300 MW供热机组低压缸零出力热力性能、调峰性能和经济性能分析

供热机组低压缸零出力运行可有效提升机组供热能力和调峰深度。该文基于Ebsilon软件,建立300 MW供热机组抽凝工况和低压缸零出力工况的数学模型,从热力性能、调峰性能和经济性能三个维度对常规抽凝模式和低压缸零出力模式进行分析。结果表明,低压缸零出力模式能够有效增加机组的供热能力,并降低发电标准煤耗率,当主蒸汽量为957.6 t/h时,供热量比常规抽凝供热模式提高16.25%,发电标准煤耗率下降27.2 g/kWh。低压缸零出力模式下,虽然供热机组的电负荷不具备调节能力,但其最小电负荷低于常规抽凝供热模式,适宜参与电网的深度调峰。从净收益最大化的角度,当热负荷在162~310 MW时,应采用低压缸零出力模式进行供热;当热负荷在310~375 MW时,应采用抽凝模式进行供热。

基于Ebsilon的供热机组灵活性改造研究

热电联产机组灵活性改造是当前缓解冬季电网调峰压力的重要手段和必然趋势。针对某320MW热电联产机组,基于Ebsilon软件搭建了抽凝供热、低压缸零出力供热、高低压旁路供热的综合供热模型,并采用设计值对模型精度进行了验证。结合模型变工况计算和机组设计资料找出了3种供热方式的运行边界,通过对计算结果的对比分析,得出了3种供热方式下的机组供热能力、发电热耗和调峰能力,结果表明:低压缸零出力和高低压旁路供热方式可以有效提升机组的最大供热量,相比抽凝供热方式,供热能力分别可提升18.7%和54.8%;低压缸零出力供热方式的经济性更优,较抽凝工况的热耗率降低14%~24%,高低压旁路供热方式的经济性最差,较抽凝工况的热耗率升高35%~71%;高低压旁路供热的电调峰能力最优,能够在全供热区间保持32%~35%额定电负荷运行,热电解耦能力突出。研究结果从供热能力、热耗率和调峰能力3个方面为供热机组灵活性改造提供了重要的量化参考依据。

300MW机组厂级供热优化调度方式及性能分析

从厂级角度优化机组的供热调度方式能够提升其深度调峰能力和盈利能力。以厂级两台300MW供热机组为例,利用Ebsilon软件建立了抽凝工况和低压缸零出力工况机组的数学模型,分析了机组的热力性能、调峰性能和经济性能。提出了5种厂级供热调度方式,研究了各调度方式下厂级的深度调峰能力和净收益;提出了串联梯级、并联平级供热系统,对比了二者对厂级净收益的影响。结果表明,供热量一定时,两台机组“双切缸模式”运行时,厂级发电功率最小,深度调峰能力最强;当供热负荷低于600MW时,两台机组“双切缸”模式运行时净收益最高;当供热负荷高于600MW时,“双抽凝”或“切缸+抽凝”模式运行时净收益最高;在厂级700MW供热负荷下,串联梯级供热系统的厂级净收益高于并联平级供热系统。

低压缸零出力条件下电锅炉和高低旁路抽汽供热的经济性与灵活性分析

供热机组灵活性改造是打破“热电耦合”、实现煤电机组为可再生能源发电提供容量支撑的有效措施,最常见的技术方案是汽轮机低压缸零出力运行加高低旁路抽汽供热或电锅炉供热。针对一350 MW超临界供热机组,采用变工况迭代计算方法,对两种方案的最小电出力、最大供热和保热调电典型工况点的热经济性,以及深调峰负荷段的电出力的可调范围进行对比分析。结果表明,由于冷端损失很小,在相同热电负荷工况下电锅炉方案耗煤量仅略大于高低旁路抽汽方案;而因电锅炉具有优良的逆向电负荷调节能力,深调峰负荷段下的电负荷可调区间要显著大于高低旁路抽汽方案。

供热机组低压缸零出力工况下热经济性分析

低压缸零出力运行是当前供热机组灵活性改造的主要方式。依据电网现行深调峰补偿政策,核算机组不同工况下的收益是现场面临的实际问题。研究一种基于热平衡规律的变工况快速算法,能够在保证基本计算准确度的情况下快速计算出机组变工况后运行状态。以某350 MW超临界供热机组为例,分别计算100%TMHCR(最大供热)和40%THA工况下低压缸零出力运行前后的发电功率、供热功率及热耗等参数,进而计算出发电供热收益。结果显示,100%TMHCR工况低压缸零出力运行能够降低发电负荷约8%,提升供热负荷27%,40%THA工况可将发电负荷降低至25%Pe,经济效益显著。

