热电联产系统（共12篇）
热电联产系统 篇1
我公司首创的 “热功联产”和“功热电联产”节能技术是与氮肥企业系统节能相结合的一项非常新颖的节能新技术。几年来该技术在电力、供热、造纸、化工等行业已经得到了非常广泛的应用, 并为这些企业创造了巨大的经济效益, 目前该技术已经逐渐在部分化肥企业得到应用。
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
3.4个月
热电联产系统 篇2
国家计委、国家经贸委、建设部、国家环保总局以急计基础[2000]1268号文联合发出通知，印发了《关于发展热电联产的规定》。规定全文如下：
关于发展热电联产的规定
热电联产具有节约能源、改善环境、提高热质量、增加电力供应等综合效应。热电厂的建设是城市治理大气污染和提高能源利用率的重要措施，是集中供热的重要组成部分，是提高人民生活质量的公益性基础设施。改革开放以来，我国热电联产事业得到了迅速发展，对促进国民经济和社会发展起了重要作用。为实施可持续发展战略，实现两个根本性转变，推动热电联产事业的发展，特作出如下规定：
第一条
各地区在制定实施《中华人民共和国能源节约法》、《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国煤炭法》、《中华人民共和国大气污染防治法》和《中华人民共和国城市规划法》等法律、细则和相关地方法规时，应当结合当地的实际情况，因地制宜的制定发展和推广热电联产、集中供热的措施。
第二条
各地区在制定发展规划时，应坚持环境保护基本国策，认真贯彻执行“能源节约与能源开发并举，把能源节约放在首位”的方针，按照建设部、国家计委《关于加强城市供热规划管理工作的通知》的规定（建城
[1995]126号），认真编制和审查城市供热规划。依据本地区《城市供热规划》、《环境治理规划》和《电力规划》编制本地区的《热电联产规划》。
在进行热电联产项目规划时，应积极发展城市热水供应和集中制冷，扩大夏季制冷负荷，提高全年运行效率。
第三条
热电联合规划必须按照“统一规划、分布实施、以热定和适度规模”的原则进行，以供热为主要任务，并符合改善环境、节约能源和提高供热质量的要求。
第四条
各级计委负责热电联产的规划和基本建设项目的审批，各级经贸委负责热电联产的生产管理、热电联产技术改造规划的制定和项目的审批，各级建设部门是——城市供热行业管理部门，各级环保部门要依照相关的环保法规对热电联产进行监督。
第五条
根据国家能源和环保政策，各地区应根据能源供应条件和优化能源结构的要求，从改善环境质量、节约能源和提高供热质量出发，优化热电联产的燃料供应方案。
第六条
在国务院新的固定资产投资管理办法出台前，热电联产项目审批暂按以下规定执行：
1、单机容量25兆瓦及以上热电联产基本建设项目及总发电容量25兆瓦及以上燃气——蒸汽联合循环热电联产机组，报国家计委审批。
2、单机容量25兆瓦以下热电联产基本建设项目及总发电容量25兆瓦以下的燃气——蒸汽联合循环热电联产机组，由各省、自治区、直辖市及计划单列市计委组织审批，报国家计委备案。
3、现有凝气发电机组改造为热电联产工程和燃料结构变更与综合利用的热电联产技术改造工程总投资大于5000万元的项目，由各省、自治区、直辖市经贸委组织审批；总投资小于5千万的项目，由各省、自治区、直辖市经贸委组织审批，报国家经贸委备案。
4、外商投资热电厂工程总造价3000万美元及以上的项目，基本建设项目报国家计委审批，技术改造工程由国家计委审批。
5、热电厂、热力网、粉煤灰综合利用项目应同时审批、同步建设、同步验收投入使用。热力网建设资金和粉煤灰综合利用项目不落实的，热电厂项目不予审批。
第七条
各类热电联产机组应符合下列指标：
一、供热式汽轮发电机组的的蒸汽流既发电又供热的常规热电联产，应符合下列指标：
1、总热效率年平均大于45%。
总热效率=（供热量+供电量×3600千焦/千瓦时）/（燃料总消耗量×燃料单位低位热值）×100%
2、热电联产的热电比：
（1）单机容量在50兆瓦以下的热电机组，其热电比年平均应大于100%；
（2）单机容量在50兆瓦至200兆瓦以下的热电机组，其热电比年平均应大于50%；
（3）单机容量200兆瓦及以上抽汽凝汽两用供热机组，采暖期热电比应大于50%。
热电比=供热量/（供电量＊3600千焦/千瓦时）×100%
二、燃气——蒸汽联合循环热电联产系统包括：燃气轮机+供热余热锅炉、燃气轮机+供热余热锅炉、燃气轮机+余热锅炉+供热式汽轮机。燃气——蒸汽联合循环热电联产系统应符合下列指标：
1、总效率年平均大于55%；
2、各容量等级燃气——蒸汽联合循环热电联产的热电比应大于30%。
第八条
符合上述指标的新建热电厂或扩建热电厂的增容部分免交上网配套费，电网管理部门应允许并网。投产第一年按批准可行性研究报告中确定的全年平均热电比和总热效率签定上网电量合同。在保证供热和机组安全运行的前提下供热机组可参加调峰（备压机组不参加调峰）。国家和省、自治区、直辖市批准的开发区建设的热电厂投产三年后；以及现有热电厂技术改造投产后，达不到第七条规定指标的，经报请省级综合经济部门核准，按实际热负荷减算电量，对超发部分实行无偿调度。
第九条
热电联产能有效节约能源，改善环境质量，各地区、各部门应给予大力支持。热电厂应根据热负荷的需要，确定最佳运行方案，并以满足热负荷的需要为主要目标。地区电力主管部门在制定热电厂电力调度曲线时，必须充分考虑供热负荷曲线变化和节能因素，不得以电量指标限制热电厂对外供热，更不得迫使热电厂减压减温供汽，否则将依据《中华人民共和国节约能源法》和《中华人民共和国反不正当竞争法》第二十三条追究有关部门领导和当事人的责任，并赔偿相应的经济损失。
第十条
城市热力网是城市基础建设的一部分，各有关单位均应大力支持其建设，使城市热力网与电热厂配套建设，同时投入使用，充分发挥效益。
