二次再热超超临界机组的设计探讨

二次再热系统比一次再热在机组效率和煤耗上优势明显,针对火力发电厂二次再热超超临界机组,介绍了国内外的技术发展和应用情况,通过分析二次再热超超临界机组设计的主要技术难点,进一步探讨了二次再热机组蒸汽参数选择、锅炉设计、汽轮机及热力系统设计的思路。     

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。     

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)。     

基于_分析的发电厂改造方法研究

根据分析理论,把锅炉、汽轮机及发电厂热力系统作为一个整体,通过对发电厂各环节进行分析找到具体损失环节并对具体位置提出改造方案,是发电厂改造的一种新方法。以某超超临界机组为例,运用分析理论找到损失环节,找到二次风温及给水温度对锅炉系统及电厂热力系统影响的关系,通过增加一级高压加热器提高给水温度,同时在保证锅炉排烟温度不变的前提下适当地提高二次风温,分析在给水温度及二次风温的双重作用下,锅炉乃至整个机组性能的变化。结果表明,当给水温度由299.5℃升高至322℃时,二次风温由327.8℃升高至360℃,锅炉系统传热损失由3 443 kJ/kg降低至3 254 kJ/kg,燃烧环节损失由6 204 kJ/kg降低至6 158 kJ/kg,锅炉效率由54.15%升高至54.45%,机组目的效率由42%升高至46.7%。     

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。     

二次再热MC机组再热压力与回热系统优化

基于常规二次再热超超临界机组热力系统(常规系统),提出了带有MC的八级和十级MC回热系统。文中以某超超临界1 000 MW二次再热机组的设计参数为依据,使用Ebsilon软件建立热力系统模型,并采用枚举法和遗传算法分别对再热压力和加热器焓升分配进行优化。结果表明:采用MC后,最佳再热压力分别为12 MPa、3.2 MPa和12.5 MPa、3.5 MPa,低于常规系统。优化后十级MC系统循环效率最高,为49.201%;高压缸中压缸损提高,在MC机组参数的选取时应综合考虑收益和损失。     

1000MW超超临界二次再热锅炉系统■分析

针对国内某1 000 MW超超临界二次再热机组锅炉,进行了不同负荷下锅炉系统的性能研究,构建机组模型并进行仿真模拟。根据■平衡方程,计算了不同负荷下锅炉系统及各部件的■损失和■效率。结果表明:随着负荷的变化,各部件都保持较高的■效率且波动很小,能够保证机组的深度调峰和低负荷稳定运行;燃料燃烧与换热产生的■损失之和占总体■损失的97%,减小工质与高温烟气的传热温差可降低■损失。     

回热汽轮机用于再热机组的理论研究

再热、回热技术被广泛应用于现代大容量、高参数火电机组上。但是,随着再热蒸汽温度的提高,再热热段抽汽过热度也越来越高,增加了相应回热加热器内的不可逆损失,削弱了回热效果。因此,本文提出了加装背压式回热汽轮机的改造方案,并以1 000 MW超超临界机组为例利用简捷计算和等效热降方法进行了计算和理论分析。研究发现通过将再热冷段蒸汽直接引入回热汽轮机做功,并用其抽汽及排汽再向回热加热器供汽,可以有效降低回热抽汽的过热度,减小回热加热器内的不可逆损失,从而提高机组的热经济性。计算表明,当回热小汽轮机相对内效率为0.86时,机组标准发电煤耗率可降低0.38 g/(k W·h)。为了降低成本,可利用回热汽轮机拖动给水泵,从而取代给水泵小汽轮机,则可基本不增加设备,还能够额外做功。当回热小汽轮机相对内效率不足时,为了提高给水泵运行的可靠性,可利用更高一级抽汽作为回热汽轮机汽源。     

集成BEST的700℃一次再热超超临界机组回热系统节能优化

针对700℃一次再热超超临界机组回热系统抽汽过热度偏高、■损较大的问题,在基准机组基础上提出2种方案并进行性能对比研究,方案1采用背压抽汽汽轮机(back pressure extraction steam turbine, BEST)替代基准机组3～6级的回热加热器,方案2采用BEST并加装外置式蒸汽冷却器(outer steam coolers, OSC)。采用单耗分析法分析了不同方案在不同负荷下的能耗分布。结果表明：方案1和方案2均能够有效降低回热抽汽过热度;与基准机组相比,方案1、方案2在较高负荷时具有节能优势,在低负荷时基准机组更有节能优势,因此对于700℃一次再热超超临界机组,BEST更适合较高负荷的机组。     

超超临界二次再热锅炉炯分析

依据能量平衡方程,对超超临界二次再热机组锅炉建立了两种不同的火甩分析模型。在锅炉热平衡计算的基础上,对某1000MW超超临界二次再热机组的锅炉进行定量娴分析计算。通过计算和分析得出二次再热锅炉的火用损分布,指出内部火用损失是节能的重点方向,并证明二次再热机组通过缩小工质与高温烟气的换热平均温差有效地减少了内部火用损失,从全厂的角度提高了效率。     

