CN104088771B - 电厂循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案的精确确定方法 - Google Patents
电厂循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案的精确确定方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN104088771B CN104088771B CN201410307298.0A CN201410307298A CN104088771B CN 104088771 B CN104088771 B CN 104088771B CN 201410307298 A CN201410307298 A CN 201410307298A CN 104088771 B CN104088771 B CN 104088771B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- pump assembly
- water pump
- cooling water
- water
- power
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
Landscapes
- Control Of Turbines (AREA)
Abstract
本发明提供一种电厂循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案的精确确定方法。对于电厂多台、多型号并联水泵机组的循环冷却水系统,在任一主机负荷和入口水温下,计算循环冷却水系统水泵机组不同运行组合时的各台水泵机组流量Q j 及耗电功率P d j ;计算汽轮机排汽量;针对循环水泵机组不同组合运行方式,计算凝汽器压力p k;计算汽轮机发电功率;计算电厂循环冷却水系统水泵机组不同运行组合时发电净收益ΔP r ;确定净收益最大的水泵机组运行组合为循环冷却水系统水泵机组运行最优组合方案,使电厂净出力最大。将水泵机组最优组合运行方案制成表格,方便使用。不需增加任何设备和调节装置,即可实现循环冷却水系统水泵机组优化组合运行。
Description
技术领域
本发明涉及一种确定电厂循环冷却水系统水泵开机组合的算法,尤其是电厂循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案的精确确定方法。
背景技术
随着我国国民经济的迅速发展,市场对电力的直接需求和潜在需求迅速上升,因此,现代电力工业成为我国规模巨大且发展迅速的先行行业。最近几年,我国电力供需矛盾非常突出,国民经济的发展因此受到了严重制约。
循环冷却水系统是电厂的重要系统之一。循环冷却水系统的用电量虽然只占电厂发电量的1.0%~1.5%,但循环冷却水系统的运行直接影响汽轮机的真空度,从而影响汽轮机的出力和安全。电厂循环冷却水系统供水能力按发电机组最大负荷和允许最高进水温度的最不利情况设计,而发电机组大部分时间在小于最大负荷和冷却进水低于允许最高进水温度下运行。电厂运行管理,通常按季节粗略确定循环冷却水系统水泵的开机台数,缺少分析计算,无理论依据。实际上,同一季节的不同的天、同一天的不同时刻,环境温度和进水温度都会相差很大。因此,电厂普遍存在过度冷却,偶尔也会出现冷却不足的现象,结果造成能源严重浪费。
发明内容
本发明的目的就是为克服目前电厂普遍存在的过度冷却,偶尔也会出现冷却不足的现象,造成能源严重浪费的缺点,优化循环冷却水系统水泵机组运行组合,使电厂净出力最大。
为实现以上目的,本发明的技术方案如下:
提供一种电厂循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案的精确确定方法,包括以下步骤:
A.计算循环冷却水系统水泵机组不同运行组合时的各台水泵机组流量Qj及电机输入功率Pdj。
循环冷却水系统中各台水泵的性能曲线由设备生产厂家提供。参与运行的水泵扬程性能曲线可用方程拟合为:
Hj=Aj·Qj 2+Bj·Qj+Cj(j=1,2,3,…,n) (1)
其中,j表示机组编号;n为循环水泵机组运行台数;Hj为第j台套机组的水泵扬程,m;Aj、Bj、Cj为常数。式(1)共有n个方程。
根据循环冷却水系统管路及相关阀件的设置,确定系统净扬程Hst与管路阻力系数S。管路特性曲线方程可表示为:
联列方程(1)、(2)共n+1个方程,求解得到各台水泵运行流量Qj(j=1,2,3,…,n)和扬程Hj=H(多台水泵并联运行,其扬程相等)共n+1个变量。第j台水泵配套电机的输入功率为(kW)
