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。

耦合熔盐储热的超临界二氧化碳循环系统变负荷发电效率提升方法

针对非设计工况下超临界二氧化碳(SCO_(2))循环发电效率大幅度降低,系统运行经济性下降的问题,提出了一种SCO_(2)循环系统变负荷发电效率提升方法。该方法在系统设计方案上,采用多个小容量机组代替传统的单一大容量机组;在运行模式上,采用多机组之间串并联相结合的运行模式。通过建立耦合熔盐储热的SCO_(2)循环系统实时动态模型,对比了多机组方案和传统单一机组方案的变负荷发电效率、调峰范围以及运行经济性,计算结果表明:对于额定功率为300 MW的单一机组,当输出功率从额定功率降低至20%额定功率时,其发电效率将从55.01%降低至21.97%;以串并联相结合模式运行的多机组方案相比于单一机组,在全工况范围内可将效率平均提高7.92%,同时可将调峰范围由100%~20%额定功率扩大至100%~3.33%额定功率;在参与调峰时,多机组方案相比于传统单一机组可节省12%的热盐消耗量。所提SCO_(2)循环系统变负荷提效方法对提高电站发电效率和运行经济性具有参考价值。

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。

面向新型电力系统的主变负荷预测

自构建新型电力系统以来,我国的新能源装机容量不断增长,但因其受季节、地理等因素影响明显,其发电量可预测性不足,对电网主变设备负荷预测也带来困难。本文基于新型电力系统的总体背景,从当前新能源发电建设和并网的实际出发,对主变负荷优化方式、主变负荷与新能源出力研究、主变负荷预测研究等方面进行分析,旨在全面提升预测准确度和工作效率,让调控员能集中精力关注于操作和应急,为提升电网安全保驾护航。

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。

凝结水节流变负荷能力静态建模与分析

基于汽水分布方程,计算得到凝结水节流后机组各级抽汽质量流量的变化,并在此基础上建立了凝结水质量流量对汽轮机输出功率影响特性的2个边界模型,确定了凝结水节流方案的可达负荷;在分析除氧器内蓄水温度变化的基础上,确定了当前蓄水量下凝结水节流的可持续时间,并以某600 MW机组为例进行验证.结果表明:凝结水节流方案可使机组的变负荷速率提升一倍以上,且机组负荷越高,凝结水节流在相同的节流倍率条件下具备的可调能力越强.

660MW机组不同变负荷速率下瞬态过程的能耗特性研究

火电机组承担着调峰任务,大幅度变负荷成为其运行常态。为研究火电机组变负荷过程的能耗特性,该文以某660MW超临界机组为研究对象,采用GSE软件,建立了考虑机组蓄热和控制系统的动态模型,获得了不同变负荷速率下机组瞬态过程的能耗,并与稳态模型计算结果进行了对比。结果表明:在机组升负荷过程中,动态模型计算的平均煤耗率相比稳态模型最大增加了2.2g/(k W?h),而在降负荷过程中,动态模型计算的平均煤耗率相比稳态模型最大降低了2.04g/(k W?h)。不同变负荷速率下,动态与稳态模型计算的平均煤耗率差别不同:升负荷时,动态模型与稳态模型计算的平均煤耗率最多相差0.72g/(k W?h);降负荷时,动态模型与稳态模型计算的平均煤耗率最大相差0.27g/(k W?h)。

变负荷工况下锅炉对流受热面污染的监测

针对在线监测大型电站锅炉受热面污染的需要,讨论了稳定负荷的计算模型无法用于变负荷工况监测的原因,分析了变负荷过程中各物理参数的变化机理,从热量平衡出发,考虑了金属管壁蓄热及蒸汽蓄热对受热面污染计算的影响,推导了变负荷工况下的污染监测模型及实时计算方法。以某电厂300 MW机组锅炉的低温对流过热器为计算对象,采用现场实时数据进行了变负荷工况下受热面污染监测计算。提出了考虑金属及工质蓄热的锅炉变负荷污染监测模型与计算方法,基本能够消除负荷变化对受热面实际污染率计算的影响,得到比较合理的污染率计算结果,对改进现有的根据热平衡算法的锅炉受热面污染在线监测模型有重要的参考价值和工程实际意义。

基于凝结水变负荷技术的深度滑压节能控制

针对发电机组的一次调频和自动发电控制(AGC)的负荷控制品质与稳定低节流损失运行的机组节能需求产生矛盾的问题,以及现有凝结水变负荷技术和滑压优化技术的局限性,提出了基于凝结水变负荷技术的深度滑压节能控制策略,通过凝结水变负荷提高机组响应电网一次调频和AGC指令的能力,从而实现机组的最优滑压运行。以某亚临界350 MW机组为例,对基于凝结水变负荷技术的深度滑压节能控制策略进行了可行性和有效性验证。结果表明,机组在达到电网考核指标的前提下实现了深度滑压节能自动控制,节流损失大幅降低,每台机组年平均可节约煤耗1.13g/(kW·h),按煤价600元/t计算,每年可节约62.2万元,节能效果显著。同时,缓解了长期存在的电网一次调频和AGC考核与机组节能运行的矛盾。

变负荷反渗透海水淡化技术研究

为适应风电、太阳能等新能源的波动性,设计了可变负荷的反渗透(RO)海水淡化装置,用电动阀替代常规浓水调节阀,变频器控制高压泵电机,通过PLC控制变频器的输出频率和电动阀的开度使RO海水淡化的功率可调;利用溶解扩散模型分析了变负荷海水淡化的特性,并通过试验验证了相关结论。在维持膜壳内压力稳定的工况下,低功率运行时可以增加系统回收率,降低单位产水能耗,可以降低运行成本。

电力市场下机组变负荷速率控制与寿命管理技术支持系统的研究

文章提出了调峰机组以最佳的变负荷速率来响应电网自动发电控制(AGC)指令的新思路。首先,深入研究了我国引进型300MW汽轮机热状态和控制系统,总结出一套通过控制机组的变负荷速率来优化机组运行状态的方法。其次,攻克了进口数字式电液调节系统(DEH)接口难题,并利用国内外相关的成熟理论、结合现代计算机与通信技术开发了一套在线的“机组变负荷速率控制与寿命管理技术支持”系统,特别设法解决了换热系数、材料比热和导热系数等物性参数的时变性问题。最后,利用开发的系统对机组冷态启动曲线进行了仿真,结果表明系统完全符合机组的性能,并能够满足AGC变负荷速率的要求。