集团公司推荐的节能技术表.doc

2011年集团公司准备推荐的节能技术推广、示范、试点项目序号项目名称技术内容节能效果应用示例依托单位总投资）我公司实行状况一推广项目共18项1电除尘器节电技术采用高频技术进行电除尘器配套供电装置改造，将电除尘器的常规工频电源改造成高频电源，可以有效地改善电场内部的供电波形，伏安特性更有利于发挥除尘器的荷电作用，节电效果明显。改造后可以长期稳定运行，并取得了较好的节能效果；节电率都超过60-80。可门、汕头、石狮鸿山、上都、景德镇、水洞沟、登封、洛河、张家口、湛江、铜陵、渭河、马鞍山全系统推广150与电除厂家-福建龙净公司沟通，在不增加设备和投资的情况下，通过开发控制系统潜能，优化电除运行参数达到节能技术。今年3月初，对公司5、6号炉电除运行参数进行了优化调整，现正在观察节能效果。2水环式真空泵密封水冷却技术对真空泵密封水进行深度冷却，使真空泵密封水温度明显降低，提高真空泵的抽吸能力。机组真空提高约0.5kPa；对于空冷、湿冷机组供电煤耗可分别降低0.5 g/kWh、1.5 g/kWh。邹县、宿州、新乡、蒲城、嘉祥、石横、王曲等多个电厂全系统推广20准备实施，计划对真空泵增加前置喷射装置（加装前置喷射装置和密封水深度冷却是解决同一问题的两种不同方法），现可研已上报至大唐国际。3煤粉动态分离器技术从磨煤机出来的风粉混合气流经过动态煤粉分离器，带粉气流在挡板分离区首先进行预分离，分离出来的风粉混合物在分离器转子区再次进行分离，分离出的粗粉全部经回粉锥体落回磨煤机继续碾磨，提高了分离效率、煤粉均匀性和磨煤机出力，降低磨煤机耗电率。可以降低飞灰可燃物损失，改善炉膛出口温度场的均匀性，降低减温水量，可以提高磨煤机出力约10%。加装动态分离器的磨煤机厂用电率均低于0.4%，外三达到了0.25%。国内1000MW机组全部使用动态煤粉分离器，新建机组也正在逐步采用全系统推广100两台机组12台磨煤机均采用动态分离器4空气预热器柔性密封技术能够自动弹性补偿空预器径向和轴向密封间隙，其自由端始终与密封面接触，最大限度地降低空预器的漏风；弹性密封件与扇形板形成滑动接触，有效地减少密封件与转子之间的摩擦阻力。空预器漏风率下降4-15%，锅炉效率提高0.33-1.25%，供电煤耗下降1-3g/kWh石横、聊城、菏泽、蓬莱全系统推广2002012年检修中实施，目前正在招标5锅炉吹灰智能优化技术根据受热面实时换热计算，实现按“需”吹灰及控制，避免受热面超温，减少因吹损造成的爆管；并对吹灰器开关信号、时间信号的在线智能辩识和分析判断，实现吹灰器卡涩等故障的实时报警。可有效降低排烟温度2-6，减少吹灰蒸汽用量30%以上；锅炉效率提高0.10.4%左右。国家重点节能技术推广目录(第二批)，华电多台机组、托电应用全系统推广200根据和托电了解情况，需要新增1套智能吹灰系统，新增40点温度测点/台炉，厂家需要调用DCS系统约1000点左右温度点，进行数学建模，建模费用90万，调试周期3-5月，综合以上情况分析费用大、周期长，暂时不具备施工条件，如需以后实施公司相关专业开会确定可行性。对两台锅炉受热面技术改造后，受热面尾部目前无有效位置安装吹灰器，造成每台炉部分原始吹灰器不能投用。采用智能吹灰系统首先需解决吹灰器投用率的问题。