N600—16．7／537／537型汽轮机组能耗诊断分析

通过元宝山发电有限责任公司4号600 MW汽轮机组投产后经济技术指标的能耗诊断试验,得出机组实际供电煤耗为335.6g/kW.h,比设计值高18.85g/kW·h.对主辅机进行能耗诊断分析,指出了造成能耗高的主要原因,提出了降低机组热耗率和供电煤耗的建议.     

电站锅炉飞灰含碳量在线监测

我国火力发电机组的平均供电煤耗多年来一直徘徊在431g/kWh左右。近10年来新投产的大容量高参数再热机组煤耗也相当高,200MW机组的煤耗高达394g/kWh,比国外同类机组高79g/kWh;300MW机组为370g/kWh,比国外约高45g/kWh;125MW为385g/kWh,比先进水平高7g/kWh。煤耗高的原因除设计、制造、施工、燃料供应和生产管理方面存在的问题外,还有是锅炉运行控制手段尚不够完善。目前飞灰采样分析所提供的数据尚缺乏代表性,不能真     

抽汽式汽轮机作前置机的热经济性分析

近几年,我国火电厂煤耗有较大幅度的下降,但与国外先进水平相比,还有很大差距。日本、前苏联供电煤耗为280～320g/kWh,而我国1991年为423g/kWh,高出103g/kWh。我国火电机组中低压凝汽机组的比例达13.8%,见表1。这些低参数、小容量机组比高参数、大容量机组的煤耗高100g/kWh以上,见表2,这是我国火电煤耗高的主要原因。     

600MW超临界锅炉电除尘优化运行调整及降耗

为了降低电除尘运行能耗,提高电除尘效率,某发电公司1号600 MW机组通过优化运行方式和加强运行调整,2010年全年平均除灰、尘系统耗电率由0.341%降为2011年至今平均除灰、尘系统耗电率0.242%,根据测算,供电煤耗降低约0.32 g/kWh,取得了显著的节能效果。     

135MW汽轮机组能耗诊断分析

介绍了135MW汽轮机组概况,经对大连泰山热电有限公司1号汽轮机大修前、后实测经济技术指标的能耗诊断分析,机组通过大修供电煤耗降低了6.16g/kW.h,但仍与设计值有一定差距。指明了能耗高的主要原因,对降低机组热耗率和供电煤耗提出了建议。     

影响600MWe等级机组供电煤耗的因素

我国投运的600MWe亚临界参数以上等级机组近350台,占火电机组装机容量的37%。除了超超临界机组的供电煤耗比较接近设计值以外,其它机组距离设计值均有10gce/kWh供电煤耗之差。影响600MWe等级燃煤机组供电煤耗因素很多,有设计、制造因素,也有管理上的因素,深入分析这些因素对提高机组的经济性有一定借鉴意义。     

影响600MWe等级机组供电煤耗的因素

我国投运的600MWe亚临界参数以上等级机组近350台,占火电机组装机容量的37%.除了超超临界机组的供电煤耗比较接近设计值以外,其它机组距离设计值均有10gce/kWh供电煤耗之差.影响600MWe等级燃煤机组供电煤耗因素很多,有设计、制造因素,也有管理上的因素,深八分析这些因素对提高机组的经济性有一定借鉴意义.     

火电机组节能降耗分析及应对措施

<正>1火电机组主要能耗指标分析1.1机组煤耗率现状分析(1)国内有少部分火力机组煤耗率指标与设计值相比仍然偏高,而国内大多数火力机组煤耗率指标与国外同容量机组煤耗率指标相比差距更大。例如:在600 MW级机组煤耗率总体水平的比较中,2004年国内各电力公司煤耗率平均为328.2 g/kWh,而1987年美国、英国、前苏联、日本、德国分别为351、358、325、325、321 g/kWh,我国节约能     

某600 MW汽轮机汽封间隙调整对机组效率的影响分析

通过测量分析,认为汽轮机汽封间隙过大及轴封体变形是造成某电厂D600D型亚临界直接空冷机组汽轮机热耗率偏大,严重影响其经济性和节能达标的主要原因.参照设计值对汽封间隙及轴封体进行了调整,机组热耗率降低了333.6 kJ/kWh,供电煤耗降低了8.16 g/kWh.     

1号机组A级检修后经济性指标评价

对1号机组A级检修后机组经济性指标进行了分析评价.通过机组检修,1号机组供电煤耗降低了3.6 g/kWh.     

基于蒸汽再热技术的供热优化改造试验研究

基于根据蒸汽再热技术实施供热改造后的某300 MW亚临界机组,依据"等发电功率"+"等供热量"的原则,通过进行三组对比性的性能试验研究,分析了"纯凝通流改造+供热优化"对机组运行经济性的影响.重点研究改造前后供热工况下机组性能变化,并对比分析改造前后纯凝工况下的机组性能.分析得出:纯凝通流改造前后纯凝THA工况下汽轮机...     