第十一条
凡利用余热、余气、城市垃圾、煤矸石、煤泥和煤层气等作为燃料的热电厂，按《国务院批转国家经贸委等部门关于进一步开展综合利用意见的通知》文件执行（国发[1996]36号）。
第十二条
在有稳定热负荷的地区，进行中小凝汽机组改造时，应选择预期寿命内的机组安排改造为供热机组；并必须符合本规定第七条的要求。
第十三条
鼓励使用清洁能源，鼓励发展热、电、冷联产技术和热、电、煤气联供，以提高热能综合利用效率。第十四条
积极支持发展燃气——蒸汽联合循环热电联产。
1、燃气——蒸汽联合循环热电联产污染小、效率高及靠近热、电负荷中心。国家鼓励以天然气、煤层气等气体为燃料的燃气——蒸汽联合循环热电联产。
2、发展燃气——蒸汽联合循环热电联产应坚持适度规模。根据当地热力市场电力市场的实际情况，以供热为主要目的，尽力提高资源的综合利用效率和季节适应性，可采用余热锅炉补燃措施，不宜片面扩大燃气容量和发电容量。
3、根据燃气——蒸汽联合循环热电厂具有大量稳定用气和为天然气管网提供调峰支持的特点，合理制定天然气价格。
4、以小型燃气发电机组和余热锅炉等设备组成的小型热电联产系统，适用于厂矿企业、写字楼、宾馆、商场、医院、银行、学校等分散的公用建筑。它具有效率高、占地小、保护环境、减少供电线路损和应急突发事件等综合功能，在有条件的地区应逐步推广。
第十五条
供热锅炉单台容量20吨/时及以上者，热负荷年利用率大于4000小时，经技术经济论证具有明显经济效益的应改造为热电联产。
第十六条
在已建成的热电联产集中供热和规划建设热电联产集中供热项目的供热范围内，不得再建燃煤自备热电厂或永久性燃煤锅炉房，当地环保与技术监督部门不得再审批其扩建小锅炉。在热电联产集中供热工程和投产后，在供热范围内经批准保留部分容量较大、设备状态较好的锅炉作为供热系统的调峰和备用外，其余小锅炉应由当地政府在三个月内明令拆除。
在现有热电厂的供热范围内，不应有分散燃煤小锅炉运行。已有的分散燃煤锅炉应限期停运。在城市热力网供热范围内，居民住宅小区应使用集中供热，不应再采用小锅炉等分散供热方式。第十七条
各级政府应积极推广环境保护和节约能源，实施可持续发展战略，在每年市政建设中安排一定比例的资金用于发展热电联产、集中供热。
第十八条
住宅采暖供热应积极推进以用户为单位按用热量计价收费的新体制。从2000年10月1日起，新建居民住宅室内采暖供热系统要按热量收费；原有居民住宅要在开展试点的基础上，逐步进行改造，到2010年基本实现供热计量收费。
第十九条
热电联产项目接入电力系统方案，电力管理部门必须及时提出审查意见。热力管网走向和附设方式必须由当地城市建设管理部门及时提出意见。
第二十条
热电联产项目的建设、安装、调试、验收、投产必须遵照固定资产项目的管理程序和有关规定执行。在热电厂和城市热网的建设过程中应分别接受电力及城市建设管理部门的监督。
第二十一条
热电厂热价、电价应按《中华人民共和国价格法》和《中华人民共和国电力法》的规定制定。热电联产热价、电价的制定应充分考虑热电厂节约能源保护环境的社会效益，在兼顾用户承受能力的前提下，本着热电共享的原则合理分摊，由各级价格行政管理部门按价格管理权限制定公平、合理的价格。
第二十二条
本规定自发布之日起施行。本文发布单位的其它文件中有关热电联产的规定，凡与本文不符的应以本文为准。
第二十三条
热电联产项目研究现状综述 篇3
关键词：热电联产 文献综述 经济性 环境效益 技术性
1 概述
热电联产集中供热是改善城市环境和大气质量，提高城市现代化水平的重要措施，具有良好的社会效益、环境效益和经济效益，是国家能源政策重点支持发展的行业。近些年来，经过国家的大力扶持与鼓励，专家学者的宣传与推广，我国热电联产技术已经取得较大提高，逐步缩小与世界发达国家的距离，逐步进入发展阶段，不论是在应用水平上，还是在技术水平、系统设备装备等方面，都取得了突出的效果。截止到2010年底，达到年供热量283760万吉焦，比2009年增8.74%，同时，供热机组总容量达16655万千瓦，占同容量火电装机容量的24.02%，占全国发电机组总容量的17.23%，是核电装机1082万KW的15.39倍。但是，从我国热电联产的分布来看，电厂供热机组主要集中在华北、东北等气候比较寒冷的地区以及华北、华东等工业用热需求量比较大的地区，贵州、云南、西藏、江西、青海等地仍然没有热电机组，分布状态不平衡，因此，仍需出台相应政策，促进热电联产项目的发展，以发挥其独特的作用。本文重点从热电联产项目的经济性、技术性、环境效益评价等方面进行介绍，通过对文献综合的梳理探索未来研究方向，为我国热电项目的发展做出贡献。
2 研究综述
2.1 环境效益研究综述 周辉以保定南郊热电厂工程项目为依托，综合考虑能耗管理、综合管理、燃料管理和生产设备管理等四个方面的经济性指标，使用层次分析法和模糊综合评价相结合的方法进行经济性综合评价，为类似项目的经济性研究提供了良好的参考价值，为热电联产项目的发展打下坚实基础。
赵林川从热电联产热电比、发电热效率、发电标准煤耗率、供热热效率和供热标准煤耗等方面探讨热电联产的经济性影响因素，并以此为指标体系，通过综合评价方法对银川热电联产机组进行评价，根据评价结果提出相应对策意见：规划和发展大型热电联产机组；加快城市热、电、冷联产发展；推广多热源联网运行；开发利用天然气热电联产；综合利用城市垃圾燃烧热电联产；鼓励支持核能热电联产；完善热电联产鼓励政策。
2.2 可持续性研究综述 周萍在综合考虑热电联产的内部效益、社会效益和环境效益的基础上，探索能够影响热电联产项目可持续发展能力的科学有效的指标体系，通过AHP-模糊综合评价进行热电联产企业的可持续发展能力综合评价，对热电联产项目的可持续发展评价给出了相应的指导意见。
