新建火电机组节能降耗的若干措施.docx

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新建火电机组节能降耗的若干措施

新建火电机组节能降耗的若干措施

一、设计和设备选型方面

1、主机设备优选高参数、大容量、高效低耗的机组，如超临界、超超临界机组。

2、加强各辅助系统和辅机选型的优化，避免过大的裕度，电动机容量应合理选用，裕量不能过大，防止出现“大马拉小车”的情况。

降低辅机单耗关键是要选好预热器，降低漏风率（控制不大于10%），在此基础上三大主要风机都可以降低裕度，实现节能。

3、无论空冷、湿冷、供热机组，给水泵均应优先选用小汽轮机驱动的方式，以降低厂用电。

4、设计时，转动机械的选择应考虑机组投产后的低负荷调峰运行。

凝结水泵应选用高压变频装置调节（建议两台凝结泵加装一套变频装置，可以切换倒用），其他风机和泵类转动机械经技术经济比较后，也可采用变频装置；一次风机可选用高压变频，也可选用动叶可调进行调节；风机、电动机应选用高效型的；引风机和脱硫增压风机均宜选用动叶可调进行调节；循环水泵应采用双速电机进行调节（最好加装运行状态下可以切换的高压开关）。

磨煤机的选型，裕量应适当，避免裕量过小或过大造成磨煤机投运台数不合适，造成电耗过高。

5、新建机组应选用等离子点火装置或气化小油枪用于锅炉点火和助燃，在锅炉设计和制造中统一考虑，并应根据锅炉容量、煤种、油种以及来油方式和周期等因素综合考虑，适当减少储油罐数量或缩小储油罐容量。

在选用气化小油枪系统的设计方案中，应考虑标高较高的燃烧器层（如第三层燃烧器）安装气化小油枪，以便于低负荷工况的稳燃。

6、采用静电除尘器时，控制电源应选择“智能高压电源控制系统”，以提高除尘效率、降低静电除尘器的耗电量。

7、加强各系统阀门特别是中高压阀门的选型和质量控制，对主汽、再热、给水、抽汽、旁路、排污等系统的疏水和汽轮机缸体的疏水系统应该在线监视疏水阀的严密性，在一道门与二道门之间安装测点，便于及时发现疏水系统的泄漏缺陷，及早采取措施消除缺陷。

8、本着集中控制的原则，机炉辅助系统和公用系统监控操作应和主机的监控操作一起集中进行，以实现主辅机集中控制。

统筹规划配置，最低标准应实现除灰、除渣、化学水、电除尘、脱硫系统与主机进行集中控制,输煤系统实现集中监视。

9、机组应同步建设运行绩效和点检绩效考核管理信息系统，实施运行在线耗差分析。

10.冷却塔淋水面积要满足夏季最高气温情况下，满负荷时汽轮机背压小于汽轮机制造厂的夏季工况设计值。

空冷机组的空冷面积要满足夏季最高气温情况下，满负荷时汽轮机背压小于25kPa（传统设计值为30kPa）。

11.两台以上机组建议考虑设置一个疏水箱，集中收集机组启、停或日常生产中的疏放水和化学采样水等，将这类疏水重新送到化学制水，可以降低酸碱耗，同时回收工质，实现零排放。

12.北方严寒地区蒸汽采暖系统的凝结水，应在设计中考虑增加除铁装置，便于回收到凝结水系统。

13.北方装有暖风器的锅炉机组，设计时应考虑暖风器疏水泵的合理配置并加装低压变频器，以利于疏水可靠回收到除氧器。

14、设计时如有条件，宜考虑设计邻炉蒸汽加热系统，系统的设计应符合有关安全技术规范，汽源压力应能满足大型机组启动的需要（如可采用冷再蒸汽）。

15、设计时应考虑机组热力试验测点的布置，测点数量应满足机组投产性能试验和日常热力试验的要求（应按相应的性能试验标准选择（国标或国外标准），测点应布置在既能满足试验的技术要求，又便于现场安装和试验操作的位置上。