其中,ρ为水的密度,kg/m3;g为重力加速度,m/s2;ηpj为第j台水泵效率,由设备生产厂家提供;ηcj为第j台水泵机组传动效率,直联传动时为100%;ηdj为第j台水泵机组电动机效率,由设备生产厂家提供。
B.计算汽轮机排汽量。纯凝式汽轮机末级蒸汽流量与机组负荷近似成正比。根据THA工况运行时汽轮机的负荷率βT与排汽量DcT′,得出负荷率为β时的排汽量Dc′,即
其中βT和DcT′分别为THA工况运行时汽轮机的负荷率与排汽量,THA工况为热耗考核或称热耗保证工况,β为汽轮机任一工况的负荷率。
若电厂锅炉给水泵采用小汽轮机驱动,小汽轮机的排汽排往凝汽器。因此,考虑到小汽轮机排汽量Dg与负荷率的关系,则汽轮机任一工况广义排汽量为:
Dc=D′c+Dg (5)
C.在循环冷却水系统水泵机组不同运行组合运行方式下,确定不同负荷、不同冷却水入口水温下的凝汽器压力pk。
冷却水温升:
式中,Δt为冷却水温升,℃;hc-hc′表示1kg蒸汽在凝汽器中凝结放出的热量,由于在较大的凝汽器压力变化范围内,hc-hc′变化范围很小,因此,可以近似取为2180kJ/kg(小型机组大约为2300kJ/kg);冷却水比热cp=4.187kJ/(kg·℃);Dc为汽轮机广义排汽量,t/h,Dw为冷却水流量,m3/h。上式可变为:
可见,冷却水温升与汽轮机广义排汽量Dc成正比,与冷却水流量Dw成反比。
在冷却水流量Dw一定时,凝汽器端差δt可以用A.B.雪格里雅夫提出的经验公式计算,公式为:
式中:δt为凝汽器端差,℃;n表示凝汽器工作情况的系数,n=5~7,它与凝汽器的工作状况相关,对清洁且密封性能良好的凝汽器,n值较小,在Dc较大时采用较大的n值,一般取6。tw1为冷却水入口水温,℃;A为凝汽器有效换热面积,m2。
在冷却水流量Dw一定时,根据不同的冷却水入口水温tw1和广义排汽量Dc可以求出冷却水温升Δt和凝汽器端差δt。由饱和蒸汽温度计算公式ts=tw1+Δt+δt,可算出ts,即
凝汽器压力为:
D.计算汽轮机发电功率P。
根据计算得出或者从汽轮机制造厂商处获得排汽压力对汽轮机发电功率修正曲线,拟合出某一汽轮机负荷率时排汽压力pc和发电功率P之间的关系式,即
P=a·pc 2+b·pc+c (11)
其中,a、b、c为常数。
忽略排汽缸蜗壳损失与凝汽器的喉部压力损失,凝汽器压力pk与汽轮机低压缸排汽压力pc近似相等。将循环水泵不同组合运行方式下的凝汽器压力值(即排汽压力值)代入式(11),即可求得对应的汽轮机发电功率P。
E.电厂发电净收益计算与水泵机组最优组合运行方案确定。
将汽轮机发电功率与循环冷却水系统耗电功率联系起来进行分析,针对设置多台同型号水泵和多台同型号水泵加1台小泵的循环冷却水系统,计算同一进水温度与汽轮机负荷率时,循环冷却水系统不同运行方案对应的电厂发电净收益ΔPr,即为
式中,Pi为第i台汽轮机发电功率;m为发电机运行台数;Pdj为循环冷却水系统第j台循环水泵机组耗电功率;n为循环水泵机组运行台数;Δpr为发电净收益,r=1,2,3,…,s,s为循环冷却水系统水泵机组组合运行方案数。
电厂在循环冷却水系统某一进水温度与汽轮机负荷率条件下,循环冷却水系统水泵机组运行组合不同,电厂发电功率与循环冷却水系统耗电功率的差——发电净收益ΔPr也不同。当净收益ΔPr最大时,此时的循环冷却水系统水泵机组运行组合即为水泵机组最优组合运行方案。用同样方法计算确定出多种进水温度和汽轮机负荷率条件下的循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案,并绘制成表格,供电厂实际运行调整使用。
本发明对于电厂多台、多型号并联水泵机组的循环冷却水系统,在任一主机负荷和环境温度下,确定最优水泵机组运行组合,使电厂净出力最大,不需增加任何设备和调节装置,即可实现循环冷却水系统水泵组合优化运行。本发明可应用于确定循环冷却水系统水泵机组运行组合方案,实施例电厂计算表明,每年可增加电厂发电收益725万度电,具有重大的经济效益。
附图说明
图1本发明实施例循环冷却水系统图;
图2本发明实施例1台和3台循环水泵并联运行时的系统性能曲线。
具体实施方式
下面结合附图并通过实施例对本发明作进一步说明:
某火电厂有2台330MW纯凝式汽轮机组,循环冷却水系统为带冷却塔的扩大单元制二次循环供水系统,如图1。电厂原运行方案为:夏季2台主机运行开4台循环水泵,春秋季2台主机运行开3台循环水泵,冬季2台主机运行开2台循环水泵。单台水泵额定工况流量为17604m3/h,扬程为22.5m,功率为1123kW。
A.计算循环冷却水系统水泵机组不同运行组合时的各台水泵机组流量Qj及耗电功率Pdj
