定功率条件下低压省煤器对机组热经济性的影响

本文基于热耗变换系数的理论,进行数学推导,建立了定功率条件下低压省煤器对机组热经济性影响的数学计算模型。对低压省煤器热经济性原理和热耗变换系数法在低压省煤器中的应用进行研究,以国产300MW机组热力系统为例,分别计算了75%、100%THA下的节能量。研究表明,在100%THA和75%THA负荷运行时,低压省煤器机组热耗率分别降低39.88kJ/(kW·h)和33.95kJ/(kW·h),供电煤耗分别降低1.44g/(kW·h)和1.19g/(kW·h)。低压省煤器吸收的热量输入到给水回热系统后对机组循环吸热量将产生影响,可以为优化低省水侧管道连接提供参考。     

1000MW二次再热机组抽汽压损对经济性的影响分析

以某台1000MW超超临界二次再热机组回热加热系统为研究对象,基于小扰动理论和等效焓降分析理论,全面考虑两次中间再热、外置式蒸汽冷却器、加热器布置方式和形式等因素的影响,推导出二次再热机组加热器抽汽压损对机组经济性影响的数学模型,该方法形式简单并利于理解。应用此数学模型计算机组在100%THA实际运行工况下,抽汽压损对机组经济性的影响。计算结果表明:抽汽压损使得煤耗和热耗分别增加2.7g/(kW·h)和23.7kJ/(kW·h)。     

底循环系统参数对燃气—蒸汽联合循环机组经济性的影响

采用APROS软件建立了PG9171E型燃气—蒸汽联合循环机组系统仿真模型,分析底循环系统高压蒸汽压力、高、低压蒸汽温度、凝汽器排汽压力对联合循环机组经济性的影响。研究表明:提高蒸汽参数,机组热耗率下降;高压蒸汽压力与机组热耗率近似呈二次函数关系;额定负荷工况下,高压蒸汽温度上升1℃,机组热耗率下降约2.57 kJ/(kW·h);而低压蒸汽温度上升1℃,机组热耗率下降约0.40 kJ/(kW·h);降低凝汽器排汽压力,有利于提高联合循环机组的经济性,但需协调考虑末级叶片运行的安全性和联合循环机组的经济性。     

深度调峰超超临界机组高压加热器抽汽节流变负荷能力静态分析

在深度调峰负荷50%THA、40%THA及30%THA条件下,对某超超临界660 MW燃煤机组常规回热系统和弹性回热系统内高压加热器抽汽节流调频方式的变负荷能力进行静态分析。结果表明：单台高压加热器抽汽节流调频方式只对最末级高压加热器有效,零号高压加热器在50%THA、40%THA及30%THA工况下的最大变负荷能力依次为1.2%P_e、0.9%P_e和0.5%P_e(P_e表示额定负荷);常规回热系统给水旁路(1号+2号HP)流量比例为50%时,在50%THA、40%THA及30%THA工况下机组负荷增量依次为1.8%P_e、1.4%P_e和1.0%P_e;增设零号高压加热器后各负荷工况下机组负荷增量分别提高32%、37%和26%;在30%THA以上负荷凝结水节流调频方式的变负荷能力明显低于给水旁路调频方式,在30%THA及以下深度调峰负荷下凝结水节流技术将退出一次调频;通过给水旁路调频方式提供1%P_e负荷增量时,50%TH...     

燃煤电站炭基催化法再生热源方案的经济性分析

以某350 MW超临界机组为例,提出抽取再热蒸汽作为炭基催化剂再生热源的方案,并将换热后的高温蒸汽优先替代除氧器抽汽(方案1)或给水泵汽轮机抽汽(方案2)进行经济性分析.结果表明:100％热耗保证(THA)负荷下,2种方案下汽轮机的绝对内效率分别降低2.5％和1.8％,发电标准煤耗分别增加16.6 g/(kW·h)和11.9 g/(kW·h);75％THA负荷下,2种方案下汽轮机的绝对内效率分别下降4％和2.5％,发电标准煤耗分别增加13.4 g/(kW·h)和17 g/(k W·h);根据机组特点,较高负荷年运行时长占比大的机组可选择方案2,较低负荷年运行时长占比大的机组可选择方案1.     

600MW超临界汽轮机中低负荷配汽优化研究

以某600 MW超临界汽轮机为研究对象,分析了复合调节存在的节能潜力,通过试验确定各高压调门的流量特性,分析了高压调门不同阀序运行方式下的能耗特性及重叠度设定方法,并对高压调门开启顺序进行了优化。结果表明:优化后汽轮机中低负荷点500 MW、400 MW和330 MW工况下高压缸效率分别提升了1.53%、1.34%和1.42%,热耗率分别降低26.0 kJ/(kW·h)、23.2 kJ/(kW·h)和25.3 kJ/(kW·h)。     

1000MW机组增设0号高加热经济性分析

回热级数是影响机组热经济性的重要因素,级数变化引起的给水温度的变化,对机组热经济性也有重要影响。定性分析了回热级数及给水温度变化对机组热经济性的影响,并以某1000MW机组为例,定量分析了该机组在不同负荷工况下增设0号高压加热器后的热经济性,分析得出机组热经济性随给水温度的升高先升高后降低,即存在最佳给水温度,进而确定了0号高压加热器最佳进汽压力,与未增设0号高加时经济性相对比,增设0号高压加热器能显著提高机组在低负荷运行下的热经济性,且负荷越低经济性提高越明显。     

1000MW超超临界汽轮机配汽方式优化试验

介绍了某电厂1 000MW超超临界机组调门优化滑压试验和负荷变动试验情况。通过试验得到,在高压调门开度为30%和50%时,热耗率分别比高压调门全开时大35(kJ/kW·h)和15(kJ/kW·h);在补气阀限位25%开度运行条件下,当高压调门开度为50%时,机组对负荷变化的响应速度较快,能够满足电网对偏差的要求。试验表明,采用50%调门开度的滑压曲线运行,可兼顾机组经济性和负荷响应能力。     

烟气余热利用对燃煤机组影响的综合分析

国内大型燃煤电厂的排烟温度一般在120℃~140℃。若通过低压省煤器对烟气余热进行利用,可降低排烟温度,提高机组的热经济性,同时机组的厂用电等诸多系统也将受到影响。基于迭代校核和等效焓降法,结合某1 000MW燃煤机组,综合分析了在多种工况下余热利用改造对锅炉效率、汽轮机做功、引风机、凝结水泵、除尘器、脱硫系统的影响。结果表明:余热利用改造后,50%THA、75%THA和THA工况下供电标煤耗分别降低2.654g/(kW·h)、2.394g/(kW·h)和2.003g/(kW·h),电厂每年可节省标煤约1.27万吨。     

1000MW超超临界二次再热机组外置式蒸汽冷却器布置方式研究

以某1 000 MW超超临界二次再热机组为例,利用单耗分析方法,计算了单级串联、双级串联、双级并联3种外置式蒸汽冷却器的布置方式对机组能耗的影响,得到了外置式蒸汽冷却器的最佳布置方式和热力系统中各设备单耗的变化规律,并分析了最佳布置方式下机组单耗随负荷的变化趋势.结果表明:外置式蒸汽冷却器可以提高给水温度,减少锅炉的不可逆损失,这是机组单耗降低的主要原因;采用单级时,布置于第2级的效果最佳,可使机组单耗降低0.632g/(kW·h);采用双级时,布置于第2、第4级的串联方式效果最佳,可使机组单耗降低1.122g/(kW·h);随着负荷的降低,双级串联外置式蒸汽冷却器的降耗效应略有下降.