基于BEST的1 000 MW二次再热机组低压加热器疏水系统优化研究

对1 000 MW二次再热BEST机组低压加热器（以下简称"低加"）疏水系统进行研究。通过对无疏水泵、1台疏水泵和2台疏水泵以及疏水泵在低加的不同位置确定了21种方案。利用Ebsilon软件对提出的21种方案进行仿真计算，比较分析不同疏水方案下机组的热经济性。结果表明：设置1台疏水泵时优选在11^#低加设置疏水泵的方案，系统发电热耗率可达到6 986.640 kJ/kWh，比无疏水泵的方案减少了5.202 kJ/kWh；设置2台疏水泵时优选在8^#和11^#低加设置疏水泵的方案，系统发电热耗率可达到6 985.601 kJ/kWh，比无疏水泵的方案减少了6.241 kJ/kWh。     

台电二期1000MW机组给水泵汽轮机控制优化

分析某电厂二期1000MW机组给水泵汽轮机的控制策略和控制逻辑优化情况,介绍小机超速保护、METS电源失电保护等硬回路的设计、实施及调试中遇到问题的解决办法,通过对给水泵汽轮机的控制逻辑及电气回路的分析,阐述给水泵汽轮机的控制优化情况。     

珠江电厂1#机组给水泵小汽轮机系统的改造及其热经济性比较

以珠江电厂1#机组为例,针对其给水泵小汽轮机系统设计不合理的现象,分析具体原因,并在此基础上提出优化建议和改进措施。经运行实践证明,这些措施明显缩短了给水泵小汽轮机的启动时间,有效地提高了给水泵小汽轮机运行的稳定性、主机的真空度和整个机组运行的经济性。     

国产300MW机组锅炉给水泵汽轮机供汽方式的讨论

针对国产３００ＭＷ火电机组锅炉给水泵汽轮机的供汽方式。通过仿真数学模型的实验，分别对以主蒸汽作为小汽轮机的备用汽源和以冷端再热蒸汽作为小汽轮机的备用汽源这两种供汽方式进行了分析与讨论，认为选用冷端再热蒸汽作为小汽轮机的备用汽源在经济性和安全性等方面都优于选用主蒸汽作为小汽轮机的备用汽源。本文推荐以冷端再热蒸汽作为小汽轮机的备用汽源。     

百万千瓦等级燃煤机组二次再热与一次再热技术选型经济性对比分析

在百万千瓦等级燃煤机组技术选型中,采用二次再热技术方案比一次再热技术方案更能有效降低发电煤耗,但同时也需要承担更大投资,二者的经济性对比取决于投资项目选址区域煤价。通过分析一、二次再热机型的主流技术方案,发现二次再热技术方案比一次再热技术方案标准煤耗降低约6.5 kg/MWh,厂用电率降低约0.1%,投资增加约47 190万元。采用增量内部收益法,以税前项目投资内部收益率8%为基准点,测算选择二次再热机组所要求的标准煤价平衡点约为911元/t。     

燃烧器布置对1 000 MW锅炉热偏差的影响

为改善单炉膛双切圆锅炉燃烧器墙式布置时炉内形成"冷热角"、易结渣的问题,提出一种新型燃烧器布置方式.利用Fluent软件模拟一台1 000 MW超超临界锅炉燃烧器布置对炉内流场和炉膛上部受热面热偏差的影响.结果表明,燃烧器采用半墙式半角式布置方式可以有效改善炉内的斜椭圆流场,降低前墙中部区域的温度,同时使火焰中心上移,屏底温度增加;气流旋转动量的增大导致切向速度提升,切圆直径增大,炉内气流有偏向侧墙的趋势.对于炉膛出口各截面的烟气速度、温度分布不均匀性和炉膛上部受热面热偏差增加问题,可以采用燃尽风偏转等措施来减小热偏差.     

二次再热火电机组热力系统热经济性矩阵分析方法

结合等效热降理论和矩阵,经过理论分析,给出了适于二次再热机组热力系统经济性定量分析的扩展型能效分布矩阵方程。通过实例进行验证,表明基于该矩阵方程的分析方法适用于一次、二次再热机组的热经济分析计算,具有通用、精确和适于计算机计算的特点。     

核电厂常规岛双背压机组冷端优化计算方法研究

为了对核电厂双背压机组进行冷端优化,本文建立了核电厂双背压机组计算模型,该模型考虑了双背压机组存在的凝汽器高低压汽室饱和压力的差异,通过微增出力计算得到与凝汽器高低压汽室对应的不同背压汽轮机低压缸微增出力,开发出了高精度双背压机组冷端优化计算方法。该方法克服了按照凝汽器高低压汽室平均背压求微增出力的缺陷,反映了微增出力曲线的非线性特征。通过算例分析,比较了按平均背压和分汽室压力计算微增出力的差异。该方法可用于双背压凝汽器机组技术经济性的评价和选型。     

