热力发电技术（精选7篇）
热力发电技术 篇1
0前言
我国燃煤电厂提供的发电量大约是发电总量的77%其是主导我国发电行业, 依旧是最大的电能供应渠道。因此, 合理地解决火力发电厂产生的污染就成为国家实施节能、减排的重点。 锅炉是火电厂的三大主机之一, 正常运行中难免会有热损失, 最大的是排烟热损失, 它在各项热损失中所占的比重最大, 约为60%~70%。 目前, 大型火电机组的锅炉排烟温度约是120℃~140℃。 排烟热损失约是5%~12%的燃料总热量, 当排烟温度提升10℃, 热损失会提高0.6%~1%, 这就直接增加了煤耗。
由上述可知, 锅炉的排烟温度具有比较大的调整空间, 但为了使受热面不受到低温腐蚀的危害, 排烟温度要大于烟气露点温度。 一般情况下, 锅炉的排烟温度与它的效率成反比, 只要合理地降低锅炉的排烟温度, 就可以降低煤耗, 提高锅炉的效率, 实现节能的目的。 时下针对资源短缺的现状, 发电厂通过回收余热的方法, 在合理的条件下尽量降低锅炉的排烟热损失, 达到最大程度地能源使用, 对于节能降耗具有非常重要的意义, 这也将成为今后发电厂锅炉节能的趋势。
1排烟余热利用技术现状分析
目前, 关于低温省煤器新的技术应用, 如热管式低温省煤器等。它的工作原理是:蒸汽联管内的工质吸收烟气对流交换的热量, 管内的蒸汽受热后上升到冷却段, 冷却段外的冷却水对流换热吸收管内蒸汽热量, 冷却后的水又重新流回蒸发管段, 循环作用。热管式低温省煤器在运行过程中经常会出现堵灰及腐蚀现象, 出现上述现象主要是由于其偏低的入口水温造成的, 但它本身对流换热系数与换热面积之间的调节特性可以排除上述的缺陷, 为这项技术的推广提供了可靠的保障。
低温省煤器技术作为一项比较成熟、有效、实用的节能方法, 应用于发电厂主要表现在以下两个方面:一是, 可以减少或者减缓煤炭资源的消耗, 二是, 可以较大程度上降低污染物的排放量, 实现经济发展的持续性。因此, 低温省煤器作为实现余热回收的可靠技术, 现在乃至将来必将在能源回收利用上起到非常重要的作用。
2影响排烟温度偏高的因素
(1) 煤的成分:主要是指煤中所含有水分的多少及其发热量的大小, 二者的含量直接影响锅炉内的烟气量和烟气特性。
(2) 灰份:煤在锅炉中燃烧时, 导致受热面的积灰和结渣是在所难免的, 并且锅炉受热面的积灰、结渣与煤灰成份、运行条件等因素密切相关。 当受热面发生较重的积灰与结渣时, 灰渣附在受热面管壁上必然会产生更大的热阻, 不但较大地消弱了管子的吸热能力与传热效率, 而且会进一步影响到锅炉炉膛及尾部受热面整体的传热效率, 最终导致锅炉效率下降。
(3) 挥发份:煤中挥发分的含量, 直接影响到煤在锅炉中的燃烧效果。当增加燃料的挥发份时, 它的着火就会变早, 当燃烧的火焰太靠近燃烧器口, 非常容易引起燃烧器喷口的结焦, 从而就会降低燃烧器喷口的一次风速与出力;反之, 当减少煤粉的挥发份时, 就会延迟煤粉的着火, 加长煤粉的燃烧时间, 上述两种情况都会提高排烟温度。
(4) 锅炉的漏风:通常是指炉膛、烟道、空气预热器及制粉系统等处的漏风。现在燃煤锅炉, 通常设计成平衡通风, 炉膛及尾部烟道在正常运行情况下都处于负压环境, 所以目前只能尽力解决空气渗入的问题。
(5) 积灰结渣:当受热面管壁的温度低于管外的灰熔点时, 灰就会堆积在受热面上, 这就形成了积灰。 结渣主要是因为烟气夹带的灰粒处于部分熔化甚至熔化的状态, 当这些灰粒碰到受热管时, 就会被冷凝进而出现结渣。锅炉受热面积灰、结渣会使它的导热系数变小, 也导致其与烟气间的传热热阻变大, 炉内辐射受热面吸热能力削弱后, 使烟气放出的热量变少, 就会引起尾部受热面温度的上升。
(6) 结垢:管内结垢, 通常是由于蒸汽品质不合格所造成的。 若锅水中携带盐类, 当蒸汽把这些含盐量较高的成分携入过热器管道内, 水分蒸发后盐类就沉积在管子的内壁上, 形成盐垢。 受热面内部结垢后, 就会导致它的传热恶化, 增加了向外界辐射的热损失, 从而会使排烟温度升高。
(7) 受热面布置:受热面的布置是否合理, 必然会牵连到排烟温度的大小。 通常情况下, 受热面的布置方式与面积主要取决于设计煤种与参数。相对实际燃用的煤种, 若辐射受热面布置的数量减少, 则它的换热量自然就会降低;反之, 若对流过热器面积减少, 则出口主蒸汽温度就满足不了设计值的要求。
(8) 过量空气系数:当提高流经空气预热器的空气量时, 自然就增加了它的传热量, 降低了排烟温度;反之, 当流经水平及尾部受热面的烟气量增多时, 它们的烟温降就会降低, 从而使排烟温度上升。
3降低排烟温度的策略
(1) 运行优化:为了保持运行锅炉受热面正常的换热效果, 炉膛内部及尾部烟道设置吹灰系统, 来清除炉内受热面结渣和尾部受热面积灰是非常有必要的。 通常情况下, 锅炉运行的经济性与它的受热面清洁度有很大的关系, 对比受热面在吹灰前后, 排烟温度可以降低15℃ 左右, 锅炉效率可以提高1%~2%。 运行中可以通过调整上下排燃烧器的投入频率, 合理地调整燃烧火焰中心高度等方法, 来实现排烟温度的降低。
(2) 设计优化:减少炉膛漏风, 保证很好的炉膛及尾部烟道处的密封性, 改进门、孔结构, 合理地调整炉膛渣斗与出渣口连接处的空隙; 优化设计尾部受热面结构, 提升现存受热面的换热能力。 现在广泛使用的有螺纹管、螺旋翅片管等, 它们都是通过受热面面积的增加来实现传热的强化, 尾部受热面设计的优化, 一般由优化省煤器及空气预热器的结构参数。 为了提高它们设计的经济性, 可以减少传热设备的面积和金属消耗, 最大可能地增大金属的传热温差以及传热系数;或者通过采用低温受热面的双级布置, 合理分配高、低温受热面的传热面积比, 以达到节能需要。
(3) 加装新的受热面:前置式热管空气预热器, 即把新一层的空气预热器安装到原有空气预热器的后面, 温度低的冷空气被热管加热, 然后进入原有的空气预热器, 回收和使用了锅炉的烟气余热, 同时能够缓解对原有空气预热器的腐蚀。 热管式空气预热器的优点包括:较强的传热能力, 结构紧凑占用空间小, 密封性较好漏风小, 在同样的条件下比管式空气预热器温度提高10~15℃, 所以, 它具有较好的防腐性能, 而且有些热管尽管在受到腐蚀或者磨损而损坏的情况下, 也不会对其他热管的传热效果构成影响。部分电厂将热管式空气预热器代替原来的管式低温空气预热器, 效果一样很好。
4结论
低温省煤器有着一般省煤器的结构与换热方式相同的地方, 不同之处在于它的工质是凝结水, 它的冷却水压力要比一般省煤器低得多, 低温省煤器的热量来源于锅炉排烟放出的热量。 低温省煤器一般加装在尾部烟道的低温受热区上, 为了防止低温腐蚀和堵灰, 就需要控制好它的进口工质温度, 使其大于烟气露点温度或者是避免最大腐蚀区的影响。
参考文献
[1]白玉.降低电站锅炉排烟温度的途径[J].华东电力, 1996, 25.
