200MW汽轮机回热系统运行定量分析

本厂200MW汽轮机回热系统见图1。回热抽汽加热系统,对火电厂的安全、经济运行十分重要。特别是在经济上,如高加解列,将使机组煤耗增加7g/kW·h,每天约多耗标准煤28t。一台低加解列,增加煤耗近1g/kW·h。另外,高加正常的运行方式也会影响运行的经济性。而这些不正常的运行方式往往被忽视,主要是没有量的概念。目前,能源部提出要求,今后发电厂每年要降低煤耗3g/kW·h,2000年发电煤耗全     

300 MW机组给水泵小汽轮机轴封疏水系统的改造与分析

针对珠江电厂#4机组给水泵小汽轮机轴封疏水系统设计不合理的情况,分析了具体原因,并在此基础上提出了优化建议和改进措施。后经运行证明,明显缩短了给水泵小汽轮机的启动时间,有效地提高了主机的真空度。同时,对相同条件下整个机组进行的经济性对比分析也显示,机组的热效率、热耗率和发电标准煤耗率分别由原来的39.04%、9222.47kJ/kW·和315.1kg/kW·h提高到优化h后39.25%、9172.70kJ/kW·h和313.4kg/kW·h。     

四川电网供电煤耗大降

今年上半年全网火电厂供电煤耗率为414g/kW·h,比去年同期下降19g/kW·h,节约标煤17.5万t,价值3000多万元。今年中低压机组“以大代小”技术改造。网内18台6～25MW共230MW高耗低效中压小机组报废退出运行。高效低耗高压机组发电量比重上升,全网供电煤耗下降8g/kW·h。     

660 MW超临界燃煤机组变负荷过程动态特性的仿真研究

燃煤机组变负荷速率的提升是电网AGC（automatic generation control）调节过程灵活性的重要评价指标。建立了660 MW超临界一次再热燃煤机组的动态仿真模型,并嵌入了详细热工控制模型,获得了75%~100%THA范围内不同变负荷速率下的机组主要热力参数的动态变化规律。利用工质最大温度偏差和平均标准煤耗率差值为评价指标,对燃煤机组AGC变负荷过程的安全性和经济性开展了分析。研究结果表明：随着变负荷速率的提高,输出功率、主汽温度和再热蒸汽温度波动越来越剧烈,水冷壁出口、屏式过热器出口、水平低温再热器入口和垂直低温再热器出口的工质最大温度偏差逐渐增大,最大值分别为24.7、29.1、26.1和41.3 ℃。随着升负荷速率的提高,平均标准煤耗率差值逐渐减小,变化范围为2.35~2.53 g/（kW·h）,随着降负荷速率的提高,平均标准煤耗率差值的绝对值逐渐减小,变化范围为-2.64~-2.50 g/（kW·h）。     

我国高效灵活二次再热发电机组研制及工程示范

为了提高二次再热燃煤发电机组能源利用水平,提高机组在较大负荷变化范围内运行的高效灵活性,通过理论创新、关键单元技术开发、系统集成、工程示范等,研制带烟气再循环灵活调温的高效宽调节比二次再热塔式锅炉,研制带补汽阀、二次再热、单轴、五缸四排汽汽轮机,集成优化设计基于31MPa/600℃/620℃/620℃二次再热、单轴、五缸四排汽、汽电双驱引风机供热、综合调频等新型技术的热力系统,研发智能DCS及预测控制算法结合智能动态前馈的全程控制与协调优化策略。研究结果表明:机组在100%额定负荷下发电效率≥48%,70%额定负荷下发电效率达47.3%～48%;100%额定负荷下发电煤耗256g/(kW×h),70%额定负荷下发电煤耗达256～260g/(kW×h)。     

凝汽器胶球系统收球率低的原因及对策

保持凝汽器较高的真空和较小的端差,是提高机组循环热效率的主要方法之一。以300 MW机组为例,汽轮机背压增高0．004 MPa,将导致热耗增加244．5 kJ／kW·h,煤耗增加9．70 g／kW·h;凝汽器端差升高5℃,将导致热耗增加95．12 kJ／kW·h,煤耗增加3．66 kJ／kW·h。我公司凝汽器循环水冷却水系统为闭式循环,循环水冷却水水源为地下水,由于地下水硬度大,凝汽器铜管易结垢,影响凝汽器的热交换率,导致机组真空降低,降低机组效率,影响机组的正常运行。     