6小油枪点火及稳燃技术利用压缩空气的高速射流将燃料油直接击碎，雾化成超细油滴进行燃烧，同时用燃烧产生的热量对燃料进行初期加热、扩容、后期加热，在极短的时间内完成油滴的蒸发气化，使油枪在正常燃烧过程中直接燃烧气体燃料，从而大大提高燃烧效率及火焰温度。对于贫煤可以做到7090%的节油率、无烟煤达到40%以上的节油率。节油效果明显，可以实现燃煤锅炉节油5095%。多个电厂使用全系统推广120我公司锅炉点火方式为等离子点火，机组冷态启动先投入炉底加热系统，再以等离子点火，在机组带负荷时投入油枪引燃第二、三台磨煤机吹入煤粉，即可撤出油枪，每次启动油耗不超过4吨，可减小B、C、D层油枪旋流雾化片孔径，进一步减少用油量，无须进行小油枪改造。7等离子点火技术等离子发生器利用空气做等离子载体，用直流接触引弧放电方法，制造高温等离子体，热一次风携带煤粉通过等离子高温区域被点燃，形成稳定的二级煤粉的点火源，保证煤粉稳定燃烧。等离子系统投运时，大量降低机组油耗，一般采用等离子点火技术冷态启动耗油在10吨以内，甚至可实现无油启动。多个电厂使用全系统推广400基建时已采用8变频调速技术变频调速技术采用单元串联多电平技术或者IGBT元件直接串联高压变频器等技术，实现变频调速系统的高输出功率（功率因数0.95），同时消除对电网谐波的污染。对中高压、大功率风机、水泵的节电降耗作用明显，平均节电率在30%以上多个电厂使用全系统推广国产400元/kw,合资800元/kw凝结水泵变频器一拖二改造在2010年完成；5、6号机组引风机变频后自2010年9月相继投入运行，在机组负荷300MW至450MW，节电效果明显。但在运行中引风机相继出现中间轴裂纹、变形、断裂等问题，现已改为工频运行。变频厂家正在分析原因。公司计划2013、2014年各进行一台机组脱销改造，锅炉须配合进行引风机、增压风机二合一改造，改造为双级动叶调节风机，计划今年进行调研。9纯凝汽轮机组改造实现热电联产技术纯凝汽轮机本体不作改动，通过在两根中低压连通管打孔抽汽，同侧合并，利用调节阀和主调门控制抽汽参数，使纯凝发电机组具备热电联产和纯凝发电两用功能。在两用功能中，纯凝方式运行保持原来运行方式不变；热电联产方式运行时，在安全性能不变的基础上，能实现热电联产基本指标要求。机组抽汽供热后，由于冷源损失减小，汽机热耗率降低，另外机组冬季带采暖抽汽，锅炉平均负荷将有所增加，锅炉效率有所提高，最终使发电厂热效率达到45%以上，降低机组供电煤耗约20-30g/kwh。多个电厂使用全系统推广1600无集中供热区域。10机组滑压优化运行技术通过开展机组不同负荷下的定滑压试验，分析并找到机组配汽与滑压曲线最优状态，并及时调整，减少节流损失，必要时对阀门的流量曲线进行优化；机组滑压优化曲线确定后，及时对耗差系统进行数据修正。集团公司200MW以上的机组实现机组滑压优化运行，供电煤耗1-2g/kWh。在大唐国际20台600MW等级机组上进行了应用全系统推广30大坝发电公司已于2010年请西安电科院所做了机组定滑压曲线优化运行试验，并一直在使用。11双背压凝汽器系统优化技术将原来高、低压凝汽器抽空气管路串联改为与真空泵分别连接的并联方式；或保持原来的串联方式不变，在高低压凝汽器抽汽管路之间加装一调节阀，来调节高低压凝汽器的背压差。可以提高机组的真空，达到了双背压凝汽器的性能，节能效果显著；供电煤耗降低11.5g/kWh。多个电厂进行了管路改造全系统推广20不实施，我厂为直接空冷机组无双背压凝汽器。