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1 绪论1.1 课题研究背景及意义我国的煤炭消耗量在世界上名列前茅，并且我们知道一次能源的主要消耗就是煤炭的消耗，而在电力行业中煤炭又作为主要的消耗品。
根据统计，在2010年的时候，全国的煤炭在一次能源消费和生产的结构中，占有率达到了71.0%和75.9%，从全球范围来看，煤炭在一次能源的消费和生产结构中达到了48.5%和47.9%。
根据权威机构的预测，到了2020年，我国一次能源的消费结构中，煤炭占有率约为55%，煤炭的消费量将达到38亿吨以上；到了2050年，煤炭在一次能源消费的结构中占有率仍有50%左右。
由此看来，煤炭消耗量还是最主要的能源消耗[1]。
电力生产这块来看，在2011年，我国整体的用电量达到46819亿千瓦时，比2010年增长了11.79%.在这中间，火力发电的发电量达到了38900亿千瓦时，比2010年增长了14.10%，整个火力发电量占据全国发电量的82.45%，对比2010年增长了1.73个百分点，这说明电力行业的主要生产来自于火力发电，是电力生产的主要提供[2]。
自改革开放以来，国家大力发展电力工业中的火力发电，每年的装机发电量以每年8各百分点飞速增长[3]。
飞速发展的中国经济使得电力需求急剧上升，这也带来相应的高能耗，据统计，全国2002年到2009年的火力发电装机容量从2.648×108kW几乎翻2.5倍的增长为到了6.52×108kW，煤耗的消耗量增加了13亿吨。
预计到2020年，火电装机的容量还会增长到11.32×108kW，需要的煤耗量预计为38亿吨多，估计占有量会达到届时总煤碳量的55%[4],[5]。
随着发展的需要，大功率和高参数的机组对能耗的能量使用率会大大提升，这样对于提高火力发电燃煤机组的效率有着很重要的发展方向。
2011年，全国600兆瓦级别以上的火力发电厂消耗的标准煤是329克/千瓦时，比2010年降低了约有4克/千瓦时，在2012年时，消耗的标准煤降低了3克/千瓦时达到了326克/千瓦时，但是在发达国家，美、日等技术成熟国家的600兆瓦级别以上的火力发电厂消耗的标准煤仅仅约为每千瓦时300克上下，可以从中看出和我国的差距还是很大的。
660MW超临界锅炉暖风器疏水系统节能优化呼博郝春元谷军生(河北国华定洲发电有限责任公司，河北定州 073000)摘要：本文讨论了锅炉暖风器水侧和汽侧调节的优劣，同时介绍了对暖风器疏水系统的设计优化，将暖风器的疏水改造为回收至凝汽器，在设计和应用上使暖风器疏水的回收利用更趋于合理，从而达到节能降耗、提高电厂经济效益的目的。
关键词：暖风器疏水设计优化1 概述电站锅炉暖风器一般是在我国北方电厂普遍使用，运行方式基本是冬季投运，夏季解列。
目前国内电站锅炉使用的暖风器大多是利用蒸汽作为热源来加热空气，目的是提高锅炉空气预热器一、二次风的进风温度，避免空气预热器冷端换热元件发生低温腐蚀，防止换热元件表面因积灰、结垢，造成空预器堵灰，导致烟风系统阻力的增加。
在实际运行中暖风器及其疏水系统存在着较多的问题，对电厂的节能减排、设备投入率以及补给水率等指标有一定影响。
特别是疏水系统，一旦出现故障，大量疏水无法回收，造成除盐水和热量的很大浪费。
同时疏水系统的问题还可能引起由于疏水不畅导致汽水共存，出现暖风器内部水击撞管产生机械振动及腐蚀，从而发生暖风器开裂、泄漏等事故。
定洲电厂一期暖风器系统调节方式是利用蒸汽侧进行控制调节，疏水方式选择了高压疏水，即通过疏水泵将暖风器疏水回收至除氧器。
二期工程是利用控制疏水进行调节，疏水方式选择了低压疏水，即直排至凝汽器热井。
本文将针对定洲电厂一期暖风器系统在实际运行过程中的经验教训进行总结分析，在二期工程中对暖风器及其疏水系统的优化改造前后效果的对比，为电厂节能减排工作，提高电厂经济效益做出了有益的尝试。
2 暖风器主要技术参数2.1 用汽参数暖风器由辅助蒸汽供汽，额定压力：1.037 MPa，工作温度378.4 ℃；最大压力：1.173 MPa，工作温度378.4℃。
2.2 风温控制要求为防止空气预热器冷端低温腐蚀，要求控制空气预热器冷端综合温度（即烟气出口温度+空气入口温度）在任何工况下等于148±2 ℃。
