湿冷汽轮机变负荷末级1036mm高效叶片气动特性

介绍了湿冷汽轮机变负荷末级1036mm叶片的气动特性。从叶型特点、数值计算方法、分析参数分布规律及在50%、75%、100%负荷下反动度和效率等方面介绍该叶片。

循环流化床锅炉快速变负荷调节技术研究进展

在“碳达峰”与“碳中和”背景下,煤电是我国目前可再生能源大规模消纳的最经济调节电源。循环流化床燃烧技术因具有低负荷稳燃能力强、污染物控制成本低、负荷调节范围宽等独特优势在煤电深度灵活调峰中担当重要角色,但其独特的燃烧方式导致变负荷速率慢,无法满足未来可再生能源大规模并网的调节需求。该文结合循环流化床锅炉的燃烧原理及应用场景,深入分析制约循环流化床锅炉变负荷速率的关键影响因素,包括循环灰的流动惯性、燃料的反应惯性、床料与耐火耐磨材料的传热惯性、污染物排放等。此外,对可行的循环流化床快速变负荷调节技术进行探讨与分析,可为我国燃煤循环流化床锅炉深度与快速灵活调节技术的工业应用提供一定参考。

600 MW等级超超临界燃煤发电机组动态建模与变负荷控制优化

为提升超超临界燃煤发电机组变负荷过程关键参数控制效果及能效,以某600 MW等级超超临界燃煤发电机组为研究对象进行建模仿真,其关键热力参数偏差满足火电仿真标准规定,建立了燃煤发电机组热力系统内部蓄热分布模型,提出了前馈机组内部蓄热状态的水燃比和烟气挡板开度控制逻辑,将机组变负荷过程实时的蓄热状态前馈到给水、给煤流量和烟气挡板调控中。仿真结果表明:机组在40%THA~70%THA负荷段以1.0%Pe/min~3.0%Pe/min速率变负荷时,累计主蒸汽温度偏差率绝对值下降27%~31%,机组瞬态过程平均发电标准煤耗率下降0.37~0.65 g/(kW·h)。证明所提出的控制策略提升了超超临界燃煤发电机组变负荷瞬态过程关键热力参数控制精度和能量转化效率。

风煤比对超超临界机组变负荷瞬态特性的影响

为获得风煤比对燃煤机组变负荷瞬态调峰特性的影响规律,基于660 MW超超临界二次再热燃煤机组动态模型,研究了风煤比对主再热汽温、减温水喷水量及瞬态发电能耗的影响,提出了在不同变负荷速率下汽温控制效果和发电能效的风煤比优化控制方案。结果表明:变负荷瞬态过程中,采用较大的风煤比有利于提高主再热汽温控制效果,但瞬态过程的平均发电煤耗率高。当变负荷速率在1%/min以内时,优先采用较小的风煤比可使机组瞬态过程平均发电煤耗率下降1.2 g/(kW·h);当变负荷速率在2%~3%/min时,优先采用较高的风煤比,可保证主再热汽温偏差控制在10℃以内。

基于智能算法的火电机组变负荷控制策略优化

现有火电机组的AGC(automatic generation control,自动发电控制)系统存在控制精度低、响应速度慢等问题,为满足电力保供要求,引入人工智能算法对火电机组变负荷控制逻辑进行升级优化。对行业内已开展应用的神经网络、模糊控制、智能优化算法、专家系统、模型预测控制等各类智能算法进行特性总结与适用性分析,在此基础上提出利用线性自回归模型修正锅炉、汽轮机主控逻辑的方案,并在某350 MW超临界燃煤机组上进行10%额定出力的变负荷仿真实验,结果表明,智能算法优化后的控制逻辑有利于机组缩短响应时间,减少超调量,提高AGC系统的调节品质。

多釜逆流硝化反应网络变负荷动态特性仿真

建立甲苯硝化多釜逆流反应网络的动态仿真模型,研究反应过程变负荷时冷却水阶跃调整的方式对反应温度动态稳定的影响。针对冷却水阶跃形式s、冷却水阶跃幅度α、阶跃持续时间tF 3个因素设计仿真实验,利用脚本完成实验变量输入,提出了基于温度偏差、积分和响应时间的评分指标用于评价操作。结果表明:三步阶跃与先滞后1 min再阶跃的实验方案具有最好的减缓温度波动效果,可为实际化工生产提供有效参考。

