燃煤热电厂效率提高措施的发展趋势

燃煤燃煤热电热电厂效率提高措施的厂效率提高措施的发发展展趋势趋势 专业：物理学 班级：2010 级 10 物理 姓名：柴晋鹏 指导教师：丁毅 目 录 引 言.5 1 热机的工作原理和效率定义.6 1.1 热机及组成 .6 1.2 热机效率 .7 1.3 卡诺热机效率的研究 .7 2 影响机组能耗高的主要因素及定量分析.9 2.1 影响发电煤耗的主要因素 .9 2.2 汽轮机热耗率（或各缸效率） .9 2.2.1 影响汽轮机热耗率高的主要原因.9 2.2.2 参数及其对热耗率的影响 (超超临界 600MW 机组） .10 2.3 凝汽器压力 .12 2.3.1 影响凝汽器压力高的主要原因.12 2.3.2 凝汽器性能定量分析方法.13 2.4 热力及疏水系统 .14 2.5 煤质 .15 2.6 再热器减温水量大 .15 2.7 机组出力系数 .16 3 重点燃煤热电厂效率提高措施.16 3.1 超超临界燃煤发电技术 .16 3.2 冷端系统改进及运行优化 .18 3.3 降低锅炉排烟温度 .19 3.4 脱硫系统节电 .21 3.5 降低空气预热器漏风率 .21 3.6 热力及疏水系统改进 .21 结 论.22 致 谢.23 参考文献.24 摘摘 要要 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。因此提高燃 煤发电的效率成为我国在这方面的最大目标。而想要提高电厂的发电效率， 单单靠提高工质工作的最高温度状态来提高热机的发电效率还是远远不够的， 于是只能尽量在高科技方面(如：超临界燃煤发电技术)对热机进行研发从而 大幅度的提高发电效率。本文针对我国火电厂发电效率存在的诸多问题（如 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），分析了问题产生 的原因，并提出对其节能降耗的具体意见，重点讲述了超临界燃煤发电技术 的原理、发展，热力及疏水系统改进和冷端系统改进及运行优化。为以后燃 煤火电厂运行优化、技术改造等提供了一些参考。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整体效益的增长， 创造出更多的经济财富。 关键词： 燃煤热电厂；效率提高； 超临界技术； 节能减排 Abstract In our country s natural resources , the most abundant coal reserves , and a relatively small oil and gas reserves , which determines the country s power sector is characterized mainly by thermal power plants . Therefore, to improve the efficiency of coal-fired power generation become the biggest target in this regard . And want to improve the power generation efficiency of the plant , relying solely on the state to raise the maximum temperature of the working fluid working to improve Power generation efficiency of heat engines is not enough , so far only in the high-tech ( such as: supercritical coal-fired power generation technology ) to the heat engine research and development in order to greatly improve the efficiency of power generation .In this paper, many problems exist in power generation efficiency of thermal power plants (such as cold end unit poor economy ; condensation pumps, fans, high milling system power consumption, power consumption rate of production is too large ; air preheater leakage serious ; Heater selection source of high -quality extraction , etc. ) , analyze the causes of the problem and to make specific comments on its energy saving , focuses on supercritical coal-fired power generation technology , developments , heat and drain system improvements and cold side system improvement and operation optimization . For the future operation of coal-fired power plant optimization , technological innovation to provide some reference. Adhere to the principle of hope in the process of energy-saving operation of thermal power plants is significant , can promote the growth of the overall effectiveness of the business in many ways to create more economic wealth. Keywords: Coal-fired power plant; efficiency; supercritical technology; energy conservation 引 言 目前全国燃煤热电厂的效率均在 35%42%之间，其生产过程中不仅能耗 巨大，而且造成了大量的环境污染。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。因而提高燃煤机组的效率、降低污染物排放是燃煤发电的永恒主题， 更是当前我国火电结构调整的重要任务。 目前国家正处在重新考虑能源发展战略的关键时期。围绕实现现代化的 目标，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，把能源优质化作为主攻方向。 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 热机的工作原理和效率定义 1.1 热机及组成 热机是热力发电机的总称，能够持续不断的把燃料燃烧时释放的能量转 化为机械能的装置，都叫做热机。热机通常以气体或液体作为工质（传递能 量的媒介） ，利用气体受热膨胀对外做功。热能的来源主要有燃料燃烧产生 的热能、原子能、太阳能和地热等。热机是现在交通和发电站的基本动力源， 是目前最广泛的动力机器。热机的种类有蒸汽机、内燃机、汽轮机、喷气发 电机和火箭等。虽然热机的种类很多，但是其基本物理原理是相同的，基本 结构都是由发热机、内燃机和冷凝器三个部分组成。 1.2 热机效率 热机的理论研究和实践表明：任何一台热机，在从一高温热源取热转变 为功的同时，必须放出一部分热量给另一低温热源。热机的热效率 定义 为：用来做有用功的那部分能量与燃料完全燃烧所释放的能量比。 公式：功与热量间的关系： 21 QQW 热机的热效率： 1 Q W 理想卡诺热机的效率为： 1 2 1 T T T1为发热机器的绝对温度，T2为冷凝器的绝对温度。 1.3 卡诺热机效率的研究 热电厂中，理想的循环过程如图 1 所示（这里水为例）：首先用泵将 循环水压入燃烧炉的管道系统中，管道系统中的水吸收煤燃烧产生的热量而 升温、蒸发，变成高温高压的水蒸气。高温高压的水蒸气经蒸汽轮机绝热膨 胀，对外做功，带动发电机发电。