600MW汽轮机变功率经济性分析

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汽轮机热力系统经济性分析及优化改造

计值加机组热耗率约３５．７３ｋＪ／ｋｗｈ；中压缸试验效率比设计值低０．９９％，中压缸效率每降低１％，增加机组热耗率约１２．８１ｋＪ／ｋＷｈ；高压缸试验效率比设计值低２．２７％，高压缸效率每降低１％，增加机组热耗率约１４．７ｋＪ／ｋＷｈ。因此总的来说，１号机组由于汽缸效率总体较设计
了分析，并针对各影响因素提出了相应的改进建议及措施。
凝汽器的热负荷使得真空度降低，从而进一步降低了机组的经
济性；系统部分疏水阀门由于阀门前后压差较大，机组启停时
１影响汽轮机运行经济性的主要因素
汽轮机组实际运行的经济性与热力系统和设备的负荷率、
影响热耗率ｋｗｈ－
．５２
设计工况
２４２
运行工况
２４２９
启停时阀门因蒸汽冲刷等容易出现不同程度的内漏。因此，在实际中应该定期对各类疏、放水阀门进行检查，及时利用大小修的机会对泄漏阀门进行修理或更换。其中，像主蒸汽、再热
的。为了详细分析机组煤耗偏高的原因，根据本文案例机组的２．１提高汽轮机通流部分的效率现场数据，对各种影响因素分别进行定量分析和计算。
通流部分汽封间隙过大，通流部分结垢等均会影响汽轮机
１．１负荷率汽缸效率，从而相应的增加煤耗。对于本文中这样已经投产的按照汽轮机的热力特性，负荷降低时，汽轮机的热耗率呈机组，其制造与加工偏差对汽缸效率的影响已经无法消除，于明显上升趋势。对于６００ＭＷ的超临界机组，半负荷运行时煤耗是要提高汽缸效率只能从调整汽封间隙和提高叶片清洁度两个

可门电厂600MW机组定滑压运行经济性

阀点滑压曲线之间按照ＤＣＳ，设定定滑压运行曲线．机组５４０ＭＷ以下负荷顺序阀滑压运行时，调节阀两阀接近全开（４１％开度），第３阀部分开启．整个滑压运行负荷段调节阀均有一定的节流损失。为实现机组调峰时经济运行．负荷３００ＭＷ按定滑压运行．且将主蒸汽压力升至额定压力的１０５％：３００ＭＷ＜负荷＜４５０ＭＷ．按两阀点滑压运行曲线进行主蒸汽压力设定；负荷＞４５０ＭＷ，按顺序阀定压方式运行。试验结果中的负荷是热力系统隔离及参数修正后的负荷．因此使用推荐的最佳定滑压曲线时应考虑季节变化、机组当前运行状况、锅炉燃烧情况．以及其它因素的影响程度．对定滑压运行曲线进行一定的修正采用最佳定滑压运行方式后．与原滑压运行方式相比．机组的供电煤耗率降低０１．９ｇ／（ｋＷｈ１左右．４８０ＭＷ以上负荷节能效果不明显，４８０～３８０ＭＷ负荷区段，供电煤耗率平均降低１．３ｇ／（ｋＷｈ）。３．２采用最佳定滑压运行方式带来的影响在最佳定滑压运行阶段．相同负荷工况主蒸汽压力升高时．在主蒸汽温度不变情况下．主蒸汽比焓值有所下降．但汽包中饱和蒸汽比焓值下降得更快，因此蒸汽在过热器中需要吸收的热量增加。在锅炉燃烧状况不变情况下，不易提升主蒸汽温度。同时，主蒸汽压力提高、主蒸汽温度不变情况下，主蒸汽比焓值降低，高压缸排汽（高排）温度下降，再热蒸汽需要的吸热量增加．再热器减温水流量相应减少，同样有

