、天津、河北、山东、上海、江苏、黑龙江、辽宁、内蒙、西藏、新疆等31个;非统调热电厂有广西、海南、贵州等省。

“但中国热电联产的发展却不平衡, 有的省发展得很快, 有的省发展得很慢。”中国电机工程学会热电专业委员会高级顾问、原能源部节能司小热电办公室主任王振铭表示, 统调热电厂中北京、天津、辽宁、黑龙江和吉林等省市是全国热电机组装机比重较大的地区, 热电机组在节约能源改善城市环境质量方面发挥了重要作用。但属于非统调热电厂的几个省, 应尽快提高发展热电联产在节能降耗中的作用认识, 以便更有效地节约能源。

中国气候具有显著的季风特色, 北方地区冬季气候寒冷, 采暖时间长, 热负荷大, 热电联产集中供暖方式就显的尤为重要。“目前, 北方地区普遍使用的集中供暖方式主要有城市热网供暖、区域供暖等。以北京为例, 城市热网由6个热电站搭配3个调峰锅炉房共同构成。这种利用电厂发电后的余热进行冬季供暖的方式被称为热电联产集中供暖。”中国工程院院士江亿说。

而在热电联产集中供暖方面, 辽宁、吉林、黑龙江三省的热电机组比重均较大, 是节约能源改善环境的有效措施。但同为寒冷地区的西北地区, 热电机组却并不发达。如陕西省2009年热电仅占火电装机的5%, 2011年上升为11.17%, 2012年未增加。

那么, 西北地区该如何解决人民生活采暖、用热需要、热电机组欠缺等问题呢?王振铭说:“西北地区用热仍沿用小锅炉的采暖方式, 既浪费能源又污染环境, 领导部门应狠抓小锅炉改造, 加快热电联产的发展, 力争早日与东北三省并肩。”

完善配套政策促进可持续发展

2015年, 国家出台了一系列整治大气环境、下放背压机组核准权限等一系列利好热电发展的政策性文件, 业内人士认为热电行业将迎来新一轮的发展良机, 甚至已有不少民营资本正考虑进军热电站建设, 以抢抓黄金时间。但结合热电投资和运营的实际经验, 现在谈迎新一轮发展机遇还为时尚早, 热电联产大发展尚有政策障碍。

王振铭表示, 中国历届政府, 在能源政策性文件中, 均提出“鼓励、支持、发展热电联产”。但是如何支持热电联产的发展, 在金融、税收、环保等方面却未出台优惠政策, 甚至有些地方环保局还将热电厂视为污染大户, 严加监视, 稍有违规就罚款;有些金融部门还出台文件, 将小热电与小火电混为一谈, 规定容量12.5万千瓦以下的热电厂不予贷款, 限期追交贷款等。

“国家相关职能部门及地方政府去年也出台了一系列的鼓励、支持热电企业超低排放的要求和规定, 但这些政策都未考虑到企业的承受能力及性价比是否合适等问题。只是习惯于在面临问题的时候就事论事, 倾向于寻找单一的决定性因素, 以便所谓的实现更有效地解决问题。”山东省热电设计院院长刘博表示, 国家在治理环境支持热电企业实现超低排放的过程中, 一定要有全局观念、系统思维, 不能头痛医头, 脚痛医脚。就好比医生, 既要“治病”, 更要“治人”, 而后者才是最终目的。

虽然国家连续打出政策组合拳, 在天然气利用政策中, 规定已实现冷、热、电联产的燃气热电厂为优先鼓励类企业, 被普遍认为是热电行业相关政策的一大完善, 但是在政策方面, 扶持力度较低, 热电行业的发展仍面临着诸多问题, 相关配套政策仍需完善。神华国华 (北京) 电力研究院有限公司副总工程师岳建华也表示, 如果国家政策上有扶持, 集中供热方面电厂也非常乐意去做, 因为电厂有很多水塔。国华电力目前可以对10公里之内的小区进行集中供暖, 对远距离的供暖投资就需要国家政策的扶持及热力公司的配合才行。

“现在回想起来, 国家对热电联产的政策支持, 只剩下在电力调度方面, 优先调度‘以热定电’运行的热电厂发电量优先上网, 而非采暖期则按一般火电厂凝汽运行机组对待。”王振铭说, 中国应借鉴国外发达国家的一些优惠举措, 完善相关配套政策, 以促进热电联产行业的可持续发展。

