1000 MW机组能耗诊断与分析

通过对神华国华电力公司宁海、绥中发电厂4台超超临界1 000 MW机组的设备和系统及其主要运行经济指标的分析,研究影响机组运行经济性的主要因素,并定量计算这些因素对机组经济性指标的影响量.据此,提出了相应的节能措施,并定量计算出了该措施的预期效果.结果表明:宁海电厂5、6号机组发电煤耗均可下降约4.0 g/(kW·h),厂用电率均可下降约0.47％,折算供电煤耗均可下降约5.6 g/(kW,h);绥中电厂3、4号机组发电煤耗可分别下降约2.8、2.6 g/(kW·h),厂用电率可分别下降约0.56％、0.55％,折算供电煤耗可下降约4.8 g/(kW·h).     

超临界600 MW直接空冷机组能耗诊断及节能措施

通过对神华内蒙古国华呼伦贝尔发电有限公司某超临界600 MW空冷机组主要运行经济指标现状的分析,依据能耗诊断方法,研究影响机组运行经济性的主要因素,经定量计算这些因素对机组经济性指标的影响量,得出机组能耗损失的分布及其主要原因,据此,提出了该机组的节能降耗措施,并定量计算了该措施的预期效果,其中发电煤耗下降约10.7 g/(kW·h),厂用电率下降约1.32百分点.部分措施实施后,机组发电煤耗下降约6.1g/(kW·h),厂用电率下降约0.27百分点,折算机组供电煤耗下降约7.2g/(kW·h).     

1000MW汽轮机缸效率能耗敏度分析

以东汽1 000 MW汽轮机为研究对象,采用汽轮机组定功率变工况计算方法,对汽轮机各汽缸效率在THA、70%THA、50%THA、40%THA滑压工况进行敏度分析,得到相应工况下各汽缸效率变化对汽轮机热耗率和机组发、供电煤耗率的影响规律。分析表明,缸效率的能耗敏度随缸效率变化基本呈线性关系;低压缸效率的能耗敏度最大,高压缸效率次之,中压缸效率较小;随机组负荷降低,高压缸效率的能耗敏度增加,中、低压缸效率的能耗敏度变化较小。在THA工况下低压缸效率下降1%,供电煤耗敏度绝对值增加1.246g/(kW h),相对值升高0.433%;高压缸效率下降1%,供电煤耗敏度的绝对值增加0.44g/(kW h),相对值升高0.154%;中压缸效率下降1%,供电煤耗敏度的绝对值增加0.352g/(kW h),相对值升高0.122%。分析结果可对同类型机组进行节能诊断,进而指导机组的优化运行。     

发电企业节能出效益,环保求发展

1发电企业节能(1)中国电力投资集团公司该集团华北分公司所属发电企业,2005年与2004年相比,供电煤耗下降14.3 g/(kW·h),综合厂用电率降低0.18%,单位发电量取水量Vui下降0.3 kg/(kW·h),从而使得2006年1~6月该分公司扭亏为盈(实现利润218万元,同比减亏5 680万元)。其节能的主要做法如下:①关停小火电使产业升级降耗。该集团华北分公司加快了小火电机组的关停工作。例如山西巴公电厂4台12 MW机组和侯马4台25 MW机组关停后将使中电投华北分分司的供电煤耗下降21 g/(kW·h),单位发电量取水量下降0.23 kg/(kW·h)。②改善燃烧技术。山西漳泽…     

冷渣器冷却水回水接入点分析及改进方案

针对蒙西发电厂2×300 MW机组的冷渣器冷却水回水接入点不当,导致机组整体循环效率降低,影响机组运行经济性的问题进行了分析,提出了优化改进方案.与原接入点相比,采用将冷渣器冷却水回水接入7号低压加热器(低加)入口,且所有凝结水串联通过冷渣器和7号低加的方案,可使机组负荷在292 MW时供电煤耗率下降1.25 g/(kW·h),在202 MW时供电煤耗率下降1.67 g/(kW·h);采用将冷渣器冷却水回水接入6号低加入口,且凝结水并联通过冷渣器和7号低加的方案,可使机组负荷在292 MW时供电煤耗率下降0.83 g/(kW·h),在202 MW时供电煤耗率下降1.22 g/(kW·h).     

