大型机组提高再热蒸汽温度经济性分析

基于大型火电机组原则性热力系统的简捷计算方法,结合机组变工况时汽轮机内汽态参数变化过程,以亚临界N600-16.67/537/537型机组为例,进行了再热温度提高至新蒸汽温度(570℃)时机组热经济性与管材可靠性的分析计算。结果表明,该机组再热器选用12Cr1MoV钢,再热温度提高至570℃是安全可行的;再热温度与机组各热经济性指标基本呈线性关系,再热温度从537℃提高至567℃,全厂热效率将提高0.66%,煤耗率降低4.6g/(kW·h),节能效果显著。     

浅谈再热汽温度控制系统

1 前言 在大型火力发电机组中，新蒸汽在汽轮机高压缸内膨胀做功后，需再送到锅炉再热器中加热升温，然后再送到汽轮机中、低压缸继续做功。采取蒸汽中间再热可以提高电厂循环热效率、降低汽轮机末端叶片的蒸汽湿度，减少汽耗等。为了提高电厂的热经济性，大型火力发电机组广泛采用了蒸汽中间再热技术。因此，再热器出口蒸汽温度的控制成为大型火力发电机组不可缺少的一个控制项目。     

捷克新设计的300MW锅炉

<正>提高火电厂经济性的条件是提高参数,即蒸汽的压力和温度.例如:美国在五年的“燃固体燃料火电机组远景规划”中考虑发展功率为700MW的机组,蒸汽参数为31.6MPa和593℃,两次再热,热耗率为8970kJ/kWh.为了提高机组的有效性,注意力均放到直流锅炉的过热蒸汽和再热蒸汽的温度上,一般采用525～565℃.在基本负荷电站中,     

给水温度低的因素

现代大容量大力发电厂都采用具有蒸汽中间再热的给水回热加热循环,用以提高经济性。因为采用的抽汽来加热凝结水和给水,这部分抽汽不再排入凝汽器中,因而可减少在凝汽器中的冷源损失。同时给水回热加热提高了热力循环吸热过程的平均温度,使换热温差减少,单位蒸汽在锅炉中的吸热量降低了。所以可有效提高机组的经济性。给水温度,给水最终加热温度的高低对机组的经济性有直接的影响。     

1000 MW机组锅炉吹灰汽源改造节能分析

当前火电机组中锅炉吹灰汽源大多采用分隔屏过热器出口蒸汽,由于蒸汽参数高,实际运行中对机组的安全性和经济性产生较大影响。某1 000 MW火电机组将吹灰汽源改至汽轮机再热冷段,减少了高品质蒸汽的损耗,改善了吹灰站运行条件,提高了机组运行的可靠性。热平衡法是热电联产机组经济性指标计算中的常用算法,计算结果较为准确。通过热平衡计算分析法对不同吹灰汽源时的机组热经济性指标进行计算和比较,结果表明,采用再热冷段蒸汽进行吹灰能产生显著的经济效益。因此,采用再热冷段蒸汽作为吹灰汽源时,机组具有更高的安全性、可靠性和运行经济性,研究结果可为同类型机组在对锅炉吹灰汽源进行选择时提供技术依据。     

再热汽温变化对机组热耗率影响的修正分析

以火电机组热经济性分析的统一物理模型和数学模型为基础,根据多元扰动下的热力系统能效分析模型,得到再热蒸汽温度变化对机组热耗率修正的计算模型。并以某660 MW机组为例,计算得到了三阀全开工况下机组再热蒸汽温度对热耗的修正曲线,结果与厂家提供的热耗修正曲线相比误差较小,能够满足工程实际的需要。计算得到了此机组不同工况下再热蒸汽温度对热耗的修正曲线,得出负荷越低,再热蒸汽温度的变化对机组热耗率的影响越大,应密切监视低负荷时再热蒸汽温度的偏离。     

一种百万超超临界机组二次再热汽温控制策略

在1 000 MW超超临界二次再热燃煤电厂中,再热蒸汽吸热比例占全部锅炉放热量较一次再热机组有所增加,再热蒸汽温度是否接近设计参数对整台机组热经济性尤为重要。本文依托上海锅炉厂二次再热百万等级锅炉工艺设计,分析燃烧器摆动角+烟道烟气挡板控制策略对二次再热机组再热蒸汽温度调节的作用。     

