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锅炉机组掺烧越南煤、南非煤的分析结果第一阶段：6月28日~7月3日，两台炉按照20％的越南煤和云南羊尾哨煤、80％其他混煤的比例参烧；第二阶段：7月11日~7月21日，两台炉按照南非煤1/6，越南煤2/6,其他混煤3/6的比例掺烧;现将两个阶段的参烧平均指标对比分析如下：分析方案一：按实际统计原煤耗量计算1.第一阶段掺烧比例：20%（越南煤、羊尾哨煤），80%其他混煤。
（2011.6.28~2011.7.3）机组负荷375MW。
两台炉平均一天耗原煤量：220×24=5280t按燃料部提供燃煤价格计算一天的燃料成本WW=5280×20%×[(734.47+673.47)/2]+5280×80%×755.3=743392.32+3190387.2=3933779.52（元）一天的发电量为Y=375×1000×24=9000000（kw.h）每发1 kw.h的成本为：W/Y=3933779.52÷9000000=0.437元/ kw.h2.第二阶段掺烧比例：南非煤1/6，越南煤2/6，其他混煤3/6。
（2011.7.11 ~2011.7.21）机组负荷389MW。
两台炉平均一天耗煤量：196.9×24=4725.6 t按燃料部提供燃煤价格计算一天的燃料成本WW=（4725.6×1/6×1100）+（4725.6×2/6×734.47）+（4725.6×3/6×755.3）=866360+1156937.144+1784622.84=3807919.984（元）一天的发电量为Y=389×1000×24=9336000（kw.h）每发1 kw.h的成本为：W/Y=3807919.984÷9336000=0.408元/ kw.h结论：掺烧1/6南非煤后，每发1 kw.h，节约成本为：0.437—0.408=0.029元/kw.h。
燃煤掺烧试验总结一、试验目的通过试验，掌握各煤种在不同负荷、不同掺烧比例及燃烧调整情况下的结焦特性、燃尽性能，为燃料采购及锅炉燃烧调整提供依据。
二、试验前的煤质及设备现状1、煤质情况（1）入炉煤在灰熔点、水分等指标上严重偏离设计煤种，致使锅炉结焦严重，甚至发生#2炉被迫停运的事故。
（2）入厂煤矿点多、各矿点煤质相差较大，与露天煤掺烧，使入炉煤煤质变化大、无法准确区分各矿点煤质的优劣。
2、设备情况（1）#1(A层未调整）、2炉切圆调整后，水冷壁结焦情况比去年同期明显减轻，但屏过及遮焰角部分结焦情况并没有得到改善，#2炉停炉后，屏过处仍有大块结焦。
（2）由于只有前、后墙设有看火孔，受安装位置限制，只能观察到左右水冷壁、喷燃器附近有限面积、前屏部分区域结焦情况，其它部位的结焦无法直接观察，因此必须根据炉膛出口烟温、减温水流量以及捞渣机落焦情况综合判断炉膛结焦状况。
三、试验前的准备工作为保证试验安全进行，根据以往调整经验，吸取#2炉被迫停运的教训、结合现场实际，制定了以下措施：1、成立了掺烧试验小组、制定了掺烧试验措施2、与物资公司协商确定了掺烧矿点顺序表3、燃料专业制定了确保掺配比例稳定的措施4、对掺烧煤种进行了灰熔点及灰成分化验，并对其结焦特性进行了分析，作为试验开始的调整依据。