[2]闫顺林, 李永华, 周兰欣.电站锅炉排烟温度升高原因的归类分析[J].中国电力, 2000, 45.
[3]林万超.火电厂热系统定量分析[M].西安:西安交通大学出版社, 1985
热力发电技术 篇2
O化化石石能能源源枯竭和环境日益恶化已经成为制约全球经济和社会发展的长期、重大瓶颈, 未来将影响到人类的生存状态。为了解决N该泛的该泛的能能问, 问, 源源题储题储安安, 量, 量全全一丰一丰战战方富方富略略面受面受, 要到同大了时力广可开泛以展关解节注决能。环与大境科力污学开染用发问能利题和用。努太因力阳此发能, 展, 研化将究石会开燃改拓料变太, 我阳另国能一能热个源力方短发面缺电必和系须不统加合成速理为可的当再能今生源能能结源源构动的, 力开使领发能域和源研利供究用应的。多热太样点阳化与能, 前以确沿其保课分了题布我。广国
随着美国南加州SEGS系列电厂的成功投运, 掀开了世界上开发利用太阳能热发电出的浪潮, 后续的美国Solar One、Solar Two和西班牙的PS10等塔式太阳能热发电试验示范电站的试运成功, 大大激发了人类大规模开发利用太阳能的热情。采用聚光型太阳能热发电的方式主要有抛物槽式、碟式和塔式三种方式, 随着IEA-Solar PACES、欧盟第六、七框架计划等对太阳能热发电的关注和各国政府对太阳能热发电的大力支持, 一系列优惠的政策、税收补偿, 价格调节等市场手段的应用, 加快了太阳能热发电技术的进程, 尤其是美国、西班牙、以色列、瑞士、韩国和中国等对太阳能热发电研究进行了大量的科技投入, 取得了相当喜人的成果。但是, 当前利用太阳能热发电技术存在一个重大的技术瓶颈, 就是太阳能热发电的效率较低导致投资和发电成本较高, 大大制约了太阳能热发电的商业化进程。因此, 研究新型的太阳能热发电系统, 将太阳能岛和常规动力岛高度集成, 改善能量转化过程, 提高系统的效率, 从而间接地降低太阳能热发电成本, 因此, 研究新型的热力系统是开发利用太阳能过程中的一个重大课题。
基于能的综合梯级利用思路和热力集成理论, 提出一个新型的塔式太阳能热发电系统, 该系统集成了三大技术特征:具有双运行模式的吸热器, 运行中灵活切换;具有高、低温双级蓄热流程结构, 分级存储不同品位的太阳热能;为发电单元提供多冗余的过热蒸汽保障系统。模拟计算表明, 1 MW塔式太阳能热电站的峰值太阳能发电效率为10.6%, 年平均发电效率为5.1%。研究表明, 合理的运行模式和系统的规模化是提高太阳能热发电系统性能的关键所在, 本研究为我国发展塔式太阳能热发电提供新思路和新方案。太阳能塔式热发电技术已经完成了实验室探索阶段, 正在向商业化迈进。研究及实践表明, 太阳能塔式热发电是实现大功率发电、替代常规能源最为经济的手段之一, 有可能给紧张的能源问题带来革命性的解决方案。在借鉴国外先进的塔式发电技术的基础上, 建立适合我国国情的塔式太阳能热发电系统, 研制具有自主知识产权的发电技术, 为今后在中国大规模发展太阳能热发电提供技术支持和保障。发表在2010年第29期《中国电机工程学报》上, 华北电力科学研究院有限责任公司袁建丽工程师、中科院工程热物理研究所韩巍博士等人的论文《新型塔式太阳能热发电系统集成研究》对相关问题进行了积极的探索, 为我国发展太阳能热发电技术将起到推动作用, 通过小型化试验示范电站, 探索太阳能塔式发电系统的特性规律, 可以有效地填补我国在这方面的空白, 同时有助于积累相关先进技术的经验, 为我国发展大型太阳能热发电系统奠定坚实基础。
中国科学院工程热物理研究所的总能系统和可再生能源实验室金红光研究员领导的课题组长期以来从事能源、环境、动力系统的开拓创新, 对太阳能热发电进行了深入研究, 承担了多项国家自然科学基金、国家重点基础研究规划 (973) 和国家高技术发展计划 (863) 项目, 大力倡导太阳能与常规能源互补发电, 研究开发高效、低成本的太阳能热力发电系统。华北电力科学研究院有限责任公司的电站锅炉技术研究所多年来致力于常规能源火力发电机组的调试、生产、技术服务, 对整个电站的热力系统和性能优化进行了卓有成效的研究和技术开发, 解决了多项技术难题, 赢得了广大电力客户的好评;近年来对太阳能热发电进行了跟踪和研究, 为进一步服务于太阳能热发电技术奠定了良好的基础。
低温热能有机物发电系统热力研究 篇3
ORC即有机物朗肯循环, 是一种闭式朗肯循环, 工质为低沸点有机物, 如氟利昂等。该类低沸点有机物能在较低的温度环境下高效地利用热能。因此, 该循环系统具有蒸发温度低、热效率高、冷凝温度低及设备简单等优点, 被公认为是一种高效的低温热能有机物发电系统。对于该ORC循环发电系统来说, 工质的选择十分重要, 只有满足了其热力性质, 才能保证系统良好地运行。此外, 在构建ORC循环发电系统的过程中, 要科学地处理和计算各个参数。
2 ORC循环发电系统有机物工质分析
2.1 有机物工质性质分析
有机物工质是一种节能型、高效型的媒介, 具有鲜明的压力特征和属性特点。特别是压力承受度, 其作为主要的压力特征, 是判断工质指标的重要依据。
(1) 压力特征, 特别是工质的选择。科学的工质是ORC循环系统良好运行的基础。因此, 必须重视工质的选择, 在选择工质之前, 要对备选工质的压力承受度进行准确的评估。由于ORC循环系统是一种低温型的热能有机物发电系统, 在选取100℃以下的热能时, 水不适合作为工质, 会造成发电系统处于负压状态。若用水作为工质, 发电系统需要有更高的密封工艺。因此, 无论是从热能率上, 还是从发电系统的工艺要求方面, 选用水作为工质是不科学的。发电系统的有机工质的选择要以系统功率为基础。如果工质的工作压力超过发电系统的功率需求, 就会降低系统的热能利用率, 增加系统管道壁的厚度, 从而增加系统的成本造价, 也使得管道的热能损耗大大增加。这与ORC循环系统的高效性原则相违背。同时, 当工质的工作压力过高时, 就会造成发电系统的很多设备处于超负荷的工作状态, 例如转换器, 当其处于超负荷工作状态时, 会大大增加自损能量的消耗, 从而降低系统地整体工作效率。因此, 在构建ORC循环系统的过程中, 要根据系统地设计需要, 合理地选择与工作压力相应的工质。