许聪针对热电联产项目特殊的环境效益问题，重点分析了热电联产项目的环境影响后评价，本文献通过热电机组扩建项目环境影响后评价指标体系的基础上，结合灰色聚类和DEA方法进行后评价，为相应项目的开展提供了有效的借鉴价值及理论依据。
李晓梅针对曹妃甸电厂供热机组项目建立控制污染排放情况、生态环境影响、资源综合利用情况、环境管理情况四个一级指标，同时，使用AHP-模糊综合评价方法进行综合评价，针对评价结果对曹妃甸电厂供热机组的环境保护提出相应的措施，为相应项目的实施提出参考依据。
2.3 技术性研究综述 廖春晖参考国外相关文献补充了我国热电联产的性能评价指标，即在发电效率、EPES、IRPES及相对二氧化碳排放减少率等指标的基础上引入了污染物排放的影响。
杨承针对小功率燃气轮机为核心的热电联产系统的基本技术进行分析，重点分析当量火用效率、经济火用效率、总能利用率、节能系数等“效率”形式及其影响因素，探索不同效率指标的差异。
凌莉提出了用于评价CCHP系统的综合性能的指标体系建立的方法：建立一套具有通用性的多层次的指标体系，使用主成分分析法（PCA）剔除出相关性较大的指标进行评价。
李纪峰针对热电联产项目经济性、环保效益等方面存在的欠缺点进行修正，主要包括：采用了蝴分析与计算方法分析了系统中能量损失的数量和部位，为节能技术改造提供有效的依据；依据企业热负荷的数量和特点，优选装机方案和机组参数，并进行详尽的分析与计算；根据热力管道的发展趋势，对直埋蒸汽管道的保温层厚度计算，提出采用界面温度控制法的见解，并进行编程计算，此外，还对直理蒸汽主管道阻力损失进行编程计算的尝试。
3 结论
在经济性、环境效益、技术三方面的研究文献的基础上，我们可以看到目前针对热电联产项目的研究是国内外的研究热点，我们应学习已有研究文献，将其应用于实际，促进我国热电联产项目的发展，实现经济效益、社会效益和环境效益的同时提高，继而，根据已有研究文献，本文得出以下结论：①今后国内外学术界将继续针对热电联产项目经济性、环境效益及技术性能提高进行研究，在现有基础上加深研究深度，探索前人没有触及到的领域，丰富相应评价领域的指标体系，建立完善、突出、有效的指标体系。②现有研究成果主要针对热电联产项目综合某一方面进行评价，国内外相关文献针对相应配套热网工程的研究相对比较欠缺，因此，接下来有必要针对这一领域进行深入探索，以发挥热电联产项目的优越性，促进其健康、有序、长期发展。③现有评价方法大多集中使用层次分析法（AHP）、模糊综合评价法、DEA等方法，由于该类方法的局限性，使得评价结果在一定程度上欠缺说服力，因此，对于寻求适用于热电联产项目的评价方法的探索也是未来研究的方向。④热电联产项目具有良好的社会效益、环境效益和经济效益，但是我国现阶段的发展状况与世界先进水平还有一定的差距，因此，国家相关部门应出台相应的鼓励政策、税收减免政策等，促进热电联产项目的发展。
参考文献：
[1]周辉.保定热电厂南郊热电联产工程项目经济性评价[D].保定：华北电力大学，2011.
[2]赵林川.银川地区热电联产的热经济性分析[D].保定：华北电力大学，2010.
[3]周萍，沈巍，施慧.基于层次分析和模糊综合评价的热电联产企业可持续发展评价[J].华电电力，2010，38（9）：1421-1424.
热电联产系统技术经济分析 篇4
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
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热电联产系统 篇5
作者：一田资源网
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项目名称：河北省唐县冀东水泥（二期）余热发电项目
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项目名称：江苏华电扬州2×400MW级燃机工程建设项目
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项目名称：扬州扩建2台240t/h循环流化床锅炉技术改造项目
项目名称：大唐姜堰燃机热电联产工程项目
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项目名称；江苏国信扬州发电三期（2*1000MW）扩建工程项目
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项目名称：常州广源热电有限公司污泥焚烧装备技术改造项目
项目名称：江苏华电#6机组综合提效技术示范工程（汽轮机通流改造）项目
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项目名称：浙江浙能长兴天然气热电联产工程项目
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项目名称：福建省永安金银湖水泥3.8兆瓦的余热发电站工程项目
项目名称：江西大唐国际抚州发电厂2×1000MW新建工程项目
项目名称：江西华电南昌小蓝分布式能源站工程项目
项目名称：江西省于都县9兆瓦的纯低温余热水泥余热发电项目
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项目名称：山东省燃气蒸汽联合循环热电冷联产机组工程项目
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项目名称：河南信阳2×300MW级燃气热电联产电站项目
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项目名称：平邑鲁电生物质发电工程项目