经蒸汽轮机后低温低压的水蒸气将在冷凝 器中放出剩余的热量冷凝成水，从而完成一个循环过程。在循环过程中（这 里是指“卡诺循环” ） ，工质从外界（燃烧的煤）高温热源吸收热量（变成Q1 自己的内能） ，一部分转换成需要的功，另一部分以热量的形式在外Q1WQ2 界低温热源处放出。因此必然满足。 21 QQW 如果用 表示在一次循环过程中的热机效率（即吸收的总热量转化为 向外界做功的效率） ，那么） 。在理论上总会有 =100%， 1 2 1 21 1 1 Q Q Q QQ Q W 图 1： 理想气体卡诺循环 在实际过程中使用的工质是水和水蒸气。水吸收热量升温、蒸发及产生 的水蒸气的升温过程中温度不断变化，都会或多或少地对热机效率的提高产 生影响，尽管如此，卡诺循环的效率公式还是为实际中如何提高燃煤电厂的 效率指明了方向。在实际应用中，虽然降低冷凝温度理论上能达到目的，但 真正操作起来是非常不经济的，因此一直以来，大部分提高热机效率的措施 是围绕不断提高工质工作的最高温度状态展开的。 随着许多科学技术的不断进步，火力发电厂在大幅度的提高燃煤效率， 进而提高发电效率方面也有很大的进展。例如：我国超超临界燃煤发电技术 就是一个最用力的证明。在科学计算中，提高火电机组热效率的最有效措施 之一是提高蒸汽参数和采用大容量机组。 2 影响机组能耗高的主要因素及定量分析 2.1 影响发电煤耗的主要因素 在燃煤发电厂中，影响发电煤耗的因素如表 1 所示。 表 1 影响发电煤耗的各个因素 高压缸效率主蒸汽压力煤质 中压缸效率主蒸汽温度排烟温度 低压缸效率再热器压损锅炉本体、尾部烟道漏风 轴封漏汽量 再热蒸汽温度过剩空气系数 运行氧量 调节阀运行方式系统泄漏受热面脏污 凝汽器压力平均负荷率煤粉细度 凝结水过冷度机组补水率飞灰可燃物含量 凝结水泵焓升再热器减温水流量散热损失 小机进汽量锅炉吹灰参数及流量 环境温度暖风器用汽量 加热器端差锅炉排污及除氧器排汽 2.2 汽轮机热耗率（或各缸效率） 2.2.1 影响汽轮机热耗率高的主要原因 汽轮机设计热耗率低，实际运行达不到设计值。 通流间隙偏大，漏汽量大。 （新建机组安装期间） 汽封磨损，漏汽量大。 （高、中缸，上、下缸温差大，汽缸变形；运 行控制不当，轴系振动大；汽轮机进水转子碰磨等） 轴封漏汽量大，进汽导管密封差，引起泄漏。 调节级叶顶间隙大、汽封齿少，调节级效率低，调节级喷嘴组损伤， 调节汽门重叠度过大。 平衡管漏汽量大。 （引进型 300MW 机组） 低压进汽导流板损坏，低压缸工艺孔漏汽量，抽汽温度高。 （600MW 超临界机组） 通流部分结垢。 （抽汽口压力、轴向位移、汽水品质） 叶片损伤。 （叶片损坏、叶片水蚀） 蒸汽管道滤网未拆除，单阀运行。 各缸效率直接影响发电煤耗。例如，降低 1 个百分点对发电煤耗的影响 量如表 2 所示。 表 2： 各缸效率降低 1 个百分点对发电煤耗的影响量 机组类型高压缸效率对发电煤 耗的影响 g/kWh（百分点） 中压缸效率对发电煤 耗的影响 g/kWh （百分点） 低压缸效率对发电煤 耗的影响 g/kWh（百分点） 引进型 300MW 机组0.62（ 0.209 ）0.89（ 0.301 ）1.36（ 0.459 ） 600MW 亚临界机组0.5（ 0.172 ）0.99（ 0.339 ）1.34（ 0.46） 600MW 超临界机组0.34（ 0.12 ）0.5（ 0.18 ）1.18（ 0.42 ） 2.2.2 参数及其对热耗率的影响 (超超临界 600MW 机组） 不同机组类型蒸汽压力和温度对汽轮机热耗率的影响如表 3 所示。 表 3：典型机组蒸汽参数对汽轮机热耗率的影响量 机组类型主蒸汽压力 1MPa kJ/kWh 主蒸汽温度 10 kJ/kWh 再热汽温度 10 kJ/kWh 1000MW 超超临界机组 28.122.713.0 600MW 超超临界机组 13.424.517.8 600MW 超临界机组 12.42517.6 当主蒸汽压力和温度变化时，热耗率随之改变。 图 2 表明，主蒸汽压力降低 1MPa 时，热耗率升高 0.18%。 图 3 表明，主蒸汽温度降低 10热耗率升高 0.33%。 