全面提升早日实现热电强国

据了解, 2012年中国6000千瓦及以上热电联产装机容量已达22885万千瓦, 2013年底增加2297万千瓦达到了25182万千瓦, 2014年增长11.25%。“从热电发展历史来看, 中国的热电联产装机容量已经超越了美国、俄罗斯, 已居世界首位, 可以说中国已成世界热电大国。”王振铭说。

从中电联统计数据中可以看出, 2006年至2013年, 中国热电联产供热机组容量迅速增加, 从8311万千瓦增加到25182万千瓦, 增加了近两倍;但供热量的增加并不理想, 2006年年供热量为227565万吉焦, 2013年年供热量为324128万吉焦, 增加不到1倍。“这说明很多供热机组供热能力未能充分发挥。”王振铭称, 这些年中国热电联产集中供热发展很快, 但小锅炉的数量发展更快。中国工业锅炉的保有量已从1983年的25万台、53万蒸吨发展到2012年的62万台, 每天要烧掉7亿吨燃煤。

其实, 小锅炉的快速发展与中国电力行业“上大压小”的政策有关。从中国历年集中供热情况看, 蒸汽的供热能力和供热总量2006年至2010年反而比2005年有所减少, 而此时热水的供热能力与供热总量却增加9.96%~59.47% (供热能力) 、20.25%~67.48% (供热总量) 。

据王振铭分析, 这是因为电力系统在“上大压小”过程中关停了一批中小热电厂, 上了大机组, 而由于热网不配套等原因, 大机组的热供不出来, 致使供热能力和供热总量减少。另外, 许多地方没有上大型热电机组的条件, 上中小热电机组很难得到批准, 只好上锅炉房, 满足城市居民的采暖需求。因此, 中国现在只可以称得上是“热电大国”, 还不能说是“热电强国”。

据住房和城乡建设部的统计:2014年底中国城市集中供热面积为611246万平米, 加上17个省市有县集中供热114200万平米, 20个省市有建制镇集中供热30840万平米, 20个省市有乡集中供热1889万平米, 8个省市有乡和特殊区域集中供热5134万平米, 合计共有集中供热76.33亿平米。另据权威部门统计, 中国北方需采暖的建筑总量约为400亿平米。综合这些数据来看, 中国采暖需求量巨大, 发展集中供热空间广阔。

但在这广阔的发展空间之下, 热电联产集中供热该如何发展呢?王振铭说:“中国要想从热电大国走向热电强国, 就必须学习国外的先进经验, 实行集中供热、因地制宜、区别对待的原则, 全面提升, 降低成本、提高能源利用效率、减少排放量完善服务功能, 把热电联产集中供热作为国家能源政策中优先鼓励和支持的产业, 并加大支持力度, 才能使其快步发展。”

中国历届政府, 在能源政策性文件中, 均提出“鼓励、支持、发展热电联产”。但是如何支持热电联产的发展, 在金融、税收、环保等方面却未出台优惠政策。

功热电联产与系统节能 篇4

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

生物燃气高效制备热电联产技术 篇5

生物燃气高效制备热电联产技术。

二、技术类别

零碳技术。

三、所属领域及适用范围

电力行业生物质热电联产。

四、技术应用现状及产业化情况

生物燃气高效制备热电联产技术已在国内多家大型沼气工程中推广应用, 目前在国内大型沼气工程中推广率约10%~15%, 其关键设备已实现国产化, 有效降低了工程造价和运行成本。

五、技术内容

1. 技术原理

通过高浓度中温厌氧发酵, 降解畜禽粪便、农业废弃物、餐厨垃圾等有机废弃物并生产沼气, 所产沼气集中收集净化处理后通过燃气发电机发电。同时采用余热回收技术回收发电机缸套水及烟道气的余热, 用于发酵系统自身的增温和供暖。高含砂粪便原料的水解除砂技术、高氨氮高效厌氧发酵技术、沼气生物脱硫技术和冬季寒冷地区厌氧罐增温保温技术等已实现技术集成和国产化, 成功解决了畜禽粪便原料发酵产沼气过程中高含砂量、高氨氮和高含硫量等难题。