基于自适应Smith预估算法的再热蒸汽温度控制策略

华电宿州电厂超临界600 MW机组再热蒸汽温度主要由再热烟气调节挡板进行控制,在低温再热器出口管道上设置再热器微量喷水减温器,以防止再热蒸汽超温.由于再热蒸汽温度被控对象具有大滞后、大惯性的特点,且与锅炉燃烧率相耦合,原再热蒸汽温度控制策略不能适应机组变负荷、吹灰等扰动工况,再热烟气调节挡板震荡过调使机组主要参数波动.为此,采用自适应Smith预估算法补偿技术等,对原控制策略进行了优化,使得在机组变负荷过程中再热蒸汽温度偏差小于±10℃,机组稳态时再热蒸汽温度偏差小于±5 ℃,显著提高了机组再热蒸汽温度控制品质和抗干扰能力.     

1000MW机组加装回热汽轮机的经济性研究

针对1000 MW机组再热热段过热度高、相应回热加热器内不可逆损失大的现状,提出了加装回热小汽轮机的方案,并与传统加装蒸汽冷却器的方案进行了热经济性和技术经济性的对比。理论计算表明:当回热汽轮机相对内效率为0.9时,采用回热汽轮机节能效果为0.546 g/k Wh,而采用外置式蒸汽冷却器的节能效果为0.522 g/k Wh;加装回热汽轮机方案的平均投资利润率为40.52%,全投资回收期为2.47年,而加装蒸汽冷却器的平均投资利润率为30.35%,全投资回收期为3.3年。因此,采用回热小汽轮机替代给水泵汽轮机的方案的在热经济性和技术经济性方面均优于加装蒸汽冷却器的方案,是提高机组经济性的有效手段。     

蒸汽参数对电厂热经济性影响的研究

文章介绍了蒸汽初参数和终参数对大型火力发电机组热经济性的一些影响,详细阐述了提高初温和初压对理想循环热效率和对汽轮机绝对内效率的影响,阐明了提高蒸汽初温和初压所受到的限制,叙述了降低蒸汽终参数对电厂热经济性的影响以及所受到的限制.     

660 MW超超临界∏型锅炉再热汽温623 ℃探索

某电厂二期工程2台660 MW超超临界机组再热汽温选择623 ℃高参数,在全球的∏型锅炉中将是首次采用。介绍了目前660 MW超超临界机组再热汽温603 ℃的使用运行情况,分析提出了再热汽温提高到623 ℃的相关设计方案及相应的安全措施,并进行了经济性分析,指出锅炉在安装、调试和运行中应注意的问题。     

联合循环中采用抽汽回热的热力分析

以多压蒸汽循环,多压再热蒸汽循环为对象,研究了抽汽回热对余热锅炉联合循环热经济性的影响,分析和计算结果表明;采用抽汽回热可提高联合循环蒸汽系统的总效率,并且存在最佳的凝 回热温升。研究结果为联合循环发电系统的总体优化设计提供了理论依据。     

电站锅炉再热气温异常原因分级及解决方法

再热汽温异常是电站锅炉中较为普遍的现象。针对再热蒸汽压力低、比热容小、温度对吸热量变化敏感、再热蒸汽减温水量对机组经济性影响大的4个特点,分析了锅炉设计中再热器受热面为何采用负裕量布置和采用烟气侧调整手段调整再热汽温的原因,这也正是再热汽温易受煤种、燃烧方式、排汽温度等各种运行条件变化严重干扰的原因。对各种因素影响再热汽温的现象、规律、判定方法及相应对策进行了总结,强调了解决再热汽温问题先综合分析、再运行调整、然后进行受热面改造的顺序。针对再热器受热面改造的要求,总结了串联增加壁式再热器受热面、串联增加对流再热器和并联增加对流再热器受热面3种方式的优缺点,并指出并联增加对流再热器受热面具有更加明显的优势。可为分析和解决再热汽温问题提供全面借鉴经验。     

