节能策略研究课题成果交流 高中信息技术课件教案 人教版

1、600MW火电机组节能降耗的对策研究课题成果汇报中国华电集团动力技术研究中心二九年三月动力中心一、前言动力中心 国家“十一五规划纲要明确提出了“十一五期间单位GDP能耗在2005年的根底上降低20左右，主要污染物排放总量减少10的约束性指标，电力行业是国家节能减排工作的重中之重。 目前国内火力发电机组的实际运行能耗水平与设计相比存在较大的差距,集团公司600MW等级机组共32台，供电煤耗完成328.55克/千瓦时，比五大集团平均高1.77克/千瓦时，比大唐高5.41克/千瓦时，比国电高4.05克/千瓦时，比华能高1.50克/千瓦时，比中电投低2.10克/千瓦时。动力中心 节能评价：300MW机

2、组平均节能潜力为10.42g/KWh，占火电机组节能总量约50%,600MW机组平均节能潜力为7.71g/KWh,占集团火电机组节能总量的约35%。动力中心 抓好300-600MW机组的节能降耗工作，对于降低集团公司的整体能耗水平，提高竞争能力和经济效益具有关键作用。集团公司于2007年底成立了“600MW机组的节能降耗对策研究课题组，由动力中心作为技术牵头人，选取包头电厂的亚临界机组、贵港电厂的超临界机组作为研究对象开展工作。动力中心 经过一年多的工作，包头电厂供电煤耗由2007年的338g/kWh下降为2021年的329g/kWh，下降10g/kWh左右，贵港电厂工程开展前由于种种原因供电

3、煤耗高达355g/kWh左右，目前供电煤耗为330g/kWh左右，下降25g/kWh，取得了明显的成效。动力中心二、研究方法动力中心 课题选择包头公司600MW亚临界#2机组和贵港公司600MW超临界#2机组作为研究对象： 不同的机组形式 不同的地域分布 不同的煤种情况 从技术、管理的角度对供电煤耗高的原因和机组的节能潜力进行系统分析，具有鲜明的特征，有很好的代表性。动力中心 课题以现场热力试验为根底，并以耗差分析和理论研究为指导，从锅炉燃烧及制粉系统、汽轮机及热力系统、主要辅机系统三个层面展开研究工作。 通过对这两个电厂各环节的优化调整与改进,形成一整套系统、全面的节能管理的措施与实施细那么

4、，到达大幅度改善机组运行经济指标的目的。动力中心三、600MW机组系统优化调整与改进动力中心3.1 锅炉燃烧及制粉系统动力中心 1 氧量 炉膛出口氧量是机组运行中最容易调整、变化范围最宽、与其它运行指标耦合性最强、对经济性响最大的参数之一。动力中心 包头电厂试验结果分析：通过氧量调整，排烟温度下降3-5，提高锅炉效率约为0.3-0.5%左右，降低供电煤耗1g/kWh以上。 现阶段氧量控制普遍偏高1.0%左右，仅这一个节能因素，就能降低机组的供电煤耗在1g/kWh以上，而低负荷情况下，氧量控制偏差最正确点更多，节能空间更大。 动力中心 2排烟温度 一般来说,排烟温度每升高5，影响锅炉效率降低0.

5、2个百分点左右，影响煤耗升高0.6g/KWh。通过锅炉参数的综合调整,在保证平安性的前提下,尽量降低锅炉排烟温度,是锅炉重要的节能手段之一。 动力中心3制粉系统调整 制粉系统是主要辅助系统，特别是在目前发电用煤供给紧张、煤质多变的情况下，其运行性能对锅炉机组的平安、经济运行的影响尤为重要。制粉系统现在已经是电厂运行的重中之重，调整难度和要求都大幅度的提高。 动力中心 包头电厂的磨煤机的通风量和煤粉细度调整试验，图1和图2。图1 磨煤机入口通风量和煤粉细度的关系图2 磨煤机通风量和电耗的关系动力中心 包头电厂通过调整，排烟温度下降了2以上，飞灰含碳量下降0.3%左右。燃烧调整典型案例-贵港电厂燃

6、烧调整试验： 以下为贵港电厂煤样的常规分析和燃烧特性分析：项目煤样1煤样2反应指数RI()401384燃尽指数Cb18.3017.92着火特性难难燃尽特性极难极难判别RI()Cb极难42016.5难420-31616.5-9.6中等316-2729.6-6.0易272-2356.0-2.2极易2352.2 贵港电厂燃用煤种严重偏离设计值，燃烧恶化，前期运行时，由于锅炉积灰严重，发生垮灰灭火现象，对于本课题而言，贵港电厂的燃烧调整是重中之重。动力中心课题组锅炉左右侧烟气温度偏差的调整： 结果分析： 实际运行可以增加偏置风或减弱反切SOFA风量来调整烟气的左右偏差。再热蒸汽温度调整 机组负荷450