2. 关键技术

(1) 水解除砂技术及装置。在预处理阶段设置水解除砂池, 采用水解工艺实现粪砂分离。采用螺旋除砂机械将水解池底部沉砂排出池外, 避免了砂对设备管道的磨损和在厌氧罐内的沉积, 保证系统的高效稳定运行;

(2) 高氨氮高效厌氧发酵工艺和关键装置。研发耐高氨氮菌种培养技术及厌氧发酵工艺, 将厌氧发酵氨氮耐受浓度从常规的3000 mg/L提升至6000 mg/L以上, 为高浓度纯鸡粪厌氧发酵创造了条件;

(3) 新型低能耗慢速中心搅拌技术。采用新型低能耗慢转速中心搅拌机, 保证了罐内的充分传质和传热, 并比传统的机械搅拌节能50%以上;采用自主研发的新型套管密封技术, 提高了设备的效率和可靠性。

3. 工艺流程

生物燃气高效制备热电联产工艺流程主要包括以下步骤:

(1) 原料预处理。通过预处理技术去除原料中不适宜进入厌氧罐的杂质, 如砂子、长纤维、玻璃等无机杂质, 然后通过进料装置将预处理后的原料输入厌氧发酵罐;

(2) 厌氧发酵及后处理。原料在厌氧罐内发酵并生产沼气, 根据实际需求可设置一级或二级发酵。发酵后的残余物可根据实际需求进行固液分离, 沼渣可作为有机肥加工原料, 沼液可直接用作有机肥回灌农田, 或用于生产高端液态有机肥;

(3) 沼气净化贮存。发酵产生的沼气经脱硫系统去除其中的硫化氢, 然后通过脱水装置除去其中的水分, 净化后的沼气储存在贮气柜中备用;

(4) 沼气发电及余热回收。贮气柜中的沼气输送至燃气发电机进行发电, 并通过余热回收系统回收余热用于发酵系统增温。

六、主要技术指标

1. 总固体 (TS) 可达8%~12%;

2. 发酵温度35~38℃;

3. 中温条件下容积产气率≥1.5 m3/m3·d;

4. 年稳定运行时间≥350 d。

七、技术鉴定情况

2012年获得国家能源科技进步三等奖, 并连同其他相关技术共同获得2012年度国家科技进步二等奖, 已获得两项国家发明专利。

八、典型用户及投资效益

典型用户:山东民和牧业股份有限公司、北京德青源农业科技股份有限公司和中粮集团等。

典型案例1:山东民和牧业3 MW沼气发电热电联产工程。

建设规模:3 MW沼气发电工程, 日处理鸡粪500 t和污水500 t。项目建设条件:发酵原料充足, 有适合的建设场地。主要建设内容:建设2座2400 m3水解池、8座3200 m3厌氧发酵罐、1座2000 m3后发酵罐、1台2150 m3双膜干式贮气柜、3台1064 k W沼气发电机组。主要设备为水解池搅拌机、厌氧发酵罐、厌氧发酵罐搅拌机、生物脱硫塔。项目总投资为7000万元, 建设期1年。年减排CO2量1.96万t, 年经济效益1670万元, 投资回收期4年。减排CO2成本为150~200元/t。

典型案例2:宁波万隆酒精厂2×1.56 MW沼气发电热电联产工程。

建设规模:2×1.56 MW热电联产发电机组, 日处理酒精醪液1600 t。项目建设条件:酒精醪液1600t/天, 占地25亩。主要建设内容:建设4座4000 m3厌氧发酵罐, 2台1.56 MW热电联产发电机组。主要设备为厌氧发酵罐、热电联产发电机组。项目总投资5000万元, 建设期1年。年减排CO2量2.1万t, 年经济效益1735万元, 投资回收期3年。减排CO2成本为100~150元/t。

九、推广前景和减排潜力

热电联产项目风险管理研究 篇6

热电联产是指由供热式汽轮发电机组生产的高品质蒸汽发电、低品质蒸汽供热的生产方式, 既生产热能用于集中供热又生产电能用于发电。具有提高供热质量、提高能源利用率、节约能源、控制粉尘污染、减少灰渣污染、减少CO2, SO2和NOX的排放, 增加电力供应量等综合效益[1], 符合我国可持续发展战略, 与党中央建设节约型社会, 提倡“节能减排”的指导方针相吻合。