(2) 工质的干湿。有机工质的干湿程度, 通过饱和蒸汽度表示。采用饱和蒸汽线的斜率表示工质的干湿, 可以提高控制的有效性。饱和蒸汽线是指在S-T下, T随S变化的曲线。根据曲线的变化程度, 就可以直观地表现出工质的干湿程度。当该曲线的曲率接近零时, 表明工质为绝热工质;当曲线的曲率低于零时, 则表明工质为湿工质;反过来, 曲线曲率大于零时, 工质为干工质。ORC循环发电系统更适合采用干工质。当ORC发电系统热能较小时, 容易导致机轮发生膨胀, 进而损害工质。此外, 机轮若长期工作在湿工质环境下, 会缩短使用寿命, 影响系统正常运行。而干工质与湿工质不同, 其在人能的影响下能够有效控制膨胀范围, 避免出现膨胀幅度过大的现象, 进而也避免了干工质超出过热区的问题。将水或含氢键的有机物掺入干工质中, 可以大大增加工质的工作压力, 从而使系统地功率增大。
2.2 有机物工质的环保性能
ORC循环发电系统作为低温型热能有机物发电系统, 在性能上要注重突出高效节能的特点, 尤其是环保性能。干工质在工作的过程中, 会破坏臭氧层, 造成温室效应。因此, 要严格控制工质的各项指标。与此同时, 要密切关注工质的热稳定性, 确保系统正常运行。
3 ORC循环系统的构建
在构建ORC循环系统的过程中, 首先要明确系统地工作原理, 特别是循环发电系统模型的构建。发电系统模型的构建是ORC循环系统的基础。
3.1 ORC循环系统地热力原理
工质是循环发电系统中热能与机械能相互转化的媒介, 其主要在膨胀条件下通过平移做功, 并在冷凝器中释放热能。工质的运动能力由泵提供, 低温热能由工质吸收。在做功的过程中, 工质经历了加热、沸腾的循环过程。由此看来, ORC循环系统能够回收利用系统地余热, 具有高效节能的特点。
3.2 ORC循环系统的功率
系统内耗和透平做功决定ORC循环发电系统的发电效率。工质对热能的吸收量直接影响着系统地热能转化率。泵是系统内耗最大的设备, 因此, 在构建循环系统的过程中要加强对泵的控制。
3.3 相关参数的计算
重要的参数包括机轮的膨胀比值、泵的控制参数以及管道的散热控制等。机轮的膨胀比值主要根据机轮的进出口压力比值进行计算。通过反复实践发现, 当工质的蒸汽温度应该控制在80℃左右, 工质的透平工作效率应该控制在0.8左右。泵是循环系统内耗的主要部分, 因此, 其参数的控制也非常重要。泵的控制参数的计算以变频方式为主。管道的散热控制要根据相关参数的计算, 把握好管道的厚度, 从而优化系统的成本控制。
4 结语
对于ORC循环发电系统来说, 工质的性能十分重要。工质在循环发电系统中占有关键的地位, 其实热能和机械能相互转化的媒介, 有机物工质的性质不同会产生不同的热能。ORC循环发电系统采用不同的有机物工质模式, 可以使能量多级利用, 能够回收利用系统的余热, 具有高效节能的特点。
参考文献
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[3]王文臣.对低温型热能有机物发电系统热力的探讨[D].科技与生活, 2012 (08) .
热力发电技术 篇4
文章以某钢铁公司烧结余热发电双压循环热力参数优化过程为例, 对烧结余热发电系统热力参数的优化提供参考。
1 烧结余热发电双压热力循环工艺流程及基础数据
烧结余热发电双压热力循环方式是指余热锅炉产生中压及低压两组蒸汽分别进入蒸汽轮机主汽口及补汽口做功的循环方式。图1为某钢铁公司烧结余热发电双压热力循环工艺流程图。余热锅炉内受热面布置情况自上至下依次是:中压过热器、中压蒸发器、一级中压省煤器、低压蒸发器和二级中压省煤器。
1.烧结矿冷却机;2.废气收集装置;3.双压余热锅炉;4.蒸汽轮机;5.发电机;6.凝汽器;7.循环水泵;8.冷却塔;9.凝结水泵;10.除氧器;11.低压给水泵;12.高压给水泵;13.引风机;14.补水泵
本烧结余热发电系统的余热源为烧结冷却机废气, 气体性质为空气。余热源基础参数经实测获得:采用60%废气循环时, 余热锅炉入口的废气温度为395℃, 废气量为40×104Nm3/h, 含尘量为30mg/Nm3。在汽轮机中, 主汽由主汽口进入并膨胀做功, 副汽分成两路, 一路作为除氧器热源, 一路经补汽口进入汽轮机与主汽混合膨胀做功, 做功后的乏汽经冷凝、除氧后重新进入余热锅炉继续吸热产生蒸汽, 完成水循环。废气进入余热锅炉进行热交换, 然后排烟分为两路, 一路作为排烟排向大气;另一路和空气作为烧结矿的冷却介质, 吸热后回到余热锅炉, 完成烟气循环。
2 烧结余热双压发电系统热力参数优化模型
2.1 热力参数优化目的
烧结余热发电系统热力参数优化的目的, 是寻找在保证烧结余热发电系统稳定性、安全性前提下, 得出发电系统年净发电量最佳热力参数匹配方案。蒸汽参数优化模型的目标函数是在稳定、安全边界条件控制下的发电系统年发电量, 参变量为主蒸汽温度、主蒸汽压力、副蒸汽温度、副蒸汽压力。稳定性边界条件包括热端温差、窄点温差、接近点温差等发电系统动态特性关联参数, 安全性边界条件为乏汽干度参数。
2.2 热力参数优化的约束条件
(1) 对主蒸汽温度的约束条件; (2) 对主蒸汽压力的约束条件; (3) 对副汽温度和压力的约束条件。
2.3 热力参数优化模型
2.3.1 蒸汽参数优化模型边界条件
发电系统稳定性边界条件的取值范围:热端温差, 30-35℃, 窄点温差, 20-25℃, 接近点温差, 10-20℃, 发电系统安全性边界条件:乏汽干度, 大于0.86。
2.3.2 蒸汽参数优化方法
(1) 选定副气压力, 改变主气压力, 此时, 可以得到此副气压力下的最大年发电量的点 (峰值点) 。 (2) 选取不同副气压力, 就可以得到不同副气压力下的峰值, 将这些峰值进行比较, 在边界条件的约束下, 可以得到最优值。