7、MW做了摆角指令由70、80、90、100%摆动，对过热气温和再热器温的影响。 动力中心结果分析： 建议今后燃烧器摆角控制在80%以下运行，尽量利用二次风量的匹配来调整炉内燃烧。通过调整再热汽温有较大提高，最高能到达561。课题组 通过加强对低再进行吹灰,再热汽温升高6,左右，说明低再受热面的积灰比较严重,从现场检查来看，实际上低再区域的积灰是相当严重，通过吹灰器改造，再热蒸汽温度能有较大幅度的提高，从而接近或到达设计数值。 通过运行优化调整降低锅炉飞灰、大渣可燃物 A磨运行时，大渣含碳量增加5%左右，应该尽量防止A磨煤机的运行，同时通过必要的风量匹配，降低飞灰含碳量。动力中心 最正确氧量调整

8、动力中心 锅炉运行应保持合理的烟气含氧量能提高机组运行经济性与可靠性，在高负荷区域：提高约0.2%，在低负荷区域：提高约0.5%，控制氧量同时可以降低NOx排放，同时可适当增加偏置风，以减少水冷壁的高温腐蚀。 总结： 通过详细的燃烧调整工作，锅炉效率从调整前的88.4%提高到了90.5%左右，锅炉效率得到了大幅度的提高，同时调整后，再热蒸汽温度提高了大约15左右，降低了汽轮机的热耗，使得机组经济性得到了大幅度提高，根本降低供电煤耗约为10g/kWh，效果十分显著。 同时在低负荷运行时应停止A磨运行，能有效降低大渣含碳量5%，提高锅炉效率，对尾部吹灰进行蒸汽吹灰改造，能进一步提高再热蒸汽温度，提

9、高锅炉效率，降低汽轮机热耗。动力中心3.2 汽轮机及回热系统动力中心1汽轮机通流局部间隙 现阶段影响汽轮机组的经济性问题，主要为汽轮机的通流局部间隙的问题。 2汽轮机轴封改造：刷子汽封、接触式汽封、蜂窝汽封、布莱登汽封等。(轴封加热器温差小于1度说明泄漏量较少,大于2-3度时,说明泄漏量较大)动力中心包头电厂大修前后热耗与煤耗比较：试验负荷(MW)600540480420360平均压力（MPa）16.716.715.2513.812.35热耗率大修前（kJ/kW.h）8464.88506.98690.08800.08950.08682.3大修后（kJ/kW.h）8319.88355.88580

10、.08645.08675.08515.1降低（kJ/kW.h）145.0151.0110.0155.0275.0167.2煤耗率大修前（g/kW.h）315.2316.8322.6328.1333.3323.2大修后（g/kW.h）309.8311.2319.7322.2321.8316.9降低（g/kW.h）5.45.62.95.811.66.3动力中心 3汽轮机顺序阀切换 新建机组的汽轮机在运行初期，处于单阀控制运行方式，即汽轮机各高压调门同时参与调节，各调门开度相同，因此，高压调门开度较小，节流损失较大，机组的经济效益差。 从贵港电厂对顺序阀得切换情况来看，400MW时主汽流量由切换前的

11、1202t/h下降为切换后的1176t/h，降低约2.2%，供电煤耗降低约为 5.0 g/kWh，在运行中统计分析，600 MW供电煤耗同比降低1.5 gkWh，500 MW供电煤耗同比降低 3.0 g/kWh，节能效果显著。动力中心 4定-滑压运行优化 由于电力行业的开展和市场的变化,机组利用小时数下降,汽轮机长期处于低负荷运行，偏离设计工况，热经济性大大降低。故研究汽轮机在低负荷运行时，运行方式对火电厂经济性将产生很重要影响。故研究汽轮机在变负荷运行时，定滑压运行优化对热经济性的影响对现场节能降耗具有十分重要的意义。动力中心结果分析： 包头电厂机组在540MW下采取滑压参数冬季平均降低热耗

12、率27kJ/kWh， 降低发电煤耗0.92g/kWh，夏季季平均降低热耗率33 kJ/kWh， 降低发电煤耗1.12g/kWh。 动力中心 5凝汽器真空治理 a提高冷却塔的冷却效果； b全面检查机组疏放水系统，检修或更换内漏阀门； c对上下旁路进行检修和改造； d胶球系统改造； e加强凝汽器的检查； f 凝汽器钢管冲洗。动力中心 6热力系统内漏治理 a高加采取随即滑启滑停的运行方式； b防止加热器过负荷； c保持加热器疏水的正常水位； d监视高加端差并防止管壁结垢； e严格控制给水PH值、含氧量，减少腐蚀； f加强维护，提高检修质量。动力中心3.3辅机系统 动力中心 3.3辅机系统 1循环水泵

