高加解列对300MW循环流化床机组的影响分析

因为排烟温度偏高,威胁布袋除尘器的安全,某热电厂在大规模技改之前,夏季高负荷工况下只能切除一级或多级高压回热加热器来降低烟气温度。为了研究切除高加对机组热力性能的影响规律并给出指导建议,首先开展了实际运行机组的高加投退实验,然后利用锅炉/汽轮机运行数据对运行工况下退出高加的方案进行了理论计算与分析,结果表明:退出高加后,给水温度迅速降低,排烟温度随之降低,保护了除尘器安全;每退出一级高加,给水出口温度降低约30~40℃,排烟温度则降低10~15℃;然而从机组的经济性角度看,虽然退出高加后锅炉热效率略有上升,然而机组总体热效率大幅下降,供电煤耗上升2~8 g/kW·h,按年切除高加运行1 000 h估算,年燃料费用将上升34~100万元。     

火电厂保温超低散热技术研究

为减少火电厂管道散热损失,节能降耗,采用保温超低散热技术,计算主蒸汽管道保温结构外表面温度从50℃到30℃,保温厚度、减少的热量损失、投资增加值及投资回收年限,并以山东某电厂（2×1 000 MW）新建工程为例,比较了主蒸汽管道保温结构外表面温度为45℃和50℃时的保温投资,结果表明,将主蒸汽管道保温结构外表面温度从50℃降到45℃时,保温层材料体积将增加,增加投资约30万元,但可减少锅炉出口至汽轮机入口之间主蒸汽和再热蒸汽热段温降1～2℃,降低机组煤耗约0.6 g/（kW·h）,为电厂带来可观的经济效益。     

超超临界1000MW机组设置外置蒸汽冷却器的热经济性分析

针对某超超临界1000 MW机组,提出了采用串联外置式蒸汽冷却器利用第3级抽汽过热度提高锅炉给水温度的方案.基于热力系统矩阵分析法,对该方案进行了热经济性分析.分析表明,设置外置式蒸汽冷却器可提高锅炉给水温度4.9℃,汽轮机绝对内效率相对设置前提高了0.24％,降低发电标准煤耗率约0.65 g/(kW· h),经济效益显著.     

高压加热器管系泄漏的技术分析及其对策

高压加热器（以下简称高加）是保证锅炉给水温度的关键设备,由于机组运行工况的变化对其产生的影响较大,如若不能正常运行,将导致发电机组出力降低,机组热耗和供电煤耗增加。又因为高加故障较为频繁,所以开展对高加泄漏原因的分析,逐步提高高加的投运率,对提高火电...     

国产亚临界600MW机组煤粉炉优化技术

目前,国内很多火电厂燃用煤种与设计煤种偏差较大,由于煤的灰分增加,发热量降低等原因,导致锅炉运行中过热器和再热器管壁温度偏高,减温水量增大,排烟温度上升,锅炉热效率降低。分析了某台600MW机组锅炉的运行参数和燃用煤质等,找出了导致锅炉减温水量增大的原因。通过锅炉受热面改造,使锅炉热效率提高了1.52%,降低煤耗13.88g/(kW·h);再热器减温水量减少了64.65t/h,降低煤耗10.21g/(kW·h)。     

单板机在高压加热器水位控制中的应用

高压加热器是火力发电厂热力系统中不可缺少的设备,使进入锅炉的给水温度从150℃提高到250℃,提高了机组的热效率,降低煤耗,实现经济运行。在高压加热器中,需以水位自动调节和水位保护装置来保证高压加热器的安全经济运行。当高压加热器水位超过一定的界限时,自动调节水位,而当水位过高时,停用高加。     

330MW机组发电煤耗高原因分析及对策

本文分析了发电煤耗高的主要原因是汽机热耗高及锅炉热效率偏低,提出了降低汽机热耗的对策是尽量使主再热汽温、给水温度、凝结器真空、机组负荷接近或达到设计值运行;提高锅炉热效率的对策是降低排烟温度及减少锅炉漏风,合理掺配燃用煤种,提高入炉煤挥发份,减轻空气预热器堵灰程度,保证炉内合适的运行氧量,将燃烧器改为一次风集中布置方式;优化运行效果：汽机热耗降至8000kJ/kWh、锅炉热效率提高至91%、发电标煤耗可降低至333.5/kWh左右。     