发电企业节能减排工作的探索与实践

介绍了采用合同能源管理低风险实施节能技改;采用高新专利技术实施节能技改;采用高新专利技术实现低成本减排的3种方法,对发电企业节能减排工作作了探索与实践,通过近3年的实践,使得区域供电煤耗由2007年的323.86 g/(kW.h)下降至2009年311.31 g/(kW.h),综合厂用电率由2007年的5.52%下降至2009年的5.29%。     

国产300MW机组能耗影响因素分析

利用火电厂节能诊断理论,对某厂两台国产300 MW机组能耗状况进行了全面的分析,对影响机组经济性的主要因素进行了定量计算,并提出了降低机组能耗水平的相关措施。分析表明,在实际运行条件下,各种影响因素使两台机组发电煤耗分别升高22.89g/(kW.h)和22.17 g/(kW.h);实施相关改进措施后,机组可获节能潜力8.53 g/(kW.h)和6.45 g/(kW.h)。     

提高热电厂经济性的途径与实践

目前我国仍在运行的、约1200万kW中低压机组,经济性差,其平均发电煤耗率比高参数大容量机组高出150～160g/kW·h.反映火电技术经济水平最主要的指标是平均供电煤耗率.要实现电力建设要求在本世纪末使平均供电煤耗率下降到355g/kW.h,以达到工业发达国家八十年代初的、已经普及的水平,一是大幅度增加高参数大容量机组,同时换下全部中低压机组;二是发展热电联产.根据我国电网实践,电网内供热机组的比重占10%,就可使电网的平均平均供电煤耗率下降     

基于背压汽轮机供热改造技术的节能效果试验研究

针对某亚临界330 MW等级电厂供热蒸汽参数等级较高,存在能级不匹配的现象,采用供热抽汽驱动背压汽轮机组发电并且排汽预加热热网循环水的方案进行改造,优化供热系统。针对改造后的热力系统,综合考虑改造后厂用电率下降和供热抽汽量上升两个因素,建立分析理论模型,利用试验测量背压机供热运行数据,进行背压机改造方案节能效果分析。试验结果表明:供热背压机额定出力情况下,总厂用电率下降1.59%,使机组供电煤耗降低5.42 g/(kW·h)。因增加背压汽轮机导致供热抽汽流量增加10.04 t/h,使供电煤耗升高0.87 g/(kW·h)。综合上述因素,采用背压汽轮机后,实际供电煤耗降低4.56 g/(kW·h),节能效果显著。     

火力发电厂的一些节能技术与经验

我国火力发电装机容量截止到1989年底,已经达到9206多万 kW,年用煤量约2.6亿 t(占全国煤炭总产量的1/4),全国平均供电煤耗高达431g/kW·h,比世界先进水平(苏联、日本)多30%左右。煤耗高的主要原因是因一大批(约2000万 kW)50～60年代甚至40年代安装的技术落后的中小机组仍在运行,以及作为目前电网主力机组之一的国产20万 kW     

考虑管道热效率的汽动引风机选择方案

以亚临界600 MW机组引风机由电动改汽动驱动为例,分析了汽动引风机5种不同汽源方案的热经济性.结果表明,采用主汽轮机(主机)回热抽汽驱动引风机,机组绝对电效率下降,而厂用电率下降幅度较大,因此全厂供电煤耗率下降.当不考虑管道效率的变化时,以方案Ⅲ为例,供电标准煤耗的下降值由1.556 g/(kW·h)增至2.026 g/(kW·h),即过高地评估了系统改进后机组的经济性.采用方案Ⅲ并考虑管道效率的变化,全厂供电标准煤耗下降1.556 g/(kW· h),按全年运行7 000 h计算可节约标准煤6 535.2 t,Ⅲ优于其它4个方案.     

热电厂汽轮机汽封换型技术改造

为了达到发展低碳经济和实施节能减排政策的目的,针对宁夏英力特化工股份有限公司热电分公司2号汽轮机汽封存在的问题进行了分析,提出了改造方案并进行了实施。改造结果表明:热耗降低145.043 kJ/(kW·h),供电煤耗下降约4.71 g/(kW·h),每年可节约资金94.2万元,达到了节能降耗减排的目的。     

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.     