图2为本发明实施例1台和3台循环水泵运行时的系统扬程性能曲线。
通过拟合得到,式(1)中单台水泵性能曲线方程的系数A1、B1、C1分别为–0.9026、5.3734、17.9351,将其代入式(1),得到单台水泵的扬程性能曲线方程为
H=–0.9026Q2+5.3734·Q+17.9351
系统净扬程Hst为12.68698m。
2主机2泵和2主机4泵运行时,循环泵房出口联络阀为关闭状态,相当于单元制供水。1台水泵和2台水泵向同1条管路供水的两种方案,管路阻力系数S为0.1025947s2/m5,代入式(2)得到循环冷却水系统管路特性曲线方程为:
H=12.68698+0.1025947Q2
2主机1泵和2主机3泵运行时,联络阀为打开状态,将2台主机循环冷却水系统的2条供水管路看作一个整体,管路阻力系数S为0.024321867s2/m5,代入式(2)得到其管路特性曲线方程为:
H=12.68698+0.024321867Q2
管路特性曲线与水泵性能曲线的交点即为水泵的工作点。如图2,对单台水泵机组运行时,联列求解两曲线的方程组,得到单泵流量为6.25m3/s,水泵扬程为13.64m。根据厂家提供的资料,此时水泵效率为86.2%,电机效率为94.7%,传动效率为100%(直联传动),代入式(3),得到单台水泵机组运行时电机输入功率为
同理,可以计算得到循环冷却水系统水泵机组其他不同组合运行方式下的水泵机组运行工况,如表1所示。
表1循环水泵机组不同运行组合时工况
B.分析汽轮机特性。
根据实施例电厂已有的数据,在THA工况下,汽轮机功率为315.112MW,主机排汽量为557.48t/h,负荷率为95.49%。则以汽轮机负荷率100%为例,根据式(4)得到汽轮机排汽量为
根据负荷率100%时小汽轮机排汽量35.60t/h,由式(5)可得,汽轮机广义排汽量为:
Dci=D′ci+Dg=583.82+35.60=619.42t/h
同理,可得汽轮机不同负荷率(表中仅列出负荷率100%、90%、80%、……、40%)时的广义排汽量,如表2所示。
表2汽轮机广义排汽量与负荷关系
C.在循环水泵不同组合运行方式下,确定不同负荷、不同冷却水入口水温下的凝汽器压力pk。
对循环水泵不同组合运行方案(即一定的循环水流量)下的凝汽器进行计算,得到凝汽器压力与入口水温和汽轮机负荷之间的关系。在确定了具体的凝汽器和冷却塔参数后,凝汽器入口水温tw1与气象条件等因素有关,受循环水泵的运行方式影响不大。所以当循环水泵的运行方式发生改变后,仍取变化前的入口水温作为变化后的凝汽器入口水温。
以汽轮机负荷率100%、入口水温tw1=5℃、2主机1泵运行为例,则汽轮机广义排汽量Dc=619.42t/h,冷却水流量Dw=6.25×3600=22500t/h,凝汽器工作系数n取6,凝汽器有效换热面积A=20248m2,代入式(9),饱和蒸汽温度
根据式(10),凝汽器压力为
表3为1台水泵和2台汽轮机运行、凝汽器入口水温在5℃时的凝汽器参数,其中,β为2台汽轮机负荷率(表中仅列出负荷率100%、90%、80%、……、40%)。同理,可计算出其他不同入口水温、不同水泵组合运行方式下凝汽器参数。
表3 1台水泵和2台汽轮机运行时凝汽器运行参数
D.计算汽轮机发电功率P。
根据不同负荷率时排汽压力对功率的修正曲线,采用式(11)拟合出某一汽轮机负荷率时排汽压力pc和发电功率P之间的关系式,如表4(表中仅列出负荷率为100%、90%、80%、……、40%对应的关系式)。
表4不同负荷率时汽轮机发电功率与排汽压力关系式
以汽轮机负荷率100%为例,汽轮机发电功率P(MW)与排汽压力pc(kPa)关系式为:
P=–0.00824pc 2–2.2460pc+341.9297
由于认为汽轮机排汽压力与凝汽器压力近似相等,故汽轮机负荷率100%、入口水温5℃、2主机1泵运行时汽轮机排汽压力pc=pk=7.3kPa,代入上式,得汽轮机发电功率
P=0.00824pc 2–2.2460pc+341.9297=325.1005MW
同理,可计算得出其他各种负荷率下不同排气压力时的汽轮机发电功率。
E.电厂发电净收益计算与水泵机组最优组合运行方案确定。
2主机1泵运行时,汽轮机负荷率100%、入口水温5℃时,循环水系统耗电功率为1023.004kW(见表1),则电厂发电净收益
用同样方法,可计算出相同条件下电厂循环冷却水系统2台、3台、4台水泵并联运行时电厂发电净收益分别为666.436MW、665.796MW、664.514MW。通过分析比较,可以确定,在此条件下,2台循环水泵并联运行时电厂发电净收益最大,也即电厂循环冷却水系统最优水泵组合运行方案为:2台循环水泵并联运行。
