1350MW超超临界二次再热机组总体设计及经济性分析

针对1350MW超超临界二次再热机组的总体设计问题,从基本循环参数选择、回热系统优化以及汽轮机组布置等方面进行了详细的论述及分析,并基于热力系统的分析计算方法,对其经济性水平进行了合理的估计。结果表明:通过采用高低位分轴布置方案以及冷端优化设计,可降低一次再热以及两次再热系统的蒸汽压降以及凝汽器压力,这两项技术合计可产生热耗收益90kJ/(kW·h),整个机组的热耗可达到6990kJ/(kW·h),机组的经济性水平比常规设计的1000MW超超临界二次再热机组明显提高。     

1000MW二次再热火电机组管道热效率对系统热经济性的影响

以某1 000MW超超临界二次再热火电机组为研究对象,定量分析了系统管道的散热损失、厂用蒸汽系统损失及工质泄漏损失对单元机组热经济性的影响.结果表明:考虑全部损失时,管道热效率为97.394%,供电标准煤耗为271.935g/(kW·h).与无管道损失时相比,机组管道热效率降低2.606%,供电标准煤耗增加4.584g/(kW·h),说明在二次再热机组热经济性评价中应该考虑管道热效率.     

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)。     

700℃高效超超临界技术的发展

发展700℃高效超超临界燃煤发电技术对节约煤炭资源、提高发电机组的经济性以及改善环境都具有相当的优越性.国外高效超超临界研发计划均以镍基耐热合金和奥氏体钢的铸、锻、焊接工艺及转子冷却技术的研究为重点,均将燃煤电厂的蒸汽参数提高到700℃以上,同时大幅提高蒸汽初压力并采用二次再热循环技术.我国已具备发展700℃高效超超临界燃煤发电机组的良好基础,并且初步拟定了技术发展路线,确定的目标参数为压力≥35MPa、温度≥700℃、机组容量≥60× 104kW,争取在“十二五”末建立示范电厂.但我国高温材料基础研究较为薄弱,缺乏自主知识产权的高温材料数据库,这成为制约700℃高效超超临界发电技术发展的瓶颈.有必要制定高温材料的研究和开发战略,加大研发力度和投入,建立材料性能数据库程共享机制,从而形成完整得材料技术支撑体系.     

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%。     

600MW亚临界汽轮机提温增效改造效果评价

针对某600 MW亚临界汽轮机在长期运行后,由于通流部分表面积垢,叶片侵蚀,中压隔板变形,汽封漏气增大等因素,造成的机组热耗增加、热效率降低、安全性能下降的问题,采用将主、再热蒸汽温度由535℃提升至566℃,更换汽轮机高中压缸及主、再热蒸汽管道,调整汽轮机轴封间隙等方法对机组进行提温增效节能改造,并对改造前后机组经济性进行对比和分析,改造后机组热耗值由8 351.12 kJ/(kW·h)下降至7 751.47 k J/(kW·h),供电煤耗由325.7 g/(kW·h)下降至300.7 g/(kW·h),改造节能效果明显。     

采用再热温度630 ℃的1 000 MW新一代超超临界二次再热机组可行性研究

  [目的]  为了推动采用再热温度630 ℃的1 000 MW新一代超超临界二次再热机组发展,需对某沿海电厂2× 1 000 MW新一代超超临界二次再热机组的可行性进行研究。  [方法]  文章分析了主机参数、主机技术条件、主机设备可行性、辅机设备可行性、主要系统配置、机组经济性和热经济性指标。  [结果]  研究表明:1 000 MW新一代超超临界二次再热机组是可行的,已具备示范应用条件。与1 000 MW常规超超临界二次再热机组相比,1 000 MW新一代超超临界二次再热机组热效率更高,污染物排放更少,经济效益较高。该1 000 MW新一代超超临界二次再热机组热效率达到48.72%,发电标煤耗达到252.48 g/kWh,供电标煤耗达到260.16 g/kWh,为国内最优水平。  [结论]  我国具有自主知识产权的先进马氏体耐热钢G115和带小发电机的抽背式给水泵汽轮机可以应用于新一代超超临界二次再热机组。     

