火电厂节能降耗分析

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1、供应火力发电厂冷却塔节能节水节煤技术21 世纪是人类社会空前发展的时代 , 也是全球水资源供求矛盾空前尖锐的时代。因此 , 缺水将是本世纪经济可持续发展的重要制约条件。火力发电厂作为工业耗水大户 , 对水的消费是可观的。发电厂需要大量的冷却水 , 其供水系统主要有直流供水和循环供水两大类。但随着用水的紧缺和节约用水政策的实施 , 循环供水已经成为大部分火力发电厂的供水方式 , 循环水的冷却方式可分为冷却塔冷却和冷池冷却， 对于采用循环冷却的火电厂来说， 循环冷却水的消耗量占电厂总消耗水量的比例很大，约为电厂总耗水量的 70，对电厂的节水起着决定的作用。 通常状况下，火力发电厂冷却塔的循环水因蒸

2、发原因损耗总水量的 1.2 -1.6 ，风吹损耗小于 0.5 ，排污损耗为 1左右。也就是说，因蒸发原因所消耗的水量占电厂总消耗水量的 30 55。火力发电厂循环水冷却节水的主要措施是选用高效率的冷却塔以降低水温，应用先进的水质稳定处理技术保证水质和采用科学的管理方法以提高设备效率。但是，循环冷却水由于蒸发、风吹、排污等原因损耗很大，是火力发电厂水耗居高不下的主要原因。降低上述损耗的难度较大。目前的火力发电厂的节水都是针对风吹损耗和排污损耗做的工作。 对于风吹损耗，一般采用加装高效收水器等措施来减少风吹损耗的； 对于排污损耗， 一般通过提高循环冷却水的浓缩倍率来减少排污损耗。 尽管在国家政策的

3、鼓励下， 各种节水方案不断出现， 但对于火力发电厂循环冷却水处理， 仍然局限在风吹和排污的研究开发， 尤其是在提高循环冷却水浓缩倍率方面。 而对于蒸发水耗， 由于技术方面和认识方面的原因 , 从来没有引起人民的重视 , 尚未找到解决的方法 , 从而导致火力发电厂的蒸发水白白地损耗掉。据国家电力部门的用水报告 , 全国火力发电厂由于蒸发原因损耗水量约为 20 亿 m3。可见蒸发水损耗的浪费是惊人的。我公司引进开发的发电厂冷却塔节能节水动力涡流技术。已在很多电厂应用，经济效益非常显著， 在世界各国进行广泛推广， 并引起了许多西方国家能源专家的关注。动力涡流装置的技术性能：动力涡流装置的技术特点：

4、在保持原有冷却塔内部结构不改变的情况下， 依据冷却塔结构数据、 环境数据，经过科学计算， 在冷却塔底部的冷空气入口处设计，并安装按一定角度，均匀放置一定数量的机翼形叶片。高度与人字架相同。机翼形叶片长 56 米，安装完毕后，冷却塔底部总直径增加 3 米左右。当用动力涡流装置对冷却塔改造后，由于冷空气的流动方向在入口被机翼形叶片所改变，在塔身的作用下，冷空气的流速增加，并且以螺旋的形式从塔底进入，在冷却塔内形成巨大的 ( 旋风 ) 涡流。由顶部排出， 相当于在冷却塔的底部增加了一个大的送风机， 加大了冷空气气量， 也即相当于增加了淋水装置的横截面。 淋水密度 降低“单位热负荷”也随之降低。冷却塔

5、的工作质量提高，换热效率提高，冷却范围 t 在温度标尺上占的位置下降，从而提高汽轮机的真空，提高机组效率。由于增加了动力涡流装置， 在冷却塔内部形成了稳定的旋转上升气流， 这使空气流较深地和均匀地穿透水平剖面横截面、 扩大空气流与冷却水介质作用的途径，并增加了空气气流与喷雾冷却水接触的时间，避免了空气流的不均匀分配、气流闭锁、返流现象，有效地提高冷却塔的换热效率，从而降低循环水的温度，提高机组的效率。需要特别指出的是： 冷却塔内由于对流换热效率的提高， 蒸发散热的比例将有所下降，循环水蒸发量得到降低， 可减少循环水的补水量， 降低对地下的需求，这对象我国这样的水资源缺乏的国家具有重要的意义。预

6、期带来的经济效益： 众所周知，冷却塔在电站循环水供应系统中是不可分割的工艺设备，基本设备的经济指标在很大程度上取决于设计和运行的冷却设备。在其他同等条件下，夏季冷却塔冷却水温度每增加 1，煤耗平均增加12g/kwh。用动力涡流装置， 对冷却塔进行改造， 投资只有通流部分改造的十分之一左右，将会给发电企业带来较高的直接经济效益。 在通常情况下， 循环水的温度每降低 1，可使机组真空提高 400Pa500Pa，使机组发电煤耗下降 1.01.5克 / 千瓦时。经初步调查和计算在原有的标准的冷却塔上安装动力涡流装置后，一般可使循环水温度降低 3以上。 可使机组发电煤耗下降 3.04.5 克/ 千瓦时。

7、与 100MW机组和 200MW机组低压通流部分改造后所取得的经济效益基本相当。 但投资确远小于上述机组通流部分改造的投资， 一般仅为上述机通流部分改造投资的十分之一左右。机组容量200MW300MW600MW循环水温降低值最低 1.3 最高 4最低 1.3 最高 4最低 1.3 最高 4年可节省标煤2800吨8640吨3980吨12250吨7488吨23000吨年节煤效益67.2万元207 万元95.5万元294 万元180 万元552 万元其它经济效益 由于冷却塔的效率可提高 9%35%，使得喷溅装置和淋水装置的热负荷降低，增加了他们的使用寿命， 延长了更换周期，减少了维护成本和工人工作量

8、，可获得间接经济效益 10 万元以及巨大的社会效益和环保效益。节省地下水消耗量也可获得可观的经济效益。动力涡流装置的技术展望： 动力涡流技术开辟了提高冷却塔换热效率的新途径，能够使循环水温度平均下降 1.3 以上，在南方较温暖地区，循环水温度可下降更多，年平均气温越高的地区，效果越明显，同时经济效益也更加显著。投资仅仅为汽轮机通流部分改造的十分之一左右。提高发电机组效率的技术手段已经广泛采用， 如通流改造等。 要想进一步提高效率，需要在其他方面进行探索； 特别是随着全球变暖， 凝汽器真空度影响机组效率问题将日益突出， 具有普遍性。通过降低循环冷却水温度提高真空度进行提高机组效率方面，本技术具有