超临界600MW汽轮机通流经济性优化

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得末级的激波损失下降。另外从图１Ｃ１（）可见，
数大于ｌ，在头部存在一道脱体激波，也会带来一定的激波损失见图１ｂ１（）。经过全三元优化技术
优化后，静叶根部与动叶顶部流动马赫数分别下
１ＤＮＦＧＯ汔Ｎ’ ８Ｇ粉般ＡＴ
采用全三元ＣＤ分析软件对典型级进行分Ｆ
析以验证其效率差异，方案共两个，设计几何参数与气动边界条件完全一样，分析结果显示，
前、后的数值分析工作。本次对比分析工作的计算网格数达到了１万网格的计算规模，在ＩＭ计千Ｂ算服务器上采用８点并行计算完成。计算采用节
优化前、后的模型及网格示意图见图６。
（）优化前ａ
（）优化后ｂ
吸力面的分离流动减弱，区域减小且后移，见图

600MW机组热经济性能分析及优化

技术创新27600MW机组热经济性能分析及优化◊国电荥阳煤电一体化有限公司康立强为了进一步降低火电厂的发电成本，对火电机组进行热经济性能分析与系统优化是十分必要的。

本文从开口系能量平衡出发与从汽轮机组功率平衡出发对比研究了在线计算汽轮机组排汽焓的计算模型，其中从汽轮机功率平衡出发的在线计算模型计算速度较快，精度较高。

同时，对机组通流部分、加热器与凝汽器进行变工况分析，确定了机组在运行工况下主要参数的目标值。

由于我国人均能源资源相对不足，而且燃煤机组发电童占到总发电量的70%以上，发电耗煤占到全国耗煤约60%,所以我国电力工业部门在电能生产、输送与使用中需要提高能源的利用率。

因此，深入研究火电厂机组安全经济性，大力开展机组节能降耗对我国国民经济的发展具有十分重要的意义。

随着电力企业市场运行实行“厂网分开，竞价上网”以及煤炭等资源价格的不断提高，发电企业将面临着更加激烈的市场竞争。

在保证机组运行安全性与环保性的同时，火电厂的发电成本与管理成本需要进一步降低，所以降低机组能耗与对系统优化管理的需求也越来越突出。

但与国际先进水平相比，我国机组的运行水平还有很大的差距。

据统计与国外同容量机组的运行情况相比，我国亚临界机组的热效率低10%~ 18%，燃料量多耗25%~ 30%，污染物的总排放量多25%~ 30%,水量多耗6%~ 10%〇因此，对我国的火电机组进行热经济性能分析与系统优化是十分必要的。

火电机组是高度非线性的连续生产系统，是典型的能量转换系统。

所以提高机组的热经济性能是十分必要的，也是一项非常复杂的工作。

機运行优化是在机组性能监测的基础上提出来的，通过对机组热力系统不同工况下热经济指标的计算分析，运行参数的耗差分析指导机组热力系统的优化。

1机组热力系统经济性状态方程热力系统经济性状态方程是机组热力系统热经济性能分析的基础，该方程的核心思想是将系统工程的观点引入到热经济性能分析中，并结合矩阵理论，建立了热力系统状态方程，该方程由系统热力学状态参数及系统拓扑结构确定。

600MW汽轮发电机组热耗诊断分析

１对汽轮机组试验结果的诊断分析
１１汽轮机本体部分诊断分析．
（）２系统内漏比较大，多工质排放到凝汽器中造成凝汽器热许
负荷加大，使凝汽器冷却效果减弱；（）３可能凝汽器真空严密性不好，空气漏入；有
在经济性上的重要ห้องสมุดไป่ตู้ 额而被受关注。
４凝汽器运行特性诊断试验时，发电机端功率为６３２３Ｍｗ，循环水入水温度为０．７
２．Ｏ１８℃ ，循环水出水温度为２．９Ｏ℃ ，汽轮机排汽压力为５８２．４
（）１高压缸：６３７在０．３２Ｍｗ负荷时，实测计算得到高压缸效率
为８．％；２０比设计值８．％３３％，８６８低＿１８使热耗率升高５．／ｗｈ２８Ｊｋ。０ｋ
（）汽器内循环水冷却管有结垢。利用停机检修机会，内４凝对原因是机组运行时保持ｌ阀门开度为１．２３门开度漏阀门进行解体检修或研磨，号９％，、号７以减少凝汽器的额外热负荷；查凝检为７．４调门全开。这样会引起节流损失，造成高压缸效率汽器真空严密性，堵空气漏点；２９％，号查对凝汽器内管径进行冲洗，强增低。另外的原因可能是在安装过程中，、间隙调整值偏大，、换热效果。动静动静叶存在设计与实际制造出厂有偏差。建议在解体检修中，高压对