关于降低东北电网供电煤耗率的探讨

按能源部1990年下达的任务,网局供电煤耗率要每年下降3g/kW·h,据此探讨了降低东北电力系统煤耗率的经验:降低锅炉排烟温度,提高凝汽器真空,提高高加投入率与给水温度,降低汽水损失率,降低厂用电等。同时提出对系统实施经济调度,以期降低煤耗,提高系统经济效益。     

深度余热利用对锅炉影响的分析

通过设定不同的余热容量、效率边界,探讨深度余热利用技术对锅炉设计参数的影响,并对供电煤耗进行对比分析.结果 表明:计算锅炉效率时应明确参考温度;加热高压给水对于降低汽轮机热耗的效果优于加热低压凝结水;从锅炉设计角度考虑,余热容量不宜大于30 MW;采用深度余热利用技术对燃用低水分烟煤机组经济效益的提升很有限.     

锅炉汽水系统运行参数的煤耗偏差分析

锅炉汽水系统给水温度变化以及过热蒸汽、再热蒸汽的温度和压力变化时机组的标准煤耗有着十分重要的影响.为此,建立了火电机组运行参数偏离目标值引起标准煤耗偏差的计算模型,并导出了锅炉汽水系统运行参数变化与标准煤耗的关系.利用该模型对某电厂1 025 t/h锅炉汽水系统运行参数进行实时耗差计算,计算结果精度能够满足现场监测的要求.     

锅炉高温受热面金属超温原因分析

珠海电厂一期工程2×700 MW机组锅炉是日本三菱公司制造的亚临界强制循环，一次中间再热汽包炉。锅炉按∏型户外布置设计。 锅炉为单炉膛四角布置燃烧器，燃烧器上下可以摆动±30。。锅炉高度61 700 mm，炉膛断面尺寸21 463×18 605 mm。采用四角切圆燃烧，切圆直径1 010.46 mm和1 402.72 mm，逆时针旋转。采用直吹式制粉系统，配有6台三菱重工生产的MRS碗式中速磨煤机。 锅炉额定工况下主蒸汽温度540℃，再热蒸汽温度568℃，给水温度278℃。 锅炉受热面布置和国产300，600 MW机组基本一样。 自机组调试以来，锅炉高温受热面…     

国华太仓发电厂超临界机组直流锅炉给水加氧处理实践

对国华太仓发电有限公司(太仓发电厂)2×630 MW超临界机组直流锅炉压差高且上升快的原因进行分析,确认原给水采用的全挥发处理工艺不适宜该机组.对此,通过试验调整,最终确定给水采用加氧处理,处理后水汽系统的含铁量大幅度降低,省煤器入口给水含铁量降至1.0μg/L以下,高压加热器疏水含铁量也小于1.0μg/L;与此同时,锅炉压差稳定在一相对较低的水平.实践表明,超临界机组直流锅炉给水宜采用加氧处理工艺.     

700 MW前后墙对冲燃烧超超临界锅炉排烟余热回收技术应用

国电投新昌电厂2号锅炉为东锅生产的DG2060/26.15-II2型700MW前后墙对冲燃烧超超临界锅炉,设计排烟温度124℃,由于炉膛吹灰、煤种变化、空预器传热等影响因素,造成排烟温度夏季达到130~150℃,冬季为120~130℃,实际偏高5~10℃之间,存在锅炉排烟热损失大的问题,经过应用锅炉烟气余热回收技术,可有效提高机组经济性,降低机组供电煤耗1.7g/kWh。     

高压加热器系统内部故障的诊断及逻辑网络图

高压加热器系统是现代火电大机组主要热力系统之一。长期以来,由于设计、制造、安装和运行等原因,高加系统的故障频繁,对大机组等效可用系数的影响仅次于锅炉的四管爆破。就江苏省网来说,1990年全省四台300MW机组高加投入率仅49.9%;六台200MW机组高加投入率也只有70%。由于给水侧短路,给水温度也严重偏离对应负荷下的给水温度,严重影响大机组高效低耗优越性的正常发挥。随着当前电力企业内部挖潜增效工作的深入开展,如何用现代化诊断手段,在运行中及早发现高加系统的故障,尽早采取措施,把故障的损失降低到最小程度,以提高火电厂循环的热经济效益,是当前节能工作的紧迫任务之一。     