试验用煤结焦特性对照表注：RT=(T2+4T1)/5RT<1149℃易结焦1149<RT<1343℃中度结焦RT>1343℃不结焦SiO2%= SiO2/( SiO2+ Fe2O3+CaO+MgO)*100% 50%--64% 严重结焦65%--72% 中度结焦73%--80% 不结焦四、各煤种掺烧情况1、陈兴远+准东混煤时间7月7日—7月12日掺烧比例5：5陈兴远的软化温度为1210℃，按灰熔点属于中度结焦煤种，按灰成分计算属于不结焦煤种。
试验开始采取平均配风，试验期间，炉膛无结焦现象，其中#1炉炉膛出口最高温度为825℃（蒸发量424.6t/h)，一、二级减温水调门开度在50%以下；#2炉炉膛出口最高温度为815℃（蒸发量431t/h)，一、二级减温水调门开度在50%以下，飞灰及炉渣可燃物呈上升趋势。
电站煤粉锅炉大比例掺烧热解半焦关键技术及应用
电站煤粉锅炉大比例掺烧热解半焦关键技术及应用是国家重点研发计划项目“超低挥发分碳基燃料清洁燃烧关键技术”的第四课题。
这项技术由陕煤集团陕西长安电力有限公司联合西安热工研究院有限公司、西安交通大学及长安石门发电有限公司共同完成。
该项科技成果系统全面地研究了热解半焦及其与典型煤种掺混后的制粉特性、燃烧特性、污染物排放特性等，奠定了电站煤粉锅炉大比例掺烧热解半焦技术的研究基础。
提出了适用于热解半焦和烟煤混燃的空气多点适度逐级匹配、燃料分区燃烧、粒径优化匹配及炉膛关键特性参数耦合的安全稳定低NOx
燃烧方案，开发了大比例掺烧热解半焦的低NOx燃烧关键技术，实现了热
解半焦在电站煤粉锅炉上的清洁高效燃烧，解决了此类燃料在现役电站煤粉锅炉上掺烧存在的高氮氧化物排放及难着火与燃尽等难题。
此外，该项目历时4年，开发的电站煤粉锅炉大比例掺烧热解半焦的低
NOx高效燃烧关键技术，已分别在长安石门电厂300MW和京能宁东电厂660MW等级机组上实现了掺烧超低挥发分半焦比例50%以上、气化残炭1%以上，解决了大规模消纳煤化工副产品半焦的清洁高效利用难题。
该项技术有力地促进了超低挥发分碳基燃料在电站动力用煤领域的应用，实现了低阶煤通过热解和燃烧技术耦合后的高附加值转化以及高效清洁发电，对提升我国煤炭资源的利用深度，促进煤化工与火力发电深度耦合具有重要意义。
同时，对有效释放超低挥发分碳基燃料产能规模，推动煤化工产业链发展、推动我国电力工业的科技进步、区域经济的发展和我国能源产业进步具有重大意义。
如需更多电站煤粉锅炉大比例掺烧热解半焦关键技术的信息，建议访问中国科技部官网或查阅相关新闻报道。
火电厂配煤掺烧对安全运行和经济效益的探讨与分析胡良辰崔凯发布时间：2023-07-13T07:25:50.338Z 来源：《小城镇建设》2023年6期作者：胡良辰崔凯[导读] 火电厂是我国主要的能源供应方式之一，而煤炭是火电厂主要的燃料来源。
然而，传统的火电厂燃烧煤炭会产生大量的二氧化碳等有害气体，对环境造成严重的污染。
为了减少对环境的影响，提高燃烧效率和经济效益，火电厂开始采用煤炭掺烧技术。
本论文通过对火电厂配煤掺烧对安全运行和经济效益的探讨与分析，旨在为火电厂的煤炭掺烧技术应用提供参考。
华能沁北发电有点责任公司河南省济源市 459012摘要：火电厂是我国主要的能源供应方式之一，而煤炭是火电厂主要的燃料来源。
然而，传统的火电厂燃烧煤炭会产生大量的二氧化碳等有害气体，对环境造成严重的污染。
为了减少对环境的影响，提高燃烧效率和经济效益，火电厂开始采用煤炭掺烧技术。
本论文通过对火电厂配煤掺烧对安全运行和经济效益的探讨与分析，旨在为火电厂的煤炭掺烧技术应用提供参考。