国产超临界600MW汽轮机效能优化分析

结论
（上接第３７４页）比例会越来越小，注射的比例越来越大，死刑执行方式人道化的改革能在每一个个案中得到体现．在执行力度上真正实现法律面前人人平等【参考文献１只是回过头来．虽然出现了轻缓化的趋势．但是刑罚毕竟是刑罚，［１］胡德．死刑的全球考察［Ｍ】．中国人民公安大学出版社，２００５他是所有对违法行为惩罚中最严厉的惩罚。刑罚轻缓化不是说在任何［责任编辑：丁艳］时代、任何条件下刑罚都越轻越好。因此，轻缓化不能违反罪责相适应
洁的思想政治环境。 ●
（上接第３１０页）通过分析项目可行性研究报告的投资估算及财员的风险分析技术等因素。例如，项目负责人可应用德尔菲法列出各务预测分析报表，识别项目未来的所有财产、责任和损失风险，发现未种意见的理由以及争论点．然后应用头脑风暴法制定出流程图及核对来的风险，这些都是社会稳定风险分析要考虑的对象。表，从而拟出项目的风险列表。
４结论
【参考文献】１］陈燕平，等．项目管理知识体系指南【Ｍ】．项目管理协会有限公司，２００２风险识别是重大固定资产投资项目社会稳定风险分析的一个重［［２］戚安邦，张边营，主编．项目管理概论［Ｍ］．清华大学出版社，２００８，１０．要环节。本文介绍了社会稳定风险分析中六种常用的风险识别方法。［３］陈文晖，编．项目管理的理论与实践［Ｍ］肌械工业出版社，２００８，４．任何一种风险识别的方法或途径都不是没有弱点的．社会稳定风险分析中风险识别的策略必须是利用最适合项目具体情况的那种方法或［责任编辑：杨玉洁］者是几种方法的组合。方法的选择取决于项目的性质、规模和参与人

电厂机组深度调峰经济性研究

电厂机组深度调峰经济性研究摘要：随着新能源发电的发展，燃煤机组的运行负荷不断下降，而火电机组的深度调峰已经成为制约其灵活性调整的一个关键技术问题。

关键词：600 MW机组；深度调峰运行；安全经济性引为适应火电机组频繁参与深度调峰这一市场趋势，各火电企业和科研院所均在摸索深度调峰经验。

湖南省内火电企业不投油稳燃负荷已普遍实现40%额定负荷，西安热工研究院等单位对火电机组灵活性改造进行了专门研究，并将研究成果应用于国内一些火电厂的改造，最低不投油稳燃负荷可达到30%额定负荷。

本文以湖南省内某电厂的一台600MW超临界参数机组为例，对火电机组在深度调峰的运行经济性进行分析，并总结了相关风险应对措施。

1深度调峰运行的安全性该装置在深度调峰时，不需要进行频繁地起停，也不能经受较大的温度波动和交流应力，从而造成设备的疲劳损伤，缩短设备的使用寿命。

由于调峰时，机组停机时间约为7小时，因此，机组重新启动属于热启动，汽轮机汽缸内的温度变化不大，第二次冲击起动时的主要气温偏低。

然而，在参与调峰作业时，由于机组与设计工况有很大的偏差，且有许多项目，对电网的安全、经济运行产生不利影响。

另外，由于机组的参与，电厂的煤耗必然会增加。

在进行深度调峰作业时，机组的不安全因素有：①在调速过程中，转子容易产生振动，为了防止这种情况，应首先对转子进行充分的预热，以保证气缸膨胀均匀，并充分加热转子。

当转子受力比较大时，不能增大机组的负载，必须在热机时维持稳定的负载。

其次，调整阀的开关要在大的开度和高负载的情况下进行，以保证调整段的受力均匀。

②当机组从定压转向滑压、快速减载时，机组的负向轴向位移增大；快速减载后，调整段压力下降迅速，但再热蒸汽系统体积大，储热容量大，导致再热蒸汽压下降比调整段的压降晚，高、中压缸平衡活塞的轴向推力为负。