9、独到的优势，同时具有节约水资源、节煤、无需维护、投资回收周期短、平均气温越高的地区，效果越为明显等特点。是一项火力发电机组节能降耗、 降低发电成本的高新技术项目， 必将在电力系统得到广泛的应用。该项目市场之大前景广阔， 现对外寻求合作伙伴代理商。 该项目将会给您带来可观的经济效益，有意合作者请速与我公司联系备索详细资料。火电厂节能降耗的分析与措施摘要：火电厂是一次能源用能大户，全年耗煤量非常巨大，提高火电厂的一次能源利用率， 尽可能的降低发电成本， 成为全国各大发电企业及科研院所研究的课题。各电站情况不同， 可采用的节能降耗方法也各异，本文作者通过现场实际运行经验，总结分析出了火电厂在运行过程

10、中可采取的切实可行的节能降耗措施。如提高真空、保证给水温度、加强燃烧调整、减少泄漏和工质损失、节省厂用电等。关键词：节能降耗分析 措施1、引言火电厂是一次能源用能大户：技术统计 1 表明，到 2000 年底，火电厂全年耗原煤达 4 亿吨，提高火电厂热经济性 （即减少能耗） 就不仅是降低本身成本的需要，更是影响全国一次能源生产、运输和节约的大事。目前，全国各地火电厂节能的主要措施可分为以下几项： 1、实现电网统一调度，安全网经济上最合理要求地同电网处理，推行火电厂的经济运行，并保持供电质量。 2、中低压机组每年多耗 130 万吨标准煤，有条件的应改为供热式机组， 有的应逐渐淘汰。 3、对 200

11、MW以下的机组进行改造， 以提高效率降低能耗。 特别是辅助设备和用电设备的技术改造。 4、拆除小锅炉，改为热电联产或集中供热。在火电厂投入到商业运行以后，其设计参数确定，因而加强运行当中的节能降耗问题就由为重要。本文仅通过对华能丹东电厂的运行现状进行分析， 提供一些具体节能措施， 也可为国内同类型电厂挖潜降耗提供借鉴。 电厂运行节能降耗有许多方面， 如加强燃烧调整、减少泄漏和工质损失、提高真空、节省厂用电等。提高电厂经济效益，降低能耗是各个发电厂提高经济效益的主要途径，也是我们电厂在当今残酷市场获胜的必经之路， 电力工业资源节约主要是提高能源转换效率，包括节煤、 节油、节水、节地、节电、节汽（

12、气），降低输送损耗，消除跑、冒、滴、漏等。2、分析与措施21 在汽轮机组方面211提高真空提高真空，增强机组做功能力，减少燃料是提高经济性的重要方面，可进行如下方面措施：1、真空严密性试验：坚持每月一次真空严密性试验；试验有利于停机后汽机冷态时进行凝汽器灌水查漏；调整主机及小机轴封供回汽运行正常；运行中经常检查负压系统，发现漏泄及时处理；投入水封阀系统。2、夏季根据负荷启第二台循环水泵；3、春季根据循环水蓄水库结冰情况及时关闭循环水回水至循环水泵入口融冰并将循环水回水由河口导黄海；4、正常投入循环水水室真空系统；5、检查凝汽器循环水入口压力差， 发现入口过滤器堵塞及时联系检修清理。华能丹东厂海

13、水资源污染严重， 大量杂物涌向循环水入口滤网， 若滤网不能正常运行，将使杂物进入凝汽器循环水入口滤网，造成堵塞，使真空下降，机组被迫减负荷等恶劣后果， 所以必须确保循环水滤网稳定运行， 应做到如下方面： 认真进行“每日循环水泵房捞污机投入使用一次” 的定期工作； 加强对循环水泵旋转滤网及其冲洗泵的巡回检查， 发现异常及时通知检修处理； 当一台机组两台冲洗水泵都不能运行时， 应保持两台冲洗泵出入口手动门、 电动门在全开位置， 若由于检修隔离一台冲洗水泵， 应保证另一台泵出入口手动门电动门在全开位置， 关闭与另一机组冲洗水泵入口联络门， 在保证凝汽器真空正常情况下， 关小凝汽器循环水出口门， 提高

14、循环水泵出口压力， 检查旋转滤网污物是否被冲干净， 如果由于冲洗水压力低污物大量被带到旋转滤网后，应立即停止。6、保持凝汽器水位正常，凝汽器水位在正常运行中一般保持在 500 mm左右，如果水位较低将会产生如下后果： 凝结水泵入口压力下降， 影响凝结水泵正常运行，严重时还可能造成汽蚀， 大修时设备维修费用势必增加。 凝汽器水位高，凝汽器空间减少，冷却面积亦减少，凝汽器真空下降。另外，凝汽器的自身除氧能力下降，影响机组效率。凝汽器水位过高，部分钛管被淹没在凝结水中，将处于饱和状态的凝结水继续冷却，造成过冷， 致使机组冷源损失加大， 大约每降低1过冷，机组热耗率降低0.5%，综上所述，维持凝汽器水

15、位正常，是一项重要的运行调整任务。212维持正常的给水温度提高汽轮机组的经济性除提高真空外还必须维持正常的给水温度，给水温度变化，一方面引起回热抽汽量变化， 影响到作功能力； 另一方面将使锅炉排烟温度变化，影响锅炉效率。首先，要确保高加投入率，这需要做以下方面：1、将高加进汽电动门改为三态控制电动门，实现高加滑启、滑停，防止高加漏泄；2、保持高加水位稳定。3、启机前应检查高加入口三通阀开关正常；4、控制高加滑启、滑停、给水温升率符合规程规定；5、发电机并网后及时投入高加，发电机解列前停止高加。其次，调整高加水位正常。加热器正常水位的维持是保证回热的经济性和主、辅设备安全运行的重要环。水位过高，