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项目名称：枣庄矿业集团蒋庄煤矸石热电有限责任公司2×3 万吨/年新工艺炭黑项目 项目名称：薛城污泥焚烧热电联产脱硫脱硝项目
项目名称：胶州热电有限公司一期供热站2×29MW热水锅炉扩建工程项目
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项目名称：广东惠州LNG电厂热电联产扩建工程项目
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项目名称：广州西村电厂迁建天然气能源站工程项目
项目名称：东区集中供热三期第二阶段增建一台备用75.0t/h中温中压循环流化床供热锅炉项目 项目名称：北海凯迪生物材料发电厂一期（4×55MW）电厂温排水项目
项目名称：钦州热电厂临时供热工程项目
项目名称：百色华鑫生物质直燃发电（2×15MW）工程项目
项目名称：大唐隆安生物质发电工程项目
项目名称：三亚市生活垃圾焚烧发电厂建设项目
项目名称：海南国电海南西南部电厂2×350兆瓦工程项目
项目名称：乐东县黄流生活垃圾焚烧厂建设项目
项目名称：遵义汇兴热电联产动力车间工程项目
项目名称：中电投贵州黔西电厂二期扩建脱硫脱硝项目
项目名称：贵州省2×9兆瓦纯低温余热发电工程项目
项目名称；华电桐梓电厂二期2*600MW机组项目
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项目名称：西安市热力总公司渭水集中供热项目
项目名称：西安热电有限责任公司过渡供热锅炉房项目
项目名称：陕西留坝凯迪生物质能发电项目
项目名称：宝鸡市热力有限责任公司南客站片区集中供热工程项目
项目名称：府谷清水川低热值燃料资源综合利用项目2×300MW电厂工程项目
项目名称：府谷清水川煤电一体化电厂（二期）2×100万千瓦工程项目
项目名称：陕西渭河发电公司4×300MW机组供热改造工程项目
项目名称：陕西华电西安北客站燃气分布式能源项目
项目名称：国电咸阳西郊热电联产（一期）脱硫脱硝项目
项目名称：国电永寿发电厂（一期）工程项目
项目名称：国电永寿发电厂（一期）脱硫脱硝工程项目
项目名称：国电铜川热电联产（一期）工程项目
项目名称：宁陕凯迪生物质能发电厂（1×30MW）工程项目
项目名称：吴起县小沟门锅炉房建设项目
项目名称：德阳分布式能源生物质热电联产项目和天然气分布式热电联产项目
项目名称：四川雅安市年产4万吨工业硅并配套建设6兆瓦低温余热发电节能技改项目 项目名称：通江县生物质发电项目
项目名称：南充市生活垃圾焚烧发电厂建设工程项目
项目名称：会理县生物质能发电(1×30MW)项目
项目名称：泸州市生活垃圾焚烧发电厂（BOT）项目
项目名称：四川省达州燃气～蒸汽联合循环机组电站工程项目
项目名称：古蔺县二郎镇两河口热电联产技改工程项目
项目名称；大唐四川广元电厂（一期）脱硫脱硝工程项目
项目名称：四川省崇州市生活垃圾焚烧发电项目
项目名称：成都市祥福生活垃圾焚烧发电项目
项目名称：山西省河曲发电厂三期2×1000MW超超临界燃煤空冷机组建设项目
项目名称：山西国际电力太原嘉节燃气联合循环热电联产工程项目
项目名称：应县县城东集中供热工程项目
项目名称：五台县新城区集中供热工程项目
项目名称：山西省介休市集中供热二期工程项目
项目名称：大同市轩岗电厂（2×660MW）二期扩建工程项目
项目名称：阳泉市生活垃圾焚烧发电工程项目
项目名称：山西8000吨/年有机硅浆渣焚烧综合处置技改项目
项目名称：大同煤矿集团塔山2×600MW（二期扩建）工程项目
项目名称：高平市三甲炼焦有限责任公司余热综合利用集中供热工程项目
项目名称：山西省广灵县lx12兆瓦秸秆发电机组项目
项目名称：山西古交电厂一期（2*300MW）新增脱销装置工程项目
项目名称：山西瑞光热电有限责任公司热电联产工程项目
项目名称：甘肃大唐八〇三发电厂“上大压小”热电联产扩建工程项目
项目名称：甘肃省金昌市热电联产（2×330MW）工程项目
项目名称：兰州新区舟曲移民安置点供热热源厂既兰州新区1#应急调峰热源厂建设项目 项目名称：酒钢嘉峪关2×35万千瓦自备热电联产工程项目
项目名称：酒钢热力站建设工程项目
项目名称：高密市生活垃圾无害化处理厂工程项目
项目名称：华能西宁热电厂一期2×300MW级供热工程项目
项目名称：大唐新疆准东五彩湾煤电一体化项目电厂一期（2×1000MW）工程项目 项目名称：甘肃电投新疆伊犁金岗循环经济产业园区电厂2×100MW工程项目
项目名称：新疆华电淖毛湖煤电一体化电厂(2×1000MW)工程项目
项目名称：新疆4×35万千瓦发电机组脱硫脱硝项目
项目名称：新疆农十二师头屯河农场魏户滩镇集中供热工程建设项目
项目名称：新疆年加工120万吨炭质还原剂项目
项目名称：新疆天山铝业自备电厂（三期）脱硫脱硝项目
项目名称：新疆麦盖提太阳能光伏发电项目
项目名称：中煤能源哈密综合利用电厂2×33万千瓦机组脱硫脱硝工程项目
项目名称：神华新疆准东五彩湾发电厂4×1000MW发电工程项目
项目名称：新疆天富大全2×300MW级热电联产园区电厂工程项目
项目名称：华能哈密工业园2×660兆瓦电厂工程项目
项目名称：新疆富鑫能源动力站脱硫项目
项目名称：新疆农十师北屯市热电联产项目
项目名称：石河子天富天河热电2×330MW热电联产工程项目
项目名称：新疆若羌6兆瓦纯低温水泥余热发电项目
项目名称：中电投准东煤电基地将军庙电厂一期工程项目
项目名称；中电投准东煤电基地五彩湾电厂（一期）工程项目
项目名称：和什托洛盖镇阳光小区供热管网工程建设项目
项目名称：新疆巴楚山水水泥余热发电项目
项目名称：新疆奎山宝塔热电联产循环经济综合利用项目