燃煤机组不同灵活性调节方案参与一次调频过程的经济性分析

提高燃煤发电机组运行高效灵活性是提高电网运行安全性的有效手段。采用GSE软件搭建了660 MW超临界燃煤机组动态仿真模型,研究了一次调频过程中4种热力系统调节方案下的主要热经济性参数和蓄热量的动态特性,定义了一次调频过程的热经济性指标,最终分析了一次调频作用时间和调节方案对平均标准煤耗率差值的影响规律。研究表明：一次调频升负荷过程,4种不同调节方案中的汽轮机输出功率和发电厂总效率均迅速升高,而发电标准煤耗率规律正好相反;锅炉和汽轮机系统蓄热量降低是4种方案可以参与一次调频的本质原因;平均标准煤耗率差值的最小值为-22.15 g/（kW·h）,出现在高加抽汽节流方案下且一次调频作用时间为90 s。     

超超临界二次再热发电机组热经济性分析

在一次再热机组的主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度保持不变的基础上,采用二次再热可降低汽轮机的热耗率,提高机组效率.以某参数为26.25 MPa/600℃/600℃/600℃超超临界1 000 MW机组为例,对其进行一次再热与二次再热循环下的各热经济指标对比发现,1 000 MW负荷工况下,二次再热机组汽轮机热耗率比一次再热机组热耗率降低了92 kJ/(kW· h),供电煤耗率降低了3.47 g/(kW·h),机组净效率提高了0.57％.     

国产引进型300MW汽轮机组设备及系统优化改进

扼要介绍石横发电厂国产引进型 30 0MW 3号汽轮机组投产以来的运行情况和设备及系统存在的问题 ,并阐述了 3号汽轮机组的完善改进措施和实施技术改进后的实际效果。通过完善改进 ,机组热耗率相对下降 333.4 5kJ/(kW·h) ,发电煤耗率下降 1 2 .5 g/(kW·h) ,改造效果显著。     

超超临界机组采用MC系统的变工况性能研究

基于常规超超临界机组热力系统(常规系统),提出了取消中压缸抽汽,引入回热式小汽轮机抽汽的主循环(MC)系统的设计方案。以某超超临界1 000MW机组为例,利用EBSILION软件对常规系统和MC系统进行机组变工况下热力学计算分析和比较。结果表明:采用MC系统的机组,在设计工况下,机组发电效率比常规系统提高0.15%,发电煤耗降低0.92g/(kW·h);在30%负荷下,机组发电效率比常规系统提高0.24%,发电煤耗降低1.61g/(kW·h)。因此,采用MC系统的超超临界机组具有良好的变负荷特性,且更适合于低负荷工况下的高效经济运行。     

1 000 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、SO₂和NO_x的排放浓度在标准状态下分别低于5 mg/m³、35 mg/m³和50 mg/m³,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。     

槽塔结合太阳能辅助燃煤发电机组性能分析

目前化石能源短缺,环境污染日益严重,太阳能作为一种清洁可再生的能源,以其储量巨大、便于获取、无污染的优势,获得广泛的关注和发展。以国内某1 000 MW 超超临界机组作为基准系统,提出了一种同时集成槽式、塔式太阳能集热子系统的新型太阳能辅助燃煤发电系统,分析了系统的节煤量、光电效率、锅炉热效率,同时对集成系统的经济成本进行了分析。结果表明：该新型集成系统比传统燃煤电站具有更好的热力学性能,可以最大限度地利用太阳能,THA工况下集成系统的节煤量约9 g/（kW·h）。随太阳能取代比例的增大,集成系统的光电效率最大为25.55%,太阳能侧平准化度电成本为0.81 元/（kW·h）,低于目前的纯光热电站上网电价1.15 元/（kW·h）,具有明显的经济优势。     

1 000 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、SO₂、NO_x排放浓度在标准状态下分别低于5 mg/m³、35 mg/m³、50 mg/m³,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。     

