提高哈汽300MW汽轮机效率的几项技术措施

铜陵发电厂#3机组是哈尔滨汽轮机有限责任公司引进美国技术制造,容量为300MW.机组投产后,供电煤耗率比日本同类机组高出30 g/(kW·h).原因:一是技术上比日本同类机组落后;二是设计、制造、运行方面的因素.本文从设计制造方面论述了三个因素:调节级效率低,中压缸效率低,凝汽器真空低,并且提出了相应的改进方案.供电煤耗率下降了3.46 g/(kW·h),起到了一定的经济效果.     

热电联产机组热能深度梯级利用的研究

在分析热电联产汽轮发电机组运行与热网加热特点的基础上,提出了热电联产机组低位能分级混合加热供热技术,即通过改变传统的热电联产热网加热方式,由汽轮机低压缸排汽的低位能替代中压缸排汽的高位能加热热网循环水,实现热能转换的梯级利用。以某典型200 MW级湿冷机组抽凝式供热为例,分析了低位能供暖系统的热力学特性和节能效果。结果表明,低位能改造后,机组在供热初末期、维持全厂发电负荷不变的情况下,燃煤量减少5.45 t/h,供热负荷增加208.7 GJ/h。供热热源蒸汽代价焓减少150.68 kJ/kg,效率提高23.73%,折合单机供电煤耗下降84.26 g/kW·h。严寒期维持全厂单位h燃煤量不变,电负荷增加12.62 MW,热负荷增加306.1 GJ/h,供热热源蒸汽代价焓减少98.5 kJ/kg,效率提高14.3%,发电煤耗相对下降79.0 g/kW·h。运行表明该低位能改造技术,系统稳定可靠、经济效益显著,节能减排效果明显,具有广阔的推广应用前景。     

210 MW机组低压缸光轴运行经济性分析

为缓解低谷时段热电矛盾,某电厂210 MW汽轮机组的低压缸采用了光轴运行方式以实现热电解耦。通过对光轴运行方式经济性的分析,测试了热耗率和煤耗率的经济指标,拟合了发电机功率与供热量关系曲线。结果表明:在额定蒸发量时,采用光轴运行方式可使机组的供热能力增加305.3 MW,负荷减少了54.3 MW,发电煤耗下降了187 g/(kW·h)。     

某热电厂330 MW汽轮机节能优化设计的研究与应用

某热电厂汽轮机组的年负荷逐渐降低,热耗超出设计值,导致机组的经济性不佳。为改善这一状况,提出了更换高中压汽封和低压缸通流部分的方案,对机组进行优化。优化后,热电厂全年平均负荷在60%THA左右,供电煤耗达到329.30 g/（kW·h）,比优化前约下降14.91 g/（kW·h）。由此可见,采用该方案后,汽轮机组的额定输出在不同负荷工况下增加时,供电煤大幅下降,显著提高了机组的经济性,增强了机组的调峰能力,对热电厂实现更好的经济效益具有指导作用。     

电站锅炉烟气余热利用系统的热力学分析和优化

通过烟气余热利用系统的热力学分析发现,提高烟气余热利用的节能效果,需要对烟气热量的释放过程和蒸汽回热系统进行耦合优化。结合典型百万kW燃煤电厂机组,采用能量梯级利用的方法,对锅炉烟气余热利用系统进行了优化设计,相对于将低温省煤器布置在空气预热器出口之后的传统方案,采用优化方案可使机组供电煤耗降低值由2.18 g/kW·h提高至5.19 g/kW·h,节能优势明显。     

供热机组低压缸零出力工况下热经济性分析

低压缸零出力运行是当前供热机组灵活性改造的主要方式。依据电网现行深调峰补偿政策，核算机组不同工况下的收益是现场面临的实际问题。研究一种基于热平衡规律的变工况快速算法，能够在保证基本计算准确度的情况下快速计算出机组变工况后运行状态。以某350 MW超临界供热机组为例，分别计算100%TMHCR(最大供热)和40%THA工况下低压缸零出力运行前后的发电功率、供热功率及热耗等参数，进而计算出发电供热收益。结果显示，100%TMHCR工况低压缸零出力运行能够降低发电负荷约8%,提升供热负荷27%,40%THA工况可将发电负荷降低至25%Pe,经济效益显著。     

