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).     

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…     

660MW超超临界机组褐煤锅炉的参数选择

在介绍褐煤发电技术现状的基础上,论证了京能(锡林郭勒)发电有限公司660 MW超超临界机组褐煤锅炉的主要技术参数,针对高参数的褐煤锅炉,炉膛设计既要保证点火、稳燃功能,又需着重考虑锅炉管材的选择,降低NO_x排放,防止高温腐蚀、炉膛结渣、氧化皮产生、尾部受热面磨损等问题。确定本工程锅炉效率为93.08%,机组发电煤耗270g/(kW·h),供电煤耗289.25g/(kW·h),一年可以减少燃烧91 800t标准煤。     

超临界600 MW燃煤机组深度调峰运行热经济性分析

随着新能源电力的发展,燃煤发电机组运行负荷持续降低,火电机组参与深度调峰,已成为燃煤电厂灵活性调节的重要技术难题。针对超临界600 MW空冷机组,通过试验分析了不同机组负荷下的调峰性能指标。结果表明:机组负荷由50%额定负荷降至40%时,机组绝对电效率由41.31%降至41.16%,发电标准煤耗由325.52g/(kW·h)升高到328.77 g/(kW·h);机组深度调峰至30%额定负荷时,机组绝对电效率降至37.84%,发电标准煤耗升高到359.83 g/(kW·h)。试验对比分析发现,机组由40%负荷继续向下深度调峰时,机组效率显著降低,热耗率大幅增加,运行热经济性明显变差。研究结果可为燃煤机组深度调峰运行优化提供参考。     

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).     

超超临界机组采用MC系统的变工况性能研究

基于常规超超临界机组热力系统(常规系统),提出了取消中压缸抽汽,引入回热式小汽轮机抽汽的主循环(MC)系统的设计方案。以某超超临界1 000MW机组为例,利用EBSILION软件对常规系统和MC系统进行机组变工况下热力学计算分析和比较。结果表明:采用MC系统的机组,在设计工况下,机组发电效率比常规系统提高0.15%,发电煤耗降低0.92g/(kW·h);在30%负荷下,机组发电效率比常规系统提高0.24%,发电煤耗降低1.61g/(kW·h)。因此,采用MC系统的超超临界机组具有良好的变负荷特性,且更适合于低负荷工况下的高效经济运行。     

应用太阳能提高火电厂热经济性

提出了利用太阳能产生的蒸汽代替火电厂热力系统中的某级低压抽汽来提高机组热经济性的方案,并分别计算了600 MW、300 MWw、200 MW机组热经济指标的变化,计算表明:额定工况下利用太阳能后机组发电标准煤耗率均可降低7 g/(kW·h)以上,汽耗率降低70 g/(kW·h)以上,节能效果显著;对热效率低的机组,利用太阳能降低发电标准煤耗的潜力更大.     

660MW汽轮机配汽方式对机组煤耗影响分析

结合某台660 MW机组单阀和顺序阀两种配汽方式的高压缸效率试验,分析了配汽方式对高压缸效率的影响,建立了高压缸效率变化对机组热耗率和发电煤耗率影响模型。试验表明,在60%额定负荷时,顺序阀比单阀高压缸效率高2.79%,使机组热耗率降低39.06 kJ/(kW·h),发电煤耗率减少1.48 g/(kW·h)。顺序阀运行经济性好于单阀运行,负荷越低节能效果越明显。     

某电厂600MW机组锅炉掺烧劣质煤制粉系统优化调整试验研究

对某电厂600MW机组掺烧劣质煤后的制粉系统进行了优化调整,并对调整前后机组的综合经济性进行了比较。结果表明:煤粉偏细和研磨出力不足是影响磨煤机出力的主要原因。通过制粉系统优化调整,磨煤机出力从50t/h左右增加到65t/h以上,机组可实现满负荷运行。虽然灰渣含碳量略有升高,锅炉效率降低0.27%,发电标煤耗升高0.9g/(kW·h),但单位制粉电耗降低17.4%,供电标煤耗降低2.4g/(kW·h),总体经济效益提高。     

烟气预干燥褐煤热经济性分析

将高温烟气滚筒干燥装置与机组锅炉系统耦合,建立了高温烟气干燥褐煤理论分析计算模型,提出了预干燥所需高温烟气流量与机组经济性评价方法。计算结果表明:采用烟气预干燥技术可将水分为38%的褐煤分别干燥到水分为27%,20%和14%,机组发电标准煤耗分别降低1.39,2.10,0.96g/(kW·h);烟气预干燥褐煤机组排烟温度每降低1℃,发电标准煤耗约减少1.3g/(kW·h);褐煤预干燥程度应结合锅炉排烟热损失与干燥机热损失综合考虑,以实现机组最佳经济性。     

某电厂600 MW机组锅炉掺烧劣质煤制粉系统优化调整试验研究

对某电厂600 MW机组掺烧劣质煤后的制粉系统进行了优化调整,并对调整前后机组的综合经济性进行了比较.结果表明:煤粉偏细和研磨出力不足是影响磨煤机出力的主要原因.通过制粉系统优化调整,磨煤机出力从50 t/h左右增加到65 t/h以上,机组可实现满负荷运行.虽然灰渣含碳量略有升高,锅炉效率降低0.27％,发电标煤耗升高0.9 g/(kW·h),但单位制粉电耗降低17.4％,供电标煤耗降低2.4 g/(kW·h),总体经济效益提高.     