16、会淹没有效传热面降低热经济性，同时疏水可能倒流入汽轮机危及主机安全，此时汽侧压力摆动或升高，端差增大，还可能导致抽汽管和加热器壳体振动。 水位过低或无水位， 蒸汽经疏水管进入相邻较低一级加热器， 大量排挤低压抽汽， 热经济性降低， 并可能使该级加热器汽侧超压、尾部管束受到冲蚀（尤其对内置式疏水冷却器危害更大），同时加速对疏水管道及阀门的冲刷，引起疏水管振动和疲劳损坏；再次，检查高加旁路无漏泄，以及抽汽逆止门或加热器进汽门开度正常以保证抽汽管压降正常， 经过如上方面检查是否达到负荷对应的给水温度， 以提高经济性。22锅炉方面221加强燃烧调整汽轮机组提高经济性有许多方面，同时锅炉也应加强燃烧调整

17、，锅炉的完全燃烧除合理的燃烧调整外， 应加强对风量的配比， 合理的过剩空气系数， 对燃烧过程至关重要， 过量空气系数过大或过小都将造成锅炉效率降低。 过量空气系数越大，排烟热损失 (q2) 也就越大 ; 过量空气系数对化学不燃烧热损失 (q3) 影响较小；对于机械不完全燃 (q4) ，当过量空气系数太小时， 部分煤粉颗粒不能与空气充分混合则 q4 增加，但过量空气系数太大时，气流速度过高，煤粉在炉内停留时间减少， q4 又会增加。合理的过量空气系数应使损失之和最小，见图 1。在正常运行中， 在负荷增加过程应先将风量适当加大， 然后增加燃料量， 使风量调整优先于燃料量。 而在减负荷过程中， 应先

18、减燃料量而后减风量， 使风量滞后于燃料量的调整。这样可保证燃料的完全燃烧，降低燃料的不完全燃烧热损失。而在正常运行中，尤其在低负荷 200250MW之间，对于风量的调整应引起重视，氧量超出规定值 2%3%，燃料量虽然减下来但风量并没有减下来，造成氧量指示偏高，使燃烧所需空气量偏大， 其后果除能保证燃烧外， 对炉膛温度有直接影响，增加了烟气量，从而使损失增加，降低锅炉热效率，对发电煤耗有直接影响，所以低负荷时应加强对风量、氧量的控制。222减少再热器减温水量华能丹东电厂在运行中由于设计原因造成再热减温水量大，降低热了经济性。再热器喷水每增加 1%，国产 200mw机组，将使热耗增加 0.1%0.

19、2%。再热器温度每升高 5，热耗减少 0.111%，再热蒸汽温度每降低 5，热耗将增加 0.125%。再热器是中压设备， 再热器加热出来的中压蒸汽进入汽轮机中压缸做功， 与高压蒸汽进入高压缸做功相比， 其效率将大为降低。 大家知道， 提高机组热效率的主要途径是提高初温、初压、降低排汽压力。为此，应该尽量保证用高温高压的蒸汽去多做功。 再热器的调温， 设计上是采取烟气挡扳进行调整， 充分利用烟气的再循环烟气量大小来改变再热器温。 而实际运行中因设计原因， 很多情况下华能丹东电厂采用再热器减温水喷水的方法进行调整， 再热减温水的喷入相当于增加中压蒸汽量，用低压蒸汽的部分增加去顶替高压蒸汽来满足机组

20、负荷， 所以降低了热经济性。所以，在调整中应尽量保证再热器温度，减少喷水量。还可以考虑更改受热面等措施以提高机组经济性。223加强受热面吹灰在锅炉运行当中还应加强受热面吹灰。排烟热损失是锅炉各项损失中最大的一项，一般为 4%8%，锅炉机组的排烟温度越高，排烟热损失越大。排烟处的烟气容积越大，排烟热损失也越大。锅炉运行中，受热面上发生结渣或积灰时，受热面的传热变差， 排烟温度升高。 为了减少排烟损失， 应经常保持锅炉各受热面的清洁，但吹灰同时增加了工质损失及热量损失， 所以应按设计工况合理地进行吹灰次数的确定， 并严格执行， 以保证锅炉在最佳工况下运行， 使锅炉效率提高，从而提高经济性。224滑

21、压运行华能丹东电厂在运行调峰负荷加减过程中，采取了滑压的运行方式（见图2），即负荷低于 189MW采取定压方式， 压力值为 9.2Mpa，负荷在 189MW至 343MW采取滑压运行方式，负荷大于343MW时采取定压运行方式，压力值为16.7MW，这也取得了明显的经济效益， 这是因为如下方面： 首先，通常低负荷下定压运行，大型锅炉难于维持主蒸汽及再热蒸汽温度不降低，而变压运行时， 锅炉教易保持额定的主蒸汽和再热蒸汽温度。当变压运行主蒸汽压力下降，温度保持一定时，虽然蒸汽的过热焓随压力的降低而降低， 但由于饱和蒸汽焓上升教多， 总焓明显升高，这一点是变压运行取得经济性的重要因素；其次，变压运行汽

22、压降低汽温不变时，汽轮机各级容积流量、流速近似不变 ，能在低负荷时保持汽轮机内效率不下降；再次，变压运行，高压缸各级，包括高压缸排汽温度将有所升高， 这就保证了再热蒸汽温度， 有助于改善热循环效率；最后，变压运行时允许给水压力相应降低， 在采用变速给水泵时可显著地减少给水泵的用电， 此外给水泵降速运行对减轻水流对设备侵蚀， 延长给水泵使用寿命有利。国产 125MW机组在不同方式下的供电煤耗率，根据实验数据2 计算比较如下： 50%额定负荷下运行时，定压运行机组的供电煤耗率，为370.5g/（ KW.h），滑压运行机组的供电煤耗率为356.84g/ （KW.h）；但在 90%以上负荷时，定压运行

23、反而优于滑压运行其煤耗率前者为 336.9g/ （KW.h），后者则为（KW.h），而且从理论上说，当初压下降 5Mpa时，应切换为滑压运行， 342.4g/以保证热效率不致过分降低。23工质在火电厂里还有大的损失是工质损失，而且往往伴随能量的损失。补给水是一项重要的指标， 节省补给水可降低工质损失， 提高经济性， 使机组安全可靠的运行，同时可回收热能，是节能降耗的重要方面，为降低补给水量，可从以下方面入手：1、坚持热网疏水回收；将疏水回收至凝结水补水箱。这样既回收了工质，而且热网恰好在汽温较低时投用，又保证了补水箱防冻问题。2、进行热网系统改造，避免工质浪费，有效回收；3、暖风器疏水回收，