图 4 表明，再热蒸汽温度降低 10热耗率升高 0.24% 图 2 主蒸汽压力对热耗率的影响 图 3 主蒸汽温度对热耗率的影响 图 4 再热蒸汽温度对热耗率的影响 2.3 凝汽器压力 2.3.1 影响凝汽器压力高的主要原因 影响凝汽器压力高的主要原因有以下几点： 冷却水量小（循环水泵存在问题、运行方式不合理） 冷却管脏物（胶球清洗、二次滤网） 循环水温度高（冷却塔性能差） 凝汽器热负荷大（汽轮机排汽、热力系统泄漏） 凝汽器面积小 夏季真空泵冷却水温度高，抽汽性能差 抽空气系统设计不合理（双压凝汽器） 真空系统严密性差 凝结水过冷度大 2.3.2 凝汽器性能定量分析方法 凝汽器性能计算 1）核算设计条件下凝汽器的性能 g QqWy 3600 2）循环水流量计算（通过计算排入凝汽器的热量估算循环水流量） 3）不同工况下凝汽器性能计算，如：凝汽器端差、传热系数、清洁度 4）确定凝汽器实际运行压力与设计压力的差值 凝汽器压力与汽轮机热耗率的关系 1）汽轮机制造厂提供的排汽压力修正曲线 2）汽轮机性能试验中 THA 工况或 3VWO 工况性能试验结果 3）THA 工况和 TRL 工况热平衡图 表 4 给出了几种典型机组凝汽器压力与热耗率的关系。 表 4 机组凝汽器压力与热耗率的关系 机组类型THA 工况热耗率 kJ/kWh TRL 工况热耗率 kJ/kWh 热耗率变化 kJ/kWh/kPa 引进型 300MW 机组7900（4.9kPa)8332（11.8kPa) 53 330MW 机组7672 （5.3kPa)8012（11.8kPa) 52 600MW 超临界机组7522 （4.9kPa)7942（11.8kPa) 50 100MW 超超临界机组7318（4.7kPa)7567（9.2kPa) 46 图 5 表明，排汽压力升高 1kPa 热耗率升高 0.82%（61kJ/kWh） 图 5 排汽压力与热耗率的关系 2.4 热力及疏水系统 热力及疏水系统存在的主要问题： 热力系统设计不合理，冗余系统多（主蒸汽疏水、高排通风阀、高加 危急疏水、低旁前疏水） ； 阀门质量较差； 自动疏水器质量差； 经常存在泄漏的阀门有：主、再热蒸汽疏水、导管疏水、高加危急疏 水、旁路、给水泵再循环。 当蒸汽泄漏时，汽轮机热耗率受到影响。如表 5 所示。 表 5 典型机组不同部位泄漏 1t/h 蒸汽对汽轮机热耗率的影响 辅机设备300MW 亚临界机组600MW 超临界机组1000MW 超超临界机组 主蒸汽 9.74.92.944 冷再蒸汽 8.74.42.718 再热蒸汽 7.03.42.135 2.5 煤质 煤质对机组经济性的影响： 近几年，煤炭供应紧张，煤炭价格居高不下，燃用煤种与设计煤种差 异较大，燃煤灰分增加，发热量降低，挥发分变化大，均对锅炉燃烧造成很 大影响。 煤质结渣性能差，容易结焦和受热面积灰，影响排烟温度。 煤质可磨性差，影响制粉系统电耗、降低制粉系统出力和影响煤粉细 度。 煤质着火困难，可燃性差，使飞灰可燃物含量升高。 例如：某超临界 600MW 机组，设计燃用平顶山煤，实际掺烧 38水运煤 （无烟煤） ，经运行统计及计算分析，锅炉效率降低 0.9 个百分点，发电煤 耗升高 2.7g/kWh。 又如：某超超临界 600MW 机组，设计烟煤，实际掺烧 35扎煤（褐煤） ， 锅炉效率降低 0.58 个百分点，发电煤耗升高 1.74g/kWh。 2.6 再热器减温水量大 再热器减温水量大的主要因素： 汽轮机高压缸效率低、高压缸漏汽量大，高排温度高。 受热面设计不合理。 燃用煤质与设计煤质差别大。 1）运行操作控制不合理。 2）机组投产早期，受热面较干净，沾污系数与设计沾污系数有差别。 再热器减温水对热耗率的影响如表 6 所示 表 6 不同类型机组再热器减温水对热耗率的影响量 机组类型热耗率影响量 (kJ/kWh)/(t/h) 发电煤耗影响量 (g/kWh)/(t/h) 300MW 亚临界机组 1.380.053 600MW 超临界机组 1.00.037 600MW 超超临界机组 0.80.03 1000MW 超超临界机组 0.50.02 2.7 机组出力系数 出力系数对机组的经济性影响较大，提高机组出力系数是降低机组能耗 的关键因素。出力系数对发电煤耗的影响量通常根据设计数据、试验结果、 运行统计数据确定。如表 7 所示。 