太阳能与燃煤耦合发电集成方式研究

太阳能和常规的燃煤电厂耦合,可以提高燃煤电厂的效率,减少化石燃料的使用,达到保护环境的效果;同时,可以弥补太阳能热发电的不足。通过对太阳能集热场替换回热抽汽的分析,得到其对原燃煤机组效率、汽耗率等的影响;并探讨了太阳能与燃煤耦合发电的不同集成方式对于燃煤机组的影响。研究结果表明：太阳能集热场与H1高压加热器并联为最佳方案,对原燃煤机组增益最大,效率由原来的42.90%提高为44.78%,提高了1.88%;标准煤耗率由原机组的0.286 7 t/h降低为0.274 6 t/h,降低了0.012 1 kg/k Wh。     

太阳能辅助燃煤热发电系统的探讨

由于太阳能供给的间歇性,单独投资建造的太阳能热发电系统经常会出现设备成本高、利用率低、收益低等问题。因此,利用太阳能热发电系统与常规燃煤发电系统都有汽轮机部分这一特点,将槽式抛物太阳能集热器集成到常规燃煤发电系统中,寻求改造现有燃煤发电系统的新途径。以某300 MW机组为例,利用弗留格尔公式进行变工况计算,然后进行热经济性分析,为太阳能辅助燃煤热发电混合系统的建立提供理论参考。     

扩容蒸发式光煤互补发电系统变辐照特性研究

为避免槽式太阳能集热器内变热流量传热和汽液非均匀分布产生,提出了扩容蒸发式太阳能蒸汽发生系统。采用NASA SSE6.0数据库收集的辐照数据,将扩容蒸发式太阳能直接蒸汽发生系统与燃煤机组互补组成复合发电系统,建立复合发电系统的变工况计算模型,并以600 MW机组为例进行了复合发电系统变辐照情况下的日、月、年热力性能分析。研究结果显示：复合发电系统日发电功率与辐照强度曲线变化趋势类似,各月复合发电系统的发电量呈现出夏季较高的趋势,6月份达到峰值2.95×10⁸ kW·h,集热场效率与其趋势相反,机组热功转换率夏季较高,全年为32%~35%;太阳能平均热功转换效率为22.5%,研究结果可为太阳能与燃煤机组互补发电系统的工程应用提供新的方向和思路。     

当前我国燃煤火电机组降低CO2排放的途径

从我国的能源结构和CO2排放及气候变化的现实出发,分析了我国燃煤火电技术的发展方向,即在不可能短期内改变我国能源和电源结构的情况下,我国火电应当怎样应对减排CO2的压力和挑战。虽然现在正在开发的碳捕获和封存技术（carbon capture and storage,CCS）有可能达到CO2接近零排放,但在CCS技术能够得到大规模推广应用之前的一个相当长的时期,目前最可行、经济、可靠的燃煤机组CO2减排的途径是坚持“上大压小”政策大力发展大容量高效率超临界/超超临界机组,通过技术创新提高现有火电厂效率,提高现有600 ℃超超临界机组的净效率,开发先进的37.5 MPa/700 ℃/720 ℃/720 ℃双再热机组,将1 000~1 500 MW超超临界机组净效率提高至53%以上。     

大型燃煤电站锅炉能效评价与节能分析

为了分析燃煤发电能量转化与传递过程中的能效情况,挖掘燃煤发电机组的节能减排潜力,利用热平衡和㶲平衡的对比分析,揭示燃煤发电过程热损失和㶲损失的内在联系,进而揭示燃煤发电过程节能潜力的分布情况。基于节能潜力分布情况,深入讨论采用空气分级提高热风温度、富氧燃烧、降低过量空气系数和提高主蒸汽/再热蒸汽参数等节能技术方案,以确定分别降低燃烧㶲损失、传热㶲损失以及其他主要㶲损失的效果。研究表明,提高热风温度、提高空气含氧量、提高主蒸汽/再热蒸汽温度、提高主蒸汽压力等方案,可分别降低燃煤发电机组供电煤耗6~9、6~10、11和5~12g/(kW·h),为燃煤发电节能减排技术的进一步发展指明方向。