热电联产项目风险是指在该项目整个寿命周期内发生的对项目建设目标的实现和生产运营可能产生干扰的不确定性影响, 或可能导致项目受到损失或损害的事件。热电联产项目风险具有客观性、可变性、多样性、多层次性和规律性的特点, 我们要对其潜在的风险进行预测和识别, 利用多因素综合评分法对风险因子进行分析与评估, 再根据具体情况采取相应的措施进行处理, 以降低风险造成的损失或避免风险发生。

加强风险管理的专题研究工作对提高热电联产项目风险意识, 掌握风险识别技术, 开展风险评估与分析, 及时防范和化解项目风险, 对提高热电联产项目管理水平和投资效益, 都具有特别重要的意义。

二、热电联产项目风险

(一) 风险概念

风险 (RISK) 是指某种损失发生的可能性, 它是客观存在的具有不确定性的状态, 是不利事件或损失发生的概率及其后果的函数, 用数学公式表示为:R=f (P, C) , 其中R表示风险, P表示不利事件发生的概率, C表示该事件发生的后果。而Kaplan和Garrick则认为, 风险不是一个数字, 也不是一条曲线或是一个向量, 而应该是一个三元组的完备集, 即Risk={}, 其中, Risk 代表风险, Si为第i个有害事件, Li 代表第i个有害事件发生的几率, Xi表示第i个事件的结果, 是一种损失指标, C脚标表示这个集合是一个完备集[2]。

(二) 热电联产项目风险特征

1.客观性和普遍性。

在热电联产项目的全寿命周期内, 风险是无处不在、无时不有的。

2.不确定性。

由于客观条件的不断变化以及人们对未来环境认识的不充分性, 导致人们对事件未来的结果不能完全确定。

3.潜在性。

人类可以利用科学的方法, 正确鉴别风险, 改变风险发生的环境条件, 从而达到减小风险、控制风险的目的。

4.可测性。

对风险发生的频率及其造成的损失程度作出统计分析和主观判断或估计, 从而对可能发生的风险进行预测与衡量。

5.双重性。

对待风险不应只是消极对待其损失一面, 还应将风险当作是一种机会, 通过风险管理尽量获得风险收益。

6.行为相关性。

风险的行为相关性表明, 任何一种风险实质上都是由决策行为与风险状态结合而成的, 是风险状态与决策行为的统一, 但其结果会因不同的风险态度和决策行为而不同。

7.可变性。

这是指在热电联产目实施的整个过程中各种风险在质和量上会发生变化, 随着项目的进行, 有些风险得到控制, 有些风险会发生并得到处理, 同时在项目的每一个阶段都可能产生新的风险。

8.多样性和多层次性。

因热电联产项目周期长、规模大、涉及范围广、风险因素数量多且种类繁杂致使其在全寿命周期内面临的风险多种多样, 而且大量风险因素之间的内在关系错综复杂、各风险因素之间并与外界交叉影响又使风险显示出多层次性。

三、热电联产项目风险管理分析

(一) 识别风险[3]

热电联产项目具有投资大, 技术含量高, 工程复杂和建设周期长等特点, 其风险存在于项目寿命周期的各个阶段, 而风险的大小, 发生与否, 发生造成的损失都对热电联产项目和开发单位造成很大影响, 通过专家调查和环境分析等方法, 识别出影响项目质量、进度、投资等目标顺利实现的主要风险。

1.自然性风险主要包括地质风险和不可抗力风险。热电联产项目建设由热源厂和热网两部分组成, 热网建设通布城市的各个角落, 由于地质的复杂性和资料的缺乏给热网建设带来风险。不可抗力风险主要指未预测到的地震、风暴、雨、雪、泥石流、流砂等给项目带来损失。

2.社会宏观环境风险, 包括政策风险、需求风险、收款风险和汇率风险。政策风险是指国家对热电联产行业政策性的变化, 给项目带来的影响, 甚至导致项目流产;需求风险主要是对顾客的“以热定电”的原则构建起运营能力, 因为热负荷的落实是热电联产项目成立的首要条件, 是热电厂建设的重要基础数据;收款风险是指热电联产企业在产品热费和电费回收过程中, 受现有回款机制制约而产生的无法足额收回热费和电费的情形, 现行的电费回收机制和厂网结算机制, 使企业的应收账款居高不下, 历史拖欠电费数额巨大, 造成流动资金紧缺, 财务费用大幅增加, 同时现有的供热体制和硬件条件使得热费的足额收取受到制约;汇率风险是指未预料的汇率或利率的突然变动, 给项目带来的损失。

