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火电厂节能技术方法

时间:2017-06-20 15:21:20 能源审计师 我要投稿

火电厂节能技术方法

  节能是我国可持续发展的一项长远发展战略,是我国的`基本国策。下面小编为大家分享火电厂节能技术方法,欢迎大家阅读浏览。

  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,节能提效效果显著。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。