摘要：基于ebsilon软件建立了100 MW/1 000 MWh两级压缩、两级膨胀二氧化碳储能系统模型,研究工质流量和膨胀机、压缩机入口温度对系统效率的影响。结果显示:储能系统模型的发电量与设计值的相对偏差为1.72%,电转电效率为65.61%。工质流量与发电量呈正相关,年泄露工质量5%,则发电量将降低3.15%。第一级膨胀机入口温度每提升2℃,发电量提升0.47 MW。第一级压缩机入口温度每提升5℃,压缩功耗平均降低1.63 MW。在资本金内部收益率为8%的前提下,项目作为用户侧储能时,峰谷电价差需达到1.46元/kWh。

摘要：褐煤发电机组效率低,采用褐煤预干燥并燃用预干燥褐煤是实现效率提高的有效手段。该文按照某典型600MW机组热平衡图,利用ebsilon建立机组变工况仿真模型,对比不同设计煤种的褐煤机组燃用预干燥褐煤时的变负荷特性、主要参数的变化规律及热经济性,进行定量分析。此外,也进行预干燥投资经济性分析。旨在为现有褐煤机组在生产实际中燃用预干燥褐煤的变负荷运行奠定理论基础及提供预干燥投资参考。仿真结果表明:各机组燃用预干燥褐煤时的变负荷规律与直接燃用优质煤的机组基本一致;以含水量较低的褐煤为设计煤种的机组燃用预干燥褐煤在负荷降低时,锅炉效率下降的程度稍大,说明设计煤种水分高的褐煤机组燃用预干燥褐煤在变负荷下锅炉适应性更好;以含水量较高的褐煤作为设计煤种的机组燃用预干燥褐煤时,不同工况下均可降低标准煤耗率5~7g/kW·h,虽然在负荷降低时机组热经济性提升效果下降,但仍可带来可观的收益。

摘要：针对超超临界二次再热机组锅炉?损耗大的问题,本文利用单耗分析方法对某1000 MW超超临界二次再热机组进行全工况分析。根据机组能耗分布情况,对系统进行了优化设计,并对新系统进行热力学计算以及单耗分析,揭示了新系统节能降耗优势和煤耗降低原因。研究结果表明:新系统各工况下发电煤耗均降低1.5 ***-1·h-1以上,空气预热器附加煤耗降低是系统发电效率提高的主要原因.另外,由于换热温差的减小,新系统锅炉需要增加0.186倍的受热面积,其中空气预热器需要增加到原系统的1.67倍。

摘要：小型核电站具有规模小、投资成本低、功率可调节灵活等特点,用途比较广泛。核电站二回路系统变工况分析对优化核电机组运行模式和提升核电站经济效益具有重要意义。首先,该文针对某小型模块化反应堆核电站二回路系统,使用ebsilon软件搭建了系统模型;其次,在完成模型精确性验证后,使用该模型开展了变工况分析;最后,计算了不同功率水平、汽轮机背压、回热加热器切除方式下二回路系统的关键热力性能参数。结果表明:功率水平会对发电效率、热耗率、回热抽汽系数、高/低压缸出力份额等多项参数造成影响;对该影响的定量分析显示,适当降低汽轮机背压有利于提升机组性能,当功率水平为100%热耗率验收工况(turbine heat acceptance,THA)时,若背压设计值下调2.0 kPa,则二回路系统热耗率降低272.338 kJ·(kW·h)^(-1)。此外,回热加热器切除方式会影响二回路系统热力性能,但不同切除方式产生的影响不同。以主给水温度为例,高压回热加热器部分或全部切除将导致主给水温度降低30℃以上,但仅切除低压回热加热器L1基本不影响主给水温度。

