双抽热电机组–抽背热电机组双机联合运行特性及优化研究

为挖掘混合类型热电联产机组的节能潜力、降低发电成本,通过EBSILON软件搭建60MW双抽(double-extraction condensing unit,CC)-抽背(extraction condensing unit with a high back-pressure,CB)热电联产机组的仿真模型,研究该联合机组的运行特性并建立基于可解释增强机和鸟群算法的双抽-抽背热电联产机组负荷优化模型,最后以典型日热电负荷优化任务为例,给出双机热电负荷优化结果。结果表明:当保持双抽机组的中压流量不变,存在中压流量极限值10.39t/h,使低压流量与电功率的运行区域只受到最大主蒸汽流量、最小凝汽量以及最小主蒸汽流量的限制;存在中压流量极限值59.26t/h,使运行区域只受最大主蒸汽流量和最小凝汽量限制;当双机总中压流量一定时,双抽-抽背机组的联合运行区域可以用极限工况即抽背机组承担最大中压流量,双抽机组承担剩余中压流量来近似表示。该优化方法与热电负荷平均分配方案对比,典型日可以降低1148.58GJ热耗,发电标准煤耗率由212.10g/(kW·h)降低为209.05g/(kW·h),可以节省标煤3.05g/(kW·h)。

某600 MW超临界空冷燃煤机组深度调峰运行热经济性研究

“双碳”目标下,以新能源为主体的新型电力系统正在加速构建。燃煤火电机组逐渐由电量主体转变为灵活性调峰电源。为探究大容量、高参数机组在深度调峰运行下的主要设备性能和热经济性,以超临界600 MW直接空冷燃煤机组为研究对象,对机组在不同深度调峰负荷下的锅炉、汽轮机性能、厂用电率、运行煤耗情况变化进行了试验研究。结果表明:机组从50%额定负荷深调至40%额定负荷时,运行发、供电煤耗分别增加6.18 g/(kW·h)和9.11 g/(kW·h)。机组从40%额定负荷深调至30%额定负荷时运行发、供电煤耗分别增加31.75 g/(kW·h)和51.33 g/(kW·h)。通过试验对比分析,超临界燃煤空冷机组深度调峰至40%负荷以下时,机组锅炉、汽轮机性能显著下降,机组热耗率、厂用电率和运行供电煤耗显著增加,运行经济性下降明显。在此基础上,分析了机组在不同负荷率和相同负荷率不同深调占比下机组全年平均供电煤耗的变化。当机组负荷率由65%下降至60%、55%负荷率时,机组纯凝运行全年平均供电煤耗分别升高6~7 g/(kW·h)和12~13 g/(kW·h)。在机组负荷率和全年计划电量不变时,当机组深度深调峰负荷占比为10%、20%和30%时,供电煤耗分别升高1~2 g/(kW·h)、2~3 g/(kW·h)和4~5 g/(kW·h)。研究结果可为超临界燃煤空冷机组深度调峰经济性调度和优化运行提供一定参考。

首台超临界再热型双抽背压机组甩100%负荷试验分析

汽轮发电机组甩负荷试验目的为测取甩负荷后最高飞升转速变化曲线,通过对调节系统的动态特性分析考核汽机数字电液调节系统(digital electro-hydraulic control system,DEH)在甩负荷时的控制性能,通过对中国首台套超临界双抽背压式汽轮机组甩100%负荷试验结果进行分析,提出了在甩100%负荷过程中关键的控制点,尤其是甩负荷过程中的旁路控制、燃料控制、主蒸汽压力控制、给水控制、转速控制等方面进行充分分析研究,并进行了100%甩负荷试验,最终实现了在甩全负荷工况下的供热,各参数均良好,对热网产生的波动很小,有效提高了事故工况下的保障供热能力。本机组甩负荷后,转速飞升最大值3113 r/min,动态超调量3.77%,实现了超临界再热型双抽背压机组100%甩负荷试验一次成功,也为超临界双抽背压机组供热稳定性提高了良好的技术支撑。

二次再热超临界机组热力系统经济性定量分析方法

该文针对二次再热超临界机组采用了二次再热和高低压加热器回热抽汽均设有外置蒸汽冷却器进行过热度跨级利用的特点,基于等效热降理论,经过严格的理论分析和数学推导,得出了各加热器名义和真实抽汽等效热降及抽汽效率的计算方法,给出了二次再热超临界机组热力系统经济性的局部定量分析法则,形成了一套完整的经济性定量计算方法。利用该模型仅用3个公式即可以方便、快捷、准确地计算出热力系统发生局部调整和变化时机组经济性指标的变化,为此类机组的经济性分析和节能诊断提 供了一种简捷、准确的定量方法。并通过实例计算验证了该模型的可行性和准确性。