同理,可以确定其他入口水温、汽轮机负荷率时电厂循环冷却水系统最优水泵组合运行方案(同型号水泵机组)。实施例电厂2台主机组运行时,循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案(同型号水泵机组)如表5。
表5循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案(同型号水泵机组)
为了增加循环冷却水系统供水流量的可调性,考虑为系统配备1台套小流量泵机组,其参数为:额定工况水泵流量2.275m3/s,扬程22.5m,功率571kW。用同样方法可以计算出电厂循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案(大小水泵机组)。实施例电厂2台主机组运行时,循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案(大小水泵机组)如表6。
表6循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案(大小水泵机组)
在实际生产中,电厂2台主机运行时,只需要根据实际的入口水温tw1和负荷率β,就可以在从表5或表6中查找到对应的区域,确定循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案,以获得整个电厂经济性上的最优。经计算比较,实施例电厂循环冷却水系统采用本发明的大小水泵机组最优组合运行方案(表6),较同型号水泵机组最优组合运行方案(表5)每年增加净收益175万度电,较原实际采用的运行方案每年增加净收益725万度电,节能增益效果显著。
Claims (7)
1.一种电厂循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案的精确确定方法,其特征在于,包括以下步骤:
步骤A:计算循环冷却水系统水泵机组不同运行组合时的各台水泵机组流量Qj及电机输入功率Pdj;
步骤B:计算汽轮机排汽量;
步骤C:在循环冷却水系统水泵机组不同运行组合运行方式下,计算不同负荷、不同冷却水入口水温下的凝汽器压力pk;
步骤D:计算汽轮机发电功率P;
步骤E:计算电厂发电净收益ΔPr:在循环冷却水系统某一进水温度与汽轮机负荷率条件下,循环冷却水系统水泵机组运行组合不同,电厂发电净收益ΔPr也不同;确定ΔPr最大时对应的循环冷却水系统水泵机组运行组合即为该进水温度与汽轮机负荷率条件下的水泵机组最优组合运行方案;计算确定不同进水温度与汽轮机负荷率条件下的循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案。
2.根据权利要求1所述的电厂循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案的精确确定方法,其特征在于:步骤A所述各台水泵机组流量Qj的求解过程如下:
联列系统参与运行的水泵扬程性能曲线方程和管路性能曲线方程 由于各水泵并联运行,其扬程相等,Hj=H,则得到n+1个方程,求得n+1个变量Qj(j=1,2,3,…,n)和H,其中j为机组编号,n为循环水泵机组运行台数,Hj为第j台水泵机组的水泵扬程,Aj、Bj、Cj为常数,Hst为系统净扬程,S为管路阻力系数;
步骤A所述各台水泵机组电机输入功率Pdj的求解过程如下:
其中ρ为水的密度,g为重力加速度,ηpj为第j台水泵机组的水泵效率,ηcj为第j台水泵机组的传动效率,ηdj为第j台水泵机组的电动机效率。
3.根据权利要求1所述的电厂循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案的精确确定方法,其特征在于:步骤B所述汽轮机排汽量的求解过程如下:
(1)其中βT和DcT′分别为THA工况运行时汽轮机的负荷率与排汽量, THA工况为热耗考核或称热耗保证工况,β为汽轮机任一工况的负荷率;
(2)电厂锅炉给水泵采用小汽轮机驱动,小汽轮机的排汽排往凝汽器,则得到汽轮机任一工况广义排汽量为:Dc=Dc′+Dg,其中Dg为小汽轮机排汽量。
4.根据权利要求1所述的电厂循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案的精确确定方法,其特征在于:步骤C所述凝汽器压力pk的求解过程如下:
(1)冷却水温升:其中hc-hc′表示1kg蒸汽在凝汽器中凝结放出的热量,取为2180kJ/kg,冷却水比热cp=4.187kJ/(kg·℃),Dc为汽轮机任一工况广义排汽量,Dw为冷却水流量,则