引风机汽动驱动联合供热系统节能效果分析

针对机组容量大、且有供热需求的纯凝发电机组电动引风机增容改造后引起厂用电率大幅增加的问题,提出了引风机汽动驱动与供热相结合的联合供热系统。此系统既解决了环保设施增容带来电动引风机出力不足的问题,又增加了供热能力,实现了蒸汽热能梯级综合利用,大幅降低厂用电和能耗的目的。此系统应用在国电荥阳煤电一体化有限公司超临界2×630 MW机组中的结果表明:改造后非采暖期,降低供电煤耗0.435 g/(k W·h),节约厂用电率1.35%,折合降低综合供电煤耗约4.485 g/(k W·h);采暖期降低供电煤耗4.35 g/(k W·h)、厂用电率1.7%,折合降低综合供电煤耗约9.45 g/(k W·h);年节约标准煤5 220 t,多增加上网电量4 400万k W·h,每年节能与多发电收益约1 091.4万元,改造节能效果及经济收益显著。     

600MW机组影响供电煤耗的因素分析及控制

盘山发电公司通过加强对煤种的管理和对机组主要指标的分析控制来降低供电煤耗实现节能.采用改造燃烧器摆角、加强胶球系统清洗、调整凝汽器双背压偏差、机组单阀改顺序阀等措施对主、再热蒸汽参数、锅炉减温水量排污量参数、机组冷端参数、汽机本体效率、加热器组端差以及不可知因素等六大指标进行调整和控制,使供电煤耗五年来平均每年下降5g/(kW·h),达到了降耗节能的目的.     

烟气余热深度梯级利用装置应用分析

某厂两台燃褐煤直流锅炉采用烟气余热深度梯级利用与减排系统加热凝结水和高压给水来提高机组热效率和降低污染物排放量。对系统投运与停运进行试验研究和运行影响分析,试验研究可知,机组在660MW负荷下,实测发电煤耗和供电煤耗分别降低4.97 g/(kW·h)和5.12 g/(kW·h);运行分析可知,低负荷时对除尘系统、脱硫工艺用水量影响不明显,高负荷时送风机和引风机电流上升幅度较大。经济性和社会效益分析可知,系统节能和减排效益十分优越。并对该系统今后经济运行提出建议。     

基于动态自适应粒子群算法的二次再热燃煤–捕碳机组热力系统优化设计

为了降低化学吸收法捕集CO_2对燃煤–捕碳机组热经济性的削弱作用,以某660MW二次再热机组为例,设计了一种带捕碳汽轮机的改进二次再热燃煤–捕碳热力系统集成型式;推导了该系统的通用性热经济性计算框架并建立了系统参数优化模型。应用动态自适应粒子群算法优化计算表明:改进设计的燃煤–捕碳机组与常规燃煤–捕碳机组相比,热经济性和减排效果明显提高,供电标准煤耗率下降了12.21g/(kW×h),CO_2排放率下降了4.07g/(kW×h);与未捕碳机组相比,CO_2排放率下降了576.15g/(kW×h)。捕碳汽轮机可以有效减少热力系统的损失,对二次再热燃煤–捕碳机组具有显著的降耗效应。     

煤采样装置异常引发的发电煤耗波动分析及处理

1 日发电煤耗大幅波动原因分析在机组日发电量和负荷曲线基本相同,运行方式相对稳定的条件下,很多燃煤火电厂存在日发电煤耗大幅波动,日发电煤耗的加权累计值与按照入厂煤、月底盘煤结果计算的发电煤耗值相差较大等问题.如某350 MW超临界机组设计发电煤耗为287 g/(kW·h),2010年6月日发电煤耗最高值达到342.89 g/(kW·h),最低值264.06 g/(kW·h),累计值为301.38 g/(kW·h),最高值与最低值相差78.83 g/(kW·h)(图1).     

660 MW机组加装烟气回热系统的经济性和安全性分析

分析了某660 MW机组采用烟气余热回收系统来降低机组供电煤耗,并投入实际使用,结果表明:烟气余热回收系统可以有效降低进入脱硫塔的入口烟温35~43K,回收的热量用于提高凝结水水温,可使汽轮机热耗率下降62~77kJ/(kW·h),机组供电煤耗最高可降低2.8g/(kW·h);同时减少脱硫系统耗水量40t/h;控制传热管的最低金属壁温高于烟气酸露点温度,还可以有效防止低温腐蚀。     

320MW机组锅炉加装低温省煤器的经济性研究

对某台320MW机组锅炉在尾部烟道加装低温省煤器,利用烟气余热加热机组凝结水,以降低电袋复合除尘器入口烟温。试验结果表明:加装低温省煤器后,汽轮机热耗率下降40.3kJ/(kW.h),机组供电煤耗降低1.425g/(kW.h);进入电袋复合除尘器的烟气温度降至130℃左右,满足进入脱硫装置排烟温度≤150℃的要求,同时消除了锅炉两侧烟道的烟温偏差,使机组可在任何负荷下安全运行。