水冷火电机组冷端优化研究

针对电厂汽轮机冷端优化分析问题,从凝汽器和循环水泵的整体角度出发,对冷端系统的运行特性进行优化,建立了不同工况下循环水优化系统分析计算模型,得出不同负荷下汽轮机排汽压力、循环水温度对机组热耗的影响.通过现场试验,计算了不同负荷之间排汽压力对热耗率影响系数关系,以此构建了不同负荷排汽压力对热耗率影响系数模型,提高了低负荷工况优化结论的准确性。     

1000 MW超超临界凝汽式汽轮机最佳背压模型应用分析

建立了1000 MW超超临界凝汽式汽轮机最佳背压的计算模型,实时分析最佳背压随负荷、循环水流量和机组状态的变化关系。结果表明循泵功率变化和汽轮发电机功率变化均随循环水流量增加而增大。机组净出力随循环水流量先增大后减小,在一定循环水流量和背压下存在最大值。在高负荷下,降低背压带来的收益大于损耗,应尽量提高循环水流量,降低背压。低负荷下,采用一机一循泵模式合理;中高负荷下,采用两机三循泵模式合理;长期高负荷下,采用一机两循泵模式合理。在循环水入口温度维持基本不变时,汽轮机最佳背压随负荷增加而降低,最佳循环水流量随负荷增加而增大。     

燃煤电厂300MW机组循环水系统运行优化研究

以某燃煤电厂2×300 MW机组循环水系统为研究对象,充分考虑外界环境因素,基于循环水泵运行优化理论建立了冷却塔、凝汽器与汽轮机低压缸耦合的冷端优化数学模型。基于麦克尔焓差理论建立冷却塔热力计算模型并给出冷却塔出塔水温的计算方法,研究了环境温度、相对湿度和循环水量对冷却塔出塔水温的影响。研究了机组背压、循环水量与排汽流量对凝汽器真空的影响。绘制全工况下循环水泵运行方式间的等效益曲面,确定了不同的机组负荷、环境温度及相对湿度下循环水泵最佳运行方式。对比传统循环水泵优化方式,可知新型等效益曲面方法具有一定的合理性。对火电机组实际运行中循环水系统优化有一定的指导意义。     

火电厂循环水系统经济运行方式的探讨

循环水系统最优运行方式,主要是依靠计算机确定循环水泵最佳运行台数和每台机组的最佳循环水量,以获得机组运行最佳经济性。本文以母管制循环水系统为例,建立优化运行数学模型,给出合适的优化算法,从而得到最佳的泵组合及最佳循环水量。运行人员根据计算机运算的结果进行调整,可使电厂取得明显的经济效益。     

大型汽轮发电机组耦合优化运行方法研究及应用

汽轮机进、排汽端的运行性能互相影响,汽轮机优化运行没有考虑两端之间的耦合性,会导致运行优化效果失真。通过研究汽轮机进排汽运行特性机理,建立进排汽耦合运行优化模型,提出基于机组负荷和循环水进口温度的汽轮机耦合运行优化方法并应用实现。结果表明:该方法能够指导汽轮发电机组进排汽耦合优化运行,满足机组实际运行需求。     

某F级燃气轮机发电机组冷端优化策略研究

在能源结构调整及“双碳”背景下，电力行业的压力增大，电厂冷端系统具有巨大节能潜力，且由于气 电与煤电机组冷端性能差异明显，需开展专项研究。首先针对某F级燃气轮机发电机组凝汽器进行了清洁 度评估，然后通过电厂热力边界及运行参数建立了仿真模型，基于凝汽器、循环水泵、机力通风塔风机开展了 运行策略研究，分析了循环水流量、循环水温度及辅机功率等因素与凝汽器背压的敏感度关系，提出了机组 不同环境温度和机组负荷下冷端系统最佳运行方案，为燃气机组经济可靠运行提供了技术支持。     

某100MW机组凝汽器提高能效实例分析

正辽宁南票电厂于2003年安装投产两台100MW冲动凝汽式汽轮机,配备N-6815型凝汽器。自机组投运后,在运行中一直存在着左右两侧循环水出口温度偏差大;排汽温度有偏差;两侧抽空气管管壁温度偏差大的问题。同时凝汽器的真空度缓慢下降到一定数值后,过数日又自行恢复至正常真空度,然后再缓慢下降,周而复始,特别是在机组启动后的几日内尤为明显。由于凝汽     