24、为了提高送风机入口温度， 保证（避免）冬季来临时，环境温度的降低而带来的空气预热器入口冷端发生低温腐蚀， 应将暖风器尽早投入运行，这样既提高了了风温， 又可以有效的防止空预器低温腐蚀堵灰等。 但由于暖风器系统的水位变送器立管水位调节不能正常投入等原因， 暖风器的大量疏水有时不能有效回收至除氧器，而全部排至定排扩容器，造成大量的工质损失，使得机组的补水率提高， 故应该保证暖风器系统设备及调节正常， 保证疏水回收率，以提高经济性。4、认真处理排入定排扩容器各疏放水手动门，确保关闭严密；5、合理控制排污，蒸汽含杂质过多会引起过热器受热面汽轮机通流部分和蒸汽管道沉积盐， 盐垢如沉积在过热器受热面壁上，

25、 会使传热能力降低， 重则使管壁温度超过金属允许的极限温度， 导致超温爆管， 轻则使蒸汽吸热减少， 过热器温降低，排烟温度升高，锅炉效率降低。盐垢如沉积在汽机通流部分，将使蒸汽通流面积减小，叶片粗糙度增加，甚至改变叶片型线，使汽机阻力增加，出力和效率降低。盐垢如沉积在蒸汽管道阀门处， 可能引起阀门动作失灵和阀门漏汽。为提高经济性及安全性， 据化学分析，合理安排排污将有效地控制炉水及蒸汽品质，避免上述不良现象发生， 但汽包锅炉连续排污不仅量大 （几乎等于电厂内部的其他汽水损失之和），能位也高（为汽包压力下的饱和水），回收利用的经济价值较大，综和以上方面，应根据化学要求合理控制排污。6、避免闭冷水

26、箱，凝结水储水箱溢流。24厂用电对于节能降耗，节省厂用电率也是重要一方面。为降低厂用电率，提高经济性，可采取以下措施：1、机组启动前，从工作安排上尽量缩短锅炉上水到锅炉点火时间间隔，以减少循环水泵、电泵、凝结水泵运行时间；2、机组启动前锅炉上水温度高于汽包壁温；3、停机时尽可能降低锅炉汽包压力后机组解列，解列后可通过开主汽管道排大气等方法根据汽包壁上下壁温差降低汽包压力， 目的是减少停机后电泵向锅炉补水时间；4、停机后具备停循环水泵、电泵、凝结水泵等辅机条件时，尽早停运；对于循环水泵，当汽机低压缸排汽温度已降至 40 以下，高压内上缸壁温也降至规定以下，就可以停止运行。对于凝结水泵，在没有减温

27、水需要的情况下，低压缸排汽温度降至规定值也应该及早停运。 当然，循环水泵的停运要考虑好闭冷水及除灰系统的水源问题， 应及时倒至 2 号机。只有这样将设备在合理的工况及时停运，以降低厂用电的用量，降低发电成本、节能增效。5、低负荷时保留一台循环水泵运行；6、根据情况调整凝结水泵运行方式；7、对于低谷负荷低于250MW，考虑停磨；8、全厂厂房照明白天没必要亮的地方建议采用光控。3 结束语我国能源资源丰富， 但人均占有量却仅为世界平均数的1/2 ，同时，一次能源的利用率仍较低。 节能即可缓和能源供需矛盾， 又是改善环境， 提高经济效益的有力措施。火电厂作为耗能大户，更应增强节能降耗。火电厂节能降耗，

28、提高经济效益的措施还有许多， 如掺烧价格更便宜的煤种、 粉煤灰综合利用等， 各火电厂情况不尽相同。 本文通过现场实际运行经验， 总结分析了火电厂在运行过程中可采取的切实可行的节能降耗措施。这些措施在现场应用中得到了很好的效果，希望也可被国内同类型电厂所借鉴，节约更多能源。参考文献1 郑体宽，热力发电厂，水利电力出版社， 19952 气轮机运行技术问答，中国电力出版社， 2000作者简介：杨立永，男， 30，中共党员，工学学士。 1997 年 7 月毕业于东北电力学院动力工程系。同时，进入华能丹东电厂运行部工作至今。1997年 7月至 1997 年 12 月，在铁岭电厂参加了由华能丹东电厂组织的

29、生产运行实践。1998年 1 月至今，先后参与华能丹东电厂两台机组的调试、168 小时试运、试生产、生产。期间参与了两台机组的大修和小修。从事本专业多年，有丰富的运行经验。1 分析与措施节能降耗有许多方面，比如加强燃烧调整、减少泄漏和工质损失、维持凝汽器最佳真空、提高给水温度、降低厂用电率、排烟热损失、原水单耗、补水率等。1.1 维持凝汽器最佳真空维持凝汽器最佳真空，一方面可以增强机组做功能力，另一方面可以减少燃料量，从而提高机组经济性。 机组正常运行中， 保持凝汽器最佳真空应采取如下措施：1.1.1确保机组真空严密性良好1) 、坚持每月两次真空严密性试验；2) 、利用机组大小修，对凝汽器进行

30、灌水找漏；3) 、对轴封系统进行改造，确保轴封系统供汽正常；加强轴抽风机运行维护，确保轴封回汽畅通。4) 、加强给水泵密封水系统监视调整。5) 、发现真空系统不严，影响机组真空，立即进行查找：a）检查 #8、#7、#6、#5 低加汽侧放水门、就地水位计放水门、电接点水位计放水门是否关闭严密； #8、#7、#5 低加疏水至凝汽器直通门盘根、法兰是否吸气；b）检查轴封冷却器水位是否正常；c）检查甲、乙、丙凝汽器就地水位计放水门是否关闭严密；d） 单级水封筒真空是否破坏，存在泄漏，向单级水封筒适当注水；检查调整给水泵密封水， 同时检查多极水封筒入口压力表是否出现真空， 如若是，则向多极水封筒注水，使

