大容量燃煤锅炉烟气余热利用研究

本文对大容量火力发电厂660MW级燃煤锅炉增设烟气余热换热器回收烟气余热方案,提高机组的热经济性和增加的投资方面进行分析研究。在引风机出口汇合烟道前装设烟气余热换热器,回收的热量加热凝结水,进入回热系统,可提高全厂热效率0.16%,机组发电标煤耗率降低1.0g/k Wh,实现节能减排的目的。     

如何查找600MW机组高压缸效率低的问题及解决效果

针对#6机组高压缸效率影响机组经济性问题,会同电科院、设计院专家共同查找原因,对比望亭、芜湖同类型电厂和本厂#5机组完成参数和缸效情况,确认#6机组高压缸效率确实比较低,550MW负荷下比#5机组低12.25%,比望亭电厂低9.07%,比芜湖电厂低10.42%,高负荷影响供电煤耗升高6.9g/k Wh,分析缸效低原因,查找问题予以解决。     

两种余热利用系统性能对比分析

现阶段,我国对大型燃煤电站机组实际节能降耗的要求不断提升,逐步提高电厂燃煤效率、降低对周围环境的排放污染已成为我国今后发展煤电的重点。本文以能级理论为基础,结合某百万千瓦电站的实际运行数据,对两种锅炉排烟余热利用系统的热力性能及经济性能进行对比分析。结果表明:优化余热利用系统在总投资为3032.81万元的情况下,即可实现降低供电煤耗2.91g/k Wh,年收益达1090.96万元的节能减排目标,系统性能明显优于常规余热利用系统(常规余热利用系统投资约为1450.6万元,供电煤耗降低1.55g/k Wh,年节煤收益581.4万元)。     

工业抽汽机组煤耗率异常升高分析及优化

某公司共有2*300MW汽轮机组,正常运行中2台机组均对外供工业抽汽。2019年2月份2号机供电煤耗率大幅度上升,比1号机偏高45 g/kWh,机组经济性降低。通过现场进行诊断、排查,查找了供电煤耗率计算方法错误并进行了修正,分析了2号机设备异常影响供电煤耗率的原因,制定了针对性的运行调整、检修治理和优化改造方案,实施后取得了良好的效果,保证机组经济运行。     

1000MW燃煤机组技术创新及设计优化分析

为了提高百万机组整体运行水平,实现节能减排目的,对句容发电厂2×1000MW超临界燃煤机组实施机组参数、结构、锅炉烟风系统和机组辅助设备技术创新及设计优化,热耗由7318kJ/kWh下降为7284k J/kWh,厂用电率由4.58％下降为4.282％,供电煤耗由284.9 g/kWh下降为279.88g/kWh,取得良好效果,并为同类机组设计优化提供借鉴和参考.     

采用吸收式热泵技术供热空冷机组煤耗率升高分析及优化

某电厂2×135 MW直接空冷机组进行了吸收式热泵余热回收机组供热改造,热网二级站进行了吸收式热泵换热机组改造。运行初期机组供热节能效果良好。但运行6年后,供热季机组供电煤耗率大幅度升高,机组经济性降低。通过现场进行诊断、排查,分析查找了供电煤耗率升高原因,制定了针对性的运行调整、检修治理和优化改造方案,实施后取得了良好的效果,从而保证机组经济运行。     

1000MW机组加装真空提高装置后节能效益分析

为了进一步优化1000MW机组真空系统,提高1000MW机组真空,从而降低机组运行能耗,华电国际邹县发电厂先后对2台百万机组真空系统进行了节能改造,加装了真空提高装置,改造后机组凝汽器真空提高0.7kPa以上,机组煤耗下降约1.8g/kWh,机组年节约标准煤6000t以上,创造了良好的经济效益,可为同类型机组的节能技术改造提供参考.     

大型火电机组煤耗可控因素分析及控制措施

本文基于660MW超临界燃煤机组,依据供电煤耗的计算方法,对大型火电机组影响供电煤耗的运行调整可控因素进行了量化分析,从优化运行、精细调整的角度,探讨了降低煤耗的措施。     

125MW热电联产湿冷机组带吸收式热泵试验研究

针对带吸收式热泵回收利用循环水余热供热的125MW热电联产湿冷机组进行性能试验,并分析其运行经济性.试验结果表明当全厂发电功率为204.46MW,采暖供热量为221.83MW,其中热泵回收的余热量为49.73MW,全厂试验供电煤耗率为276.0g/kWh.若回收的循环水余热量用于新增市政供热,则与单纯抽汽供热工况相比,供电煤耗率下降33.8g/kWh;若回收循环水余热量排挤原抽汽供热即供热面积一定时,与单纯抽汽供热工况相比,供电煤耗率下降7.3g/kWh.     

