抽汽背压机组工业供汽过热度利用的研究

本文提出了一种能提高抽汽背压机组经济性的有效可靠方法－对工业抽汽过热度进行有效和工给出了抽汽背压机组工业供汽过热度利用的经济效益定量计算数学模型，经实例计算结果表明抽汽背压机组经济性可提高１％以上。     

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.     

优化电网调度,提高高压机组发电比

围绕省局提出的高压机组发电比要超过装机比1％～2％的考核指标要求,江西省着重抓了优化电网调度方面的工作,从而保证了高压机组满发多发,达到了降低煤耗,提高全网经济效益的目标。南昌电网高压机组发电比与煤耗情况见表1。     

来宾电厂二炉三塔脱硫系统的运行特点及其效益

2010年来宾电厂对脱硫系统进行改造,在2×300 MW机组脱硫增压风机入口烟道处增设连接烟道,连接到原2×125MW机组(该机组已经停运)配套的石灰石湿法脱硫系统,将2×300MW机组中任何一台机组的烟气全部或部分分流到该系统进行脱硫,形成二炉三塔结构.运行结果表明,这种二炉三塔运行方式使2×300MW机组的原设计燃煤硫含量从2.5％～3％提高到4.5％,从而降低了燃料成本.这种运行方式不仅具有很好的经济效益和环境效益,而且提高了脱硫系统的可靠性     

某热电厂200MW汽轮机组高压加热器故障分析及对策

通过分析某热电厂2台200MW汽轮机组近年来高压加热器的运行状况及其发生故障的原因，提出相应的技术改造措施，以提高高压加热器投入率，从而提高整个机组的经济性。改造后，高压加热器投入率达99％以上，经济效益显著。     

水电站群机组的合理组合

根据有关文献指出“机组的最优组合取得的经济效益,常常大于按等微增率原则在运行机组间的负荷分配所取得的经济效益”。云南电力系统中的以厂和西厂装机容量分别为全系统总装机容量的28％和18％,均有多年调节水库,库容系数为0.94、1.28,各梯级电站均装有2至4台同型号机组,是系统中的     

串联吸收塔脱硫技术在燃超高硫煤火电厂的应用

广西部分火电厂脱硫系统设计燃煤硫含量低,燃煤成本居高不下.为了降低燃煤成本,需要对这部分火电厂脱硫系统进行出力增容改造.根据电厂现场条件及具体情况,分别采用双塔串联、U型塔的串联吸收塔技术,并解决了双塔串联在运行、设计上的技术难题,使其燃煤硫含量由原来的3％提高到5％以上.作为首个采用串联吸收塔技术的脱硫系统,运行后,燃煤硫含量达5.3％,脱硫效率达到98.7％,同等容量机组脱硫系统出力最大,300 MW机组单台机组脱硫系统SO2脱除量达16t/h以上.已完成改造的2个火电厂每年仅节约的燃煤成本超过2亿元,取得非常可观的经济效益及环境效益.     

苏联火电厂主要节煤方向

苏联1984年所有发电厂共发电14926亿度,其中火电11478亿度(占76.9％),水电2028亿度(占13.6％),核电1420亿度(占9.5％)。供电标准煤耗1970年为366g/kwh,1984年降到326.8g/kwh,降低了39.2 g/kwh,相当于节约4400万吨标准煤。火电厂今后进一步节煤的主要方向是: 1.提高机组蒸汽参数苏联在采用超临界蒸汽参数机组方面目前仅次于日本占世界第二位,超临界参数机组容量为凝汽式电厂总容量的三分之一。采用超临界参数(24MPa和540/540℃)机组与采用超高压(13MPa和565/565℃)参数机组相比较,每年节约400万吨标准煤。蒸汽参数如再进一步提高到30MPa和560℃,可提高火电厂效率4～5％。现虽还没有采用这样更高一级参数的     