31、水封筒入口压力保持在 0 位。e）检查调整凝结泵密封水，防止凝结泵密封水过低；用薄纸巾检查凝结泵入口滤网法兰是否吸气；f ）检查调整 #7、8 低加疏水泵密封水，防止疏水泵密封水过低；g）检查本体疏水扩容器至凝汽器热水井的疏水管弯头、管道、焊口等检查是否存在泄漏；本体疏水扩容器至凝汽器吼部的疏汽管道上的伸缩节焊口是否开裂泄漏；疏水至本体疏水扩容器的最后一道阀门的盘根、法兰是否存在泄漏；h）检查轴封泄汽旁路门开度是否过大，调整门前后疏水门是否关闭严密；检查低压轴封供汽压力是否过低；i ）检查真空破坏门是否泄漏（向真空破坏门内注水）；j ） 检查 #7、8 低加疏水泵、凝结泵空气门，空气管道焊口是

32、否吸气；检查射水抽汽器的空气门、凝汽器的空气门盘根、焊口是否存在泄漏；k ）二级旁路前后疏水是否存在接管座开裂；级旁路前排大气与排扩容器疏水门不严密；l ）低压缸安全门是否存在泄漏；m）凝汽器吼部是否存在裂纹，检查凝汽器热水井取样门是否关闭严密；1.1.3 加强射水泵运行维护， 检查射水池水位是否正常， 水温是否过高， 否则应加强换水，保证射水池温度不超过 26；1.1.4 加强循环水品质的监督， 减少凝汽器铜管结垢，并定期进行胶球清洗，以增加凝汽器铜管换热效率；1.1.5 加强冷却水塔的维护， 夏季运行时， 全开中央上水门， 加强冷却塔换水，增加冷却塔效率；春冬季根据循环水温度，调整中央上水

33、门、热水回流门开度，装拆冷却塔围裙确保循环水温度正常； 不定期检查塔池内有无杂物， 及时清理，防止杂物进入自然塔水池， 使凝汽器滤网堵塞， 减少进入凝汽器的实际循环水量，降低真空；1.1.6 保持正常凝结水水位， 凝汽器水位高， 凝汽器空间减少， 冷却面积亦减少，凝汽器真空下降。1.1.7 夏季高温季节， 根据真空情况， 通过计算经济性， 确定是否启动备用循环泵，保证两台循环水泵运行。1.2 提高给水温度给水温度变化，直接影响到锅炉燃料量的变化，影响到锅炉燃烧；给水温度低，一方面使锅炉供电煤耗增加， 另一方面使排烟温度增加， 排烟热损失增加，锅炉效率降低；我公司 1- 4 机组给水温度长时间达

34、不到设计值，且较设计值偏低较多。1.2.1保证高加投入率1）机组滑启、滑停、严格控制给水温升率符合规程规定；2）机组启停严格按照规程规定及时投入或解列高加；3）加强高加运行维护，防止运行操作不当，造成高加保护动作解列。4）保持高加水位稳定；5）清洗高压加热器换热管，可以清除管内沉积物，降低换热管积垢部位内外，的温差应力和热应力，减少换热管泄漏机会，进而提高高加投入率。1.2.2加热器经常保持正常水位运行正常水位的维持是保证回热的经济性和主、辅设备安全运行的重要环节。水位过高，会淹没有效传热面降低热经济性， 同时疏水可能倒流入汽轮机危及主机安全；另外为了维持高加正常水位，开启危急疏水降低水位，造

35、成工质浪费；水位过低或无水位，蒸汽经疏水管进入相邻较低一级加热器， 大量排挤低压抽汽，热经济性降低， 并可能使该级加热器汽侧超压、 尾部管束受到冲蚀， 同时加速对疏水管道及阀门的冲刷，引起疏水管振动和疲劳损坏；1.2.3机组大小修时对加热器进行检漏，检查加热器钢管有无漏点，检查水室隔板密封性，检查高加筒体密封性，发现漏点应及时予以消除。 如果水室隔板焊接质量不过关， 势必导致部份高压给水“短走旁路”，而不流经加热钢管。这样这部份给水未与蒸汽进行热交换，造成给水温度编低；如果加热器受热面的筒体密封性不好， 导致部份蒸汽短路现象，致使给水与蒸汽的热交换效率下降，影响给水温度。1.2.4检查各段抽汽

36、电动门、逆止门全开各段抽汽电动门、逆止门未全开，势必影响加热器出水温度，从而影响给水温度。加热器投运时要求抽汽电动门和逆止门全开。 如果因阀门机构卡涩或电动门行程调整不当等诸多原因导致阀门未全开， 这样蒸汽节流会使蒸汽作功能力损失，影响给水温度；如发现监视段压力不正常，应进行分析，检查的各抽汽电动门、逆止门是否开全，否则应联系检修处理。1.2.5检查联程阀开度如果联程阀开度不全，高加水侧自动保护装置的部件可靠性差，出现联成阀传动机构卡涩或阀门严密性差等现象， 将导致部份给水短走给水小旁路， 影响给水温度。因此发现高加联程阀有问题应及时联系检修处理。1.2.6检查大旁路电动门严密性作为高加系统中

37、的大旁路电动门是在高加水侧未投运前，为保证向锅炉供水的需要，让给水流经大旁路电动门而不通过高加水侧。 如果高加大旁路电动门下限行程未调式好或阀门严密性差，导致部份给水短走大旁路，影响给水温度。解决办法是选购严密性好的阀门， 大修机组应检查该阀门的严密性， 并且热工配合调试好该电动门。1.2.7高加汽侧空气门开度高压加热器汽侧设置有空气门，其作用是将高压加热器汽侧内积聚的空气抽至除氧器。避免加热器内积聚的空气影响传热效果。 因为空气的传热系数远小于钢材，空气会在钢管周围形成空气膜，阻碍传热。然而空气门系人工操作，其开度的大小影响给水温度。1.2.8汽侧安全门可靠性加热器汽侧设置有汽侧安全门，保护