低负荷下给水温度对SCR及锅炉热效率的影响

当机组在较低负荷下运行,选择性催化还原(selective catalytic reduction,SCR)反应温度往往低于催化剂的最佳反应温度范围,使SCR脱硝效率低甚至退出运行,针对该问题,增加0号高压加热器(以下简称"高加")是改善SCR脱硝系统运行特性的一项措施,但会影响锅炉热效率。为了研究增加0号高加对SCR脱硝效率和锅炉热效率的影响情况,以广东某电厂600 MW机组为研究对象,首先对0号高加参数进行初步设计,然后对机组进行整体热力计算,并分析50%、60%和70%负荷下锅炉给水温度提高10℃、20℃以及30℃时对SCR脱硝效率和锅炉热效率的影响情况。     

600MW超临界机组冲转时主蒸汽温度偏高的防治措施

长沙电厂一期扩建工程2×600MW燃煤机组的锅炉为DG1900／25．4—Ⅱ1型超临界参数变压直流本生型锅炉,在机组调试、试运期间,普遍存在冲转时锅炉侧主蒸汽温度高、压力低的问题,与汽轮机要求的冲转参数不匹配,其主要原因是煤水比控制不合适。为此提出维持锅炉燃油量12t／h．退出给水流量低保护,给水流量降至160～290t／h,冲转时随机投入高低压加热器,给水温度提高到200℃以上,既解决了冲转时主蒸汽温度高、压力低的难题,又节约燃油,保证了机组启动安全、经济。     

从机组运行操作入手挖掘设备节能潜力

一些长期运行的火电厂,由于运行时间长,环境条件变差或者设备陈旧,运行维护量大,煤耗居高不下直接影响了公司的经济效益.文章介绍了杭州半山发电有限公司通过一些运行操作方法的改进,从而达到降低机组煤耗,提高经济效益之目的.     

生物质气参数对燃煤耦合生物质发电机组影响研究

为了掌握掺烧生物质气对燃煤耦合生物质发电燃煤机组运行参数的影响,针对某电厂300 MW等级燃煤机组,以能量守恒定律为基础,通过锅炉热力校核和机组热力系统计算分析了机组在BMCR、75%THA、50%THA和30%THA工况下,掺烧生物质气后燃煤机组的锅炉热效率、发电煤耗、烟气温度和烟气量等参数的变化。结果表明:掺烧生物质气会导致锅炉热效率下降,燃煤消耗量减少,理论燃烧温度降低,排烟温度升高和烟气量增大,变化幅度均随着生物质气掺烧量的增加而增大;建议掺烧生物质气的温度低于500 ℃,全负荷热量输入比小于20%。     

200MW汽轮机回热系统运行定量分析

本厂200MW汽轮机回热系统见图1。回热抽汽加热系统,对火电厂的安全、经济运行十分重要。特别是在经济上,如高加解列,将使机组煤耗增加7g/kW·h,每天约多耗标准煤28t。一台低加解列,增加煤耗近1g/kW·h。另外,高加正常的运行方式也会影响运行的经济性。而这些不正常的运行方式往往被忽视,主要是没有量的概念。目前,能源部提出要求,今后发电厂每年要降低煤耗3g/kW·h,2000年发电煤耗全     

ZGM型中速磨煤机出口温度提升试验研究

采用"热重-红外光谱"联用技术对煤样进行热重及CO析出情况分析,得到CO析出规律,在实验室分析结果基础上,提高磨煤机出口温度,并对单台磨煤机和机组进行试验,试验结果表明:磨煤机出口温度提升后,磨煤机运行安全可靠,锅炉排烟温度下降,锅炉效率提高,供电标准煤耗降低约1.16 g/k Wh,机组年节约费用约人民币102.6万元,具有良好的经济效益和推广价值,为火电厂节能减排提供了一种新思路。