基于调峰的汽轮机回热系统优化研究

随着发电设备年平均利用小时逐年下降,1000 MW等级超超临界机组也参与低负荷调峰运行。参与调峰造成机组热经济性下降,50%THA负荷以下工况脱硝装置退出,锅炉NOx排放超标。研究发现,增加汽轮机回热系统级数,提高锅炉给水温度,可以降低锅炉温差传热产生的不可逆传热损失,提高机组的热经济性;提高锅炉给水温度可有效抬升脱硝装置入口烟气温度,扩展脱硝装置运行负荷区间。采用0号高压加热器的汽轮机回热系统优化方案,汽轮机热耗最大下降值达11. 6 k J/k Wh,锅炉脱硝装置入口烟气温度可抬升至310℃以上。采用汽轮机高压缸补汽阀倒抽蒸汽作为0号高压加热器的加热汽源,不影响汽轮机本体结构,优化方案技术风险低。回热系统优化方案投资费用1075万元/台,机组实际运行综合收益200万元/a,优化方案静态投资回收期为5. 3 a,具有较高的经济性。经工程实践验证,汽轮机回热系统优化方案能够满足机组调峰要求。     

0号高压加热器经济性的热力学分析

从热力学第一、第二定律出发,分析了回热系统和0号高压加热器的运行经济性,指出0号高加可以提高机组在低负荷下的主、再热蒸汽温度,且有利于机组脱硝,但由于抽汽的节流损失,经济性效果不明显。     

0号高压加热器经济性的热力学分析北大核心

从热力学第一、第二定律出发,分析了回热系统和0号高压加热器的运行经济性,指出0号高加可以提高机组在低负荷下的主、再热蒸汽温度,且有利于机组脱硝,但由于抽汽的节流损失,经济性效果不明显。     

外置蒸汽冷却器和0号高压加热器节能分析

为了探讨0号高压加热器和外置蒸汽冷却器在不同布置方式、不同负荷和不同外置蒸汽冷却器给水质量流量下的节能效果,利用Ebsilon软件对某660 MW机组进行分析。结果表明:当系统增设0号高压加热器时,75%THA和50%THA负荷下,给水温度分别提高23.2 K和21 K,热耗分别降低约31.2 kJ/(kW·h)和35.8 kJ/(kW·h);当利用三抽蒸汽过热度加热给水时,进入省煤器的给水温度可提升约3.2 K,100%THA、75%THA和50%THA负荷下的热耗分别降低10.7 kJ/(kW·h)、10.8 kJ/(kW·h)和13.7 kJ/(kW·h);同时增设0号高压加热器和外置蒸汽冷却器时,在75%THA和50%THA负荷下,热耗分别降低约40.6 kJ/(kW·h)和48.2 kJ/(kW·h),机组在低负荷下经济性有所提高。     

高压给水加热器正常疏水管道振动原因分析及应对策略

高压给水加热器是汽轮机发电机组回热系统中的重要设备,运行高压给水加热器可以提高锅炉给水温度,降低机组热耗。其能否安全运行对整个回热系统有着重要的影响,而正常疏水管道振动是高压给水加热器常见的问题之一。本文主要对高压加热器正常疏水管道振动的原因进行了分析,并提出了详细的应对策略,对高压加热器的设计、制造及电厂运行具有借鉴意义。     

采用给水加热实现660MW超临界机组宽负荷脱硝的理论研究

为了解决燃煤机组低负荷运行时脱硝效率低、热经济性差的问题,以某660MW超临界机组为例,对采用蒸汽喷射器的低负荷给水加热系统进行改进,添加了喷射器旁路和高低压蒸汽入口调节阀,以实现宽负荷脱硝.计算得到No.0高压加热器的温升范围,以及高负荷时喷射器的运行优化方法.结果表明:在满足脱硝及省煤器稳定运行的条件下,当机组负荷高于30%负荷时,No.0高压加热器可选温升范围较大,可根据脱硝要求选择合适的给水温升;当机组高负荷运行时,可降低喷射器入口高压蒸汽压力,提高机组热经济性.     