3.技术风险是指由于现有技术水平的局限性, 主要包括设计阶段技术水平、建设施工阶段技术水平和投产运行阶段的技术优先程度三方面可能给项目带来的损失。

4.高层战略风险。在城市热力规划不变前提下, 开发商面临的主要风险是项目开发权的竞争, 也称为同行竞争风险。

5.预测风险。在项目的前期策划阶段, 项目主体要对项目进行经济效益预测, 选用不同的指标体系将会有不同的指标结果, 如动态指标的净观值, 内部收益率, 静态指标的投资收益率等等, 而指标的确定又是通过预测的财务报表确定的, 应该说指标的正确与否取决于财务报表内名项数据如投资成本、销售能力、经营成本等的准确预测。

6.组织风险。是指由于项目有关各方关系不协调以及其它不确定性而引起的风险, 主要影响因素包括人员素质、组织状况和协调关系。

7.行为风险。热电联产项目建设过程中由于个人或组织的过失、疏忽、侥幸、恶意等不正当行为对工程进度的推迟、工程设计的修改和变更, 施工中遇到的技术难题等因素影响而可能带来的损失。

8.进度风险。受北方气修影响, 黑龙江省采暖期一般在10月份, 这就要求在热网建设过程中, 一旦拆掉原供热系统就必须保证在9月未能够供热, 其项目进度风险的严重性可想而知, 进度风险的影响因素有技术因素, 计划的合理性、资源的充分性和项目人员经验。

9.合同风险。合同风险主要包括两个方面:一方面是指订立合同时由于信息的不对称使得合同双方的权利和义务不对等的风险;另一方面是指合同一方不履行合同条款而给合同另一方带来的损失。10.费用风险。实际已完成的工程量与计划工作量发生较大差异, 这造成项目计划成本模型的变化。

11.安全风险。主要是由于安全管理不严格和突发事件所造成的。

12.文化风险。项目组织由项目开发、设计、监理、主厂房施工、设备安装、管网施工和管网安装等单位组成, 形成多元文化企业, 相应产生多元文化的项目组织, 在这种背景下可能导致组织运作效率降低, 给项目带来损失。

(二) 风险评估

对项目进行风险评估的方法很多, 如Monte Carlo模拟法, 计划评审技术PERT (Progrem Evaluatcon and Review Techniques) , 主观概率法 (Sujective Probability Method) , 效用理论 (Vtility Theory) , 灰色系统理论 (Grey System Thery) , 故障树分析法FTA (Fault Tree Analysis) 、外推法 (Extrapolation) , 模糊分析方法 (Fezzy Analysis ) , 影响图分析法 (influence Piagram) , 层次分析法 (AHP) 、多因素综合评分法和人工神经网络评价方法等等[5], 本论文运用层次分析法和多因素综合评分法对热电联产项目风险进行评估。

1.利用层次分析法确定各风险因素发生的概率。

(1) 分析各风险因素之间的关系, 建立系统的梯阶层次结构[6]。在应用层次分析法分析问题时, 首先应将问题条理化、层次化, 构造成一个层次分析的结构模型, 在这个结构模型下, 复杂问题被分解为称之为元素的组成部分, 这些元素又按其属性分成若干组, 形成不同层次。同一层次的元素作为准则对下一层的某些元素成支配作用。同时它又受上一层次元素的支配。这些层次大体上可以分为三类:最高层 (目标层) 、中间层 (准则层) 和最低层 (方案层) 。热电联产项目风险因素层次结构如表1。

在表1中, 这一层次结构共分3层, 第一层是该项目的目标层即热电联产项目的总体风险;将第1层的目标做一个划分得到第2层, 它由外部环境和内部环境的两个风险因素组成;将第二层进一步划分, 则得到第三层共16项因素指标。

(2) 对隶属于同一上层因素的下一层次风险因素发生的可能性进行两两比较, 构造两两比较判断矩阵。

假定以上一层次因素A为准则, 所支配的下一层次的因素为x1, x2, …, x16。针对准则A, 需要分析两个元素的xi和xj 哪一个更可能发生, 并按照从1到9的比例标度 (如表2所示) , 对可能性程度赋值, 这样对于准则A, 16个因素两两比较的结果就构成了一个两两比较判断矩阵。