低压缸零出力改造对配备碳捕集燃煤电站灵活性提升作用分析

为研究脱碳对火电机组的影响,建立仿真模型分析了火电机组碳捕集改造常规方案的性能变化,进一步提出了低压缸零出力方案提升机组灵活性。常规方案以中压缸排汽为再沸器热源,低压缸零出力方案切断低压缸进汽。一方面,以300 MW燃煤电站为例,分别对2种方案进行分析;另一方面,以西北某省为研究对象,预测2种方案对全省火电的影响。结果表明:常规方案下机组出力空间由87~300 MW缩减至147~217 MW,额定工况的供电效率由37.32%下降至27.02%,机组最小负荷率约升高至70%;采用低压缸零出力方案时,机组负荷空间被拓宽到47~217 MW,为常规方案的2.44倍;对于所讨论的西北省份而言,常规方案下全省火电出力空间由1 103~3 940 MW缩减至1 875~2 793 MW,低压缸零出力方案下,出力空间被拓宽为550~2 793 MW。

两种灵活性改造技术的热电特性对比研究

高低旁联合供热和低压缸零出力技术作为2种重要的灵活性改造技术,能够有效提升火电机组供热工况的调峰能力与供热能力。本文基于华北电网内2台同型号350 MW超临界机组,采用热力系统建模仿真软件Ebsilon搭建了机组高低旁联合供热和低压缸零出力模式下的热电性能计算模型,通过对比实际现场性能试验结果论证了模型的可靠性。模型的全运行区间性能计算结果分析表明:高低旁联合供热的最大热负荷可以比低压缸零出力大57.27 MW,最小电负荷比低压缸零出力小141.04 MW,其热电解耦能力更优秀;在主蒸汽流量和热网抽汽流量相等时,低压缸零出力比高低旁联合供热的电负荷高61.01 MW,其能量利用率更高;在现有华北电网调峰收益机制下,在主蒸汽流量小于505 t/h时,低压缸零出力供热可以获得更高的综合收益;在主蒸汽流量为505 t/h时,2种技术可以获得相同的最大综合收益;在主蒸汽流量大于505 t/h时,高低旁联合供热可以获得更高的综合收益。

低压缸零出力改造后热网疏水系统对热经济性影响的Ebsilon模拟

为提升火电机组的供热能力及调峰能力,低压缸零出力技术受到了越来越广泛的关注。基于某300 MW纯凝机组,利用Ebsilon软件搭建了热力系统模型,并进行了供热改造后的系统建模,对比分析了低压缸零出力改造前后机组的热经济性变化,并对不同热网疏水系统布置方案下低压缸零出力机组的供热、发电性能和供电标准煤耗进行了多工况模拟计算。结果表明,低压缸零出力改造使最小供电标准煤耗降低了31.63 g/(kW·h)。各疏水系统布置方案中,最大的供热抽汽量为638.26 t/h,最小的电负荷率为23.05%,最小的供电标准煤耗为161.30 g/(kW·h)。该研究可以为低压缸零出力机组疏水系统的优化布置提供借鉴,并为零出力机组的高效运行提供指导。

三菱机组低压缸零出力供热改造

我国西、北部地区各类可再生能源丰富,发电装机潜力巨大,但可再生能源产生的波动性电力接入会引发运行稳定性、电能质量等诸多问题。燃煤电站参与深度调峰是大规模消纳可再生能源最现实可行的方法。同时,西、北地区存在较大的热源缺口严重影响居民生活。低压缸零出力供热技术,即在低压缸高真空运行条件下,采用可完全密封的液压蝶阀切除低压缸原进汽管道进汽,通过新增旁路管道通入少量冷却蒸汽,用于带走切除低压缸进汽后低压转子转动产生的鼓风热量,实现机组低压缸零出力运行,大幅降低低压转子的冷却蒸汽消耗量,提高汽轮机电调峰能力和供热抽汽能力,最终有效解决低压缸冷却蒸汽流量限值、电调峰能力有限以及供热抽汽能力受限的“三限”问题。但汽轮机在低压缸零出力运行工况下,仅通入少量冷却蒸汽,使原设计流场被破坏,会对末级及次末级叶片的安全性产生明显影响,存在安全隐患。以在国内装机量高的三菱TC-2F-40.5机组为例,借助计算流体动力学(CFD)模拟分析方法对温度和动应力进行安全校核,并提出可采取低压缸喷水减温系统和抗水蚀金属耐磨层喷涂处理来保障机组在零出力工况下实现长期稳定安全运行。

