燃煤火电厂的节能措施研究.docx
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燃煤火电厂的节能措施研究
燃煤火电厂的节能措施研究
摘 要:
目前，我国发电厂运行性能指标与其设计水平存在较大差距，其中辅助设备的缺陷是主要障碍之一。
存在的问题主要有：
凝汽器压力偏高，机组冷端经济性差；凝结泵、风机、制粉系统电耗高，生产厂用电率偏大；空气预热器漏风严重；暖风器选用过高品质的抽汽源等，累计影响电厂供电煤耗大于10（g／kW·h）。
针对机组辅机存在的诸多问题，分析了问题产生的原因，并提出对其节能降耗的具体意见，为以后辅机选型匹配、运行优化、技术改造等提供了一些参考。
Abstct：
Atpresent,ourcountrypowerplantoperationperformanceindexandthedesignlevelisputinbiggerdifference,whereintheauxiliaryequipmentdefectisoneofthemainobstacles.Themainproblemsare:
thecondenserpressureishigh,theunitcoldendofpooreconomy;condensatepump,fan,pulverizingsystemofhighpowerconsumption,productionplantservicepowerrateislarger;airpreheaterairleakageisserious;airheaterselectedhigh-qualitysteamsource,thecumulativeeffectofpowersupplycoalconsumptionisgreaterthan10（g/kWh）.Theunitauxiliaryproblems,analyzedthecausesoftheproblems,andbringsforwardthespecificadviceforsavingenergyandreducingconsumption,aftertheselectionofauxiliarymatching,operationoptimizationandtechnicalinnovation,providesomereference.
1绪论
1.1课题研究的背景和意义
1.1.1课题研究的背景
在我国的天然资源中，煤的储藏量最为丰富，而石油和天然气的储藏量相对较少，这就决定了我国的电力行业以火力发电为主的特点。
按2010年的统计数字，火电（主要是煤电）占总装机量的73%，水电占14.6%，核电占2.4%，石油和天然气发电比例很小。
中国电力的发展主要得益于煤电的增长，而目前全国煤电的效率均在35%——42%之间，其生产过程中存在着大量的环境污染，以煤电为主的能源结构所造成的环境污染和生态问题对我国的可持续发展形成了巨大的压力。
进入21世纪以来，随着中国经济的快速发展，对能源的需求量呈急剧增加，煤炭资源供给矛盾突出。
巨大的能源缺口与低下的能源利用率，成为我国能源领域的首要问题。
1.1.2火电厂节能降耗的意义
目前国家正处在重新考虑能源发展战略的关键时期。
围绕实现现代化，要求调整我国能源发展战略，优化能源结构，提高能源利用效率，进一步明确和贯彻节能优先的长期能源战略，把建立国际多元化能源供应体系作为长期能源供应的战略目标，把能源优质化作为主攻方向，把天然气开发作为下世纪能源开发的重点，加强天然气管网系统等能源基础设施建设，注重核电、水电、风电等优质一次电力的开发，加快洁净煤技术的开发利用。
电能是国民经济各生产部门的主要动力，电力生产消耗的能源在我国能源总消耗中占的比重也很大，因此提高电能生产的经济性具有十分重要的意义。