2.3.3 蒸汽参数优化结果
副气压力越低净年发电量越高, 但是低于0.45MPa的压力受到二级中压省煤器烟温降幅的约束, 不符和条件。所以选取副气压力为0.45MPa点。
3 关键问题讨论
3.1 余热锅炉排烟温度优化模型
利用余热锅炉排烟代替常温空气冷却烧结矿可以提高带冷机排烟温度和循环效率。余热锅炉排烟温度与入炉废气温度具有复杂关联的特性, 余热锅炉排烟温度降低的同时, 其入炉废气温度也随之降低。分析得出:排烟 (冷却介质) 增加10℃循环后进入余热锅炉的入口烟气温度提高5℃。下边对此问题进行讨论分析:
分别取烟气入口温度为410℃、408℃、405℃、403℃、400℃、398℃、395℃。
对应的废气排烟温度为180℃、176℃、170℃、166℃、160℃、156℃、150℃。
由上述数据可以看出入口烟气温度越低反而发电量越高, 但是同时, 低压部分窄点温差在逐渐降低, 在400℃-160℃时, 低压部分窄点温差为20℃左右, 但当395℃-150℃时, 窄点温差为6.85℃, 不满足窄点温差 (下面我们将提到允许最小窄点温差) 要求。所以最合适的入口烟温与排烟组合为入口烟气400℃、排烟温度为160℃。
3.2 余热锅炉动态关联参数的确定
3.2.1 窄点温差和接近点温差的确定
接近点温差增加时, 余热锅炉的总传热面积会增加。这是由于接近点温差增加会引起省煤器的对数平均温差增加, 即省煤器的传热面积会减小。但蒸发器的对致平均温差减小较多, 即蒸发器的传热面积增大较多, 而过热器的传热面积却保持不变, 导致总的传热面积会增加, 则余热锅炉投资费用增加, 但是同时年发电量也随着接近点温差的增加而增加。实际运行中为了防止在低负荷或启动期间省煤器内可能发生汽化现象, 往往将接近点温差取的大一些。
窄点温差与接近点温差是一对相互关联的余热锅炉设计指标, 应通过联合优化来确定。
最后综合考虑, 经过计算以及参考其他文献, 文章取窄点温差20℃, 接近点温差20℃。
3.2.2 热端温差的确定
传统的烧结余热发电系统热力参数优化方法中, 热端温差的取值考虑系统的发电量及过热其造价两方面经济性因素, 一般取20℃左右。但这样的取值方法明显不符合烧结余热发电废气温度波动的特点, 例如当入炉废气温度降低30℃时, 将有部分过热器受热面失去作用, 导致蒸汽温度下降幅度高达25℃, 从而导致发电系统被迫停机。在本优化模型中, 经计算比较, 热端温差取值为30℃。
4 结束语
在烧结余热发电系统热力参数优化过程中, 文章通过对余热锅炉排烟温度优化模型、余热锅炉动态关联参数的确定等关键问题的研究, 可以得出结论: (1) 烧结余热发电双压系统热力参数优化结果:主气压力为2.7MPa、副气压力为0.45MPa。 (2) 余热锅炉排烟温度优化模型得出结论:入口烟温在400℃, 排烟温度在160℃时为最佳烟风循环温度。 (3) 余热锅炉动态关联最佳参数为:接近点温差20℃, 窄点温差20℃, 热端温差为30℃。
参考文献
[1]林勇虎, 等.余热锅炉最小温差与接近温差的选择[J].燃气轮机, 1998.
[2]徐传海.PG658 1B型燃机余热锅炉点温差与接近点温差的联合优化[J].热机技术, 2003.
热力发电技术 篇5
企业生产运行, 节能减排势在必行。火电机组热力系统阀门泄漏是热能损失的主要根源, 它不单造成机组工质、热量的浪费, 影响机组经济性, 同时会造成阀门后管道冲刷减薄, 影响安全性。为加强阀门的管理和治理力度, 降低机组能耗损失, 某电厂在设备管理、检修质量管理、运行操作管理3个方面进行了综合治理, 取得了明显效果, 达到了节能降耗的目的, 其实用价值值得推广应用。
二、从运行管理方面治理
(1) 疏水扩容器进汽母管增加温度监视测点。利用机组停备机会在机侧高压、中压、低压疏水扩容器5个入口联箱上各加装一个温度测点, 炉侧定排4个联箱上各加装一个温度测点, 并接至控制室DCS显示画面, 用于监视机组疏水阀门内漏情况, 根据温度位置查找内漏阀门。
(2) 针对电厂各机组高、低加现疏水运行方式, 高加逐级自流至除氧器, 低加逐级自流至凝汽器。正常运行时事故疏水电动门全开, 正常疏水调整门和事故疏水调整门投自动, 当水位高时事故疏水调整门参与调整。由于高、低加事故疏水调整门前后压差较大, 阀门不严, 存在内漏, 高温疏水流入凝汽器, 增加了汽轮机的冷源损失, 使得机组热耗上升, 不利于机组经济运行。为了减少内漏, 发电部门下发了任务书, 要求热控车间变更了高、低加事故放水电动门逻辑:增加高、低加事故疏水调整门开度>10%时联开事故疏水电动门逻辑。规定高、低加事故疏水电动门正常处于关闭。
(3) 为了进一步减少热源损失, 通过测温枪测试、检查排汽管冒汽的方式, 对机炉侧所有安全门、定排扩容器进行普查, 并进行了定期规范, 要求机组停运前由运行人员对泄漏安全门进行统计归类, 汇总下发给点检人员, 安排在机组停备或大小修时处理。
(4) 为了规范运行人员的操作, 防止发生阀门损坏, 发电部门又下发了《机组阀门管理规定》。
(1) 用于压力>1 MPa的压力管道的各种截断阀类阀门, 只允许通过全开或全关来接通或截断管道中的介质, 禁止采用通过调节截断阀类阀门开度的方法调整介质流量。主要包括:各种容器及管道的隔离门、疏水门、放水门、排空气门、排污门等。
(2) 操作手动阀门时, 应选择合适的操作工具, 用力均匀缓慢小心, 站立阀门侧面, 严禁突开突关阀门, 阀门开关到位后不应再用力操作, 防止发生阀门机构损坏。
(3) 操作电动阀门时, 应确认阀门转动灵活, 并且开关到位后电机能免正确停转。若阀门卡死电机发热不转或开关到位后电机不停转, 应立即到阀门电动控制柜将转换开关切至"就地"位并停止电机转动, 防止电机烧毁或阀门机构损坏。
(4) 各种调节类的阀门, 应经常核对远方与就地阀门开度, 检查阀门没有卡死现象, 动作灵活正确。若出现调整门调节失灵时, 应解除相关自动, 手动调整介质流量, 并且及时通知检修处理。