深度调峰模式下多供热机组协同优化性能分析

以内蒙古某电厂2×200 MW、2×350 MW四台供热机组为研究对象,从厂级经济性和调峰性能角度出发,分析低压缸零出力、光轴、高背压改造三种供热技术对厂级净效益及调峰性能的影响。基于Ebsilon软件搭建四台供热机组改造前后的数学模型,分析低压缸零出力技术、高背压改造技术对单台机组经济性能和调峰性能的影响。在四种厂级供热方式下分析厂级的经济性能和调峰能力及机组背压、疏水温度、供热压力对各机组最小出力负荷的影响。研究得出,供热量相同时,低压缸零出力改造可使机组最小出力下降33 MW,高背压改造可使机组最小出力降低80 MW;四台机组供热改造后(1、3号机组切缸改造、2号机组光轴改造、4号机组高背压改造)厂级深度调峰能力最优;厂级供热负荷低于1000 MW时,四台机组经供热改造后运行经济性最优,供热负荷高于1000 MW时,四台机组按原抽凝供热运行经济性最优;供热压力对各机组调峰性能影响最大。

零出力改造非切缸工况汽机轴振大解决措施

某电厂2号机低压缸零出力改造后,非切缸工况运行相继出现各瓦轴振大问题,通过分析排查找出了各瓦轴振大的原因,并提出当出现振动波动不稳定的随机性振动情况时,要确认是否使用有浮动油档以及排查测振探头支架刚度的建议,有助于针对性地开展快速排查分析。

350MW汽轮机低压缸零出力的应用

三河发电公司为了提高冬季供热能力,进行了汽轮机低压缸零出力改造。改造后,低压缸不再进蒸汽做功,只通过新增旁路管道通入少量的冷却蒸汽,用于带走切除低压缸进汽后低压转子转动产生的鼓风热量。低压缸零出力提高机组供热能力;可提高机组深度调峰能力;机组冷源损失接近于零;能源综合利用水平得到有效提高,节约全社会煤炭消耗量,减少大气污染物和二氧化碳气体排放。改造当年产生了明显的经济效益。同时总结了低压缸末级叶片热应力变化、鼓风温度增加,循环水塔结冰,除氧器出口溶氧增加等问题,并提出了解决措施。

某火电机组供热调峰改造技术经济分析

某热电厂因无备用热源等原因,近年来无法满足日益增长的供热负荷需求,且供热安全性和可靠性亟需增强;同时全厂机组的综合调峰能力不足,无法获得更深度调峰的收益。针对这些问题,提出了对2号机组实施低压缸零出力供热改造,增设1台40 MW高压电极热水锅炉和1台35 MW高压电极蒸汽锅炉,并配套500 m^(3)常压蓄热水罐的技术改造方案,以满足备用热源、调峰、启动锅炉改造需求。通过对改造方案供热能力和调峰能力分析可知,本方案改造后可使全厂发电标准煤耗下降21.3%;供热标准煤耗下降0.56%。电锅炉参与调峰后,所获得的年度综合收益为1712.88万元;切缸改造后获得的收益约为2634万元;项目整体总收益为4346.88万元。可获得明显的经济效益。

低压缸零出力实现热电联产机组热电解耦与节能的理论研究

低压缸零出力改造可大幅度降低低压缸的最小进汽量,有望提高热电联产机组的运行灵活性。为此,以某300MW热电联产机组为例,对低压缸零出力改造的热电解耦性能及节能潜力展开研究。结果表明:通过低压缸零出力改造,扩大了供热机组的运行工况范围,提高了最大热电比,降低了机组的最低电负荷率。当发电量为200MW,低压缸零出力改造可使热电比提高1.107;当供热量为300MW,低压缸零出力改造可使机组最低电负荷率降低35.7%。能耗分析表明,改造后的机组的煤耗量大于改造前,但增大了机组供热量,进而产生节能效益。

某电厂汽轮机低压缸零出力供热工况低压末级叶片动强度分析

汽轮机低压缸零出力供热工况下,低压缸的进汽流量急剧减小,会导致低压末级叶片运行工况严重偏离设计值而影响其安全性。本文采用有限元方法,建立了某电厂300 MW汽轮机低压末级叶片在汽流激振力下的振动方程,采用直接积分方法分别计算了叶片在设计工况和低压缸零出力供热工况下的动应力。结果表明:设计工况下叶片的最大动应力为5.973 MPa,位于叶顶区域;低压缸零出力供热工况下叶片的最大动应力为1.119 MPa,位于凸肩区域,该最大动应力小于设计工况,说明低压缸零出力供热工况下叶片的动强度满足制造厂设计要求。

