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。

330MW热电联产机组低压缸微出力供热改造

探讨330 MW热电联产机组低压缸微出力供热改造的可行性,分析供热系统存在的效率瓶颈,制定改造方案,包括刚柔性运行工况调整、切缸设计以及喷水减温和抽凝系统优化等。该改造方案能够增强机组的供热能力和发电能力,提升机组的灵活性和经济性。

低压缸微出力技术在350MW超临界供热机组深度调峰中的应用研究

随着我国新能源的迅速发展,火电机组深度调峰已成为必然趋势。北方地区火电机组在灵活性改造上运用较多的技术有低压缸切缸、高低压旁路改造、电锅炉改造等。某电厂结合自身实际对机组进行了低压缸微出力改造,并在改造后对机组的调峰能力、调峰收益进行了分析,结果表明:极寒期、初末寒期最大采暖抽汽工况时,机组深度调峰能力分别提高了54.94 MW、50.5MW,在一个供热期可以取得深度调峰收益约294万元的效果。

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。

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。

某300 MW循环流化床煤电机组灵活性运行技术探讨

为实现“双碳”目标,缓解高比例新能源并入电网后的调峰压力,提升煤电机组灵活性,对循环流化床热电联产机组灵活性技术的实施方案进行了探讨。以山西某电厂2×300 MW亚临界循环流化床机组为例,分别从供热期、非供热期以及全时段的角度出发,开展了煤电灵活性运行研究。在供热期开展的灵活性改造,采用低压缸微出力、高低旁路联合供热和电锅炉等多种调峰技术联合实施及综合改造技术路线,提高了循环流化床煤电机组供热期灵活性运行能力;针对热电联产煤电机组在非供热期调峰不足的缺陷,采用高参数蓄热态蓄热方式的压火调峰技术,进行了焖炉压火近零深度调峰试验和探讨;同时结合该电厂在全年可开展应用的工业园区间接调峰技术,提出了300 MW亚临界循环流化床煤电机组灵活性提升综合改造技术路线。总之,循环流化床热电联产机组在供热期可以通过低压缸微出力运行供热改造技术,高、低压旁路联合供热技术以及电锅炉技术提高机组运行灵活性。压火调峰技术为循环流化床热电联产机组在非供热期提升灵活性提供了参考路径,该技术实施与机组设备状态、辅机配置、设备可控性自动化水平有紧密关系,提高煤电机组运行水平及可控性是实现机组运行灵活性的基本要求。工业园区内供汽可在全年间接实现调峰,联合供热期和非供热期调峰技术进一步完善了CFB煤电机组灵活性提升综合改造路线,为有需要提高运行灵活性的循环流化床热电联产煤电机组提供了技术参考。

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。

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。

自备电厂热电解耦方案及其特性分析

目前自备电厂发电功率较大,在未来新能源并网调峰中不容忽视。根据选取的具备供电与热的自备电厂,确定低压缸零出力、高背压抽汽联合乏汽供热、吸收式热泵和压缩式热泵4种热电解耦优化方案,定量计算评估4种方案优化后电厂最大供热与电负荷率的降低情况。对案例机组采用4种方案进行优化,计算结果显示:案例机组对4种优化方案的最大供热量可分别提高174.00、136.18、168.37、38.00 MW;在原最大供热负荷下,最低电负荷率分别降低到44.29%、73.29%、73.70%和80.57%,最大热电比分别达到2.00、1.50、1.50、1.15;其中低压缸零出力解耦优化效果最明显,最大供热量提升最多,电负荷率降低也最多。经济分析显示,吸收式热泵方案与其他方案相比增加的投资成本最多。

基于供热机组经济性的梯级热电解耦技术研究

为提高供热机组热电解耦能力,在满足供热负荷的前提下最大限度实现机组上网负荷深度调峰,根据3种热电解耦方式的特点,提出基于供热机组经济性的梯级热电解耦方案,重点从技术原理、经济性、解耦能力等角度进行了论述,为热电企业开展此项工作提供了依据。

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。

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。

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。

汽轮机低压缸旁路供热的电出力调节能力分析

汽轮机低压缸旁路供热的电出力调节能力对于热电联产机组来说具有重要意义。为了提高机组的性能和经济效益,需要深入研究旁路供热方案的优化措施,并加强汽轮机的电出力调节能力。此外,还需要考虑如何适应不同的用电负荷和天气条件,以及如何提高供热设备的性能和效率。只有这样,才能充分发挥热电联产机组的优势,实现能源的高效利用和可持续发展。

长输供热工程热源侧改造方案研究

受冬季电负荷限制,机组实际供热能力无法得到充分发挥,造成能源浪费。针对双鸭山某电厂5号、6号机组汽轮机本体的结构特点,提出了一种“中低压连通管打孔抽汽+低压缸零出力”的热源侧改造方案,采用Ebsilon软件,根据实际缸体效率等热力特性建立汽轮机热力分析模型,核算汽轮机实现的最大供热抽汽能力,分析了热力系统特性以及各种相关设备的适应性,对比改造前后的供热能力、机组煤耗和电调峰能力变化。研究结果表明:改造方案可以显著提高机组供热能力和调峰深度,有益于机组减小冷源损失、节能降耗,可为同类纯凝机组发展长输供热提供参考。

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。