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.     

330MW机组制粉系统优化试验

针对大唐珲春发电厂330 MW机组制粉系统单耗一直高于设计值的现状,通过对制粉系统进行调整、预测、校核、最大出力、变煤种试验,确定了磨煤机的最大、最小稳定运行出力,分离器挡板开度,磨煤机加载力曲线,风煤比曲线,优化制粉系统的运行方式,磨煤机平均单耗由6.80 kW·h/t降至5.939 kW·h/t,制粉系统平均单耗由...     

DTM320/580型钢球磨煤机的优化调整

对贵溪电厂125MW机组配置DTM320/580型钢球磨煤机的制粉系统进行了优化运行调整试验,在保证制粉出力和煤粉细度的前提下,制定了制粉系统的合理运行工况,成功地降低了制粉电耗达4～5kW.h/t,为电厂运行年节约电耗540万kW.h。     

正交试验法在中速磨煤机制粉系统调整试验中的应用

针对某厂2X330MW机组中速磨煤机制粉系统存在煤粉细度偏小,制粉系统单耗大的问题。对其运行方式进行优化,在调整试验中采用正交试验法,确定出影响制粉系统单耗、煤粉细度各个因素的主次顺序,预测磨煤机制粉系统最佳运行方式,根据校核试验的结果,确定了制粉系统磨煤机的最佳运行方式为挡板开度60％,加载力偏置-2．5MPa,在磨煤机出力58t／h时,对应表盘风量135km^3／h。调整后制粉系统单耗由20．68（kW·h）／t降低至17．66（kW·h）／t,调整效果明显。     

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。     

1050MW机组烟煤锅炉掺烧白音华褐煤试验研究

在1050 MW机组塔式炉配置的HP1203/Dyn型中速磨煤机掺烧25%~50%比例的高水分、低发热量白音华褐煤,试验结果表明:掺烧50%比例白音华褐煤时磨煤机出力最大可达约90 t/h,动态分离器电机转速降低100 r/min后煤粉水分及煤粉细度升高,磨煤机出力可提高到约95 t/h以上,掺烧25%~50%比例的白音华褐煤后的磨煤电耗(单位磨煤电流)与神混:开滦1:1接近,比大同:开滦1:1或平9煤明显较低。锅炉排烟温度随白音华褐煤掺入比例呈现先降低后升高的趋势,1台磨煤机掺烧50%比例白音华褐煤时锅炉效率最高,为93.93%,供电标煤耗比未掺烧白音华褐煤时低1.9 g/k W?h,1台机组每年可降低供电成本498.75万元。白音华褐煤与其它烟煤的标煤价差异每增加10元/t,年煤炭采购成本降低约103.31万元。     

MPS280磨煤机优化调整试验研究

利用AKOMA煤粉自动等速取样装置对1 000MW超超临界机组的制粉系统进行优化调整试验,得出了磨煤机运行性能受动态分离器转子转速、通风量与出力的影响.控制分离器转子转速70 r/min,进口一次风量较习惯控制值降低10t/h时运行较优.磨煤机最大出力可以达到90t/h左右.降低磨煤机通风量及提高磨煤机出力都可以降低制粉系统耗电率和锅炉排烟温度.     

苏制215MW机组汽轮机高中压缸通流部分改造

论述了漳泽发电分公司前苏制215 MW机组汽轮机高中压缸通流部分改造的效果。通过改造,高压缸效率达到84.43%,中压缸效率为93.94%,热耗率为7 989.4 kJ/(kW.h)。在纯凝工况下,机组热耗降低了337 kJ/(kW.h),煤耗降低12.7 g/(kW.h),年节约标煤1.50万t,改造投资2.5年即可收回。并且,在把泵凝汽式改为调节抽汽式汽轮机后,供热工况下最大抽汽流量达到340 t/h,可降低煤耗20 g/(kW.h)以上。     

中速磨煤机制粉系统调整和改造

针对大唐长山热电厂2台410 t/h锅炉煤代油改造后,制粉系统存在耗电高的问题,进行了原因分析,认为是由磨煤机出力不足、一次风机入口风门开度过大、密封风机风压低等原因造成。通过调整煤粉细度、降低一次风机出口总风量并对密封风机进行改造换型,提高了磨煤机出力,降低了制粉系统耗电量。     

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).     