1000MW高超超临界二次再热系统优化

目前高效清洁的燃煤发电越来越受到高度重视。文中以1000MW常规超超临界二次再热机组为基础,提出一种蒸汽参数为35MPa/600/610/610的1000MW高超超临界二次再热机组的热力系统方案,通过计算比较1000MW高超超临界二次再热机组的热力系统比常规超超临界二次再热机组,热效率提高0.92%。针对该机组回热抽汽过热度高,在传热过程中损失大,提出2种方案:采用外置式蒸汽冷却器系统和采用回热式汽轮机系统,对2种方案进行研究比较。结果表明:外置式蒸汽冷却器系统和回热式汽轮机系统比高超超临界二次再热机组发电效率增加0.34%和1.87%。采用回热式汽轮机系统最高发电效率能到达48.84%,节能效果显著。

1000MW二次再热火电机组管道热效率对系统热经济性的影响

以某1 000MW超超临界二次再热火电机组为研究对象,定量分析了系统管道的散热损失、厂用蒸汽系统损失及工质泄漏损失对单元机组热经济性的影响.结果表明:考虑全部损失时,管道热效率为97.394%,供电标准煤耗为271.935g/(kW·h).与无管道损失时相比,机组管道热效率降低2.606%,供电标准煤耗增加4.584g/(kW·h),说明在二次再热机组热经济性评价中应该考虑管道热效率.

1 000MW二次再热汽轮机启动步序及问题处理

根据国电泰州电厂二期工程调试的实际情况,介绍了上海汽轮机厂制造的1 000 MW双再热汽轮机启动运行的步序,就启动调试过程中存在的主要问题,如排汽温差大,暖机时间长,低压外缸温度高和双缸启动不成功进行分析和处理,对部分控制逻辑和包括蒸汽参数及调节汽门开度的启动参数进行优化,实现了机组高效节能运行和超低排放,对超超临界双再热汽轮机的启动试运具有一定的参考意义。

1000MW超临界汽轮机主调阀内流动和噪声计算分析

针对某1000 MW超临界汽轮机主调阀系统(主汽阀和调节阀)内的蒸汽流动和噪声辐射,进行了全三维计算分析。通过求解全三维N-S方程和k-ε湍流模型,并考虑水蒸汽热力性质参数,得到了阀门流道中的蒸汽流场参数;然后采用基于FW-H方程的剪切流噪声模型,求解了蒸汽流场内的噪声源幅度分布。计算结果表明:主调阀流道内的压力损失为1.38%,其中调节阀部件的压损占主调阀总压损的66%;主汽阀和调节阀的喉口位置和阀腔流动死区等位置处的涡量很强,从而成为主要的气动噪声辐射源。

超临界机组协调控制方法研究及模型分析

针对超临界机组蓄热小,非线性强,压力的剧烈波动严重影响到机组负荷控制品质的现象。根据超临界直流锅炉的特点,对600 MW超临界机组协调控制系统进行了研究。在获得机组数学模型的基础上,应用格拉姆法对模型进行解耦简化,通过分析可以确定当煤水参数配比合适、中间点温度控制效果平稳时,可以将三输入三输出的超临界直流机组的控制系统简化为双输入双输出控制系统的线性近似模型,并根据模型响应曲线的相似性,利用双向静态解耦法对模型进一步简化,获得了工程应用的控制系统,并通过仿真证明了该方法的有效性。

1000 MW超超临界二次再热燃煤发电示范工程总体设计方案

为促进节能减排,建设了国电泰州电厂二期工程作为1 000 MW超超临界二次再热燃煤发电机组的示范工程。结合国内现有燃煤发电机组技术水平,在比较分析国外二次再热机组的基础上,提出了示范工程总体方案所涉及的主机参数选择、主机选型、热力系统拟定、辅机选型以及大气污染物治理方案。示范工程投运以后,2台机组供电煤耗分别为266.57 g/(kW·h)和265.75 g/(kW·h),烟尘、SO_2和NO_x的排放浓度在标准状态下分别低于5 mg/m^3、35 mg/m^3和50 mg/m^3,为中国建设更加高效和清洁的火力发电厂起到重要的参考和示范意义。

二次再热超临界机组热力系统循环吸热量计算

以常规热平衡方法和等效热降理论为基础,针对二次再热超临界机组热力系统高低压加热器均设置外置式蒸汽冷却器的特点,经过严格的数学推导,将等效热降理论应用于二次再热超临界机组热力系统循环吸热量计算的研究,并提出了适用于不同类型凝汽式机组的通用数学计算模型.经实例验证,该数学模型简捷、准确,为二次再热超临界机组和其他不同类型凝汽式机组热力系统热经济性的定量计算奠定了基础.

一种超超临界二次再热发电系统及其热经济性分析

超超临界二次再热发电技术是提高电厂燃煤机组发电效率的重要技术方向。通过朗肯循环与理想再热循环循环效率的计算比较,理想一次再热循环可比朗肯循环效率提高1.96个百分点,采用理想二次再热循环可比朗肯循环效率提高3.27个百分点。针对一种蒸汽参数为31MPa/600℃/620℃/620℃的1000 MW超超临界二次再热机组的热力系统方案,进行了机组热经济性分析与计算,并与蒸汽参数为26.25MPa/600℃/600℃的一次再热机组进行了经济性计算对比。通过热平衡计算,二次再热机组相对于一次再热的超超临界机组可降低供电煤耗率约9.22 g/(kW·h),热耗率降低了3.34%,机组净效率提高了约1.54个百分点。节能与环保效益显著。