12热力试验管理按照集团公司以热效率为核心能耗管理指导意见的要求，认真开展五类热力试验：日常试验、月度试验、检修前后试验、技改专项试验、新机组试验；试验原则上应按照电站汽轮机热力性能验收试验规程(GB8117-87)和电站锅炉性能试验规程(GB10184-88)的标准进行；定期对机组各种热力试验和其他定期试验的结果进行分析，有针对性地提出解决问题的方案和措施；在进行机组热效率分析时，密切关注机组耗差分析系统的实时指标标准值的准确性，通过对热力试验的分析，对标准值进行不断地修正，使耗差分析系统能够更加准确。供电煤耗降低2-5g/kWh全系统推广大坝发电公司已和宁夏电科院建立了技术服务项目的联系，同时开展了五类热力试验工作。但目前因为无人员配备，不具备开展工作条件，不能开展热试组工作，。各专业利用耗差分析系统一直定期开展机组热耗率和热效率试验工作。13汽轮机顺序阀控制新机在投产半年后，原则上应投入顺序阀运行；阀门开启顺序以及阀门流量曲线应根据热力试验以及机组运行情况并征得厂家同意进行优化，实现机组安全、经济运行；对不能切换顺序阀的机组，要认真分析原因，制定整改措施，进行设备治理，并上报集团公司，争取尽早实现顺序阀控制；对于特殊机组阀门控制逻辑，应在充份论证的基础上，通过试验，在保证机组安全前提下，科学优化。供电煤耗降低3g/kWh多台机组使用全系统推广目前5、6号机DEH系统均为顺序阀控制，2012年1月进行6号机DEH系统阀门静态流量特性试验优化，观察效果良好后，将6号机参数修改到5号机DEH系统。14阀门内漏在线监控按照集团公司节能降耗九项措施中的要求：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阀门后加装温度测点，在线监控，以监视疏水阀的严密性；定期组织进行阀门内漏检查，制定阀门内漏管理办法；大小修要制定专门阀门内漏治理方案，实现机组修后阀门无泄漏；达到集团公司经济性评价标准要求。供电煤耗降低1-2g/kWh多台机组使用全系统推广在2009年已对主要阀门加装温度测点，可以正常监视温度，DCS系统有监视画面，如需新增测点，热控检修时实施。15循环水泵双速电机改造技术将电动机定子线圈改为双速绕组，改造后的电机定子线圈接线形式间洁，切换方便、可靠.只需更换定子绕组，电机其余零部件全部利用,电机原进出线、进出水、安装位置等情况均不变。使循环水泵运行方式更加灵活，经过方式优化，全年循环水泵可节电15%。华能井冈山电厂、国电黄金埠电厂、华润阜阳电厂等多家电厂全系统推广20我公司机组采用直接空冷凝汽技术。每台机组运行一台1250Kw辅机循环水泵，通过双速机力冷却塔冷却辅机循环水。辅机循环水水温低时机力冷却塔风机低速运行或停运；辅机循环水水温高时，机力冷却塔风机高速运行。因辅机循环水泵容量小，且辅机循环水通过双速冷却风机冷却，辅机循环水泵变频改造暂不进行。16汽轮机通流改造技术采用先进的汽轮机三维流场设计，结合四维精确设计对汽轮机通流部分及汽封系统进行优化改供电煤耗率下降 1520g/kWh300MW 及以上的各种汽轮机组全系统推广4000-5000准备实施。汽轮机通流改造事宜已同东汽厂沟通，初步分析汽轮机通流部分及汽封系统优化后热耗仍达不到设计值,具体事宜仍在沟通中。17电站锅炉用邻机蒸汽加热启动技术采用蒸汽替代燃油和燃煤对锅炉进行整体预加热，使锅炉在点火时已处于一个“热炉、热风”的热环境。