KLAR乏汽回收装置在600MW亚临界机组中的应用分析

本文分析了KLAR乏汽回收装置特点,并结合邹县发电厂600MW亚临界机组除氧器外排乏汽的实际应用情况,验证了采用KLAR乏汽回收装置对外排乏汽回收利用,不仅减少蒸汽及热量损耗,还使机组供电煤耗下降0.469 g/(kW·h)(20t左右凝结水)。     

百万级煤机与燃气轮机联合发电技术研究

对于重型燃气轮机而言,目前其排烟能量利用最常见的方式是配置联合循环,利用下位电站汽轮机及余热锅炉来充分利用燃机排烟余热,但这种配置方式下位电站循环的总体效率不高,一般小于30%;因为考虑到百万级燃煤机组拥有较高的循环热效率,一般大于45%,因此本文提出了将燃气轮机排烟余热利用到百万级燃煤机组热力循环中的思路,以提高能源的利用效率,利用Thermo Flex软件进行热力学计算,并给出了系统集成形式以供参考。以典型1000MW燃煤机组与E级燃气轮机为例,通过合理的系统集成,计算得出可以降低整个联合系统煤耗约2.31g/k Wh,达到节能降耗的目的。     

300MW锅炉运行诊断及燃烧优化试验研究

针对某300MW锅炉排烟温度高、出力不足、煤耗高、NOx排放量高等诸多问题,进行诊断试验,结合锅炉实际提出整体优化方案,并在改造后对锅炉进行燃烧调整试验,使得锅炉效率提高0.8％,煤耗降低2.2g／kWh,NOx排放量降低381mg／m3,机组的整体经济性和环保性明显提高。     

1000MW超超临界机组凝汽器抽真空系统优化

针对平海电厂2×1000MW超超临界机组双背压凝汽器高低压侧压力相近而无法实现双背压效果的问题,对凝汽器抽真空系统进行优化,将原高低压凝汽器串联抽真空方式改为并联抽真空,使1、2号机组凝汽器真空分别提高了0.33kpa和0.32kpa,供电煤耗分别降低了0.424g/kwh和0.4g/kwh。     

浅谈200 MW三缸三排汽机组光轴改造技术

国家《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》要求,平均供电煤耗高于310 g/kW燃煤机组将陆续关停,现役较大功率机组必须进行节能降耗和环保升级改造。汽轮机低压转子采用转子和光轴互换,供热期使用光轴转子,减少机组冷源损失,非供热期使用低压转子,增加了劳动强度,提高了电厂的运行指标和经济效益。     

300MW机组发电煤耗影响因素分析

300MW机组型式是亚临界中间一次再热自然循环汽包炉,通风方式为平衡通风,由于目前电煤价格高位运行,且供应趋紧,发电企业必须充分挖掘内部潜力来节能降耗。本文首先阐述了300MW机组的性能要求,其次,分析了300MW机组发电煤耗影响因素,同时,就如何降低300MW机组发电煤耗进行了深入的探讨,具有一定的参考价值。     

300MW汽轮机通流部分改造及节能效果

介绍新乡豫新发电有限责任公司（以下简称豫新发电公司）7号机组经济性差的原因及汽轮机通流部分节能改造新技术,改造后机组出力提高,热耗率和供电煤耗大幅度降低,经济效益和社会效益显著,为完成节能减排目标起着十分重要的作用。     

电站煤粉锅炉受热面超温失效浅析

随着我国电力工业建设的迅猛发展,各种类型的大容量火力发电机组不断涌现,目前300MW、600MW的亚临界机组已成为我国各大电网的主力机组,1000MW超超临界机组也不断涌现。机组效率不断提高,锅炉煤耗逐渐降低,这就要求锅炉初参数也不断提高,锅炉结构及运行更加趋于复杂,受热面热管失效问题也凸显出来,受热面热管失效中尤以热管超温失效所占的比例较高。笔者从事电站锅炉检修、管理多年,从锅炉的设计因素、安装检修因素、运行因素几个方面对其超温失效原因进行简单的分析。     

300 MW纯凝机组供热改造经济性分析

以300 MW纯凝机组供热改造为例，根据热负荷参数特点分别分析了采用再热冷段抽汽和再热热段抽汽2种不同的改造方案。通过水力计算得出，采用再热热段抽汽后经减温、减压向外供汽的改造方式，能够满足该用户用热需求。此外，通过本次改造，该机组在平均抽汽工况下可降低发电煤耗7.22 g/（kW·h），年节约标煤11 921 t，考虑节煤收益后，项目投资回收期为2.94 a，具有良好的经济效益。     

300 MW纯凝湿冷机组低真空循环水供热技术的应用

陕西渭河发电有限公司在对4台300 MW机组进行抽汽供热改造后,由于西安北郊地区用热需求的快速增加,原有抽汽供热方式已无法满足需求。通过对机组进行低真空供热改造,将原本通过水塔排入大气的乏汽全部利用供热,大幅提高了机组供热能力,降低了发电煤耗。     

浅谈某电厂300MW燃煤锅炉富氧燃烧技术的应用

某电厂300MW燃煤锅炉通过富氧燃烧改造,降低启动用油,提高煤粉燃尽率,并降低污染物排放,提高机组点火经济性,提升了锅炉效率。