如果推力瓦的位置有问题，推力瓦受到连续阀的迅速减载所带来的额外轴向推力时，会发生轴向的窜动，从而导致轴向位移超出了推力间隙，也有可能导致机组的轴向位移增加，这时，应视变工况而减速或停止。

基于600MW汽轮机组汽封改造的经济性评价

（ａａｇＱｔｉｅＥｅｔｃＰｗｒｅｅａｏｏａｙＬｍｉｄＱｔｉ６０ＣｉａＤｔｉｈｌｃｉｏｅｎｒｔｎＣｍｐｎｉｔ，ｉｈ１４０，ｈｎ）ｎａｒＧｉｅａｅ５
ＡｂｔａｔＣｍｐｒｇｔｄｔｎｌｓｅｍｅｌｗｉｏｅｃｍｂｓａｓａｓｔｅｔｃｎｃｒｎｆｒｔｎｆ６０ＭＷｔａｓｒｃ：ｏａｉｒｉｏａｔａｓａｓｔｈｎｙｏｔｍｅｌ，ｈｅｈｉａｔａｓｏｍａｉｓｏ０ｎａｉｈｅｌｏｓｅｍｔｒｉｅｕｉｄｐｉｇｈｎｙｏｔａｓａｓｗｒｉｃｓｅｎｔｅｐｐｒｕｂｎｎｔａｏｔｏｅｃｍｂｓｅｍｅ１ｅｅｄｓｕｓｄｉｈａｅ．Ｒｅｒａｌｃｉｖｍｅｔｈｖｅｎｂａｎｄｓｎｍａｋｂｅａｈｅｅｎｓａｅｂｉｇｏｔｉｅｂａｓｏｈｔｃｎｃｌｔａｓｏｍａｉｎｎｉｎｄａｏｅ，ｕｈｓｈｅｕｔｎｏｉｌａａｅｆｏｙｍｅｎｆｔｅｅｈｉａｒｎｆｒｔｓｍｅｔｅｂｖｓｃａｔｅｒｄｃｉｆａｒｅｋｇｒｍａｌｌｖｌ，ｈｏｏｏｌｅｅｓｔｅｉｒｖｍｅｔｏｈｅ — ｙｉｄｒｅｃｅｃｏｔａｔｒｉｅｕｉｎｈｒｐｏｅｔｃｎｕｔｎｆｒｕｉ．ＡｌｉＵ．ｅｍｐｏｅｎｆｒｅｃｌｅｆｉｎｙｆｒｓｅｍｂｎｎｔａｄｔｅｄｏｆｈａｏｓｍｐｉｎｔｔｎｉｕｓｏｏｓｌｎａｔｈｃｎｉｅａｌｃｎｍｉｅｅｉａｅｂｉｇｍａｅｏｓｄｒｂｅｅｏｏｃｂｎｆｓｈｖｅｎｄ．ｔ

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600MW汽轮机变功率经济性分析一、设计题目N600ＭＷ机组凝汽式汽轮机变功率经济性分析二、设计任务1.拟定600MW汽轮机原则性热力系统图。

2. 600MW汽轮机额定功率下回热系统热平衡计算，求出其主要热经济指标；3. 600MW汽轮机变功率（90~50%）下回热系统热平衡计算，求出其主要热经济指标；4. 600MW汽轮机高、低压加热器或凝汽器设计、计算、计算数据总表；5. 高、低压加热器结构工程图（AUTOCAD绘图）；6.用C语言编制加热器热平衡计算程序（清单、结果）。

三、设计成果1. 600MW汽轮机额定功率、变功率下回热系统经济性计算书一份；2. 原则性热力系统图；3. 热力过程曲线；5. 高、低压加热器结构工程图（AUTOCAD绘图）；4. 设计说明书。