双机联调抽汽-高背压联合供热■分析与优化

为了实现热电联产机组运行优化,采用自主研发的热力系统集成优化(TPIS)软件搭建热力系统仿真模型,建立了热电联产机组■分析模型,研究了供热■效率、当量电耗■效率以及电厂总■效率随主蒸汽质量流量的变化特性;通过■分析得到了抽汽供热、抽汽-高背压联合供热、抽汽梯级利用-高背压联合供热的最优运行工况。结果表明:双机联调抽汽梯级利用-高背压联合供热方式最佳运行区间大于其他2种供热方式,双机联调抽汽-高背压联合供热方式的供热能力最大,研究结果为热电联产电厂能耗评价与运行优化提供了借鉴。     

火电厂单元制循环水系统离散优化模型及其应用

对水量不连续变化的单元制循环水系统提出了一种离散优化模型,该模型以等效益点迭代计算来决定泵组切换时的临界工况。以黄台电厂7号机组为例,利用本模型对循环水系统进行了优化运行研究,确定了机组在不同季节、不同负荷最经济的循环水泵运行编组方式。效益分析表明,对于300MW机组,循环水系统离散优化可使电厂标准煤耗降低0．5～0．7g/(kWh)。文中根据热力试验数据,总结出凝汽器传热系数的一个经验公式,可供同类机组参考。     

真空泵工作水温对循环水系统优化运行目标值的影响

基于离散优化原理,结合汽轮机背压修正曲线、凝汽器变工况计算和循环水泵性能试验数据进行循环水系统优化;建立了真空泵吸气室压力与凝汽器抽气口压力的关系模型;给出了考虑真空泵工作水温度后的国产330MW机组循环水系统优化运行目标值,结果显示受真空泵工作水温的影响,循环水系统优化运行模式切换(1机1泵切换到2机3泵运行)对应的负荷会变化增大,而且随着工作水温的升高,切换负荷增大幅度也越大。     

哈尔滨第三发电厂600 MW机组循环水泵改造叶轮优化设计

哈尔滨第三发电厂两台600MW机组现场测试及调研的结果表明,循环水泵机组运行效率低于原型泵设计。对机组进行了技术改造,并利用CFD技术对改造前后叶轮进行数值分析比较,结果表明,改造后循泵振动小、流量大,2a多无检修,确保了电厂发电机组安全可靠、经济的运行。     

1000MW直接空冷机组汽机变工况与风机的节能运行

以汽轮机变工况为基础,综合考虑多种因素,结合1000MW空冷机组热力系统运行参数,应用弗留格尔公式计算了不同机组负荷下汽轮机排汽量的变化情况以及机组的背压对汽轮机功率的影响特性。根据空冷凝汽器的变工况分析,确定了不同环境温度时汽轮机排汽背压与空冷风机所消耗功率的对应关系。通过优化分析,计算了机组运行的最佳背压。编程开发了计算机应用软件,并进一步根据风机的运行原理实现了机组的不同运行状态下通过采集当时的运行参数给出最经济风机运行转速的功能,实现了对机组运行人员的在线指导。该软件在宁夏灵武发电厂4号机得到实际应用,结果表明该系统应用效果良好,具有重要的实际意义。     

直接空冷机组高背压供热技术经济性分析

对国内首台直接空冷机组循环水高背压供热系统进行了介绍,对高背压供热方式下的经济性进行了分析。由于供热方式的改变,供热参数和背压变化引起蒸汽做功量的变化对机组供热经济性影响最大。通过具体推导和相关条件的简化,得到了供热经济性计算与判定的公式和准则。外部供热条件循环水流量和回水温度对供热经济性产生最直接的影响,机组排汽流量的变化也会对机组经济性构成影响。在循环水流量和环境条件相对稳定的情况下,可以以六段抽汽压力和回水温度来判断供热方式的经济性。根据不同的条件制定经济性判断准则,一方面可以用来指导项目的可行性研究,另一方面为运行过程中供热方式优化选择提供依据。     

