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.     

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。     

对改用循环水供热汽轮机的安全性分析

汽轮机组的热电联产改造可提高其热效率和经济性,但改造后机组的运行工况也随之发生了变化.通过对一台双抽汽供热汽轮机组改造后实际运行的检测,从热膨胀、受力情况和运行稳定性方面进行了分析论证,并指出了存在的问题和改造过程中的注意事项.     

600 MW亚临界空冷机组乏汽余热回收供热改造研究

基于吸收式换热的热电联产集中供热技术,在实施汽轮机打孔抽汽采暖供热基础上,对600MW亚临界空冷机组乏汽余热回收供热改造技术方案进行了探讨.通过对设备布置、系统参数及运行效果的分析,验证了改造技术方案提高了机组乏汽的回收效果,降低了锅炉供热的燃煤量,解决了煤、灰的运输储备问题,改善了对环境的污染,具有良好的经济效益.     

对改用循环水供热汽轮机的安全性分析

汽轮机组的热电联产改造可提高其热效率和经济性,但改造后机组的运行工况也随之发生了变化．通过对一台双抽汽供热汽轮机组改造后实际运行的检测,从热膨胀、受力情况和运行稳定性方面进行了分析论证,并指出了存在的问题和改造过程中的注意事项．     

对改用循环水供热汽轮机的安全性分析

汽轮机组的热电联产改造可提高其热效率和经济性，但改造后机组的运行工况也随之发生了变化．通过对一台双抽汽供热汽轮机组改造后实际运行的检测，从热膨胀、受力情况和运行稳定性方面进行了分析论证，并指出了存在的问题和改造过程中的注意事项．     

600MW亚临界空冷机组乏汽余热回收供热改造研究

基于吸收式换热的热电联产集中供热技术,在实施汽轮机打孔抽汽采暖供热基础上,对600 MW亚临界空冷机组乏汽余热回收供热改造技术方案进行了探讨。通过对设备布置、系统参数及运行效果的分析,验证了改造技术方案提高了机组乏汽的回收效果,降低了锅炉供热的燃煤量,解决了煤、灰的运输储备问题,改善了对环境的污染,具有良好的经济效益。     

配置储热罐的供热机组运行定值计算

供热机组以热定电的运行方式导致调峰能力不足是冬季中国三北地区大量弃风的重要原因之一。储热罐作为一种蓄能手段能够从一定程度上实现供热机组热电解耦。基于机组回热系统热力学分析,定义抽汽-负荷增益系数,分析供热抽汽流量与机组发电负荷间的定量关系,进而获得变供热工况下的锅炉负荷定值。基于供热机组运行特性及热网加热器换热特性分析,对储热罐工作过程中的运行流量进行定值,对供热机组调峰能力区间进行定值约束。结果表明,所提增益系数能够精确计算变供热工况下机组运行参数,所提定值方法能准确直观地表现储热罐对供热机组调峰运行的影响能力和储热罐运行过程中的定值问题,定值结果为机组和储热罐的安全灵活运行提供指导。     

基于EBSILON仿真软件的联机供热负荷分配优化

针对某电厂供热能耗偏高,利用EBSILON仿真软件搭建了200 MW和300 MW机组的联机供热系统模型,获得机组最佳运行方式,有效缓解了联机机组能耗大、运行成本高的问题。在模拟过程中,对不同热电负荷进行计算模拟,得到机组总煤耗与发电标准煤耗随300 MW机组热电负荷占比的变化关系曲线。根据模拟结果得出:当300 MW机组发电量为250 MW至280 MW时,机组的经济性及安全性最佳。为确定联机机组最佳热电负荷分配提供了理论支持,实现了节能减排、能耗降低的目标。     

330MW机组余热利用热泵供热改造技术

通过低温热能回收热泵改造技术,以凝汽器出口循环水为余热源、汽轮机采暖抽汽为驱动热源,余热和抽汽共同将热网回水温度提高到80℃。再进入热网换热器继续提高温度,达到供热要求。由于利用了循环水余热,机组排汽热损失减小,热耗降低。若机组(抽汽550 t/h)背压提高到9.1 k Pa运行,热泵利用该机组70%的循环水余热,机组热耗将下降22.6%。     

不同类型供热机组热电负荷优化分配的研究

通过分析不同类型供热机组的负荷特性,结合热电厂的生产实际,建立了热电负荷优化分配的数学模型,采用线性规划法进行了求解.通过对某热电厂的实际运行工况进行求解表明,采用优化策略,在保证用户热、电需求的情况下,能够降低供热机组的新汽量,提高热电厂运行的经济性.     

