140MW凝汽机组“双背压双转子互换”供热改造技术分析

为满足超高压140MW凝汽机组冬季高背压供热和全年经济运行的要求,采用“双背压双转子互换”方式对低压缸通流部分进行改造.在采暖期使用动静叶片级数相对较少的低压转子,使凝汽器高背压运行,在非采暖期使用原设计配备的低压转子,使凝汽器低背压运行,利用液压拉伸螺栓实现了新、旧转子的完全互换.改造后,高背压供热工况下机组具有较好的热效率、发电煤耗等经济指标,机组全年加权平均发电煤耗优于超超临界1000MW机组.     

电厂深度调峰状态下的间接空冷塔水温分布特性研究

为缓解热电机组供热和供电的矛盾,国家出台了鼓励火电厂开展灵活性改造的若干政策,各地方政府根据各自区域的实际情况也出台了火电机组深度调峰阶梯电价政策。热电机组受汽轮机低压缸最小冷却蒸汽流量的限制,机组在不做任何改造的情况下,维持低压缸进汽最小流量(最大供热工况下对应流量),实现深度调峰要求。低背压运行改造后,低压缸排汽流量大幅下降,研究间接空冷塔水温分布特性,制定较为合理的运行方式,既保证机组安全运行,同时对提高机组运行的经济性具有重要的意义。     

燃气——蒸汽联合循环供热机组背压工况并退汽分析

燃气—蒸汽联合循环供热机组背压工况启停调峰,能满足华北电网的调峰需求,同时维持热网稳定。本文阐述了京桥热电二期机组背压工况下机组启动并汽、退汽解列,并结合实际操作成功经验,对切换过程中的关键技术环节进行分析整理。此技术的研究有利于缩短启停机时间,减少热损耗,提高经济性,并简化运行操作,对于抽凝工况下并退汽同样适用。为首都北京的冬季供热、电网调峰提供保障,对同类型电厂的实践探索提供借鉴。     

间接空冷供热机组凝汽器乏汽外引余热梯级利用技术研究与应用

<正>获奖情况：2022年中国安装协会科学技术进步奖二等奖一、成果研究背景内蒙古京能盛乐热电为挖掘350MW机组供热潜力,提出了利用汽轮机乏汽余热的汽轮机高背压乏汽余热回收供热改造需求。该成果目标为实现间冷供热机组乏汽引出凝汽器后再进行余热梯级利用,解决间冷供热机组乏汽余热利用与原循环冷却水系统受污染风险矛盾。     

200MW联合循环机组低真空循环水供热性能试验研究

针对200MW联合循环机组利用低真空循环水供热进行性能试验,并分析其经济性。试验结果表明当机组背压15.9k Pa时的低真空供热和抽汽供热提供相同的供热量53MW,低真空循环水供热相对于抽汽供热增加机组发电量8.849MW。不同背压下的低真空循环水供热对机组的影响进行了试验,分析了机组不同背压对热网水温升、热网水吸热量、汽轮机热效率、汽轮机热耗和影响汽轮机发电量的影响。     

300 MW纯凝机组供热改造经济性分析

以300 MW纯凝机组供热改造为例，根据热负荷参数特点分别分析了采用再热冷段抽汽和再热热段抽汽2种不同的改造方案。通过水力计算得出，采用再热热段抽汽后经减温、减压向外供汽的改造方式，能够满足该用户用热需求。此外，通过本次改造，该机组在平均抽汽工况下可降低发电煤耗7.22 g/（kW·h），年节约标煤11 921 t，考虑节煤收益后，项目投资回收期为2.94 a，具有良好的经济效益。     

采用吸收式热泵技术供热空冷机组煤耗率升高分析及优化

某电厂2×135 MW直接空冷机组进行了吸收式热泵余热回收机组供热改造,热网二级站进行了吸收式热泵换热机组改造。运行初期机组供热节能效果良好。但运行6年后,供热季机组供电煤耗率大幅度升高,机组经济性降低。通过现场进行诊断、排查,分析查找了供电煤耗率升高原因,制定了针对性的运行调整、检修治理和优化改造方案,实施后取得了良好的效果,从而保证机组经济运行。     