1350MW二次再热发电机组热力系统设计分析

综合考虑锅炉侧和汽轮机侧的设计协调,构建了1 350 MW二次再热机组原则性热力系统。针对不同给水泵汽轮机配置进行了计算与分析,定量分析了背压抽汽式与凝汽式小水泵汽轮机两方案对再热蒸汽流量、机组热耗和回热加热器设计等的影响。结果表明:额定工况下,背压抽汽式给水泵汽轮机系统的一、二次再热器蒸汽流量分别比凝汽式系统小266 t/h和289 t/h,从而有利于锅炉对流受热面设计;背压抽汽式系统的4号、5号加热器进汽温度相比凝汽式系统分别降低350℃和297℃,有利于加热器设计和运行。但背压抽汽式系统比凝汽式系统机组热耗高约为6 kJ/kWh。部分负荷下的计算结果表明背压抽汽式系统一、二次再热蒸汽流量仍小于凝汽式系统,机组热耗相比凝汽式系统仍稍高。     

二次再热机组再热压力与给水焓升的优化

蒸汽再热后,循环的吸热平均温度得到了提高,同时减小了汽轮机低压缸的湿汽损失,使系统的循环效率得到大幅度提高,二次再热比一次再热效率要高。为了使二次再热机组获得更高的效率,采用枚举算法对再热压力进行优化,然后在此基础上对给水加热器焓升进行优化。同时为了比较不同回热级数对机组经济性的影响,设计了8级回热和10级回热两个热力系统。最后发现,通过优化再热压力与加热器焓升,二次再热机组循环效率超过49%;考虑到系统的复杂性、投资增加及运行维护的便利性,认为8级回热比10级回热经济性要好。     

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)。     

基于Dymola平台的超超临界二次再热机组切除高压加热器动态仿真

为了分析某660 MW超超临界二次再热燃煤机组快速响应动态特性,基于Modelica/Dymola平台建立了高精度二次再热机组动态仿真模型。为了验证模型的可靠性和精确性,将仿真结果与不同负荷下设计数据进行比较发现,模型在不同负荷下的静态误差均在±5%以内。针对目前灵活性运行对电网负荷快速响应要求,模拟机组在分别切除4个高压加热器后负荷的瞬态响应特性,并具体分析了切除1号高压加热器对汽轮机抽汽以及锅炉主要受热面烟气侧与蒸汽侧动态特性的影响,获得了切除高压加热器后汽轮机抽汽变化动态过程和发电功率快速响应情况,以及锅炉烟气侧与蒸汽侧的参数变化动态过程。模拟结果表明：切除4个高压加热器均可以有效增加机组瞬时电负荷,分别可以达到29.8,15.6,8和6 MW,快速发电功率增加持续时间达到1 100,100,130和250 s,说明切除高压加热器可以改善二次再热燃煤机组对电网自动发电控制(AGC)的快速响应特性。     

超超临界二次再热锅炉火用分析

依据能量平衡方程,对超超临界二次再热机组锅炉建立了两种不同的火用分析模型。在锅炉热平衡计算的基础上,对某1000MW超超临界二次再热机组的锅炉进行定量火用分析计算。通过计算和分析得出二次再热锅炉的火用损分布,指出内部火用损失是节能的重点方向,并证明二次再热机组通过缩小工质与高温烟气的换热平均温差有效地减少了内部火用损失,从全厂的角度提高了效率。     

超超临界二次再热机组给水温度对机组经济性及安全性的影响分析

一定范围内提高给水温度可以降低汽轮机热耗率,但对锅炉的设计、运行以及热效率有一定影响。提高给水温度应综合考虑锅炉水冷壁的安全性、锅炉效率的变化以及对脱硝的影响。通过分析超超临界二次再热机组提高给水温度对汽轮机热耗率及锅炉热效率两方面的影响,发现超超临界二次再热机组的全厂热效率并不是随给水温度的提高而提高,而是存在一个全厂热效率最高的给水温度。由于机组所处环境条件、锅炉燃煤的差异,给水温度对发电标煤耗变化的拐点有所不同。同时受锅炉给水欠焓的限制,分析了超超临界二次再热机组锅炉可接受的最佳给水温度。     

动态基准温度对回热系统加热器_效率影响分析

以随时空变化的环境温度(即动态基准温度)为基准点,对国内300 MW亚临界机组、600 MW及1 000 MW超临界机组回热系统的相关值进行了计算,在此基础上利用火用效率矩阵方程对回热系统加热器的效率进行了计算,分析了动态基准温度对回热系统加热器效率变化影响:随着基准温度升高,各加热器效率均降低,而抽汽压力越低效率降低的越多,各机组8号加热器效率降低的最大;对于各机组的8号加热器,当△Tjz=20℃时,△η分别等于-37.12%(300 MW机组)、-32.6%(600 MW机组)、-20.51%(1 000 MW机组),随机组容量增大呈现出降低的趋势。这可为回热系统乃至整个机组分析的动态基准点的选择提供参考。     

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。     

基于BEST系统超超临界1000 MW二次再热蒸汽机组的参数选取

为研究抽汽背压式汽轮机(BEST)系统超超临界1 000 MW二次再热蒸汽机组参数的选取,基于某电厂二期2×1 000 MW超超临界机组扩建项目,建立1 000 MW超超临界高效二次再热蒸汽机组的设计计算,使用EBSILON软件建立完整的热力系统模型,得出主蒸汽温度、再热蒸汽温度、主蒸汽压力、再热蒸汽压力和锅炉效率等参数对BEST系统的影响规律。研究结果表明：对于12级回热的BEST系统来说提高主蒸汽的温度比提高主蒸汽的压力更能提高系统的发电热效率;BEST系统最佳工况点的再热蒸汽压力是15.028 MPa/4.079 MPa;锅炉效率变化范围在85%～95%时,随着锅炉效率变化1%,系统发电热效率随之变化0.51%。     

1 000 MW超超临界EC BEST二次再热机组经济性分析

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。