从而大大降低燃油点火强度，大幅缩短燃油时间，使锅炉启动耗油量下降一个数量级。启动用油量节省90%多个电厂使用全系统推广200已采用，机组冷态启动先投入炉底加热系统，再以等离子点火，在机组带负荷时投入油枪引燃第二、三台磨煤机吹入煤粉，即可撤出油枪18纯凝汽轮机组改造实现热电联产技术纯凝汽轮机组的导汽管打孔抽汽，实现热电联产。改造后每供1GJ热节能28kgce多个电厂使用全系统推广1600不实施，我厂非供热机组，无集中供热区域。二示范项目共10项已同各上市公司、分公司、省发电公司电话沟通意向确定的1 烟气余热利用技术锅炉后烟道安装换热器，通过管内热工质的蒸发、冷凝，将热量回收加以再利用得技术。换热器技术以壁温的设计及计算为基础，运用控制壁温技术，达到既节能又安全不腐蚀管道的目的。可以降低排烟温度2025；一台300mw机组年节煤4700吨，降低煤耗约1.52.0g/kWh。榆林、榆树、外三、营口太二、托电500正在调研，准备结合脱硝改造在空予器至电除尘烟道内加装低温省煤器。2自动控制系统优化通过控制汽机调门和锅炉燃烧来满足尽可能小的主汽压力偏差前提下的快速负荷响应，可以替代传统的PID控制；采用矩阵对象模型来预测被控对象的变化趋势，然后根据这种趋势来给出最佳的控制动作，提高响应速度和减温水的使用。主蒸汽温度和再热汽温度的控制品质有了明显改善，超调量显著减少，再热喷水量降低。供电煤耗降低1g/kWh左右。北美已有多家电厂的机组在使用，托克托7号机组托电、吕四、运城1502012年大唐国际热工技术监督会，确定由王滩电厂和华北电科院配合实施该项新技术，托克托电厂给予技术支持，其他公司不在今年实施计划内。3 电厂废水余热回收热泵技术采用溴化锂溶液为吸收剂、水为制冷剂的热泵，回收利用电厂废热水等余热，制取所需要的工艺或采暖用高温热媒（热水），达到了废热的回收利用。可以显著增加供热能力或制冷能力。京能热电、阳泉三厂、太一等鸡西、（建议高井）设备投资及占地面积大，我公司不适用此技术。见介绍资料。4螺杆膨胀机技术高压介质经螺杆膨胀机进气口进入转子的齿间容积后，推动转子旋转，并使齿间容积不断扩大，当齿间容积完全与进气口脱离时，进气过程结束。随着齿间容积继续增大，高压介质体积膨胀温度降低；当齿间容积与排气口相通时，开始排气过程，直至齿间容积减少为零，完成一个工作循环为止，在此过程中输出动力。广泛应用于热电联产企业减温减压蒸汽节流损失的能量回收和排放的废热的能量回收，可以直接拖动负载（或者发电），从而有效降低厂用电率。利用30t/h锅炉排污水每年可发电170万千瓦时，提供商业用热水17.93万吨，比改造前每年可节约标准煤2117吨，降低厂用电率0.106%国电九江、新余钢铁厂托电、张家口、鲁北100 设备投资大，维护费用高。见介绍资料。5电站锅炉燃烧智能优化系统基于先进的人工神经网络技术和专家系统内容。既可根据用户需求对同一台锅炉性能进行全面优化，也可根据不同的侧重点制定诸如降低污染物排放、提高锅炉热效率、降低供电煤耗、自动吹灰等灵活的优化方案。可降低减温水投放，通过实时在线监测炉膛出口烟温，控制过热器与再热器的管壁温度；提高锅炉效率和污染物排放。锅炉效率提高0.10.5%.北海、邹县、潍坊、莱城珲春350在大坝发电公司各项资金可行情况下，也可考虑上燃烧智能优化系统，但必须在设备可靠性高和入炉煤质稳定为前提。