摘要：富煤贫油少气的能源结构决定了我国以煤为主的能源格局短期难以改变,而燃煤电厂的排烟损失占锅炉热损失一半以上,充分利用烟气余热资源,不仅能降低对环境的污染,还可提高能源利用率,降低发电煤耗。依据国家标准对某1 000 MW超超临界二次再热燃煤机组进行多工况性能考核试验,全面分析设有空气预热器旁路烟道的烟气余热利用系统运行参数对机组经济性的影响;基于试验运行数据建立了ebsilon系统仿真模型,通过变工况模拟数据与试验数据对比,验证了模型的准确性;基于仿真模型探索了高、低旁省煤器不同进水流量、空气预热器和旁路烟道的烟气比例对机组热力性能的影响规律,并探究不同负荷下高、低旁省煤器的最佳进水流量。优化结果表明:(1)不同负荷下,最佳机组热经济性判据为给水主路和给水旁路混合点前基本无温差,以及低旁省煤器和6号低加混合点前的出水温差在0~5℃,此时高、低旁省煤器的进水流量为最佳进水流量;(2)随着机组负荷升高,不同工况的高、低旁省煤器的最佳进水流量也随之增大;(3)运行时应保证磨煤机出口温度在70℃以上的前提下,增大旁路烟气比例来提高机组的经济性。同时,模型模拟所得影响规律及参数优化设置,可为超超临界二次再热燃煤机组深度节能提供参考。

摘要：为解决“以热定电”传统运行模式下燃煤热电联产机组在中、低负荷运行时,工业供热量不足、蒸汽参数不达标等问题,将可调式蒸汽喷射器与350 MW热电联产机组热力系统相耦合,构建新工业供热系统。利用电站设计软件ebsilon,对机组热力系统进行建模计算,其结果经现场运行数据验证其可靠性后,将新旧两种工业供热系统加入模型,对比分析了不同中、低负荷工况下两种系统的对外工业供热能力和机组热经济性差异。结果表明:新系统可以保证机组负荷在30%THA至80%THA波动时保质保量对外工业供热;机组每年非采暖季使用新系统预计可减少发电煤耗0.83万吨,CO_(2)和SO_(2)分别等量减排2.18万吨和11.5吨;预期投资回收期远低于设计寿命,项目可行性较高。

摘要：基于基准300 MW超临界二氧化碳(S-CO2)分流再压缩一次再热布雷顿循环,提出了一种利用冷却器工质余热预热空气的新型S-CO2布雷顿循环系统。通过计算新系统与基准系统的能耗分布,揭示了新系统煤耗降低的原因,并进行了初步经济性分析。结果表明:新系统附加煤耗中锅炉占比最大,达81.72%,其次为冷却器;与基准系统相比,新系统可有效降低发电标准煤耗率,当空气预热器入口温度加热至80℃时,新系统可节煤4.53 g/(kW·h),且静态投资回收期为6.98年,新系统发电标准煤耗率降低主要是由于冷却器和锅炉附加煤耗减少。

摘要：以某600MW超临界凝汽式机组为例建立仿真模型,在VWO工况、THA工况、75%THA工况和50%THA工况下模型的计算值与设计值的相对误差小于0.08%。运用模型进行了不同工况下加热器效率、加热器切除、除氧器排汽连续运行、给水泵汽轮机汽源变化4种回热系统变工况对机组发电煤耗影响的定量分析。结果表明,不同负荷工况下,2号高压加热器效率对机组发电煤耗影响更大,其次是1号高加、3号高加、5号低加至8号低加;高压加热器切除对机组发电煤耗影响最大,5号低加至8号低加切除对发电煤耗的影响逐渐减小;除氧器排汽量相同时,机组发电功率越低,对机组发电煤增量的影响越大;给水泵汽轮机采用辅助联箱蒸汽作为汽源时,机组发电功率越高,对机组发电煤耗增量的影响越大。

摘要：以超临界600MW机组为研究对象,利用ebsilon软件建立除氧器排汽回收对机组发电煤耗影响定量分析的模型,在VWO、THA、75%THA和50%THA工况下,不同流量的除氧器排汽不回收和不同回收方式对机组发电煤耗的影响进行定量计算分析。结果表明,除氧器排汽不回收导致机组发电煤耗增加且负荷越低发电煤的增量越高,发电煤耗增量随除氧器排汽量的变化呈线性关系;除氧器排汽回收至低压加热器使机组发电煤耗降低且负荷越低发电煤耗降低量越高,发电煤耗的降低量随排汽回收量的变化同样呈线性关系,除氧器排汽回收至5号低压加热器时机组发电煤耗的降低量最大,回收至8号低压加热器时机组发电煤耗的降低量最小。研究结果可为燃煤机组开展运行优化调整、除氧器排汽回收改造和改造后经济运行提供理论指导。