提高再热汽温对锅炉和机组热力特性的影响及经济性分析

以某亚临界335MW机组为例,计算再热蒸汽温度(再热汽温)提高时锅炉各个受热面的吸热量及烟气进口温度等参量的变化,得出提高再热汽温对锅炉及机组热力特性的影响程度并进行经济性分析。结果表明:通过增加再热受热面面积提高再热汽温对锅炉炉膛热工况和排烟温度的影响较小;布置在中、高温再热器之后的对流受热面的吸热量和烟气进口温度随再热汽温的提高逐渐降低,且其变化幅度沿烟气流程依次减小;再热汽温每提高10℃机组容量增大约5MW,循环效率提高约0.85%;对再热汽温从538℃提高至566℃进行了具体方案设计,改造后每年可获得收益395.72万元。     

雾化补水对直接空冷机组的热经济性影响分析

直接空冷机组因背压较高,增加了冷源损失,影响了机组的热经济性。热井补水对减少冷源损失影响很小,为此提出对直接空冷机组采用雾化补水。将补水方式由直接进入热井改为在排汽管道内适当位置雾化后再进入热井,基于等效热降理论,建立了雾化补水物理模型和热经济模型,以NK600-24.2/566/566型机组为例,在不同工况下,分别计算雾化补水和热井补水方式的热经济性。计算结果表明:采用雾化补水提高机组热经济性是可行的;与热井方式相比,雾化补水能够减少冷源损失,提高机组热经济性,实现机组节能降耗的目的。     

超临界蒸汽参数发电技术发展评述

基于水蒸气动力循环的热力学原理,采用技术与经济性并重的方法对超临界参数发电技术的现状与预期前景进行了讨论。随蒸汽初参数的提高,再热次数增加,机组效率均将提高,但同时机组造价也同步增加。提高蒸汽温度对机组效率的贡献大于提高蒸汽压力对效率的贡献。应从技术与经济性权衡整体效益,实现机组的系统优化设计,降低建造成本。探讨了当蒸汽温度达到700℃后采用无再热的简单热力循环系统的设想。     

主蒸汽参数对机组热经济性影响的计算模型研究

以现代偏微分理论和汽轮机变工况的基本原理为理论依据,从汽轮机功率方程出发,经过严格的数学推导,得到了主蒸汽参数变化对机组热经济性影响的数学模型。以N600-16.7/537/537-Ⅰ型汽轮机的运行数据为例,对模型进行验证。计算实例表明:该模型物理意义明确,使用简便,在给定汽轮机蒸汽运行参数的情况下,不需要进行繁杂的变工况计算。这不仅为机组的热经济性分析提供了理论基础,也大大方便了凝汽式汽轮机经济性的在线监测。     

锦州发电厂HG670／140—7型锅炉主,再热蒸汽温度的综合治理

分析了锦州发电厂２号炉主、再热蒸汽温度偏低的主要原因，针对设备缺陷和运行中存在的问题，提出了综合治理主、再热蒸汽温度的具体措施。改造后的测试表明，机组在满负荷下运行，主、再热蒸汽温度均能达到原设计值，再热蒸汽温度平均提高１５～２０℃，主蒸汽温度提高５℃，大大地改善了发电机组运行的经济性和安全性。     

空预器冷端再热防堵技术的数值模拟研究及应用

为了解决空预器堵塞问题，确定了以热二次风为热源的冷端再热防堵方案，其中再热分仓设置在二次风侧与烟气侧之间。搭建了空预器冷端再热数值计算模型，对50%BMCR工况下的冷端再热参数进行了数值模拟验证，并进行了实际改造应用。数值计算结果表明：50%BMCR工况下，再热风量为80 t/h时，可保证空预器再热分仓温度稳定在200℃以上，进而抑制硫酸氢铵沉积。实际应用结果表明：改造后，空预器差压可以长期维持1.0 kPa以下，同时降低排烟温度3～5℃,提高的一次风温、二次风温分别为2℃和3℃,提高了机组运行的经济性。     