在保证供电可靠和良好电能质量的前提下，进行优化调度，最大限度地提高电力系统运行的紧急的经济性，为用户提供充足的、廉价的电能，为此，可以采取的措施有：
安装大容量的发电机组，充分发挥水电在系统中的作用，尽量降低发电厂的煤耗率（或水耗率），合理分配各发电厂间的负荷，减少厂用率和电网损耗。
实现工业化生产是当前国家积极倡导的发展策略，但在走工业化道路的同时也使得企业乃至个人的环境保护意识变得更加薄弱。
在火电厂运行过程中坚持节能降耗的原则有着重要的意义，能够从多方面促进企业的整体效益的增长，创造出更多的经济财富。
①优化接线方案。
只有当火电厂在电力系统中的接线方案合理时，才能降低网损率，避免功率过多的损失在输电环节，提高火电厂输出功率的利用率。
这就要根据能源分配原则，即损耗最小和线路距离最短的原则，先将供电区域分成若干各区域，在各个分区内选择接线方案，最后在整体分析。
采取先技术后经济的比较选择，在技术合理的供电方案中首先要进行粗略的经济比较，方法是按象征升压变电站投资大小的断路器数和象征线路投资大小的线路长度进行比较，再考虑以下经济因素：
电能损耗、主要原材料的消耗量、工程总投资、年运行费及年运行费用。
譬如，暂时不考虑经济性，采用单母线接线时，使用进线母线断路器2台，母线分段断路器1台，而采用双母线分段接线时，使用进线母线断路器2台，母线分段兼联络断路器3台，显然，单母线接线的投资较少，故优先选用单母线接线方式。
②发展热电联产。
积极鼓励、支持、优先发展热电联产集中供热，是节约能源的需要。
我国电力发展主要依赖煤炭，因此存在不可避免的环境污染问题。
面对环境压力，电力工业今后发展必需考虑优先发展水电，调整和优化火电结构（如适当发展燃气电站和扩大洁净煤燃烧技术的应用、关停小火电），适当发展核电和新能源发电（如风力发电、地热与潮汐电站），鼓励热电联产。
热电厂是改善环境质量的重要措施。
热电厂的锅炉容量大、热效率高、烟囱高、除尘效率高，如选用循环流化床锅炉还可炉内脱硫，由于集中实现热电联产还更有利于灰渣综合利用和节省宝贵的城市建设占地。
热电联产是一种供热量大、供热参数高、供热范围广、节能量多，既能满足工业用汽，又能满足民用采暧、热水供应，供热价格便宜的供热方式。
正是由于热电联产集中供热能够有效地改善环境质量，所以积极发展热电联产是节约能源、改善环境质量的有效措施，完全符合国家的产业政策。
据电力工业统计资料，我国的热电厂热效率均能超过常规火电厂的热效率一倍以上。
实现热电联产的小型供热机组，其热效率超过大型高参数常规火电机组。
③推广大容量机组。
单台发电机组容量越大，单位煤耗越小。
因此，结合地区经济的发展状况，优先建设大容量机组火电厂，让大容量机组在电力系统中承担基本负荷，这对减少能耗、提高能源效率具有重大意义。
④降低成本
节能降耗本质上主要包括节约能源、降低消耗两大方面。
煤、石油、天然气都属于自然资源，随着自然能源的减少，其资源成本将不断增加，采取节能降耗措施能减少企业的资金投入。
生产环节节能控制火电厂的主要生产环节可大致分为：
燃料的入厂和入炉、水处理、煤粉制备、锅炉燃烧以及蒸汽的生产和消耗、汽轮机组发电和电力输送等。
发电过程中任何一个主要生产环节中均存在能源损耗的问题，如果能够有意地通过有效的技术管理手段使各环节的能源消耗水平得到合理控制，并努力消除生产过程巾可以避免的能量浪费，就能真正达到节能的目的，
1）改善燃煤质量。
一般来讲，燃料成本占发电成本约为75％左右，占上网电价成本30％左右。
如果燃煤质好价优，则锅炉燃烧稳定、效率高，机组带得起负荷，不仅能够减少燃料的消耗量，更有利于节约发电成本；如果燃煤质次价高，则锅炉燃烧稳定性差，燃烧效率低，锅炉本体及其辅助设备损耗加大，显然对发电厂是极其不利的，因此入厂和入炉燃料的控制是发电厂节能工作的源头。
这一步工作是否得到有效控制，将在很大程度上影响到其后续生产环节的能源消耗。