330 MW高背压热电联产机组运行优化分析

大型汽轮机组采用高背压方式供热可以充分利用乏汽余热，提高燃料利用效率，已经有越来越多火电厂进行高背压供热改造。为确保高背压机组运行经济性，针对某电厂330 MW高背压热电联产机组建立Ebsilon模型并进行全工况模拟，根据低压缸最小冷却流量确定了机组的理论负荷区间，针对其实际热负荷条件建立了热网数学模型，结合热网供回水温度分析其在不同环境温度条件下的背压运行方式和电负荷范围，确定了优化背压后机组的实际运行边界；并针对热网回水偏离理想值时的经济性进行分析，确定了机组高背压投运策略。结果表明：机组采用高背压乏汽余热供热方式可以有效提高供热能力约80 MW,但是其环境温度适应性较差，环境温度较高时，采用抽背方式供热的经济性要明显优于抽凝方式，采用优化后的背压运行方式最高可降低标准发电煤耗约34 g/kW·h;另外，热网回水温度严重影响高背压机组的经济性，在不同的供水温度下，其高背压投运的边界回水温度也相应改变。     

低压缸零出力条件下电锅炉和高低旁路抽汽供热的经济性与灵活性分析

供热机组灵活性改造是打破“热电耦合”、实现煤电机组为可再生能源发电提供容量支撑的有效措施，最常见的技术方案是汽轮机低压缸零出力运行加高低旁路抽汽供热或电锅炉供热。针对一350 MW超临界供热机组，采用变工况迭代计算方法，对两种方案的最小电出力、最大供热和保热调电典型工况点的热经济性，以及深调峰负荷段的电出力的可调范围进行对比分析。结果表明，由于冷端损失很小，在相同热电负荷工况下电锅炉方案耗煤量仅略大于高低旁路抽汽方案；而因电锅炉具有优良的逆向电负荷调节能力，深调峰负荷段下的电负荷可调区间要显著大于高低旁路抽汽方案。     

300MW汽轮机中低压缸连通管的改造与节能分析

对"单双单"双截止阀型汽轮机中低压缸连通管及阀门的节流消除进行了改造,将单双单双截止阀型中低压缸连通管改造为"倒U单管"单蝶阀型新式中低压缸连通管,并从流体力学和热力学的角度对改造系统进行分析.结果表明,改造后节流损失明显消除,机组TRL工况下发电煤耗降低了0.641 7 g/k Wh,发电能力提高了0.614 4 MW,该方案普遍适合上海汽轮机厂300 MW旧型机组的推广,具有广泛的经济效益与社会效益.     

亚临界煤电机组节能减排一体化改造方案

通过"锅炉无烟煤改烟煤+汽轮机通流改造+蒸汽温度提升改造+供热改造+引增合一改造+WGGH改造"的节能改造方案和"低氮改造+脱硝提效改造+前置烟气换热器+电除尘改造+引增合一改造+湿法脱硫高效除尘协同改造+烟气再热器改造"的超低排放改造方案,实现供电煤耗低于310 g/(k W·h)。同时,在基准氧含量6%条件下,烟气中SO_2、NO_x、烟尘排放浓度分别不高于50 mg/Nm~3、35 mg/Nm~3、10 mg/Nm~3。本方案可为同类型机组节能减排一体化改造提供参考。     

