太阳能辅助加热燃煤机组给水系统单耗分析

为提高燃煤火电机组热经济性,对抛物面槽式太阳能集热器与常规燃煤机组回热系统耦合机理进行了系统的集成与优化,运用单耗理论分析300 MW燃煤发电机组热力系统各设备的附加单耗在系统集成前后的变化情况,得出了不同太阳能辐射强度下热力系统各设备附加单耗的变化趋势。结果表明,各级高压加热器及除氧器附加单耗随太阳能辐射强度的增强而降低,凝汽器及中低压缸正好相反,高压缸基本不变,汽轮机组附加单耗总值随辐射强度的增强而增加。集成系统在设计太阳能辐射强度900 W/m2时,汽轮机组附加单耗总值增加0.26 g/(kW·h),机组节煤11.27 g/(kW·h)。     

1000MW汽轮机缸效率能耗敏度分析

以东汽1 000 MW汽轮机为研究对象,采用汽轮机组定功率变工况计算方法,对汽轮机各汽缸效率在THA、70%THA、50%THA、40%THA滑压工况进行敏度分析,得到相应工况下各汽缸效率变化对汽轮机热耗率和机组发、供电煤耗率的影响规律。分析表明,缸效率的能耗敏度随缸效率变化基本呈线性关系;低压缸效率的能耗敏度最大,高压缸效率次之,中压缸效率较小;随机组负荷降低,高压缸效率的能耗敏度增加,中、低压缸效率的能耗敏度变化较小。在THA工况下低压缸效率下降1%,供电煤耗敏度绝对值增加1.246g/(kW h),相对值升高0.433%;高压缸效率下降1%,供电煤耗敏度的绝对值增加0.44g/(kW h),相对值升高0.154%;中压缸效率下降1%,供电煤耗敏度的绝对值增加0.352g/(kW h),相对值升高0.122%。分析结果可对同类型机组进行节能诊断,进而指导机组的优化运行。     

基于动态自适应粒子群算法的二次再热燃煤–捕碳机组热力系统优化设计

为了降低化学吸收法捕集CO_2对燃煤–捕碳机组热经济性的削弱作用,以某660MW二次再热机组为例,设计了一种带捕碳汽轮机的改进二次再热燃煤–捕碳热力系统集成型式;推导了该系统的通用性热经济性计算框架并建立了系统参数优化模型。应用动态自适应粒子群算法优化计算表明:改进设计的燃煤–捕碳机组与常规燃煤–捕碳机组相比,热经济性和减排效果明显提高,供电标准煤耗率下降了12.21g/(kW×h),CO_2排放率下降了4.07g/(kW×h);与未捕碳机组相比,CO_2排放率下降了576.15g/(kW×h)。捕碳汽轮机可以有效减少热力系统的损失,对二次再热燃煤–捕碳机组具有显著的降耗效应。     

660 MW超临界凝汽机组多工况下单耗率分析

以660 MW超临界凝汽机组为例,基于单耗率分析理论,构建汽水循环各项设备的单耗率分析数学模型。利用Ebsilon热力系统软件,对3组不同工况的汽轮机高、中、低压缸、空冷凝汽器、各级回热加热器、凝结水泵以及给水泵等设备结构因素附加单耗率计算分析。设备结构因素附加单耗率分布结果表明,高压缸第一级和低压缸末级是汽轮机本体优化设计重点,为设备优化设计提供指导方向。     

苏制215MW机组汽轮机高中压缸通流部分改造

论述了漳泽发电分公司前苏制215 MW机组汽轮机高中压缸通流部分改造的效果。通过改造,高压缸效率达到84.43%,中压缸效率为93.94%,热耗率为7 989.4 kJ/(kW.h)。在纯凝工况下,机组热耗降低了337 kJ/(kW.h),煤耗降低12.7 g/(kW.h),年节约标煤1.50万t,改造投资2.5年即可收回。并且,在把泵凝汽式改为调节抽汽式汽轮机后,供热工况下最大抽汽流量达到340 t/h,可降低煤耗20 g/(kW.h)以上。     

应用太阳能提高火电厂热经济性

提出了利用太阳能产生的蒸汽代替火电厂热力系统中的某级低压抽汽来提高机组热经济性的方案,并分别计算了600 MW、300 MWw、200 MW机组热经济指标的变化,计算表明:额定工况下利用太阳能后机组发电标准煤耗率均可降低7 g/(kW·h)以上,汽耗率降低70 g/(kW·h)以上,节能效果显著;对热效率低的机组,利用太阳能降低发电标准煤耗的潜力更大.     