项目名称：新疆巴州峰源建材余热发电项目
项目名称：新疆中博水泥余热发电项目
项目名称：国电库车二期（2x330MW）扩建工程烟气脱硫岛项目
项目名称：中电投准东煤电基地菠节湖电厂（一期）脱硫脱硝工程项目
项目名称：中电投准东煤电基地芨芨湖电厂一期工程项目
项目名称：新疆东湖6兆瓦水泥纯低温余热发电站建设项目
项目名称：新疆日产3000吨熟料新型干法水泥生产线项目
项目名称：新疆万基建材6兆瓦水泥纯低温余热发电站工程项目
项目名称：新疆中博水泥9兆瓦纯低温余热发电站工程项目
项目名称：徐矿集团新疆阿克苏热电有限公司二期（2×660MW）工程项目
项目名称：华能哈密工业园2×660MW电厂工程项目
项目名称：国投哈密电厂（一期）工程项目
项目名称：宁夏市4×25500KVA硅铁炉及烟气纯低温余热发电项目
项目名称：宁夏6×30000KVA密闭式稀土铬铁矿热炉及尾气余热发电项目
项目名称：宁夏电投石嘴山煤矸石综合利用热电厂工程项目
项目名称：石嘴山市2×15MW生物质热电联产工程项目
项目名称：宁夏盐池哈纳斯高沙窝槽式太阳能—燃气联合循环（ISCC）发电站工程项目 项目名称：宁夏庆华煤化集团煤矸石电厂脱硫脱硝工程项目
项目名称：宁夏庆华煤化集团煤矸石电厂工程项目
项目名称：宁夏2×1000兆瓦火电机组工程项目
项目名称：内蒙古大唐多伦电厂2×660MW超临界空冷发电机组工程项目
项目名称：土默特左旗富源站锅炉房项目
项目名称：内蒙古酸刺沟矸石电厂二期（2×660MW）工程项目
项目名称：国电锡林浩特2×25MW背压式机组热电联产项目
项目名称：乌海市200万吨水泥/年（带9MW纯低温余热发电）工程项目
项目名称：阿旗利用秸秆生产大型沼气（生物燃气）项目
项目名称：华能安源电厂一期工程“上大压小”2x60OMW级机组工程项目
项目名称：华能安源电厂（一期）脱硫脱硝项目
项目名称：内蒙古达拉特电厂五期2×1000MW扩建工程项目
项目名称：内蒙古达拉特电厂五期脱硫脱硝工程项目
项目名称：内蒙古广兴建材水泥生产线配套余热发电项目
项目名称：嫩江县热电厂新建工程项目
项目名称：黑龙江省宁安市2×6MW热电联产工程项目
项目名称：加格达奇热电厂2×135MW热电机组改建工程项目
项目名称：海林市海浪热电厂新建工程项目
项目名称：哈尔滨市日产7200吨熟料新型干法水泥生产线及配套低温余热发电项目 项目名称：哈南工业新城起步区热源厂一期扩建工程项目
项目名称：黑龙江凯迪嫩江生物质发电新建工程项目
项目名称：牡丹江生物质热电联产扩建工程项目
项目名称：黑龙江省通河热电厂2×15MW背压机组改建项目
项目名称：黑龙江省宾州热电厂6MV+15MW+25MV背压机组新建项目
项目名称：集贤县福利镇集中供热工程项目
项目名称：伊春市南岔区（局）热源改造工程项目
项目名称：绥化市城区热电联产扩建工程项目
项目名称：穆棱市亿阳热电经营有限公司供热改造建设工程项目
项目名称：穆棱市鑫圣供热有限责任公司锅炉房改扩建工程项目
项目名称：穆陵祥龙生物质发电有限公司电站工程项目
项目名称：华能吉林农安生物发电厂新建工程项目
项目名称：长热集团改建柴油机调峰锅炉房工程建设项目
项目名称：白山市琦祥纸业背压式热电联产机组项目
项目名称：沈阳惠天热电滑翔1#热源厂集中供热改造工程项目
项目名称：本钢集团有限公司北台厂区利用富余煤气改造130t/h燃煤锅炉配套发电机组项目 项目名称：国电朝阳热电联产（一期）项目
项目名称：国电朝阳热电联产（一期）脱硫脱硝项目
热电联产系统 篇6
1 热力产品及其市场营销概述
1.1 热力产品
电能和热能联合生产的方式称为热电联产， 热电联产企业的产品主要为电能和热能。作为能量， 这两种产品不同于一般产品的特殊性一是不能大量储存， 二是必须通过电网公司的电力网络和热力公司的热力网络转运后销售给终端用户。由于电网与热网的一次性投资大和非重复性建设项目都造成了这种转运网络的寡头垄断（Oligopoly）， 使得各类用户及其他上下游产业没有选择余地， 只能与其进行交易或服务。另一方面， 热电联产企业一般都位于城市的周边地区， 热电联产企业的建立与城市地域与规模密切相关。因此， 同一城市的热电联产企业数量不多且在较长时间内生产规模变化不大。所以， 同类生产企业之间也形成了垄断。热电联产企业又时刻受燃料供应的限制， 以及燃料涨价带来的成本上升的压力， 因此对热力产品的营销工作以及营销策略的研究日渐重要。
1.2 热力产品营销
目前， 热力销售工作处于被动状态， 主要是依赖热力公司下达的热力供应计划， 按照计划供应，热电联产企业不能够主动参与竞争。我国的电力企业（ 包括热电联产企业） 已经走向了市场， 但营销工作仍在或多或少地套用计划经济时期的经营管理模式。电力市场营销与一般意义的营销存在一定差距。热电联产企业应当根据市场规律建立合理的营销体系， 根据科学的市场营销理论注重品牌的包装和宣传， 根据市场需求合理调整产品价格， 加强与批发商（ 热力公司） 和直供用户的沟通并提高服务水平， 积极开拓直供用户， 减低企业单一买主的风险。
2 热力产品绿色营销
2.1 环保商品定位热力产品绿色电力
作为一种商品， 在营销过程中将商品的包装设计和绿色价格、绿色渠道、绿色促销相结合以引起消费者广泛的注意， 增加市场认购量。热电联产企业本身就是一种节能型的企业， 这是相对单一生产电能的企业的优势所在， 因此， 在营销过程中可以参考绿色电能的营销策略开展热能产品营销工作。发达国家绿色产品的共同特点是以绿色电价项目的形式启动， 将可再生电力作为一种区别于普通电力的特殊产品， 为其单独进行产品设计和价格制定， 从而避免提高所有用户的电价。
2.2 绿色产品价格支持
