火力发电厂节能途径研究

1、火力发电厂节能途径探讨 国家为实现经济社会发展战略目标，提出能源要“以可持续发展为主题，以结构调整和优化为主线，以全面创新为动力，争强竞争能力，提高能源效率，促进能源、经济与环境协调发展”的总体发展战略，并提出了“坚持开发与节约并举，把节约放在首位”的能源发展总方针。提倡能源节约，把节能放在首位，就是要提高能源的利用效率，以尽可能少的能源满足经济发展和人民生活的需要，走以提高能源利用效率和发展循环经济为核心的发展道路。 目前我国电力工业仍然是以火力发电为主的格局，截止到2009年末，我国火力发电机组装机容量已达到8.74亿千瓦，虽然近几年火电发展迅速，但很大一部分机组仍然存在机组能耗高、能源浪

2、费、等情况，已严重制约了火力发电企业的发展。主要内容一、火力发电厂基本生产过程二、火力发电厂的技术经济指标 三、节能评价体系介绍四、节能技术在火力发电设备中的应用一、火电厂的生产流程及特点火电厂的种类虽很多，但从能量转换的观点分析，其生产过程却是基本相同的，概括地说是把燃料（煤）中含有的化学能转变为电能的过程。整个生产过程可分为三个阶段：1、燃料的化学能在锅炉中转变为热能，加热锅炉中的水使之变为蒸汽，称为燃烧系统；2、锅炉产生的蒸汽进入汽轮机，推动汽轮机旋转，将热能转变为机械能，称为汽水系统；3、由汽轮机旋转的机械能带动发电机发电，把机械能变为电能，称为电气系统。其基本生产流程为：第一部分 火

3、力发电基本生产过程燃料燃烧的热能锅炉高温高压水蒸汽汽轮机机械能发电机电能变压器电力系统的热能第一部分 火力发电基本生产过程 火力发电厂生产过程如图1三、火力发电三大系统简介1、燃烧系统燃烧系统由输煤、磨煤、燃烧、风烟、灰渣等环节组成。（1）运煤。电厂的用煤量是很大的，一座装机容量235万kW的火力发电厂，煤耗率按335gkw.h计，每天需用标准煤（每千克煤产生70O0卡热量）335（g）70万（kw）24（h）=5628t。因为电厂燃煤多用劣质煤，且中、小汽轮发电机组的煤耗率在40O5O0gkwh左右，所以用煤量会更大。（2）磨煤。用火车或汽车、轮船等将煤运至电厂的储煤场后，经初步筛选处理，用

4、输煤皮带送到锅炉间的原煤仓。煤从原煤仓落入煤斗，由给煤机送入磨煤机磨成煤粉，并经空气预热器来的一次风烘干并带至粗粉分离器。在粉粉分离器中将不合格的粗粉分离返回磨煤机再行磨制，合格的细煤粉被一次风带入旋风分离器（直吹系统：合格煤粉被一次风带入炉膛进行燃烧），使煤粉与空气分离后进入煤粉仓。第一部分 火力发电基本生产过程（3）锅炉与燃烧。煤粉由可调节的给粉机按锅炉需要送入一次风管，同时由旋风分离器送来的气体（含有约10左右未能分离出的细煤粉），由排粉风机提高压头后作为一次风将进入一次风管的煤粉经喷燃器喷入炉膛内燃烧。（4）风烟系统。送风机将冷风送到空气预热器加热，加热后的气体一部分经磨煤机、排粉风机

5、进人炉膛，另一部分经喷燃器外侧套筒直接进入炉膛。炉膛内燃烧形成的高温烟气，沿烟道经过热器、省煤器、空气预热器逐渐降温，再经除尘器除去9099（电除尘器可除去99）的灰尘，经引风机送入烟气脱硫系统进行脱硫后经烟囱，排向天空。（5）灰渣系统。炉膛内煤粉燃烧后生成的小灰粒，被除尘器收集成细灰排入灰库（或冲灰沟），燃烧中因结焦形成的大块炉渣，下落到锅炉底部的渣斗内，经过碎渣机破碎后排入渣仓（冲灰沟），再经灰渣水泵将细灰和碎炉渣经冲灰管道排往灰场（或用汽车将炉渣运走）。第一部分 火力发电基本生产过程 2、汽水系统 火电厂的汽水系统由锅炉、汽轮机、凝汽器、除氧器、加热器等设备及管道构成，包括凝给水系统、再