火电厂的燃煤要经过诸如计划、采购、运输、验收、配煤、储备及厂内输送，煤粉制备等多个环节，最后才能送入锅炉燃烧。
对燃煤质量的控制应在上述各环节上都要落到实处。
2）降低制粉系统单耗。
制粉系统的耗电，占厂用电的25％左右，显然，在保证制粉系统出力，控制合理煤粉细度的前提下。
降低制粉系统单耗是重要的节能途径。
3）提锅炉燃烧效率。
锅炉是最大的燃料消耗设备。
燃料在锅炉内燃烧过程中的能量损失主要包括：
排烟损失、机械不完全燃烧损失、化学不完全燃烧损失、散热损失、灰渣物理热损失等。
因此，只有通过减少各项损失，提高锅炉燃烧效率才能实现锅炉燃烧的节能控制。
4）提高汽轮机效率。
汽轮机运行时，其能量损失主要指级内损失。
另外，汽轮机排汽也会造成一定的冷源损失。
反映汽轮机效率水平的主要指标为汽耗率及机组热耗率。
汽轮机的节能改造措施主要有：
通流部分改造、汽封及汽封系统改造、低压转子的接长轴、改进油挡结构投防止透平油污染、防断油烧瓦技术、改善机组振动状况、改进调节系统等。
此外，应加强对汽轮机的检修，以提高运行的稳定性。
5）改善蒸汽质量。
蒸汽压力和温度是蒸汽质量的重要指标。
如果汽压低，外界负荷不变，汽耗量增大，煤耗增大；汽压过低，迫使汽轮机减负荷。
过、再热汽温偏低，压力变时热焓减少，作功能力下降。
也就是当负荷一定时。
汽耗量增加，经济性下降。
如何合理控制这两大指标，提高经济性，也具有重大意义。
6）推广变频调速降低厂用电。
发电厂厂用电量约占机组容量的5～l0％，除去制粉系统以外，泵与风机等火电机组的主要辅机设备消耗的电能约占厂用电的70～80％.泵与风机的节电水平主要通过耗电率来反映。
泵与风机的节能，重点要看其是否耗能过多、风机与管网是否匹配。
大容量机组的火电厂的节水的重点在于灰渣排放系统。
目前燃煤电厂主要用水力系统将灰渣排到贮灰场和贮渣场。
目前火电厂中的主要用电设备能源浪费比较严重，其具体表现如下：
a.通过改变挡板或阀门开度进行流量调节时，风机必须满功率运行，不仅效率低下，节流损失大，且设备损坏快；
b.执行机构和液力耦合器可靠性差，易出故障，设备利用率低，精度差，存在严重非线性和运行不可靠的缺点；
c.电机按定速方式运行，输出功率无法随机组负荷变化进行调整，浪费电能
d.电机启动电流大，通常达到其额定电流的6—8倍，严重影响电机的绝缘性能和使用寿命。
解决上述问题最有效手段之一就是利用变频技术对这些设备的驱动电源进行变频改造。
变频调速控制节能原理是通过改变频率f来改变电机转速。
理论上这种调速方式调节范围宽（0一1009.5），且线性度很好，变频器设备本身能耗很低，无论是轻载还是满载都有很高的效率。
此外其运行可靠性，调节精度及线性度（可达99％）都是其他调速方法无法相比的。
因此，应推广先进的电机调速系统在火电厂中的应用。
⑤保护环境
火电厂的发展造成工业“三废”的大量排放，使空气增加了很多有害物质，粉尘和二氧化硫等都是对人体有害的物质，大气污染问题也会更加严重，节能措施可避免这些问题。
⑥技术革新
实现能源节约、减小过多消耗不仅仅是要靠火电企业在运行中进行调整，更主要的是依赖于科学技术的进步，以科技手段处理能源消耗问题才是根本的措施。
火电厂不断研究新技术来应对节能的同时，促进现场总线技术的优化。
1）积极推进运行技术的创新。
积极学习、掌握燃烧优化运行方案。
运行人员积极组织燃烧、加强燃烧调整，合理配风，做到初参数压红线运行。
一切都以提高发电量为出发点，因为负荷上升，锅炉热负荷加强，炉膛温度提高，燃烧稳定性得到提高，相应的熄火、燃油、厂用电率、供电煤耗就能相应地得到好转。
带不起负荷的原因，主要原因是煤质差、制粉出力的限制等。
提高运行人员技术水平和责任心。
特别是司炉，是运行岗位中最辛苦和技术要求高的岗位，上班前休息好，保持心情好，提高责任心，学习燃烧技术，将有助减少人为因素；各运行岗位要密切合作，减少操作上失误等。
