600MW亚临界火电机组热力系统(火用)分析
600MW亚临界机组锅炉优化燃烧试验研究
600MW亚临界机组锅炉优化燃烧试验研究引言随着能源需求的不断增长和环境保护意识的提高，火力发电行业对于锅炉燃烧技术的优化研究日益重要。
600MW亚临界机组是我国火力发电的主要机组之一，其锅炉燃烧技术的优化研究对于提高发电效率、降低污染排放具有重要意义。
本文旨在对600MW亚临界机组锅炉优化燃烧试验研究进行探讨，以期为工程实践提供参考和借鉴。
一、600MW亚临界机组锅炉燃烧系统的特点600MW亚临界机组锅炉燃烧系统包括煤粉预处理系统、燃烧系统、余热锅炉等，其特点主要表现在以下几个方面：1.燃烧系统复杂：600MW亚临界机组作为大型火力发电机组，其燃烧系统具有多个锅炉燃烧器和布风器，整个系统运行稳定性和安全性要求高，需要精心设计和调试。
2.高效节能要求：近年来，环保要求不断提高，600MW亚临界机组在燃烧系统优化设计中需要考虑能源利用效率和节能减排的要求，以提高发电效率，并减少对环境的影响。
3.运行稳定性要求高：600MW亚临界机组的锅炉燃烧系统对于燃烧稳定性和运行可靠性的要求非常高，需要在保证安全的前提下，尽可能提高燃烧效率。
二、600MW亚临界机组锅炉优化燃烧试验研究内容为了满足600MW亚临界机组锅炉燃烧系统优化设计的需求，需要进行一系列的试验研究，以获得有关燃烧工况下的数据和参数。
具体的研究内容包括：1.燃烧系统性能试验：对600MW亚临界机组锅炉燃烧系统进行性能试验，获得其燃烧效率、燃烧稳定性等性能指标，为后续的优化设计提供参考。
2.燃烧过程数值模拟：利用数值模拟软件对600MW亚临界机组锅炉燃烧过程进行模拟，研究燃烧系统内部的流场分布和燃烧参数变化，为燃烧优化提供理论依据。
3.燃烧工况试验：通过对600MW亚临界机组锅炉在不同燃烧工况下进行试验研究，获得燃烧系统在不同负荷、燃料组成等条件下的工作特性，为燃烧系统的优化设计提供数据支持。
600MW亚临界锅炉运行分析与燃烧调整研究
600MW亚临界锅炉运行分析与燃烧调整研究600MW亚临界锅炉在我国较为大型的发电厂中得到了广泛的应用，但是目前对于600MW亚临界锅炉的运行以及燃烧相关方面的理论分析较少，能否对气温与制粉系统燃烧进行正确控制，关系到600MW亚临界锅炉能否正常运行，关系到运行设备和操作人员的人身安全，必须要重视气温控制以及制粉系统的燃烧控制问题。
600MW亚临界锅炉的运行分析与燃烧研究对于提升亚临界锅炉的热效率节省成本具有非常重要的意义。
本文对于600MW亚临界锅炉的气温控制进行了分析，对其运行进行了研究，对燃烧的调整进行了相关的论述。
标签：600MW亚临界锅炉运行分析燃烧调整气温控制引言目前600MW的亚临界机组在我国大型的发电厂中应用越来越广泛。
600MW 亚临界锅炉的运行分析主要是对于其气温的控制分析以及燃烧的控制分析，二者之间关系到亚临界锅炉的热效率，这是600MW亚临界机组在实际的运行过程中较为难控制的两个方面。
对于亚临界锅炉的气温以及燃烧的控制不仅关系到亚临界机组的热效率问题以及正常运行还关系到相关方面操作人员的人身生命安全。
虽然在亚临界锅炉的气温以及燃烧控制方面取得了巨大的进展，但是在600MW 亚临界锅炉运行的过程中还是存在着许许多多的问题。
本文将600MW的亚临界锅炉的问题归结为气温控制以及燃烧控制两个方面来进行分析。
一、600MW亚临界锅炉的气温控制如果要了解600MW亚临界锅炉的气温控制，那么首先要找到影响气温变化的因素。
在600MW亚临界锅炉中影响气温的环节因素较多包括给水的温度，机组负荷，煤的品质，制粉的层次，水和煤的比例以及烟气的挡板等。
