引进技术国产化300MW循环流化床锅炉设计和运行特点

本文主要介绍了采用引进ALSTOM技术设计、制造的300MW循环流化床锅炉(CFB)的设计和运行特点,并对其关键技术进行了简要分析。该型锅炉具有燃料适应性广、负荷调节比大、运行稳定、效率高、SO2和NOx排放低等特点。该机组成功运行具有重要的示范意义,为研发更大容量的CFB锅炉奠定了基础。     

650 MW超临界机组低压缸零出力技术的灵活性调峰能力及经济性分析

以某电厂650 MW超临界机组为研究对象,针对机组传统供热改造后"以热定电"调峰灵活性较差的运行问题,提出了"低压缸零出力技术"的工作原理和提高机组热电解耦能力的改造方案,并分析了"低压缸零出力技术"改造后的灵活性调峰能力及经济性。结果表明:额定工况发电负荷由改造前的458.6 MW降至353.3 MW;额定工况供热负荷由改造前的540.6 MW增加至821.95 MW;额定工况发电煤耗由改造前的238.2 g/(kW·h)降至201.7 g/(kW·h),可大幅提高机组的灵活性调峰能力和供热能力,经济效益显著。     

首个国家海上风电场全部风电机组完成安装

<正>国内风电设备龙头企业华锐风电3月3日宣布,随着第34台风电机组近期与海上基础承台对接,我国首个国家海上风电示范项目——上海东海大桥10×104kW海上风电示范项目所有3MW海上风电机组整体安装成功。该项目位于东海大桥东侧的上海市海域,总装机容量102MW,全部采用华锐风电自主研发的34台3MW海上风电机组。     

200MW机组低真空供热改造方案及节能分析

针对某200MW供热机组,通过分析两种低压通流改造方案的技术特征与改造内容,确定了最优改造方案,给出了汽轮机及热网系统的改造技术方案,并对改造前后机组采暖热负荷和性能指标进行对比分析。分析得出采用低压通流部分改造方案更有利于该机组供热节能升级改造,降低投资和运行维护成本。1号机组改造后,全厂的供热能力和发电出力均有提高,节能效果显著。改造后,1号机组供热能力由94MW增至281.6MW,增加了187.6MW;发电煤耗率由改造前的269.2g/(kW·h)降至138.9g/(kW·h),降低了130.3g/(kW·h),全厂年节约标煤量为70 920t。     

高背压-抽凝机组耦合运行优化技术对深度调峰性能影响及经济性分析

针对某电厂350MW抽凝供热机组和高背压供热机组,利用Ebsilon软件进行建模,并进行了高背压-抽凝机组耦合运行优化分析,特别分析了两台机组总调峰性能以及优化运行后总经济效益的变化情况,并计算了调峰损失电量的运行补偿成本,计算结果显示,在保持供热总负荷600MW不变时,高背压-抽凝机组耦合运行方式可使两台机组增加调峰深度38.77MW,运行总经济效益减少1.03万元/h,折算调峰损失电量的运行补偿成本为0.26元/(kW·h)～0.27元/(kW·h)。分析案例为电厂参与深度调峰服务市场提供了参考依据。     

大型燃煤电厂超低排放改造技术经济性分析

本文以330MW、660MW和1000MW燃煤机组超低排放改造为例,通过对超低排放技术路线和典型系统流程的分析,提出燃煤电厂超低排放主要的改造内容及其技术特点。在对投资估算分析的同时,通过对机组容量、运行负荷和不同运行时间状况下的燃煤电厂超低排放改造增加的运行成本分析得出:(1)对于燃煤机组超低排放改造项目,控制设备购置费是控制整个超低排放系统投资额的关键;(2)延长设备运行时间对于降低运行成本具有显著效果;(3)控制除尘系统投资额可有效降低超低排放改造系统的运行成本。     