目前， 上海市绿色电力的上网电价实行政府定价或招标定价， 对绿色电力高出普通电力部分的价格， 政府给予上海市电力公司一定的定价权。高出普通电力的价格部分反映的是绿色电力的环境效益， 这部分价格的放开不会影响到电价的稳定， 因为用户具有选择权。如果价格定得不合理.他们可以选择不购买绿色电力。将来， 随着绿色电力市场规模的扩大， 绿色电力的价格必将得到相应的调整。
热力产品的价格策略也可以参考上海绿色电力的价格调整销售价格， 考虑绿色产品这一因素，从而提高热电联产企业的供热价格。另外， 热力产品的特性决定了这一特殊产品的营销策略不同于一般产品。首先， 热力产品购买方几乎只有热力集团这一单一购买方， 需求量的大小几乎和价格（ 非大幅度变化） 没有关系， 特别是民用采暖， 即价格的变化几乎不会对采暖量的供应造成影响。
3 非采暖季节热力产品营销
3.1 开拓蒸汽制冷市场促进 DSM热电联产企业的产品市场需求受季节性和天气的影响较大， 在冬季， 取暖需求大， 热电联产企业都在最大负荷下生产。但是在非采暖季节， 一般用户的民用采暖关停， 仅有部分重要用户和部分酒店的热水供应， 使热电联产企业的生产计划大幅减少。另外， 工业用户的减少也使得企业生产计划降低。由于热力产品的生产减少， 热电联产企业的利润受到严重影响。因此在非采暖季节开拓热力市场的热力产品营销工作显得尤为重要。
3.2 客户关系管理促进热力销售
根据市场营销学理论， 客户关系管理（CRM） 是指通过培养企业的最终客户、分销商和合作伙伴对本企业及其产品更积极的偏爱或偏好， 留住他们并以此提升企业业绩的一种营销策略。客户关系管理的目的是从客户利益和公司利润两方面实现顾客关系的价值最大化。客户关系管理对企业显然是有利的， 由于夏季热力产品需求量较低， 促销手段显得尤为重要， 因此热电联产企业更有必要开展 CRM工作。但是， 由于客户稳定或几乎不变， 因此热力产品的促销工作不同于其他产品。建立良好的供需关系和提高服务意识对产品的促销是必不可少的。热力产品的主要用户是热力公司， 而热力产品供应者有多个热电联产企业和一些较小规模的锅炉供热厂。在春季供应期结束后， 热力用户大幅萎缩。除了供热管线的约束外， 究竟选择哪个企业的产品是热力公司需要考虑的问题。
热力产品特性不同于一般产品， 因此热力产品营销也与一般产品不同。热力产品的营销不能完全套用一般产品的营销。热力产品的营销应当考虑机组电力需求， 应当考虑电网公司的调度计划， 合理地分配热力与电力的负荷。因此， 电力市场与热力市场营销又是相互约束和影响的。根据实际生产条件合理分配电热比来进行市场营销也是需要进一步研究的工作。
参考文献：
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热电联产系统 篇7
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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热电联产系统 篇8
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。
参考文献
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热电联产系统 篇9
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
热电联产系统 篇10
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。
参考文献
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热电联产系统 篇11
摘 要：国电肇庆电厂自投产以来，磨煤机混合通风量及双侧送风量的巴类测点时常出现较大的测量误差，导致运行自动投入率低、给煤机误跳闸等，且存在低负荷时锅炉总风量保护动作的隐患。文章结合现场实际，采用了多测点带自清灰的瓦特测量装置对原有巴类风量测量装置进行技术改造，后续生产实践验证了该方法的有效性。
关键词：磨煤机混合通风量；AB侧送风量；巴类测点；多点式自清灰
中图分类号：TK223.26 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）08-0007-02
1 背景概述
国电肇庆电厂两台35万机组分别于2012年9月和11月并网发电，项目位于肇庆市北江河畔大旺高新区内，承担着整个大旺新区的供热和南网调峰任务。锅炉型号：DG1150/25.4-Π2为东锅的350 MW超临界变压直流锅炉，炉膛内布置5层低NOX旋流燃烧器，A、E层配置国电自主开发的等离子点火系统，制粉系统为中速碗式直吹型式。
技改前肇庆电厂碗式磨混合通风量、空预器出口AB侧送风量使用的是威力巴测流量装置，由于流体中夹杂的各类固体粉尘容易将巴类风量测点的取样管堵塞，进而准确测量每台碗式磨的混合通风量及空预器出口AB侧风量就显得尤为困难。碗式磨的混合通风量测量值与实际值偏差大导致：磨煤机风量调节长期无法投入自动、给煤机误跳（热控逻辑设置磨煤机入口风量小于整定值时跳对应给煤机），空预器出口AB侧送风量DCS显示值与实际值偏差大导致：送风及氧量自动无法投入（或偏差大跳为手动调节）、低负荷时锅炉总风量保护可能动作，机组运行的安全性和经济性降低。
此外，热控检修的工作量很大，需要不定期强制或停止扫描相关测点，拆开取样管接头进行吹扫。为了提高锅炉燃烧的稳定性和经济性，更好保证整机组自动投入率，利用停机时机上述风量测量装置进行了技术改造，经过长时间的运行实践，验证了所采用改进方法的有效性。
2 常规测量方法研究
2.1 测量原理
风量测量的核心是测量差压，通过插入流体管内的斜角取压管（两根），测量出上游（迎风侧）的气压和下游（背风侧）的气压，二者相减，即为差压。要准确测量差压要求两根取压管紧密布置（一般为一体化组装产品），且安装角度要保证。测出差压和风速，应用伯努利方程就可算出相应体积或质量流量。