降低煤耗，锅炉效率是关键，提高锅炉效率只有降低飞灰，在燃劣质煤时，要求司炉，将自己的工作经验与中试所的试验数据相结合，从主观到客观全方位进行分析。
2）加大节能技术改造，提高设备可靠性对锅炉低温再热器改造，在原低温再热器上增加受热面，提高再热汽温，也就提高了机组循环热效率。
通过对送风机叶轮改型，加大送风机的风量，提高了锅炉出口氧量，减少了飞灰可燃物，提高了锅炉效率。
经常检查受热面的积灰情况，发现积灰严重时，及时进行冲洗，以提高传热效果。
对空气预热器漏风整治。
空气预热器及与其相连的烟、风道、伸缩节打开保温后查漏、补漏；空气预热器前、后所有人孔门采用密封焊接，管箱内漏管两端采用堵头闷堵等措施，减少了空预器漏风。
对汽机进行DEH改造，拆除原汽机前箱内调速部分，但保安系统不动，提高机组的调节灵敏度及与负荷变化相适应性。
对真空系统进行查漏、堵漏。
更换凝结器铜管，有利完善凝汽器真空、端差、过冷度，以及提高凝结水的品质。
3）加强燃料管理要加强入厂煤的检验。
燃料是成本控制的重点，不能出现燃煤管理的盲区、工作岗位的失职，防止入厂煤在采样、制样、化验过程中出现舞弊行为，为便于管理，减少成本的可变因素，燃料的购货价应以热值为单位，尽最大努力减少亏卡亏吨。
要逐步作好选购燃煤的经济性分析。
进一步认识到燃料经营管理的复杂性，因为燃料的品质影响到燃料的价格、机组效率，有时还影响到机组的安全指标。
燃料加装入厂煤采样工业电视监视系统与自动采样装置，加强入厂煤的监督，确保采制样的准确性和煤质情况的真实性、准确性和及进性。
加强配煤参烧管理。
配煤的第一步是实现来煤的分类堆放，并建立各分堆煤质档案，即实现煤场管理。
确定配煤比例：
现有的混煤方式很粗略，不同煤种基本上按照1：
1混配。
要实现科学配煤，必须确定科学的配煤比例。
可以通过试验的方式，确定现有不同煤种的混配比例组合，在实际混配中，根据来煤情况，应能方便、及时地指导配煤工作。
确定配煤比例后，燃煤需要按规定比例，均匀混合，若无专有混煤设施，只有通过不同输煤皮带，用皮带称控制其载荷量，实施配煤方案。
⑦持续发展
火电厂节能降耗措施的开展，能够正确处理好经济发展与自然环境、能源之间的矛盾，处理好彼此之间的发展关系，构建人与自然和谐相处的理想局面，为经济可持续发展打下基础。
1.2节能减排的管理措施
调查显示，我国50MW以上机组锅炉风机运行效率低于70％的占一半以上，低于50％的占1/5左右。
火电厂是能源消耗巨大的企业，它要为经济社会发展创造出更多的经济利益，也要注重环境保护问题。
火电厂管理阶层需从多个方面完善自身的管理措施以达到节能减排的效果。
1.2.1提升规范化管理水平
促进管理工作的规范化需要从流程、制度两大方面开展工作。
流程主要是针对员工的工作进行安排规划，建立一条合适的操作流程，其作用主要是为了降低企业的生产风险。
而制度则是针对企业出现的问题制定有效的管理计划，优化内部的管理效率，实现工业现代化生产模式。
通过针对性的管理促进企业生产效率的提高。
1.2.2小指标竞赛实现节能减排
火电厂需要采取相应的措施来提高机组的效率，可以结合实际情况采取小指标的竞赛，其指标设计到的内容包括：
主再热汽温、真空、厂用电率、机组负荷、启停磨次数、燃油量、脱硫率等多个方面。
在竞赛过程中可以保证机组的运行达到最佳状态，保证本机组的各项指标接近于先进机组的指标。
1.2.3技术改造降低设备用电
科学技术是第一生产力，火电厂同样需要结合先进的技术，经过对设备的技术改造来降低设备用电。
例如：
中水泥浆方面，通过技术改造实现中水泥浆供脱硫系统的循环利用，既防止了污染，也减少了脱硫石灰石的消耗量。
凝泵变频方面，其输出性能优越、运用便捷，在低负荷和频繁启停时进行变频技术改造能实现节电、电机保护的作用。
1.2.4从系统方面的优化和改进
①大容量机组的开、闭式循环冷却水系统的优化。
开、闭式循环冷却水系统为主厂房大部分的辅机提供冷却水，该系统与整个热力系统安全、稳定、经济运行密切相关。