200 MW机组低压光轴供热技术调峰能力及经济性分析

介绍了"低压光轴供热技术"的工作原理和改造方案,并对某电厂200MW机组采用"低压光轴供热技术"改造后的调峰能力及经济性进行了分析。结果表明:"低压光轴供热技术"改造后,机组带工业抽汽50t/h,额定工况下发电负荷为148.39MW,机组不带工业抽汽,额定工况下发电负荷为153.35MW;在相同的主蒸汽流量(659.7t/h)下,单机供热负荷增加了136.5MW,单机供热能力增加了64.35%,单机发电煤耗降低了90.9g/(kW·h);改造前全年机组平均发电煤耗约285.1g/(kW·h),改造后全年机组平均发电煤耗约263.22g/(kW·h),全年机组平均发电煤耗下降约21.88g/(kW·h)。可见,通过"低压光轴供热技术"改造后,可大幅提高机组的调峰能力和供热能力,经济效益显著,该技术具有广阔的推广应用前景。     

基于流态重构的循环流化床锅炉节能燃烧技术的应用实践

针对循环流化床锅炉辅机电耗普遍偏高的问题,先后在燃烧劣质无烟煤的135 MW机组和300MW机组循环流化床锅炉上进行了降低床料存量实现流态重构的燃烧试验,分析了基于流态重构的循环流化床锅炉节能燃烧技术对改善锅炉机组性能的影响.运行实践表明:流态重构后,循环流化床锅炉辅机电耗明显下降,在风机具备变频条件下电耗可降低更多;135 MW机组锅炉运行厂用电率从8.2%降低为6.9%,300MW机组锅炉厂用电率约为4.3%,锅炉主要受热面的磨损明显减轻,飞灰可燃物含量降低3%～5%.     

高效宽负荷率超超临界机组关键技术研发与工程方案

阐述了我国1 000 MW级和600 MW级超超临界机组的运行状况.从机组设计和运行2个方面详细分析了超超临界机组在变负荷条件下效率下降的原因,重点分析了机组负荷对锅炉、汽轮机和主要辅机效率的影响.基于变负荷条件下主辅机效率低的成因,进行高效宽负荷率超超临界机组的关键技术研发.在此基础上提出1 000MW高效宽负荷率超超临界机组工程方案,并进行了该高效宽负荷率机组的对比分析.     

125MW机组励磁机突发性振动问题的诊断和根治

金竹山发电厂125MW机组存在突发性不稳定振动,严重影响了设备安全运行。应用振动故障诊断技术,通过调整螺帽紧力,成功解决了125MW机组励磁机长期突发性振动的历史遗留难题。     

华仪HW82-1500风电机组频发故障及处理

正华仪风能有限公司成立于2002年,专业从事风能资源测量与评估、风电场项目开发与维护、风电机组的制造和销售。华仪HW82-1500型风电机组是华仪风能有限公司与欧洲知名风电机组设计公司德国Aerodyn共同合作研发的一种新型的、适应我国各种气候条件的机组,并通过德国TUV认证。该机型在内蒙古华电玫瑰营风力发电有限公司所辖长春风电场和富丽达风电场调试及运营阶段出现了一些频发故障,双方技术人员共同进行分析,并提出解决方案予以处理。     

世界首台250 MW超临界机组并网发电

正2020年3月8日7时7分,中国电力建设集团有限公司江西省电力设计院设计的世界首台250 MW超临界机组——纬达贝8×250 MW火力发电建设项目群超临界燃煤发电机组并网发电。该项目成功投运标志着世界超临界机组设计又一次取得了创新和突破,也标志着该院成功突破了迄今为止世界首台运行的单机最大容量的孤网运行机组技术。     

300 MW机组锅炉燃烧优化调整试验研究

某发电有限公司300 MW机组亚临界自然循环燃煤锅炉采用东方锅炉最新研发的低氮燃烧技术——多级分离燃尽风技术。为了提高锅炉运行经济性,达到电厂超净排放要求,开展了燃烧优化调整试验。结果表明:多级分离燃尽风系统,煤种适应能力强,燃烧稳定性好;锅炉燃烧优化调整后,额定负荷NOx排放低于30 mg/m3(标准);锅炉各项运行指标优良,热效率显著提高。     

超临界火电机组故障状态下单风机启动

600MW超临界机组采用风机单侧运行实现机组启动成功,说明超临界机组风机单侧运行启动方式在实际应用中是可行和安全的,与双侧风机启动相比还可以明显减少用电量.     