600MW机组锅炉多种劣质煤掺烧经济性研究及其运行优化

为适应目前我国燃煤紧张的局势,进行了火电厂锅炉掺烧劣质煤的安全性及经济性研究。通过对混配煤特性计算方法进行整合,提出数学分析模型和理论计算方法,确定多种劣质煤混配煤参数特性分布规律,采用量子粒子群理论对参数方程进行校核计算。采用序贯模块迭代的锅炉热力计算总体算法,对不同混配煤种进行变工况、变煤种热力计算,分析对锅炉参数的影响规律,确定合理掺烧比例范围。运用燃烧空气动力学原理、洁净燃烧理论,对掺烧多种劣质煤的机组锅炉运行性能进行优化,使600 MW时AGC负荷响应速率达16～18MW/min,锅炉热效率提高至93.040%～93.732%,发电煤耗平均降低3.5 g/kWh,炉内结焦得到明显改善。本次试验研究对电厂的节能降耗具有可借鉴的现实意义。     

国产引进型超超临界参数1000MW汽轮机组优化、创新后经济指标论述

介绍了国产引进型第Ⅰ代超超临界参数1000 MW汽轮机组技术指标、结构和实测经济性能.该型机组经十几年参数、回热系统优化已经进入第Ⅲ代,通过性能考核试验,表明机组热耗率明显下降.在科技创新引领下,又发展至二次再热和高低位分轴布置超超临界参数机组,热耗率达6882 kJ/kWh,煤耗比Ⅰ代机组降低了15.7 g/kWh.     

国产600MW空冷机组煤耗诊断分析

通过对1台国产600MW空冷机组的煤耗诊断分析,找出试验煤耗与设计煤耗偏差的原因。定量分析汽轮机各个部位对机组煤耗的影响,并给出解决办法,绘制了机组煤耗影响分布图。     

火力发电企业优化经济运行探讨

通过具体的、量化的分析方法,阐述吴泾第二发电有限责任公司在确保机组安全运行的基础上,通过对机组实行优化经济运行等一系列管理措施,使2台机组的供电煤耗在3年内降低了14g/kWh,生产成本得到大幅降低,取得了比较显著的经济效益。     

影响600 MW机组湿法烟气脱硫装置厂用电率主要因素分析

针对影响600MW机组湿式石灰石-石膏法脱硫岛厂用电率的主要因素,对煤收到基硫分高低、烟气量大小、采用的不同脱硫设备等对脱硫厂用电率的影响进行了详细分析。国内现设计的600 MW机组采用湿法烟气脱硫工艺时,设计煤种为高热值、低硫分(硫分低于0.7%),并且脱硫烟气系统不设GGH或设GGH时,脱硫厂用电率为1.0%～1.1%;当采用低热值、高水分设计煤种,脱硫厂用电率在1.7%以上;当采用高硫分(硫分高于4%)、中等热值的煤种时,脱硫厂用电率最高可达1.98%。应根据工程具体煤种情况核算脱硫系统主要设备(增压风机、浆液循环泵、磨粉机、真空泵、氧化风机等)的轴功率,在初步设计阶段核算脱硫部分厂用电率后,完成湿式石灰石-石膏法脱硫岛脱硫部分厂用变压器容量的选择。     

国产200MW机组主要经济指标分析及节能潜力预测

本文以江苏省网已投运的7台国产200MW机组为原型,运用耗差分析的方法,对其主要经济指标及其影响因素进行分析计算,提出只要通过改进系统,优化操作,机组供电煤耗实现355.5g/kWh是完全有可能的,对当前发电厂开展节能降耗工作具有一定的指导意义。     

发电厂冷渣器冷却水回水接入点改造及经济性分析

北方联合电力有限责任公司蒙西发电厂2号300 MW循环流化床机组存在低压加热器凝结水温升过高、冷渣器循环效率低及凝结水流量过大等问题,主要原因是冷渣器回水接入点不合理。通过方案论证,对冷渣器冷却水回水接入点进行改造。改造后,低压加热器凝结水温升趋于设计值;汽轮机回热得到合理利用,汽轮机热耗由8680.97 kJ/kWh降至8382.5 kJ/kWh;供电煤耗由363 g/kWh降至359.8 g/kWh,提高了机组运行的经济性。同时通过凝结水泵电机变频改造等措施,解决了凝结水流量过大的问题。     

新型带吸收式热泵热电联产机组的技术经济分析

针对带吸收式热泵回收利用冷端潜热用于供热的新型热电联产机组,以某电厂300MW供热机组为对象,利用Aspen软件建立相关数学模型,在保证机组设计最大供热要求不变的前提下,分析机组的热经济性及投资收益,结果表明,新型带吸收式热泵热电联产机组的煤耗下降15.8g/kWh,增加发电18.01MW,而投资回收期少于4a;在最大抽汽工况下,分析将排挤抽汽用于增加区域供热的热经济性及投资收益,结果表明,新型机组煤耗下降63.9g/kWh,增加供热105.28MW,而投资回收期少于3a,是值得推广应用的新型技术。