38、加热器内的蒸汽压力不超压，避免缩短加热器寿命和应力破坏。 汽侧安全门一般为弹簧式安全门。 如果汽侧安全门的弹簧失效或阀门严密性差， 导致部份蒸汽泄漏排大气， 不但损失热量而且浪费高品质的工质。1.2.9管道保温材料对于 200 MW机组而言，高加出水温度一般设计值在 240 左右，高加出水至锅炉省煤 器有相当长距离的管道。生产现场室温一般在 4050以下，这样给水管道与室温存在温差， 就存在放热现象。 如果给水管道的保温材料选型不当或质量差等原因存在， 导致给水管道的热损失增大， 影响给水温度。 解决办法是选用保温性能好的材料和提高保温材料的铺设水平。1.2.10高加的疏水如果高加疏水阀门密封

39、性差或运行人员误操作开启危急疏水，导致大量高品质的疏水流失或蒸汽漏失， 这样将损失大量的热量， 不利于提高机组热经济性。1.2.12 运行中应加强各监视段压力及各加热器进出水温度监视，时常进行分析，发现缺陷应联系检修处理。1.3 加强锅炉燃烧调整锅炉的完全燃烧除合理的燃烧调整外，应加强对风量的配比，合理的过剩空气系数， 对燃烧过程至关重要， 过量空气系数过大或过小都将造成锅炉效率降低。过量空气系数越大， 排烟热损失 (q2) 也就越大 ; 过量空气系数对化学不燃烧热损失 (q3) 影响较小；对于机械不完全燃烧热损失 (q4) ，当过量空气系数太小时，部分煤粉颗粒不能与空气充分混合则 q4 增加

40、，但过量空气系数太大时，气流速度过高，煤粉在炉内停留时间减少， q4 又会增加。合理的过量空气系数应使损失之和最小。 正常运行中， 在负荷增加过程应先将风量适当加大， 然后增加燃料量，使风量调整优先于燃料量。 而在减负荷过程中， 应先减燃料量而后减风量，使风量滞后于燃料量的调整。 这样可保证燃料的完全燃烧， 降低燃料的不完全燃烧热损失。而在正常运行中， 尤其在低负荷，对于风量的调整应引起重视，氧量超出规定值 2%-3%，燃料量虽然减下来但风量并没有减下来，造成氧量指示偏高，使燃烧所需空气量偏大， 其后果除能保证燃烧外， 对炉膛温度有直接影响，增加了烟气量， 从而使损失增加， 降低锅炉热效率，

41、对发电煤耗有直接影响，所以低负荷时应加强对风量、氧量的控制。1.4 减少再热器减温水量在运行中由于设计原因造成再热减温水量大，降低热了经济性。再热器喷水每增加 1%，国产 200mw机组，将使热耗增加 0.1%-0.2% 。再热器温度每升高 5，热耗减少 0.111%，再热蒸汽温度每降低 5，热耗将增加 0.125%。再热器加热出来的蒸汽进入汽轮机中压缸做功，与高压蒸汽进入高压缸做功相比，其效率将大为降低。大家知道，提高机组热效率的主要途径是提高初温、初压、降低排汽压力。为此，应该尽量保证用高温高压的蒸汽去多做功。 再热器的调温，设计上是采取烟气挡扳进行调整， 充分利用烟气的再循环烟气量大小来

42、改变再热器温。而实际运行中因设计原因， 很多情况下采用再热器减温水喷水的方法进行调整，再热减温水的喷入相当于增加蒸汽量， 用低压蒸汽的部分增加去顶替高压蒸汽来满足机组负荷， 所以降低了热经济性。 因此，在调整中应尽量保证再热器温度，减少喷水量。还可以考虑更改受热面等措施以提高机组经济性。1.5 加强受热面吹灰在锅炉运行当中还应加强受热面吹灰。排烟热损失是锅炉各项损失中最大的一项，一般为 4%-8%，锅炉机组的排烟温度越高，排烟热损失越大。排烟处的烟气容积越大，排烟热损失也越大。锅炉运行中，受热面上发生结渣或积灰时，受热面的传热变差， 排烟温度升高。 为了减少排烟损失， 应经常保持锅炉各受热面的

43、清洁，但吹灰同时增加了工质损失及热量损失， 所以应按设计工况合理地进行吹灰次数的确定， 并严格执行， 以保证锅炉在最佳工况下运行， 使锅炉效率提高，从而提高经济性。1.6 减少锅炉漏风不管什么部位的漏风，都会使气体的体积增大，使排烟热损失升高，使吸风机的电耗增大。 如果漏风严重， 吸风机已开到最大还不能维持规定的负压 （炉膛、烟道），被迫减小送风量时， 会使不完全燃烧热损失增大， 结渣可能性加剧，甚至不得不限制锅炉出力。空预器漏风，不但增加吸风机、一次风机电耗，而且会使空预器烟温降低，导致一次风温降低，从而降低磨煤机干燥出力。影响经济性。因此，运行中应加强运行维护监视，关闭看火孔，保证炉底部水

44、封不中断。锅炉检修应对空预器进行风压试验， 发现漏点及时消除， 锅炉启动前应紧闭人孔门。节能降耗对火电厂效益的影响分析高贵仁（大唐淮北发电厂）摘要：本文分析了火电厂节能降耗与成本、利润的关系，并从节能的角度阐述了对火电厂效益的影响，通过节能降耗，降低成本，提高企业效益。关键词：火电厂节能降耗降低成本电力体制改革进入实质运作阶段，“厂网分开，竞价上网”将逐步到位。改制后的火电企业进入市场后，随着改革的不断深入和装机容量的大幅度增加，电力紧缺的局面将随着消失， 发电企业间的竞争将逐渐显现。 为进一步提高企业竞争力，必须未雨绸缪， 在管理上树立强烈的效益意识， 特别是增强企业的利润意识。因为利润是企

45、业的生命， 是企业经营的最终目标。 只有通过强化生产和经营管理，降低成本，才能提高企业竞争力，使企业立于不败之地。下面就简要的从成本和利润的角度，分析节能降耗和成本、效益之间的关系。1 火电厂发电利润与相关因素众所周知企业经营中，利润取决于收入和支出的差额，经营过程中收入大于支出既为盈利，否则亏损。发电厂改制以后，下一步作为独立核算的实体，在经营过程中也是如此。因此我们从火电厂发电经营利润角度， 分析一下相关因素。首先看一下发电利润公式：发电利润售电收入变动成本各项固定成本各项税金从公式清楚的看出，增加售电收入，降低成本，减少税金（充分利用国家给予的优惠政策）是增加发电利润的直接途径。1.1售

