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)。     

多变量因素下的锅炉低压省煤器节能效果测试与分析

在多变量因素条件下测试了某220MW机组低压省煤器的节能效果,用等效焓降法计算了低压省煤器不同运行方式、不同运行参数下的节能效果。针对200 MW容量等级的机组,当低压省煤器进水流量较大和进水温度稍高时,应优先采用6号低加出水,220 MW工况下,进低压省煤器最佳流量为250 t/h左右,机组热效率提高0.645%;若低压省煤器进水来自于7号、8号低加出口,进水温度较低,则低压省煤器出水应引至6号低加出口,并应使低压省煤器出水温度略高于6号低加出口水温,否则,节能效果相比最佳工况降低,220 MW试验工况下,从8号低加和7号低加出口抽取凝结水370 t/h,经低压省煤器加热后回水至6号低加出口,机组热效率提高2.003%。对不同的低压省煤器运行方式,都存在一个最佳回水位置和最佳进水流量。     

胜利发电厂低温省煤器通水流量优化分析

对于已设计投运的低压省煤器系统，存在一个使整个回热加热系统达到最高经济性的通水流量。通过分析胜利电厂低压省煤器系统的流量特性，导出系统参数及等效焓降变化的计算关系式，进而通过试验确定不同负荷对应的最佳流量，用于指导本厂低压省煤器的最优运行。     

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。     

桐梓电厂2×600MW机组工程冷端优化组合

主要基于贵州华电桐梓电厂2×600MW汽轮机组的工程设计,在汽轮机排汽量、排汽焓确定的条件下,结合工程自然条件和机组条件,按常规自然通风冷却塔配置方式对循环水系统进行计算和技术经济比较,优选出对本工程合理的冷端配置方案,以及相应配置机组的设计背压。     

高压加热器最佳运行水位的确定方法研究

分析了加热器水位变化对上下端差的影响,并采用等效焓降法建立了加热器上下端差对机组相对内效率影响的计算模型,提出了加热器最佳运行水位的确定方法。以某电厂600MW机组高压加热器为例,定量分析了正常低水位运行对机组热经济性的影响,并利用本文提出的方法对三台高压加热器水位进行了调整,调整后机组相对内效率提高0.070%,热耗率降低了5.20kJ/（kW·h）,该方法能推广到其他类似机组上应用,对电厂经济运行具有很大实用价值。     

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。     

利用吸收式热泵替代低压加热技术探究

以吸收式热泵技术为基础,探讨了利用热泵替代汽轮机低压抽汽,加热锅炉回水的可行性。以某300MW亚临界机组作为实例分析对象,在一定参数条件下,分析了热泵取代7#、8#低压抽汽加热的情况。计算得出,由于热泵替代了部分低压抽汽加热,使得汽轮机发电增加了2.14MW,但同时由于采用了更高参数的抽汽驱动热泵又使得汽轮机发电减少2.47MW,最终发电减少0.33MW。最后经过综合分析,得出方案在技术上能够实现但是经济上并不可行的结论,原因在于忽略了能量"质"的因素。     

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.     

600MW机组协调控制系统优化

阐述河北国华沧东发电有限责任公司一期工程2×600MW机组采用的协调控制系统的原理,分析机组在进行升降负荷时锅炉与汽轮机之间能量平衡关系,针对机组投运初期协调控制系统在负荷升降过程中存在的主汽压力和负荷相互适应能力差的问题以及投入AGC后升降负荷速度慢的情况进行深入分析,找出问题的根本原因,通过采取有效的优化措施,并进行AGC方式下负荷升降试验,验证优化工作取得良好效果。     

浅析高压蒸汽管道吹扫注意事项

随着空分装置朝着大型化方向的发展,压缩机组对于原动电机的制造要求越来越高;加之地球能源的不断枯竭,节能降耗也越来越被人们所重视。利用一次能源的工业汽轮机代替大型电机做压缩机组的原动机已经逐渐成为一种发展趋势。汽轮机进口高压蒸汽管线的吹扫工作成为压缩机组试车前一项重要工作。     

直接空冷凝汽器系统设计优化方案

北方缺水地区应积极采用节水新技术,中煤榆林某工程2×1OOMW汽轮机采用直接空冷凝汽器系统,经多方案进行比较,推荐优化方案.     

600MW机组汽轮机低压缸腐蚀原因分析与预防措施

某600 MW机组在大修检查时发现汽轮机低压缸普遍锈蚀。低压缸转子经喷砂清除锈蚀产物后,底部暴露出明显坑蚀。通过扫描电镜(SEM)、能谱仪(EDS)、电感耦合等离子质谱(ICP)和离子色谱(IC)等对低压缸和其他部位(高压缸、中压缸)进行检查分析,查明腐蚀原因。经过检测分析认为,低压缸转子叶片的锈蚀主要是在停机期间形成的原位停机氧腐蚀,积盐中氯离子参与形成的含氧电化学腐蚀。停机中防锈蚀措施不当,自然冷却,真空破坏后空气侵入,湿度饱和,形成停机腐蚀条件。     

基于共生生物搜索算法的汽轮机最优初压研究

为了找到汽轮机在不同负荷下的最优初压,利用改进的共生生物搜索(FSOS)算法和极限学习机(ELM)建立热耗率预测模型,并与BP神经网络、共生生物搜索(SOS)算法优化ELM和FSOS算法优化支持向量机(SVM)等进行了比较。然后,在该模型的基础上用FSOS算法对主蒸汽压力和主蒸汽流量进行优化,使其在各负荷下的热耗率最低。最后,通过优化后的主蒸汽压力拟合出一条最优初压曲线,并与厂家设计的滑压运行曲线进行对比。结果表明:按照最优初压曲线运行,热耗率平均下降约58.51 kJ·(kW· h)^-1,提高了机组能量的转换效率,对汽轮机经济运行有着显著的效果。     

凝汽机组高背压供热改造后的性能指标与调峰能力分析

介绍了135 MW、300 MW等级凝汽机组高背压供热改造技术,由机组改后的性能试验,得到机组高背压运行的性能指标,高背压纯凝工况下的热耗率为3 690~3 740 kJ/（kW·h）,高背压抽汽工况下的热耗率在3 690~4 060 kJ/（kW·h）之间。并分析了改造技术、冷端设计参数与运行参数对机组性能指标的影响,同样135 MW等级机组,满负荷工况下,循环水流量差3 500 t/h,凝汽器背压差15 kPa,机组额定工况下的发电功率差26.7 MW。由机组供热期调峰能力试验,确定机组高背压运行的调峰区间和调峰适应性,300 MW机组的调峰能力为65 MW,为改造前额定容量的22%;而135 MW等级机组的调峰能力为35~60 MW,为改造前额定容量的26%~44%。并分析了造成机组调峰区间变窄、调峰适应性降低的原因。     

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。     

供热机组滑压运行曲线综合优化的研究与应用

针对华电能源哈尔滨第三发电厂机组供热改造的特点,研究分析了供热机组滑压运行的相关问题;比较供热与非供热工况的差异,提出了采用主蒸汽流量作为自变量来确定机组主蒸汽压力的滑压设定值,以抽汽机组的最优滑压运行曲线,综合考虑抽汽机组最优滑压运行曲线确定的各种影响因素,使机组在抽汽模式以及非抽汽模式都能获得良好的经济性,从而最大限度地挖掘经济运行的潜力,真正实现节能增效。