基于0号高加的超临界机组热经济性的研究

以华能某电厂660MW机组为例,为使增设0号高加的机组在不同负荷工况下的汽轮机热耗率达到最小,采用EBSILON软件平台进行建模。通过对不同负荷、不同疏水方式下的仿真数据进行分析,得到机组的最佳给水温度和0号高加的最佳进汽压力,并提出0段抽汽管道上调节阀的调节方式,同时考虑电厂实际运行等问题给出0号高加进汽压力的调节范围。对经常参与调峰和长时间处于非设计工况运行下的同类型机组具有一定的指导意义。

大型超超临界火力发电机组增设0号高压给水加热器的研究

介绍了大型超超临界机组增设0号高压加热器的热力系统布置方式,通过实际工程阐述了0号高压加热器的换热面积选取方法,为0号高加的换热面积计算提供了可借鉴的参考。提出0号高压加热器在运行中的超压风险问题,并针对此问题给出了相应的解决方案。

超超临界1000 MW机组零号高压加热器宽负荷回热技术

本文以某发电公司超超临界1 000 MW机组为例,重点研究零号高压加热器(高加)的布置形式和控制策略及其对锅炉给水温度、机组热耗、脱硝系统投入率等方面的影响。结果表明:在保证低负荷时省煤器出口给水欠焓的前提下,通过对零段抽汽调节阀后蒸汽压力的合理控制,投运零号高加可提高机组中低负荷段的锅炉给水温度,使中低负荷段给水温度稳定在290℃;提高中低负荷段选择性催化还原(SCR)脱硝系统入口烟温,使其保持在催化剂高效反应区间,提高脱硝系统投运率,具有较好的环保效果;同时选择合理的零段抽汽参数可降低中高负荷段机组热耗,具有一定的节能效果。该结论对同类型新建机组零号高加的投运、商业运行,以及机组增设零号高加的改造工作具有指导和借鉴作用。

0号高压加热器经济性的热力学分析

从热力学第一、第二定律出发,分析了回热系统和0号高压加热器的运行经济性,指出0号高加可以提高机组在低负荷下的主、再热蒸汽温度,且有利于机组脱硝,但由于抽汽的节流损失,经济性效果不明显。

超超临界660MW机组0号高压加热器最佳抽汽压力仿真计算

以超超临界机组660 MW为研究对象,分析0号高压加热器(高加)抽汽压力对汽轮机组热耗率的影响,通过EBSILON软件平台建立计算模型并利用枚举法研究机组在不同0段抽汽压力(8~20MPa)、不同负荷下锅炉给水温度变化时汽轮机组热耗率的仿真数据。结果表明:不同负荷下使汽轮机组热耗率达到最小的0段抽汽压力范围不同,但均在10.41~16.01MPa;不同加权负荷率下使汽轮机组加权热耗率收益达到最大的0段抽汽压力范围也不同,但均在11.08~15.02 MPa。综合汽轮机组热耗率收益和加权热耗率收益最大的抽汽压力范围并取交集,得出0号高加的抽汽压力应在11.08~15.02 MPa进行选取。本文对超超临界660 MW机组具有一定指导意义,但对不同机组需做进一步优化及研究。

660 MW超超临界机组0号高压加热器改造对机组经济性的影响研究

为研究锅炉给水温度的提高对锅炉侧运行、汽轮机侧运行及全厂运行的影响,在EBSILON软件平台中搭建了锅炉和汽轮机联合仿真模型,同时在汽轮机侧增设0号高压加热器并将补气阀位置处作为其抽汽汽源。通过对不同负荷下的仿真数据进行分析,得到锅炉效率和汽轮机绝对电效率及发电厂效率随给水温度的变化关系,最后综合考虑0号高压加热器的投资及运行成本得出机组每年可节约540.606万元,可在3.089年回收成本。

0号高加对1000 MW超超临界机组调峰运行热经济性影响

随着电网调峰频率的增加,大型火力发电机组在低负荷运行阶段的热经济性显著下降。通过在抽汽回热系统增设0号高压加热器,结合机组试运情况及运行优化,验证设置0号高压加热器可提高机组的热经济性。分析了增设0号高加对汽轮机热耗率和锅炉热效率的影响,从经济性和可行性等方面比较分析,在现有调峰运行模式下推荐采用0号高压加热器。

1000MW机组增设0号高加热经济性分析

回热级数是影响机组热经济性的重要因素,级数变化引起的给水温度的变化,对机组热经济性也有重要影响。定性分析了回热级数及给水温度变化对机组热经济性的影响,并以某1000MW机组为例,定量分析了该机组在不同负荷工况下增设0号高压加热器后的热经济性,分析得出机组热经济性随给水温度的升高先升高后降低,即存在最佳给水温度,进而确定了0号高压加热器最佳进汽压力,与未增设0号高加时经济性相对比,增设0号高压加热器能显著提高机组在低负荷运行下的热经济性,且负荷越低经济性提高越明显。

1000MW超超临界燃煤机组低负荷安全经济运行措施浅析

作者通过对A公司空预器防堵塞、增加零号高加和低温省煤器等方面进行了安全和经济性分析,并提出全负荷脱硝与烟气余热利用及空预器治理耦合系统的全新方案,为A公司的低负荷安全经济运行提供了参考。

