600MW亚临界汽轮机提温增效节能改造

针对某厂600 MW亚临界汽轮机在运行过程中出现的通流部分表面积垢,叶片侵蚀,中压隔板变形,汽封漏气增大等原因,造成的机组热耗增加、效率降低、安全性能下降的问题,重点对汽轮机通流部分进行了综合性的提温增效节能改造,并对改造前后机组经济性进行了对比和分析,结果显示改造后机组热耗降低599.65k J/(k W·h),供电煤耗降低25.00 g/(k W·h),改造节能效果明显。     

200 MW汽轮机通流部分现代化改造及经济性分析

胜利发电厂对200 MW汽轮机通流部分进行了现代化改造.改造前热耗率为8 733.5 kJ/(kW*h),改造后的热耗率降低了523.9 kJ/(kW*h);高、中、低压缸效率分别提高到85.87%、92.69%、85.68%,功率为220 MW,每年净收益约为1 500万元,2年即可收回改造投资.实践证明,对国产200 MW机组进行通流部分改造是提高机组效率、节约能源的有效途径.     

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。     

引进型300MW汽轮机通流改造及经济性分析

针对某发电厂300MW汽轮机高、中、低压缸效率达不到设计值,热耗率偏低的情况进行了通流改造.改造中对高中压汽缸、高压隔板套、喷嘴组调节级动叶片等部分进行了重新设计、制造,同时对汽封进行了更换.改造后5阀全开工况下,热耗率下降了451.4 kJ/(kW· h),实现了通流改造的目标;高中压缸效率两次实验平均值分别为87....     

超临界600 MW机组汽轮机汽封改造及通流调整

介绍了DAS汽封的特点及其与常规铁素体汽封的区别,将该汽封应用于某超临界660 MW机组汽轮机,并经过振动和热力性能试验验证表明,该汽轮机通过DAS汽封改造和通流间隙按照接近下限精细化调整后,首次起动最大轴振动值为58.91 μm,满负荷最大轴振动值为73.19 μm,均小于达标值(76 μm);汽轮机热耗比未改造前低115.2 kJ/(kW·h),热耗下降率1.45％,煤耗下降4.64 g/(kW·h).     

超超临界二次再热发电机组热经济性分析

在一次再热机组的主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度保持不变的基础上,采用二次再热可降低汽轮机的热耗率,提高机组效率.以某参数为26.25 MPa/600℃/600℃/600℃超超临界1 000 MW机组为例,对其进行一次再热与二次再热循环下的各热经济指标对比发现,1 000 MW负荷工况下,二次再热机组汽轮机热耗率比一次再热机组热耗率降低了92 kJ/(kW· h),供电煤耗率降低了3.47 g/(kW·h),机组净效率提高了0.57％.     

215MW汽轮机高中压缸通流部分改造

论述了漳泽电力股份有限公司漳泽发电分公司苏制215 MW汽轮机高中压缸通流部分改造方案,改造后,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),并同步进行中低压连通管抽汽供热改造,提高了机组出力,达到了节能降耗的目的。     

引风机汽动驱动联合供热系统节能效果分析

针对机组容量大、且有供热需求的纯凝发电机组电动引风机增容改造后引起厂用电率大幅增加的问题,提出了引风机汽动驱动与供热相结合的联合供热系统。此系统既解决了环保设施增容带来电动引风机出力不足的问题,又增加了供热能力,实现了蒸汽热能梯级综合利用,大幅降低厂用电和能耗的目的。此系统应用在国电荥阳煤电一体化有限公司超临界2×630 MW机组中的结果表明:改造后非采暖期,降低供电煤耗0.435 g/(k W·h),节约厂用电率1.35%,折合降低综合供电煤耗约4.485 g/(k W·h);采暖期降低供电煤耗4.35 g/(k W·h)、厂用电率1.7%,折合降低综合供电煤耗约9.45 g/(k W·h);年节约标准煤5 220 t,多增加上网电量4 400万k W·h,每年节能与多发电收益约1 091.4万元,改造节能效果及经济收益显著。     

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。     

热电厂汽轮机汽封换型技术改造

为了达到发展低碳经济和实施节能减排政策的目的,针对宁夏英力特化工股份有限公司热电分公司2号汽轮机汽封存在的问题进行了分析,提出了改造方案并进行了实施。改造结果表明:热耗降低145.043 kJ/(kW·h),供电煤耗下降约4.71 g/(kW·h),每年可节约资金94.2万元,达到了节能降耗减排的目的。     

超超临界二次再热机组给水泵小汽轮机优化选型

传统给水泵小汽轮机以机组最大出力为选型基准,在机组THA及以下工况运行时小汽轮机运行效率相对下降较多。为提高小汽轮机运行效率,有必要开展给水泵小汽轮机优化选型研究。利用汽轮机补汽增大出力的原理,以机组THA工况对应出力为小汽轮机设计选型基准,需要更大出力时通过开启补汽来实现,可相对提高THA及以下工况小汽轮机运行效率。结合某二次再热机组给水泵小汽轮机选型分析实例,对优化前后小汽轮机工作参数进行计算,对比分析不同工况下小汽轮机耗汽量及对机组能耗指标的影响。结果表明,优化选型后,THA、75%THA和50%THA工况下对应小汽轮机进汽流量分别降低1.9、1.2、0.8 t/h,汽轮机热耗分别降低3.08、3.42、3.62 k J/(k W·h)。该小汽轮机优化选型方法可在超超临界二次再热机组上推广应用。     