1 000 MW等级湿冷机组回热级数优化研究

为优化汽轮发电机组的给水回热系统,使循环热效率达到最高值,需根据汽轮机本体结构条件及锅炉给水温度限制,确定最佳的回热级数。对1 000 MW等级一次再热及二次再热湿冷机组的汽轮机特点、回热级数制约因素及经济性进行了研究,给出了1 000 MW等级湿冷机组的推荐回热级数。研究表明:现阶段1 000 MW等级一次再热和二次再热湿冷机组的最佳回热级数分别为9级和10级。     

深度调峰超超临界机组高压加热器抽汽节流变负荷能力静态分析

在深度调峰负荷50%THA、40%THA及30%THA条件下,对某超超临界660 MW燃煤机组常规回热系统和弹性回热系统内高压加热器抽汽节流调频方式的变负荷能力进行静态分析。结果表明：单台高压加热器抽汽节流调频方式只对最末级高压加热器有效,零号高压加热器在50%THA、40%THA及30%THA工况下的最大变负荷能力依次为1.2%P_e、0.9%P_e和0.5%P_e(P_e表示额定负荷);常规回热系统给水旁路(1号+2号HP)流量比例为50%时,在50%THA、40%THA及30%THA工况下机组负荷增量依次为1.8%P_e、1.4%P_e和1.0%P_e;增设零号高压加热器后各负荷工况下机组负荷增量分别提高32%、37%和26%;在30%THA以上负荷凝结水节流调频方式的变负荷能力明显低于给水旁路调频方式,在30%THA及以下深度调峰负荷下凝结水节流技术将退出一次调频;通过给水旁路调频方式提供1%P_e负荷增量时,50%TH...     

增加一级回热抽汽对低负荷下汽轮发电机组热耗率的影响分析

随着可再生能源发电并网,对大型火电机组负荷率降低,机组经济性降低。以某600MW机组为研究对象,定量分析了增加一级回热抽汽对低负荷下汽轮发电机组热耗率的影响。研究表明,无论新增加热器抽汽位于现有压力最高加热器抽汽点前的高压缸哪一级,汽轮发电机组的热耗率均降低;汽轮发电机组低负荷运行时,在不同位置加一级抽汽对汽轮发电机组热耗率影响程度不同,综合考虑,汽轮发电机组在100%~50%负荷运行时,新增回热抽汽应位于高压缸第2压力级级前,此时汽轮发电机组经济性最高。此项研究可为汽轮发电机组低负荷下提高运行经济性提供理论指导。     

典型燃煤锅炉深度调峰能力比较研究

火电机组进行深度调峰低负荷运行将成为常态,摸清典型锅炉深度调峰能力具有较大意义。对3台试点典型燃煤机组进行深度调峰试验。结果表明:掺烧高挥发分、低热值煤对提高锅炉特别是设计燃烧器截面热负荷较低锅炉的低负荷稳燃能力是有利的;亚临界锅炉不存在干湿态转换的问题,深度调峰水动力性能优于超临界、超超临界锅炉;通过分级省煤器、省煤器旁路烟道改造或增设0号高压加热器,优化吹灰、增加锅炉送风量等方式,可以提高SCR入口烟气温度;分级省煤器的低负荷节能效果优于省煤器旁路烟道改造和增设0号高压加热器;低负荷运行中,在保证SCR入口烟气温度的前提下,应适当控制锅炉送风量以降低干湿态转换点和提高锅炉效率。     

超临界600MW机组回热系统变工况对发电煤耗影响的定量分析

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。     

动态基准温度对回热系统加热器_效率影响分析

以随时空变化的环境温度(即动态基准温度)为基准点,对国内300 MW亚临界机组、600 MW及1 000 MW超临界机组回热系统的相关值进行了计算,在此基础上利用火用效率矩阵方程对回热系统加热器的效率进行了计算,分析了动态基准温度对回热系统加热器效率变化影响:随着基准温度升高,各加热器效率均降低,而抽汽压力越低效率降低的越多,各机组8号加热器效率降低的最大;对于各机组的8号加热器,当△Tjz=20℃时,△η分别等于-37.12%(300 MW机组)、-32.6%(600 MW机组)、-20.51%(1 000 MW机组),随机组容量增大呈现出降低的趋势。这可为回热系统乃至整个机组分析的动态基准点的选择提供参考。     

基于弹性回热技术的低负荷SCR脱硝系统性能研究

分析了低负荷下给水温度降低是导致SCR脱硝系统退出运行的关键因素,研究了基于弹性回热技术的低负荷SCR脱硝系统性能。理论分析、仿真计算和综合评估表明弹性回热技术能够提高低负荷下给水温度,保证SCR正常运行。同时能够提高机组经济性,且负荷越低,煤耗收益越大;还带来改善低负荷下直流锅炉水动力特性、提高稳燃性能和燃烧效率、提高机组调频性能等诸多收益。     

