火力发电技术

〈热电厂机组选择的几个问题〉(秦裕碧)《电力建设》2007.№.9通过分析和计算,说明超临界600MW抽凝机组在节能效益方面优于B50MW背压机。对于热电厂建设,在建厂条件合适、电力市场和环境容量有发展空间的条件下,选择高参数、大容量的抽凝机组是合适的。“以热定电”的原则应是有条件地应用。〈探讨交直流一体化电源在火力发电厂中的应用〉(何赞峰等)《电气设计技术》2007.№.3本文介绍了交直流一体化电源系统的构成和特点,针对火力发电厂电源系统中存在的问题,探讨交直流一体化电源系统在发电厂应用的范围和可行性,供以后工程设计中参考。…     

供热机组采暖抽汽凝结水回收系统探讨

正热电联产具有节约能源、改善环境、提高供热质量、增加电力供应等综合效益,是目前我国城市提高能源利用率和治理大气污染的重要措施,也是提高人民生活质量的公益性基础设施。当前,300 MW级抽凝机组已为我国城市集中供热系统的主力,大型抽凝式供热机组采暖抽汽的凝结水回水系统的对热电厂的节能降耗具有重要意义。1热网换热器凝结水回水系统方案目前,300 MW级抽凝机组已为我国城市集中供热的主     

350 MW超临界NCB热电机组与常规抽凝机组性能对比

目前350 MW超临界热电机组是我国北方地区采暖的主力机组,350 MW超临界抽凝热电机组是常规形式,NCB(凝汽、抽气、背压)型超临界热电机组是新机型。文章分别介绍两种机型的特点、运行调节方式、供热能力等,并重点比较两种机型对应不同采暖供热面积时的采暖期经济性指标。结果表明,NCB型热电机组具有供热能力大、采暖期运行经济性指标优的特点。在供热量相同、NCB型机组背压运行时的发电量比常规抽凝机组发电量平均减少约33.11%,非常适合目前北方地区冬季运行时"富电缺热"的热电负荷特性。     

风电-抽凝机组耦合系统供暖方案研究

为优选风电-抽凝机组耦合系统供暖方案,以350 MW抽凝机组为例,通过利用Ebsilon软件构建抽凝机组仿真模型获得了主蒸汽消耗量与电热负荷关系,分别计算了增设储热罐、增设蓄热电锅炉、增设电热泵和储热罐耦合装置、增设吸收式热泵4种供暖方案和原抽汽供暖方案下消纳风电容量、主蒸汽消耗量及热负荷扩大比例等参数。结果表明:与原抽汽供暖方案相比,其余4种供暖方案进一步提高机组消纳风电能力受约束限制情况影响;降低主蒸汽消耗量由大到小的顺序是增设电热泵和储热罐耦合装置、增设蓄热电锅炉、吸收式热泵和增设储热罐;热负荷扩大比例由大到小的顺序是增设电热泵和储热罐耦合装置、增设蓄热电锅炉、增设储热罐和增设吸收式热泵。     

大容量空冷机组热电联产改造及供热能力分析

通过对大容量高参数空冷机组研究,运用高背压抽凝供热及抽汽余压利用技术,形成一 种多机联合供热改造方案。通过对600 MW机组进行高背压抽凝供热改造,对1 000 MW机组进行抽汽改造,增设背压发电机组补偿厂用电,建立一套完整可靠的大负荷供热系统,能够提高能源利用效率,增大机组供热能力,满足区域城市集中供热需求。分析结果表明:该供热系统的运行调节方式灵活多样,既可单机高背压运行,也可双机高背压运行;在任意1台机组停机的情况下,另外2台机组能够提供76%的供热保证率。通过分析不同运行方式下的供热系统的供热能力,为运行调节及热电负荷调度提供参考依据。本项目可为北方地区火电机组热电联产改造提供良好的改造范例。     

