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针对某电厂冷端系统运行性能达不到设计值,综合考虑了发电市场的能量价值效益,在循环水泵不同运行方式下进行了凝汽器进水流量与循泵耗功试验、凝汽器变工况计算及汽轮机微增出力试验,获取凝汽器在不同负荷下运行的最佳真空,克服了循环水泵启停的不确定性,提高了机组的经济性。 相似文献
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《电力学报》2015,(6)
机组冷端系统能力差的问题一直困扰着电力行业,在我国有超过一半的大型湿冷机组凝汽器的运行压力高于设计值1~2kPa,这继而造成了火电机组的发电煤耗的升高。影响大型湿冷机组冷端性能的因素众多,包括机组真空严密性、凝汽器蒸汽负荷、凝汽器清洁度、循环冷却水进口温度、循环冷却水温升、凝汽器端差等。通过对上述影响湿冷机组冷端性能的主要因素进行了细致详实的分析,对于指导电厂运行调节而言,影响冷端性能的每一种因素分析是具有实际意义的。但同时也指出上述影响因素对机组冷端性能的影响虽然是在相对独立的条件下得出的,但实际上它们是相互联系的,对机组凝汽器冷端性能的影响是全方面的,并提出了提高机组凝汽器运行性能的有效方法是确定凝汽器最佳真空值。这一方法最有操作性,也是电厂提高机组经济性、降低发电煤耗、实现全厂经济效益最大化的最佳渠道。 相似文献
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介绍150 MW高背压供热机组,凝汽器为满足高背压供热进行的配套改造内容。由机组高背压供热改造后,凝汽器高、低背压运行的试验数据,计算凝汽器在两种运行状态下的性能指标。凝汽器在高、低背压两种工况下运行,循环水流量与设计值比较吻合,凝汽器端差、过冷度基本都达到了设计值。高背压工况下,凝汽器端差较小,为2.264℃;正常背压工况下,凝汽器端差也小于通常设计端差4℃,修正后的总体传热系数和凝汽器端差与改造前相差不大;高背压工况下的凝结水过冷度为0.555℃,稍高于设计保证值。凝汽器进行高背压改造,达到常年安全运行和经济运行的要求。凝汽器在高、低背压下运行,可以进一步根据电、热负荷,调整循环水泵、热网水泵的水量和运行方式,提高机组供热期的发电量、降低非供热期的运行背压,以提高机组全年运行的经济性。 相似文献
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为平衡冷端系统对火电机组发电功率及厂用电率的影响,提高机组的经济性,提出一种基于实时调控的循环水泵运行优化方法,分析循环冷却水流量对凝汽器压力的影响,并通过现场试验得到了循环水泵在不同运行方式下的功耗变化及机组在950 MW、750 MW、500 MW负荷下的微增功率曲线。通过主动改变变频泵频率,实时监测凝汽器压力变化,结合循环水泵功耗变化和机组微增功率曲线,计算机组净出力变化,通过对循环水泵运行优化试验,寻找变频泵的最佳运行频率。试验结果表明,通过该方法能够得到机组在不同运行负荷下变频泵的最佳运行频率,所提方法能够有效提高机组的经济性。 相似文献
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300MW机组冷端系统试验研究与性能优化 总被引:2,自引:0,他引:2
根据300MW机组冷端系统试验数据,分析了机组通流部分改造前后冷端系统设备运行性能和存在的问题,以及机本体性能与冷端系统性能匹配问题。对单体冷端设备进行了改造和性能优化,凝汽器入口加装排汽导流板后,凝汽器压力降低0.371~0.583kPa,端差下降约3.4℃,传热系数提高634.22w/(m2·℃);冷却塔性能优化后,降低了出塔水温;A、B循环水泵改造后,提高了单泵流量,并可灵活调节其运行方式。冷端设备性能优化后,冷端系统整体运行性能提高了,背压约降低1.7kPa,机组煤耗率降低约5.3g/(kW·h)。 相似文献