除氧器和给水泵汽轮机汽源与汽轮机抽汽口的协同优化

回热系统是全厂热力系统的核心,它对机组和电厂的热经济性起着决定性的作用。优化回热系统是提高火电机组热经济性的重要手段之一。以汽轮机通流级结构为基础,通过级数组合寻优的方式建立了除氧器、小机汽源和汽轮机抽汽口协同优化模型。以某600 MW汽轮机组为例,验证了该模型的准确性;计算分析了除氧器和小汽轮机汽源对机组热经济性的影响,得到了除氧器和小机汽源在不同位置组合下的多种回热系统优化方案。结果表明,当未对汽轮机抽汽口优化时,仅优化除氧器和小机汽源,可使机组标准煤耗率降低约0.780 69 g/kW·h;当对除氧器、小机汽源和汽轮机抽汽口协同优化时,可使机组标准煤耗率降低约0.933 42 g/kW·h。该方法对回热系统优化设计具有一定参考价值。     

600MW超临界机组回热系统疏水方式改进

汽轮机组热耗率是评价机组热经济性高低的主要指标。为降低机组热耗率,提出将喷射泵应用于汽轮机组回热系统疏水方式中,建立了其热经济性指标的计算模型,并以哈尔滨汽轮机厂生产的600 MW超临界机组为例,计算该机组回热系统采用不同疏水方式的热经济性指标。计算结果表明,采用喷射泵疏水方式后,低压加热器的热耗率降低了42.29 k J/(k W·h),高压加热器的热耗率降低了54.81 k J/(k W·h),若年发电量为30亿k W·h,则全年可节约煤量为6 210t,并且为高压加热器疏水采用喷射泵疏水方式奠定了基础。     

太阳能-燃煤联合发电系统性能分析

将太阳能集成于燃煤机组可促进太阳能利用及实现火电机组节能减排。以某300 MW机组为例,针对太阳能集成于加热器汽侧的耦合方式,建立了联合发电系统的抽汽份额及火用损分布矩阵,对标准煤耗率降低量等热力性能指标进行了分析。结果表明:集成于高加侧加热器时的集热器效率低于低加侧加热器;随抽汽位置由高压缸、中压缸到低压缸变化,各性能指标均呈梯度降低趋势;随被取代抽汽比例增加,性能指标升高,当增至完全取代抽汽时各指标达最大值,标准煤耗降低量、煤炭及CO2减排节约成本分别达17.7 g/k W·h,1 722.5万元/a、1 610.1万元/a,回收年限达6.09 a。     

汽机运行中上下缸温差大问题的分析及解决

对因疏水布置不当而引起汽轮机运行中出上下缸温差过大的问题进行分析，提出了疏水布置改造方案，对机组进行尽可能小的改动达到较好的效果。     

350 MW供热机组低压缸切除改造灵活性提升分析

为解决电网所面临大规模新能源电力消纳的问题,需要对供热机组进行灵活性改造。在众多改造方式中,低压缸切除技术具有经济效益高、成本低、可行性高等诸多优势。对于供热机组在低压缸切除方式下的运行,通过利用变工况热力计算的方法来对机组灵活性的提升进行定量的分析与计算。以某350 MW供热机组为例,对该机组进行热力计算,在不改变额定供热抽汽的前提下,通过与其他工况下功率对比,分析该技术对供热机组灵活性的提升。结果表明,低压缸切除改造能使该机组负荷率降低至45%以下,满足现有的国家调峰政策要求,可以为供热机组低压缸切除改造提供有益的支撑。     