1000 MW超超临界汽轮机蒸汽参数的优化及讨论

探讨了1000 MW超超临界汽轮机组的参数及运行方式.外高桥三期2×1000 MW汽轮机为上汽(SIEMENS)机型,采用补汽阀调频及过负荷调节.以压力条件作为划分定压和滑压的判据,最高冷却水温条件下,功率≤1000 MW时不开补汽阀;其它水温下能在功率＞1000 MW且p＜27MPa时尽可能进行滑压运行;它采用≥3D弯管等,降低造价,降低再热系统压降时,降低冷却水温度,单独设汽动给水泵汽轮机的凝汽器,降低进入主凝汽器的蒸汽流量及热负荷,以降低机组平均背压和端差等,机组运行性能因而提高.     

燃烧劣质无烟煤3OO MW循环流化床锅炉节能减排特性的研究

介绍了龙岩坑口电厂300 MW循环流化床(CFB)锅炉的结构特点、性能测试结果及烟气污染物排放情况,并结合实际运行数据探讨了该300 MW CFB锅炉的节能减排特性.运行实践表明:该300 MW CFB锅炉机组采用清华大学基于流态重构节能型CFB锅炉技术,并结合风机改造,实现了低床压长期稳定满负荷运行,且厂用电率可控制在4.5%左右,节能减排效果显著.同时,以较低的运行成本实现了烟气污染物的达标排放.该炉型的节能减排特性充分体现了大型CFB锅炉机组实现煤洁净燃烧的技术优势.     

韩国首台3兆瓦海上风电机组成功运行

据外媒报道,韩国研发生产的第一台3兆瓦海上风电机组于近日试车成功。这台机组由斗山重工研发制造,机组高出水面部分80米,每个叶片长45米。研发生产海上风电机组是韩国政府确定的一项"国策课题",斗山重工、现代重工、三星重工、大宇造船海洋和STX造船海洋等企业都积极参与并形成竞争格局。此次,斗山重工首获成功,并获得了德国专业技术质量认证机构的认证。去年3月,斗山重工生产的该型海上风电机组顺利完成了陆上的运转试验。     

电站锅炉尾部烟气余热利用系统技术经济性比较

以某600MW超超临界燃烟煤机组为对比机组,对常规低温省煤器、低温省煤器前移和旁通烟道3种锅炉尾部烟气余热利用系统进行了热经济性与技术经济性比较.结果表明:回收锅炉排烟由122℃降温至90℃的余热,3种系统可使机组供电标准煤耗分别减小1.51g/(kW·h)、1.71g/(kW·h)和2.81g/(kW·h),需分别投资1 125万元、1 940万元和1 685万元,动态投资回收期分别为4.42a、8.66a和3.29a;低温省煤器前移对机组供电效率的提高不明显,但因应用水媒式空气预热器,受热面投资显著增大,因而技术经济性欠佳;由于节能效果显著,旁通烟道表现出最优的热经济性和技术经济性,建议对其进一步研究和推广应用.     

某600MW机组冷端系统优化及应用研究

介绍了一种冷端系统改造技术,并对该技术在国内某600MW机组投入运行后的经济性进行了分析,得出以下结论:冷端系统改造技术可大幅降低凝汽器运行压力,相比于改造前,凝汽器运行压力降低0.99kPa;该冷端系统改造技术投入运行后,机组年平均标煤耗降低2.48g/(kW·h),按机组年运行5500h、标煤单价600元/t计算,节能效益为515.6万元/年。     

世界上最大的联合循环电站

据报导,日本东京电力公司(TEPCO)准备向美国GE公司订购8套STAG109F联合循环机组,安装在东京地区,计划于90年代中期投入商业运行.合同价款约7亿5千万美元.该电站烧气体燃料,在ISO条件下的额定功率约2600MW.电站由9个动力块组成,每一动力块包括1台200MW的9F系列燃气轮机,独立的余热锅炉和1台125MW的汽轮机.