(5) 各种止回门应注意其工作是否正常, 相关设备是否发生介质倒流或介质参数偏低现象, 否则应立即关闭其出口截止门, 通知检修及时消除止回门卡死故障。
(6) 各种压力容器、管道安全门应定期校验, 使之处于良好戒备状态, 防止发生拒动或误动, 应立刻隔离、降压, 使之尽快回座:若安全门拒动, 应立即采取降压措施, 严防容器或管道超压。
(7) 管道上串接有多道阀门, 需要开启阀门时应首先操作沿介质流动方向的一道门, 再操作其他阀门, 关闭阀门时操作顺序相反, 防止发生阀门冲刷, 经常检查各阀门工作情况, 若出现泄漏 (内漏或外漏) 时, 应尽快采取隔离措施, 并通知检修处理。
(8) 机组启、停机时所操作阀门, 必须就地确认阀门位置正确, 并且在不需要时及时关闭, 防止发生高温高压流体对阀门严重冲刷。
(9) 每月每台机利用巡回检查的时间对所管辖的阀门进行测温工作, 并对其相关的管道保温进行检查, 阀体温度>50℃的认为存在内漏, 对发现泄漏的阀门和保温不全的应及时下缺陷单, 通知检修处理, 要求在下月5日前将处理结果与检查结果一同上报至发电部门。
三、从设备点检管理和设备检修管理方面治理
为了确保机组安全、稳定、经济运行, 规范电厂阀门内漏的管理工作, 满足提高发电厂经济性的要求, 厂部下发了阀门内漏企业管理标准。
(1) 定义了阀门内漏:有二道阀阀门后管道1 m之内管道壁温>50℃, 无二道阀门以一道门后管道1 m之内管道壁温测温>50℃, 确认为阀门内漏。
(2) 提出了管理目标:定期检查了解阀门的内漏情况和内漏阀门设备的运行状况, 检修、维护好内漏阀门, 提高阀门设备健康水平, 满足提高发电厂经济性、安全性的要求。
(3) 阀门所属单位即为内漏阀门管理的责任单位, 以《电厂生产设备设施划分制度》为依据划分。运行、点检、检修按各自所负设备管理责任分别承担阀门内漏管理的相关责任, 共同对阀门设备的安全、稳定、健康、经济运行负责。
四、从机组的启停操作上进行阀门管理
运行人员在启机后按照运行规程和《某电厂发电部技术措施》中关于规范机组疏水阀门操作的规定, 及时关闭热力系统疏放水阀门及进行手动勒门工作, 防止出现阀门未关严或关门不及时造成阀门冲刷, 引起内漏。
(1) 汽包上水前关闭给水系统管道各放水门, 汽包压力≥0.2 MPa时关闭炉侧各空气门, 汽包压力≥0.5 MPa高旁投入后关闭炉侧过热疏水门, 低旁投入后关闭炉侧再热疏水门。
(2) 通过进一步优化疏水电动门的联锁逻辑, 各机组相继增加疏水电动门投自动按钮, 要求机组启动时投入该按钮, 待机组负荷>30 MW时各疏水电动门自动关闭, 检查机侧所有疏水关闭后, 解除该联锁按钮。如果出现机组紧急停运需恢复时, 应手动开启需要开启的阀门。
(3) 汽轮机3000 r/min定速后关闭主、再热蒸汽管道疏水及蒸汽门。
(4) 机组定速3000 r/min, 低旁不再参与调整时, 应及时关回低旁电动门及二、三级减温水, 如低旁后汽温>50℃, 应立即就地检查低旁电动门是否到位, 否则手动摇严或立即通知机检处理, 防止冲刷。
(5) 机组并网后, 高旁不再参与调整, 应及时关回高旁电动调整门及隔离门, 若高旁后汽温>290℃, 应立即检查高旁电动门及隔离门是否到位, 否则手动摇严或立即通知机检处理, 防止冲刷。
(6) 高、低压加热器汽侧投入后关闭抽汽管道疏水门, 小机冲转后关闭小机缸体, 管道疏水。
(7) 机组正常停备时, 要求电动主闸门常开, 电动主闸门前疏水在“关闭”位禁止操作, 当机组启动时若出现疏水不畅, 应及时打开, 待疏水疏尽后及时关闭。
(8) 机组大小修后打水压时, 按水压试验的要求操作电动主闸门及门前疏水, 机组启动时确认电动主闸门前疏水疏尽后, 尽早的关闭。
(9) 以上各疏水阀门关闭后, 根据画面显示的疏水母管温度, 凡>50℃的, 应及时通知点检处理或检查各阀门是否关严。
(10) 机组正常运行中高厂供轴封应处于热备状态, 母管疏水门应处于打开位置, 防止轴封母管积水。建议疏水管路上加有疏水器的机组, 疏水器前后手动门常开, 旁路门关闭, 无疏水器的机组利用检修的机会增加疏水器及旁路。
(11) 高厂汽供除氧器疏水、高旁热备疏水手动门要求机组正常运行中关闭。高厂汽供除氧器管道疏水要求高厂汽供除氧器投入后立即关闭, 一期机组配有高旁后疏水手动门的, 要求高旁投入后立即关闭。
五、结论
某电厂从2008年底着手治理阀门, 机组的不明泄漏率由2%降至0.5%, 符合不明泄漏率标准, 煤耗下降0.87g/k W·h, 提高了机组的经济性, 降低机组热耗、煤耗。进行阀门综合治理在某电厂已取得了实效, 适用于机组启停和正常生产中, 达到节能降耗的目的, 其实用价值值得推广应用。
摘要：机组正常运行中, 阀门外漏显而可见, 而阀门内漏则容易忽视, 阀门的研磨和操作管理也尤为重要, 否则势必造成大量能源的浪费。经过两年的现场实践和摸索, 探索出某电厂机组关于阀门检查、操作、维护的一整套综合治理方案, 运用于机组启停和正常生产中, 达到了节能降耗的目的, 其实用价值值得推广应用。
热力发电技术 篇6
近年来,我国对能源的需求越来越大。与此同时,我国各地的环境污染也越来越严重,我国北方地区大面积雾霾侵袭更是引起世界关注。能源短缺和环境污染加重等问题,严重制约着我国的进一步发展,大力发展高效、低污染的节能环保技术迫在眉睫。我国富煤缺油少气的能源特点决定了我国以煤为主的能源结构在未来几十年内不会发生根本变化,其中用于发电燃烧的煤约占总产量的50%;而我国在煤炭利用方面,主要存在着效率低、污染物排放量高、利用方式单一等缺点。研究表明:大气污染的主要污染源是煤烟型污染,全国70%的烟尘/CO2、90%的SO2和67%的NOX来自于燃煤[1]。所以,发展洁净煤电技术是解决我国当前能源紧张和环境污染等问题的有效途径,国内外经过几十年的探索和研究,发展了多种洁净煤电技术,其中IGCC在众多洁净煤电技术中最具潜力商业化和规模化。