再热汽温变化对机组热耗率影响的修正分析

以火电机组热经济性分析的统一物理模型和数学模型为基础,根据多元扰动下的热力系统能效分析模型,得到再热蒸汽温度变化对机组热耗率修正的计算模型。并以某660 MW机组为例,计算得到了三阀全开工况下机组再热蒸汽温度对热耗的修正曲线,结果与厂家提供的热耗修正曲线相比误差较小,能够满足工程实际的需要。计算得到了此机组不同工况下再热蒸汽温度对热耗的修正曲线,得出负荷越低,再热蒸汽温度的变化对机组热耗率的影响越大,应密切监视低负荷时再热蒸汽温度的偏离。     

300MW汽轮机低压转子叶片断裂原因及处理

<正>某电厂1号汽轮机为亚临界、中间再热、高中压合缸、双缸双排汽单周纯凝气300 MW汽轮机,型号为N300-16.7/537/537-2。高中压部分采用合缸结构,高压缸部分有1个调节级和9个压力级;中压缸部分有6个压力级。低压缸为双层缸对称布置,包括2×6个压力级。整台机组共有28级。该汽轮机的主要参数为:主蒸汽温度为537℃;主蒸汽压力16.7 MPa;再热蒸汽温度537℃,背压4.9 kPa。     

柳州电厂1号炉主、再热蒸汽温度偏低的技术改造

分析了柳州1号炉主、再热蒸汽温度偏低的主要原因,根据锅炉存在的设计问题及其实际运行情况,经过现场测试和理论模拟计算,采用覆盖部分水冷壁蒸发受热面,相对提高过热、再热受热面比率的热量重新分配的技改措施。实际运行情况表明:锅炉经技术改造后,主蒸汽温度和再热蒸汽温度分别提高了12℃和20℃,均达到了设计值540℃,大大改善了机组运行的安全性和经济性。     

柳州电厂1号炉主、再热蒸汽温度偏低的技术改造

分析了柳州1号炉主、再热蒸汽温度偏低的主要原因,根据锅炉存在的设计问题及其实际运行情况,经过现场测试和理论模拟计算,采用覆盖部分水冷壁蒸发受热面,相对提高过热、再热受热面比率的热量重新分配的技改措施。实际运行情况表明锅炉经技术改造后,主蒸汽温度和再热蒸汽温度分别提高了12℃和20℃,均达到了设计值540℃,大大改善了机组运行的安全性和经济性。     

柳州电厂1号炉主、再热蒸汽温度偏低的技术改造

分析了柳州1号炉主、再热蒸汽温度偏低的主要原因,根据锅炉存在的设计问题及其实际运行情况,经过现场测试和理论模拟计算,采用覆盖部分水冷壁蒸发受热面,相对提高过热、再热受热面比率的热量重新分配的技改措施.实际运行情况表明锅炉经技术改造后,主蒸汽温度和再热蒸汽温度分别提高了12℃和20℃,均达到了设计值540℃,大大改善了机组运行的安全性和经济性.     

超超临界二次再热发电机组热经济性分析

在一次再热机组的主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度保持不变的基础上,采用二次再热可降低汽轮机的热耗率,提高机组效率.以某参数为26.25 MPa/600℃/600℃/600℃超超临界1 000 MW机组为例,对其进行一次再热与二次再热循环下的各热经济指标对比发现,1 000 MW负荷工况下,二次再热机组汽轮机热耗率比一次再热机组热耗率降低了92 kJ/(kW· h),供电煤耗率降低了3.47 g/(kW·h),机组净效率提高了0.57％.     

600MW亚临界锅炉低温过热器改造提高再热蒸汽温度研究

某电厂4号锅炉低负荷时再热蒸汽温度较低,严重影响机组经济性。由于过热蒸汽超温影响再热蒸汽温度调节,低温过热器割管改造后,过热蒸汽超温的问题得到缓解,汽轮机恢复正常滑压曲线运行。通过上摆燃烧器喷嘴,投运上层磨煤机等调节手段,可提高再热蒸汽温度12～18℃,再热蒸汽温度低的问题得到明显改善。     