大容量机组辅机冷却水一般根据水质情况和辅机对冷却水的要求不同采取两种方案：
一种是开式循环冷却水系统。
开式水系统是否需要设置升压泵取决于开式水系统的阻力与凝汽器阻力的差值。
通过对华能谏壁、华润南京及大唐马鞍山等电厂的调研，在电厂的实际运行中开式泵基本没有投入运行，依靠循环水自身的压头便可克服系统阻力。
因此，开式循环冷却水系统通过合理布置设备取消升压泵是可行的。
这样可以合理简化系统、减少设备、节省电厂初投资，同时也能有效降低检修运行费用。
另一种方案是闭式循环冷却水系统，闭式水系统的回水温度较高，为了利用其余热，某1000MW机组在闭式水回水母管上引出一根管道，作为冬季水源热泵空调系统的热源，经热交换冷却后回到闭式水回水系统。
这样，既节约了能源，又充分利用了余热，同时又降低了闭式水的回水温度，继而可减少开式循环冷却水量，也就降低了开式循环冷却水泵及循环水泵的功耗，节能效果明显。
②汽轮机真空系统的优化。
汽轮机凝汽器的真空度高低是影响机组效率的一个重要因素。
根据经验数据，300MW机组汽轮机排汽压力比正常值上升1%。
则机组热耗率的相对变化率将增大1%以上，由此可见，提高机组真空对提高机组效率是至关重要的。
提高凝汽器真空度除采取加强循环水冷却塔的运行维护、合理进行循环水泵的调度、提高汽轮机真空系统的严密性等措施外，很重要的一点就是尽量降低真空泵工作液的温度。
某电厂原真空泵冷却水采用循环水，夏季高温时，入口循环水水温在33℃左右，这么高的循环水温导致真空泵工作液温度高达38℃，真空泵的效率下降很多，导致凝汽器真空较低。
当真空泵的冷却水改造成空调水后，降低了真空泵的工作液温度，机组的真空提高了约0.8KPa，热经济性大大提高，节能效果非常显著。
③锅炉烟气的余热回收。
某电厂采用东方锅炉厂自主开发的300MW循环流化床锅炉，机组排烟温度长期在150℃以上，为回收锅炉烟气余热，机组增设了低温省煤器，自6号低加入口的主凝结水管路引一路凝结水接至低温省煤器，经换热后回至5号低加入口主凝结水管路，从而可使THA负荷工况的热耗约降低了44KJ/KWh，供电标煤耗降低了1.8g/KWh，按机组年利用小时数为5500h计算，每年节约燃煤约3000吨。
对于增设低温省煤器而增加的初投资仅需两年多一点的时间即可以回收，节约了能耗，给电厂带来了良好的经济收益。
1.3电力节能降耗的技术
在电力系统运行过程中，机组满负荷时，送风机入口导流器开度70%，风机效率约74%，与最高效率90%相差16%，电机的电流在88～90A；机组深调峰，为50％～60%负荷之间，风机入口导流器开度在40%左右，风机效率减至33%，与最高效率相差57%，节流损失大，风机效率低。
为了进一步实现节能效果，当前电网企业输电、配电、供电、用电等方面广泛实施节能降耗措施，并在优化调度、可再生能源发电、降低综合线损、用电侧管理、污染减排等方面展开工作。
1.3.1降低发电能耗
①优化调度模式。
国家发改委针对当前的工业化发展制定了相关的政策引导，提出了“调整发电调度规则，实施节能、环保、经济调度”的发展观念，这就需要电力企业针对发电调度模式不断改进优化。
尤其是要在火电厂电力系统的运行方面进行优化调整，这样才能从根本上实现节能降耗。
②可再生能源发电。
当前火电厂发电的主要燃料来源于自然资源，这些都是不可再生的宝贵资源，随着时间的推移必将逐渐消失。
电力企业实现节能就需要积极引用可再生的新型能源，主要包括：
风能、太阳能、潮汐能等，这些可再生资源不仅含量巨大，而且使用成本较低，还能创造出更大的经济效益，为实现节能降耗目标开辟了新路。
1.3.2降低综合线损技术
避免过多的线损是电力节能的有效措施，其主要措施有电网规划优化，制定科学的电网规划以减少线损；配电网节能，构建节能低耗、达到环保标准的电网；变压器改造，调整变压器的数量及内部结构；无功配置优化，协调好有功、无功功率的布置。