关键词：火电厂、煤炭、掺烧、安全运行、经济效益引言：随着能源需求的不断增长和环境污染问题的日益严重，火电厂作为我国主要的能源供应方式，面临着诸多挑战。
燃烧煤炭会产生大量的二氧化碳、氮氧化物和颗粒物等有害气体，对大气环境和人体健康造成危害。
为了减少这些有害气体的排放，提高燃烧效率和经济效益，火电厂开始采用煤炭掺烧技术。
一、煤炭掺烧技术的原理与优势煤炭掺烧是指在火电厂燃烧过程中，将不同种类或不同品种的煤炭混合燃烧。
其主要原理是通过掺烧可以调节煤炭的性质，提高燃烧效率和降低排放。
煤炭掺烧技术的优势包括以下几个方面：1.减少污染物排放通过合理的煤炭搭配，火电厂可以降低煤炭的灰分、硫分等含量，减少有害气体的排放。
灰分是煤炭中非燃烧部分的残留物，其高含量会导致颗粒物排放增加，而通过掺烧低灰分煤炭可以减少颗粒物的形成。
硫分是煤炭中的硫元素含量，高含量的煤炭会产生二氧化硫等硫氧化物，通过掺烧低硫分煤炭可以降低硫氧化物的排放。
浅析135MW机组运行的经济性【摘要】随着电力体制改革的不断深化，厂网分开、竞价上网已经实行。
如何在激烈的市场竞争中赢得一席之地，如何充分挖掘人力、系统、设备的潜力，全面提高机组运行的经济性，对我们公司这样的老、小企业来说，更是显得尤为重要。
因此，降低发电成本，提高机组运行的经济性，则是我们企业赖以生存和发展的有效途径之一。
发电厂的各项经济指标表明了发电设备进行能量转换和利用的完善程度。
汽轮机的经济运行就是要做到节约燃料、减少电力消耗，提高发电厂的净效率。
机组的运行经济性很大程度上取决于运行调整的方式、方法和设备系统的完善程度。
在机组正常运行中，除应保证设备检修质量和保持设备良好工作状态外，采取有效的方式、方法进行调度、调整，可以较好地提高机组运行经济性。
一、135MW机组实际运行状况135MW机组在额定工况下，回热系统正常投运时，制造厂保证的经济指标为汽耗2.899kg/kwh，热耗为8118KJ/kwh。
而通过我们测算实际运行中汽耗经常达到3.08kg/kwh，热耗达8974 KJ/kwh。
针对135MW机组运行经济性不高的状况，我们通过对机组正常运行参数及指标的实际值与基准值的偏差比较，得出了一些因素对135MW机组的热耗率、煤耗率的影响程度。
从而努力达到能主动地、分主次地去减少机组可控热损失的目的。
根据现场的实际运行方式，积极开展经济调度，合理安排机组运行方式。
牢固树立"克煤必省、度电必节"的节能意识，切实开展循泵优化运行调整和提高胶球清洗效果等活动，针对机组不同运行工况，积极开展经济分析，为节能降耗、降低生产成本及时调整系统运行方式，保证设备在最佳工况下运行。
二、影响135MW机组运行经济性的原因及解决方法（一）减少凝汽器端差，保证最有利真空。
根据135MW机组真空严密性试验的结果和循环水进出水温差的比较分析，我们认为135MW 机组正常运行中影响端差指标的原因之一是胶球清洗效果不理想。
在当前“厂网分家，竞价上网”的发电形势下，发电厂生产上要求就不仅仅是安全、稳定，更要突出的是“经济”。
提高了发电机组的经济性其意义是相当大的：煤耗降低，减少对环境的污染，发电成本的降低。
因此，本文就135MW火力发电机组运行方面的经济性提高进行探讨和分析。
第一，维持额定蒸汽初参数（压力为13.7MP，温度为535 C）。
因为机组设定的参数就是该机组运行效率最高的工况，所以我们要设法让机组的初参数与额定值相近。