双抽热电机组–抽背热电机组双机联合运行特性及优化研究EI北大核心CSCD

为挖掘混合类型热电联产机组的节能潜力、降低发电成本,通过EBSILON软件搭建60MW双抽(double-extraction condensing unit,CC)-抽背(extraction condensing unit with a high back-pressure,CB)热电联产机组的仿真模型,研究该联合机组的运行特性并建立基于可解释增强机和鸟群算法的双抽-抽背热电联产机组负荷优化模型,最后以典型日热电负荷优化任务为例,给出双机热电负荷优化结果。结果表明:当保持双抽机组的中压流量不变,存在中压流量极限值10.39t/h,使低压流量与电功率的运行区域只受到最大主蒸汽流量、最小凝汽量以及最小主蒸汽流量的限制;存在中压流量极限值59.26t/h,使运行区域只受最大主蒸汽流量和最小凝汽量限制;当双机总中压流量一定时,双抽-抽背机组的联合运行区域可以用极限工况即抽背机组承担最大中压流量,双抽机组承担剩余中压流量来近似表示。该优化方法与热电负荷平均分配方案对比,典型日可以降低1148.58GJ热耗,发电标准煤耗率由212.10g/(kW·h)降低为209.05g/(kW·h),可以节省标煤3.05g/(kW·h)。     

新机组热经济性核算

电力走向市场是必然趋势，因此，降低发电成本，重安全，讲效益是电厂的工作中心。介绍了杨树浦发电厂125MW抽凝式机组汽轮机和锅炉的基本情况和设计参数，分析了该机组运行经济性方面的薄弱环节，并针对这些问题提出调整及改进意见。     

热电厂改用汽动给水泵做法及效果

合肥经济技术开发区热电厂Ⅰ期工程建设1台50MW抽凝式供热机组,1台25MW背压式供热机组,配3台220t／h高温高压煤粉锅炉。热电厂I期工程2006年9月开工建设,2009年3月竣工。根据工程建设期间热负荷开发情况及潜在热负荷统计,截止到2010年底,夏季平均热负荷80t／h,     

我国发展超超临界机组参数和容量优先选择的研究

超超临界技术是火电技术的发展方向。从技术和经济方面综合分析论证了我国发展超超临界机组的蒸汽参数选择和容量等级的问题。结论:在我国超超临界机组的起步阶段,选取25MPa/600℃/620℃的蒸汽参数是合适的,并论证了600MW、800MW和1000MW容量等级的机组各自的优缺点和适用条件。     

基于?分析法的供热机组变工况特性研究

鉴于供热机组常在非额定工况下运行,建立了供热改造机组的变工况计算模型,以国能泉州电厂300 MW凝汽式供热改造机组为例,分析了供热机组变工况运行的热力特性,并从能量品位的角度定量计算了变工况条件下供热机组的?效率和局部?损失率。结果表明:在特定热用户条件下,随着主蒸汽流量的增加,热电厂的总热效率呈下降趋势,而发电热效率和?效率均提高;主蒸汽流量不变时,随着第1级回热抽汽（一抽）流量的增加,热电厂的?效率先升高后降低,存在最佳的一抽供热抽汽量,使得机组热力性能最优。汽轮机组实际工作时,可以根据具体的热用户需求和机组热力特性,选择合适的主蒸汽流量和抽汽供热流量,以确保热电厂保持较高的?效率。     

I000MW二次再热超超临界机组技术特点及经济性

简要介绍了火力发电厂二次再热机组的发展情况,并以1000MW容量为例,从机组的参数选择、主机、主要热力系统三方面阐述了二次再热超超临界机组技术的特点,并从煤耗和投资的变化两方面对1000MW：次再热机组与一次再热机组的经济性进行了比较,对二次再热技术的应用提出了建议。     

供热机组自动发电控制方式的实现

为了提高电网的运行水平,各电网纷纷要求所属(管辖)电厂单机容量在300 MW及以上机组和具备条件的单机容量200 MW及以上机组进行电网自动发电控制运行.文章简要介绍了供热机组实现AGC控制方式的基本步骤与方法,并结合AGC控制方式的整个实现过程讨论了供热机组AGC控制方式实现过程中可能遇到的问题和解决办法.     