1.4变频器的电力节能应用
受技术条件的限制，我国当前的火电厂中，只有少数使用了汽动给水泵、液力耦合器、双速电机，其余的风机、水泵大多数运用了定速驱动。
此种形式的泵使用的是出口阀，而风机使用的是入口风门以实现流量的调整。
这种结构形式常常会增加能量的消耗，为了减小能耗可运用变频器进行调整。
1.4.1泵类负载的流量调节方法及原理
泵类负载在多数情况下主要是将输送的液体流量当成控制参数，当前运用到的流量调节方式主要包括阀门控制、转速控制两大措施。
①阀门控制。
此种方式原来主要是通过调整出口阀门开度的大小以对流量进行调节，其本质上是运用调整管道中流体阻力对流量实施调整。
②转速控制。
主要是通过控制泵的转速对流量进行调节，此种方式是当前较为先进的控制措施，其本质上是运用调整所输送液体的能量对流量实施控制。
1.4.2火电厂水泵运行与变频改造措施
火电厂水资源使用成本在不断增加，则需要对变频设备进行合理改造才能实现节能降耗的作用。
笔者认为可以将火电厂辅机轴承冷却水、锅炉淋渣水等调整为由机组循环冷却水，这样能够大大降低火电厂的水资源消耗量。
随着科学技术的进步，在今后的变频改造中可以通过使用变频器配合压力变送器来保持恒压供水能够处理好工业水压力问题。
在变频改造过程中需要结合实际情况，制定良好的改造措施来调整火电厂的运行情况。
2设计与运行能耗指标的差别分析
2.12009年全国能耗指标
截止2009年底，全国发电装机容量8.74亿千瓦，其中火电装机容量6.52亿千瓦，利用小时4860h，供电煤耗342g/（kW.h），发电厂用电率6.51%。
与发达国家相比，我国火电机组能耗高的主要原因是：
燃气机组占比小；小容量机组占比大；部分新投产机组和在役机组能耗略高。
图2.1火电机组利用小时火电机组供电煤耗
2.2发电煤耗和供电煤耗
2.2.1煤耗的基本概念
发电煤耗是指发1kWh的电所消耗的标煤量
①通过统计一段时间的标煤消耗量和发电量计算发电煤耗（正平衡）
②按年、月、天统计
③存在问题（煤量计量不准和燃煤热值测量误差）
2.2.2设计发电煤耗
它是在设计条件下，THA工况下发1kWh电所消耗的标煤量
通常可用下式进行计算：
式2.1
2.2.3设计发电煤耗与运行发电煤耗的差别
设计发电煤耗与运行发电煤耗的差别主要包括了以下几项：
①汽轮机热耗率
②蒸汽参数：
主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度
③排汽压力
④系统泄漏（如：
主、再热汽疏水、361阀、旁路等）
⑤排烟温度
⑥燃煤煤质与燃烧状况
⑦除氧器排汽、锅炉排污
⑧厂用蒸汽（蒸汽吹灰、暖风器、冬季采暖）
⑨再热器减温水量
⑩负荷率及机组启停
2.2.4各种因素对设计发电煤耗的影响量
参数名称
300MW亚临界机组
600MW超临界机组
1000MW超超临界机组
汽轮机热耗率
7
3
0
环境温度
1.5～2.0
1.5～1.8
1.2～1.5
负荷率（75%）
4
4.2
4.4
蒸汽参数
0.0～0.5
0.0～0.5
0.0～0.5
启停机
0.5～1
0.5～1
0.5～1
减温水量
0.25～0.5
0.25～0.5
0.25～0.5
蒸汽吹灰
0.25～0.5
0.25～0.5
0.25～0.5
冬季采暖和暖风器
（1.0～2.5）
（1.0～2.5）
（1.0）
除氧器排汽和锅炉排污
0.5～1.0
0.5～1.0
0.5～1.0
系统泄漏
0.5～1.0
0.5～1.0
0.5～1.0
合计
14.5～17.3
11.0～13.8
8.0～10.8
表2.1
2.3发电厂用电率
2.3.1发电厂用电率的基本概念
发电厂用电率是指机组辅机设备耗电量与发电量之比，它是通过统计一段时间的辅机设备
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