超临界机组下端差扰动强度系数的计算与分析

回热系统是火电厂热力系统的重要组成部分,加热器作为回热系统的核心设备,其运行参数对机组的运行效率有着重要的影响。火电机组在长期运行中,由于加热器管子表面结垢、加热器内积聚空气等多种原因会造成加热器下端差增加,对机组的运行效率产生影响。在多元扰动下热力系统能效分析模型基础上,以某660MW机组为例,计算了各级加热器下端差扰动对机组能效影响的强度系数,并绘制出加热器下端差扰动强度系数关于机组运行负荷的变化趋势图,定量地分析了各加热器下端差变化对机组热经济性的影响,为机组的高效运行提供了理论分析基础。     

动态基准温度对回热系统加热器制熎(火用)效率影响分析

以随时空变化的环境温度(即动态基准温度)为基准点,对国内300 MW亚临界机组、600 MW及1000 MW超临界机组回热系统的相关(火用)值进行了计算,在此基础上利用(火用)效率矩阵方程对回热系统加热器的(火用)效率进行了计算,分析了动态基准温度对回热系统加热器(火用)效率变化影响:随着基准温度升高,各加热器(火用)效率均降低,而抽汽压力越低(火用)效率降低的越多,各机组8号加热器(火用)效率降低的最大；对于各机组的8号加热器,当△Tit=20℃时,△η分别等于-37.12％(300 MW机组)、- 32.6％(600 MW机组)、-20.51％(1 000 MW机组),随机组容量增大呈现出降低的趋势.这可为回热系统乃至整个机组(火用)分析的动态基准点的选择提供参考.     

矩阵方程在加热器变工况分析中的应用

基于有效热降理论的热力系统热经济性计算通用矩阵方程,能有效克服热经济性矩阵分析方法需要联立其它方程才能求解热力系统最终热经济性指标的缺陷,并将其应用到回热系统中。得出在机组负荷偏离额定负荷运行时,系统效率的变化情况。研究和分析加热器的经济性指标与运行工况的关系,更好地掌握加热器系统特征和提高系统的运行水平,是提高机组的经济性和安全性的关键。     

不同宽负荷脱硝系统变工况及瞬态性能的对比研究

对比了0号高压加热器、省煤器给水旁路和省煤器烟气旁路等宽负荷脱硝系统的宽负荷性能及瞬态特性。结果表明：在30%THA～100%THA负荷、旁路流量均为50%时,采用低过侧省煤器烟气旁路的SCR入口温度升高幅度最大,达31.2 K;采用各省煤器旁路方案均使机组标准煤耗率增大,采用低过侧省煤器烟气旁路和低再侧省煤器烟气旁路时,标准煤耗率每增大1 g/(kW·h),可分别提高SCR入口温度42.16 K和27.56 K;采用低过侧省煤器烟气旁路时,SCR入口温度变化滞后时间短且变化率高(达到34.65 K/min);投运0号高加后SCR入口温度变化滞后约1 min,功率平均变化率为10.22 MW/min。     

空冷电站回热系统优化设计分析

本文利用数值优化计算方法对空冷机组回热系统进行了焓升最佳分配,从而提高了机组热经济性.在最佳分配的基础上.本文利用热经济学和传热学原理,对空冷机组的回热级数进行了定量分析.结果表明,对于空冷机组,在进行焓升最佳分配计算时,回热级数不能因背压提高而减少.图10表6参8     

烟气冷却器的节能效果评价

通过烟气冷却器充分利用电站锅炉的排烟余热加热凝结水能够替代部分回热抽汽,减少了回热系统对低压缸的抽汽,使汽轮机做功量增加,机组煤耗降低。烟气冷却器按照不同的联结方式与回热系统的加热器集成后,随着机组负荷的降低,所带来的节煤效果的差别逐渐变大。并且,不同的集成方式对加热器内部附加单耗的影响差异较大。另外,腐蚀问题仍然是限制低温烟气余热深度利用的瓶颈。若能在材料上有所突破,就能得到更低的排烟温度,使机组的热经济性进一步提高。     

高压加热器停运对机组热经济性的影响分析

高压加热器作为电站回热系统的重要辅机,对整个机组的安全、经济运行和节能增效起着非常重要的作用。通过对回热系统中高压加热器出现的常见故障进行分析,总结出高压加热器容易发生故障的部位及其规律,进而提出通过增加高加的投入率,以提高火力发电厂热力系统热经济性的方法。