X= (xij ) 16×16

其中xij 就是因素xi与xj 相对于X的重要性的比例程度。

(3) 由判断矩阵计算被比较因素对于该准则的相对权重。根据n个因素x1, x2, …, xn对于准则A的判断矩阵X, 求出它们对于准则C的相对权重向量ω= (ω1, ω2, …, ωn) T。计算权重向量的方法很多, 其中特征根方法是层次分析法中较早提出并得到广泛应用的一种方法。这种方法通过求解判断矩阵X的特征根问题 (Xω=λmaxω) , 得到X的最大特征根λmax 和相应的特征向量ω, 将ω归一化后就可作为权重向量。根据矩阵理论中有关正矩阵的Perron定理可知λmax 存在且唯一, ω的分量均为正数。

在实际过程中, 根据定义计算矩阵的特征根和特征向量是比较困难的。另一方面, 因为成对比较矩阵基本上是定性比较的量化结果, 对它作精确计算是不必要的, 所以完全可以用简便的近似方法计算其特征根和特征向量。在项目的实际操作中, 可以选择一种很简便的方法叫和法。其步骤为:

a.将X的每一列向量归一化得undefined

b.对ω′ij 按行求和得undefined

c.将ω′i归一化得undefined即为近似特征向量。

d.计算undefined。并将其作为最大特征根的近似值。

由于在判断的构造中, 并不要求它具有一致性 (这是由客观事物的复杂性和人的认认的多样性所决定的) , 但把判断矩阵作为求排序权重向量的根据, 就应该要求判断矩阵具有大体上的一致性, 需要对判断矩阵的一致性进行检验。经检验, 当A的不一致性不严重时, 由这种方法得到的特征根与精确计算得到的结果相差甚微。

(4) 计算最低层各因素对系统目标的合成权重, 并进行排序。上一步获得的仅仅是一组因素对其上一层中某因素的权重向量, 而最终要得到的是最低层各因素对最高层 (系统目标) 的合成权重。

假定已经求出第k-1层上nk-1个因素相对于总目标的排序权重向量ω (k-1) = (ω1 (k-1) , ω2 (k-1) , …, ωnk-1 (k-1) ) T, 第k层上nk 个因素以第k-1层上第j个因素为准则的排序权重向量设为Pj (k) = (P1j (k) , P2j (k) , …, Pnkj (k) ) T, 其中不受j支配的因素的权重为零。令P (k) = (P1 (k) , P2 (k) , …, Pnk-1 (k) ) , 它是nk×NK-1 矩阵, 表示第k层因素对第k-1层上各因素的排序。那么第k层上因素对总目标的合成排序向量ω (k) 为:

ω (k) = (ω1 (k) , ω2 (k) , …, ωnk (k) ) T=P (k) ω (k-1)

其中undefined

一般地有 ω (k) =P (k) P (k-1) …P (3) ω (2)

这里ω (2) , 是第二层元素对总目标的排序向量。计算出ω (2) 之后, 就已经得出各个风险因素的权重了。

2.多因素综合评分法。

根据上面求出的影响向热电联产项目的各个风险因素的权重, 每一个风险因素对项目的影响是多方面的。我们可以通过查阅文献和专家实地考察相结合, 同时参考前期进行的问卷调查结果, 对所获得的结果进行整理和修正。在完成这些工作的基础上, 对每一个风险因素评定分值, 分值越高, 说明目前的风险状况越好;反已则越差。

多因素综合评分分析法的表达式为:

undefined

式中G表示热电联产项目的风险总体状况, 表式第1至第m个风险, 这里取16;Wi表式第i个风险因素发生的可能性, Pi表示第i个风险因素的评分值。

在实际计算过程中, 规定每个风险因素的满分为10分。根据分析和计算, 将所得到的权重和评分值分别代入多因素综合评分分析法的表达式中并求和, 即可得到热电联产项目的风险总体状况G。G的值越大, 说明该项目的风险总体状况越好。

(三) 风险处置[6]