推广应用600MW超超临界机组的必要性和可行性研究

阐述我国600MW机组采用超超临界参数的必要性及意义；根据对国内主机设备制造厂的技术水平及制造能力、主要辅机设备配套能力、设计单位的设计能力等方面分析，对国内发展超超临界机组的基础条件进行了客观的分析；从技术，经济2个方面对600MW超超临界与超临界机组进行了全面比较；从设备国产化程度及可靠性、厂址及运输条件、电网运行要求等方面，对600MW超超临界机组与1000MW机组相比所具有的优势进行了论述；对在我国如何推广应用600MW超超临界机组提出了具体建议。     

高压厂用备用电源是否需要装设快切装置的分析

“火力发电厂设计技术规程”(DL5000-2000)(以下称为《大火规》)的适用范围是“汽轮发电机组容量为125MW~600MW级机组的凝汽式火力发电厂,600MW级及以上可参照使用。”“火力发电厂厂用电设计技术规定”(DL/T 5153-2002)(以下称为《厂用电技规》)的适用范围是“汽轮发电机组容量为125MW及以上新建或扩建的凝汽式发电厂。”两规程都不能提供明确的解决方案。或者说,两规程对600MW机组工程的设计,在厂用备用电源的设计方面,尚存在一些不足之处,使得在目前的1000MW机组的设计中,出现了一些难于处理的问题,需要在实践中解决。     

1000MW机组40％容量的旁路系统特点和应用

介绍了汽轮机组旁路系统在国内外1000MW机组上的应用情况。通过对旁路容量的计算,分析了40％容量的旁路在1000MW超超临界机组启停过程中的作用,对机组功能的限制和影响;提出了合理选取旁路容量的建议。     

基于西门子-日立技术的超超临界1 300~2 000 MW机组设计探讨

上电—西门子和东方—日立公司单轴百万千瓦超超临界发电技术的成功引进,为我国基于2种不同类型发电技术进行优化增容设计提供了技术参考。在单轴优化设上,把长轴系的稳定性技术应用到西门子单轴瓦支撑设计上,增设1个低压缸,增大锅炉出力,在保证轴系稳定的基础上机组可增容至约为1 300~1 500 MW;在基于西门子高压通流的双轴设计上,增大锅炉出力、增设1个中压通流及1个或2个低压通流组成的副轴,机组设计为6缸6排汽或7缸8排汽,机组设计容量可达到1 500~2 000 MW。     

1000MW机组380V PC段母线电压互感器烧毁事故分析

某电厂1000MW机组380V PC段母线在负荷侧单相接地时,发生电压互感器(potential transformer,PT)烧毁事故。经对此次事故详细分析后发现,1000MW机组与300、600MW机组低压厂用电系统接地方式不同,前者一般采用经电阻接地的小电流接地系统,后者一般采用直接接地的大电流接地系统。此次PT烧毁事故是设备选型不当造成的,大容量机组的设备选型要视实际情况区别对待。     

基于低压转子光轴技术及蓄热技术的300MW机组灵活性改造

火电机组灵活性改造可提升机组的供热能力,提高机组深度调峰和快速启停能力,降低机组的发电煤耗。低压转子光轴改造和蓄热技术作为灵活性改造的重要手段被推广。对东北地区某亚临界300 MW机组低压转子光轴技术改造、蓄热技术改造进行了研究,研究表明:对300 MW机组进行低压缸光轴技术改造和蓄热技术改造是可行的,可大大提高机组供热能力和调峰能力,降低机组运行煤耗。     

当前技术条件下火电机组最大单机容量的探讨

目前,容量超过1000 MW的火电机组已引起广泛关注,欧洲正在建设1100 MW机组,国内一些电力公司也在就建设1200～1400 MW等级机组进行前期论证.通过对国内外主要电站主机制造厂现有最新技术的研究,分析了机组容量突破1000 MW后锅炉、汽轮机和发电机所需要解决的主要技术问题.按照当前流的超超临界机组蒸汽参数...     

热电厂配置调峰电锅炉最佳容量确定方法

热电联产机组配置电锅炉进行热电解耦以促进风电等新能源的并网。为了确定热电联产机组参与电网调峰时电锅炉的最佳配置容量,引入特征日的概念,对电锅炉运行时的约束进行说明,分别以机组调峰增量和经济净现值为目标函数,建立电锅炉最佳容量的计算模型。结果表明,对于330 MW机组,当不考虑投资成本时,电锅炉的供热功率达到52 MW时,机组可以获得最大的调峰增量,此时,电锅炉的电加热功率为178.28 MW;若考虑投资成本,当电锅炉的供热功率达到49 MW时,即电锅炉的电加热功率为168 MW时,可以得到最大的经济净现值。