行业信息 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14．3g/（kW·h），综合厂用电率降低0．18％，单位发电量取水量Vui下降0．3kg／（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5680万元）。其节能的主要做法如下：     

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).     

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).     

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).     

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).     

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。     

600MW火电机组节能降耗分析与优化措施

600MW级火电机组已成为我国主力发电机组,开展600MW机组节能降耗对策研究,提高机组的经济运行水平和综合竞争力是发电集团面临的重要课题.以2台600MW机组(亚临界和超临界机组各1台)为典型案例,对锅炉燃烧及制粉系统、汽轮机及热力系统、辅机系统等进行全面分析,实施了燃烧优化、汽轮机滑压优化、顺序阀控制优化、通流部分间隙调整和轴封改造等综合优化措施,取得了良好的节能降耗效果,2台机组供电煤耗分别下降9g/(kw·h)和27g/(kW·h).     

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。     

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.     

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。     

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.     

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)。     

亚临界煤电机组增容提效技术及性能考核试验

为助力国家“双碳”目标的如期实现,对煤电机组进行升级改造已成为国家在能源电力领域的重要举措。以某电厂一台亚临界600 MW煤电机组为例,针对增容提效改造目标,采用先进的AIBT通流改造技术和辅机节能技术对机组实施改造,并对增容提效改造后的煤电机组进行性能考核试验,对比分析改造前后机组的热经济指标。结果表明:机组容量从600 MW增容至630 MW,额定负荷下热耗率降至7 726.03 kJ/(kW·h),比改造前降低了500.17 kJ/(kW·h),低于改造目标值;供电标准煤耗降至289.68 g/(kW·h),较改造前降低了7.5%。该亚临界600 MW机组的增容提效改造案例可为煤电机组的安全节能升级改造提供借鉴和参考。     

国产20万kW燃煤机组煤耗高的原因及部分改进措施

目前我国华北电网已投产的国产20万 kW燃煤机组有20台,陆续投产后,其发、供电煤耗均比苏联进口同容量机组的煤耗高。国产20万 kW 燃煤机组供电煤耗最低为372～378g/kW·h;一般在384～400g/kW·h;最高的达到467g/kW·h。国产20万 kW 机组供电煤耗高的原因很多,通过对华北电网各厂作的初步调查和分析,其主要原因是汽轮发电机组实际运     

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。     

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。     

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.     

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。     

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。     

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。