16、设计时应考虑安装锅炉日常飞灰、炉渣、煤粉取样装置的安装，有条件时还应考虑安装飞灰含碳量和入炉煤质的在线检测装置。

17、应在空气预热器的出口烟道上布置在线烟气含氧量监测装置，并引入机组数据采集系统。

18、整个电厂的工程设计中，应给出各个机组设计的厂用电率和全厂的管道效率值，以便能够计算出设计的机组供电煤耗值。

二、施工安装方面

1、汽轮机本体在安装过程中，应严格控制通流间隙，在通流间隙调整中，应遵循以下原则。

（1）在测量通流轴向间隙时，对于叶轮前后两侧的轴向间隙均要进行逐级测量，与设计值一一对应比较。

由于通流轴向间隙超标在现场调整难度较大，有些甚至无法进行调整，所以要求厂家对超标（与设计值差±0.50mm）的所有数据逐一确认,对直接影响出力的应进行返厂处理。

（2）对于通流径向汽封间隙测量及调整工作，现场安装时应按照以下标准：

①汽封底部间隙取设计值最小值，与最小值的差值保证在±0.05mm左右；②左右取比设计最小值大0.05mm；③顶部与左右取值相同。

（3）在机组大修时应按安装时的工序要求,对其径向间隙进行全面的测量工作,并调整到原始安装状态。

（4）对于轴端径向汽封间隙在调整时应以下限值为宜,等于或者大于下限值0.05mm。

2、保证安装质量，有效治理阀门内漏，优化和改进疏水系统，取消冗余系统，优化联接方式，消除外漏，减少内漏。

3、在凝汽器施工过程中，对于壳体的焊缝均进行渗油检查。

对于冷却水管，建设单位应委托相关单位进行100%涡流探伤试验，保证冷却水管严密性，冷却水管施工结束后，进行灌水试验时，必须逐管进行检查。

在整套试运前要对真空系统的灌水检漏试验、试抽真空试验进行严格把关。

同时要控制真空泵冷却水的温度和水质，提高真空泵效率。

无论是用开式循环水还是闭式循环水，都必须控制冷却水的温度和水质，以提高换热效率和防止换热器结垢。

保证凝汽器胶球清洗装置的正常投入，对于凝汽器两侧水室有存胶球的区域，应进行改造，提高收球率。

4、适时拆除主汽门前临时滤网。

机组试运期间阶段，由于汽水系统的清洁度相对较差，主汽门前临时滤网起到阻止焊渣颗粒、氧化皮等进入汽轮机。

对于主汽门前的临时滤网,建议在满负荷运行一个月后,根据滤网清洁度情况适时拆除。

5、做好空预器漏风控制，严格间隙调整，保证漏风率低于保证值，提高热一、二次风温度，减少换热损失，降低送、引、一次风机出力。

对于回转式空气预热器，预热器产生的漏风直接影响机组的安全经济运行，不仅会使送引风机的电耗增大，严重时还将使锅炉的出力被迫降低，并加剧预热器的低温腐蚀。

预热器的漏风有间隙漏风和携带漏风两种情况，由于目前预热器普遍采用1.1r/min的转速，因此携带漏风在总漏风的量中所占的比例很小，因此预热器的漏风主要是间隙漏风。

产生漏风的间隙分径向、轴向、周向三部分。

所以在施工中对预热器密封间隙的调整和设定工作要严格检查和控制。

（1）扇形板的调整，同一端的扇形板平面水平误差控制在3mm以内；严格控制径向密封间隙，其间隙值按照厂家给定的间隙数值进行设定，误差控制在允许范围之内，对于热端内侧间隙平均控制在1.5mm之内，外侧控制在3.2mm之内，径向密封片外侧与转子上的转子角钢（或T字型钢）贴紧，不留间隙。