东方超超临界二次再热660MW汽轮机热力设计特点

二次中间再热机组相对一次再热机组经济性提高约1．5％．文章详细论述了东方660MW二次再热超超临界汽轮机的热力设计特点,对促进我国火力发电技术进步和节能减排具有现实意义,为我国大容量燃煤机组发展提供了示范,为更高参数700℃等级燃煤电站的实现具有示范和技术储备的作用。     

1000MW二次再热机组加热器端差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,基于等效焓降分析法,分别计算出机组在100%、75%、50%负荷下,实际运行时加热器的端差相比于设计值对机组经济性的影响。计算结果表明,低压加热器1、2和3端差对机组经济性影响较大,随着负荷的降低附加损失增大。机组实际运行端差达到设计值时,在100%、75%、50%负荷下,煤耗分别少损失4.3g/(k W·h)、8.7g/(k W·h)、12.9g/(k W·h)。     

二次再热机组门杆漏汽去向优化设置的探讨

研究探讨了二次再热机组门杆漏汽去向的不同设置方案,在理论计算分析的基础上,提出了将门杆漏汽接至中低压连通管的优化方案。该方案不仅可以降低热耗5~8kJ/(kW·h),产生良好的经济收益和社会效益,而且可为一次再热660MW或1 000MW超超临界机组门杆漏汽去向的优化设计提供借鉴。     

电站锅炉尾部烟气余热利用系统技术经济性比较

以某600MW超超临界燃烟煤机组为对比机组,对常规低温省煤器、低温省煤器前移和旁通烟道3种锅炉尾部烟气余热利用系统进行了热经济性与技术经济性比较.结果表明:回收锅炉排烟由122℃降温至90℃的余热,3种系统可使机组供电标准煤耗分别减小1.51g/(kW·h)、1.71g/(kW·h)和2.81g/(kW·h),需分别投资1 125万元、1 940万元和1 685万元,动态投资回收期分别为4.42a、8.66a和3.29a;低温省煤器前移对机组供电效率的提高不明显,但因应用水媒式空气预热器,受热面投资显著增大,因而技术经济性欠佳;由于节能效果显著,旁通烟道表现出最优的热经济性和技术经济性,建议对其进一步研究和推广应用.     

1000MW二次再热机组抽汽参数确定与小汽机汽源研究

以二次再热机组为模型,蒸汽焓为变量建立回热系统效率与蒸汽抽汽焓值的关系方程,以回热系统效率最大为目标函数推导出相邻两级加热器抽汽焓值的递推关系,确定1 000MW主蒸汽参数为35MPa/700℃/720℃/720℃二次再热机组再热前后各级最佳的抽汽焓值,结果表明:比采用给水等焓升方法确定机组效率高0.1%,加热器损总值减少1.37k J/kg。改变小汽机汽源抽汽口位置,进汽参数越高,机组效率越大。采用一次再热热段抽汽作为汽源时机组效率最大为55.52%,回热系统损最小为82.76k J/kg。     

二次再热机组锅炉烟气余热利用方案研究

以某典型超超临界二次再热机组为例,利用EBSILON软件,建立锅炉汽机一体化余热回收利用静态仿真模型,对4种余热回收方案(排挤一次再热前抽汽、排挤二次再热前抽汽、排挤全部高压加热器抽汽和排挤高压加热器-低压加热器抽汽)进行仿真计算,确定机组的热经济性。结果表明:排挤一次再热前抽汽的方案符合能量梯级利用和提高回热再热循环效率原则,节能效果最好,设计工况下发电标准煤耗率减少了7.24 g/(kW·h);变工况时不仅煤耗率相对减少率最大,而且变化幅度较为平缓,节能效果也最好。     

