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石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺已在我国1 000 MW发电机组脱硫项目上成功应用。通过对东北地区首台1 000 MW机组脱硫项目的调试,对调试过程中发现的问题进行分析和探讨。 相似文献
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对4种典型烟气余热利用系统的布置方式进行了简要的介绍,并以国电建投内蒙古能源有限公司布连电厂2×660 MW超超临界直接空冷机组一级闭式循环锅炉烟气余热利用系统为例,对其经济性进行分析.分析结果表明,烟气余热利用装置投、退对机组供电煤耗及脱硫系统耗水量有明显影响:烟气余热利用装置可降低机组热耗,减少机组耗水量,2台机组每小时节水约60 t,节水率达到40%.烟气余热系统的投入,不仅节约了电厂的费用,而且降低了污染物排放量,经济效益和社会效益明显.并针对机组低温余热装置选型布置及改造提出建议. 相似文献
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以往常规机组汽轮机基础一般采用精錾基础加可调垫铁布置形式,大唐潮州三百门电厂1000 MW超超临界燃煤机组汽轮机基础采用可调固定器形式。以大唐潮州三百门电厂可调固定器安装为实例,详细阐述可调固定器的结构特点以及在可调固定器的就位、调整、以及灌浆中的一些技术要求。 相似文献
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分析火电机组SO2排放在酸雨开形成成中的作用,并对国际上的烟气脱硫工艺和应用进行详细介绍。根据各种悃气悦硫工艺的效率、应用的最大单机容量及经济性,提出适于100WM超超临界火电机组的更合理、更科学的烟气脱硫方案。 相似文献
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针对神华国华永州发电厂一期(2×1 000 MW)工程一次再热机组采用带可调节级10级回热系统的可行性和经济性进行了深入的论证和分析:采用串联方式将新增的0号高压加热器(以下简称高加)布置在前置蒸汽冷却器的上游,设置调节阀调节抽汽压力为0号高加供汽,在部分负荷工况下,相比常规型不可调节级的10级回热系统,0号高加的蒸汽压力得到了提高,给水温度可进一步提升;热耗下降12~38 kJ/(kW·h),煤耗降低效果显著,2台机组20年综合折现收益约5 308万元,具有更高的热经济性。 相似文献
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为提高机组运行经济性和节能减排,国电谏壁发电厂2×1 000 MW超超临界机组工程在设计过程中采取了大量的优化方案,对一些传统的设计理念和运行模式有所突破,值得其他工程参考和借鉴。主要的优化方案:① 在1 000 MW机组上采用国产化DCS设备;② 在电力建设中采用浮运钢壳沉井方案来施工循环水泵房;③ 在1 000 MW机组循环水泵系统采用单元制一机四泵配置;④ 总平面布置在1 000 MW机组中占地面积最小;⑤ 对新旧煤场进行优化整合、合理优化主厂房地基处理等。工程投产后,机组性能指标总体上处于国际先进水平,部分技术和指标达到了国际领先水平。 相似文献
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云南大唐红河公司的循环流化床锅炉是国内第一台采用低压省煤器技术回收烟气余热的300 MW机组。目前国内电煤供应形势紧张,火电机组燃用煤种已偏离设计煤种,导致锅炉排烟温度偏高、辅机出力不足等问题。为降低锅炉排烟热损失,回收排烟余热,云南大唐红河公司的300 MW循环流化床锅炉采用了低压省煤器技术,成功地实现了余热回收,提高了锅炉尾部烟道设备的可靠性。半年的连续运行时间表明,该系统运行稳定,节能效果显著。介绍300 MW等级的循环流化床锅炉采用低压省煤器改造的背景、技术方案及节能效果。 相似文献
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为了定量分析中国已经投运的300 MW等级的循环流化床锅炉机组与煤粉锅炉机组在可靠性方面的差异,对中国大部分现役的300 MW等级循环流化床锅炉机组和煤粉锅炉机组可靠性数据进行了统计,分析并比较了两种锅炉机组的综合可靠性指标及停运指标。分析结果表明,尽管循环流化床锅炉机组的可靠性指标有了很大的提高,非计划停运次数由2011年2.48次/(台?年)迅速降低至2014年的不到0.75次/(台?年),强迫停运次数及等效强迫停运率也分别从最高的2011年1.97次/(台?年)及3.7%降至2014年的0.62次/(台?年)及1.18%,但与煤粉锅炉机组相比,非计划停运次数台年均值、强迫停运次数台年均值及等效强迫停运率分别高0.30次、0.20次及0.87%;平均非计划停运间隔小时低6 158.90 h。因此循环流化床锅炉机组的可靠性还需要进一步提高。 相似文献
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国内某大型燃煤电厂烟气余热深度利用系统实际应用后,通过实验研究发现,节能减排效果显著。在600 MW负荷工况下,机组供电标准煤耗率降低了4.9 g/(kW·h),电除尘器出口烟尘排放质量浓度降低了7.8 mg/m3,明显减少了脱硫工艺水耗量,并且系统调节灵活,运行安全可靠。机组经济效益和环境效益十分明显。 相似文献