（2）中心筒密封片与扇形板的间隙为6mm，密封片与模块立板间隙为3mm。

（3）T字型钢和转子角钢的平面度控制在3mm以内，圆周密封间隙按照厂家给定的数值进行设定和控制。

（4）轴向密封间隙值按照厂家给定的数值进行设定和控制，在安装时注意轴向密封片与围带的接口位置，密封片在应紧靠围带上下板，不能留有间隙。

（5）装密封片的压板及连接螺栓、密封片的朝向和接头、螺栓的朝向均向转子的旋转方向，记录所有径向密封间隙。

（6）作好预热器密封安装和调整的逐级检查和质量验收的工作。

（7）安装过程中作好传热元件的防护和隔离，防止雨水侵入造成传热元件的锈蚀和杂物堵塞传热元件，影响传热效果，降低风机出力，加大能耗。

（6）预热器进口空气温度及流量和进口烟气温度及流量符合设计要求时，预热器的排烟温度测量值与设计值偏差为±3℃。

6、安装阶段要做好保温材料的选择，应选择保温性能达到设计要求、符合环保要求的保温材料；热力系统的管道弯头处、支吊架处、阀门的保温材料要密实，温度不超标；汽包、锅炉、加热器、热风管道的人孔门也要进行保温；在保温工艺质量方面要加强把关，保证锅炉、汽机设备和管道保温不超标，减少机组散热损失。

7、采用炉前碱洗、辅汽管道蒸汽冲洗、疏水系统管道蒸汽冲洗，保证容器和管道的清洁度，以防治阀门内漏。

试运中，逢停必清给水泵、凝结水泵滤网以及凝汽器、除氧器内部，保证系统的清洁度。

三、试运调试方面

1、提高回热系统性能

回热系统及设备不尽完善，造成高、低压加热器运行水位不正常，疏水管道振动，加热器上、下端差增大，给水温度达不到机组实际运行各段抽汽参数下应达到的数值，导致机组经济性下降。

可以通过合理调整加热器运行水位，合理选择疏水阀门的流通面积，合理设计排气系统，掌握投入、退出的温度变化率，及时检修维护进出水室短路,旁路泄漏等措施提高回热系统性能。

2、避免轴封加热器热负荷大、压力高、温升高。

避免给水泵小汽轮机轴封回汽不畅，溢流至凝汽器流量大，使凝汽器热负荷增大，影响凝汽器真空。

取消给水泵小汽机高压汽源（主汽），可以减少正常运行时暖管疏水损失。

3、合理控制机组运行方式及参数

汽轮机进汽调节方式分为节流（单阀）或喷嘴调节（顺序阀）两种，减少高压调门节流损失可以有效降低汽机热耗，尤其是机组低负荷运行时，采用何种运行方式，经济性差异较大，采用同一种调节方式，选用不同的运行参数，经济性亦存在一定差异，需选择最佳参数运行；具有单阀/顺序阀切换功能的机组，要在试运期间完成单阀/顺序阀切换功能。

4、加强试运阶段的汽水品质监督，按照洗硅运行曲线要求进行洗硅运行，防止汽机动静叶表面粗糙度增大造成的汽机流通部分减少。

5、做好燃烧调整，减少过热、再热减温水量。

针对亚临界机组，过热、再热减温水未经过高加系统加热，机组正常运行时，应以锅炉的燃烧调整保证主汽、再热汽温度，以喷水减温作为辅助调节手段，提高机组效率。

调试期间燃烧调整工作得主内容应包括：

1）、主要包括：

燃烧氧量、煤粉细度调整在合理范围内。

做好一次风的风量标定和调平工作。

2）、确保燃烧风量测量准确。

选择性能可靠的风量测量装置，从实际应用情况看，机翼型风量测量装置的稳定性较好。

应保证数采系统风量计算公式和各项系数的准确，保证流量信号变送器工作正常，流量的温度、压力修正准确。

3）、通过燃烧、配风方式、燃烧器摆角、烟气挡板调整，摸索出汽温调整的合理运行方式，减小左右两侧的烟气温度偏差，设置、调好汽温自动控制装置的控制参数，尽量做到少投过热器减温水，不投再热器减温水。