13、优化运行 通过循环水泵的启停来实现冷端系统运行优化。 2汽动给水泵轴封间隙调整 同主汽轮机一样，级间间隙和轴封间隙调至最小设计间隙，同时更换磨损的汽封。 3高能耗设备变频改造 采用变频技术，提高效率，电耗下降。动力中心课题组 贵港电厂凝结水泵变频案例 运行天数发电量(万kWh)凝泵电机耗量(万kWh)凝泵耗电占发电量比工频运行6.13-7.133025123119.60350.476%变频运行10.9-11.8302511940.97710.163%节约值78.62640.313%节约比65.74% 从以上数据可以看出，凝结水泵改变频运行后的用电量仅为改造前工频运行时的34.26%，影响供电煤

14、耗1g/kWh左右，其节能效果极为显著，投入生产后的一个月，即已实现节能效益逾30万元。 四、包头电厂成效动力中心供电煤耗由2007年的338g/kWh下降为2021年的329g/kWh。动力中心五、贵港电厂成效动力中心 供电煤耗由8月份355g/kWh左右，经过调整，同时煤质开始好转和稳定，电厂运行管理水平提高，下降到330g/kWh左右。动力中心六、600MW机组通用节能措施表动力中心锅炉侧（主要因素）序号影响因素产生原因解决措施1运行氧量1)煤质 1)煤种掺配燃烧试验 2)锅炉漏风 2)最佳氧量试验 3)氧量值显示不准确 3)加强设备维护和标定 2飞灰可燃物1)煤种 1)煤种掺配燃烧试验

15、 2)煤粉过粗 2)制粉系统优化试验 3)炉内燃烧工况不佳 3)燃烧调整试验 4)锅炉配风不佳 3排烟温度1)煤质 1)检修系统查漏与堵漏 2)过量空气系数 2)燃烧调整试验 3)受热面积灰 3)受热面改造 4)给水温度 4)加强受热面吹灰5)设计问题 4大渣含碳量1)煤粉细度 1)最佳煤粉细度试验 2)底部燃烧器托举能力 2)燃烧器投运方式试验 3)燃烧器缺陷 3）燃烧器设备改造检修5制粉系统1)煤粉细度 1)优化试验 2)系统电耗或风量偏大 2)系统改造 3)设备磨损等情况严重 3)加强设备维护工作 4)系统漏风严重 动力中心汽机侧1汽封改造与间隙调整1） 实际运行缸效率低于设计值 1）间

16、隙调整 2） 抽汽口抽汽温度大大高于设计值 2）采用先进的轴封进行改造 2定滑压运行方式优化主汽压力达不到最佳主汽压力定滑压运行优化试验3顺序阀运行机组长时间采用单阀运行进行汽轮机顺序阀切换试验4凝汽器真空1） 凝汽器严密性较差 1）定期进行真空严密性试验 2） 凝汽器清洁度较差 2）提高凝汽器清洁度 3） 系统内漏较多 3）提高循环冷却水流量 4） 胶球系统无法投入运行 4）加强设备内漏治理 5） 冷却塔性能不能满足要求 5）做好冷却塔日常维护工作 6） 循环水泵不能按照最佳真空运行 6）循环水系统运行优化试验 7） 抽空气系统设计不合理 6主（再热）汽温度1） 锅炉燃烧配风等 1）燃烧调整

17、试验 2） 减温水阀内漏 2）保持对流受热面的清洁 3） 其它原因 3）认真处理好阀门内漏缺陷 4） 实际煤种煤质较差 4）受热面校核计算，受热面改造 5给水泵汽轮机耗汽量不同工况下给水泵汽轮机汽耗量的实际运行值大于设计值，1）实际能耗高于设计能耗 2）给水泵选型不合理 6机组回热系统1） 阀门的质量、安装、检修、调整等问题 1） 回热系统分析和优化试验工作 2） 疏水系统存在问题较多 2） 日常运行维护中，加强设备治理，提高运行可靠性 3） 回热系统及设备不尽完善 4） 加热器上、下端差增大，温升不足； 5） 给水旁路泄漏； 动力中心辅助设备及系统1厂用电率1）煤质 1)煤种掺配试验 2）机

18、组负荷率低 2)燃烧优化调整试验 3）烟气氧量偏高 3)辅机进行调速改造 4）辅机过早投运或过晚停运 4)合理安排辅机启停顺序和方式 5）空预器漏风较多 5)减少空预器漏风 6）非生产用电没有单独计算 6)非生产用电、生产用电分开计算 2循环水泵1)采用定速运行，机组负荷变化不能调节循环水量 1)设计采用双速调节或变频调节 2)扬程过高 2)循环水泵改造 3)选型不合理 3)循环水泵运行优化试验 4)未进行优化试验工作 3凝结水泵1)采用定速运行，运行节流损失较大 1）设计方案应采用变频调速 2)扬程过高 2）投运机组平均负荷率较低时可 3)选型不合理 3）采用变频技术进行设备改造 4电站风机1) 风机本身为低效风机； 1)改造提高风机的运行效率 2) 设计选型不当； 2)辅机运行优化试验 3) 进口管道设计不当； 4) 出口管道设计不当造成涡流损失； 5) 风机调节效率低 6) 负荷较低时，采用双侧风机运行 5燃油耗量1)安全可靠性低，启