黄埔电厂1025t/h锅炉低氧燃烧优化试验

对黄埔电厂5、6号机组1 025 t/h锅炉进行了低氧燃烧优化试验,总结出了一套安全、节能、减排的最优低氧运行方案。采用低氧燃烧运行后,锅炉NOx排放浓度从414mg/m3下降为358 mg/m3;锅炉效率提高0.77%,供电标煤耗下降0.92 g/(kW.h);电除尘器后烟尘浓度由150 mg/m3下降为70 mg/m3。     

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。     

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)。     

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14.3 g/(kW·h),综合厂用电率降低0.18%,单位发电量取水量Vui下降0.3 kg/(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5 680万元)。其节能的主要做法如下:①关停小火电使产业升级降耗。该集团华北分公司加快了小火电机组的关停工作。例如山西巴公电厂4台12 MW机组和侯马4台25 MW机组关停后将使中电投华北分分司的供电煤耗下降21 g/(kW·h),单位发电量取水量下降0.23 kg/(kW·h)。②改善燃烧技术。山西漳泽…     

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).     

2009年电力行业呈现五大特点

<正>一是发电设备利用小时降幅收窄。2009年,全国6000kW及以上电厂累计平均设备利用小时数为4527h,同比降低121h。供电标准煤耗342g/kW.h,同比下降3g/kW.h。二是电力建设投资稳步增长。2009年,全国电力基本建设投资达到7558.4亿元,同比增长19.93%。     

中国燃煤电厂超低排放和节能改造的实践与启示

与推行超低排放前的2013年相比,2019年中国火电装机容量、发电量分别增长36.7％和19.5％,但烟尘、SO2、NOx排放量却分别下降87.3％、88.6％、88.8％.同期,全国火力发电行业厂用电率维持在6.01％,供电煤耗从321 g/(kW·h)下降到306.4 g/(kW·h),相当于2019年减排CO2约...     

中国火力发电能耗状况及展望

近10年来,随着高参数大容量机组持续增加,小火电机组的关停以及节能管理的加强和技术改造的实施,中国火力发电供电煤耗率大幅下降,"十二五"节能减排的目标对火力发电提出更高的期望。中国(不包括港澳台)火力发电的能耗水平能否继续下降,主要的节能潜力点有哪些,是能源工作者不能回避的问题,需要进行科学的分析才能得出正确的结论,进而引导火力发电行业的科学发展。文中采用详实的数据,对中国火力发电的能耗水平进行横向和纵向对比分析,并对中国火力发电在2015年和2020年的能耗水平进行展望。认为中国火力发电能耗已经处于世界先进水平,600 MW及以上超临界机组实际运行水平已经达到甚至超过设计水平。随着火力发电机组结构的进一步优化和火力发电节能技术的不断创新,中国火力发电能耗还会继续下降,不考虑二氧化碳减排的影响,2015年中国火力发电供电煤耗率在320g/(kW h)左右,到2020年可以达到310g/(kW h)左右。     

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.     

我国电站燃煤锅炉CO_2排放状况及减排措施

我国燃煤发电的CO2年排放量逐年增加,同时CO2年减排量也逐年提高,因此CO2排放强度逐年降低。统计表明,1949～2010年我国燃煤发电累计CO2排放量约397.79亿t,CO2减排量约6.437亿t,占CO2排放量的1.62%。目前,燃煤发电CO2排放强度已由原来的3 301g/(kW.h)降到973g/(kW.h),下降了70.52%;对应GDP产值的CO2排放强度从8.091t/万元降到0.835t/万元,下降了89.68%。建议推行发电企业竞价上网,进一步降低CO2排放强度。     

某循环流化床锅炉增设低温省煤器降低排烟温度的节能分析

对某循环流化床(CFB)锅炉增设低温省煤器降低排烟温度的节能效果进行了分析。计算结果表明,抽水温度和回水温度越高,低温省煤器的节能效果越好。从6号低压加热器出口抽水,并回水至除氧器的方案1发电效率最高,与未采用低温省煤器相比,发电效率可提高0.34%;从6号低压加热器出口和7号低压加热器出口处抽水,混合后经低温省煤器回水至除氧器入口的方案2较方案1的换热器面积减少约1 000m2,发电煤耗降低约2.2g/(kW.h)。经综合比较,采用方案2改造后锅炉排烟温度降低近30℃,发电煤耗降低了1.6g/(kW.h),节能效果显著。     

前置式液相介质空气预热器经济性分析及热力系统优化

蒸汽暖风器是锅炉防止空气预热器腐蚀、堵灰的有效手段,但使用蒸汽暖风器会造成锅炉排烟温度升高而使全厂效率下降.该文针对一种新型前置式液相介质空气预热器,根据节能定量分析理论及等效焓降方法,进行了经济性分析,指出在不需要暖风时段,其经济性将变差的缺陷.提出一种优化的热力系统,结合某320MW机组,进行了应用后的经济性分析,结果表明,此优化系统在不需要暖风时段全厂效率提高百分比由0.11%增至0.51%,全年平均供电标煤耗降低值由0.54g/(kW·h)提高至1.50g/(kW·h),经济性显著提高,能确保受热面的高效、安全、连续运行.     

充满期待的2008年

刚刚过去的2007年,电气＆自动化市场风云变幻。随着中国经济的飞速发展,我国全社会用电量又攀新高,达到了3万亿kW·h,电力总装机容量达到7亿kW,电气工业出现了效益增长高于规模增长的良好势头;我国节能减排重要指标首次实现“双下降”,从中央到地方都将节能减排作为经济发展工作的重点;还有社会责任、和谐电力和关停小火电等各种政策和措施,以及技术进步、     

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。     

1000MW汽轮机缸效率能耗敏度分析

以东汽1 000 MW汽轮机为研究对象,采用汽轮机组定功率变工况计算方法,对汽轮机各汽缸效率在THA、70%THA、50%THA、40%THA滑压工况进行敏度分析,得到相应工况下各汽缸效率变化对汽轮机热耗率和机组发、供电煤耗率的影响规律。分析表明,缸效率的能耗敏度随缸效率变化基本呈线性关系;低压缸效率的能耗敏度最大,高压缸效率次之,中压缸效率较小;随机组负荷降低,高压缸效率的能耗敏度增加,中、低压缸效率的能耗敏度变化较小。在THA工况下低压缸效率下降1%,供电煤耗敏度绝对值增加1.246g/(kW h),相对值升高0.433%;高压缸效率下降1%,供电煤耗敏度的绝对值增加0.44g/(kW h),相对值升高0.154%;中压缸效率下降1%,供电煤耗敏度的绝对值增加0.352g/(kW h),相对值升高0.122%。分析结果可对同类型机组进行节能诊断,进而指导机组的优化运行。     

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。     

火电厂热系统增设低压省煤器的节能效果

在电厂热系统中增设低压省煤器是降低排烟温度节约能源的有效措施之一.介绍了某国产200MW机组热系统低压省煤器的节能原理及计算,主要运行特性以及在节能减排方面的优势.实际计算结果表明,增设低压省煤器可降低排烟温度28℃,节省标准煤3.05g/(kW·h),节能效果较好.     

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。     

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).     

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。