6、优化吹管系统和吹管方案，采用一段吹管法。

在保证设备安全的基础上，采用投磨吹管技术，以节约燃油。

7、合理安排调试工期

1）、充分做好各个阶段调试的准备工作，严格按调试程序进行调试工作，避免由于工序上的返工，或运行中不合理的长时间等待造成的燃料和水、蒸汽的耗费。

2）、合理安排和优化各个阶段的调试工序，尽量缩短个阶段的运行调试时间，以节省调试期间的燃料消耗。

四、设备供货方面

1、在设备招标及合同谈判时加强对技术经济指标的严格要求，对制造厂家的锅炉效率和汽机热耗率等指标必须按照其承诺的设计保证值严格考核。

（1）对于1000MW级机组

锅炉：

额定负荷下锅炉效率：

每降低1%，扣700万元人民币（每台机组）；

BMCR工况时主蒸汽流量：

每降低10t/h，扣600万元人民币（每台锅炉）；

BMCR工况时末级再热热器蒸汽出口温度：

每降低（1℃）扣40万元人民币（每台锅炉）；

BMCR工况时再热器蒸汽压降：

每降低（0.01Mpa）扣40万元人民币（每台锅炉）；

BMCR工况时空气预热器漏风率:

每超过（0.5%）扣100万元人民币（每台预热器）。

BMCR工况时主气压力：

每降低0.1MP，扣30万元人民币（每台锅炉）；

BMCR工况时主汽温度：

每降低1℃，扣30万元人民币（每台锅炉）。

汽轮机：

基本THA工况负荷下汽轮机的热耗保证值：

每增高4.18kJ/kWh，扣人民币400万元（每台机组）；

TRL基本工况发电机端每台发电机功率保证值：

每降低1MW，扣人民币200万元（每台机组）；

发电机：

在额定条件下，发电机输出功率的效率与投标保证值：

每相差0.05%，扣除合同设备总价1%；

在额定和最大负荷时，定子/转子线圈，定子铁芯及定子端部接构件温升与投标保证值：

每测点每相差1K，扣除合同设备总价0.4%；

漏氢量与投标保证值：

每相差2m3/24h，扣除合同设备总价1%；

（2）对于600MW、300MW级机组

锅炉：

额定负荷下锅炉效率每降低1%，扣500万元人民币（每台机组）；

BMCR工况时主蒸汽流量：

每降低10t/h，扣400万元人民币（每台锅炉）；

BMCR工况时末级再热热器蒸汽出口温度：

每降低（1℃）扣40万元人民币（每台锅炉）；

BMCR工况时再热器蒸汽压降：

每降低（0.01Mpa）扣40万元人民币（每台锅炉）；

BMCR工况时空气预热器漏风率:

每超过（0.5%）扣100万元人民币（每台预热器）。

NOX排放量：

每超过10mg/nm3，扣50万元人民币（每台锅炉）；

最低不投油稳燃负荷：

每提高1%，扣40万元人民币（每台锅炉）。

性能考核试验排烟温度与设计值相比：

每高于1℃，扣200万元人民币（每台锅炉）。

汽轮机：

基本THA工况负荷下汽轮机的热耗保证值：

每增高4.18kJ/kWh，扣人民币400万元（每台机组）；

TRL基本工况发电机端每台发电机功率保证值：

每降低1MW，扣人民币200万元（每台机组）；

发电机：

在额定条件下，发电机效率与投标保证值：

每相差0.05%，扣除合同设备总价1%；

在额定和最大负荷时，定子/转子线圈，定子铁芯及定子端部接构件温升与投标保证值：

每测点每相差1K，扣除合同设备总价0.4%；

漏氢量与投标保证值：

每相差2m3/24h，扣除合同设备总价1%；

2、脱硫、脱硝工程

脱硫、脱硝工程总承包按照合同承诺的效率保证值，每降低1％，罚款总合同价的1%。

如果系统达不到保证的可利用率，承包商应对系统进行完善，必要时更换设备，以达到保证值，发生的费用和环保罚款等间接损失由承包商负责。