超超临界直流锅炉蓄热能力的定量分析

为避免求取锅炉蓄热系数时对锅炉进行大量的扰动试验,根据汽水热力性质分别计算锅炉汽水系统各部分水、蒸汽和金属的容积蓄热系数,再结合锅炉结构设计数据计算各个设备的金属蓄热系数,求和后得到锅炉总蓄热系数,并对某1 000 MW机组进行了实例计算.结果表明:在不同负荷-压力工作点,随着压力的升高,金属蓄热系数减小,汽水蓄热系数变化很小,总的锅炉蓄热系数减小;不同锅炉单位负荷对应的蓄热系数大小与锅炉类型有关,随着锅炉容量增大,单位化后的蓄热系数有减小的趋势;锅炉蓄热系数在实际运行中还应进行修正.

超临界660MW机组直流锅炉蓄热系数计算

为满足协调控制系统对被控模型准确可靠性的要求,提出了一种通过锅炉设计数据计算蓄热系数的方法,该方法根据工质蓄热能力及有无相变将锅炉汽水系统划分为8个吸热段,分别计算出每段的汽水蓄热系数和金属蓄热系数,最后结合锅炉结构参数汇总计算得到锅炉总蓄热系数。实际应用结果表明:超临界660 MW机组直流锅炉蓄热系数约4 000 MJ/MPa;锅炉总蓄热系数中金属蓄热所占比例超过60%,大于汽水蓄热;直流锅炉的单位负荷蓄热系数随锅炉容量的增加呈减少趋势,汽包锅炉的单位负荷蓄热系数大于直流锅炉。

汽包锅炉蓄热系数的理论计算与分析

计算蓄热系数的传统实验方法面临工作量大、准确率不高、实验条件有限等问题,故采取能量平衡原理的理论计算公式得出超临界汽包锅炉的蓄热系数,建立基于汽包、过热器和水冷壁的机理分析模型。利用某300 MW机组的锅炉运行规程计算了4种工况下的蓄热系数大小,并结合主蒸汽阀门开度的扰动实验结果,对机组实际运行的历史数据进行了分析。结果表明:汽包蓄热系数随压力的升高而增加;水冷壁蓄热系数的变化趋势随着压力的增加先变小,再加大;随着压力的增大,过热器蓄热系数随之增大,机组总的蓄热系数先减小,后增大。

300MW深度调峰循环流化床机组负荷响应特性研究

当下循环流化床(CFB)机组需参与深度调峰、快速变负荷运行,机组变负荷初期的负荷响应速率主要由其汽水侧蓄热特性决定,因此提出了一种亚临界CFB机组汽水侧蓄热定量计算方法。以某电厂300 MW深度调峰CFB机组为例,根据工质特性对该锅炉汽水流程进行分段,结合锅炉设计数据与实际运行参数,分别计算了不同负荷(30%~100%)工况下各段的工质蓄热系数和金属蓄热系数,并考虑汽轮机热效率变化的影响,分析了CFB锅炉汽水侧蓄热利用可持续时间与机组负荷响应特性。结果表明:该机组汽水侧蓄热系数随着负荷的降低而增大,在50%负荷以下的变化较大;考虑机组运行稳定裕度差异后,汽水侧蓄热利用可持续时间随着负荷的降低而减小,机组负荷响应能力显著降低。

超临界直流锅炉实际蓄热系数计算分析

为获得直流锅炉实际蓄热系数,分析锅炉在亚临界或超临界状态下的不同运行特性,根据工质相变对水冷壁进行汽水分段,针对锅炉的各汽水流程部件计算汽水蓄热系数和金属蓄热系数,结合汽轮机调门开度及热耗率变化影响,提出了实际蓄热系数计算方法。以某660 MW超临界机组为例进行计算,结果表明:金属蓄热系数大于汽水蓄热系数,随着负荷升高,汽水蓄热系数变化不大,金属蓄热系数减小;考虑到汽轮机热耗率变化的影响,不同负荷下实际蓄热系数之间偏差有所缩小。

350 MW热电联产循环流化床机组负荷响应特性

近年来热电联产机组在燃煤机组中的比重增加,而火力发电渐渐承担调峰重任,灵活性需求增强,提高热电联产机组的变负荷能力对于深度调峰具有重大意义。热电联产循环流化床(CFB)机组可利用锅炉汽水侧和热网蓄热提高机组快速变负荷能力,因此提出一种超临界热电联产CFB机组汽水侧蓄热和热网蓄热的定量计算方法。以某350 MW热电联产CFB机组为例,分析该机组汽水侧工质流程和热网抽汽及循环水分析,结合机组设计参数与历史运行数据,计算不同负荷(35%~90%)工况下锅炉汽水侧蓄热系数C_(sw)和热网蓄热系数C_(h),进一步分析机组负荷响应特性及蓄热利用可持续时间。结果表明:随着机组负荷增大,汽水侧蓄热系数C_(sw)增大,且在机组高负荷阶段汽水工质蓄热C_(sw)变化较大,而热网蓄热系数C_(h)几乎不变;机组蓄热利用可持续时间与机组负荷成正比,与机组变负荷速率成反比;热网蓄热利用可持续时间大于汽水侧蓄热,且热网蓄热能力几乎不随机组负荷变化而变化;在4%/min变负荷速率下,热网蓄热利用可持续时间约285 s,而汽水侧蓄热利用可持续时间161.5~249.7 s。表明在机组参与深度调峰期间,热网蓄热可提供更稳定的变负荷能力。以上计算结果为超临界热电联产CFB机组深度调峰及快速变负荷运行提供理论指导。