二次再热超临界机组热力系统热经济性计算模型的研究

以常规热平衡方法和等效热降的基本理论为基础,经过严格的数学推导,建立了既能用于其单位新蒸汽作功又能用于循环吸热量计算的二次再热超临界机组热力系统通用计算模型,实例计算结果与常规法完全一致,为此类机组热经济性与局部因素的快速准确定量计算奠定了基础,并可应用于其它任何凝汽式火电机组热力系统。

超临界机组非线性模型参数估计与平衡点分析

在现代控制理论的基础上,以超临界直流发电机组的机炉协调多变量受控系统为研究对象,借鉴系统辨识与机理建模方法,结合采集的主要过程参数给出一种600MW超临界机组协调受控对象的非线性数学模型,并对其平衡点进行计算分析与仿真研究,证明其非线性数学模型的合理性,为超临界直流炉机组的研究提供一种参考方案。

二次再热机组热经济性分析

针对典型超(超)临界一次再热机组,在新蒸汽参数和一次再热参数不变的基础上,以5台典型超(超)临界一次再热机组为母机型,叠加1个二次再热部分,构建了二次再热机组模型;采用做功系数法及汽轮机中蒸汽等熵膨胀过程线对二次再热理想循环热效率进行理论分析及数据计算。结果表明:不同机组最佳二次再热压力为一次再热压力的19%~23%;相同机组二次再热压力与一次再热压力比值的选取范围为15%~30%;在该压力范围内,二次再热理想循环热效率比一次再热高约1%。该结论为实际工程中二次再热压力的选取提供参考。

大力发展超临界压力机组优化火电结构

通过分析目前我国火电结构存在的“两个基本事实，一个突出矛盾”，认为发展超临压力机组这种已商业化的、成熟的发电技术是改善火电结构的有效途径；指出发展超临界压力机组面临着设计、制造和运行等几项技术难点，认为应在掌握新知识和新技术的基础上，努力实现我国发展超临界压力机组的技术跨越。

复合循环型高压工业供汽技术研究

国家节能减排工作的持续推进,刺激了中高压工业供汽的需求。本文在分析现有供汽技术特点的基础上,针对大流量、全工况、中高压工业供汽,提出一种新型复合循环型高压工业供汽技术改造方案。在国产超临界350 MW供热机组上进行了整体热力特性模拟,对改造后系统整体的运行参数、关键设备选型等进行了详细分析。该技术对锅炉、汽轮机本体改造工程量小、无不可恢复改造项目;改造后供汽量大幅提升、供汽系统启停灵活,对机组正常运行影响较小;外供蒸汽参数调整灵活、方便,增加供汽灵活性;供汽能力具有非常好的负荷适应性,可保证机组在供汽条件下仍具有良好的深度调峰能力。

700℃超超临界一次再热发电系统优化

针对超超临界一次再热机组、汽轮发电机组抽汽回热过热度高,造成回热系统不可逆损失大、系统完善度不佳等问题,分析了MAST CYCLE热力系统(简称MC系统)热力学性能,此系统可有效降低回热抽汽过热度,但系统相对复杂。采用热力学参数优化、匹配及结构集成方法对超超临界一次再热机组进行分析优化,得到加4级外冷器优化系统为系统集成的最优方案,供电效率达到49.58%;并对其进行余热利用挖潜,计算得到系统供电效率达到50.07%。研究结果为700℃超超临界机组系统优化设计提供了一种更有效的途径。

1000 MW超超临界二次再热燃煤发电技术

为节约一次能源、加强环境保护、减少温室气体排放和提高机组的经济性,自主研发、自主设计、自主制造和自主建设了国电泰州电厂二期1 000 MW超超临界二次再热燃煤发电示范工程,介绍了机组总体技术方案,包括机组主机参数选择、锅炉与汽轮机研发,系统优化与节能减排集成,自动控制系统研究。机组投产后发电效率分别高达47.81%、47.95%,机组供电煤耗分别达到266.57 g/(kW·h)、265.75 g/(kW·h),烟尘、SO_2、NO_x排放浓度在标准状态下分别低于5 mg/m^3、35 mg/m^3、50 mg/m^3,达到并优于超低排放要求。示范工程的成功投产和稳定运行为中国开发更高参数、更高效率、更为清洁的燃煤发电技术奠定了基础,为建设同类机组积累了宝贵的经验,大幅提高了中国燃煤发电技术的国际竞争力。

泰州二期1000 MW超超临界二次再热机组建设与运行

阐述了1 000 MW二次再热燃煤发电机组的选型和参数确定原则,通过产学研用、严谨论证,推动重大技术创新方案和示范工程落地,探索了机组建设中的技术风险管控和工程管理要点,介绍了精细化管理、洁净化安装、全过程质量管理、精细化调试的关键要点。工程投产后,持续做好运行优化和运行管理,实现了示范工程全面达到各项性能指标,项目的建设和运行对促进中国高效清洁火力发电装备技术水平的提升,促进燃煤的清洁利用,都将具有良好的示范作用。