火电机组除氧器排汽对供电煤耗率的定量影响

火电站热力除氧器的工作排汽量一般为除氧器每吨进水的1‰～3‰。一台超超临界1050MW机组热力除氧器的排汽量约为2.77t/h～8.33t/h,排汽离开除氧器也是机组热力循环的工质损失,增加机组供电标准煤耗约为0.158g/(kW·h)～0.475g/(kW·h)。对除氧器工作排汽的4种回收方案进行了热经济性的定量分析,发现采用方案Ⅰ可使机组供电标准煤耗降低0.137g/(kW·h)～0.412g/(kW·h)。若全年运行为4000h计算,年可节约标准煤为575.4t～1730.4t。若化学补水以10元/t计,则年减少的化学补水可节约110 800元～333 200元。     

660MW超超临界二次再热机组高效灵活塔式锅炉热偏差全过程管控实践

从工程建设的全过程论述了某工程项目660 MW超超临界二次再热锅炉受热面:水冷壁、高温过热器、高温再热器热偏差控制的方法与效果,分析比对塔式锅炉与П型锅炉结构差异对热偏差控制的影响,为超超临界二次再热机组的建设提供借鉴。在现有材料体系下,建议超超临界二次再热机组采用塔式锅炉,该炉型更有利于机组的长期安全可靠运行。     

600MW级超超临界机组蒸汽参数优化

对600MW超超临界机组蒸汽参数的选择给出合理的建议,分析再热蒸汽温度提高后对主辅机选择、高温再热蒸汽管道、机组热经济性、建设周期的影响,现阶段建议蒸汽参数选为27MPa/600℃/610～620℃较为合适。     

小容量高参数燃煤热电联供机组的经济性探讨

为缓解目前县级城市供热量不足与供电量过剩的矛盾,基于等效焓降法模型并采用Thermoflow建模分析,计算和探讨了将现役50 MW燃煤机组的蒸汽参数提高到12 MPa/625℃高参数的可行性及机组纯凝发电与热电联产的主要经济指标,并与现役50 MW(8. 82 MPa/535℃)、600MW亚临界(16. 7 MPa/538℃/538℃)以及1 000 MW超超临界机组(25 MPa/600℃/600℃)的经济指标进行了比较。以华北某供热面积为250万m2的县城为例,比较了采用小容量高蒸汽参数背压机组近距离供热与1 000 MW机组远距离供热的经济性。结果表明:设计小容量高蒸汽参数机组的思路可行,机组纯凝运行时的热指标远远优于现役50 MW机组,与亚临界600 MW机组相当,并高于超超临界1 000 MW机组50%以下负荷时的经济指标。采暖期小容量高蒸汽参数背压机组供热煤耗率比1 000 MW机组高1. 857 kg/GJ,高5%,但综合供热管道散热损失、铺设费用及循环水泵电耗等,供热经济性明显优于1 000 MW机组。     

660MW二次再热机组回热系统节能减排研究

以某在建660MW超临界二次再热机组回热加热系统为对象,采用损分布矩阵方程和单耗理论分析了不同负荷下各加热器效率、损和附加煤耗的分布特征,依据《火电厂大气污染物排放标准》讨论了附加煤耗引起的污染物排放状况。研究表明:该二次再热机组高加侧总损和总附加煤耗均高于低加侧,3号高加引起的能耗和污染物排放量最大,2号和4号高加外置蒸汽冷却器效果明显使其经济性显著。总体上,二次再热机组高加侧的效率高于一次再热机组,而低加侧恰相反。受蒸汽参数不同和结构变化的影响,同负荷下两种机组的损和附加煤耗分布的差异较大。100%负荷下,二次再热机组回热系统的附加煤耗及其引起的CO2、SO2、NOx和碳粉尘排放量分别为3.35g/(k W·h)、38 041.35t/a、1 045.03t/a、579.89t/a、10 515.50t/a。     

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.     

二次再热汽轮机关键技术分析及探讨

通过采用二次再热循环,提高主汽参数,汽轮机热耗将比目前超超临界一次再热机组降低3.6%,机组经济性大大提高。介绍了国际上二次再热机组的发展背景、目前成熟材料体系下汽轮机蒸汽参数的选择,以及汽轮机采用二次再热后带来的设计难点和关键技术,为我国自主开发高参数超超临界二次再热汽轮机提供了思路和启示。