2号锅炉带不滿负荷问题的诊断及燃烧优化调整

对2号锅炉改造后依然达不到额定出力的问题进行了分析,确定锅炉制粉系统的运行参数不能适应煤种水分增加是影响机组出力的主要原因。锅炉进行燃烧优化调整后,磨煤机出力由原20 t/h提高到30 t/h,机组出力从原295 t/h提高到410 t/h,锅炉效率达到92%,使锅炉出力不足的问题得到了彻底的解决。     

双进双出钢球磨煤机运行优化

针对钢球磨煤机耗电量较多、负荷低时磨制煤量余量较大、启停不合理等情况,从磨煤机料位控制、钢球装载量、启停方式及不同磨煤机运行组合等方面提出了优化措施。实践表明:这些措施效果明显,制粉单耗降低2.3kW·h/t,厂用电率降低0.12%。     

660 MW机组加装烟气回热系统的经济性和安全性分析

分析了某660 MW机组采用烟气余热回收系统来降低机组供电煤耗,并投入实际使用,结果表明:烟气余热回收系统可以有效降低进入脱硫塔的入口烟温35~43K,回收的热量用于提高凝结水水温,可使汽轮机热耗率下降62~77kJ/(kW·h),机组供电煤耗最高可降低2.8g/(kW·h);同时减少脱硫系统耗水量40t/h;控制传热管的最低金属壁温高于烟气酸露点温度,还可以有效防止低温腐蚀。     

超临界600 MW燃煤机组深度调峰运行热经济性分析

随着新能源电力的发展,燃煤发电机组运行负荷持续降低,火电机组参与深度调峰,已成为燃煤电厂灵活性调节的重要技术难题。针对超临界600 MW空冷机组,通过试验分析了不同机组负荷下的调峰性能指标。结果表明:机组负荷由50%额定负荷降至40%时,机组绝对电效率由41.31%降至41.16%,发电标准煤耗由325.52g/(kW·h)升高到328.77 g/(kW·h);机组深度调峰至30%额定负荷时,机组绝对电效率降至37.84%,发电标准煤耗升高到359.83 g/(kW·h)。试验对比分析发现,机组由40%负荷继续向下深度调峰时,机组效率显著降低,热耗率大幅增加,运行热经济性明显变差。研究结果可为燃煤机组深度调峰运行优化提供参考。     

前墙布置旋流燃烧器锅炉的运行优化调整试验研究

通过对磨煤机风煤比、磨煤机出口风粉温度、二次风配风、束腰配风、分仓送煤等运行参数和运行方式的对比试验,得到了前墙布置旋流燃烧器锅炉的燃烧优化调整方式。在此基础上进行的综合调整使锅炉效率提高了1.20%,机组供电煤耗降低了4g/(kW.h)左右,显著提高了机组运行的经济性。     

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).     

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。     

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。     

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).     

300MW空冷机组锅炉运行优化调整试验研究

针对某热电厂锅炉进行了运行优化调整试验,分析了分离器折向门的调节特性,以及运行氧量和煤粉细度对锅炉热效率的影响,并针对运行中再热器减温水量的用量大进行了调整试验,给锅炉提供了比较经济的运行方式。结果表明:随着分离器折向门开度的增加,煤粉细度(R90)减小;在锅炉不同的运行负荷下,确定最佳运行氧量;通过煤粉细度调整,磨煤机出力相对增加,制粉单耗下降,在调整前220~260 MW负荷段需要5台磨煤机运行才能满足要求,煤粉细度调整后在220~260 MW负荷段4台磨煤机就能满足要求,从而起到节能的效果;通过再热器减温水调整试验,可以使得再热器减温水量降低8 t/h左右,约使机组供电煤耗下降1 g/k W·h。