火电厂汽轮机热耗率建模及运行初压优化研究

为了提高火电厂的发电效率,降低热量损耗,本文基于改进的共生生物搜索算法和极限学习机,构建了汽轮机的热耗率模型,包括12个输入参数和1个输出量。收集600MW机组的运行数据,利用算法进行模型训练。同时基于热耗率模型优化了汽轮机的运行初压。经检测,优化汽轮机的运行初压后,不同工况下的热耗率均有所下降,验证了模型的有效性。     

超高压135MW抽凝式汽轮机低真空循环水供热改造的技术经济分析

对超高压135MW抽凝式汽轮机进行低真空循环水供热改造,充分利用机组的冷源损失,通过机组在冬季实现低真空循环水供热功能来提高机组的能源综合利用效率。以大连泰山热电厂为例,对1号汽轮机进行低真空循环水供热改造,通过技术经济分析,证实超高压135MW抽凝式汽轮机低真空循环水供热改造能够达到节能减排的目的,是一项社会效益和经济效益都十分显著的节能技术。     

300MW机组深度调峰的技术措施及运行注意事项

面对电网峰谷差的逐年增大,及雨季的影响水电出力大,火电厂必然要进行深度调峰（负荷≤30%额定负荷）永福发电厂300MW机组积极参与120MW的调峰,最低负荷甚至到80MW。通过一段时间来的调峰运行得到了宝贵的运行经验。     

火电机组脱硫超低排放运行能耗分析与节能运行展望

完成超低排放改造后,脱硫系统运行能耗大幅增加,脱硫厂用电率平均值为1.40%,折合供电煤耗约为4.4 g/（kW·h）。随着火电企业经营压力加重,超低排放运行时必须同时兼顾节能和减排双重目标。基于此,选取了33台不同工艺（单塔、双塔）的600 MW级机组作为研究对象,从脱硫厂用电率和单位脱硫能耗2方面分析了运行能耗情况,并重点分析了能耗影响因素。最后,从开展能效对标管理、脱硫系统运行优化、关键设备节能改造、浆液品质把控、精细化检修、合理使用脱硫添加剂等角度,对脱硫运行节能进行了展望。     

一种大型纯凝汽轮发电机组对外供热改造新模式

为扩大600MW超临界纯凝机组的供热能力,达到热电联产的要求,研究了提高机组对外供热能力的几种技术措施,提出了退出#1、#2高压加热器,将原一、二段抽汽从再热冷段抽出以达到增大对外供热量的思路,并从对选择性催化还原（selective catalytic reduction,SCR）系统投入的影响、汽轮机高压缸末级叶片安全性、汽轮机轴向推力以及对经济性的影响等方面进行了论证分析,证明该改造模式可行,可供纯凝机组实施大流量低压供热改造时借鉴。     

吸收式热泵在135MW热电联产空冷机组上的试验研究

针对135MW带吸收式热泵回收利用乏汽余热供热的热电联产空冷机组进行性能试验,并分析其运行经济性。试验结果表明当热网首站热水出口温度为定值时,汽轮机真空变化对机组整体经济性影响较少,汽机真空运行约在-65.0kPa（背压25.0kPa）时,整体经济性相对较好;当热网首站热水出口温度随汽轮机真空变化而变化时,汽机真空越低机组整体经济性将越好。     

低压省煤器性能评价试验与节能效果的修正计算方法

燃煤机组锅炉尾部烟道中的低压省煤器能够降低锅炉排烟温度,起到节能降耗的作用,但节能效果的影响因素众多,使得低压省煤器的性能鉴定与分析评价存在着不确定性。在某220 MW机组上进行了4个电负荷条件下,不同低压省煤器运行方式、运行参数,共24个工况的节能效果评价试验。利用热力性能试验法,以及拟合的汽轮机主蒸汽流量与低压省煤器节能效果曲线,计算了低压省煤器的节能效果。在4个电负荷对应的主蒸汽流量下,低压省煤器的节能效果分别为116.8、96.7、108.2、99.1 kJ/(kW×h)。通过变化低压省煤器的运行参数,得到不同电负荷工况下低压省煤器节能效果的变化范围。根据低压省煤器的热平衡方程和传热方程,计算其设计换热量和实际换热量,利用等效焓降法修正计算了低压省煤器运行参数对节能效果的影响。220 MW试验工况下,节能效果的试验值为116.8 kJ/(kW×h),参数修正后为190.97 kJ/(kW×h)。     

