外置蒸汽冷却器和0号高压加热器节能分析

为了探讨0号高压加热器和外置蒸汽冷却器在不同布置方式、不同负荷和不同外置蒸汽冷却器给水质量流量下的节能效果,利用Ebsilon软件对某660 MW机组进行分析。结果表明:当系统增设0号高压加热器时,75%THA和50%THA负荷下,给水温度分别提高23.2 K和21 K,热耗分别降低约31.2 kJ/(kW·h)和35.8 kJ/(kW·h);当利用三抽蒸汽过热度加热给水时,进入省煤器的给水温度可提升约3.2 K,100%THA、75%THA和50%THA负荷下的热耗分别降低10.7 kJ/(kW·h)、10.8 kJ/(kW·h)和13.7 kJ/(kW·h);同时增设0号高压加热器和外置蒸汽冷却器时,在75%THA和50%THA负荷下,热耗分别降低约40.6 kJ/(kW·h)和48.2 kJ/(kW·h),机组在低负荷下经济性有所提高。     

热网循环泵不同驱动方式的能量价值分析研究

论述了热网循环泵两种不同驱动方式下发电煤耗率、综合成本煤耗率、输出净功率的能量价值分析方法,并以某典型350MW机组在日常供热周期内不同负荷运行方式下的参数为例。计算结果表明,对于350MW新建火电机组热网投运阶段(50%~100%负荷),通过采用汽泵驱动的方式,较电泵驱动方式可节约运行成本33.44万元~107.02万元,综合成本煤耗率可降低0.2g/(k W·h)~1.2g/(k W·h),具有显著的经济效益。     

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。     

超超临界机组配置优化经济性分析

分析当前主流的节流配汽机组宽负荷运行经济性低的原因,参考高压缸分列布置的新型配置方法对机组进行改造,并建立了APROS仿真模型,研究优化后机组适应宽负荷运行的策略。与改造前机组相比,在68.8%THA(切缸工况)热耗率降低151k J/(k W·h),节能效果显著。分别采用热量分析法和■分析法两种方法对优化后系统进行经济性分析,通过调阀开度与综合阀门节流效率的关系以及主汽压力和循环效率的关系,建立了机组对应工况下热耗率的计算模型。对优化后机组进行■分析,整体■损失比原机组减小35MW,■效率提升的部位主要在锅炉、加热器和凝汽器。     

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)。     

火电机组烟水复合回热系统节能解析

针对采用新型烟气余热深度利用技术的烟水复合回热系统,以600 MW超临界汽轮机组为例,运用热量平衡、火用平衡两种手段进行了节能分析。优化系统设置了空预器烟气旁路,布置高、低压换热器加热给水,设置回收低品位余热的前置空预器。通过定功率全系统热力计算表明,优化系统深度利用锅炉排烟余热,主蒸汽流量减少,供电标准煤耗率减小5.13 g/(k W·h)。优化系统锅炉传热火用损失、回热加热器火用损失减少。机组总火用损失减少,效率提高。工程应用表明,改造后机组实际供电标准煤耗降低了6.78 g/(k W·h)。     

板式换热器取代火电机组低压加热器热经济性分析

在简要介绍板式换热器结构、特性及用途的基础上,对200MW机组末级低压加热器普遍存在的温升不足现象提出采用板式换热器替代管壳式低压加热器的思路.通过对温升不足达到5℃、10℃、15%、20℃时机组采用板式换热器的节能前景基于等效热降理论分别进行了计算分析,得出可节煤范围为0.41 g/(kW·h)～1.66g/(kW·h).又由于板式换热器具有端差小的优点,将其用于机组热力系统中分别替换4台低压加热器中的1台和同时替换4台低压加热器,进行计算、分析,得到用板式换热器替换末级低压加热器带来的节能潜力最大,可达到0.29g/(kW·h).     