东方汽轮机补汽阀与协调变负荷技术性研究

东方汽轮机有限公司生产的1000 MW超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、间接空冷凝汽式汽轮机,型号为NJK1000-28/600/620;机组设计一路补汽阀,目的是通过补汽阀将主蒸汽从汽轮机高压缸的第五级进入高压缸,以便加快协调变负荷的速率。

线性菲涅尔式光热电站控制策略及变负荷速率研究

太阳能光热发电可以与其他新能源发电互补运行,也可以承担电网调峰调频任务,因此受到越来越多的关注。以线性菲涅尔式光热电站为研究对象,利用Apros软件搭建储热系统和发电系统的动态仿真模型并进行了模型验证,设计了考虑蓄热影响的光热电站协调控制系统,研究该电站在不同负荷区间的最大变负荷速率。研究结果表明:所提出的光热电站协调控制策略控制效果良好,与未采用蓄热控制相比,采用蓄热控制后主蒸汽压力偏差由0.17 MPa减小到0.07 MPa;在设定的限制条件下,100%THA~75%THA负荷区间最大升负荷速率为11.57%/min,最大降负荷速率为8.94%/min。研究结果可为光热电站调峰调频运行提供参考。

火电厂大型汽轮机变负荷运行能耗分析与优化路径探究

为了能够从真正意义上顺应现阶段社会的多样化发展趋势,在电网负荷的合理变动过程中,应当对火电厂大型汽轮机变负荷运行方式的精准与有效性进行调整,这样能够从更深层次的角度上减少火电厂大型汽轮机变负荷运行的能耗。也是在这样的基础条件下,本文有针对性地从火电厂大型汽轮机变负荷运行方式、影响火电厂大型汽轮机变负荷运行的主要因素、火电厂大型汽轮机变负荷运行能耗分析与优化路径研究三个层面展开了更为深层次的研究与论述,以期带动我国相关行业综合素质能力的有效提升。

内压缩流程变负荷操控与探索

内压缩流程变负荷是一个需要高度专业知识和技能的领域,需要经过专业的培训和实践才能熟练掌握。同时,这个过程也需要考虑到许多其他因素,如设备的性能、操作环境、安全等因素。因此,在进行内压缩流程变负荷操作时,必须遵循相关安全规定和操作规程,以确保人员的安全和设备的正常运行。在空分日常操作中有很多细节之处,值得我们借鉴和相互学习,现总结了一些在生产过程内压缩调节工况保证设备稳定运行的一些方法,与大家一起探讨。柳钢气体公司4#机组于2009年底投产,采用分子筛吸附净化、增压透平膨胀机制冷、分离式高低压板翅式换热器、筛板下塔、规整填料上塔、全精馏无氢制氩的内压缩流程及DCS控制技术。

先进控制在燃气锅炉自动变负荷中的应用

钢厂燃气锅炉装置的燃气压力变化幅度较大,导致锅炉装置频繁进行变负荷操作,若依靠人工调节,则存在燃烧不充分、劳动强度大、燃气放散等问题。为了解决这些问题,设计并采用了APC-Suite先进控制软件,在自动变负荷过程中建立了燃气锅炉的先进控制系统。系统实施后,不仅保证了自动变负荷的平稳进行,还实现了燃烧优化,提升了装置的平稳性和自动化程度。

基于变转速磨煤机的机组快速变负荷控制策略研究

由于制粉系统的延迟惯性特性,对锅炉的响应速率有较大影响,改善制粉系统的迟滞性对于提高机组变负荷速率具有重大意义。本文通过系统建模及数据仿真分析了磨煤机变转速对机组响应特性的影响,设计了基于变转速磨煤机的机组快速变负荷控制策略,根据变负荷过程及需求控制磨煤机转速,最大限度地发挥变转速磨煤机的优势,提高机组的变负荷速率响应能力,并通过试验验证了策略的有效性。试验结果表明,在配有变转速磨煤机的机组上采用该套控制策略能够有效提升机组变负荷速率,机组变负荷速率可达3%Pe/min以上,极大地提升了机组的负荷响应能力。