二次再热机组烟气余热利用与抽汽参数优化研究

对某1 000 MW二次再热机组应用遗传算法进行余热利用和抽汽的整体优化。余热利用方式选择两种:方案1,低压回热加热器之间引入低温烟水换热器;方案2,采用空气预热器分级布置,在水侧高温烟水换热器与1~#高压加热器并联在烟气侧高温烟水换热器与高温空气预热器并联,出口烟气汇合后进入低温空气预热器。结果表明,机组在余热利用后对最佳抽汽口位置有很大影响;采用方案2整体优化后发电功率增加最明显,可以使机组发电功率增大21 170 kW,发电效率比单独优化提升明显。此外,研究表明,在锅炉烟气余热利用时需要余热和回热同步优化。     

二次再热机组烟气余热利用优化方案研究

二次再热已逐渐成为大容量、高参数超超临界机组的发展方向。对超超临界二次再热机组烟气余热利用技术进行了探讨,对4种可能的余热回收方案进行了热经济性计算和调频最大负荷量变化计算。分析结果表明,烟气-高加换热方案节能效果最好,发电煤耗率降低6 g/kWh;烟气-低加换热方案和烟气-低加-空气换热方案对给水调频的潜能无影响,但会降低机组凝结水节流调频的潜能;烟气-高加-空气换热方案和烟气-高加-低加-空气换热方案对凝结水节流调频的潜能无影响,但会降低给水调频的潜能。     

1000 MW火电机组主轴驱动给水泵项目的技术经济性比较

以某厂新建2×1 000 MW湿冷火电机组为例,先拟定了主轴驱动给水泵详细方案,运用投资回收期法,分析比较了1×100%容量主轴驱动给水泵方案与传统2×50%容量小机驱动给水泵方案的经济性.结果表明,主轴驱动给水泵方案虽然每台机组增加初投资2 153.14万元,但每年运行净收入可增加846万元,贷款利率按6.00%来计算,2.9年就可收回成本,投资回收期远小于10年,因此该方案可行.     

600MW机组给水泵小汽轮机润滑油进水原因分析及处理

介绍了国产引进型600MW机组给水泵及其小汽轮机密封特点,重点分析汽泵组在正常运行中或者启停时容易进水的现象．通过对该给水泵轴端密封工作原理及运行情况的分析研究表明,机组在正常运行时,汽泵轴端检漏口和呼吸器倒吸的空气进入密封水回水,导致密封水排水不畅是造成润滑油中进水的主要原因．通过运行方式改进、设备改造,以及加强化学监督等措施,基本上消除了给水泵小汽轮机润滑油中的进水问题．     

某电厂1000 MW机组循泵优化运行分析

对某电厂1 000 MW机组循泵各种运行工况进行试验,总结机组在一定负荷和循环水进水温度情况下所对应的最佳循泵运行组合方式和最佳运行背压,并以机组满负荷运行,循环水进水温度16℃为例,将计算结果与实际运行情况进行对比.     

142MW汽轮机组补充水系统的技术完善

分析了2×142MW机组补充水系统在运行中出现的问题,提出并进行了相应的技术完善措施,运行实践证明效果良好.     

600MWe机组汽轮机三段抽汽管道强度计算浅析

某电厂采用上海汽轮机有限公司引进西屋技术生产的600MWe超临界汽轮机。自2011年以来,祚2机组汽轮机三段抽汽温度逐渐爬升,由设计457．4℃逐渐爬升至520℃,非3高压加热器运行中多次泄漏。通过对汽轮机结构分析和三抽管道强度计算,采取可靠现场处理方案,保证机组安全稳定运行。     

660MW汽轮机高调r3LVDT故障分析与处理

高压抗燃油汽轮机组,在运行过程中,经常出现高压调门LVDT故障情况,而且故障现象也是多种多样,本文以当电公司样2机组#3高调门一种故障现象为例,从原理上进行分析,探讨出一种快速查找故障点、在线处理故障的方法,为类似问题的解决提供技术参考与借鉴。     

捷制 200 MW机组高压转子热应力场计算

在现场实测数据的基础上,根据运行规程拟定捷制２００ＭＷ机组的冷态启动和温态启动曲线;建立高压转子温度场和应力场有限元计算模型,确定相应的边界条件;计算分析在这两种工况下高压转于的温度场和热应力场。     

丰城电厂4台300MW机组循环水泵运行优化方案

通过对现有循环水系统进行改进,在不同的循环水温度和负荷下,调节各机组的循环水流量或改变循环水泵的运行方式,达到凝汽器的最佳运行真空,降低机组发电综合煤耗,达到到节能降耗的目的。     

某1000MW汽轮机的全周进汽-滑压调节与旁通调节方式

分析了某大型超超临界汽轮机所采用的调节方式的特点,结果表明,在该机组中,全周进汽-滑压调节方式与旁通调节方式的合理搭配,可使机组具有较好的运行经济性和较高的安全可靠性,以及良好的调频能力.