46、电收入售电收入上网电量上网电价（发电量综合厂用电量）上网电价（发电量厂用电量主变变损）上网电价发电量（ 1综合厂用电率）上网电价从售电收入的关系可以知道，增加售电收入必须增加上网电量和提高上网电价，或者说增加发电量，降低综合厂用电率，提高上网电价。但是竞价上网后的电厂，在统计期内上网电量的多少，不在取决与指令性或指导性的计划安排，而是靠上网电量的竞价获得。因此说电厂的上网电量和上网电价不是自己决定的，而是由市场决定的。上网电价报价低，可能竞争到较多的上网电量，但利润空间小，甚至零利润。上网电价报价高，竞争到的上网电量减少，甚至竞争不到上网电量。因此上网电量竞价是今后电厂发展和生存的关键。 上网

47、电量竞价需要解决两个问题，一是竞价的软硬件设施和竞价技巧要跟上， 满足科学的竞价要求、技术和条件。二是提高竞价实力，通过节能降耗，技术进步，科学管理，降低综合厂用电率，降低发电成本，取得具有竞争力的上网电价，增加竞价实力。从而争取较大的上网电量份额，获得较多的售电收入。1.2成本和税金成本是企业为生产和销售产品所支付的费用总和。电厂的成本按其性质和用途可分为变动成本和固定成本。变动成本发电燃料成本购入电力费水费（发电量发电标煤耗标煤单价燃油费用）购入电力费水费。各项固定成本包括：材料费、职工工资、大修理费、固定资产折旧、职工福利基金和其他费用。即不随发电量变化的费用。另外一项支出就是应缴纳的各

48、项税金。如何降低综合发电成本（变动成本和固定成本），提高竞价实力和利润空间，是与售电收入同等重要的问题。因此把两者和起来分析：即：发电利润发电量（ 1综合厂用电率）上网电价发电标煤耗标煤单价燃油费用购入电力费水费各项固定成本各项税金由此看出：发电利润与发电量和上网电价成正比，与综合厂用电率、发电标煤耗、标煤单价、燃油费用、购入电力费、水费、各项固定成本、各项税金成反比。降低成本首先要降低变动成本，特别是燃料成本，因为变动成本占总成本的 6070，是成本的重头。降低变动成本主要从两方面着手，一是加强燃料入厂管理，健全燃料的购入和存储制度， 严把入厂燃料的重量和质量， 确保燃料入厂关。分析市场价格

49、和供求关系， 保证燃料的质优价廉。 二是加强内部设备管理，主要是运行管理、节能管理、检修管理，降低机组供电煤耗，燃油消耗，水耗等能耗指标， 来降低变动成本。 其次是降低固定成本， 降低固定成本主要加强各项费用的管理来实现。 如加强材料的采购管理， 材料领用定额管理、 大小修费用、技改费用管理、各种费用管理等，同时提倡修旧利废，建立节约资金的奖惩机制，杜绝任何浪费。因此，火电厂竞价上网后要获得满意利润，就必须综合分析相关因素，寻找售电收入，综合发电成本和充分利用税收政策三方面的最佳位置点。 方可获得较大利润。2 通过节能降耗，降低综合发电成本，增加发电利润以上宏观分析了发电利润予其相关因素，从而

50、看出节能降耗与发电利润的密切关系。其中降低综合厂用电率， 降低发电煤耗， 降低燃油消耗和水耗是降低综合发电成本的重要手段， 也是节能管理工作的主要内容。 因此，我们必须重视节能降耗，加强节能管理和技术改造， 提高每个职工的节能意识， 通过降低能耗带动成本降低。2.1降低综合厂用电降低综合厂用电对于发电厂十分重要，竞价上网后厂用电降低，在高峰时段可以增加上网电量， 在非高峰时段可以降低发电成本。 因此，降低综合厂用电是增加利润的一项重要手段。 降低综合厂用电一是要降低生产用电， 二是降低非生产用电，三是降低主变变损。 降低生产和非生产用电主要是加强生产和非生产节电管理、经济核算、运行经济调度和加

51、快节电技改。 通过认真执行节电管理制度，非生产用电的经济核算， 岗位节电竞赛奖惩机制， 辅机运行经济调度及风机、水泵节电改造（改变频、液耦调速）等措施，达到降低厂用电的目的。其次是利用先进技术降低主变变损。使全厂综合厂用电达到较低的水平。2.2降低发电煤耗降低发电煤耗提升机组的经济运行水平，是发电厂生产技术追求的目标。降低机组的发电煤耗从反平衡角度分析，取决于降低汽轮机热耗和提高锅炉炉效，同时加强管道的保温， 提高管道传热效率。 降低汽轮机热耗一是利用先进技术，进行汽轮机通流部分及相关热力系统改造等，提高循环效率，降低热耗。二是运行中积极、 及时对主辅机进行调度和调整，保证机组相应工况下的参数

52、、真空等指标处于经济运行状态。 三是提高设备健康水平， 确保系统无负压泄漏， 无额外热源漏入凝器， 无回热系统故障等影响经济运行的缺陷。 提高锅炉炉效同样需要跟踪先进的技术， 进行受热面、 燃烧器等主辅设备的技术改造。 同时运行中要及时调整燃烧和辅机运行，减少锅炉各项损失，特别是排烟损失（ q2）和机械不完全燃烧损失（ q4）。另外加强来煤煤质预报，杜绝严重偏离设计煤种的燃煤入厂、入炉。通过以上措施保证机组的经济运行和煤耗的下降。2.3节油、节水降低发电厂燃油消耗和水耗对降低成本非常重要。在降低燃油消耗方面，首先是采用先进的节油技术， 进行锅炉节油改造， 当前普遍采用的是锅炉燃烧器和小油枪改造

53、， 以收到较好的节油效果。 比较前沿的是等离子点火技术， 一旦普遍推广，燃油消耗将大幅下降。 二是在现有条件下加强节油管理， 严格执行燃油管理考核制度， 通过奖罚机制， 调度运行人员节油的主动性和积极性。 三是加强设备管理，减少非计划启停和设备消缺用油。水费是变动成本中独立的成本项目，减少水费支出需要从两方面考虑，一是充分利用国家有关政策和规定， 合理缴纳水资源费， 确保企业利益。 二是内部加强节水管理；加快节水改造；加强废水回收利用；减少管网泄漏；生产用水及时调整、调度；生活用水，合理收费， 提高职工节水意识。 通过节油、节水管理，使全厂燃油消耗和水耗达到一个较先进的水平。综上所述，节能对火

