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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。 相似文献
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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。 相似文献
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以某300 MW燃煤发电机组性能试验为例,比较了用全厂性能试验标准(ASME-PTC46-2015)和汽轮机性能试验标准(ASME-PTC6-2004)计算得到的热耗数据,结果表明,按ASME-PTC46计算得到的净热耗为9 976.1 kJ/(kW·h),按ASME-PTC6计算得到的净热耗为9 892.1 kJ/(kW·h)。ASME-PTC46对电厂设备和整个系统的总体能耗考核要求更加严格。分析表明,不同试验标准在试验要求和边界条件方面的差异,是导致热耗计算结果有一定差异的主要原因。ASME-PTC46标准更能真实反映机组实际运行的整体经济性水平,而ASME-PTC6适用于高要求的大型汽轮机性能试验。 相似文献
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《热能动力工程》2016,31(9)
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。 相似文献
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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。 相似文献
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针对1 240 MW容量机组汽轮机性能试验中出现的汽门阻塞问题,提出了一种采用汽门压损增量修正计算及主蒸汽流量偏差修正计算的方式来代替停机检修重做试验,这能够节省大量时间和经济成本。采用相关模拟计算进行推算分析的方法获得修正曲线,修正计算后,汽轮机热耗率为7 252.59 kJ/(kW·h),与修正计算前相比降低了45.77 kJ/(kW·h),出力为1 308 178.32 kW,增加了28 792.56 kW,达到考核要求。研究成果可为汽轮机性能考核试验结果的修正计算提供参考。 相似文献
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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%。 相似文献
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以某660 MW机组低温省煤器为研究对象,以试验数据为基础,运用等效热降基本原理,科学划分烟气余热回收利用能级,将低温省煤器系统排挤做功划为三部分:第一部分为排挤8、7、6段抽汽做功;第二部分为排挤6段抽汽做功;第三部分为低温省煤器出水温度与5号低加进水温度偏差,排挤5段抽汽做功,综合三部分计算低温省煤器系统节能效果。试验结果表明:低温省煤器吸热量35.2 MW,8号低加进水至6号低加出水排挤做功2.3 MW,7号低加出水至6号低加出水段吸热排挤做功2.8 MW,5号低加抽汽量增加,机组出力降低0.7 MW,总排挤做功4.4 MW,装置循环效率提高0.66%,热耗降低51.9 kJ/(kW·h),折合发电煤耗为1.91 g/(kW·h)。与低温省煤器系统停、投运汽轮机整机热力试验结果相比,热耗相差1.7 kJ/(kW·h),发电煤耗相差0.07 g/(kW·h)。由此可知,这种与试验方法相结合,基于烟气余热梯级利用的能效评估方法,在低温度省煤器系统能效评估中是可行的。与常规烟气余热回收系统停、投汽轮机热耗试验法相比,基于烟气余热梯级利用的能效评估方法,具有概念清晰、科学合理、简单易操作的特点。 相似文献
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针对机组容量大、供热量相对较小的纯凝发电机组改造为供热机组后平均效率低的问题,提出了拖动与采暖多用途动力供暖技术.该技术实现了小汽轮机的余热冬季用于供暖、夏季回热到凝结水系统,增加了整个机组的低压回热蒸汽量,提高了回热系统的热经济性.以地埋管供暖方式为例,与传统的纯凝机组改造为供热机组进行对比,结果表明:改造前热网加热器平均效率为20.27%,改造后高温热网加热器平均效率提高至52.31%,低温热网加热器平均效率提高至71.89%;供热汽源平均温度下降了205.42 K,与机组中压缸排汽供热相比传热温差降低了207.85K;供暖期供电煤耗在原有中压缸排汽供热的基础上下降了4.54g/(kW·h),非供暖期机组相对热耗下降16.82kJ/(kW·h),转换损失减少9%,综合供电煤耗下降1.06g/(kW·h),节能效果显著. 相似文献
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基于常规的1 000 MW二次再热机组的设计方案,提出了取消高、中压缸抽汽,采用多级小汽轮机抽汽的双机回热循环(EC-BEST)系统的设计方案,并且通过EES仿真软件对不同工况下EC-BEST系统与常规二次再热系统的抽汽过热度、小汽轮机流量、循环效率和汽轮机热耗率等指标进行对比。结果表明:采用EC-BEST系统可以有效降低抽汽过热度,减少加热器不可逆损失;降低汽轮机热耗约30 kJ/(kW·h),折合煤耗约1. 1 g/(kW·h)(按照锅炉效率94%);循环效率提高0. 3%。因此,EC-BEST二次再热具有更高的经济性,是未来大容量高参数二次再热机组发展的一个良好方案。 相似文献