在实际运作的过程中要根据亚临界锅炉的温度变化产生的具体原因来对气温进行控制。
目前锅炉在实际运作过程中气温变化的因素主要表现在以下几个方面：1.水和煤二者之间的比例在很大程度上影响了气温，煤的燃烧程度在很大程度决定了气温控制的效果。
煤燃烧的越充分那么其对于气温的控制效果就越好，反之如果煤的质量存在问题，那么就会在很大程度上影响气温的控制，所以提高煤的质量是一个极其重要的措施。
600MW机组热经济性能分析与系统优化
1、机组概况
1、机组概况
该火力发电厂拥有两台600MW机组，分别于2010年和2012年投入运营。机组 主要燃料为煤炭，发电量为每年15亿度左右。
2、热经济性能分析
2、热经济性能分析
根据实际运行数据，对两台机组的热经济性能进行对比分析。结果显示，两 台机组的能耗情况存在一定差异，其中#1机组的能耗偏高。通过进一步调查，发 现#1机组的设备选型、运行参数等方面均存在一定问题。
3、系统优化措施
3、系统优化措施
针对#1机组存在的问题，采取以下系统优化措施： （1）设备配置优化：对设备进行合理配置，消除设备冗余，提高设备利用率。 具体措施包括更换部分设备、改进设备匹配度等。 （2）操作方式优化：通过实 验和计算，找到最佳的操作方式，减少不必要的操作环节，提高操作效率。具体 措施包括调整燃烧控制策略、加强设备维护管理等。 （3）
3、系统优化措施
系统监控优化：改进机组监控系统，实现实时监测和智能控制，提高机组的 稳定性和安全性。具体措施包括安装新型传感器、改进监控界面等。
参考内容
引言
引言
600MW机组热力系统是发电厂的核心部分，其热力学性能直接影响到整个发电 厂的效率和稳定性。随着能源价格的上涨和环保要求的提高，优化600MW机组热 力系统的热力学性能具有重要意义。本次演示将分析600MW机组热力系统的工作 原理和流程，建立热力学模型，探讨影响热力学性能的因素及优化方案。
3、优化结果
3、优化结果
通过以上优化方法，可以取得以下结果： （1）降低能源消耗：优化后，机组的能源消耗量明显减少，提高了能源利用 效率。 （2）提高设备利用率：优化后，设备的利用率得到了提高，减少了设备 的闲置和浪费。 （3）提高操作效率：优化后，操作方式更加简洁、高效，减少 了操作时间和劳动强度。
600MW亚临界热经济性及耗差分析
600MW亚临界热经济性及耗差分析本文通过对600MW亚临界空冷机组的热经济指标进行计算，并建立耗差分析模型，找出技术的利弊，并分析其优缺点，以期为空冷机组的改进提供数据以及理论支持，并促进其经济运行，减低能量消耗。
标签：亚临界热经济性耗差分析一、前言随着科学技术的发展和环境保护要求日益严格，火电厂采用空气冷却气轮机冷端技术有了长足的进步。
从1987年我国投运发电的20万千瓦的火电直接空冷机组的18年间，热力系统冷端便产生了一系列的变革，其共同特点就是用取之不尽、用之不竭的空气作为冷却介质，变水工艺为无水工艺[1]。
我国的环境以及生态问题依旧比较严峻，需要进一步加强火力发电产业的安全、高校以及清洁运行。
现代主要使用的是自动化管理系统，加强运行的控制力度，有效提高监控水平。
二、亚临界空冷机组的概述亚临界是物质的一种存在状态，在这个状态下，某些物质的沸点要低于外界温度，并要比临界温度高。
在这个状态下，该物质主要是以流体的形式存在的，压力要明显地小于临界压力[2]。
其中临界压力是指临界温度下气体液化所需要的压力，而临界温度是指加压能够促使气体液化的温度临界值。