330 MW机组变负荷下低温余热闪蒸脱硫废水特性

高含盐脱硫废水零排放已成为目前电厂亟待解决的瓶颈问题,利用机组低温余热对高盐废水进行闪蒸-浓缩-结晶-固化是实现脱硫废水零排放的关键技术之一。针对当前风、光等可再生能源并网后,机组变负荷运行引起脱硫废水的水质条件、处理量、热源不稳定造成脱硫废水低温余热闪蒸浓缩效率低、易结垢等问题,研究了电厂60%~100%变负荷过程中,低温负压蒸汽流量、废水处理量、浓液比、废水回收率等因素对三效蒸发器处理脱硫废水的影响规律。通过数据分析可知,应在三效蒸发系统前设置缓冲罐,避免流量过大导致系统损坏,且在系统进水量不大于200 t/d时,废水回收率可达80%~90%;低温负压蒸汽流量在700~1 000 kg/h,故应在首段冷凝水箱处安装流量计,根据系统进水量调节低温负压蒸汽产量,避免低温负压蒸汽产量过大导致热源浪费;严格按照三效蒸发系统在出料口处密度计指示,在浓缩液密度达1.35 g/mL时,即时排出浓缩液;通过对三效蒸发系统稳定运行时产生的冷凝水进行分析,氯离子质量浓度达到1.56 mg/L,可作为电厂的循环补给水,且该系统每天的电力消耗为4 000 kWh,在不考虑人员成本、折旧费、维修费等费用,三效蒸发系统每处理1 m^(3)废水的费用为5~10元。

变负荷系数对实船航速修正的影响分析

实船测速试验标准ISO15016:2015采用直接功率法,综合考虑风、浪、流、水温和水密度等环境条件的影响以及螺旋桨负荷变化的影响,进行功率、航速和转速的修正,最终得到船舶在指定装载状态下、无风、无浪、无流、15℃深水中的航速功率点。变负荷系数ξ_(P)、ξ_(n)、ξ_(V)是基于直接功率法的测速试航数据分析过程中的3个关键参数,通过变负荷试验得到。为了评估变负荷系数对实船航速修正结果的影响,基于某型散货船7艘系列船的实船测速试验数据,使用变负荷系数参考值以及根据船模试验获得的变负荷系数值,进行了航速修正并对结果进行比较,可为船舶测速试航数据分析提供参考。

深度调峰背景下火电机组变负荷过程蒸汽参数反馈特性

随我国“双碳”战略提出,可再生能源发电装机容量不断增加,火电机组在电网调峰中发挥越来越重要的作用。为研究火电机组变负荷过程中的蒸汽参数反馈特性,以某300 MW火电机组为研究对象,在Dymola平台建立该机组动态模型,并在模型中嵌入通用的电厂控制配置,研究不同幅度负荷变化、不同速率负荷变化时机组的汽温特性。结果表明:相同速率变负荷过程中,由于嵌入主蒸汽温度控制系统,主蒸汽温度变化范围较小,由于不涉及再热汽温调整策略,再热蒸汽温度变化范围较大,最低为529.0℃;相同幅度负荷变化过程中,负荷变化速率越慢,主蒸汽温度偏离额定值的偏差越小,不同变负荷速率下再热蒸汽温度变化趋势相同,且最终都达到相同的稳定值。

大功率燃气轮机联合循环机组三压再热余热锅炉建模及变负荷运行规律研究

建立了大功率燃气-蒸汽联合循环三压再热余热锅炉热力性能Python编程模型,模型计算了在变负荷条件下的余热锅炉详细热力性能,包括主蒸汽压力和流量、各换热器的换热量和换热系数、以及功率和效率,分析了烟气温度和流量对余热锅炉热力性能的影响,探讨了在机组部分负荷下环境温度、湿度和燃料加热温度如何影响余热锅炉出力。模型经过验证具有较高的仿真精度和计算效率。以某型燃气轮机联合循环机组为研究对象计算表明:当机组负荷从满负荷650 MW降低到部分负荷250 MW后,余热锅炉三压主蒸汽压力和给水流量降低,汽轮机输出功率从219.1 MW减小到了130.4 MW,而余热锅炉效率从89.3%升高到了92.1%;随三压再热余热锅炉入口烟气流量和温度升高,余热锅炉的三压主蒸汽流量都升高;随机组负荷降低,余热锅炉各换热面的换热系数和换热量减小,但是烟气与高温段换热器的换热量在总换热量中的占比升高,烟气与低温段换热器的换热量在总热量中的占比降低;当机组负荷从650 MW降低到300 MW时,在余热锅炉输出能量中,汽轮机轴功率的占比增大了1.67%,烟囱烟气热损失的占比减小了2.63%。