加热器端差对机组经济性的影响

汽轮机热力系统中的加热器的运行情况对机组经济性有较大的影响,采用等效焓降法定量分析ANSALD TCDF-33．5型机组加热器端差对机组经济性的影响。结果表明,如果加热器端差从运行的实际值减少至设计值,机组经济性明显提高。这项工作对指导回热系统运行及研究机组经济性具有重要意义。     

火力发电厂加热器端差应达值的确定

通过对火电厂加热器的结构组成及换热过程的分析,提出了计算加热器端差数学方法并建立数学模型。利用N600-16.67/537/537机组100%、75%和50%THA设计工况及75%、50%THA试验工况的相关参数,根据所提供的计算方法,对加热器的应达值进行了计算。结果表明,由该方法计算所得到的值,在3种设计工况下,与设计端差基本相符;与两试验工况下的端差值也基本相符;加热器设计端差与其端差应达值并不是同一个值,端差应达值随加热器工况变化而变;端差应达值对故障加热器能够进行判别,也是加热器换热性价是否最佳的判据。     

区域热电厂负荷优化分配的研究

根据热负荷,通过区域内电负荷的优化分配,可以降低一次能源的耗量。建立了供热机组变工况模型,并进行了模型验证,满足工程要求。以标准煤耗量最小为目标函数,采用穷举法将区域内总电负荷分配给不同热电厂,再以粒子群优化算法在热电厂内进行厂级热电负荷优化分配。以区域内3座热电厂为例,根据热负荷,对该区域内的电负荷进行了优化分配。以区域内3种负荷分配方案为例,结果表明:平均每台机组减少标准煤耗率约为0.58g/(k W·h)、0.46g/(k W·h)、0.67g/(k W·h)。因此,该方法可降低煤耗量,对区域内供热机组节能降耗具有一定的参考价值。     

CFB机组底渣余热回收方案的分析比较

以某厂300 MW循环流化床锅炉滚筒冷渣器和风水冷渣器联合排渣方式的机组为例,运用等效焓降法选取3种不同的底渣余热回收方案进行了计算分析、对比研究和实践验证。研究它们对机组热经济性的影响。结果表明:燃用煤的热值越低,底渣余热回收的利用空间越大,节能效果越明显。当选用最佳底渣余热回收方案时,机组热耗率可降低3.54-8.76 k J/(k W·h),标准煤耗降低0.133-0.329 g/(k W·h)。机组经过优化改造后,实际运行结果与上述理论分析结果相吻合,可对其它机组的余热利用提供借鉴和参考。     

浅谈某电厂锅炉掺烧印尼煤安全性及经济性分析

国内火电厂动力煤的价格持续高涨,各电力集团利润持续下降,火力发电厂生存形势日渐恶化。本文结合某电厂锅炉掺烧印尼煤实际,系统分析了该机组掺烧印尼煤运行安全性及经济性。结果证明:掺烧印尼煤期间机组能够保持安全稳定运行,25%比例掺烧印尼煤时,机组发电煤耗增加约1. 522g/k W·h,供电煤耗增加约2. 051g/k W·h,结合印尼煤及常用煤价格计算可得,660MW机组100%BMCR工况下,日耗煤成本可节省约12. 43万元。     

350MW亚临界机组能耗诊断试验分析

为了降低某亚临界机组实际运行能耗,本文通过试验测得数据计算整理得到了机组的正反平衡煤耗、机组的热耗率和反平衡热效率。根据计算得到的能耗指标,分析了试验值与设计值之间产生差别的原因,并且提出了对应的改进措施。在燃用当前煤质条件下,经一系列调整和设备改造后,预计节能潜力可达22.42 g/(k W·h)。     

基于EBSILON的热电厂热电负荷分配优化研究

为优化热电厂热电负荷分配,提高热电厂运行热经济性,利用EBSILON软件建立某热电厂350和330 MW热电联产机组热力系统仿真模型和热经济性模型,根据抽汽点的蒸汽焓值进行热负荷计算,采用(火用)分析方法对热电联产机组进行能耗特性分析,得到两台机组在安全运行区间内的(火用)效率分布规律。通过遗传算法,研究不同热电负荷分配方式对热电厂热经济性的影响,进一步对热电厂典型日的热电负荷进行分配优化。结果表明：当机组供热流量达到最大值且电负荷为该供热流量下的最大值时,机组的(火用)效率达到最大值,对电负荷和热负荷进行分配优化的节能收益大于对单一因素优化;采用遗传算法优化热电负荷后,典型工况下全厂标准煤耗量降低1.75 t/h、发电标准煤耗率降低3.65 g/(kW·h)、(火用)效率提高0.49%;典型日全厂标准煤耗量降低35 t/d、发电标准煤耗率降低3.16 g/(kW·h)、(火用)效率提高0.41%。     