在发电场中，所谓亚临界是指电厂锅炉的蒸汽参数，具体来说是指过热器出口蒸汽的额定表压力。
压力锅炉的压力如果在14-22.2MPa范围之内，则属于亚临界压力锅炉[3]。
亚临界空冷机组主要使用的冷却介质是空气，具有无污染，可再生循环的特点。
常规的火电厂的热力系统主要有两个部分组成，分别为热源区和冷端。
冷端是由三个部分构成的，分别为凝汽设备、冷却设备以及水源工程。
空气作为冷却介质，可用于各种流体的冷凝和冷却，在火力发电厂里得到充分应用并在由翅片管式空冷散热器和空冷风机群组成的空冷介质凝汽器来实现。
因为空气是取之不尽、用之不竭的冷却介质，因此不再担心冷却介质的减量、枯竭或涨价。
一般来说，采用空冷机组厂区占地较大，投资偏高，运行中厂用电率较高。
三、600MW亚临界工况耗差分析根据表1分析可得，在600MW的亚临界工况下，其主要的运行参数实际值与目标值之间的差异不明显，运行状况比较良好，具有较高的热经济性。
浅析600MW亚临界燃煤机组燃烧器系统的优化
浅析600MW亚临界燃煤机组燃烧器系统的优化摘要：为了有效控制设备数损坏和环保压力的日益增加，根据煤种和电厂实际运行面临的诸多问题，本厂对燃烧器进行改造和升级。
一、燃烧器简介本机组的燃烧器采用前后墙对冲燃烧方式:制粉系统为中速磨正压直吹式系统，磨煤机为ZGM113G型中速辊式磨煤机，共6台，其中一台备用。
煤粉细度为R90一10~40%，锅炉共配有30只低NOx轴向旋流式煤粉燃烧器:每层各有5燃烧器，同一层的5只燃烧器与一台磨煤机相连，燃烧器的投、停与磨煤机的投、停同步。
为降低NOx的生成量，在煤粉燃烧器上方的2只燃尽风风箱上布置了1层共10只燃尽风调风器。
布置如下：煤粉燃烧器各层高度间距为4.4m，各燃烧器宽度间距为3.68m，最外侧燃烧器中心线到两侧墙水冷壁中心线的距离为2.99m，燃烧器上部布置有燃尽风（OFA）风口，10只燃尽风调风器分别布置在前后墙上。
燃尽风距最上层燃烧器中心线距离为4m。
平时运行中，屏式过热器管壁温度高容易超温，氮氧化物生成量较大，喷氨量大，容易造成空预器堵塞，基于以上原因，对锅炉燃烧器进行改造优化。
二、燃烧器的改造2.1燃烧系统改造主要涉及以下几个方面：1）燃尽风改为前后墙各5个主燃尽风和2个侧下辅助燃尽风，增加燃尽风风量加大燃尽风喷口的面积，燃尽风主要采用直流射流；2）将主燃尽风的标高提高，使其距离上层煤粉燃烧器6.2米~6.5米,以增加还原区的高度，同时新增侧下燃尽风，以保护侧墙水冷壁及提高侧墙未燃尽煤粉的燃尽性；3）采用低氮燃烧方式后，主燃烧区处于还原性气氛中，会造成水冷壁壁面严重缺氧，低氮燃烧改造的同时在侧墙安装贴壁风系统；4）将原燃烧器一次风喷管及浓缩器进行更换，采用文丘里+优化浓缩器的结构形式，文丘里结构可以起到很好的均流作用，将煤粉管道内的上下气流偏差进行均流，同时配合优化后的浓缩器，使一次风出口达到外浓内淡的煤粉浓度分布效果；为提高浓缩器及中心筒的耐磨性，将浓缩器和中心筒表面加装碳化硅护圈；将中心风筒的直径缩小，保证冷却浓缩器所需的冷却风量即可。
600MW亚临界机组锅炉效率分析
600MW亚临界机组锅炉效率分析通辽霍林河坑口发电有限责任公司内蒙古通辽029200摘要：随着我国国民经济的发展，能源问题已成为全球关注的一个重要问题。
提高能源效率，保护生态环境，是中国未来能源发展的一项长期国策。
火电厂作为一种耗能较大的能源，研究如何提高能效等节能问题具有更深远的价值和意义。
有能级，相同的热量，不等于相同的有效功。
而热力学第一定律的热平衡分析法,只有反映出能量在转换过程中被利用多少,不能直接反映出能量的可利用性。