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。     

N300-16.7/537/537型汽轮机通流部分改造经济性评价

叙述了国产N300-16.7/537/537型汽轮机主要设计技术指标、投入运行状况及实际运行经济性。详细介绍了该类型机通流部分改造实施过程,对铁岭发电有限责任公司4号汽轮机改造前、后进行性能试验比较,热耗率下降了651.35kJ/kW.h(系统隔离工况),实际运行热耗率下降了343.3kJ/kW·h(系统不隔离工况)、供电煤耗下降了14.2g/kW·h。通过比较,每年可减少向大气排放有害气体692.37t、节约标准煤22384.6t,改造费用只需25个月即可回收。     

北重阿尔斯通公司超临界600MW汽轮机技术特点及其热力性能考核试验

介绍了平圩第二发电公司3号机组由北重阿尔斯通公司制造的首台超临界600 MW汽轮机的主要技术特点,并对机组性能考核试验的热耗率、出力及缸效率等试验结果进行了分析.机组的热耗率为7 463.5 kJ/(kW·h),经济性居于国内领先水平.     

回热汽轮机用于二次再热机组热经济性研究

高温超超临界二次再热机组中,经过二次再热削弱了热力系统回热的效果,同时增大了汽轮机抽汽过热度。本文采用回热汽轮机优化高温超超临界二次再热机组回热系统。以外置串联式蒸汽冷却器作对比,分别建立了外置串联式蒸汽冷却器和回热汽轮机的计算模型,实例计算了二者对常规超超临界机组及高温超超临界二次再热机组热力系统热经济性的影响。结果表明:应用回热汽轮机后汽轮机效率大于原热力系统的汽轮机效率;按照目前小汽轮机内效率90%为参考,当作为高温超超临界二次再热机组第5、6级加热器汽源时,可使发电厂标准煤耗降低0.633 g/(k W·h),当作为常规超超临界再热机组除氧器汽源时,可使汽轮机效率提高约0.25%,标准煤耗降低约0.689 g/(k W·h);相比于设置蒸汽冷却器,利用回热汽轮机能够更加合理、充分地利用抽汽过热度,能够更大程度地提高回热系统热经济性,节能潜力较大。     

供热机组经济性指标简化计算方法

供热机组经济性指标的精确核算任务繁重、工作量大。对此提出了一套经济性指标的简化计算方法,以便对机组经济性指标的变化进行快速核算。针对抽汽供热机组、采用余热回收装置的供热机组和高背压循环水供热机组3种类型的供热机组,以供热比、发电热耗率的核算为例进行详细说明。并与全面性热力计算结果进行对比。结果表明:采用简化方法核算的对外供热量与全面性热力计算的结果具有相当好的一致性,对于核算的机组功率及机组热耗率二者最大相差仅约0.9%,当供热量较小时,二者相差会进一步减小,故能够很好满足工程估算的要求;对于高背压循环水供热机组,采用电动给水泵时机组热耗率约3 650 k J/(k W?h),采用汽动给水泵时机组热耗率约3 720 k J/(k W?h);与抽汽供热机组相比,高背压循环水供热机组的热耗率下降幅度较大。     

在役亚临界机组提高运行汽温试验

为了探索在不进行大规模改造前提下提高在役亚临界机组供电效率的途径,以华能岳阳电厂4号机组为示范,对提高在役亚临界机组运行汽温的可行性进行了研究和验证。研究了汽温提升方案的校核计算和确定方法,测试了汽温提升前后的热效率以及机组关键参数的变化。结果表明,该机组在不对设备进行大的改造前提下实现了主蒸汽和再热蒸汽温度各提高5℃运行的目标,汽轮机热耗率降低21.2~23.5 k J/(kW·h),对应煤耗降低0.84~0.94 g/(kW·h)。利用机组的设计冗余,适当提高在役机组的运行汽温来改善效率是可行的,在校核计算中,锅炉高温受热面的安全是重点考虑因素。开发了一种在役机组提高效率的路线,相关技术和经验可供其他亚临界机组的提效借鉴。     

过载补汽技术在大型汽轮机中的应用

介绍了过载补汽阀的结构及技术特点,以某600MW机组为例,定量分析了过载补汽结构对机组性能的影响。结果表明:采用补汽阀后,机组电功率增加38.949MW,提高约6.40%;但机组热耗率增加约59.2kJ/(kW·h),经济性降低约0.78%;汽轮机高压缸效率下降约1.96%。因此,在夏季或其他用电高峰期,采用补汽阀牺牲微量经济性,以保证机组出力是安全可行的。     

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。     

国产引进型300MW汽轮机组设备及系统优化改进

扼要介绍石横发电厂国产引进型 30 0MW 3号汽轮机组投产以来的运行情况和设备及系统存在的问题 ,并阐述了 3号汽轮机组的完善改进措施和实施技术改进后的实际效果。通过完善改进 ,机组热耗率相对下降 333.4 5kJ/(kW·h) ,发电煤耗率下降 1 2 .5 g/(kW·h) ,改造效果显著。