600 MW机组采用汽动给水泵代替电动给水泵启动的探讨和实施

汽动给水泵代替电动给水泵启动机组的技术已较为成熟,但部分电厂因设计和系统实际布置原因,仍采用电动给水泵来启动机组,极大影响了厂用电率。文中针对华能太仓电厂4号机汽动给水泵代替电动给水泵启动机组的实施方案进行了对比,从而在保留原系统布置的情况下优化了启动措施,并予以成功实施应用,确保了电厂经济效益的最大化。     

300MW机组电泵冷却水技改优化方案

丰城电厂4×300MW机组为强制循环汽包炉,系统配置2台50%容量的汽动给水泵及1台50%容量的电动给水泵。通过对汽动给水泵的改进,电动给水泵只承担正常运行时事故备用和锅炉MFT后锅炉上水,电动给水泵利用率非常低。但作为事故备用,必须保持可靠的备用状态。电动给水泵冷却水手动门保持常开,造成开式水白白浪费,通过对电动冷却水系统进行相关改造,减少开式水消耗,降低厂用电,取得了良好的经济效益。     

600 MW供热机组汽动给水泵开机经验介绍

某热电厂2×600 MW机组自投产以来,由于机组启动时间长、电动给水泵运行成本高、耗电量大、设备的潜力没得到充分发挥;为有效减小发电量与供电量差值,节省厂用电、降低厂用电率、尽可能的减少发供电煤耗,有效提高机组经济性。     

超超临界锅炉A修后水压试验方案优化与应用

采用柱塞泵替代电动给水泵对锅炉A修后进行打压,不仅降低了对机侧系统的依赖程度,还节省了厂用电、提高了电动给水泵安全性。     

汽泵启停机组技术在350MW机组上的应用

分析国电九江发电厂5#机组使用电动给水泵(简称电泵)启停机组存在的缺点及无法使用汽动给水泵(简称汽泵)启停机组的原因,对驱动给水泵汽轮机(也称小汽轮机)的低压供汽系统和给水系统进行了改造。实现了机组能使用汽泵启停机组。4次使用汽泵启停机组节约厂用电27万kWh。     

汽动给水泵接备用汽源

国产30万千瓦发电机组单靠一台电动给水泵启动机组是不够的。本文从各方面论证汽动给水泵接备用汽源启动机组的必要性和可行性。     

热电厂使用汽动给水泵的效益分析

为了降低热电企业运行成本,用工业汽轮机作为拖动锅炉给水泵的原动机。通过对某热电厂电动给水泵与汽动给水泵经济效益的比较,表明采用工业汽轮机作为原动机拖动锅炉给水泵,提高了能源的综合利用率,增加了企业的效益。所以,热电企业新建机组配套锅炉给水泵应尽量优先选用汽动给水泵。     

发电厂给水泵节能综述

发电厂给水泵节能综述赵旺初１前言火电厂锅炉给水泵的耗电量占机组发电量的２％～３％，是厂用电的大户之一。目前尚有大量的锅炉给水泵待改造。为了少走弯路，达到最佳效果，在此介绍一些经验并就改造中出现的问题提供解决的办法。２节能改造后仍为定速离心泵许多电厂的...     

给水泵汽轮机现场启动调试

1概述给水泵汽轮机是300MW机组锅炉给水系统中重要设备，它拖动给水泵向锅炉提供足够的水，满足300MW机组运行要求。随着我厂引进300MW机组生产能力的进一步提高，每年出厂的机组逐年增加，投入运行的电厂增多，而决定机组能否优质优量地投入运行，关键取决于现场启动调试。每台机组从订货到设计，从设计到制造，从制造到安装，最后一环就是启动调试工作。认真做好启动调试工作，保证设备完好无损，保障整个机组顺利启动。同时，它还检验整套机组每个部分制造和安装的正确与否，可以说是对机组的最后完善。因此，今后到各电厂启动调试给…     

热电厂给水泵“电动改汽动”节能效益分析

文章通过对热电厂给水泵“电动改汽动”进行节能效益分析，论述了某些200MW以下等级的发电机组，利用小汽轮机驱动给水泵节约了厂用电，降低发电净热耗率，增大主机的出力，降低综合成本煤耗率，使机组的运行经济性得到了明显提高。     

350MW火电机组给水泵不同驱动方式的能量价值分析研究

基于能量价值分析计算方法,阐述了给水泵两种不同驱动方式下输出净功率、供电煤耗率、综合煤耗率的3种计算方法,并根据华能东方电厂350 MW机组在日常调峰范围内不同运行方式下的参数,应用3种方法进行了定量分析计算,得出对于调峰负荷在50％ ～ 100％情况下的350MW新建火电机组,采用汽动给水泵方式具有更好的经济效益,给同类型机组给水泵驱动方式的选取提供了借鉴依据.     

基于电锅炉的火电机组灵活性改造技术研究

为有效解决东北电力产能过剩,促进风电、核电等清洁能源消纳问题,提升燃煤供热机组的灵活性,针对东北地区某热电厂,通过对热电解耦时间、电锅炉型式以及不同电锅炉容量配置对机组实际发电负荷的影响等灵活性改造关键技术进行研究,确定了最佳电锅炉容量,提出了电锅炉装设方案,并对改造前后机组的调峰能力和性能指标进行对比分析。研究表明:随着电锅炉容量增长,抵减电锅炉用电后机组实际发电负荷率显著降低,提升火电机组灵活性改造后,电厂调峰能力显著提升,考虑以全厂172 MW发电负荷运行,电厂调峰能力在采暖初末期增加了368 MW,采暖中期增加了528 MW;全厂供热标煤耗由39.7 kg/GJ降低至34.3 kg/GJ,降低了5.4 kg/GJ;经济效益显著,扣除电锅炉用电成本后1个采暖季的调峰辅助服务补贴收益为1.47亿元;同时,电锅炉投运后可实现电厂的上网电量接近零,为清洁能源就地消纳做出贡献。     

Thermoeconomic analysis of a power/water cogeneration plant

Cogeneration plants for simultaneous production of water and electricity are widely used in the Arabian Gulf region. They have proven to be more thermodynamically efficient and economically feasible than single purpose power generation and water production plants. Yet, there is no standard or universally applied methodology for determining unit cost of electric power generation and desalinated water production by dual purpose plants.A comprehensive literature survey to critically assess and evaluate different methods for cost application in power/water cogeneration plants is reported in this paper. Based on this analysis, an in-depth thermoeconomic study is carried out on a selected power/water cogeneration plant that employs a regenerative Rankine cycle. The system incorporates a boiler, back pressure turbine (supplying steam to two MSF distillers), a deaerator and two feed water heaters. The turbine generation is rated at 118 MW, while MSF distiller is rated at 7.7 MIGD at a top brine temperature of 105 °C. An appropriate costing procedure based on the available energy accounting method which divides benefits of the cogeneration configuration equitably between electricity generation and water production is used to determine the unit costs of electricity and water. Capital charges of common equipment such as the boiler, deaerator and feed water heaters as well as boiler fuel costs are distributed between power generated and desalinated water according to available energy consumption of the major subsystems. A detailed sensitivity analysis was performed to examine the impact of the variation of fuel cost, load and availability factors in addition to capital recovery factor on electricity and water production costs.     

大容量超临界直流锅炉锅内过程全工况实时仿真数学模型及动态特性

在分析苏制500MW超临界压力直流锅炉结构和特性的基础上，从设备的工作机理出发，以质量、能量、动量守恒定律为依据，建立了适用于超临界压力直流锅炉的水冷壁、过热器、点火分离器等设备的全工况算法。并采用模块化的建模技术，在华北电力大学仿真与控制研究所研制的STAR—90仿真平台上建立了苏制500MW超临界压力直流锅炉锅内过程的全工况的实时仿真数学模型。该模型能够准确地模拟实际机组的启、停过程和可能发生的故障。进行了给水量扰动、功率扰动和燃料量扰动的动态实验。实验结果表明：所建立的苏制500MW超临界压力直流锅炉全工况的实时仿真数学模型具有良好的动态特性。图5表4参6     

锅炉给水泵优化运行的探讨

对电厂锅炉给水泵优化运行进行分析比较,建立一套优化运行系统,用以指导给水泵运行,从而达到降低厂用电量的目的。     

600MW等级直接空冷机组的电动给水泵配置分析

给水泵是发电厂重要辅机之一,对电厂安全、稳定和经济运行起着非常重要的作用。文中分析了空冷机组的设计运行条件,推荐600MW等级直接空冷机组主给水泵组采用3×35%最大给水容量电动调速给水泵组。     

关于空冷机组容量、参数选择的若干意见

将结合我国国情、电网调度、气象条件、给水泵匹配等方面,对目前我国空冷发电厂的机组容量、参数选择的若干有关外部影响条件及机炉容量匹配等进行分析,并提出相应的建议。     

余热锅炉汽包壁温差控制策略

阐述燃气-蒸汽联合循环启停操作过程中汽包壁温差大的现象，从余热锅炉汽包结构特点和启停过程 传热特性入手，详 热锅炉汽包 的原因，找到热锅炉负荷 汽包 大的 影 响因素。 运 优化操作包括 热锅炉汽包 、改汽包升温升 率、加快热锅炉 ， 停 汽包上、下 大，对于优化余热锅炉启停操 制汽包上、下.差 的燃气 电厂有借鉴 。     

抽凝机组耦合热电转换辅助调峰系统参数设计

  目的  为适应新能源电力并网需求,原有抽凝热电联产机组深度调峰供热改造已为重要途径之一。现有包括电热泵和电锅炉在内的热电转换装置为辅助火电机组调峰提供了潜在途径。  方法  以350 MW抽凝机组为例,建立了以热电转换装置辅助调峰参数优化模型,重点分析了热电转换设备参数对深度调峰性能的影响;其次,分别对比了电热泵和蓄热电锅炉两种典型热电转换系统在不同装置容量、不同放热速率下的调峰深度;最后,介绍了300 MW燃煤机组的煤耗率与污染物排放水平,指出本系统的节能效益,并给出热电转换装置的最优参数。  结果  结果显示:当电热泵的热功率为100 MW、放热速率与热功率相匹配也为100 MW时,机组的调峰深度达到最大值,为73 MW左右;当蓄热式电锅炉的电功率为45 MW、放热速率为100 MW时,机组的调峰深度达到最大值,为70.05 MW。蓄热式电锅炉的储热量在24 h中内略有增加,净储热量的数值为967.5 kWh。  结论  功率和放热速率是衡量热电转换装置辅助机组调峰能力的重要参数,且二者之间要有一定程度上的匹配性,针对不同情景灵活匹配热电转换装置的类型与参数可大幅提升机组的调峰深度。     

高压加热器的滑参数启动方式

滑参数启动高加可取得更好的安全经济性,但在许多中小型电厂,自投产后高加一直采用定参数启动。本文详细介绍了高加滑参数启动的操作步骤和要点,为需要改进的机组提供参考。