二次再热机组的热耗变换系数和汽耗变换系数

热耗变换系数和汽耗变换系数是反映抽汽品质的重要参数，便于分析定功率下机组的特点。文中给出了二次再热机组热力系统的矩阵热平衡方程，对其填写规则进行了阐述。提出了二次再热机组热力系统的热耗变换系数、汽耗变换系数、抽汽效率和等效热降的数学表达式。对二次再热机组抽汽间相互作用的特性进行了分析。以某二次再热机组为例，对以上4个参数进行了计算，计算结果不仅证明了hM=hi/ξi和dM=ki/Hi0，而且也说明主循环效率和汽耗率只和热力系统的节点参数有关。通过对计算结果进行分析，发现热耗变换系数随抽汽级数由高压级到低压级逐渐减小。     

超超临界机组“四管”选用弯管或弯头的探讨

针对1 000MW超超临界机组主蒸汽管道、低温再热蒸汽管道、高温再热蒸汽管道及高压给水管道四大管道(以下简称"四管")是否采用弯管的问题,介绍了主蒸汽、低温再热蒸汽、高温再热蒸汽管道的规格和材质,定量分析了弯管、弯头阻力,比较采用弯管或弯头对电厂初投资、运行费用、管系应力等方面的影响。最后得出结论:弯管对热膨胀的补偿性差于弯头,不利于管系安全,增加管系设计困难,影响配合。提出"四管"全部采用弯头的建议。     

300MW锅炉再热汽温低的原因分析及改造

某电厂300 MW亚临界锅炉在汽轮机经过通流改造后,出现了低负荷时再热蒸汽温度偏低的现象,通过对再热蒸汽温度调整试验数据的分析,得到再热蒸汽入口温度与其设计值偏差较大是导致再热蒸汽温度偏低的主要原因。根据锅炉热平衡计算的结果,提出了再热器增容改造的3种方案,通过分析对比,选出了最优方案并进行改造。由锅炉改造后的性能试验看出改造效果良好,再热蒸汽温度有了明显的升高,达到了再热汽温541 ℃的要求。与此同时,电厂的经济效益也得到了显著提高。     

超超临界汽轮机冷段再热蒸汽管道材料选择

超超临界机组冷段再热蒸汽管道材料的选择主要取决于冷段再热蒸汽管道的设计温度、汽轮机制造厂的特殊要求以及机组最恶劣的运行工况。管道材料必须满足机组在运行、试验、启动及停机期间可能出现的最高工作温度。对于国产引进技术生产的超超临界汽轮机,分析了各种工况下高压缸排汽温度升高的可能性。根据汽轮机高压缸的排汽温度、高压旁路配置容量以及旁路功能,提出了选择冷段再热蒸汽管道材料的相应方案。     

广义预测控制在6 0 0 MW超临界机组协调及汽温控制系统优化中的应用

针对安徽淮南平圩发电有限责任公司3号和4号 600 MW超临界机组存在的变负荷速率仅为1%/min、主蒸汽压力和温度的波动分别达0.7 MPa和15 ℃以上及再热汽温无法投入自动控制的实际情况,采用广义预测控制技术,提出了先进的协调及再热汽温控制策略。实际应用表明：新的协调控制策略使机组的变负荷速率达到1.5%/min以上;在变负荷过程中主蒸汽压力和温度的最大动态偏差控制在0.4 MPa和6 ℃以内,且参数不再振荡,有效提高了机组的运行稳定性;新的再热汽温控制策略实现了烟气挡板对再热汽温的有效控制,再热汽温的最大动态偏差控制在6 ℃以内,且减少了再热喷水量20 t/h以上,提高了机组的运行经济效率。     

超超临界二次再热机组再热汽温的控制

以安源电厂660 MW超超临界二次再热机组为研究对象,通过对再热蒸汽温度各种调节手段的单一因素变化时的静态特性分析,提出了一、二次再热蒸汽温度的控制方案,现场运行情况表明,该控制方案能满足机组在全负荷及RB工况的运行要求。     

大型天然气联合循环电厂对汽轮机的选择

为适应联合循环蒸汽系统优化的需要和机组快速启动的要求，选择合适结构形式的汽轮机至关重要。文章阐述联合循环汽轮机的特点，对联合循环汽轮机的汽缸和排汽形式进行分析比较，推荐适合于三压再热蒸汽系统最合理的汽轮机。