表 7 不同类型机组出力系数对机组能耗的影响 发电煤耗 g/kWh发电厂用电率 %机组类型 75%50%75%50% 300MW 亚临界机组 4.04.216.016.50.50.551.71.8 600MW 超临界机组 4.24.516.016.50.450.51.551.65 600MW 超临界空冷机组 5.05.517.017.50.450.501.551.65 1000MW 超超临界机组 4.55.014.515.00.40.451.501.6 3 重点燃煤热电厂效率提高措施 3.1 超超临界燃煤发电技术 通过以上对影响机组能耗的主要因素的分析，从不同类型机组再热器 减温水对热耗率的影响，煤质对机组经济性的影响，不同部位泄漏蒸汽对汽 轮机热耗率的影响，机组凝汽器压力与热耗率的关系，各缸效率降低 1 个百 分点对发电煤耗的影响量，典型机组蒸汽参数对汽轮机热耗率的影响量、机 组出力系数等方面，我们可以看到超超临界燃煤发电技术的发展和超超临界 机组是提高火电机组热效率的最有效措施之一。 超临界技术就是：燃煤电厂在高温运作时，采用先进的蒸汽循环以实 现更高的热效率和比传统燃煤电厂更少的气体排放。燃煤发电是通过产生高 温高压的水蒸气来推动汽轮机发电的，蒸汽的温度和压力越高，发电的效率 就越高。在 374.15 摄氏度、22.115 兆帕压力下，水蒸气的密度会增大到与 液态水一样，这个条件叫做水的临界参数。比这还高的参数叫做超临界参数。 温度和气压升高到 600 摄氏度、2528 兆帕这样的区间，就进入了超超临界 的“境界” 。超临界发电机组已在发达国家广泛采用,国际上超超临界机组的 蒸汽压力已达 2531MPa,蒸汽温度达 593610,热效率达 45%。国外机组 的可靠性数据表明,超超临界机组可以同超临界发电机组一样实现高的可靠 性。 从环保措施看,国外的超超临界机组都加装了锅炉尾部烟气脱硫、脱硝 和高效除尘装置,可以实现较低的排放,满足严格的排放标准。同时,超超临 界机组提高了效率,相应也节约了发电耗水量。超超临界机组是成熟、先进 的技术,在机组的可靠性、可用率、热机动性、机组寿命等方面已经可以和 亚临界机组媲美,已经有了较多的商业运行经验。 通过对几种主要的洁净煤发电技术进行的比较可见，配有污染物排放控 制技术的超超临界燃煤发电机组在效率，容量，可靠性，设备投资，以及环 保等方面都具有一定的优势。针对火电行业存在的主要问题，超超临界燃煤 发电技术在我国将会很快发展起来。根据电力行业，发电设备制造业以及相 关行业的现有基础，可以看出我国已经具备了发展超超临界燃煤发电技术的 条件；而且在近期内，配有污染物排放控制技术的超超临界燃煤发电机组会 很快成为我国电力行业的主力机组。超超临界燃煤发电技术对于实现我国火 电结构调整意义重大,是我国燃煤电厂建设应大力发展的技术。 按照国家制订的 2020 年电力发展规划，我国发电装机容量将从目前的 4 亿千瓦增加到 2020 年 9 亿千瓦，其中燃煤机组将达到 5.8 亿千瓦。目前我 国电力工业装机中高效、清洁的火电机组比例偏低，结构性矛盾突出。2002 年，火电机组中 30 万千瓦及以上机组占 41.7%，20 万千瓦以下机组占 42.5%，超临界机组只占 2.38%。洁净煤发电、核电、大型超（超）临界机组、 大型燃气轮机技术开发、设备生产刚刚起步。全国火电平均供电煤耗 383g/kWh，比世界先进水平高出 60g/kWh。因此迫切需要在近期研制出新一 代燃煤发电设备来装备电力工业，而新一代发电设备则应该具备可靠、大型、 高效、清洁、投资低等性能；同时国内设备制造企业经过努力后应该能够具 备生产能力，能够形成规模生产和市场竞争局面。当然要想提高全国性的发 电效率和能源利用效率，还是要尽快将超临界机组普及开来，发展的以适应 经济的需要。 3.2 冷端系统改进及运行优化 冷端系统改进及运行优化要注意以下情况： 确保排汽压力传压管安装正确，传压管不积水，排汽压力测量准确。 机组在 80%负荷以上，湿冷机组真空严密性200Pa/min。 部分机组在夏季时真空泵冷却水温度高，真空泵出力不足，通过改进 真空泵冷却水系统，最好采用已有的冷却水源（如：集中空调冷冻水、地下 水） ，必要时也可加装制冷装置，降低真空泵冷却水温度，提高真空泵出力。 大多数机组凝汽器冷却管较脏，需要进行高压水冲洗，或进行酸洗。 确保胶球清洗装置正常投运。原则上直流冷却系统应设置一、二次滤 网。 改进直流冷却水取水口位置，降低凝汽器进口水温度。 减少阀门泄漏，优化热力及疏水系统，提高汽轮机通流效率，加强运 行管理，减小凝汽器热负荷。 