冷冻氨脱碳机组流程仿真及其耦合方式优化

基于Aspen Plus建立火电厂及冷冻氨脱碳工艺(CAP)的仿真模型,并验证模型的正确性.冷冻氨脱碳工艺的仿真结果显示,二氧化碳捕集系统再生塔的热耗为1.26GJ/(tCO2),氨气捕集系统再生塔的热耗为1.42GJ/(tCO2).根据冷冻氨脱碳工艺的能耗特点提出3种二氧化碳捕集系统可能的疏水返回方案和3种氨气捕集系统疏水返回方案.结果显示,冷冻氨脱碳工艺与燃煤机组的最佳耦合方案以五号加热器入口作为碳捕集系统疏水的返回位置,以七号加热器入口作为氨气捕集系统疏水返回的位置.相对于原机组,最佳耦合方案下的脱碳机组的净输出功降低了127.17 MW、全厂热效率降低了7.44%、全厂标准煤耗增加了58.28g/kWh,全厂热耗增加了1705.80kJ/kWh,与传统单乙醇胺(MEA)脱碳工艺类似.最佳耦合方案下,碳捕集率每提升5%,耦合系统的净输出功降低7.48 MW、全厂热效率降低0.44%、全厂标准煤耗增加4.09g/kWh、全厂热耗增加119.58kJ/kWh.     

适应宽背压供热的热电联产机组的安全经济性分析

高背压余热供热可回收汽轮机乏汽热量,扩大机组的供热能力同时减少高品位供热抽汽量,具有显著的节能降耗效果.针对供热改造汽轮机,文中提出同时适应冬季高背压余热供热和夏季凝汽工况运行的低压转子解决方案,对其关键技术及热经济性进行了分析.同时为增加1号机高背压供热改造后全厂供热灵活性,2号机进行了增设高低旁的供热改造,兼顾供热能力和负荷灵活性.结果表明:宽背压低压转子既能满足冬季高背压运行,又能保证夏季纯凝工况运行的经济性,无需多次更换转子;2号机在供热保障前提下电负荷可降至19.4％,实现深度调峰;回收乏汽余热后,机组热效率提升,与改造前相比,机组的发电标准煤耗降低84.2 g/kWh.     

配前置低压缸的大型火电机组热电联供研究

热电联供是目前火电机组大幅降低CO2排放的唯一可行途径。针对大型火电机组热电联供,提出了带调节及切除功能的前置低压缸供热方案,可以解决大型机组差胀大的问题,缓解常规方案中较低电负荷或较大热负荷时节流损失、回热系统损失和余速损失的增加。通过对一次和二次再热机组实例的计算定量分析表明,带调节及切除功能的前置低压缸供热方案的经济性更优。     

某燃煤电厂烟气协同净化技术集成和运行效果分析

根据某600 MW燃煤机组的烟气净化设计及运行特点,对改造方案的可行性和经济性进行了分析,并开展了工艺及设备的改造:脱硫系统采用串联双塔循环方式,脱硝系统采用低氮燃烧与SCR协同作用的方式,采用MGGH技术提高烟气上升高度,合并引风机和增压风机,增大引风机出力。从改造结果看出,干湿烟囱设备改造后,整体系统成本增加值分别为10.23元/(MW·h)和9.79元/(MW·h)。根据所选优化方案对该燃煤机组进行改造后,排放烟气能够满足国家环保标准,可为其他燃煤电厂的相关改造提供了参考和依据。     

燃煤机组与燃后碳捕集系统的耦合技术研究

针对火电机组碳捕集系统中CO_2再生的高能耗问题,首先通过理论分析确定了碳捕集机组再生热源可行的抽汽方式,并以我国现役的600 MW火电机组作为碳捕集系统研究的基准机组,根据醇胺法碳捕集系统再生模块的能耗需求分析可行的抽汽点。拟定了7种抽汽方案,并对这7种抽汽方案进行了建模分析,确定了最佳抽汽方案为从中压缸末级抽汽抽取部分蒸汽为再生系统提供热源,此时的碳捕集机组发电效率最高,机组热耗最低,分别为34.91%和10 305.22 kJ/kW·h,与基准机组在同工况下的运行参数相比,碳捕集机组的发电效率降低了7.65%,机组热耗增加了1 851.44 kJ/kW·h。通过对碳捕集机组最佳抽汽方案的变工况分析,碳捕集机组在运行工况为燃料热量输入85%时发电效率达到最高,机组热耗最低,分别为35.28%和10257 kJ/kW·h。