火电机组蒸汽工质侧快速变负荷方法研究进展

由于可再生能源迅速发展对火电机组深度调峰提出更高要求,机组变负荷调节性能成为影响火电厂经济效益的重要因素之一。基于快速变负荷方法发展历程,系统综述了目前较成熟且已广泛应用于现场的各种蒸汽工质侧快速变负荷方法,包括凝结水节流技术、给水旁路调节技术、供热抽汽调节技术、回热抽汽调节技术、背压调节技术、先行能量平衡策略(AEB)技术等,详细介绍了各方法原理,总结发展现状,对比分析适用范围、变负荷性能及其在应用中的优缺点。发现目前凝结水节流技术和供热抽汽调节技术研究应用相对较多,且对于机组变负荷初期响应负荷变化指令及提高变负荷能力有显著作用;煤粉炉的变负荷速率相比循环流化床锅炉研究更成熟且变负荷速率普遍较高。最后对火电机组未来快速变负荷速率提升发展趋势进行展望,提出在继续发展现有快速变负荷方法的基础上,设计应用融合各种调节方法与传统协调控制的新型协调控制策略,对储能技术与火电机组耦合的应用以及寻找在现有机组基础上调峰范围更广、经济性更强的手段都将进一步提高火电机组的爬坡速度,降低最小稳定出力,增加电厂调峰调频能力。

燃煤机组变负荷瞬态过程的实时能耗分析

基于燃煤机组稳态工况下的能耗计算方法以及瞬态过程的运行特性,考虑非稳态运行中锅炉蓄热量的变化以及蒸汽热力参数对汽轮机效率的影响,为适应工程应用对该理论模型进行了简化,最终建立了一种更具普适性的能耗分析模型,实现燃煤机组运行全工况下的实时能耗计算。将能耗分析模型应用于某660 MW超超临界燃煤机组,进行了可靠性验证,选取特定的变负荷过程,对比分析了能耗分析模型与热力系统仿真模型的煤耗量计算值。结果表明:实际运行工况下能耗分析模型的煤耗量计算值与实测煤耗量变化趋势相符;2种模型的标准煤耗率最大偏差在1%以内。

大型循环流化床锅炉变负荷运行时给煤延迟特性研究

目前国内设计有侧墙、后墙给煤系统的大型循环流化床(CFB)锅炉在实际运行过程中普遍存在着给煤延迟与给煤不均匀的突出问题。通过对大型CFB锅炉机组给煤延迟问题和现存给煤系统运行特点的分析,提出了大型CFB锅炉给煤线路给煤延迟问题量化计算方法,并针对某超临界600 MW CFB锅炉给煤线路案例进行计算,获得了宽负荷快速调峰工况下给煤线路的给煤延迟特性。计算结果表明:给煤延迟问题在大型CFB锅炉机组的变负荷运行过程中普遍存在,均会导致一定程度的给煤不均情况;机组变负荷幅度、变负荷速率以及单给煤线路上给煤口数量均与给煤延迟问题的严重程度成正相关关系。计算方法与分析结果可为大型CFB锅炉给煤线路适应宽负荷快速调峰运行提供设计依据和技术参考。

机组变负荷对省煤器入口管道焊接结构疲劳寿命影响的分析

研究某600 MW火电机组负荷变化对省煤器入口管道结构疲劳寿命的影响,采用材料拉伸试验、疲劳试验及数值模拟3种方法,分别得到应变与疲劳寿命之间的关系。结果表明:材料拉伸试验预测结构寿命与疲劳试验的偏差较大,而数值模拟结果与疲劳试验结果较为吻合,数值模拟方法能够合理评估结构疲劳性能,并且结构疲劳损伤随机组负荷变化幅度的增大而明显增大。