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.     

发电机组增设外置蒸汽冷却器的经济性分析

对增设外置蒸汽冷却器的350 MW高加系统进行了全面分析计算。通过对比分析表明:增设外置蒸汽冷却器后,初投资增加约159.3万元,机组的热耗降低约10 kJ/(kW·h),发电煤耗下降约0.363 g/(kW·h)。增设外置蒸汽冷却器是提高机组运行经济性的一种有效方式。     

苏制215MW机组汽轮机高中压缸通流部分改造

论述了漳泽发电分公司前苏制215 MW机组汽轮机高中压缸通流部分改造的效果。通过改造,高压缸效率达到84.43%,中压缸效率为93.94%,热耗率为7 989.4 kJ/(kW.h)。在纯凝工况下,机组热耗降低了337 kJ/(kW.h),煤耗降低12.7 g/(kW.h),年节约标煤1.50万t,改造投资2.5年即可收回。并且,在把泵凝汽式改为调节抽汽式汽轮机后,供热工况下最大抽汽流量达到340 t/h,可降低煤耗20 g/(kW.h)以上。     

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。     

不同标准锅炉热效率及其对发电煤耗率的影响

基于不同标准,分别对其规定的锅炉热效率和相应的发电标准煤耗率定义方法进行分析,并对各标准反平衡计算结果进行分析.以某300 MW火电机组为例进行计算.结果表明,基于不同标准规定的锅炉热效率得到的反平衡发电标准煤耗率相差将近2 g/(kW·h),从而影响到对火力发电厂运行经济水平的正确评价.给出合理评价不同火力发电厂运行经济性的建议,为正确评价不同火力发电厂的运行经济水平提供参考.     

中国动力煤污染物名义供电排放因子分布规律

提出动力煤供电名义排放因子EF_x的概念:1.0kW·h供电量对应的某种大气污染物的排放量[mg/(kW·h)]。计算并分析267种中国动力煤的SO_2、NO_x、Hg及其氧化物、粉尘的EF_x。结果表明:(1)煤粉炉SO_2、NO_x的EF=320~390 mg/(kW·h),其中W火焰锅炉NO_x的EF=600~800 mg/(kW·h);Hg及其氧化物的EF=90~120μg/(kW·h),粉尘EF=90~120 mg/(kW·h);(2)循环流化床锅炉SO_2的EF=320~480 mg/(kW·h),NO_x的EF=650~950 mg/(kW·h);Hg及其氧化物的EF=100~140μg/(kW·h),粉尘EF=100~140 mg/(kW·h);(3)燃煤电站机组容量越大,供电煤耗越低,SO_2、NO_x、Hg及其氧化物、粉尘的EF_x的越小;(4)提出折算烟气量概念:Vy,zs=4187Vy/Qnet,ar Nm3/kg。Qnet,ar值越高,折算烟气量Vy,zs越小,SO_2、NO_x、Hg及其氧化物、粉尘的EF_x的越小;(5)以2014年全国和各省区市平均煤质参数和燃煤发电量数据为依据,计算名义供电排放因子。结果表明:各省区市平均供电煤耗区别于全国平均供电煤耗引起EF_x提高0.101%,各省区市平均煤质参数区别于全国平均煤质参数引起EF_x降低0.792%。     

锅炉加装低温省煤器热经济性分析

在锅炉尾部烟道加装低温省煤器利用烟气余热加热机组凝结水,对降低锅炉排烟温度具有重要意义。加装低温省煤器后,烟气余热排挤汽轮机抽汽返回汽轮机继续膨胀做功,增加发电功率,降低汽轮机热耗率和机组发电煤耗率;同时导致汽轮机排汽量增大,凝汽器真空下降,凝结水量与烟气流动阻力增加,辅机功耗增加,机组热经济性变差。对此,本文以某超临界600MW直接空冷机组TRL工况为例,考虑余热利用导致汽轮机相关级组的变工况运行特性,采用热平衡法对加装低温省煤器前、后机组热经济性进行计算分析。结果表明:虽然,加装低温省煤器后,汽轮机排汽压力升高1.62kPa,辅机功耗增加293.854kW;但综合各因素,加装低温省煤器后汽轮机热耗率降低25.711kJ/(kW·h),机组发电煤耗率降低0.960g/(kW·h),机组节能效果显著。     

350 MW循环流化床锅炉机组冷渣器与暖风器系统综合优化

针对现阶段循环流化床（circulating fluidized bed,CFB）锅炉机组冷渣器余热利用效率偏低、暖风器热耗较大的问题,提出一种冷渣器与暖风器综合优化系统,并以某典型350 MW CFB锅炉机组为例,对优化系统在不同工况下的热力性能进行了详细的计算分析;在此基础上,对优化系统在冬季不同环境温度下的节能效果进行计算分析,并对其经济性能进行探究分析。结果表明:以案例机组为例,在冷渣器可用余热量不变的情况下,优化系统冬季工况下可使机组发电煤耗率降低2.0 g/(kW·h),非冬季工况下可使机组发电煤耗率降低0.9 g/(kW·h),最终机组年均净收益可增加271万元,节能效果与经济收益显著;同时,冬季工况下,环境温度越低,优化系统的节能效果越显著。