作为一种评价能量可用性的参数,不仅将能量的数量和质量结合起来评价能量的级别,而且可以对热力过程进行全面分析,指出能量在转换过程中,由于不可逆性所引起的能量级别的减小,不可逆程度越大,损失越大,可以说明能量转换过程中的热力学完善程度。
关键词：热效率;效率;损失；基于热效率和㶲效率的分析方法,对某发电有限责任公司600 MW亚临界机组锅炉的额定工况进行了热力学能量平衡分析,结果显示电厂锅炉㶲效率大大低于热效率,其原因是存在大量的不可逆性损失,表明电厂锅炉减少㶲损失的方法是减少不可逆性。
一、锅炉热力学分析分别对锅炉进行热平衡和㶲平衡热力学分析。
列出能量的热平衡方程为G3Qd+G1h1=G2h2+Gzr(hz2-hz1)+Q4+Q5式中:Qd为所选用燃料的低位发热量;G3为燃料的消耗量;G1为锅炉给水流量;h1为给水进入锅炉时的单位质量焓;G2为过热蒸汽出口流量;h2为过热蒸汽出口单位质量焓;Gzr为再热蒸汽流量;hz1、hz2分别为再热蒸汽进、出口的单位质量焓;Q4为排烟热损失;Q5为散热热损失(空气在空气预热器中所吸收的热量同样为锅炉所放出的热)。
这里考虑进入锅炉燃烧的空气和燃料都是未经外界预热的,没有热量带入热力系统中。
系统的平衡模型如图1所示。
由图1可列出平衡方程为；E1+E3=Ez2-Ez1+E2+E4+E5+Ein∑Es =Ein+EoutEin=E′+E″Eout =E4+E5式中:E3为燃料㶲;E1为给水㶲;E2为过热蒸汽㶲;E4为排烟㶲;E5为散热㶲;Ez1、Ez2分别为再热蒸汽进、出口㶲;E′为传热㶲损失;E″为燃烧㶲损失;∑Es为系统的总㶲损失;Ein为内部㶲损失;Eout为外部㶲损失。
浅谈国产亚临界600MW机组汽轮机组节能优势 马晓斌
浅谈国产亚临界600MW机组汽轮机组节能优势马晓斌摘要：从目前的运行特点和发展趋势来看，亚临界技术已经成为了我国甚至世界上一种非常成熟而又充满发展潜力的火电技术，其发电效率和传统的临界机组相比有着较大幅度的提升，已经被纳入到了洁净煤发电技术的范畴之中，受到了广大专家和学者的密切关注，该技术的应用不但具有节能的特性，而且还具有环保的效益，是实现可持续发展的关键途径。
从我国的发展情况来看，我国的亚临界机组发展晚于发达国家30年左右，但是我们现在已经掌握当前的基本技术也站在了一个较高的起点之上，所以我国是有实力对亚临界机组进行进一步地优化，使得亚临界机组的节能效果更好地发挥出来，但是就目前的现状来看，我国的亚临界机组临界设计在设计层面、运行层面都和发达国家有着一定的差距，因此对亚临界600MW机组汽轮机组节能分析能够进一步挖掘亚临界机组的节能潜力，使之发挥出更大的作用。
关键词：国产；亚临界机组；汽轮机组；600MW；节能1、引言进入21世纪以来，我国的电力工业结构有着更加优化的发展，其中燃煤机组占据了75%左右，其发电量已经达到了80%以上，随着社会的发展以及人口数量的激增，社会生活的各个方面都对燃煤机组提出了更高的要求，不但要求提高燃烧的效率而且还要求减少污染物的排放，走可持续发展的道路。
我国是世界上煤炭生产和煤炭消费的大国，电力工业是煤炭资源的主要用户，从当前全世界发展的趋势来看，国际上的节能降耗趋势在不断提提高，所以，降低能耗问题已经成为了当前发展中的关键性问题。
亚临界机组临界技术是当前世界上一项清洁而又充分发展潜力的火电技术，和临界机组相比，亚临界机组临界技术有着很高的效率，具有环保和节能的功能。
早在50年前，世界上第一台亚临界机组就已经诞生和使用，从目前国际上的发展情况来看，亚临界机组有着非常大的比重，而且运行的经验也是比较成熟的，而我国亚临界机组的发展晚于发达国家30年，但是我们现在已经掌握了亚临界机组的基本技术，并且有实力将该技术发扬光大。