基于改进单纯形法和凝结水节流的超超临界机组协调优化

风能、太阳等新能源的规模化并网对电网的安全稳定性造成较大影响。为提高新能源的消纳能力,电网对燃煤机组的运行灵活性、负荷快速响应能力、深度调峰能力等提出了很高的要求。采用先进的控制策略提升协调控制的品质,具有重要的现实意义。基于近年来发展起来的"凝结水节流"快速变负荷方法,采用人工神经网络建立了考虑凝结水节流特性的负荷预测模型及主汽压力预测模型。在此基础上,利用经典优化理论中的改进单纯形法,设计了协调系统智能优化控制策略,编制了实时优化程序。借助1000 MW超超临界机组仿真机开展了详细的优化控制仿真实验,结果表明文中方法可有效提高机组变工况负荷响应的快速性,减少主汽压力波动,提升协调控制品质。     

热电联产机组集成热泵实现热电解耦的潜力与能耗特性分析

在热电联产机组中集成机械式热泵可以实现热电解耦,并影响机组的能耗特性。以某350MW热电联产机组为例,建立了供热机组变工况计算模型以及机械式热泵供热计算模型,比较了热电联产机组采用抽汽供热和压缩式热泵供热时最低电负荷率及煤耗量的差别,同时研究了热泵性能系数、电负荷率、热负荷率对机组能耗特性的影响规律。结果表明：在基准工况下,压缩式热泵供热较热电联产节能,且其机组的电负荷可调节范围更大。压缩式热泵供热相比抽汽供热减少的煤耗量随着热泵实际性能系数α_COP1、热负荷率增大而增大,随着电负荷率增大而减少,α_COP1为6.119,热负荷率为2.5,电负荷率为0.8时,节煤率为2.60%。     

200MW机组高温过热器弯管爆裂原因探讨

对２００ＭＷ机组高温热器弯管爆裂事故作了分析,重点进行了高温过热器管材２Ｃｒ１ＭｏＶ钢的高温短时力学性能试验和高温疲劳性能试验。研究表明,调峰机组高温过热器弯管爆裂的主要原因是长期超温运行及循环蠕变损伤所引起的。     

1 000 MW深度调峰机组热力系统优化研究

为提升超超临界火电机组深度调峰能力，解决大容量机组在低负荷时效率下降问题，提出并建设了1 000 MW高效宽负荷率机组示范工程。该工程对锅炉燃烧器、水冷壁及汽机蒸汽参数等进行了针对性的优化设计，通过协同增设补汽阀、外置式冷却器、零号高压加热器、低温省煤器等设备，实现了机组在较宽负荷范围内依然保持较高效率的目标。热力计算结果表明，示范机组在50%负荷下较现有机组效率提高3%以上，运行灵活性显著增强，取得了明显的经济和社会效益，相关经验对后续同类机组提升灵活性具有示范和参考价值。     

350 MW超临界热电联产机组灵活性改造分析

近几年全国弃风、弃光问题日益严重,而且国家对燃煤电厂深度调峰能力的要求也不断提高。该文结合华北地区火电机组深度调峰补偿相关政策,对某350 MW超临界热电联产项目进行灵活性改造研究。通过对国内几种主流灵活性改造技术进行分析,对比各种技术的优缺点以及投资费用、运行成本,并结合本地区调峰补偿情况,评估机组灵活性改造后对后期经营的影响,得出适合本厂的最优方案。结果表明,低压缸零出力供热技术是目前为止应对热电解耦成本最低的方案。当标煤单价在700元/t以下时,机组不宜进行调峰,应多带负荷;当标煤单价在700元/t以上时,通过调峰降低机组负荷来减少亏损。