三排汽200MW汽轮机低压缸改造项目及其推广

东方汽轮厂和西安热工研究所实施的国产三排汽２００ＭＷ汽轮机低压缸改造为联合国援动项目，实施改造后，机组热耗降低１７２ｋＪ／ｋＷ．ｈ（４１．１ｋｃａｌ／ｋＷｈ）汽轮机效率提高２．０６％，低压缸效率提高５．２％，达到８４．８６％，机组出力增加４１００ｋＷ（无煤耗部份），允许长期安全增发的机组出力为８０００ｋＷ，该项目已在４个电厂实施，经济效益和社会效益十分明显。     

华莹山电厂3号机组调峰试验特性

华莹山电厂~#3机组启、停调峰试验结果,每次热态启停的寿命损耗为0.0128％,温态为0.0252％。按运行年限30年、50％的低周疲劳寿命损耗分配给热态启停机使用,今后每年可允许热态启停160次。机组经完善化后,能满足汛期两班制调峰运行的要求。本次汽机净停时间为5.02h,让水电多发净经济效益约9000元.按此推算,汛期两班制调峰运行后,年经济效益在百万元以上。机组在40MW及以下低负荷运行,需用预燃室投油稳燃,其供电煤耗为531～573g/kW·h,比额定负荷煤耗437g/kW·h增大94～136g/kW·h。预燃室寿命问题,尚需进一步研究。     

国产600MW超临界燃煤机组扩容改造及经济效益分析

针对国产600 MW超临界燃煤机组投运后,因汽轮机通流部分效率低,导致电厂能耗高等问题,由ALSTOM公司负责汽轮机通流部分优化设计,电厂利用机组大修机会将汽轮机转子高/中/低压内缸全部换新,配合进行锅炉、发电机、主变压器等设备的改造,大幅度降低了机组能耗。机组热力性能试验表明优化措施合理可行,提高了机组的热效率,经济效益显著,达到了节能降耗的目的。     

凝结水节流控制与经济效益分析

凝结水节流参与火电机组负荷调节,可以在提高或者不降低机组负荷响应性能的条件下,有效降低汽轮机调节阀的节流损失,提高机组运行的经济性和安全性.在分析凝结水节流动态模型的基础上辨识得到了某600 MW机组凝结水流量与负荷之间的传递函数,提出了凝结水节流的模糊自适应控制算法,在此基础上开发的凝结水节流控制系统在某600 MW亚临界机组上实际投运,效果良好.试验结果表明,在保证机组安全性的情况下,对凝结水最大节流幅度为800 t/h左右,调节负荷的响应时间为10 s,负荷响应幅值为9MW; KP值（机组所在电网考核机组调节性能综合指标）提高了10％左右,并且在400、450、500 MW3个典型负荷点高压缸效率提高1.42％、1.20％、0.99％,平均降低煤耗约1.77、1.26、0.91 g/（kW·h）,从而证明了凝结水节流控制对负荷响应速度提高和经济性提高的有效性.     

“九五”期间电力工业技改和技术进步目标已定

近日召开的全国电力工业技术改造和技术进步工作会议提出了“九五”期间电力工业技术改造与技术进步的重点和主要目标。会议提出，“九五”期间要做到节能、节电、节水、节地，提高经济效益，控制环境污染，保证电网的安全稳定运行。到2000年，基本完成（750～800）万kw运行25年以上的中低压凝汽式机组的更新改造；改造老机组和重点主力机组，提高安全可靠性，提高效益，提高机组调峰能力，降低消耗，改善环境。主力机组等效可用系数达到：20万kw机组88％、30万kw机组85％、60万kw机组85％；供电煤耗下降349／（kw·h）；加强城市电网和农村…     

采用双压再生塔的醇胺法脱碳系统模拟与分析

将常规醇胺法CO2捕集系统中的单压再生塔改为双压再生塔,采用优化参数改进CO2压缩流程,并以超临界600MW机组为研究对象,模拟计算了机组在不同负荷、抽汽参数、烟气流量、CO2捕获率等工况下CO2捕集压缩流程的经济效益.结果表明,改进后CO2捕集压缩能耗最多可降低6.9％,机组发电功率可提高2.4％.在机组602.5 MW负荷、烟气负荷60％、CO2捕获率90％工况下,改进后的CO2捕集压缩较常规流程每年可节约发电量2 860万kW·h,节约脱碳成本715万元.     