锅炉减温水对汽轮机组热经济性的影响

基于汽轮机组热力系统矩阵分析法,对某台超超临界1 000 MW汽轮机组进行了热经济性分析,分别计算了锅炉过热器和再热器减温水对汽轮机组热经济性的影响。计算表明,喷水减温对机组热经济性影响较大,在THA工况下减温水流量为80 t/h时,再热器减温水取自给水泵中间抽头,发电煤耗量约上升1.6 g/(kW.h),取自1号高压加热器(高加)出口给水,其也将上升1.2 g/(kW.h)。因此,应尽量避免采用喷水减温。     

引进型300 MW汽轮机设备及系统优化与评价

叙述了引进型300MW汽轮机组的运行现状及存在的问题，以汽轮机组的诊断性热力试验为依据，提出了汽轮机设备和热力系统的优化，完善措施，结果表明，经过优化后的机组经济性明显好于优化前，经实测，在保证安全的前提下，发电煤耗可降低6g/(kW.h).     

超超临界机组采用MC系统的变工况性能研究

基于常规超超临界机组热力系统(常规系统),提出了取消中压缸抽汽,引入回热式小汽轮机抽汽的主循环(MC)系统的设计方案。以某超超临界1 000MW机组为例,利用EBSILION软件对常规系统和MC系统进行机组变工况下热力学计算分析和比较。结果表明:采用MC系统的机组,在设计工况下,机组发电效率比常规系统提高0.15%,发电煤耗降低0.92g/(kW·h);在30%负荷下,机组发电效率比常规系统提高0.24%,发电煤耗降低1.61g/(kW·h)。因此,采用MC系统的超超临界机组具有良好的变负荷特性,且更适合于低负荷工况下的高效经济运行。     

集成有机朗肯循环与碳捕集的太阳能–燃煤发电系统的变工况热力性能研究

构建了集成有机朗肯循环(organicRankinecycle,ORC)与碳捕获和封存(carboncaptureandstorage,CCS)的660MW太阳能-燃煤发电系统,利用凝结水回收CO₂压缩过程的余热、后经太阳能集热场气化、为再沸器提供能量,同时利用中压缸抽汽作为再沸器热源,再沸器冷凝水的经ORC回收余热后返回至H9低压加热器出口。分析了该系统的经济指标及变工况时热力性能、?性能,研究了ORC和CCS中参数变化和太阳能系统运行特性对集成系统热力性能的影响。研究表明:该系统的热力性能及经济性均优于目前常见的抽汽式燃煤碳捕集机组。随λ(中压缸抽汽热量占再沸器所需热量之比)增大,机组热力性能有所下降,汽轮机?效率增加。随负荷降低,汽轮机?效率有所升高。再沸器冷凝水经ORC回收余热后,可以在变工况时更好的匹配凝结水的温度,减少能量损失,且返回H9低压加热器出口时,ORC循环热效率最高,机组热力性能也较好。在春分、夏至、秋分时,太阳辐射强度(directnormalirradiance,DNI)稳定后系统能以较低λ运行,机组热力性能有较大提升;在冬至,DNI波动...     

660MW汽轮机配汽方式对机组煤耗影响分析

结合某台660 MW机组单阀和顺序阀两种配汽方式的高压缸效率试验,分析了配汽方式对高压缸效率的影响,建立了高压缸效率变化对机组热耗率和发电煤耗率影响模型。试验表明,在60%额定负荷时,顺序阀比单阀高压缸效率高2.79%,使机组热耗率降低39.06 kJ/(kW·h),发电煤耗率减少1.48 g/(kW·h)。顺序阀运行经济性好于单阀运行,负荷越低节能效果越明显。     

用等效热降法对3号机组喷水减温的经济性诊断

对华电蒲城发电有限责任公司二期3号机组N330-17.75/540/540型汽轮机热力系统进行了分析,在330MW、260MW、165MW3种典型工况试验基础上,对过热器、再热器减温水量过大进行了定量经济性计算。结果表明,过热器、再热器减温水量过大,使标准煤耗增大最高达2.57g/(kW·h)。对有关设备进行改进后,标准煤耗下降下2.06g/(kW·h)。     

基于背压汽轮机供热改造技术的节能效果试验研究

针对某亚临界330 MW等级电厂供热蒸汽参数等级较高,存在能级不匹配的现象,采用供热抽汽驱动背压汽轮机组发电并且排汽预加热热网循环水的方案进行改造,优化供热系统。针对改造后的热力系统,综合考虑改造后厂用电率下降和供热抽汽量上升两个因素,建立分析理论模型,利用试验测量背压机供热运行数据,进行背压机改造方案节能效果分析。试验结果表明:供热背压机额定出力情况下,总厂用电率下降1.59%,使机组供电煤耗降低5.42 g/(kW·h)。因增加背压汽轮机导致供热抽汽流量增加10.04 t/h,使供电煤耗升高0.87 g/(kW·h)。综合上述因素,采用背压汽轮机后,实际供电煤耗降低4.56 g/(kW·h),节能效果显著。     

600MW火电机组节能降耗分析与优化措施

600MW级火电机组已成为我国主力发电机组,开展600MW机组节能降耗对策研究,提高机组的经济运行水平和综合竞争力是发电集团面临的重要课题.以2台600MW机组(亚临界和超临界机组各1台)为典型案例,对锅炉燃烧及制粉系统、汽轮机及热力系统、辅机系统等进行全面分析,实施了燃烧优化、汽轮机滑压优化、顺序阀控制优化、通流部分间隙调整和轴封改造等综合优化措施,取得了良好的节能降耗效果,2台机组供电煤耗分别下降9g/(kw·h)和27g/(kW·h).     