对于已投运的机组，增加凝汽器换热面积，就要对凝汽器实施改造， 增加冷却管数量和更改相应的管板连接支撑等，有的甚至需要改变凝汽器外 壳，投资和工程量较大，而得到的收益相对较小，因此，原则上不宜通过增 加凝汽器面积来解决汽轮机的冷端问题。若确实需要增加凝汽器面积，应进 行技术经济分析论证。双背压凝汽器的抽气系统串联布置方式改为并联布置 方式。 改进循环水泵性能，提高循环水流量。改进冷却塔冷却性能（如：更 换填料） ，降低凝汽器进口水温度。 循环水泵改为动叶可调，或高低速改造或变频改造，降低循环水泵耗 电率。循环水泵运行方式优化通过运行方式优化试验，结合机组负荷、冷却 水温度、循环水泵耗电率，可以得到循环水泵的最佳运行方式。同期投运的 2 台机组循环水泵加装联络门，便于循环水泵实现优化运行。 3.3 降低锅炉排烟温度 通过燃烧调整控制最佳过量空气系数。加强电厂入厂煤来源管理，保证 来煤相对稳定，避免由于煤质差异太大，而使排烟温度升高，主要是控制煤 的水分、发热量和结渣特性。 运行过程中加强锅炉受热面吹灰，制定完善的吹灰措施，并优化吹灰方 式。同时，检修人员应加强日常检修与维护，确保吹灰器的正常投入，保持 各受热面的清洁，控制空气预热器入口烟温度不高于设计值，控制空气预热 器压差在合理范围内。 当判断受热面积灰严重，采取正常吹灰手段仍无法消除时，利用检修机 会及时清除受热面积灰。 依据煤质特性，在保证磨煤机运行安全的前提下，适当提高磨煤机出口 温度设定值。 在炉膛不结焦及制粉系统安全的前提下，可适当提高一次风风粉混合物 的温度，减少冷风的掺入量。 设计合理的风煤比曲线，应定期测量一次风速，并校验一次风量测量系 统，防止因测量误差导致磨煤机实际运行中一次风量偏大或一次风速偏高。 因此，要根据原始设计及设备的具体状况来确定磨煤机不同出力下的风煤比 （直吹式）或者不同负荷下的一次风速、风压（中储式） ，并保试验应在稳 定的负荷与煤种下进行，通过试验确定不同负荷下最佳过量空气系数曲线。 在锅炉大、小修中及日常运行中，针对锅炉本体及制粉系统进行查漏和 堵漏工作，检查各个连接法兰密封、膨胀节处密封，锁气器是否严密及炉本 体密封，特别应检查炉底水封槽、炉顶密封及磨煤机冷风门能否关严。 在锅炉大、小修中及日常运行中，针对锅炉本体及制粉系统进行查漏和 堵漏工作，检查各个连接法兰密封、膨胀节处密封，锁气器是否严密及炉本 体密封，特别应检查炉底水封槽、炉顶密封及磨煤机冷风门能否关严。 有条件时可适当增加空气预热器受热面面积。 经过可行性论证后，可增加低压省煤器（凝结水余热利用系统）降低锅 炉排烟温度。 3.4 脱硫系统节电 通过脱硫系统运行优化，在不同负荷、不同入口 SO2 浓度时，确定最佳 的浆液循环泵组合方式、最佳的 pH 设定值、氧化风机的投运台数、吸收塔 液位和石灰石粒径等，使得脱硫装置在满足环保排放要求的情况下，脱硫系 统耗电率最低及运行成本最小。同时，建立吸收系统最佳运行卡片，指导运 行人员合理操作。 西安热工研究院近期开发的脱硫添加剂，它通过改变脱硫塔吸收剂的活 性，提高脱硫效率。在特定的条件下，维持脱硫效率不变，可减少浆液循环 泵的运行台数。 3.5 降低空气预热器漏风率 当空气预热器入口烟气温度与设计值接近，而排烟温度明显偏高时，宜 考虑增加空气预热器受热面面积。 空气预热器漏风率一般不大于 6%，在 6%8%应进行检修，8%10%可考 虑进行密封改造，高于 10%时应采用新型密封技术进行改造。 宜定期或根据空气预热器的阻力变化情况进行空气预热器吹灰，以保持 空气预热器受热面具有较高的清洁度。当空气预热器烟气侧压差大于 1.2kPa 时，应利用检修机会清除受热面积灰。 3.6 热力及疏水系统改进 热力及疏水系统改进总原则是机组在各种不同工况下运行，疏水系统应 能防止可能的汽轮机进水和汽轮机本体的不正常积水，并满足系统暖管和热 备用的要求。为减少热力及疏水系统泄漏，其改进原则是: 运行中相同压力的疏水管路应尽量合并，减少疏水阀门和管道。 热力及疏水系统阀门应采用质量可靠、性能有保证、使用业绩优良的 阀门。 疏水阀门宜采用气动球阀，不宜采用电动球阀。 为防止疏水阀门泄漏，造成阀芯吹损，各疏水管道应加装一手动截止 阀作为临时措施，原则上手动阀安装在气动阀门前。 对于运行中处于热备用的管道或设备，在用汽设备的入口门前应能实 现暖管，暖管采用组合型自动疏水器方式，禁止采用节流疏水孔板连续疏水 方式。 结 论 通过以上分析，随着我国节能法律法规体系和市场经济