宽负荷工业供汽方案及其热经济性研究

深入研究热电联产机组在宽负荷运行条件下的供热抽汽能力及供热可靠性,并精确掌握电功率-热负荷-标准煤耗的关系特性,是电厂合理开发工业供汽市场并进行精细化管理的关键。本文以国内某亚临界330 MW热电联产机组为研究对象,分析机组在不同负荷区间下的供热抽汽能力及供热可靠性,利用基于EBSILON软件建立的评估模型,计算分析了不同运行工况下的电功率-热负荷-标准煤耗的关系特性。结果表明:基于中压联合汽阀参调的热再抽汽方案是提高热电联产机组宽负荷工业供汽可靠性的有效手段,可极大提升机组供热能力及供热可靠性;不同供汽流量条件下机组标准煤消耗量随发电功率呈线性增加且增加速率基本一致,而不同发电功率条件下机组标准煤消耗量随热再供汽量呈线性增加且增加速率基本一致。为实现热电联产电厂工业供汽盈利能力最大化,建议采用基于标准煤单价、上网电价、调峰补贴政策及机组安全控制等边界条件下的厂级工业供汽优化调度模式。     

330MW热电联产机组调峰能力及经济性分析

以某台双抽330MW热电联产机组为例,采用等效焓降法构建其变工况计算模型,利用该模型分别对纯凝工况、抽汽工况进行运行特性分析,计算得到"以热定电"下机组的调峰能力及其运行经济性。结果表明:在纯凝工况下机组负荷为50%时,低压缸内效率为71.1%,相比纯凝工况100%负荷降低了2.9%;纯凝工况调峰能力最强,幅度为163MW,但经济性最低;额定双抽工况的调峰幅度仅为79MW,调峰能力最小;当某一单抽流量为定值时,机组热效率随着另一抽汽流量的增大而增大。     

能量平衡法以热定电数学模型的建立与验证

为了缓解供热季节电网调峰压力,合理安排电量计划及最大限度吸纳风电,基于供热机组以热定电在线监测系统,提出了能量平衡法。通过对进入汽轮机和排出汽轮机的能量进行平衡计算,确定不同采暖抽汽流量和工业抽汽流量下机组发电负荷的关系,可以准确计算机组在不同的采暖抽汽流量和工业抽汽流量情况下最大可增出力和可减出力。建立了以热定电数学模型,并通过现场试验验证了该方法的准确性和实用性。     

非再热式200MW双抽汽式汽轮机组热力特性研究

根据某电厂ABB公司制造的非再热式200MW双抽汽式汽轮机组(双抽机组)的技术特点,在基准工况和变工况计算的基础上,对其热力特性进行了研究,绘制了双抽机组运行工况图。同时,拟合出了反映双抽机组主蒸汽流量、工业抽汽流量、采暖抽汽流量、电功率4个变量之间关系的多元特性方程,为双抽机组热力特性研究及在线负荷优化分配提供了一种简便、快速、实用的方法。     

热电联产机组电热煤特性研究

精确掌握热电联产机组电功率-热负荷-标准煤耗的关系特性,可以对机组进行精细化管理,实现运行成本最小化及盈利最大化。本文基于EBSILON软件建立热电联产机组电热煤关系评估模型,对采用连通管抽汽供热模式和低压缸零出力供热模式的亚临界300 MW热电联产机组,分别计算分析其电功率-热负荷-标准煤消耗量的关系特性。结果表明:标准煤消耗量随电功率呈线性增加趋势,相同电功率下低压缸零出力供热模式标准煤消耗量比连通管抽汽供热模式的最大供热工况高约5.4 t/h;标准煤消耗量随供热量呈线性增加趋势,相同供热量下低压缸零出力供热模式标准煤消耗量比连通管抽汽供热模式的最大供热工况低约13.2 t/h。建议热电联产机组以厂级能耗最低或盈利值最高为目标,进行厂级优化分析,实现智能优化控制。     

抽汽供热机组滑压压力优化计算

为了获得抽汽供热机组滑压运行的压力,利用回热系统汽水矩阵方程,分析了供热抽汽流量、电负荷、背压变化时机组热力系统变工况特性;基于火电机组在纯凝工况时的定滑压运行性能试验数据、调门流量特性曲线以及背压修正曲线,提出了汽轮机在供热期间运行的滑压压力优化计算方法;以某350 MW机组为例,采用本文计算方法,对该机组纯凝工况的定滑压曲线及试验数据进行变工况计算,获得了不同电负荷、背压、供热抽汽流量下该机组的滑压压力值。结果表明:本文优化计算方法简捷、有效,具备较好的实际工程应用及推广价值。     

供热机组以热定电调峰范围的研究

中国东北地区,供热机组在总装机容量中占有相当大的比重,冬季采暖季节,在风电大规模并网条件下,电网低谷调峰压力巨大。为了缓解冬季电网调峰压力,合理安排电量计划,研制开发了“以热定电”在线监测系统。基于供热机组以热定电的在线监测系统,核定了供热机组调峰负荷的边界条件;通过汽轮机变工况计算,确定不同抽汽量下电负荷调峰范围的数学模型,同时考虑汽轮机实际运行效率的修正及初终参数变化对发电功率的修正。通过实例计算验证该方法以热定电数学模型的准确性,为此该方法更符合机组的实际运行状况,对电网公司安排交易计划、调峰及最大限度地吸纳风电起到指导性作用。     