54、电厂竞价上网后的利润，有十分重要的影响，因此我们必须进一步加强节能管理， 加快节能技改， 提高全员的节能意识， 通过挖潜降耗，把节能工作推向新的高度，使企业竞争力进一步提高。锅炉及燃烧系统经济性控制参数降低飞回可燃物表示从尾部烟道排出的飞灰中含有的未燃尽碳的量占飞灰量的百分比， 主要与燃煤特性、煤粉细度、煤粉均匀性、炉膛温度、风粉混合程度等有关。针对索然用的每种，合理选定煤粉细度，尽可能减少煤粉中大颗粒的含量，强化燃烧，提高燃尽程度。最佳氧量炉膛出口的氧量是表征锅炉的配风、 燃烧状况的重要因素， 加强锅炉燃烧配风的调整，改善锅炉的燃烧状况， 提高锅炉运行效率。 因炉膛出口处烟气温度较高，锅炉运

55、行中监测的氧量测点一般在高温过热器后。 计算排烟损失的氧量应使空气预热器出口处的氧量， 尾部烟道特别是空气预热器的漏风， 将引起的烟气量和排烟损失的增加， 需要定期监测空气预热器的漏风， 并加强对空气预热器的维护。通过燃烧调整，确定和力度最佳过量空气系数。科学的排烟温度是锅炉运行中可控的一个综合性指标，它主要决定锅炉燃烧状况以及各段受热面的换热效果， 是防止排烟温度异常、 保证锅炉经济运行的根本措施。 排烟温度升高 5C，影响锅炉效率降低 0.2%（百分点）左右，影响煤耗 0.6g/KW.h 。锅炉等离子点火技术等离子点火燃烧器是利用在强磁场控制下的直流接触引弧放电，将空气电离成等离子体。该等

56、离子体内含有大量活性粒子，这些粒子其内部有着上万度的高温，将该等离子体射流用机械和磁压缩的方法送到需进行点火的部位，让煤粉通过该等离子体，由于受到超高温的强烈作用，煤粉颗粒迅速放出挥发份， 并被破碎而再析出挥发份， 从而迅速燃烧、 强化燃烧， 等离子体的化学活性物质可加速热化学反应，促进燃料的完全燃烧。 该技术适用于全国电力等行业调峰锅炉及用油高的锅炉。等离子点火原理等离子发生器阴阳极间直流电在高压激励作用下， 将压缩空气电离， 产生稳定连续的空气等离子流，进入燃烧器，形成温度 3000K5000K 等离子体高温火核。在燃烧器内，高温等离子流与煤粉气流发生热化学反应， 煤粉中的挥发物的含量提高

57、 1.2 1.8 倍，煤粉被快速（ 103-105K/s ）加热，在 1秒内迅速燃烧，形成燃烧火焰喷入炉膛。等离子点火特点高效、经济、环保、安全、简单是等离子点火的主要特点采用高能（ 250MW/M3）空气等离子体作为点火源，热效率高达 93%，可点燃挥发份较低的贫煤和无烟煤，实现锅炉的冷态启动和稳燃。采用等离子点火，运行和技术维护费用仅是重油点火费的 15%20%，能大幅度降低燃油消耗，降低成本；对于新建机组不仅能在建设期间全部收回设备投资，而且会产生几百万元效益；锅炉点火时不用重油， 电除尘可以在点火时投入， 减少了点火初期排放大量烟尘对环境的污染，有利于环境保护 ; 电厂采用单一燃料，缩

58、减油系统，炉前燃油系统甚至可以取消，避免了燃油系统造成的各种事故， 改善了电厂安全和环境状况。等离子点火系统组成 等离子发生系统由以下部分组成：等离子发生器本体：产生高温等离子流；电源系统： 含数字控制整流电源模块、 电抗器等，为等离子发生器提供直流可调电源；冷却水系统：用电厂除盐化学水，发生器前压力不低于0.3MPa ，温度不高于40，不含杂物，单台发生器最大流量4t/h ，闭式循环使用；压缩空气系统： 压缩空气由电站空压机站提供，经过滤装置除油、 除水、干燥，从储气罐出口母管分别送到等离子发生器。单台发生器用气量在0.4MPa 下为（ 90150） m3/h。 等离子点火燃烧器； 风粉系统

59、。在电厂原有风粉系统的基础上视具体情况加装改造或不改造，改造也仅是微小的； 监控系统。包括燃烧器壁温在线监控，风粉在线监测、图象火焰监视等;等离子点火技术年节油600 多万吨“按目前我国发电燃煤机组3.5 亿千瓦以上计算，这项点火技术全面推广后，每年就可节油600 多万吨，相当于国内一个中型油田年产油量。”国电科技环保集团有限公司副总经理王雨蓬日前在接受采访时算了这样一笔账。 “还可给电厂带来降低运行成本 300 多亿元的效益。 ”这项点火技术，就是人称给火力发电点火带来革新的煤粉锅炉等离子点火稳燃技术等离子点火技术)。与目前火力发电厂燃煤锅炉启、停及保持低负荷稳燃都采用大量燃烧柴油或重油的方法相比，国电科技集团烟台龙源电力技术有限公司自主研发的等离子点火技术，在代替油枪喷油助燃的同时，实现电厂锅炉点火和稳定燃烧。(简称降低运行成本由于节油效果明显，加之这几年国际油价飞涨，目前等离子点火技术已在全国260 多台大型电站煤粉锅炉上得到成功应用。王雨蓬说，从已应用等离子点火技术的电站锅炉运行情况看，除了可给电厂带来明显节油效益外，还可带来三大效益：一是降低电厂点火的运行成本。应用该技术的电厂点火运行成本普遍仅为燃油点火运行成本的 10% 到 20% 。二是安全。避免了电厂因过多贮存和使用燃油造成的火灾和人身伤害事故 。三是环保。降低了燃油点火无法采用电除尘器而造成的冒黑烟问题和有