2.2 常规测点布置
改造前肇庆电厂碗式磨混合通风量在直管段布置三个取样测点，AB侧送风量直管段共布置六个取样测点，通过差压变送器送至相应DPU的AI模块，再通过DCS的模拟量三选中（SELM）模块后折算出实测风量供PID自动调节和运行人员监视。理论和生产实践表明，风量测量误差主要受被测对象管道横截面积、管道长度（弯头除外）和取样点布置位置和个数的影响。受实际条件制约，管道横截面积、管道长度难以改变，故取样点布置位置和个数成为技改的核心。常规测量方法的弊端在于测点布置个数相对较少、选取位置不合理且风中携带灰尘较多，取压管较易发生堵塞，导致差压测量不准，进而影响风量测值。
3 改进测量方法研究
依据上述常规方法所存在的弊端，进行针对性的改进，主要措施有：合理选取取样位置、合理布置取样测点、改用防堵塞取压管。
因此，为准确测量管内流体流量，首先要检查确认原有测点布置位置是否合理，尤其在测点布置离弯头较近时，测值误差大且波动幅度较大。其次增加取样测点个数，选取在同一风管横截面上均匀布置多个测点，采用取平均值的方法，消除取样误差，所有取样测点的上游取压管和下游取压管各自汇流成一根总管后与差压变送器相连。最后采用自清灰取样测点，防止因灰尘堵塞取压管而引起的测量误差。
3.1 碗式磨混合通风量改进测量方法
磨入口风量改进相对较简单，只是将其取样位置平移至离弯头较远处，因其截面积相对较小，故考虑在不增加取样测点的基础上，将常规巴类测点换为带自清灰功能的瓦特测点。
该类测点在每个取压管内同步布置了振打清灰固件，固件在管内工质冲量作用下，做无规则运动，振打取压管内壁，壁内积灰随之自动脱落，消除取压误差。固件选用防锈蚀材质，尺寸及质量经过25%～105%工况试验，选取最佳参数，基本上可以消除因取压管积灰而引起的误差，且其一次投入成本、改造施工和实际应用效果比外加反吹扫装置更有优势。经过6个月的生产实践证明，改进方法非常有效，热工人员再无现场进行过人工吹扫，且磨入口通风量测量准确，为运行人员合理调节磨的通风量，为防止堵磨、合理配风及调节煤粉细度提供了有效的监视和参考手段。
3.2 空预器出口AB侧送风量改进测量方法
肇庆电厂AB两侧风箱入口管道尺寸为（3 980×2 810 mm）。由于风管横截面积大，管内工质速度场和压场分布偏差较大。故宜进行均压处理，以取的更切合实际值的加权差压值。具体做法为将原有测量取压点拆除，在风道平直段沿管壁外周均匀加装18个带清灰固件的取压测点，以获得更贴近实际的差压均值。改进的测量装置示意图，如图1所示。
测量出的平均差压，经过三个变送器接入总线就地柜，通过耦合器由光缆传输至PB卡件，PB卡输出信号通过AI（模拟量输入通道）送至DPU，DPU根据内置逻辑算法将变送器传入的现场测量平均差压，转换为送风量的质量流量并将其送至送风及氧量调节以及各开关量保护逻辑中。送风质量流量的数学模型公式如下：
G=0.3005K×A■（t/h）
其中：
G为被测气体质量流量，单位t/h；
K为风量测量装置流量系数；
A为通流面积，单位m2；
ΔP为平均差压，单位Pa；
t为被测气体温度，单位℃；
Px为被测气体管内的压力，单位Pa。
改进后的风量监测系统示意图，如图2所示。
由于采用风道截面上布置多个测点，然后将多个测点有机组合在一起的方式，差压放大倍数增大，改造后的装置所产生的差压值是本身管段内流体动压的十多倍，大大提高了测量精度。装置出厂前需进行风洞试验，根据风洞试验装置测量出的数据与标准皮托管测量的数据进行对比，装置测量出的差压值是标准皮托管测量出来的差压值的十多倍。由于测量装置本身具有利用粉尘动能进行自动清灰防堵塞的功能，不需要加装反吹扫装置也无需频繁人工吹扫，能真正做到长期免维护，解决了原风量测量装置的堵塞问题。
此外，多点组合风量测量装置采用插入直管段的安装方式，其挡风面积很小，因此，其对整个风道流体的压力损失可以忽略不计，节能效果非常好。且安装方便，适合安装在水平管道上，大大减少了安装工程量。
4 结 语
现代火电厂由于DCS和现场总线的应用，自动化程度越来越高，原有风量测量装置已满足不了锅炉总风量自动投入率的要求。并且其抗恶劣运行环境影响的性能不足，常常导致较大的测量误差，运行人员无法作出正确的判断和调整，不利于锅炉的安全、经济运行。本文立足现场实际，采用自清灰多点式测量装置替代原有的威力巴类测量装置，经过半年多的生产实践检验，验证了该改造方案的可行性。我厂该测量装置投入使用至今未出现过堵灰现象，大大减少了热工人员的维护量，且稳定性也非常高，目前风量能完全投自动，运行良好，保证了机组的安全、经济运行。
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热电联产系统 篇12
热电联产集中供热方式具有很高的经济性和环保性,是目前我国城市集中供热的主要形式[1];同时我国北方地区的供热能耗巨大,是节能减排的重点。在城市的建设中,不断扩大的用供热规模与现有热源有限的供热能力、城市热网有限的输送能力之间的矛盾日益突出。如何在保证现有热源与现状热网不变的情况下,进一步增加热源供热能力和提高热网输送能力是广大工程技术人员需要思考的一个重要问题。先进的吸收式热泵供热技术的应用为此类问题提供了一个重要的解决思路。
2 与热电联产相结合的吸收式热泵供热技术
热电联产的供热方式主要分两种,即汽轮机的背压供热和抽气供热。背压供热汽轮机排汽压力需高于大气压力,如不考虑动力装置及管路的热损失,理论上其热能利用率可达100%,但由于热、电负荷相互制约等原因,在我国应用较少。抽气供热是热电联产领域主要的供热方式,它主要是通过汽轮机上可调节抽气量的的抽气口进行抽气,供热原理如图1所示。