增设烟气-水换热器提升火电机组灵活性研究

山东电网电源结构中可再生能源占比日益增多,火电机组不可避免地面临深度调峰、频繁调峰,热电机组冬季供暖时热电矛盾问题突出,对电网安全稳定和可再生能源消纳带来负面影响。传统热电解耦技术存在负荷调整区间窄、能源整体利用效率不佳等情况,提出一种增设烟气-水换热器方案,与传统中压缸抽汽技术互补供暖,可提升整体负荷调度范围,同时提升整体能源利用效率。经测算,烟气供热模式在小供热需求下最低电功率显著低于传统供热模式,相同供热需求下混合供热模式最大电功率、最小电功率均优于传统供热模式,且混合供热模式下最大供热量显著增多,可提升机组运行灵活性,增强机组热电解耦能力。     

一次调节抽汽式汽轮机调峰特性的分析与应用

由于供热式汽轮机组参与电网调峰的能力受到该汽轮机供热负荷的影响,为了得到供热式汽轮机的电负荷扣热负荷的关系,以一次调节抽汽式汽轮机为例,依据工况图对其热、电负荷特性进行分析研究后,通过热力性能试验进行验证和修正,得出了一次调节抽汽式汽轮机在满足外界熬负荷情况下的电负荷特性,为合理安排供热式汽轮机组参与电网调峰提供了依据.     

燃气-蒸汽联合循环热电联产机组供热特性分析

以某460 MW燃气-蒸汽联合循环热电联产机组为对象,研究了利用Ebsilon仿真软件建立模型并进行变工况计算的过程,通过仿真结果与热平衡图上设计值的对比,验证了模型及该建模方法的准确性和可靠性,证明该方法适用于燃气-蒸汽联合循环热电联产机组的计算。此外,对不同供热抽汽流量、环境温度以及负荷率下机组供热特性进行分析。结果表明:在性能保证条件燃气轮机100%负荷率工况下,当高、中、低压抽汽流量分别从0增加到60 t/h时,机组联合循环效率分别提高4.24%、4.31%、4.08%,热耗率分别降低193.6、215.4、203.3kJ/(kW·h);环境温度低于15℃时,额定供热工况下联合循环热耗率与环境温度成负相关,环境温度高于15℃时成正相关;燃气轮机负荷降低会使汽轮机可运行功率范围减小,机组调峰能力减弱;当供热量大于300 GJ/h时,在相同供热量下75%负荷率下机组的联合循环效率高于100%负荷率。本文研究结果可为燃气-蒸汽联合循环热电系统的优化运行提供数据支撑和理论依据。     

E级联合循环供热机组调峰能力分析

以PG9171E型燃气轮机为顶循环的联合循环机组作为研究对象,利用EBSILON软件搭建了燃气-蒸汽联合循环系统变工况模型,通过改变供热抽汽量以及相应边界条件,分析了抽汽量变化对联合循环调峰能力的影响情况。结果表明：在供热抽汽量0~135 t/h内,机组调峰裕度为32.16~213.65 MW。比较了不同抽汽量下联合循环机组最小、最大发电功率,发现随着抽汽量的增加,机组的最小发电功率增大而最大发电功率减小。研究结果可为联合循环机组的经济运行和电网调峰决策提供重要参考。     

330 MW汽轮机组切除低压缸运行的供热能力和调峰能力分析

介绍某330 MW机组切除低压缸运行的技术改造内容和改造后的设计性能。通过改造后的性能试验,验证机组切除低压缸运行的性能指标,并比较改造前后机组供热能力和调峰能力的变化。在锅炉最低稳燃负荷条件下,机组切缸运行的最低试验负荷为102 MW,比改造前降低63 MW;改造后,机组调峰区间为102~335 MW,调峰能力为233 MW,比改造前的170 MW增大63 MW;机组最大采暖抽汽量为653 t/h,最大采暖供热量为476.2 MW,均超过设计值。机组切除低压缸运行的改造方式有利于低负荷调峰,并维持较大的供热能力,或在相同电负荷工况下,增大机组供热量,提高全厂供热安全系数。     

330MW机组采暖抽汽对发电热经济性的影响分析

汽轮机中低压联通管抽汽是一种非常普遍的热电联产生产方式,抽汽参数合理性对机组经济运行有本质影响。以某330MW机组为例,采用Ebsilon软件分别模拟计算不同电负荷、不同抽汽压力和不同抽汽流量工况下机组运行状态,分析热耗特性、调压临界特性、能耗临界特性,并和试验数据对比。结果表明:汽轮机中低压联通管抽汽存在一条能耗临界曲线。机组在该曲线左侧运行时,采暖工况热耗高于纯凝工况,供热反而引起机组整体煤耗增大,导致电厂生产亏煤;在该曲线右侧运行时,采暖工况热耗低于纯凝工况,供热可以提高机组热经济性。因此,有些梯级利用项目造成节流调压损失增加,反而引起能耗升高。建议热电机组采暖供热改造后,通过试验和计算方式,合理规划各台机组间供热汽量及汽源参数。     

