600 MW燃煤机组烟气余热深度利用改造技术分析

排烟热损失是锅炉各项热损失的重要组成部分,以某600 MW燃煤机组为研究对象,阐述了烟气余热深度利用改造的原则,提出了分别采用钢材和氟塑料的两级换热技术方案,进行了系统的设计和参数的计算.该项目改造后可降低煤耗2.5 g/(kW·h),同时改善了电除尘效率和湿法脱硫水耗指标,具有良好的经济效益和社会效益.     

350MW机组锅炉余热利用经济性分析

介绍三菱350MW机组1175t/h锅炉烟气余热利用方案,对其进行经济性计算,并与实际运行数据进行对比分析。结果表明:通过加装低温省煤器利用锅炉烟气余热,汽轮机热耗下降97.62 k J/k Wh,机组供电煤耗降低2.01g/k Wh;排烟气温度可降至105℃左右,辅机电耗下降,厂用电率下降0.03~0.076%;脱硫系统水耗降低;整体经济效益显著。     

300MW机组烟气余热利用改造

文中通过太仓港协鑫发电有限公司300 MW机组烟气余热利用工程的改造实例分析,介绍了低温省煤器的改造方法、效果及效益,通过改造不仅降低了发电煤耗,提高电除尘效率,而且实现了排烟余热的梯级利用。     

700MW机组锅炉排烟余热回收利用经济性分析

正中电投新昌电厂700MW机组三大主机中,锅炉为超超临界参数变压运行直流炉,单炉膛、一次再热、平衡通风,锅炉采用露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型烟煤锅炉,原型号为N660-25/600/600后进行技改为700MW机组。由于近年来机组燃煤变化偏离设计煤种,导致锅炉排烟温度偏高,年排烟温度加权平均值达到126.15℃,最高排烟温度达到140℃,机组经济性差,需进行除尘器提效改造。为此,在电除尘器进口喇叭处各     

烟气余热利用在1000 MW机组中的应用研究

华能莱芜电厂6号机组为1000 MW超超临界二次再热机组,为提高机组效率,布置旁路省煤器,降低排烟温度。同时,配套布置烟气余热利用系统提高空气预热器(简称空预器)进风温度。该系统采用工质为水的闭式循环,从引风机出口烟气吸热,到空预器入口冷风放热。研究旁路省煤器和烟气余热利用投运和调节方法,烟气余热利用有暖风器和低温省煤器作用,可减少空预器因硫酸氢铵堵塞。又进行节能和投资回收年限分析,分析表明:采用烟气余热利用后发电煤耗降低1.86 g/kWh,节能效果显著。     

火电厂烟气余热利用系统改造经济性分析

为实现对某电厂烟气余热利用系统经济性改造的综合评价,提出一种以试验检测为基础结合理论计算的评价方法,将改造对机组的影响统一到对供电煤耗的影响上,并开展了相应的试验检测,该电厂烟气余热利用系统改造在满负荷工况最多可降低供电煤耗3.83 g/(kW·h)。     

600MW机组补水部位改造热经济性分析

在火力发电厂运行中,化学补充水的补水部位及数量对机组热经济性有较大影响。采用等效焓降理论,对化学补充水由除氧器补入改为凝汽器补入后的热经济性进行分析,同时进一步分析了由于补水量增加导致凝结水过冷度对机组热经济性影响。最后,以某600MW机组为例进行了定量计算,计算结果表明,虽然过冷度导致热经济性下降,但补水部位改变后总体热经济性是提高的。     

某厂600MW超临界机组增设低温省煤器系统及经济性分析

锅炉排烟温度较高,对大型锅炉余热进行回收利用,可以显著提高机组效率。通过介绍600MW超临界机组电除尘前加装低温省煤器利用锅炉余热的方案,根据实际数据,基于等效焓降计算及分析,结果表明:电除尘温度进口由130℃降低到96℃,汽轮机热耗率下降41.24KJ/(kw·h),发电标准煤耗降低1.527g。     

200 MW CFB空冷机组冷渣器余热利用经济性分析

针对山西耀光煤电有限责任公司200 MW CFB空冷机组冷渣器改后的热量回收的现有系统,提出了2个新的方案。通过等效焓降法对不同负荷下的3个方案进行经济性分析,得出冷渣器与#5低加并联为最佳热量回收方案。     

600 MW机组汽动引风机经济性评价

为全面评价汽动引风机系统的经济性,能量价值理论建立了汽动引风机系统经济效益计算模型,采用供电煤耗率分析方法建立了汽动引风机节能效果计算模型,以某600 MW空冷机组为例,对其汽动引风机经济性进行分析计算。结果表明:机组负荷率、标煤价格、上网电价在合理范围内变化时,汽动引风机机组都比电动引风机机组具有更好的经济效益;汽动引风机系统节能与否取决于机组运行负荷的高低,机组高负荷运行时,采用汽动引风机技术反而会使机组能耗增加,而当机组在低负荷段运行时,汽动引风机表现出很好的节能效果。     