6 运行耗差分析系统示范应用，实现指标动态达标按照集团公司耗差分析技术标准要求建立并完善耗差分析系统，具备耗差在线分析、热经济性统计报表、运行操作指导、 在线试验工具、经济负荷调度、运行绩效考评功能；通过制定完善的耗差系统管理制度，以强化生产指标优化管理工作，调动运行职工节能降耗的积极性；运行绩效考评与耗差系统相结合，实现准确对安全、经济指标进行月度绩效考评；耗差系统的应用，不断完善机组调节性能，优化自动控制系统调节特性，实现小指标动态达标。供电煤耗降低1-3g/kWh集团公司88%企业已经应用宁德大坝发电公司已上线运行耗差分析系统，但部分功能仍有待继续开发，目前正在联系厂家进行完善。7汽轮机冷端优化冷端优化的项目包括：对凝汽器清洁度治理，胶球泵投入方式优化；真空系统查漏，确保严密性优秀；凝汽器端差达标；循环水泵运行方式优化，通过试验，确定机组不同环境温度、不同负荷下的最佳真空；减少内漏，凝汽器热负荷正常；冷却塔冷却效果达到设计值；抽气设备性能进行优化；双背压凝汽器进行背压优化，实现双背压运行；确保真空除氧效果，凝结水溶氧合格。供电煤耗降低3-5g/kWh乌沙山、七台河、张家口电30准备实施，计划2012年机组检修中进行如下工作：1.对小机凝汽器、小机润滑油冷却器、定子冷却器、电泵液力偶合器工作油和润滑油冷油器等进行高压水冲洗。2、空冷岛加装喷淋装置。3.小机胶球清洗系统检查治理（收球网）。4.空冷凝结水回水管道改造（消除管道振动，确保凝结水溶氧合格）。5.机力通风冷却塔填料改造（消除填料结垢堵塞、确保喷溅装置工作正常）。另外，日常工作中继续做好各种板式换热器定期清理、空冷散热器由外向内高压水冲洗等工作。8 回热系统优化回热系统优化项目包括：开展高低加水位调整试验，确定最佳运行水位；通过优化高低加投运方式，防止加热器泄漏；通过优化加热器水位自动调节系统，确保高低加疏水畅通，危急疏水正常保持常关；加热器温升在线监视，及早发现加热器内部以及旁路问题。供电煤耗降低1.5g/kWh潮州、黄岛、徐塘、保定10已根据经评专家要求进行优化，目前除7号低加端差偏大，检修中改造液位计。9锅炉吹灰方式优化吹灰方式优化项目包括：通过试验，确定机组最佳吹灰运行方式,减少不必要的吹灰次数；具备条件情况下进行智能吹灰系统的应用，实现模糊控制优化，减少吹灰蒸汽用量，降低排烟温度，提高锅炉效率；加强设备管理，确保吹灰投入率；吹灰制度完善，措施、方案齐全，不发生受热面吹损、炉膛掉大焦事件，不发生因吹灰导致灭火事件。供电煤耗降低0.5-1.5g/kWh长二热、安阳、湘潭10在公司资金可行的前提下，可进行吹灰系统的优化工作，对提高锅炉整体的热效率有较大作用。10 运行分析规范化建立规范的运行分析管理标准；岗位分析、专业分析、专题分析、异常分析有效开展，资料详实；异常分析遵循“四不放过”的原则，落实责任，积极整改，措施到位；运行分析中涉及节能分析部分按照集团公司以热效率为核心能耗管理指导意见的要求执行；各种日、周、月定期指标分析有效开展，并建立问题责任落实、措施防范的规范体系。通过规范开展运行分析，能够有效降低机组能耗。首阳山此项工作大坝发电公司发电部一直在进行，但还需要不断完善和提高。三试点项目共9项已同各上市公司、分公司、省发电公司电话沟通意向确定的1大功率给水泵变频技术采用高压变频技术，保留原偶合器不变，对电机进行改造。