某660MW超超临界纯凝火电机组供热改造方案探讨摘要：本文以某工业园区附近已建成的660MW超超临界凝汽式机组为分析对象，对压力匹配器供热改造方案和低温再热蒸汽减温减压供热改造方案进行了技术经济对比。
计算结果表明，在机组拟定的运行模式和现有热负荷情况下，压力匹配器供热方案相比减温减压供热方案年平均发电标煤耗可降低0.033g/kWh，每年可节省标煤约195t，折合运行费用19.4万元，运行一年即可回收压力匹配器与减温减压装置之间的差价，因此推荐采用压力匹配器供热改造方案。
关键词：超超超临界机组供热改造技术经济比较年平均发电标煤耗城市集中供热是城市重要基础设施之一，是节约能源、减少环境污染的重要措施。
热电联产集中供热具有能源综合利用效率高、节能环保等优势，是典型的资源节约、环境友好型的能源生产方式和消费模式，近年来一直备受青睐。
与分散型供热相比，热电联产集中供热优势显著，不仅热效率高、供热成本低、经济效益明显，而且配备完善的烟气后处理系统，污染物排放浓度低，有利于改善大气环境质量。
1某电厂供热改造背景某电厂位于某工业园区附近，已建成2台660MW超超临界凝汽式汽轮发电机组，汽轮机为超超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、凝汽式机组；锅炉为超超临界参数变压直流炉、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构П型锅炉。
该工业园区热用户有较稳定的热负荷，目前均采用自备燃煤或燃生物质锅炉供热。
为满足节能减排及当地环保要求，拟通过对该660MW机组进行供热改造，以实现对工业园区热用户集中供热的目标。
根据工业园区热负荷实际调查情况，工业园区热用户近期工业热负荷约23.75万吨/年，热负荷折算到电厂侧蒸汽参数为1.2MPa.a、270℃，年供热小时数为7920h。
2供热方案分析2.1供热方案根据该电厂机组热平衡图，本工程机组各工况下蒸汽参数如表2.1-1所示：表2.1-1某电厂660MW超超临界机组蒸汽参数由上表中机组各工况下蒸汽参数及热负荷需求，本次供热改造可采用如下两个方案：方案一：采用低温再热蒸汽引射四段抽汽的压力匹配器供汽；方案二：采用低温再热蒸汽减温减压后供汽[1]。
1DEH温度准则(1)X准则一方面，为了提高机组的经济性，应尽可能快的启动；另一方面，蒸汽参数及汽轮机热应力必须保持在规定值内，以延长汽轮机使用寿命。
运行状态改变时，进入汽轮机的蒸汽参数及传热量也会相应改变。
温差可以线性地反映热应力的大小，因此汽轮机热应力计算主要依据汽轮机不同部位的温差；为了限制汽轮机的热应力，西门子采用了可调整的温度准则——X 准则和汽轮机应力评估TSE。
X准则是控制主汽温、主汽压、再热汽温与主汽门、调门、高压外缸中间层温度或高、中压转子平均温度间的允许温差；应力评估TSE是控制主汽门、调门、高压外缸中间层温度或高、中压转子平均温度与表面温度间的允许温差。
X准则判断机组是否能够接受运行方式的改变，并将判断后的结果作为允许条件送到汽轮机启动顺控子组SGC，以决定汽轮机是否能够进行相应的操作。
X准则各功能组作用如下：1)X1准则和X2准则用于判断是否允许打开主汽门对高压调门进行暖阀；2)X4、X5和X6准则用于判断是否允许打开高压调门并冲转至360r/mim进行低速暖机；3)X7A和X7B准则用于判断在360 r/mim时汽轮机暖机程度是否合适、是否允许继续升速至3000r/mim；4)X8准则用于判断在3000r/mim时汽轮机暖机程度是否合适、是否允许汽轮机并网。
X1准则是在冷态启动时使主蒸汽温度高于汽轮机阀体温度，避免汽轮机阀体被主蒸汽冷却。
即在打开汽轮机主汽门对高压调门暖阀时，主蒸汽温度要比高压调门阀体温度高一定值。
而在极热态启动时,允许主蒸汽温度低于主调门阀体温度。
X1准则为：X1=实际主汽温度－允许开启高压主汽门时最低主汽温度θMS>=0式中：◆实际主汽温度为从A、B侧主蒸汽管道蒸汽温度4 个测点（LBA11CT002A 高压旁路前主汽温度、LBA12CT002A 高压旁路前主汽温度、LBA11CT007A 主汽门1 前主汽温度、LBA12CT007A 主汽门2 前主汽温度）选小值得出；◆允许打开高压主汽门时最低主汽温θMS为从A\B侧高压调门阀体中间温度（MAA12CT022A 高调门阀壁平均温度）选大值θmCV，并依据X1准则图对应得出。