330MW高背压供热机组热力特性研究

精确掌握热电联产机组电功率-热负荷-标准煤消耗量的关系特性,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。基于EBSILON软件建立的评估模型,对采用吸收排汽余热的某330MW亚临界高背压供热机组,计算分析了热网循环水流量、回水温度、汽轮机进汽流量等参数对供热特性的影响规律,研究了高背压供热模式的电功率-热负荷-标准煤消耗量的关系特性。结果表明:高背压供热机组以热定电模式运行,调峰能力较差;不同电负荷下机组总标煤消耗量随供热负荷率增加呈线性增加趋势;与连通管抽汽供热模式最大供热工况相比,给定汽轮机进汽流量,高背压供热模式具有较高的电负荷和热负荷能力;给定供热量下高背压供热模式具有较好的供热经济性:供热负荷率为60%、70%和80%时,标煤消耗量差值分别为11.78t/h、15.69t/h和19.61t/h。建议供热机组以能耗最低或盈利值最高为目标,进行供热机组厂级优化分析,实现智能优化控制。     

母管制双速循环水泵冷端系统的运行优化

在分析母管制循环水系统拓扑结构并研究双速水泵运行特性的基础上,给出了循环水系统水力计算模型,并采用Matlab软件与C++混合编程求解,得到循环水系统变工况后的输出响应,并以某电厂超临界机组为例,对母管制双速循环水泵冷端系统运行进行了优化.结果表明:该模型的计算结果可用于计算不同负荷、不同循环水温下循环水系统的最优决策向量,使循环水泵在高效区内运行,提高了冷端系统的运行效率.     

考虑碳排放的热电解耦机组多目标负荷优化

在“双碳”目标下,热电联产机组为实现低碳灵活运行进行热电解耦改造。以某350 MW热电联产电厂的热电解耦改造为例,建立加装电锅炉机组模型、抽汽供热机组模型、低压缸切除机组模型,研究了改造前后机组的碳排放特性以及不同解耦方式组合后机组边界,选取了其中两种方案,分别进行以碳排放最低的单目标热电负荷优化和考虑碳排放以及收益的多目标热电负荷优化。研究表明：低压缸切除机组的供热、供电碳排放强度相比抽汽供热机组更低;抽汽供热机组耦合低压缸切除机组与加装电锅炉机组在热负荷为400～800 MW时有相近的电热特性;依据外界热负荷需求选择不同解耦方式有利于机组灵活运行;双机运行时1台机组承担主要热电负荷有助于减少机组碳排放;在文中背景下调峰收益高、碳交易收益低;机组碳排放量与机组总收益呈正比;热电解耦使机组收益随碳排放量增加更稳定。     

660 MW超超临界开式循环火电机组冷端综合优化

在“双碳”背景下,提高低负荷工况下汽轮机冷端运行的经济性愈发重要。本文以陈家港电厂660 MW机组的冷端系统为研究对象,建立了循环水泵变工况计算模型,实现循泵泵组-凝汽器-汽轮机组的耦合计算。以实际循环水参数和运行负荷为变量,通过建模分析,开展了循环水泵泵组工频与变频运行对比、机组冷端综合优化等研究。结果表明,潮汐对循泵功率的影响不大,但对循环水流量的影响较大,同一天的最大差异接近5 000 t/h;循泵变频的最大节能率超过45%。当环境温度约低于22℃时,可以通过调整循环水流量降低煤耗率;环境温度越低,煤耗率收益越大,平均煤耗率可降低2.8 g/kWh以上。     

发电机组循环水系统的优化研究

通过特性曲线交点的方法对发电机组循环水系统进行计算分析,在此基础上分析了动叶开度可调式循环水泵运行方式对凝汽器端差和真空度的影响,并用试验数据进行了模型验证。最后运用基于最佳真空的优化准则对机组循环水系统进行了优化,提出了优化方案,可有效降低发电成本。     

汽轮机冷端优化的研究

针对电厂汽轮机冷端优化分析问题,从凝汽器和循环水泵的整体角度出发,对冷端系统的运行特性进行优化,提出了一种基于热力学理论的确定凝汽器最佳真空和最佳循环水流量耦合性的分析方法;并应用该方法对某电厂一台300MW机组冷端系统的运行方式进行了验证,结果表明优化后机组经济性提高了0.116%。     

关注汽轮机排汽端选配对经济性的影响

冷端优化是提高电厂经济性的主要因素,应予充分关注,冷端优化包括汽轮机排汽端选配及凝汽系统两部分.本文指出,应按加权排汽损失最小的原则选配汽轮机末级长叶片,使机组额定工况下为轴向排汽.对比超超临界600MW和660MW汽轮机两种选配的计算结果表明,其热耗的差异分别为0.96%和1.6%.汽轮机排汽端选配是冷端优化基本和关键的因素.