徐强[2]等重点阐述了IGCC的关键技术和设备,并分析了IGCC产业化的前景和发展趋势;李政[3]等基于Aspen plus软件分别对烟煤整体煤气化联合循环电站和IGCC电站进行技术分析,得出了褐煤可能是比烟煤更适合IGCC的燃料;周贤[4]等重点对热电联产IGCC的余热回收进行了研究,指出在热力站进行吸收式换热改造后,其能源利用效率为63.4%。沈玲玲[5]等利用Aspen plus软件对德士古气化炉进行了气化模拟,并运用CPD模型预测了煤热裂解的产物分布,研究了水煤浆浓度、氧煤比、气化压力和气化温度对气化结果的影响。但是,还没有相关的论文对IGCC系统热力特性进行研究。
文中采用火用分析方法,基于Aspen plus软件实现了对IGCC系统的整体模拟以及对系统关键设备的热力性能分析。
1 IGCC系统整体模拟
1.1 德士古气化炉模拟
煤的气化是指煤在特定的气化炉内,在一定的气化温度和压力下,与载氧体(HO、O2、CO2等)发生的部分氧化反应;由于德士古气化炉具有碳转化率高、煤种适应广、自动化程度高、结构简单等优点[6],有很强的市场普及潜力,因此选择德士古气化炉为模拟对象。德士古气化炉内的气化过程,是伴随着强烈的吸热和放热的多相热化学反应过程,气化时炉内温度急剧升高,温度可达1400℃左右。生成的合成气以CO和H2为主,还含有少量的CH4。
1.1.1 假设条件
为利用Aspen plus软件模拟德士古水煤浆气化炉并便于建立数值模型,文中进行如下假设和简化:
1)气化炉处于稳态,炉内参数不随时间变化。
2)气化炉内温度、压力等处处均匀,不存在梯度差。
3)气化剂与原煤浆在炉内瞬间完全混合,气化反应速度非常快,即原煤浆送入气化炉内气化瞬时完成,煤种的灰分等为惰性物质不参与气化炉内任何反应。
1.1.2 气化过程
煤在炉内的气化过程,是极其复杂的多相热化学吸热、放热反应过程。煤的干燥、热解、挥发分的析出以及燃烧交叉进行。研究表明煤浆进入气化炉后主要经历4个阶段:
1)煤的干燥和挥发物的析出,由于炉内温度很高,煤粉受热极快,煤的干燥几乎瞬间完成。煤的挥发物析出也在极短时间内完成,远远大于煤的燃烧速度。
原煤浆→煤气(CO2+CO+H2+CH4+焦油+焦)(1)
2)析出挥发分的煤的成分主要是焦炭,焦炭在高温富氧条件下进行强烈的燃烧气化反应,其大致的反应方程式如下:
式(1)、式(2)都是强烈的吸热反应,需要提供大量的热量,是制造水煤气的主要反应。
3)在高温和二氧化碳富裕的条件下,气化炉里还进行了碳与二氧化碳的气化反应,但是气化过程不以二氧化碳为气化剂。
4)气化进行到一定程度后,会发生甲烷反应,即生成甲烷的反应。
用Aspen plus软件进行建模,假设所用的反应遵循吉布斯自由能最小化法,建立如图1所示的水煤浆气化炉模型。
图1中coal为进入系统的水煤浆,Inburner为煤裂解后的产物,Qtrf为裂解热,Product为原煤浆高温气化后的混合物,Rawgas为除去固体废弃物后的合成气,Solids为排放熔渣。在用Aspen plus进行运算时,一般涉及常规物质、非常规物质和惰性物质三类物流。常规物质运用RK-soave进行相关热力学性质的计算,同时认为非常规物质不参与化学平衡和相平衡,只计算密度和焓。按上述条件运行得出粗煤气出口温度和组成成分,具体参数如表1所示。
气化炉内进行了一系列的气化反应后,生成的水煤气以CO和H2为主,并伴有甲烷、水、二氧化碳等。虽然实际的气化过程还伴随有硫化物和氮氧化物的生成,但是考虑到后续的粗煤气净化系统,能够将硫化物和氮氧化物有效地除离,并且硫化物和氮氧化物在粗煤气组成中所占比例很小,反应热可以忽略不计。综上,文中没有涉及硫和氮的氧化还原反应。
1.2 粗煤气净化脱硫模拟
煤炭在气化炉内气化生成的粗煤气含有较多的杂质,这些杂质会腐蚀IGCC系统中的设备(如燃气轮机、排烟管道等),焦油和酚还会造成凝结设备的堵塞。因此,要实现IGCC的安全可靠、清洁发电,粗煤气在进入燃气轮机之前必须进行除尘脱硫处理。
在IGCC发电系统中,输入的能量主要有两部分组成:洁净煤气的化学能;粗煤气的显热能。采用常温湿法除尘脱硫净化时,多用余热锅炉对其显热进行回收利用,这部分热量在总能量中所占比例是巨大的,可达到粗煤气低位发热量的20%左右。即便在理想条件下,将显热全部回收并用于蒸汽发电,由于能量品质的降低,能量的做功能力也大大降低。采用Aspen plus软件对常温湿法脱硫除尘工艺进行模拟,并对其进行热力特性分析,以期为深入研究提供有效的实用价值。
常温湿法煤气净化技术主要包括常温除尘技术和常温湿法脱硫技术,从气化炉出来的高温粗煤气,经冷却装置冷却至400~450℃,初步冷却的粗煤气经粗煤气/洁净煤气换热器继续降温至200℃左右,进入除尘器除去大部分固体颗粒,除尘后的粗煤气温度降至约35℃。该过程中有大量的显然损失,除尘后粗煤气送至脱硫装置进行脱硫处理。
1.3 燃气轮机和余热锅炉模拟
燃气轮机是IGCC动力的主要输出单元,文中根据M701燃气轮机设计工况性能参数以及燃烧室出口温度,调整得到压气机等熵效率、汽轮机等熵效率。根据ASME方法,将压气机和汽轮机的多变效率转变为等熵效率,从而进行压气机和汽轮机的设计点计算。
式中:Wnet—燃气轮机的净功率;
ηnet—燃汽轮机的净效率;
Wt、Wc—分别表示燃气轮机做功量和压气机耗功量;
ηmech、ηgen—分别表示为燃气轮机机械转动效率与电机效率;
mfuel—洁净燃气质量流量;
LHV—低位发热量。
压气机入口空气取环境温度为15℃,压力101.325k Pa,汽轮机出口压力取环境压力。此时,调整燃气轮机等熵效率为0.89,压气机等熵效率为0.88。
余热锅炉的作用就是最大限度地回收利用燃气轮机的排烟,文中汽轮机排烟温度达到723℃,排烟含有巨大的热量。合理安排余热锅炉参数,能够有效提高发电效率,根据GE公司建议,排烟温度≥593℃,具备采用三压再热锅炉的条件,利用Aspen plus建立的燃气轮机和余热锅炉模型如图2所示。