600MW机组供热系统简介及运行分析
600MW机组供热系统简介及运行分析摘要：本文介绍了上安电厂600MW机组供热系统简介，分析了供热期间存在的系统问题，并根据经验提出系统优化运行方法，对电厂供热安全运行具有借鉴意义。
关键词：供热改造；汽机安全；电厂转型0 引言近年来，电力生产企业效益越来越低，各电厂都寻求新的经营模式，加之环保要求越来越严，集中供暖成为一种趋势。
电厂供热的改造是电厂转型求发展的一种手段。
燃煤机组供热系统由热网首站、供热抽汽系统、疏水系统、热网循环水系统、热网补水及定压系统等组成。
下面以上安电厂5号机组为例。
1 系统改造及热网概述1.1机组改造供热改造为在中低压缸连通管打孔抽汽，中、低压缸连通管上设调节蝶阀。
额定抽汽量600t/h，蒸汽参数1.0MPa、355.1℃，供热抽汽管道上先后设置安全阀、气动止回阀、抽汽快关调节阀、电动隔离阀,在止回阀前布置安全阀排气管道。
图1 上安电厂#5机供热系统画面1.2 供热热网1.2.1 供热区域计划近期（2020年）供热面积为2000万平方米，平均热负荷680.5MW，供热量为705.54万GJ；远期（2030年）供热面积为3000万平方米，平均热负荷998. 6MW，供热量为961万GJ。
1.2.2 热网首站及长输网热网首站设在厂区内。
为两层建筑分0米和9 米两层布置。
0米层布置4台汽动长输网循环水泵、1台备用电动循环水泵、10台疏水泵及相关管道等；9米层主要布置4台卧式长输网加热器、2台小汽机排汽加热器、电子设备间及相关管道等。
热网首站供出的热水经长输网至隔压站换热后，再由一级网小区换热站换热供至二级网热用户。
2 供热抽汽及其疏水系统2.1 供热抽汽5号机供热抽汽自汽机中、低压连通管引出，通过供热抽汽管架进入热网首站，正常带C/D加热器并带C/D两台汽动循环泵小汽机，按600 t/h常规抽汽运行。
2.2 疏水系统5号机疏水系统有3台热网加热器疏水泵，正常两运一备，疏水泵流量300t/h；2台小汽机排汽加热器疏水泵，正常一运一备，流量140t/h。
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600MW亚临界火电机组热力系统（火用）分析
发表时间：2019-03-12T16:35:14.580Z 来源：《电力设备》2018年第27期作者：张博
[导读] 摘要：随着我国国民经济迅速发展，我国逐渐成为能源生产和消费大国。
（通辽霍林河坑口发电有限责任公司内蒙霍林郭勒市 029200）
摘要：随着我国国民经济迅速发展，我国逐渐成为能源生产和消费大国。
某典型600MW 亚临界空冷机组为例，详细分析了主再热汽温变化对机组运行特性的影响，从热力学角度揭示了提高蒸汽初参数的经济性；在此基础上，又对机组在不同工况下初参数变化对能耗的影响进行了计算分析。
结果表明：对于机组，在100% THA 工况下，当将其主再热蒸汽温度由538℃提高至580℃时，机组的发电效率可提高
0.61%，供电煤耗可降低4.73g /kWh，节能效果显著。
关键词：亚临界；机组；主再热汽温
由于现代火力发电厂的蒸汽循环以朗肯循环为基础，提高主蒸汽压力，主蒸汽流量增加，蒸汽在汽轮机内焓降增加，负荷升高，这点有利于机组的经济性，但随着主蒸汽压力的提高，末级排汽湿度增加，这不利于机组的安全运行。