四、设计原始资料1. 汽轮机（1）反动式汽轮机（1）反动式汽轮机型式：N600-16.67/537/537-（3）再热蒸汽参数：（4）排汽压力：（5）给水回热抽汽（8段），额定工况时的抽汽参数如表所示：表1 N600-16.67/537/537-机组回热抽汽参数（2）冲动式汽轮机（1）冲动式汽轮机型式：N600-16.67/538/538-（2）蒸汽初参数：（3（4）排汽压力：（5）给水回热抽汽（8段），额定工况时的抽汽参数如表所示：表1 N600-16.67/537/537-机组回热抽汽参数2. 给水泵与凝结水泵（参考）（1）主给水泵进口压力（2）主给水泵出口压力（3）主给水泵效率净正吸水头（4）前置泵进口压力（5）前置泵进口压力（6）前置泵效率净正吸水头（7）凝结水泵出口压力3. 锅炉（略）4．给定的原则性热力系统图（图1）（1）反动式600MW汽轮机（2）冲动式汽轮机额定工况：Pe = 600 MW变功率：90~50% 额定功率6. 计算中选用的数据：（2）选定的各种效率机组的机、电效率：高加和除氧器效率：低加效率：锅炉排污扩容器效率：锅炉排污扩容器压力：（3）新蒸汽压损再热蒸汽压损回热抽汽压损（4）补充水入口温度4. （1）设计任务书设计任务书简介；（2）对给定方案的经济性分析，指出给定方案中不足之处，定性分析对热经济性的影响；（4）600MW 机组主要经济指标计算结果的比较：列表标出新蒸汽汽耗量、凝汽量、给水温度、机组热耗率、机组内效率、全厂热耗率、全厂效率、标准煤耗率、节约标准煤量（按6500h/a ）计。

（5）原则性热力系统计算书附录1：原则性热力系统计算示例计算国产200MW 三缸三排汽凝汽式机组在设计工况下的热经济指标。

已知：N200-12.75/535、535型三缸三排汽凝汽式机组的初参数：00000012.75,535,0.64,3P Mpa t C P Mpa t C ==∆=∆=再热蒸汽参数：冷段压力冷段温度排汽压力给水泵出口压力凝结水泵出口压力该机组回热系统如图2所示。

（图2）表2 N200-12.75/535/535三缸三排汽凝汽式机组回热抽汽及轴封参数解：（一）整理原始资料（1）根据已知参数p 、t 在h-s 图上画出汽轮机热力过程曲线（图3）标出新汽、各抽汽点、排汽焓（0j c h h h ∑、、），及再热汽焓升。

或根据已知参数p 、t 查水蒸汽表得到上述各比焓的数值。

（2）列出机组回热抽汽系统计算点参数表（表3），得到个加热器出口水焓wj h 及有关疏水焓'jc h 或dwj h 。

（二）计算回热抽汽系数与凝汽系数 1. 高压加热器组的计算（1）H1的计算由H1的热平衡式求抽汽系数1α[][]'121111'11()/()(1038.41934.2)/0.980.0033(3381.641045.78)3139.261045.780.0471w w h sg sg h h h h h h ηαα---=---⨯-=-=H1的疏水系数：1110.04710.00330.0504d sg ααα=+=+= （2）H2的计算由H2的热平衡式求2α（将H2及其外置疏水冷却器作为一个整体）[][]'23112222()/()(934.2797.92)/0.980.0504(1045.78834.68)3042.63834.680.0582d w w h d w dw h h h h h h ηαα---=---⨯-=-=H2的疏水系数：2210.05820.05040.1086d d ααα=+=+= 再热蒸汽系数rh α（其中考虑扣除高压缸的轴封漏汽1sg α ）1211()1(0.04710.05820.0033)0.8914rh sg αααα=-++=-++=（3）H3的计算先确定给水泵的焓升pu w h ∆ 及给水泵出口水焓4puw h 。

已知给水泵出口压力为17.65out p Mpa = ，根据除氧器压力和除氧器安置高度，可知除氧器入口压力为0.75in p Mpa = ，取给水的平均比容为30.0011/av v m kg = ，给水泵的效率为0.78pu η= ，则给水泵的焓升为：3310()100.0011(17.650.75)23.83(/)0.78pu av out in w puv p p hkJ kg η-∆=⨯⨯-==给水泵出口水焓为：44666.9623.83690.79(/)pu puw w w h h h kJ kg =+∆=+=由H3的热平衡式求3α 图3表3[]'342233'33()/()(797.92690.79)/0.980.1086(834.68784.86)0.043385.24784.86pu d w w h d w h h h h h h ηαα⎡⎤---⎣⎦=---⨯-==-H3的疏水系数：3320.040.10860.1486d d ααα=+=+=2. 除氧器HD 的计算由除氧器物质平衡方程式得进水系数4c α 关系式43421()c d sg αααα=-++由于除氧器进、出口水量不等，4c α是未知数。