图2中Cleangas为洁净煤气,Exh为燃气轮机排烟,Hsteam为进入高压蒸汽轮机的蒸汽,Msteam为进入中压蒸汽轮机的蒸汽,Lsteam为进入低压蒸汽轮机蒸汽,Feedwater为冷凝后的给水,Pumb给水泵,Gastur为燃气轮机,Htur、Mtur、Ltur分别为高压蒸汽轮机、中压蒸汽轮机和低压蒸汽轮机,HRSG为换热器。
2 IGCC系统热力特性分析
2.1 能量分析和火用分析
处于稳态运行的系统,在控制体积条件下其能量平衡和火用平衡[7]可分别表示为:
式中:QCV—系统与外界交换的热量,k J/kg;
mi、me—分别表示进入和流出系统的物质质量,kg/s;
hi、he—分别表示进入和流出系统物质的焓,k J/kg;
WCV—系统和外界交换的功量,k J。
物质流单位质量物理火用可由式(2)确定:
式中:—物质的火用,k J/kg;
h—物质的焓,k J/kg;
s—物质的熵,k J/(kg·K)。
水煤浆气化后生成合成气,其所具有的化学火用为:
式中:EF—原物质的火用,k J/kg;
EP—生成物的火用,k J/kg;
EL—机械损失的火用,k J/kg;
ED—不可逆因素损失的火用,k J/kg。
进入气化炉内的原煤浆具有很高的化学火用,经高温气化后大部分碳转化为粗煤气;一部分火用损是由于部分碳未气化直接排出造成的,还有一部分是由于温差、摩擦、物料混合等因素造成的不可逆火用损。
2.2 IGCC系统热力分析
文中模拟中粗煤气的温度为1378℃,热值为9876k J/kg。考虑粗煤气高温影响,气化炉出来的粗煤气,经热力换算后粗煤气热值相当于10178k J/kg。文中所采用的煤种为大同峪口煤,其低位发热量为26710k J/kg,碳转化率为98%,热损失5%。在气化炉中,由原煤气化为粗煤气的能量损失:
式中:mgas—粗煤气质量流量,kg/s;
HLVgas—粗煤气低位发热量,k J/kg;
mcoal—原煤浆质量流量,kg/s;
HLVgas、HLVcoal—分别表示粗煤气低位发热量和原煤低位发热量,k J/kg;
ηC—气化炉碳转化率,%;
ηLOSS—气化炉热量损失率,%;
фC—原煤中元素分析中碳的百分数,%。
带入已知数据计算即可得,气化炉气化过程能量损失率ξ=6%。
从气化炉出来的粗煤气,由于含有较多杂质和腐蚀性气体,在进入燃气轮机内做功之前,必须进行有效的除尘脱硫处理。高温烟气首先经过蒸发换热器,温度由1378℃降为450℃,冷却烟气用的水吸收烟气排放的热量,变成高温水蒸气进入蒸汽轮机做功。该显热回收过程中,假设热交换过程中没有热量损失。
损失率ηEX:
式中:T'—水蒸气出口热力学温度,℃;
T1—粗煤气从气化炉出口温度,℃;
T2—粗煤气降温后温度,℃;
T0—环境温度,℃。
带入已知数据计算得,粗煤气一级降温过程中火用损率ηEX=11.2%,同理可计算得粗煤气经粗煤气/洁净煤气换热过程中,火用损率η'EX=22.8%。
洁净的煤气送入燃气轮机发电,从燃气轮机排出的排烟温度达到723℃,由于具有很大的热量。文中采用三压余热锅炉进行热量回收,回收的热量用于蒸汽轮机发电,运用Aspen plus软件对IGCC系统建立完整的模拟,设定具体运行参数并运行,具体结果如表2所示。
整个IGCC系统的热效率为系统的净输出功率与系统所消耗的能量的比值,即:
式中:ηig—IGCC系统效率,%;
WCC—系统总功,k W;
Wgt、Wst—分别表示燃气轮机净功率和蒸汽轮机净功率,k W;
ηe—厂用电效率,%;
GC—湿煤耗量,kg/s;
Qtt—湿煤的低位发热量,k J/kg。
计算得到IGCC系统的效率ηig=42.8%。
3 结语
1)基于Aspen plus软件完成了对IGCC发电系统的整体模拟,重点研究了德士古气化炉,预测出气化产物及其组成,有效合成气(CO、H2和CH4)达到77%,具有较高的气化效率。
2)采用火用分析法对IGCC系统进行了热力分析,得到气化炉火用损率为6%,高温粗煤气经蒸发换热器及粗煤气/洁净煤气换热器降温后,火用损分别为11.2%、22.8%,尽管换热器最大程度地实现了热量回收,高温烟气做功能力大大降低。
3)由上述知烟气火用损主要发生在换热器中,为避免产生过多的做功能力下降,研究利用“高温干法脱硫”或炉内直接脱硫是进一步提高发电效率的有效措施。
4)燃气轮机排烟温度达到723℃,根据GE公司建议,采用三压余热锅炉回收排烟余热。换热降温后的烟气温度仅89℃,有效地回收利用了烟气余热,较低的烟气排放温度同时减轻了大气污染。
5)根据常规电站厂用电效率11.8%,在采用“常温湿法脱硫”工艺的条件下,IGCC发电热效率可达到42.8%,再次证明了IGCC洁净、高效的发电性能。
摘要：为了实现对IGCC系统整体的热力特性分析,从而明确系统各部分能量损失,以便于针对系统各个子环节提出相应的节能措施。基于Aspen plus过程模拟软件,首先完成了对整体煤气化联合循环(IGCC)的整体模拟,然后采用火用分析法对系统各主要部分进行了热力特性分析。采用德士古气化炉对原煤浆进行气化,常温湿法脱硫以及三压再热锅炉回收燃气轮机乏汽,系统循环热效率达到42.8%,排烟温度仅为89℃,满足了电厂对热效率和排烟标准的要求。结果进一步表明,热量损失最大部分发生在粗煤气净化处(火用损率分别为11.2%、22.8%),其次是余热锅炉和气化炉,加快高温干法脱硫技术或炉内脱硫的研究,是进一步提升系统热效率的有效方向。
关键词：IGCC,德士古气化炉,热力分析,火用方法,联合循环
参考文献
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[5]沈玲玲,姜秀民,王辉,等.IGCC示范工程煤气化炉数值模拟[J].煤炭转化,2009,32(1):14-19.
[6]马顺勤.基于Aspen plus对整体煤气化联合循环的模拟研究[D].保定:华北电力大学,2008.