因此，综合考虑，同时提高主蒸汽温度和再热蒸汽温度更利于机组的安全经济运行提高蒸汽初温，平均吸热温度提高，则朗肯循环效率提高；同时减少了低压缸排汽的湿气损失，高压端的漏气损失，从而提高了汽轮机的绝对内效率，即提高主蒸汽温度，总可以提高热经济性。
一、机组介绍
某600MW 亚临界空冷机组，其锅炉为亚临界参数、一次中间再热的Ⅱ型汽包炉，锅炉设计排烟温度为130℃。
其汽轮机组为2×600MW 国产空冷机组，安装有2台600MW 单轴、三缸四排汽、空冷、中间再热、凝汽式汽轮机，主蒸汽压力为16.67MPa，温度为538℃，再热蒸汽压力为3.41MPa，温度为538℃，回热系统为“三高三低一除氧”布置。
二、热力系统建模
1、系统主要设备模型。
机组的热力学性能可通过EBSILON 软件模拟分析，EBSILON 软件是专业的电站系统模拟软件，其基于基本物理学原理，主要应用于电站的设计、热力性能评价以及优化。
该软件能够较为精确模拟计算电站系统的热力学参数以及系统不同工况下的热力学参数与性能。
采用该软件对机组热力系统进行建模，为保证模拟结果的准确性，选用的系统设备的模型，同时，还将EBSILON 模型的计算结果与经典热平衡计算结果及汽轮机说明书中数据进行对比，以验证模型的准确性。
2、模型准确性验证。
根据设备模型，并参照机组汽轮机说明书中汽水流程图，对机组在100%THA 工况下的热力特性进行了模拟，由EBSILION 软件搭建出的机组100%THA 工况模型如图所示。
为了验证搭建计算模型的正确性与准确性，在此选取机组的2个重要参数，即发电功率、热耗率。
将计算模型得出的发电功率、热耗率同京隆电厂汽轮机说明书中两项数据做对比，对比结果模型计算得出发电功率为600.77MW，汽轮机说明书中设计值为600.185MW，两者之差为0.585MW，计算得出相对误差为0。
0975%；模型计算得出热耗率为8076.04kJ /kWh，汽轮机说明书中设计值为8064kJ /kWh，两者之差为12.04kJ /kWh，计算得出相对误差为0.1493%；可见利用EBSILON软件搭建的模型其正确性与准确性是可以保证的，能够作为其他改造方案的原模型。
三、主再热汽温节能效果分析
1、热力学分析。
根据朗肯循环定理，提高主蒸汽的初温与再热温度会提高平均吸热温度，从而提升蒸汽循环效率，降低能耗。
同时，提高蒸汽初温，还可使排汽干度提高，从而减少低压缸排汽湿气损失，提高汽轮机相对内效率。
通过工程简化回热算法可对提高主再热汽温的节能效果进行理论分析，其是从热力学的基本原理出发，并对系统进行简化处理，忽略各回热抽气的影响，求得主蒸汽参数偏离目标值造成经济指标的变化，结合机组的系统热力计算模型，通过由相关的参数状态变化而引起相关状态点焓值的变化，可求得系统循环热效率的变化率，进而得到机组煤耗率的变化。
对于系统循环热效率ηt为：
2、设计工况下改造方案的节能效果分析。
由机组分析可知，其主再热温度仅为538℃，而目前600MW 机组主汽温度多在570℃左右，故机组主汽初参数存在一定的提升空间；综合机组汽轮机金属材料强度极限和机组经济性，将主再热蒸汽温度由538℃提高到570℃，并利用EBSILON 软件对改造方案在设计工况下的节能效果进行计算分析。
在模拟过程中做了如下假设：
1）提高主蒸汽温度后汽轮机高压缸进汽比体积增大，其他条件不变时汽轮机高压端漏气损失会变化。
2）设定提高主再热汽温前后主汽流量不变，主再热蒸汽压力不变，回热系统各级抽汽的压力不变。
3）暂不考虑由于主再热蒸汽参数提高而引起的汽轮机各级相对内效率变化。
1）将主再热蒸汽温度由538℃提高到580℃后，在主汽流量不变的情况下，各级相对内效率不变，从而回热系统各级抽汽温度升高，抽汽量减少，即汽轮机各级用于做功的蒸汽流量增加。