影响CZK150/145-13.2/0.294/535/535型汽轮机组热经济性的因素分析

应用等效焓降法计算分析了CZK150/145-13.2/0.294/535/535型汽轮机组过热蒸汽减温水、再热蒸汽减温水以及热力设备如加热器、疏水泵的投运等对机组能耗的影响.结果表明,再热器减温喷水使机组热耗增加18.56 kJ/(kW· h),较过热器减温喷水时的机组热耗2.20 kJ/(kW·h)大很多;隔离高压加热器后使机组热耗增加57.44kJ/(kW·h);隔离疏水泵后使机组热耗增加13.41 kJ/(kW,h).对此,提出了机组运行中应尽量减少再热减温水量,以及尽量保持较高的高压加热器和疏水泵的投运率.     

华蓥山电厂100 MW机组汽轮机节能增容改造

介绍华蓥山电厂3号汽轮机高、低压缸通流部分、轴承、调节系统的改造及施工情况,与改前相比,改造后机组热耗率降低453.6kJ/(kW·h),出力增加10MW。     

锅炉加装低温省煤器热经济性分析

在锅炉尾部烟道加装低温省煤器利用烟气余热加热机组凝结水,对降低锅炉排烟温度具有重要意义。加装低温省煤器后,烟气余热排挤汽轮机抽汽返回汽轮机继续膨胀做功,增加发电功率,降低汽轮机热耗率和机组发电煤耗率;同时导致汽轮机排汽量增大,凝汽器真空下降,凝结水量与烟气流动阻力增加,辅机功耗增加,机组热经济性变差。对此,本文以某超临界600MW直接空冷机组TRL工况为例,考虑余热利用导致汽轮机相关级组的变工况运行特性,采用热平衡法对加装低温省煤器前、后机组热经济性进行计算分析。结果表明:虽然,加装低温省煤器后,汽轮机排汽压力升高1.62kPa,辅机功耗增加293.854kW;但综合各因素,加装低温省煤器后汽轮机热耗率降低25.711kJ/(kW·h),机组发电煤耗率降低0.960g/(kW·h),机组节能效果显著。     

超临界600 MW燃煤机组深度调峰运行热经济性分析

随着新能源电力的发展,燃煤发电机组运行负荷持续降低,火电机组参与深度调峰,已成为燃煤电厂灵活性调节的重要技术难题。针对超临界600 MW空冷机组,通过试验分析了不同机组负荷下的调峰性能指标。结果表明:机组负荷由50%额定负荷降至40%时,机组绝对电效率由41.31%降至41.16%,发电标准煤耗由325.52g/(kW·h)升高到328.77 g/(kW·h);机组深度调峰至30%额定负荷时,机组绝对电效率降至37.84%,发电标准煤耗升高到359.83 g/(kW·h)。试验对比分析发现,机组由40%负荷继续向下深度调峰时,机组效率显著降低,热耗率大幅增加,运行热经济性明显变差。研究结果可为燃煤机组深度调峰运行优化提供参考。     

煤采样装置异常引发的发电煤耗波动分析及处理

1 日发电煤耗大幅波动原因分析在机组日发电量和负荷曲线基本相同,运行方式相对稳定的条件下,很多燃煤火电厂存在日发电煤耗大幅波动,日发电煤耗的加权累计值与按照入厂煤、月底盘煤结果计算的发电煤耗值相差较大等问题.如某350 MW超临界机组设计发电煤耗为287 g/(kW·h),2010年6月日发电煤耗最高值达到342.89 g/(kW·h),最低值264.06 g/(kW·h),累计值为301.38 g/(kW·h),最高值与最低值相差78.83 g/(kW·h)(图1).     

CO2捕集装置与机组集成模拟研究

电厂CO2捕集技术主要以燃烧后CO2捕集技术为主,其具有改造成本低、捕集效率高等特点。以超超临界600 MW机组HG-1793/26.15-YM1燃煤锅炉为例,利用Thermoflow软件,分别对燃烧系统、汽水系统、冷却系统进行模拟计算,提出了CO2捕集装置与现役超临界机组的集成优选方案。结果表明:脱碳机组集成后,CO2捕集效率为90%时,集成机组净效率下降10.87%,燃煤量增加17.61%,CO2排放量降至90.55g/(kW·h),SOx排放量由0.042 2g/(kW·h)降至接近0。