火电厂一体化节能技术集成应用及新技术概要1.ppt

到2020年，通过对现役燃煤机组节能改造，结合一批高效超超临界及二次再热机组的投运、 一批凝汽式机组改造为供热式机组、 淘汰一批300MW以下中小容量机组 ， 燃煤机组供电煤耗可达到310g/kWh以下，实现行动计划目标，为世界燃煤电厂创出一条新路。 总 结 谢 谢! 追求卓越 求实创新 规范诚信 以人为本 Thank you very much for your attention! * 定流量下，通流改造后汽轮机出力增加约1.8万kW，真空改善，进一步增加出力约2300kW 定流量下，电泵改汽泵约使出力下降约1.46万kW，由于凝汽器热负荷增加使真空恶化约1.14kPa，使出力下降约2700kW； 低压省煤器改造后，出力增加约7200kW，由于凝汽器热负荷增加使真空恶化约1.14kPa，使出力下降约5000kW； * 2号机组进行管道优化改造后，年厂用电率降低约0.05个百分点。 * * * * （2）某电厂330MW湿冷机组典型的热泵供热系统图 5、热泵供热技术 烟气余热综合利用系统是将烟气余热用于加热凝结水、一、二次风、热网循环水或脱硫塔后烟气等，具有节能或环保效果，主要有以下系统： 常规低压省煤器系统 低压省煤器与五（六）抽供暖风器系统 低压省煤器与凝结水供暖风器联合系统 低压省煤器与烟气余热供暖风器联合系统 两级低压省煤器与五（六）抽供暖风器系统 两级低压省煤器与凝结水供暖风器联合系统 两级低压省煤器与烟气余热供暖风器联合系统 低压省煤器与供热联合系统 MGGH系统 MGGH与暖风器联合系统 6、烟气余热综合利用系统 （1）国电福州两级低压省煤器与烟气余热供暖风器系统 6、烟气余热综合利用系统 为了提高烟气抬升高度，降低烟气污染物落地浓度，同时，减轻烟囱腐蚀，在除尘器前设置烟气冷却器，脱硫塔后设置烟气加热器，烟气冷却器吸收的烟气余热用来加热脱硫后的烟气。 （2）MGGH系统 6、烟气余热综合利用系统 7、亚临界机组改造 （1）亚临界机组有限提升温度（5 ℃ ～10 ℃） 主蒸汽管道、再热蒸汽管道校核计算，保证主蒸汽管道、再热蒸汽管道强度符合要求 根据各工况下锅炉受热面实际壁温与限值，确定锅炉管壁不超温，岳阳300MW机组实施该方案 （2）亚临界机组温度提高到超临界机组的温度（538℃/566℃) 主蒸汽管道、再热蒸汽管道校核计算，根据计算结果确定更换范围 锅炉热力性能校核计算，确定过热器、再热器受热面材料局部更换、受热面改造等 大唐托克托600MW机组更换过热器部分材料、更换再热蒸汽管道、更换主蒸汽管道弯头、管件 （3）亚临界机组改为超临界机组 更换给水泵、给水管道、 锅炉水冷壁、主蒸汽管道、再热蒸汽管道，过热器、再热器受热面改造（更换材料、增加受热面）、高压加热器改造 亚临界机组改为超临界机组（压力、温度同时提升）无改造案例，初步测算，某600MW亚临界机组投资2亿以上，发电煤耗降低6~7g/kWh，静态投资回收期30年以上。 8、亚临界机组跨代升级改造方案 北仑方案主要特点： 增加超高压缸、一台零号高压加热器、一台背压式汽轮机（Best汽轮机），超高压缸与背压汽轮机同轴，实为双轴机组 超高压缸排汽分为3路，1路进锅炉、1路进零号高压加热器、1路进背压式汽轮机 采用二次再热，主蒸汽温度为600℃，一次再热蒸汽温度566 ℃ ，二次再热蒸汽温度538 ℃ 背压式汽轮机设3个抽汽口分别供原1号、2号、3号高加抽汽，排汽进入除氧器 机组功率由600MW提高到800MW 机组供电煤耗降低43g/kWh，投资16亿元 热工院跨代升级改造方案： 热工院提出了新的跨代升级方案，机组功率由600MW提高到700MW，增加超高压缸，增加一台高压加热器，采用一次再热，锅炉受热面局部改造，去掉亚临界汽轮机调节级，原高压加热器不动。投资约9亿元，供电煤耗降低38g/kWh。 9、Best汽轮机 对于超超临界机组或超超临界二次再热机组，设置一台背压式汽轮机，利用高压缸部分排汽或超高压缸部分排汽驱动背压式汽轮机，并在背压式汽轮机设置多个抽汽口，抽汽用于加热高压加热器，上海电气给出了多个Best机配置方案： （1）大机与背压汽轮机同轴方案（适合新建机组） 9、Best汽轮机 （2）增加前置机，且前置机与背压汽轮机同轴（亚临界机组改造，北仑方案） （3）背压汽轮机驱动给水泵，带回热抽汽，不带厂用电 9、Best汽轮机 （4）背压汽轮机驱动给水泵，带回热抽汽，并带厂用电 9、Best汽轮机 采用背压式汽轮机的主要特点： 采用背压式汽轮机各级段抽汽温度低，高压加热器传热温差小，可提高机组经济性。 大机不设抽汽口，抽汽对通流部分的扰动小，大