(2)凝汽器端差δt:在冷却水流量Dw一定时,用A.B.雪格里雅夫提出的经验公式计算n为凝汽器工作情况的系数,n=5~7,tw1为冷却水入口水温,A为凝汽器有效换热面积;
(3)饱和蒸汽温度ts:
(4)凝汽器压力pk:
5.根据权利要求4所述的电厂循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案的精确确定方法,其特征在于:步骤D所述汽轮机发电功率P的求解过程如下:
P=a·pc 2+b·pc+c,其中a、b、c为常数,pc为汽轮机低压缸排汽压力,取pc=pk。
6.根据权利要求5所述的电厂循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案的精确确定方法,其特征在于:步骤E所述电厂发电净收益ΔPr的求解过程如下:
其中Pi为第i台汽轮机发电功率,m为汽轮机运行台数,Pdj为循环冷却水系统第j台运行水泵机组的电机输入功率,n为循环水泵机组运行台数,r=1,2,3,…,s,s为循环冷却水系统水泵机组组合运行方案数。
7.根据权利要求1所述的电厂循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案的精确确定方 法,其特征在于:将步骤E计算确定的不同进水温度与汽轮机负荷率条件下的循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案绘制成表格,供电厂实际运行时对照使用。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201410307298.0A CN104088771B (zh) | 2014-06-30 | 2014-06-30 | 电厂循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案的精确确定方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201410307298.0A CN104088771B (zh) | 2014-06-30 | 2014-06-30 | 电厂循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案的精确确定方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN104088771A CN104088771A (zh) | 2014-10-08 |
CN104088771B true CN104088771B (zh) | 2016-09-28 |
Family
ID=51636516
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201410307298.0A Active CN104088771B (zh) | 2014-06-30 | 2014-06-30 | 电厂循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案的精确确定方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN104088771B (zh) |
Families Citing this family (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106251079B (zh) * | 2016-08-04 | 2020-03-31 | 扬州大学 | 基于年均冷却能效比和优化运行的工业循环冷却水系统优化方法 |
CN106321219B (zh) * | 2016-08-29 | 2020-05-01 | 扬州大学 | 电厂冷却水泵机组变频调速全系统组合优化运行方案确定方法 |
CN108458623A (zh) * | 2017-02-17 | 2018-08-28 | 中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司 | 火电厂辅机水扩大单元制干湿联合空冷系统 |
CN109519360B (zh) * | 2018-10-18 | 2020-11-06 | 扬州大学 | 化工循环冷却水系统水泵机组最优运行方案比较确定方法 |
CN110032155A (zh) * | 2019-04-12 | 2019-07-19 | 华能国际电力股份有限公司 | 一种火电厂海水直流冷却水系统运行优化指导系统 |
