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《汽轮机技术》2021,(2)
针对东北地区某供热机组因容量小、供热面积大、投入低压旁路时降电负荷的措施无法实施,进而导致冬季供暖期热电耦合矛盾异常突出的技术难题,研究提出了低压旁路至抽汽供热系统的改造方案和改造后机组的运行方案,给出了供暖期两台机组协同调峰措施,并对改造后的投资收益进行了分析。研究得出,抽汽供热机组进行低压旁路至采暖抽汽系统改造,将原排至凝汽器的蒸汽热损失回收至热网进行利用,在提升供热能力及机组效率的同时,解决了供暖期抽汽供热机组深度调峰时的热电解耦问题。改造后发电负荷降低5.0MW,增加热网供热能力20GJ,有效地提升了机组供热能力。改造后供暖期日平均收益约1万元,15天回收投资,经济效益显著。 相似文献
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当前,热负荷主要是由热电站、地区锅炉房和采用母管制的国家区域电站来供给的。在这一类区域电站中,已对凝汽式汽轮机作了改造,以提供可调节和非调节的采暖抽汽和工业抽汽,并使这些机组转入背压工况和低真空工况运行[文1]。对实际上具有充分热源的凝汽式汽轮机用来供热的可行性及其发展前途进行研究是很必要的。利用这种机组供热,可为国家区域电站邻近的热用户提供每秒数百兆焦耳的热负荷,可为大城市供热提供每秒数千兆焦耳的热负荷。在文献中早已指出利用经改造的汽轮机来接带热负荷的可能性。表1给出改造后的16、20和30万千瓦汽轮机组的性能指标。由此可见这些机组在提 相似文献
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为充分利用热电联产机组供热过程中余热余压,降低供热系统热电耦合度。以大型燃煤机组抽汽供热系统为研究对象,应用Ebsilon软件对供热系统进行数学及热力学建模,对3种不同供热模式下的热电负荷特性进行了多变量耦合下的系统运行参数寻优,得到不同工况下的热电负荷范围。结果表明,应用GOTPR方法明显优于GOTR方法和GPR方法,热泵系统COP最高可提升0.05。直接供热模式的热负荷调节范围是0~400MW,热泵供热模式热负荷调节范围是150MW~550MW,耦合供热模式热负荷调节范围220MW~525MW。在相同的主蒸汽流量下,随着供水温度、回水温度的及热网回水流量的增加,耦合供热模式可提供更大的热电比,同时降低热负荷与电负荷的耦合性。 相似文献
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热电联产能有效提高大型煤电机组的经济性,减少二氧化碳排放。但这类机组需要同时满足电网和热网的需求,而电负荷或热负荷的变化会使供热抽汽压力随之变化,为维持供热压力,目前煤电机组供热广泛采用阀门调节的方法。但当负荷变化范围较大时,阀门会产生巨大的节流损失,降低机组的热经济性。为降低甚至消除节流损失,提出了非高压缸设置调节级的方法。 相似文献