100MW燃煤发电机组低负荷调峰的探讨

随着电网容量的增加和用电结构的日趋变化,电网的峰谷差也在逐步加大,中小型机组的调峰容量已不能满足形势的要求,100MW发电机组参与电网调峰已是势在必行。为适应这一形势,我厂在2号机组(100MW机组)上进行了带50％额定负荷的可行性试验,并就增加调峰幅度后对设备的有关完善措施及经济效益等问题进行了一些初步探讨。一、设备简介锅炉为HG410/100-9型煤粉炉,主汽压力9.81MPa(100kg/cm~2),主汽温度540℃,主汽流量410t/h,给水温度215℃,排烟温度128.7℃,设计效率92.28％,燃烧方式采用高温送     

440 t/h级CFB锅炉再热器超温原因分析及对策

安徽省某发电厂440 t/h CFB锅炉在调试期间再热器超温,严重影响锅炉机组的安全经济运行。通过试验研究和计算分析,找出再热器系统超温的原因;采用提高一次风量的方案,再热器减温水量大幅下降,提高了锅炉机组运行的安全性和经济性,获得了良好的经济效益。     

佳木斯发电厂加强节能工作的若干作法

佳木斯发电厂现有装机容量为298MW,其中N100—90/535型高压凝汽式汽轮发电机组两台;中压凝汽式汽轮发电机组有31—25一1(2)型两台,31—12型三台,31—6型两台。高压机组设计热效率比中压机组高9％,实际要高11％左右。全厂高中压机组发电比每变化1％大约影响发电煤耗率2克/度。因此,我厂节能工作的立足点是努力提高高压机组的发电比重。一九八四年我们以提高两台100MW机组的安全经济运行水平为重点,抓紧对设备的技术改造,落实重点节能措施,加强节能基础工作。从而使发电量突破历史最高水平,全厂供     

建造先进蒸汽参数的700MW机组

<正>日本中部电力公司的川越电站安装了两台700MW机组、其参数31MPa,566/566/566℃,其相对热效率比常规的超临界机组(24MPa,538/566℃)提高5％(相对值)。汽轮机由东芝公司供货,锅炉(烧液化天然气)则由三菱重工供货,两台机组于1989年6月与1990年6月先后投运。     

基于改进粒子群算法的汽轮机初、终参数优化算法

在确保机组安全运行的条件下,通过优化汽轮机初、终参数,提高其变工况运行的效率,以提高机组的经济效益,对火电机组节能减排具有非常重要的意义.通过运用功率背压特性的通用计算方法确定排汽压力对汽轮机功率的修正曲线,从而得到各负荷工况下循环水泵相邻运行方式的等效益点,进而获得等效益曲线.在循环水泵运行优化的基础上,结合逆序法变工况理论,建立了机组初压和背压的优化模型,以某厂C300-16.7/0.43/537/537机组为例,运用改进粒子群优化算法寻优得到了各运行工况的最优初压和背压.结果表明：当机组定负荷运行时,通过调整配汽方式,可得到使供电效率最大所对应的主蒸汽压力和排汽压力,为火电机组的运行参数优化提供参考.     

山东7台300MW机组调试投运回顾

1985年至1989年,山东电网共投产7台300MW机组,占新增装机容量的75％。这些机组从一投产就形成稳定的生产能力,具有明显的经济效益。本文结合山东实际,对机组的调试投运作一回顾。