1 绪论1.1 课题研究背景及意义我国的煤炭消耗量在世界上名列前茅，并且我们知道一次能源的主要消耗就是煤炭的消耗，而在电力行业中煤炭又作为主要的消耗品。
根据统计，在2010年的时候，全国的煤炭在一次能源消费和生产的结构中，占有率达到了71.0%和75.9%，从全球范围来看，煤炭在一次能源的消费和生产结构中达到了48.5%和47.9%。
根据权威机构的预测，到了2020年，我国一次能源的消费结构中，煤炭占有率约为55%，煤炭的消费量将达到38亿吨以上；到了2050年，煤炭在一次能源消费的结构中占有率仍有50%左右。
由此看来，煤炭消耗量还是最主要的能源消耗[1]。
电力生产这块来看，在2011年，我国整体的用电量达到46819亿千瓦时，比2010年增长了11.79%.在这中间，火力发电的发电量达到了38900亿千瓦时，比2010年增长了14.10%，整个火力发电量占据全国发电量的82.45%，对比2010年增长了1.73个百分点，这说明电力行业的主要生产来自于火力发电，是电力生产的主要提供[2]。
自改革开放以来，国家大力发展电力工业中的火力发电，每年的装机发电量以每年8各百分点飞速增长[3]。
飞速发展的中国经济使得电力需求急剧上升，这也带来相应的高能耗，据统计，全国2002年到2009年的火力发电装机容量从2.648×108kW几乎翻2.5倍的增长为到了6.52×108kW，煤耗的消耗量增加了13亿吨。
预计到2020年，火电装机的容量还会增长到11.32×108kW，需要的煤耗量预计为38亿吨多，估计占有量会达到届时总煤碳量的55%[4],[5]。
随着发展的需要，大功率和高参数的机组对能耗的能量使用率会大大提升，这样对于提高火力发电燃煤机组的效率有着很重要的发展方向。
2011年，全国600兆瓦级别以上的火力发电厂消耗的标准煤是329克/千瓦时，比2010年降低了约有4克/千瓦时，在2012年时，消耗的标准煤降低了3克/千瓦时达到了326克/千瓦时，但是在发达国家，美、日等技术成熟国家的600兆瓦级别以上的火力发电厂消耗的标准煤仅仅约为每千瓦时300克上下，可以从中看出和我国的差距还是很大的。
660MW超超临界机组直流锅炉烟气高效利用设计优化蔡龙挥发表时间：2019-03-26T11:53:38.060Z 来源：《电力设备》2018年第30期作者：蔡龙挥[导读] 摘要：本文在研究中以660MW超超临界机组为核心，列举真实案例，对660MW超超临界机组直流锅炉进行优化设计，提高直流锅炉烟气的利用效率，降低热量损失和烟气排放量，实现最大经济效益，并为相关研究人员提供一定的借鉴和帮助。
（国电福州发电有限公司福建福州 350001）摘要：本文在研究中以660MW超超临界机组为核心，列举真实案例，对660MW超超临界机组直流锅炉进行优化设计，提高直流锅炉烟气的利用效率，降低热量损失和烟气排放量，实现最大经济效益，并为相关研究人员提供一定的借鉴和帮助。
关键词：660MW超超临界机组；直流锅炉；烟气排放；优化设计在660MW超超临界机组运行中，直流锅炉排烟损失较大，占据着锅炉热损失中的较大比例，即为燃料热量的8%左右，而如何有效控制排烟损失就是实现直流锅炉热效率最大化的关键。
从电力企业可持续发展的角度上看，由于燃煤机组的容量大、参数高，不仅要控制发电耗煤程度，还要加强系统优化设计工作，实现660MW超超临界机组直流锅炉的超低排放。
对此，本文深入分析660MW超超临界机组直流锅炉的运行现状，根据运行需求和工作现状，对660MW超超临界机组直流锅炉进行二次改造，将两级低温省煤器替换成以及前置式烟气换热器，提高烟气热量的利用率，降低烟气排放，进而提高系统的运行效率。
在这样的环境背景下，探究660MW超超临界机组直流锅炉烟气高效利用设计优化具有非常重要的现实意义。
一、660MW超超临界机组直流锅炉运行现状某发电厂采用煤电一体化供应方式，拥有两台660MW超超临界机组，分别处于1000kv特高压交流输电工程项目中，机组运行中配以SCR脱硝设施与石灰石湿法脱硫设施，其中除尘系统以双室五电场高效静电除尘器为主。