热电联产供热源的优化配置

热电联产能有效提高煤电机组的经济性,减少CO_2的排放。电热比可衡量这类机组节能收益的高低。对一般热用户供热时,通过对比亚临界、超临界、超超临界机组的电热比,以及一次再热机组和二次再热机组的电热比,分别得出了超超临界机组、二次再热机组供热更经济合理的结论。针对热电联产机组的变负荷运行,分析了3类机组适应负荷变化的灵活性,得知超超临界机组更灵活。对高压热用户供热时,二次再热机组供热更经济,可采取切换供热源的方法使供热蒸汽压力适应机组负荷的变化。     

利用计算机软件进行供热机组间的负荷优化分配

本文根据供热机组的特性,在机组间热电负荷分配的特点上建立了热电负荷优化分配模型.以三台供热机组为例提出负荷优化分配的线性规划问题,采用MATLAB、Delphi、LINGO、EXCEL四种计算机软件分别求解,同时对计算结果和各个软件自身特点进行了分析,为今后负荷优化分配问题的求解提供了帮助.     

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。     

基于均匀设计的供热机组安全运行区的计算方法

在线计算汽轮机安全运行区对供热机组参与电网"调峰调频"至关重要。传统热力性质工况图以供热抽汽流量、汽轮机低压缸排汽流量确定汽轮机工作点,但现场缺少这两个信号的测点或测量不准确。分析机组发电功率、主蒸汽流量、供热抽汽压力、供热抽汽流量、汽轮机低压缸排汽流量之间的约束关系,建立发电功率、主蒸汽流量、供热抽汽压力对供热抽汽流量、汽轮机低压缸排汽流量的多元拟合模型,并结合均匀设计确定决定机组安全运行区的典型工况点。误差分析表明,该方法拟合精度接近热平衡方法。     

供热机组协调控制对象非线性特性分析

供热机组参与电网调峰调频是大势所趋。现有的供热机组协调控制系统难以同时满足供热和纯凝两种工况下AGC的控制品质要求,需要分析供热机组特性以找出造成控制品质差异的原因。首先将某抽汽式供热机组的通用简化非线性动态模型小偏差线性化得到传递函数矩阵模型,然后通过分析几个典型工作点的非线性测度和传递函数系数数值总结出机组非线性特性变化规律。研究表明,供热工况下机组控制品质变差主要由供热调节蝶阀对发电负荷这一传递函数在纯凝和供热工况下结构差异造成。这种非线性很难通过整定调节器参数克服,因此需要考虑供热侧对发电的影响,为供热工况重新设计协调控制方案。等供热抽汽流量下机组非线性随发电负荷均匀变化,其规律与纯凝工况相似,可通过DEB等非线性方案克服。     

工业供热热电联产机组蓄热和放热阶段双向调峰方案研究

以某单级工业供热的热电联产机组为研究对象,在系统中引入蓄热装置并与旁路系统结合,提出了在蓄热和放热阶段均可以调峰的旁路-蓄热调峰方案,以较少的蓄热介质实现了连续长时间调峰。采用 EBSILON 软件搭建机组分析模型,对机组的原调峰方案、抽汽蓄热调峰方案、旁路-蓄热调峰方案进行了对比和分析。结果表明,旁路-蓄热调峰方案的调峰范围最大,降负荷调峰深度最深可达127.5 MW;一个蓄放热周期内旁路-蓄热调峰方案的热效率最高,运行收益最大。     

两次调节抽汽式机组热电冷联产节能分析

建立了两次调节抽汽式机组热电冷联产的节能数学模型 ,通过对模型的分析和实例计算 ,对两次调节抽汽式机组实施热电冷联产的节能效果进行了探讨 .     

200MW热电联产机组的能耗分析

一般化的供热系统由燃料能释放与转移子系统、电量发生子系统、电能输配子系统、热量发生子系统、热量输配子系统和热用户子系统构成。利用“单耗分析理论”，分析了热电联产系统的能耗构成。以 ２００ ＭＷ供热机组构成的热电联产系统为对象，定量分析了环境温度、热网供（回）水参数、供热距离和供热抽汽参数对各子系统附加单耗和热电联产系统总能耗的影响，得出了一些有益于改善热电联产节能效果的结论。