通过对热电联产项目风险的评估和分析, 把风险发生的概率、损失严重程度以及其它因素综合起来考虑, 就可得出其发生各种风险的可能性及其危害程度, 再与公认的安全指标相比较, 就可确定项目的危险等级, 从而决定应采取什么样的措施以及控制措施应采取到什么程度。对项目进行风险处置就是制订并实施风险处置计划, 我们对风险处置的方法包括风险回避、风险控制、风险自留和风险转嫁。

四、结论

热电联产项目风险管理是一个复杂的、宠大的、动态的系统工程, 涉及到不同层次的多个部门、多个环节和多个方面, 必须坚持不懈地跟踪整个项目生命周期的进展情况, 重视风险的监视和反馈, 利用层次分析法和多因素综合评价法对16个风险因素进行评价分析, 降低风险发生的概率或转移风险, 减少风险损失, 从而减小风险对整个热电联产项目所造成的影响。

参考文献

[1]麦克.布朗.热电联产在全球的推广[J].热电技术, 2001 (4) .

[2]尹志军, 陈立文.我国工程项目风险管理进展研究[J].基建优化, 2002 (S) :6-10.

[3]姜启源.数学模型 (第二版) [M].北京:高等教育出版社, 2001:305-325.

[4]刘国新, 王光杰.创业风险管理[M].武汉:武汉理工大学出版社, 2004:104-109.

[5]谢科范.企业风险管理[M].武汉:武汉理工大学出版社, 2004:40-62.

热电联产系统技术经济分析 篇7

在能源供应结构中, 煤、天然气属于一次能源, 而热、电属于二次能源。热电联产, 即为既生产电能又对用户供热的生产方式, 这种发电厂称为热电厂。在所有供热形式中, 热电联产的能源利用效率是最高的。

1 热电联产系统的技术优势

一套火力发电机组包括锅炉、蒸汽轮机、发电机等主要设备, 燃料在锅炉中燃烧, 将水加热成高温、高压的过热蒸汽, 蒸汽在汽轮机中做功带动发电机发电, 形成化学能向电能的转变。从汽轮机排出失去做功能力的低压蒸汽, 必须通过凝汽器散热凝结为水后才能回到锅炉中重新循环, 称为“纯凝式汽轮机”。由于排气被冷却的过程是热量散失的过程, 系统热效率并不高, 仅有不到45%的燃料热能被转化为电能。

单纯的凝汽式汽轮发电机组只生产电能, 并不具备供热的功能, 其他型式的汽轮机才具备热电联产功能。

1.1 背压式汽轮机

背压式汽轮机, 即排汽压力高于大气压力的汽轮机。与凝汽式汽轮机相区别的是, 将从汽轮机发电做功后的蒸汽压力保持在大气压力以上, 可以通过管道直接输送给工业蒸汽用户使用, 或者通过加热器加热热水, 以热水作为媒介向外供热, 汽轮机组就具备了热电联产的功能。

由于热量绝大部分被热用户利用, 不存在凝结散热损失, 所以背压机的热效率较高, 一般能达到70%~85%。主要缺点是发电量取决于供热量, 不能同时满足热用户和电用户的需要, 多用于热负荷稳定的热电厂。

1.2 抽汽凝汽式汽轮机

抽汽凝汽式汽轮机是从汽轮机中间抽出一部分已经做过功、具有适合压力的蒸汽供给热用户, 其余蒸汽进入低压部分继续膨胀做功, 最后排入凝汽器的汽轮机。抽汽压力根据热用户需要确定, 发电功率为高、低压部分所生产功率之和, 由进汽量和流经低压部分蒸汽量所决定。

抽汽凝汽式汽轮机可同时满足热、电负荷需要, 在供热抽汽量为零时相当于一台凝汽式汽轮机, 若将进入高压缸的蒸汽全部抽出供给热用户, 则相当于一台背压式汽轮机, 适用于负荷变化幅度较大的区域性热电厂中。它的缺点是热经济性比背压式机组稍差, 而且辅机较多, 系统复杂。

1.3 燃气-蒸汽联合循环热电联产机组

燃气-蒸汽联合循环热电联产机组包括燃气轮发电机、余热锅炉、蒸汽轮发电机等设备。它与传统热电厂的区别是, 天然气作为燃料并不是直接进入到锅炉中燃烧, 而是首先进入到燃机燃烧室燃烧, 高温燃气在透平中膨胀将热能转变为机械能, 带动发电机发电, 这个循环称之为“勃雷登循环”。高温烟气的排放温度在400~600℃, 通过余热锅炉将水加热为高温、高压蒸汽, 送至蒸汽轮机继续做功, 带动发电机发电。

