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).     

600 MW间接空冷机组汽动引风机汽源切换经济性分析

以某600 MW空冷机组汽动引风机系统为研究对象,建立了小汽机凝汽器热力计算模型和汽源经济性计算模型。通过计算不同季节汽动引风机系统采用不同汽源时经济性变化情况,提出了小汽机汽源随季节变化的优化运行思路。实际算例表明：对象机组汽动引风机系统汽源切换对机组经济性有明显影响,在秋冬季节采用汽机五段抽汽作为小汽机汽源可使机组供电煤耗率下降约0.9 g/（kW?h）。     

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).     

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。     

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。     

应用太阳能提高火电厂热经济性

提出了利用太阳能产生的蒸汽代替火电厂热力系统中的某级低压抽汽来提高机组热经济性的方案,并分别计算了600 MW、300 MWw、200 MW机组热经济指标的变化,计算表明:额定工况下利用太阳能后机组发电标准煤耗率均可降低7 g/(kW·h)以上,汽耗率降低70 g/(kW·h)以上,节能效果显著;对热效率低的机组,利用太阳能降低发电标准煤耗的潜力更大.     

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).     

基于工业供汽的给水泵背压式汽轮机驱动方案热经济性分析

配备电动给水泵组的燃煤机组普遍存在生产厂用电率偏高的问题,结合工业供汽实施汽动改造是解决该问题的有效手段之一。以国产某330 MW直接空冷机组为例,综合考虑低负荷预期和供汽量现状,确定了增设1台50%容量给水泵背压式汽轮机(背压机)的方案,定量计算了原压力匹配器与三段抽汽联合供汽方案、给水泵背压机汽源取自再热冷段-排汽供汽方案和给水泵背压机汽源取自再热热段-排汽供汽方案的经济性。结果表明:背压机汽源取自再热热段方案较原供汽方案可节约供电煤耗约1.6 g/(k W·h),而背压机汽源取自再热冷段方案较原方案可节约供电煤耗约3.0 g/(kW·h)。采用背压机驱动给水泵组、排汽直接用于工业供汽的汽泵改造方案,能量梯级利用程度高,节能效果较为显著;总投资较低,静态投资回收期短;安全风险可控,方案可行性高。     

660MW汽轮机配汽方式对机组煤耗影响分析

结合某台660 MW机组单阀和顺序阀两种配汽方式的高压缸效率试验,分析了配汽方式对高压缸效率的影响,建立了高压缸效率变化对机组热耗率和发电煤耗率影响模型。试验表明,在60%额定负荷时,顺序阀比单阀高压缸效率高2.79%,使机组热耗率降低39.06 kJ/(kW·h),发电煤耗率减少1.48 g/(kW·h)。顺序阀运行经济性好于单阀运行,负荷越低节能效果越明显。     

引风机驱动方式技术经济分析

为了深入研究引风机电动和汽动两种驱动方式对机组经济性的影响,针对某工程2×660 MW超超临界机组的引风机不同驱动方式进行计算和比较。通过对电动驱动引风机、凝汽式小汽机驱动引风机和背压式小汽机驱动引风机3种方案的技术经济比较,指出在发电煤耗和供电煤耗方面,定速电动机驱动的动调引风机方案要比其他2个方案都低,因此推荐采用此方案。