再热汽温为623℃的再热器管壁温度优化调整

本文以设计再热蒸汽温度为623℃的1台660 MW机组、1台1 000 MW机组和1台1 000 MW二次再热机组为研究对象,综合分析了造成再热蒸汽温度偏低的原因,并有针对性地进行了优化调整。优化后,再热蒸汽温度均有较大程度的提升,660 MW机组和1 000 MW一次再热机组再热蒸汽温度分别由调整前的609.0℃和599.8℃提高至618.0℃和619.8℃,1 000 MW二次再热机组高/低压高温再热蒸汽温度分别由调整前的603.4℃和601.4℃提高至612.5℃和612.7℃;同时,末级再热器管壁温度高低点的偏差也有所降低。该研究结果可为同类型机组再热器管壁温度的优化调整提供参考。     

"W"火焰锅炉低负荷再热汽温提效研究

随着机组年利用小时数不断降低,中低负荷再热汽温偏低严重影响机组运行经济性。烟气再循环技术具有改变各受热面吸热量分配比例特点,可有效提高再热蒸汽温度。通过锅炉热力计算和数值模拟相结合的方法研究烟气再循环对"W"型火焰燃烧锅炉燃烧、经济性的影响,制定了从省煤器出口引出烟气送入SOFA+贴壁风喷口的烟气再循环改造方案。改造后再热汽温可提高至541℃,机组煤耗可降低0.73 g/(kW·h),年节约标煤量1084 t,为同类型机组开展再热汽温提效改造提供参考。     

引射式加热器应用于200MW机组低压回热系统热经济性分析

200 MW火电机组低压回热系统存在较大的火用损失,严重降低机组的热经济性和效率。应用等效焓降法,深入分析采用引射式加热器应用于机组低压回热系统时,机组热经济性变化的因素。在此基础上,对N200-130/535/535型机组低压回热系统的四级面式低压加热器进行局部替代,以比较分析各种替代方式对机组热经济性变化的影响情况。计算结果表明:替代全部四级面式低压加热器是最优化的替代方式,可使系统的热经济性提高0.296%。     

捷克新设计的300MW锅炉

<正>提高火电厂经济性的条件是提高参数,即蒸汽的压力和温度.例如:美国在五年的“燃固体燃料火电机组远景规划”中考虑发展功率为700MW的机组,蒸汽参数为31.6MPa和593℃,两次再热,热耗率为8970kJ/kWh.为了提高机组的有效性,注意力均放到直流锅炉的过热蒸汽和再热蒸汽的温度上,一般采用525～565℃.在基本负荷电站中,     

国产600MW汽轮机顺序阀运行优化

<正>1汽轮机设备主要技术规范汽轮机型式:亚临界中间再热、单轴、四缸、四排汽、冷凝式;额定功率:600MW;转速:3000r/min;工作电网频率:50Hz。额定参数:新汽压力16.7MPa;新汽温度537℃;再热蒸汽压力3.256MPa;再热蒸汽温度537℃;背压5.2kPa;     

引射汇流供热方式的经济性分析

以某330 MW热电联产机组引射汇流供热改造为研究对象,分别基于等效热降法与热力试验法对机组210~320 MW负荷80 t/h供热下引射汇流与再热热段供热进行了计算对比,结果表明等效热降法计算误差在可控范围内,引射汇流供热装置利用冷段高品质蒸汽引射五抽低品质蒸汽实现了热能的按质利用,提高了机组供热经济性,在供热流量80 t/h机组负荷在230 MW以上时降低煤耗约2 g/kWh。     

一台670t/h锅炉再热蒸汽温度偏低的原因分析

再热蒸汽温度直接影响电站的经济性。锅炉的煤质特性、炉膛出口过量空气系数、吹灰效果、主蒸汽温度和炉膛火焰中心高度等因素均对再热蒸汽温度的高低有较大影响。通过对一台 670 t/h锅炉优化运行方式的试验,系统地分析了再热蒸汽温度偏低的原因, 提出了机组的优化运行方式。试验发现: 选用灰分较高、低位发热量较低的煤种, 提高炉膛火焰中心、加大磨煤通风量, 以增加煤粉细度和提高一次风速, 并使上层燃烧器对应的磨煤机出力偏大一些, 优化吹灰方式等均可以提高再热蒸汽温度;当采取炉膛出口氧量维持在 3 10%以上、保证主蒸汽温度在 535℃以上和后屏出口蒸汽温度达到设计值等措施时再热蒸汽温度可以维持在 535℃左右。该试验方法对相关问题的研究具有指导意义。