前置泵独立安装电动机，变频采取一拖一方式，节电效果明显。变频调速给水泵比液力偶合器调速给水泵日均节约电量17339千瓦时，与液力偶合器调速给水泵相比节电21.2。年节约资金174.26万。变频改造投资602.5万元，预计3.46年可收回投资。长二热、耒阳500已实施。凝结水泵变频器一拖二改造在2010年完成；机组运行时使用两台50%汽动给水泵，30%电动给水泵备用，不需要改造。2刷式汽封TurboCare完善和改进了原有设计，在可收放式汽封上添加了刷式密封。智能刷式汽封可以利用柔性材质动态地调整汽封间隙值，可以做到比汽封设计间隙值更加小的间隙，做到汽轮机正常运行时汽封“零”间隙。使汽封在工作状态中的损耗最小化，大大的减少了汽封的漏汽，提高机组的效率，提升机组原有及潜在出力。可以有效遏制轴振，不损伤转子，提高了机组的安全性。可以降低煤耗6.3 g/kWH；350MW高中压缸改造热耗率降低161 kJ/(kWh)3MW-1300MW容量机组均可使用。全球范围内已经安装近800台，其中韩国90%的电厂采用此产品，华能丹东电厂已使用。乌沙山500不实施。2011年机组B级检修中，已将5、6号汽轮机高中压隔板汽封和1、2、3号轴封全部改造为布莱登汽封，将4、5号轴封的第1、3段汽封改造为王常春接触式汽封。3无中空陀螺溅水碟技术按照水塔对喷溅装置的理想要求而设计，完全达到了水塔对喷溅装置的理想要求，淋水无中空，无伞装水膜，水滴细小，其叶轮和水流对空气可产生一个向上的推力，增加空气流通能力。提高水塔性能，经济性能显著；没有部件间的接触，可靠性比普通的旋转喷溅装置大幅度提高。循环水温至少可降低1，相应的机组煤耗至少可降低1g/kWh以上。七台河、双鸭山50准备实施，此项技术主要针对湿冷机组的自然通风凉水塔，我厂为机力通风冷却塔，相关事宜正在调研。4空冷岛降温提效及优化技术在空冷岛下部安装喷水装置（射雾器），用地下低温的水冷却空气，形成水空调；即能降温又降低周围环境的粉尘浓度，减少粉尘对空冷散热片的污染，也可减少空冷喷淋降温装置的投入次数，减少了除盐水的使用量。优化技术：进行直接空冷机组空冷岛流场试验，研究不同来风情况下空冷系统及其周围风场特性的研究，合理控制顺、逆流风机的运行频率，提出最优运行方式及改进措施；综合分析负荷、排汽压力、外界条件的特点，掌握其变化规律，优化运行方式，确定经济背压，进一步提高空冷机组运行经济性；采取有效措施确保空冷系统真空严密性达到良好以上水平，力争优秀水平；保证空冷岛异常情况下的机组安全运行（如真空突变、冬季冰冻等）。在我国举行的世博会上被广泛应用，能有效地降低环境温度4左右。预计能降低环境温度3以上，降低煤耗5g/kWh，每台机组年节约除盐水1.5万吨托克托计划2011年试点实施托电100准备实施。2012年机组检修中对空冷岛加装喷溅装置，现技术协议已签订，预计4月15日开始进行水泵房浇筑和设备安装的前期工作。5自动控制系统温度优化通过控制汽机调门和锅炉燃烧来满足尽可能小的主汽压力偏差前提下的快速负荷响应，可以替代传统的PID控制。蒸汽温度优化是采用矩阵对象模型来预测被控对象的变化趋势，然后根据这种趋势来给出最佳的控制动作，提高响应速度和减温水的使用。降低了主蒸汽压力的摆动，改善了机组的协调控制性能；供电煤耗降低0.5g/kWh左右。主蒸汽温度和再热汽温度的控制品质有了明显改善，超调量显著减少，再热喷水