增设0号高压加热器的汽源优化和控制策略研究

以一330 MW机组增设0号高压加热器为例,研究了高加汽源整体优化问题,分析了投运0号高压加热器后机组能耗和环保指标的变化情况,并通过对控制策略的合理优化,使0号高压加热器可随着机组负荷变化自动调节抽汽量并切换为热备用状态。研究结果表明,汽源优化后,汽轮机热耗率比优化前下降了12.4 kJ/(kW·h)。

0号高压加热器疏水方式优化

增设0号高压加热器是一种节能减排新技术。采用等效热降原理对某680MW机组进行0号高压加热器在不同负荷和疏水方式下经济性的计算,结果表明该机组0号高压加热器疏水至2号高压加热器综合经济效益最优。

采用#0高加对火电机组脱硝方案的经济效益影响

采用#0高加可有效提高给水温度,使其接近最佳回水温度,提高机组效率.同时,可以提高省煤器出口烟气温度,确保SCR在宽负荷范围内处于催化剂的高效区运行,有效防止了在低负荷时脱硝装置的退出.在为节能减排作贡献同时,也节约了相应的排污费用,经济效益及环保效果显著.

660MW超超临界机组0号高加抽汽口位置优化

为研究0号高压加热器抽汽口位置对汽轮机热耗率的影响,通过EBSILON软件平台进行建模,利用枚举法得到机组在不同0段抽汽口位置(8~20 MPa)、不同负荷下锅炉给水温度变化时汽轮机热耗率的仿真数据,并对其进行分析,得到不同负荷工况下汽轮机热耗率的变化规律和汽轮机热耗率降低的0段抽汽口位置范围在8~17.9 MPa之间。

0号高压加热器和外置式蒸汽冷却器的并联应用

0号高压加热器和外置式蒸汽冷却器分别应用于宽负荷脱硫脱硝、节能降耗这两类回热系统综合改造,属于核心设备。在这两种设备单独应用、耦合应用的情况下,分别从机组的配置构成、预期收益等方面展开研究,论证耦合应用的技术方案的可行性和优势所在,并就回热系统升级改造的相关技术进行展望。

增设零号高压加热器控制SCR脱硝烟温对机组经济性影响的计算研究

增设零号高压加热器可提高燃煤锅炉在中低负荷时选择性催化还原(selective catalytic reduction,SCR)脱硝反应器入口烟温,为确定其对机组经济性的影响规律,以国内某电厂600 MW机组为研究对象,首先确定了50%、60%和70%额定负荷下零号高压加热器的运行参数,进而对增设零号高压加热器后各工况进行了热力性能和成本变化的计算。结果表明:增设零号高压加热器后,给水的温升提高了排烟温度,这会提高SCR脱硝效率,降低了脱硝成本,但同时会增加机组运行的燃煤成本;且较抽汽阀门全开方式,抽汽节流方式的经济性是降低的。因此,若采用零号高压加热器技术,需要耦合使用低温省煤器来降低排烟温度,以消除零号高压加热器的增设对机组经济性的不利影响。

不同宽负荷脱硝系统变工况及瞬态性能的对比研究

对比了0号高压加热器、省煤器给水旁路和省煤器烟气旁路等宽负荷脱硝系统的宽负荷性能及瞬态特性。结果表明:在30%THA~100%THA负荷、旁路流量均为50%时,采用低过侧省煤器烟气旁路的SCR入口温度升高幅度最大,达31.2 K;采用各省煤器旁路方案均使机组标准煤耗率增大,采用低过侧省煤器烟气旁路和低再侧省煤器烟气旁路时,标准煤耗率每增大1 g/(kW·h),可分别提高SCR入口温度42.16 K和27.56 K;采用低过侧省煤器烟气旁路时,SCR入口温度变化滞后时间短且变化率高(达到34.65 K/min);投运0号高加后SCR入口温度变化滞后约1 min,功率平均变化率为10.22 MW/min。

考虑低温省煤器的宽负荷高效回热技术研究

本文利用热力计算对考虑低温省煤器的零号高加技术进行了节能分析。研究认为零号高加可以降低汽轮机热力系统的热耗,但同时会使得锅炉排烟温度增加进而使得锅炉效率降低。设置低温省煤器可以有效地减弱锅炉排烟温度升高所造成的余热损失。计算表明,没有考虑低温省煤器时,零号高加技术在75%THA工况下可以降低机组煤耗0.44 g/k Wh。当考虑低温省煤器时,零号高加技术在75%THA工况下可以降低机组煤耗0.75 g/k Wh。

浅议燃煤机组低负荷脱硝改造方案

根据国家环保部的最新要求,燃煤发电机组大气污染物在达到超低排放的同时,应满足全负荷脱硝投运的要求。论述了目前实施的低负荷脱硝改造的主要措施,指出了工程改造时应注意的问题。

基于零号高压加热器的深度调峰控制策略研究

为提高燃煤火电机组深度调峰脱硝装置投运率、满足电网快速调峰和调频需求,以及提升机组低负荷运行经济性,设计基于零号高压加热器的宽负荷脱硝、深度调峰和调频等控制策略,针对某660 MW机组加以实施和试验验证。试验结果表明:基于零号高压加热器的深度调峰控制功能,利用机组高压回热系统蓄能参与负荷控制,机组深调期间能够满足1%Pe/min的AGC变负荷和电网频差0.083 Hz内的一次调频响应需求;在机组深度调峰期间可增开汽轮机进汽调阀,减少节流损失,全开工况下可降低发电煤耗超过1.6 g/(kW·h);协同深度调峰期间机组快速负荷响应和脱硝烟温控制需求,能够维持脱硝入口烟温超过安全限值,实现脱硝系统安全稳定投运。