从热力学角度来讲，如果压力不够，则蒸汽膨胀做功能力受到限制；如果蒸汽温度不够则蒸汽的过热度不够，到末几级叶片做功时，蒸汽湿度明显增加，则会对叶片产生水冲击的危害，经济性降低就更不言而喻了。
既然初参数那么重要，锅炉运行又怎么来保证呢？我认为司炉和司水密切联系做到：一是燃烧稳定。
二是减温水的控制得当。
根据我运行实习和仿真机操作的总结，我发现二者有其内在的联系。
那就是：温度的控制就是一个波浪形过程。
所以对应于一个工况，减温水的调节是有一个进程的。
加负荷时，减温水投量要适当增加，而且要看着升温趋势及时增投减温水量；减负荷时，要确保参数不变，则要适当降低减温水量直至全收减温水。
值得补充是，无论滑参数减负荷（或升负荷）时，都是让温度先降低（或升高），才让压力和负荷下降（升高）。
再有，当风量减少，如停制粉系统时减温水也要适当减少才能确保初参数稳定。
最后，事故状态下，调减温水还要及时采取措施防止超温和汽温直泄（跳水），这不仅是机组经济性需要更是确保机组的安全运行。
第二，是维持额定的再热参数。
从热力学角度来讲，再热将高压缸的排汽再一次加热便之达到535 C，令蒸汽在中低缸做功时的过热度得到了保证，不致于发生水冲击，减少湿汽损失。
运行调整原则是先用烟气档板调节，再用微量喷水调节，最后用事故喷水调节。
从实操来看，烟气挡板开了以后，一般都不会再调整。
因其影响到炉膛负压的，而且调节较缓慢。
事故喷水是事故用而且要慎用，所以正常时只用微量喷水调节。
基于西海电厂135MW机组热耗偏高原因分析论文关键字：汽轮机热力试验热耗论文摘要：通过对汽轮机热力试验的介绍，从热力试验目的、任务和规程出发对西海电厂135MW #2机组进行了热力试验。
并得出西海电厂#2机组热耗偏高的原因。
并且对影响机组热耗的原因进行了简单的分析。
1 热力试验简介汽轮机热力试验是对电厂汽轮机及其热力系统所进行的综合性试验，检测并计算汽轮机组的综合经济性指标。
1．1新机投产性能验收试验、机组通流部分重大改造前后试验等。
这类试验在机组完好状态和规定的运行条件下完成，目的是为了校核机组的热耗率、缸效率等指标是否达到制造厂或改造方的保证值。
试验要求准确度较高，试验工作量大，需要的精密仪器较多。
1．2机组定期常规热力试验，如大小修前后试验、定期试验等。
这类试验目的是测取机组在生产运行中的热力特性，为电网经济调度、电厂运行负荷分配和制定生产指标提供依据；评判大修前后机组经济性的变化；以及确定主、辅机的性能，判断设备工作状况的优劣。
汽轮机组的经济性主要以热耗率来表示。
热耗率的定义为：对主蒸汽流量G ，通用的国内和国际标准都是以测量凝结水流量为基础。
再加上除氧器及各级高压加热用的汽轮机抽汽量，减去再热减温喷水量、给水泵水封泄漏量、除氧器排空量和系统不明泄漏量，另外还要考虑凝汽器热井、除氧器水箱和汽包水位变化引起的等效流量变化。
若采用简化规程，则因测量的是最终给水流量，主蒸汽流量G 的计算与上述情况稍有不同。
冷再热蒸汽流量是从主蒸汽流量减去从高压缸抽、漏出系统的流量；如：主汽阀及调节阀的阀杆漏汽，从高压缸抽出的回热加热抽汽及高压缸的轴封漏汽等。
热再热蒸汽流量则为冷再热蒸汽流量加上再热减温水流量。
2 汽轮机热力试验计算分析的目的及意义火电机组汽轮机是热力发电厂的主要热力设备，其运行的安全性与经济性不仅影响发电厂和电力系统的发电成本和经济效益，而且要影响整个电网。
随着我国社会主义市场经济的发展，汽轮机组运行的安全性不断得到提高，汽轮机组运行的经济性愈来愈为人们所重视。