600 MW超临界机组深度调峰对经济性影响分析

随着清洁能源输入量大幅增加,浙江电网日常运行峰谷差值日益增大,尤其在法定节假日期间体现的最为明显,此时系统负荷具有谷底低、时间短的特点。为应对电力系统的这种新形势,也为了避免机组频繁启停,维持电力系统的灵活安全性,火电机组进行深度低负荷调峰运行并且尽量快速地进行负荷调节成为必然。通过试验分析50%负荷深调至40%负荷对超临界机组经济性影响,以及按照2018年机组深度调峰运行时间统计情况,得出深度调峰对全年经济性的影响,并提出相应节能措施。     

600MW火电机组抽汽供热的热经济性分析

针对亚临界和超临界600MW机组抽汽供热,运用常规热平衡法对不同抽汽方案的机组热经济性进行分析、计算,并对结果进行比较,说明抽汽供热能提高电厂的热经济性,且再热器冷段抽汽供热的经济性高于再热器热段抽汽.建议在安全性和经济性的基础上,合理选择抽汽供热方案,为电厂的供热改造提供经济性依据.     

300 MW供热机组循环水余热利用分析

介绍了采用LiBr吸收式热泵回收300 MW供热机组循环水余热的工程实例.该工程改造后,每年可回收循环水余热134 MW,可新增供热面积220×104 m2,同时可节省标煤7.25×104 t,具有十分良好效益.     

300MW供热机组循环水余热利用分析

介绍了采用Li Br吸收式热泵回收300 MW供热机组循环水余热的工程实例。该工程改造后,每年可回收循环水余热134 MW,可新增供热面积220×104m2,同时可节省标煤7.25×104t,具有十分良好效益。     

某600 MW燃煤机组辅机振动故障诊断分析

利用数据采集器对机械设备运行状态的振动信息进行采集,然后通过振动频谱分析,可以快速、准确的诊断出转子不平衡、轴系不对中及动静碰磨等故障。通过对600 MW燃煤机组中凝泵、引风机等常见辅机设备的振动故障诊断分析并对其进行动平衡试验,将其振动将至合格范围,保证电厂设备节能安全运行。     

1000MW机组锅炉烟气余热利用空气预热器烟气旁路方案关键技术问题研究

针对百万机组锅炉的烟气余热利用,采用空气预热器烟气旁路方案,并对烟气旁路分流量、分段烟气温度、冷风加热温度、给水和凝结水介质温度、低温省煤器布置等5项关键技术进行了分析,提出了应对措施。结合某1 000 MW燃煤机组,采用空气预热器烟气旁路方案,对锅炉的烟气余热利用系统进行了优化,使得机组供电煤耗降低2.9g/(kW·h),节能效果显著。     

60MW机组凝汽器余热利用技术改造

阐述了齐鲁石化公司热电厂1号汽轮机组凝汽器余热利用改造方案，实现冬季凝汽器半侧循环水切换为工业水，与乏汽换热后作为化学水制水原水。改造后节能效果明显，经济效益显著。     

300MW机组循环水余热-热泵回收系统的经济性分析

热力发电厂循环冷却水蕴含较为丰富的低温余热资源,利用吸收式热泵技术将这一部分热量回收能够大幅度提高机组的热效率。采用热力系统能效分布矩阵方程(EEDM)对采用5段抽汽驱动热泵的某300MW机组进行分析计算,结果表明采用热泵技术使机组循环效率和热能利用率分别提高了1.246%和10.67%,能够很大程度的节约能源,减少污染。     

切除高加对N600MW机组热经济性影响

分别用常规热平衡法和等效焓降法对国产N600 MW机组在额定工况与切除高加工况进行了热经济性分析比较,并定量分析了切除最后一级高加后对机组热经济性造成的影响,提出了一些相应的节能减耗建议,可供热力发电厂实际运行参考。     

600MW超临界机组的汽动引风机经济性研究

通过对600 MW超临界火电机组采用电动、蒸汽驱动(四段抽汽汽源)、蒸汽驱动(五段抽汽汽源)三种方案驱动锅炉引风机进行不同负荷工况下的热经济性和技术经济性进行比较分析,计算分析结果表明:在两种采用蒸汽驱动引风机方案中,用四段抽汽方案的热经济性高于采用五段抽汽方案。用四段抽汽方案驱动引风机与采用用电驱动引风机方案相比,用四段抽汽方案驱动引风机的热经济性比用电驱动引风机高,而且负荷工况在75%THA下经济效益最佳。采用蒸汽驱动引风机替换用电驱动的引风机是切实可行的,而且可以降低发电生产成本。