热电联产机组工业供汽优化控制机理研究

针对热电联产机组工业供汽引起能耗大幅升高,导致电厂热经济性下降的问题,以某310 MW机组为研究对象,进行EBSILON平台建模模拟和真机试验研究,计算冷段再热蒸汽抽汽（冷再）和热段再热蒸汽抽汽（热再）2种汽源、2.0 MPa/2.5 MPa/3.0 MPa 3种抽汽参数、不同负荷下机组运行状态,分析?损耗特性、能耗临界特性等,得到了工业供汽优化控制机理。结果表明:冷再和热再汽源下,机组热耗率存在差异;工业供汽存在一条能耗临界特性曲线,该曲线对机组经济运行意义重大。只有当机组在该曲线右侧区域工况运行时,工业供汽工况热耗率才小于相同电负荷纯凝工况机组热耗率,工业供汽对降低能耗水平有益,机组热经济性提高;机组在曲线左侧运行时,工业供汽工况热耗率大于纯凝。建议热电厂工业供汽改造时,合理规划各机组间工业供汽流量及汽源参数。     

基于能量平衡法的供热机组电量分析数学模型

辽宁电网供热季节电网调峰压力巨大,在保证供热质量的前提下尽可能降低供热机组电负荷,并合理安排电量计划,可最大限度地消纳风电。文中基于供热机组"以热定电"在线监测系统,提出了能量平衡法。通过对进出汽轮机的能量进行平衡计算,确定不同采暖抽汽热量和工业抽汽热量下机组发电量的关系,可以准确计算出一段时间内机组在给定的采暖抽汽热量和工业抽汽热量下的最大电量和最小电量范围。通过实际应用验证了该方法的准确性和实用性。     

供热机组深度调峰中供热方式的优化改造

对供热机组深度调峰的供热方式进行了优化改造,并对不同抽汽点供热的经济性进行了分析。结果表明:在低负荷下,分别用主蒸汽、冷段再热蒸汽和热段再热蒸汽供热这3种改造方案均可满足供热蒸汽参数要求;在40%THA负荷下,冷段再热蒸汽供热的经济性最好;在30%THA负荷下,主蒸汽供热和冷段再热蒸汽供热的经济性在不同供热质量流量下有所差异;若负荷进一步降低,主蒸汽供热优势更为明显。     

以热定电模式下热电联产机组电功率灵活调节能力分析

“以热定电”模式下热电联产(CHP)机组的电功率输出受机组供热负荷制约,对于以采暖负荷为主的CHP机组,区域集中供热系统的供热时滞性和采暖用户的热惯性使其供热负荷具有灵活性,其电功率输出仍具有一定的灵活调节能力。分析了供热管网热损失、供热时滞性,以及采暖用户热惯性对CHP机组供热负荷的影响,并利用生产模拟方法生成供水温度、抽汽量与供热负荷样本数据,通过拟合方法将抽汽量表达为供水温度与供热负荷的函数,用以描述汽水换热器的热传递过程。在此基础上,构建了一种CHP机组电功率灵活调节能力评估模型。算例分析证明,所述模型可用于分析CHP机组利用供热时滞性和热惯性作用所能提供的电功率调节范围,以及相应的成本指标。     

某600 MW凝汽机组供热改造方案热经济性分析

通过建立基于热平衡法的热力分析模型,对某600 MW凝汽式汽轮发电机组的抽汽供热改造方案进行了热经济性分析。计算了非供热工况、再热冷段抽汽供热工况、再热热段抽汽供热工况下机组的发电功率、热耗率、发电煤耗率等指标,并对比了不同供热工况、不同供热抽汽流量下机组的热性能。研究结果表明:该机组采用再热蒸汽供热,热经济性好,且在最大供热抽汽流量运行时发电煤耗率最低;相比于再热热段抽汽供热方案,再热冷段抽汽供热方案的发电功率和发电煤耗率较大。     

135 MW机组汽轮机调门晃动的原因及处理

针对江苏南京华润热电有限公司135MW机组C135-13.24/0.981/535/535型汽轮机在较小的抽汽供热流量运行工况下,高压调门和调整抽汽阀均发生程度不同的晃动问题,调整抽汽的电液控制对较小抽汽流量下调整抽汽阀晃动引起的高压调门晃动原因进行了深入分析,按照机组实际运行情况采取相应处理措施后,问题得以解决。     

汽轮机回热抽汽量与主蒸汽流量关系分析

以某300MW和660MW机组为例,对不同工况下机组回热抽汽量与主蒸汽流量之间的关系进行了计算与分析,得出了偏离额定工况幅度对回热抽汽份额的影响。结果表明,当机组偏离额定工况时,其H7回热抽汽份额均与其额定工况的回热抽汽份额误差较大;而对于其他加热器,只有在不同的允许误差条件下,才可以认为各段回热抽汽量与主蒸汽流量成正比;偏离额定工况的幅度越大,导致回热抽汽份额的相对误差也越大。