燃气-蒸汽联合循环的机组配置非常灵活, 燃气轮机和蒸汽轮机可以共同驱动一台发电机, 称为“单轴”布置, 也可以分别驱动发电机称为“双轴”布置;可以一台燃气轮机、一台余热锅炉和一台蒸汽轮机组成“一拖一”形式, 也可以多台燃气轮机和余热锅炉, 通过母管向一台汽轮机供汽组成“二拖一”形式。根据热电联产热负荷的需要, 蒸汽轮机可以配置为背压机或抽汽凝汽式汽轮机, 形成热电联产。

燃气-蒸汽联合循环的实质是将燃气轮机的“勃雷登循环”与蒸汽轮机的“朗肯循环”有机地结合, 如果同时用溴化锂机组为建筑夏季提供空调、制冷负荷, 即形成了热、电、冷多种产品联合供应的分布式能源, 能源转化率达到85%以上, 实现了能源从高品位到低品位的逐级利用。

2 热电联系机组的经济运行分析

热电联产的机组经济运行的重要参数是供热量, 下文以北京城区某燃气—蒸汽联合循环热电厂为例, 分析不同热负荷下的发电机组的经济性。

2.1 设备基本参数

该厂在装两套“一拖一”、“双轴”燃气—蒸汽联合循环热电联产机组, 燃料为管道天然气, 发电功率230MW, 供热能力116MW。燃气轮机为德国西门子V94.2型, 发电功率172.6MW, 配武汉锅炉双压、无补燃型余热锅炉, 蒸汽轮机为上海电气集团制造LZC80型次高压、单缸、抽汽凝汽式机组, 无抽汽回热装置, 发电功率57.4MW, 发电效率83.3%, 热负荷为热水建筑采暖。

2.2 经济指标分析

本文选用实际焓降法, 按采暖抽汽汽流在汽轮机少做的功占新蒸汽实际做功的比例来分析热耗率。在分析过程中, 不考虑环境温度对燃气轮机效率的影响, 假定燃气轮机、余热锅炉运行参数恒定, 供热负荷仅与蒸汽轮机的运行参数有关。

热化发电功率, 是汽轮机抽出对外供热的这部分蒸汽在汽轮机中膨胀做功产生的发电功率。为计算简便, 从凝汽发电功率部分入手:

在假定机组额度发电功率不变的情况下, 热化发电功率Nn=N0-Nc (k W) 。

我们将上述两部分参数引入比值, 即凝汽发电比Xc=Nc/N0, 热化发电比Xn=Nn/N0。

每产生1度电所需要的热量称为热耗率, 采暖供热部分蒸汽的热化热耗率:

凝汽发电部分热耗率:

汽轮发电机组热电联产时的热耗率:

汽轮发电机组热电联产时的热效率:

将有关技术数据代入上述公式, 即可得出不同供热工况下的机组热效率。

2.3 结果分析

从表2数据的变化趋势可以看出, 当采暖抽气量为0时, 蒸汽轮机为纯凝方式运行, 机组的热耗率很高, 热效率较低。随着采暖抽气量的增加, 热效率提高, 理论上当采暖抽汽量与进汽量相同时, 机组呈背压运行方式, 热效率达到最高。燃气-蒸汽联合循环机组的热效率与汽轮机的热效率变化趋势是一致的, 因此, 提高热电联产机组的经济性, 保证额定的热负荷是十分重要的。

3 结束语

在当前能源紧缺、城市环境质量压力大的情况下, 发展天然气作为清洁能源的燃气-蒸汽热电联产是提高能源利用效率的有效途径。运行中按“以热定电”方式, 即优先保证热负荷的落实, 是保证热电联产系统热效率的关键。

摘要:本文简要介绍了热电联产生产的技术方案, 并结合北京某燃气—蒸汽联合循环热电联产机组数据, 分析经济运行的重点。

关键词:热电联产,技术,经济运行

参考文献

[1]何丽.热电联产系统技术经济性分析[D].华北电力大学 (北京) , 2014.

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