为了避免在最终的热平衡式中同时出现4α 和 4c α两个未知数，可如此处理：先用不考虑'h η 的方式写出热平衡方程式：Σ流入热量=Σ流出热量，'444332245w d sg sg c w h h h h h αααα=+++，然后将上述的4c α关系式代入，整理成以进水焓5w h 为基准，不含4c α 并考虑h η 的热平衡式：出水量为准的吸热量/h η=Σ放热量，可得[][]'45335225445()/()()(666.96598.99)/0.980.1486(784.86598.88)0.004(3444.06598.88)3277.22598.880.0114w w h d w sg sg w w h h h h h h h h ηααα-----=---⨯--⨯-=-=则 43421()1(0.14860.01140.004)0.836c d s g αααα=-++=-++= 3. 低压加热器组的计算（1）H5的计算由H5的热平衡方程式求抽汽系数5α[][]'4563355'55()/()0.836(598.88512.05)/0.980.008(3286.34602.4)3105.98602.40.0221c w w h sg sg h h h h h h αηαα---=-⨯--⨯-=-=H5的疏水系数：5530.0210.0080.029d sg ααα=+=+=（2）H6和H7的计算由于78msgw w h h 、未知，不能直接分别从H6和H7的热平衡方程式计算抽汽系数6α和7α 。

其解法有多种。

①一种是因为多了2各未知数，需要增加2各热平衡式（疏水泵混合点A 和SG1的热平衡方程式）与H6和H7的热平衡方程式联立求解出6778msgw w h h αα、、、；②是假设78msgw w h h 、，由H6和H7的热平衡方程式分别求出67αα、，然后校核，多次修正逼近。

③合理选择划分热平衡范围，以避开78msgw w h h 、2各未知数，仍用2各热平衡方程式联立求解得出67αα、。

下面用第3种方法求解。

（图4）这时用图4所示2种热平衡来求解均可，但二者都面临混合点A 前后水流不相等，因7c α 为未知数的问题。

可先由混合点的物质平衡求出7c α 的关系式，代入热平衡方程式中以消除7c α 。

混合点A 的物质平衡方程式7474674567656767()()()()()c cd c d c d d d d d a b c αααααααααααααααα=-=-+=-++=+=+ 用图2-18（a ）热平衡范围来求解。

先用Σ流入热量=Σ流出热量拟出2个热平衡方程式，消去后整理成放热量=Σ吸热量/h η：对H6包括混合点A 的热平衡方程式'''665577774666d c w d c w d h h h h h h αααααα+++=+代入式（a ）、(b 、)(c)，整理后再考虑h η，上式则为''''''6667755677777467()()()()/w d w w c w w hh h h h h h h h h h h h ααααη-+-+-+-+-=- （1）对H7包括SG1的热平衡方程式'''77446678774477sg sg d c w d sg sg c w h h h h h h h ααααααα+++=++代入式（a ）、(b 、)(c)，整理后再考虑h η，上式则为''''77778444566778478()()()()()/w w sg sg sg d w w c w w hh h h h h h h h h h h h αααααη-+-+-++-+-=- （2）将是（1）、（2）代入已知数值联立求解6α、7α6776(2982.14523.98455.06438.9)0.029(602.4523.98455.06438.9)(455.06438.9)0.836(512.05438.9)/0.98(2889.56455.06438.9306.52)0.0033(3172.13390.88)(0.029)(523.98455.06438.9306αααα-+-+⨯-+-++-=⨯--+-+⨯-+++-+-.52)0.836(438.9306.52)/0.98=⨯- 联解最后求得：670.02390.0363αα==将6α、7α数值代入式（a ）得7c α数值74567()0.836(0.0290.02390.0363)0.7468c cd ααααα=-++=-++=（3）H8的计算由于7sgw wc h h 和未知，在拟定H8的热平衡方程式时也应避开它们，以减少方程个数和计算工作量。