CN110966170B (zh) * | 2019-11-27 | 2021-01-15 | 河北涿州京源热电有限责任公司 | 一种间接空冷发电机组冷端背压的实时控制方法 |
CN113239511B (zh) * | 2021-03-29 | 2022-08-02 | 珠海市钰海电力有限公司 | 一种基于永磁调节和机械通风的循环水系统优化方法 |
CN113513746B (zh) * | 2021-04-26 | 2023-02-28 | 中国大唐集团科学技术研究院有限公司华东电力试验研究院 | 一种确定火电厂闭式循环水系统优化运行方式的方法 |
Family Cites Families (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP4312913B2 (ja) * | 1999-12-20 | 2009-08-12 | 千代田化工建設株式会社 | ポンプ・システム |
CN102852782B (zh) * | 2012-09-25 | 2014-12-17 | 扬州大学 | 一种大型水泵机组及其工况调节方式精确定量选型方法 |
CN103807184A (zh) * | 2014-02-17 | 2014-05-21 | 扬州大学 | 大型全调节水泵泵站变角优化运行叶片调节频度确定方法 |
-
2014
- 2014-06-30 CN CN201410307298.0A patent/CN104088771B/zh active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN104088771A (zh) | 2014-10-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN104088771B (zh) | 电厂循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案的精确确定方法 | |
CN102967464B (zh) | 凝汽式汽轮机高背压改造后的性能评价方法 | |
CN110925037B (zh) | 一种考虑运行安全裕量的采暖供热机组实际调峰能力评价方法 | |
CN105787211B (zh) | 针对燃气透平劣化的联合循环余热锅炉压力调整方法 | |
CN105302984B (zh) | 一种地源热泵机组建模仿真方法 | |
CN111047168B (zh) | 一种供热机组高背压供热改造后的调峰能力评估方法 | |
CN103063354B (zh) | 火电机组能耗评估和煤耗查定试验中汽轮机基准背压的确定 | |
CN110566295B (zh) | 基于全厂电、热负荷协同调度的双机组耦合调峰方法及装置 | |
CN111047463A (zh) | 供热机组采用低温余热热泵供热改造后的调峰能力评估方法 | |
CN111577410B (zh) | 燃气轮机进气温度控制装置及燃气轮机进气温度控制方法 | |
CN107368680A (zh) | 一种汽轮机最佳真空实时计算方法 | |
CN106156436A (zh) | 一种可调叶片角度分级调控的压气机建模方法 | |
CN103452600B (zh) | 回热侧间接调节的汽轮机发电系统及其一次调频方法 | |
CN107503805B (zh) | 基于f级单轴燃气蒸汽联合循环发电机组的经济指标分析方法 | |
CN113191566B (zh) | 热泵梯级供热机组最佳运行方式的在线确定系统及方法 | |
CN108036384B (zh) | 一种基于热电机组抽汽的能源站系统及运行方法 | |
CN106321219A (zh) | 电厂冷却水泵机组变频调速全系统组合优化运行方案确定方法 | |
CN107917089A (zh) | 循环水泵泵叶开度优化调节方法 | |
CN106682322A (zh) | 单轴燃气蒸汽联合循环机组燃气轮机功率剥离的计算方法 | |
CN206019385U (zh) | 一种直接空冷机组防冻系统 | |
CN107166481A (zh) | 一种深度利用地热水的供热系统 | |
CN103235512B (zh) | 一种发电机组运行的方法 | |
CN207365158U (zh) | 一种深度利用地热水的供热系统 | |
CN203499733U (zh) | 回热侧间接调节的汽轮机发电系统 | |
CN108253813B (zh) | 一种空冷机组的尖峰冷却系统的优化方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant |