技术 2016-08-11 14:37:00 风电网
燃煤电厂主要节能技术汇总如下: 1、提高蒸汽参数 常规超临界机组汽轮机典型参数为24.2MPa/566℃/566℃,常规超超临界机组典型参数为25-26.25MPa/600℃/600℃。提高汽轮机进汽参数可直接提高机组效率,综合经济性、安全性与工程实际应用情况,主蒸汽压力提高至27-28MPa,主蒸汽温度受主蒸汽压力提高与材料制约一般维持在600℃,热再热蒸汽温度提高至610℃或620℃,可进一步提高机组效率
燃煤电厂主要节能技术汇总如下:
1、提高蒸汽参数
常规超临界机组汽轮机典型参数为24.2MPa/566℃/566℃,常规超超临界机组典型参数为25-26.25MPa/600℃/600℃。提高汽轮机进汽参数可直接提高机组效率,综合经济性、安全性与工程实际应用情况,主蒸汽压力提高至27-28MPa,主蒸汽温度受主蒸汽压力提高与材料制约一般维持在600℃,热再热蒸汽温度提高至610℃或620℃,可进一步提高机组效率。主蒸汽压力大于27MPa时,每提高1MPa进汽压力,降低汽机热耗0.1%左右。热再热蒸汽温度每提高10℃,可降低热耗0.15%。预计相比常规超超临界机组可降低供电煤耗1.5~2.5克/千瓦时。技术较成熟。
适用于66、100万千瓦超超临界机组设计优化。
2、二次再热
在常规一次再热的基础上,汽轮机排汽二次进入锅炉进行再热。汽轮机增加超高压缸,超高压缸排汽为冷一次再热,其经过锅炉一次再热器加热后进入高压缸,高压缸排汽为冷二次再热,其经过锅炉二次再热器加热后进入中压缸。比一次再热机组热效率高出2%~3%,可降低供电煤耗8~10克/千瓦时技术较成熟。
美国、德国、日本、丹麦等国家部分30万千瓦以上机组已有应用。国内有100万千瓦二次再热技术示范工程。
3、管道系统优化
通过适当增大管径、减少弯头、尽量采用弯管和斜三通等低阻力连接件等措施,降低主蒸汽、再热、给水等管道阻力。机组热效率提高0.1%~0.2%,可降低供电煤耗0.3~0.6克/千瓦时。技术成熟。
适于各级容量机组。
4、外置蒸汽冷却器
超超临界机组高加抽汽由于抽汽温度高,往往具有较大过热度,通过设置独立外置蒸汽冷却器,充分利用抽汽过热焓,提高回热系统热效率。预计可降低供电煤耗约0.5克/千瓦时。技术较成熟。
适用于66、100万千瓦超超临界机组。
5、低温省煤器
在除尘器入口或脱硫塔入口设置1级或2级串联低温省煤器,采用温度范围合适的部分凝结水回收烟气余热,降低烟气温度从而降低体积流量,提高机组热效率,降低引风机电耗。预计可降低供电煤耗1.4~1.8克/千瓦时技术成熟。
适用于30~100万千瓦各类型机组。
6、700℃超超临界
在新的镍基耐高温材料研发成功后,蒸汽参数可提高至700℃,大幅提高机组热效率供电煤耗预计可达到246克/千瓦时。技术研发阶段。
7、汽轮机通流部分改造
对于13.5、20万千瓦汽轮机和2000年前投运的30和60万千瓦亚临界汽轮机,通流效率低,热耗高。采用全三维技术优化设计汽轮机通流部分,采用新型高效叶片和新型汽封技术改造汽轮机,节能提效效果明显。预计可降低供电煤耗10~20g/kWh。技术成熟。
适用于13.5~60万千瓦各类型机组。
8、汽轮机间隙调整及汽封改造
部分汽轮机普遍存在汽缸运行效率较低、高压缸效率随运行时间增加不断下降的问题,主要原因是汽轮机通流部分不完善、汽封间隙大、汽轮机内缸接合面漏汽严重、存在级间漏汽和蒸汽短路现象。通过汽轮机本体技术改造,提高运行缸效率,节能提效效果显着。预计可降低供电煤耗2~4g/kWh。技术成熟。
适用于30~60万千瓦各类型机组。
9、汽机主汽滤网结构型式优化研究
为减少主再热蒸汽固体颗粒和异物对汽轮机通流部分的损伤,主再热蒸汽阀门均装有滤网。常见滤网孔径均为φ7,已开有倒角。但滤网结构及孔径大小需进一步研究。可减少蒸汽压降和热耗,暂无降低供电煤耗估算值。技术成熟。
适于各级容量机组。
10、锅炉排烟余热回收利用
在空预器之后、脱硫塔之前烟道的合适位置通过加装烟气冷却器,用来加热凝结水、锅炉送风或城市热网低温回水,回收部分热量,从而达到节能提效、节水效果。采用低压省煤器技术,若排烟温度降低30℃,机组供电煤耗可降低1.8g/kWh,脱硫系统耗水量减少70%。技术成熟。
适用于排烟温度比设计值偏高20℃以上的机组。
11、锅炉本体受热面及风机改造
锅炉普遍存在排烟温度高、风机耗电高,通过改造,可降低排烟温度和风机电耗。具体措施包括:一次风机、引风机、增压风机叶轮改造或变频改造;锅炉受热面或省煤器改造。
预计可降低煤耗1.0~2.0g/kWh。技术成熟。
适用于30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。
12、锅炉运行优化调整
电厂实际燃用煤种与设计煤种差异较大时,对锅炉燃烧造成很大影响。开展锅炉燃烧及制粉系统优化试验,确定合理的风量、风粉比、煤粉细度等,有利于电厂优化运行。预计可降低供电煤耗0.5~1.5g/kWh。技术成熟。
现役各级容量机组可普遍采用。
13、电除尘器改造及运行优化
根据典型煤种,选取不同负荷,结合吹灰情况等,在保证烟尘排放浓度达标的情况下,试验确定最佳的供电控制方式(除尘器耗电率最小)及相应的控制参数。通过电除尘器节电改造及运行优化调整,节电效果明显。预计可降低供电煤耗约2~3g/kWh。技术成熟。
适用于现役30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。
14、热力及疏水系统改进
改进热力及疏水系统,可简化热力系统,减少阀门数量,治理阀门泄漏,取得良好节能提效效果。预计可降低供电煤耗2~3g/kWh。技术成熟。
适用于各级容量机组。
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