热力发电技术 篇7
一、传统专业课教学模式存在的主要问题
1. 课程教学以讲授法为主, 教学效果较差。
高校传统的专业课堂教学模式, 基本上就是教师按照教学大纲的要求, 围绕课本对学生进行板书式的授课, 学生扮演的角色只能是被动地听, 学生在课堂上的主要任务是听课、记笔记, 这种行为主义的教学模式, 使学生很难提起学习的兴趣[2]。这样以来, 许多学生总是习惯于在教师的主导下, 把自己定位于知识的接受者, 总体表现为学习主动性较差、课堂反映过于平静、与教师互动性不足。讲授法固然有其不可替代的地位和作用, 可以更快地传递知识, 尤其是理论知识, 但不利于学生实践能力和创新能力的培养[3]。
2. 实习教学环节薄弱。
与“热力发电厂”课程密切相关的实习教学主要包括认识实习、运行实习和仿真实习, 前两项属于下厂实习, 安排学生在电厂完成, 仿真实习在校内仿真实验室完成。近年来由于电力企业改革和学校体制改革的深入, 在安排下厂实习和落实上出现了一些问题, 主要表现为联系实习单位较困难、实习内容趋于形式化等几个方面[4]。即便安排学生进入电厂实习, 基于安全和经济因素考虑, 现场实习的学生主要以看为主, 不能参与操作训练, 无法真正体会和积累实际操作经验。实习结束后, 学生只要如期提交实习报告, 就完成实习环节, 而教师对学生实习效果和完成质量等问题也跟踪较少。
3. 课程考核方式存在不足。
大学课程考核是大学教学中十分重要的环节, 是评价培养人才质量的重要手段[5]而在我国专业课教学的考核中, 很多高等学校只重视期末考试, 不重视平时学习过程的积累。而且期末考试成绩所占总成绩的比重过大, 一般在80%及以上;平时成绩所占总成绩的比重很小, 一般不超过20%。这样的考核方式缺点是:轻视了对学生的学习过程的积累, 直接导致学生不重视平时课堂上教学内容的学习, 学习积极性差, 学生只要认真记好笔记, 提前复习, 死记硬背部分考试内容就可顺利过关。
二、课程教学改革与实践
1. 选用优质教材, 并认真做好授课前的准备工作。
教材是教学工作顺利开展的前提。我们课程组根据教学计划和教学大纲的要求, 优先选用近三年来出版的省、部级以上的优秀教材。例如, 我校多年使用的华中科技大学叶涛主编的“热力发电厂”教材, 是国家“十一五”规划教材, 今年我校还使用了重庆大学冉景煜主编的“热力发电厂”教材, 该教材为国家“十二五”规划教材。为提高教学质量, 要求每位老师认真备课, 在课堂教学前, 还要根据教学大纲的要求认真编制教学日历和教案。教学日历是授课内容、方式和进度的具体安排, 按学校规定的格式进行填写。教案依据课程教学大纲、教学日历和教材进行编写。教案要包括以下内容:授课题目、教学目的与要求、教学重点与难点、教学的基本内容、教学过程设计 (包括教学内容、教学方法、教学手段、课时分配等) 、作业、讨论、课后小结等。
2. 改革课堂教学方法。
以前“热力发电厂”课程教学中多采用板书的方式进行教学, 致使教材中许多结构图和系统图讲不清楚, 且画图时浪费时间。为了提高教学质量, 近年来, 我们组织课程组老师进行“热力发电厂”课程多媒体课件的制作, 并将多媒体课件用于课堂教学中, 起到了省时、增效的作用。我们在教学中还引入了电厂热力系统专用录像带系列教学片, 这也大大地丰富了教学内容, 使一些教学难点形象化和简易化, 起到了较好的效果。在讲解设备结构时, 我们常采用对照实验室实物和模型进行教学;对于原则性热力系统和全面性热力系统相关章节的讲解, 我们还专门将课堂安排在仿真实验室中进行。课堂教学中, 我们采用启发式和讨论式的教学方法。教师讲课时, 中间有停顿, 时刻注意学生听课的表情, 结合问题的提出与学生进行互动和交流。教师侧重“热力发电厂”课程教材中有关理论性方面的讲解, 对于其涉及到工程热力学、流体力学、汽轮机原理和锅炉原理等课程的内容, 因为在专业基础课和专业课中已经详细讲解过, 就不再给予相关基础理论的精讲和公式的推导。对于教材中容易自学的章节, 我们事先布置给学生进行自学, 然后安排学生上讲台讲课, 并在老师的引导下有针对性地进行课堂提问和讨论。每堂课后, 我们都会安排一定的时间, 认真进行辅导、答疑工作。每章讲完后, 我们还会布置一定量的作业, 并认真进行作业批改、安排特定时间进行作业订正。因为“热力发电厂”课程是一门理论性和实践性都很强的专业课程, 所以我们教学中间还专门安排了一至两次习题课。讲解习题课前, 我们精选了习题课的题目。习题课讲解时, 老师主要起诱导、启发和教给学生解题思路的作用, 给学生一定的个人活动空间, 培养学生独立钻研的精神。
2.改革实习教学方法, 加大仿真实验室建设和实习基地建设的力度。电厂设备多, 系统复杂, 对安全性和经济性要求很高。为巩固和加深对“热力发电厂”课程的学习成果, 我们将实习分为认识实习、运行实习和仿真实习三种形式。对各种实习, 我们均制定了详尽的实习大纲和实习计划, 安排具有理论和生产经验的老师担任指导教师, 加强实习全过程的考核, 实习结束后进行口头答辩。实习的最后成绩根据学生的实习态度、遵守纪律情况、实习日志及实习报告质量、口头答辩成绩等几方面综合考虑后确定。由于电厂认识实习和运行实习过程中, 学生只能看、不能实际操作, 所以仿真实习就变得尤为重要。仿真实习安排在学完汽轮机原理、锅炉原理、单元机组集控运行和热力发电厂课程, 并在完成了电厂认识实习和运行实习后进行。仿真实习在校内仿真实验室内进行。在老师的指导下, 要求学生在仿真机上完成机组启动的全过程的操作, 包括:主、辅助设备的启动, 机组的冲转, 定速并网, 接带负荷至满负荷。在仿真机上还要求学生完成机组停机的全过程的操作, 包括:机组减负荷, 减负荷到零解列, 打闸停机, 停辅助设备等。机组启动、停机过程的仿真是仿真实习中的一项重要内容。通过机组启、停过程的仿真训练, 不仅使学生对机组启动和停机全过程有了全面的了解, 同时, 学生在启、停操作过程中也加强了协同合作的意识及能力。另外, 在仿真机上学生还可进行机组事故模拟实验。通过对机组典型事故的分析与处理, 锻炼和提高了学生分析问题与解决问题的能力, 为他们以后的工作打下了良好的基础。除此之外, 我校还加强对实习工作的硬件建设, 与校外多个电厂建立长期合作关系, 为学生提供稳定的专业实习基地, 保证了学生实习工作的顺利进行。在仿真实习方面, 也加大仿真实验室建设的力度, 在原有300MW和600MW亚临界机组仿真实验室的基础上, 我们又扩建了一个600MW超临界机组仿真实验室。目前我校还正在筹建一个1000MW超超临界机组仿真实验室。通过以上多环节的实习训练, 不仅使学生掌握了电厂的设备和系统, 加深了对“热力发电厂”课程的理解, 而且锻炼和提高了学生的实践能力和创新能力, 同时也大大激发了学生学习专业课的积极性。
3. 采取多样化的课程考核方法。
针对以前“热力发电厂”课程考核中存在的问题, 我们在课程考核方面进行了深入的探讨和改革。课程考核不仅要重视期末考核, 而且还要体现学生平时学习过程的积累。为此我们将课程考核分为形成性考核和期末终结性考核两种形式。两种考核方式的侧重点各有不同。在形成性考核中, 考核的重点在于考查学生的整个学习过程, 期末终结性考核为学期末阶段性考核方式, 它是对平时形成性考核的概括和总结。期末终结性考核主要检验学生对本课程的基本理论、基本概念、分析能力和计算能力等方面的全面掌握程度。形成性考核内容主要包括:遵守纪律及出勤, 课堂回答问题, 课后作业, 学生上讲台及课堂讨论, 期中开卷小测验, 撰写小论文。形成性考核成绩占总成绩的40%, 但各项权重系数有所区别, 形成性考核成绩及格分为24分。期末终结性考核以期终考试的形式进行, 试题由教务处从试题库中随机抽取, 考试采取闭卷形式, 考试成绩占总成绩的60%, 及格分为36分。形成性考核和期终考试两项分数合计为课程考核最终成绩。在课程考核中我们还规定, 形成性考核不及格的学生没有资格参加期终考试。
三、结论
针对以往“热力发电厂”课程教学中存在的问题, 我们课程组的老师在教学内容、教学方法、教学手段及考核方式等方面进行了大胆的改革探索和实践。“热力发电厂”课程教学改革的实践证明, 我们的改革思路和改革措施是成功可行的。通过“热力发电厂”课程教学改革与实践, 进一步强化了教学过程的落实, 培养、激发了学生对该课程的学习兴趣和学习热情, 达到了引导学生主动学习、鼓励学生创新的目的, 同时也激励了任课教师积极投身到教学改革实践中去, 提高了“热力发电厂”课程组教师的综合素质。
参考文献
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