供热机组热电解耦技术对比

开展大规模热电解耦技术改造已成为供热机组未来的发展趋势。本文以某亚临界330 MW供热机组为例,从技术原理、技术特点及应用业绩等角度出发,对高中压缸旁路供热、储热供热、电极锅炉、低压缸零出力供热等供热机组常用的热电解耦技术进行了汇总、探讨和比较分析。高中压缸旁路供热技术适用于所有的燃煤供热机组,但其减温减压器、调节阀及相应管路系统运行的安全可靠性有待进一步研究和现场论证;供热机组配置储热罐或电极锅炉装置时,应需要根据当地电网形势、调峰政策、供热热负荷等因素进行优化设计;低压缸零出力供热技术应用于供热机组热电解耦技术改造中成本最低,热经济性最佳,综合优势最大。建议从机组实际情况出发,寻求最适合机组自身特性的热电解耦技术方案。

火电机组灵活性运行技术综述与展望

为有效解决大气污染问题,国家大力推进能源结构清洁化改革,风力发电、太阳能发电装机容量迅速增长,加之传统煤电产能过剩,导致电网调峰困难,这对现役火电机组的灵活性以及深度调峰能力提出了更高要求。本文以我国新能源发展趋势以及弃风、弃光程度为切入点,综述了提升火电机组灵活性运行的现状,针对火电机组现存调峰能力不足、负荷响应速度迟缓、长期偏离设计工况运行等问题进行了分析,并介绍了应对技术以及应用情况,在此基础上对火电机组灵活性运行下一步的工作方向进行了预测。

低压缸零出力供热工况中低压缸连通管内部流动数值模拟

对低压缸零出力技术改造后的某300 MW供热汽轮机组中低压缸连通管、连通管液控蝶阀、采暖抽汽管道、冷却蒸汽旁路、冷却蒸汽流量孔板和冷却蒸汽调节阀等根据实际尺寸建立三维模型,并进行网格划分;并采用Realizable k-ε模型和Scalable壁面函数法进行不同供热工况下中低压缸连通管及冷却蒸汽旁路内部流动数值模拟。模拟结果表明:中低压缸连通管及冷却蒸汽旁路系统复杂结构会使蒸汽流动产生分离,使整个管路系统内流动不稳定,低压缸进汽口流动不均匀;低压缸零出力工况,蒸汽在冷却蒸汽调节阀出口扩张段会产生超音速,并在其后连接的弯头处产生强激波和马赫盘。模拟结果反映了汽轮机抽汽供热及低压缸零出力工况中低压缸连通管内较复杂的蒸汽流场和状态,为后续技术改造的方向提供了理论依据。

330MW供热机组低压缸近零出力热力性能分析

阐述了汽轮机低压缸切缸供热系统工作机理,结合某330MW空冷供热机组,应用Ebsilon软件搭建切缸供热改造前后机组变工况计算模型,基于热力学定律,对比分析改造前后机组能耗分布和供热能力。绘制了纯凝运行、抽汽供热和切缸供热工况能流图,获得机组在不同供热方式下能量流动方向和各部分损失变化。探讨影响机组调峰范围的因素,利用工况图分析低压缸近零出力改造后电热负荷特性及其调峰能力的变化。并结合电力辅助服务市场运营规则进行了调峰补偿收益核算。结果表明:较抽凝运行工况,案例机组完成低压缸近零出力改造后,最大供热能力增加37.1%;额定供热工况电负荷调节能力提高34.8%;发电标准煤耗率降低54.5g/(kW·h),调峰能力增加的同时热经济性提高。本文从理论上,对低压缸近零出力改造技术的应用提供了定量依据和工程适用范围,为热电联产机组灵活性改造技术应用提供理论支撑。

热电联产机组电热煤特性研究

精确掌握热电联产机组电功率-热负荷-标准煤耗的关系特性,可以对机组进行精细化管理,实现运行成本最小化及盈利最大化。本文基于EBSILON软件建立热电联产机组电热煤关系评估模型,对采用连通管抽汽供热模式和低压缸零出力供热模式的亚临界300 MW热电联产机组,分别计算分析其电功率-热负荷-标准煤消耗量的关系特性。结果表明:标准煤消耗量随电功率呈线性增加趋势,相同电功率下低压缸零出力供热模式标准煤消耗量比连通管抽汽供热模式的最大供热工况高约5.4 t/h;标准煤消耗量随供热量呈线性增加趋势,相同供热量下低压缸零出力供热模式标准煤消耗量比连通管抽汽供热模式的最大供热工况低约13.2 t/h。建议热电联产机组以厂级能耗最低或盈利值最高为目标,进行厂级优化分析,实现智能优化控制。