此方式依然有大量冷却水的低温余热通过冷却塔排向外界,若能对其加以再回收利用,则可在热电厂规模不变的情况下,大大提高冬季热源的供热能力;同时,该供热方式的设计供、回水温度一般为130/70℃、110/70℃、120/60℃等,若能将热网供回水温差提高至100℃以上,则热网的供热输送能力可提高约1倍。基于此,清华大学的江亿院士与付林教授等人在《京能赤峰热电厂利用基于吸收式循环技术向城区供热工程可行性研究报告》(2009年4月)中提出了基于热电联产的吸收式热泵供热技术,其原理如图2所示。
该技术不仅需在热电厂增加吸收式热泵机组,还需要改造传统的换热站,更换其中普通水-水换热机组为大温差吸收式换热机组。目前,该技术已在赤峰热电厂得到应用,在京能赤峰热电厂的基于吸收式循环供热技术实验工程项目鉴定报告中,鉴定专家给出了很高的评价,但其工艺复杂,易受投资、现场条件等多因素的制约。如果通过技术优化调整,并结合热电厂实际工程、现场条件等特点,可采取如图3、图4所示供热方式。
目前,图3系统在阳泉已有应用实例,而图4系统在河北承德等地也有由同方人工环境有限公司成功实施的类似案例。它们的特点是:由于吸收式热泵机组回收了大量低温余热,可大幅度提高热源的供热能力;经过系统的调整优化,可大幅度拓宽吸收式热泵在热电联产领域的应用范围。
3 实例分析
京能赤峰热电厂冬季冷却水量约2880m3/h,进出冷却塔水温分别约35℃和25℃,汽轮机抽气压力0.3～0.5MPa(饱和蒸汽)。距热电厂3km有一新建小区,采暖面积80万m2,设计供/回水温80/60℃。若新建锅炉房,则耗能高、污染大,属国家限建项目。若以该热电厂为热源,则电厂热负荷明显不足,抽气量仅可供45万m2。
通过分析,拟决定:在热电厂新设1个吸收式热泵机房,回收冷却水余热,提供建筑采暖;敷设部分蒸汽管路和余热水管路,引入吸收式热泵机房;新敷设3km的外网系统,将吸收式热泵制取的80/60℃循环水接入用户管路系统。
3.1 计算分析与设备选型
根据现场资料和行业规范:供热面积80万m2,热指标取60W/m2,则用户采暖负荷共计48MW。
根据低温余热水、用户侧热水和蒸汽的参数可知:吸收式热泵制热系数COP约1.8,故热泵系统回收低温余热水的热量为:
Q0=Q×(COP-1)/COP (1)
式中:Q0—低温侧吸热量,W;
Q—供暖负荷,W;
COP —吸收式热泵制热系数,由运行工况确定。
低温余热水按10℃温差提取热量,则耗水量由式(2)计算:
m=Q0/(C×ΔT) (2)
式中:m—余热水耗水量,kg;
C—水的比热容,取4.187kJ/(kg·℃);
ΔT—余热水提取温差,取10℃。
经计算,设计工况下系统低温侧吸热量为21.4MW,所需余热水1834m3/h。而热电厂冷却水水量2880m3/h,水量足以满足需求。系统需敷设3km的外网系统,由负荷可确定外网主干管管径为DN600。由于余热水管路和蒸汽管路敷设在热电厂内,管线较短,下文分析初投资时已含在热泵机房内。吸收式热泵系统的制热量需求为48MW,根据需要,选取该工况下制热量为12MW的吸收式热泵机组4台(型号和相关参数略)。
3.2 经济和环境效益分析
3.2.1 初投资计算
(1)吸收式热泵系统。
投资概算如表1所示。
(2)传统热电联产方式。
传统热电联产方式热源侧主要设备是汽-水换热器,按行业经验分析,换热首站(80万m2建筑采暖面积)初投资约900万元;外网与吸收式热泵系统的相同,约300万元,系统投资共计1200万元。
3.2.2 运行费分析
运行费的测算依据如下:电价0.5元/kWh,热价50元/GJ,水价 3元/t,采暖期144d。整个采暖季的理论供热量可按式(3)计算:
Qn=24×Qn′×[(tn-tpj)/(tn-tw)]×N (3)
式中:Qn—年供热量,kWh;
Qn′—热负荷,kW;
tn—室内设计温度,取tn=18℃;
tpj—当地采暖季室外平均温度,℃;
tw——采暖计算温度,℃;
N—供暖天数,d。
(1)传统供热方式与吸收式热泵供热方式运行费分析(见表2)。
传统方式供热运行费共计2030万元,合25.4元/m2。
采用吸收式热泵技术,通过机组满负荷运行时的蒸汽耗量和供热系数计算出年耗量,并换算为热量后,可计算出年运行费。另外,若采用吸收式热泵技术,机组需耗少量电能,电费W=48×24×0.68×144×0.5/10000 =5.6万元。
为比较方便,系统水泵能耗忽略未计。吸收式热泵运行费共计1166.2万元,合14.5元/m2。
(2)吸收式热泵节约水费分析。
由于吸收式热泵从低温侧吸热,循环水闭式循环,还可减少大量系统补水。补给水量分为飞溅损失和蒸发损失(占主要部分)两部分,正常情况下其值约等于循环水量的1%～2%。
水源侧需冷却水流量约1834m3/h,经分析计算可减少蒸发、飞溅损失等约30m3/h。按照该地水价计算,年节约水费约31万元。
3.2.3 经济性对比与环境效益分析(见表3)
综上所述,如果采用吸收式热泵供热技术,则需投资2260万元,而传统方式约1200万元。但吸收式比传统供热方式年节约运行费约895万元,静态投资回收期不到2年。
吸收式热泵通过消耗部分蒸汽热能,回收热电厂冷却水的低温余热资源,不仅满足了热电厂80万m2的供热能力,而且还减少大量运行费。同时,采用该技术每年还可节约标煤耗量5940t,减少大量污染物的排放:二氧化碳15444t,一氧化碳8.3t,二氧化硫50.5t,氮化物44t,硫化氢2.97t,粉尘65.3t,具有显著的环境效益。
4 结论
传统热电联产方式相比,采用吸收式热泵结合的技术,可增加供热效率50%左右,提高冬季供热能力(设计工况下)40%以上。如果同时提高热网供/回水温差至100℃,则可提高热网1倍的输送能力。
通过实例分析,吸收式热泵供热技术运行费用低,固定成本投资的回收期为2年左右。