2）提高主再热汽温后，汽轮机末级干度提高，如原机组七段抽汽干度为0.999，汽轮机排汽干度为0.931；而提高蒸汽初温后七段抽汽变为过热蒸汽，汽轮机排汽干度也提高至0.943；在降低汽轮机末级湿汽损失的同时又可保证其安全运行。
3）提高主再热汽温后，锅炉入炉煤量由原来的73.64kg /s 增加至76.35kg /s，这主要是由于改造前后主汽流量不变，而主再热汽温均升高，即蒸汽需要从锅炉吸收更多的热量以达到设定的蒸汽初参数。
1）由于改造后汽轮机主再热蒸汽温度提高，而主汽流量不变，故锅炉入炉煤总热量由1446.7MW 增加至1499.9MW，增加约4.0%； 2）改造后机组出功可由600.8MW 增加至632.1MW，增加约5.2%；机组净出功可由555.5MW 增加至584.4MW，增加28.9MW；同时，
由于主蒸汽做功能力提高，汽轮机热耗率由8076.0kJ /kWh 降低至7957.9kJ /kWh；
3）改造后机组的发电效率可提高0.61%，由改造前的41.53% 提高至42.14%；发电煤耗可降低4.37g /kWh，由改造前的298.77g /kWh 降低至294.40g /kWh；供电煤耗可降低4.73g /kWh，由改造前的323.14g /kWh 降低至318.41g /kWh。
3、变工况下改造方案的节能效果分析。
参照机组汽轮机热力说明书其他工况下的汽水流程热力系统图，又分别在80% THA、75%THA、60% THA、50% THA、40%THA工况下，以原系统模型为基准进行了提升主蒸汽温度与再热温度的计算，变工况下提高蒸汽初、再热温度EBSILON 模型的计算结果：当机组负荷在80%～40% THA工况变化时，提高蒸汽初、再热温度后机组净出功可增加24.53～
10.32MW，汽轮机热耗率可降低124.93～142.21kJ /kWh，供电煤耗可降低5.00 ～5.70g /kWh；且随着机组负荷的降低，提高蒸汽初、再热温度后的节能效果会逐渐提高；这主要是由于机组在低负荷下运行时，汽轮机通流部分流量减小，各项损失增大，机组运行水平更低，因此，由提高主再热汽温带来的节能效果更加显著。
结论
对亚临界空冷机组实际运行过程中煤耗偏高的问题，提出提高主再热蒸汽温度的改造方案，并以某600MW 亚临界空冷机组为例，分析了主再热汽温变化对机组运行特性的影响，并对机组在不同工况下的节能效果进行了计算分析。
结果表明：
1）在100% THA 工况下，当将其主再热蒸汽温度由538℃提高至580℃时，机组的发电效率可提高0.61%，供电煤耗可降低4.73g /kWh，节能效果显著。
研究结果表明：对于600MW 亚临界空冷机组，提高主再热蒸汽温度可带来可观的节能效果。
2）提高主再热汽温后，汽轮机主再热蒸汽做功能力提高，机组平均吸热温度提高，而平均放热温度基本不变，故机组循环热效率提高；同时，回热系统各级抽汽量减少，即汽轮机中用于做功的蒸汽流量增大；此外，由于主再热蒸汽初温提高，汽轮机末级排汽干度增大，使得其末级湿汽损失有所降低。
机组在提高主再热汽温后汽轮机组热效率的提高是机组供电煤耗降低的主要原因。
当机组负荷在80%～40%THA 工况变化时，提高主再热蒸汽温度后机组净出功可增加24.53～ 10.32MW，供电煤耗可降低5.00～ 5.70g /kWh，即改造方案在各个工况下的节能效果均很显著。
参考文献：
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