620℃超超临界煤电机组能耗指标动态计算与分析

为分析再热汽温620℃超超临界机组的日常连续运行实际能耗,以某电厂设计蒸汽参数为28 MPa/600℃/620℃的1 000 MW超超临界湿冷机组为研究对象,基于机组运行大数据,开展了长周期的能耗指标动态计算与分析。研究表明:额定负荷下,锅炉热效率达到了保证值,汽轮机组热耗率比设计值高32 kJ/(kW·h),厂用电率优于设计值,修正后的机组供电标准煤耗率基本达到设计值;随着负荷率的降低,锅炉热效率降低,汽轮机组热耗率升高,厂用电率升高,机组发、供电标准煤耗率增加,机组发、供电效率降低;当负荷率由100%降低至50%时,修正后锅炉热效率降低1.09%,汽轮机组热耗率升高380 kJ/(kW·h),厂用电率升高1.84%,机组供电标准煤耗率增加23.63 g/(kW·h),机组供电效率降低3.53%。     

高效二次再热机组的研究与开发

二次再热是降低火电机组能耗的重要技术手段。在借鉴欧洲成果的基础上,通过整合国内火电机组设计、设备制造、运行管理等方面的经验,提出整体优化设计理念。同时根据宽负荷节能的要求,讨论了大型火电机组节能设计的一些关键技术,特别是汽轮机冷端和锅炉余热利用两方面的进展,给出大唐东营项目节能设计的主要成果。通过创新设计,充分利用东营项目优越的环境条件,在采用常规初参数、保证性价比、尽可能不增加系统复杂程度的前提下,使机组额定工况发电煤耗与供电煤耗分别达到248g/(k W·h)和257g/(k W·h)的优异水平。研究表明,国内火电机组节能设计有很大潜力。     

基于零号高压加热器的深度调峰控制策略研究

为提高燃煤火电机组深度调峰脱硝装置投运率、满足电网快速调峰和调频需求,以及提升机组低负荷运行经济性,设计基于零号高压加热器的宽负荷脱硝、深度调峰和调频等控制策略,针对某660 MW机组加以实施和试验验证。试验结果表明：基于零号高压加热器的深度调峰控制功能,利用机组高压回热系统蓄能参与负荷控制,机组深调期间能够满足1%P_e/min的AGC变负荷和电网频差0.083 Hz内的一次调频响应需求;在机组深度调峰期间可增开汽轮机进汽调阀,减少节流损失,全开工况下可降低发电煤耗超过1.6 g/(kW·h);协同深度调峰期间机组快速负荷响应和脱硝烟温控制需求,能够维持脱硝入口烟温超过安全限值,实现脱硝系统安全稳定投运。     

基于EBSILON的AP1000核电机组低加疏水系统研究

通过对AP1000核电机组二回路低压加热器(简称低加)疏水系统的研究,提出了11种不同的疏水布置方案,并通过EBSILON平台进行仿真计算,对不同疏水方案下机组的热经济性进行比较、分析。综合考虑系统热经济性及安全性,认为优选在3号低加设置疏水泵的方案,供电热耗可降低33. 33kJ/(k W·h)。     

电站锅炉深度余热利用系统变工况节能效果分析

通过研究燃煤电站深度余热利用系统的变工况特性,以探究深度余热利用系统在变工况条件下节能效果的变化规律和原因。以某典型超超临界机组为案例,通过热力学计算与分析,定量分析机组节能效果及其变化情况,详细分析各因素对节能效果的影响。研究结果表明:从节能效果规律上看,深度余热利用系统在各负荷下均呈现较为理想的节能效果,并且在较高负荷时节能效果更稳定,在较低负荷下,随着负荷降低,节能效果呈现缓慢下降趋势。以案例机组为例,设计工况下节能效果达到3.27 g/(kW·h),随着负荷降低至90%、75%和50%,节能效果分别降至3.26 g/(kW·h)、2.94 g/(kW·h)和2.62 g/(kW·h)。进一步分析表明产生这种变化的主要原因在于低负荷时单位燃料的回收余热量和烟气流量均出现大幅下降,导致旁路烟道内烟气流量和烟气温度出现较大下降,进而导致深度余热利用系统最终节能效果出现明显下降的趋势。     

基于运行参数的加热器疏水端差简易计算模型

传统的加热器疏水端差应达值计算是在具备详细结构参数和运行参数的基础上通过理论计算得出,而实际计算中不同加热器结构参数的搜集比较困难。对于结构参数一定的加热器,通过计算加热器各运行参数对疏水端差的影响,建立了一种新的只考虑运行参数的加热器疏水端差计算模型。利用660MW和300MW机组卧式加热器运行参数验证结果表明,该模型精确度高,计算简单,有利于快速计算加热器疏水端差应达值。