6、热系统、回热系统、冷却水（循环水）系统和补水系统。 （1）给水系统。由锅炉产生的过热蒸汽沿主蒸汽管道进入汽轮机，高速流动的蒸汽冲动汽轮机叶片转动，带动发电机旋转产生电能。在汽轮机内作功后的蒸汽，其温度和压力大大降低，最后排入凝汽器并被冷却水冷却凝结成水（称为凝结水），汇集在凝汽器的热水井中。凝结水由凝结水泵打至低压加热器中加热，再经除氧器除氧并继续加热。由除氧器出来的水（叫锅炉给水），经给水泵升压和高压加热器加热，最后送人锅炉汽包。在现代大型机组中，一般都从汽轮机的某些中间级抽出作过功的部分蒸汽（称为抽汽），用以加热给水（叫做给水回热循环），或把作过一段功的蒸汽从汽轮机某一中间级全部抽出，送到

7、锅炉的再热器中加热后再引入汽轮机的以后几级中继续做功（叫做再热循环）。第一部分 火力发电基本生产过程（2）补水系统。在汽水循环过程中总难免有汽、水泄漏等损失，为维持汽水循环的正常进行，必须不断地向系统补充经过化学处理的软化水，这些补给水一般补入除氧器或凝汽器中，即是补水系统。（3）冷却水（循环水）系统。为了将汽轮机中作功后排入凝汽器中的乏汽冷凝成水，需由循环水泵从凉水塔抽取大量的冷却水送入凝汽器，冷却水吸收乏汽的热量后再回到凉水塔冷却，冷却水是循环使用的。这就是冷却水或循环水系统。第一部分 火力发电基本生产过程3、电气系统 发电厂的电气系统，包括发电机、励磁装置、厂用电系统和升压变电所等。 发

8、电机的机端电压和电流随着容量的不同而各不相同，一般额定电压在1020kV之间，而额定电流可达2OkA。发电机发出的电能，其中一小部分（约占发电机容量的48），由厂用变压器降低电压（一般为63kV和400V两个电压等级）后，经厂用配电装置由电缆供给水泵、送风机、磨煤机等各种辅机和电厂照明等设备用电，称为厂用电（或自用电）。其余大部分电能，由主变压器升压后，经高压配电装置、输电线路送入电网。 第一部分 火力发电基本生产过程四、电厂主要设备介绍1、锅炉 锅炉是火力发电厂中主要设备之一。它的作用是使燃料在炉膛中燃烧放热，并将热量传给工质，以产生一定压力和温度的蒸汽，供汽轮发电机组发电。电厂锅炉具有容量

9、大、参数高、结构复杂、自动化程度高等特点。第一部分 火力发电基本生产过程 1.1锅炉机组基本工作过程: 锅炉的工作都是为了通过燃料燃烧放热和高温烟气与受热面的传热来加热给水，最终使水变为具有一定参数的品质合格的过热蒸汽。水在锅炉中要经过预热、蒸发、过热三个阶段才能变为过热蒸汽。实际上，为了提高蒸汽动力循环的效率，还有第四个阶段，即再过热阶段，即将在汽轮机高压缸膨胀做功后压力和温度都降低了的蒸汽送回锅炉中加热，然后再送到汽轮机低压缸继续做功。为适应这四个变化阶段的需要，锅炉中必须布置相应的受热面，即省煤器、水冷壁、过热器和再热器。过热器和再热器布置在水平烟道和尾部烟道上部，省煤器布置在尾部烟道下

10、部。为了利用烟气余热加热燃烧所需要的空气，常在省煤器后再布置空气预热器。大型锅炉有的在炉膛中增设预热受热面或过热、再热受热面。第一部分 火力发电基本生产过程 1.1锅炉机组基本工作过程: 燃料经制粉系统磨制成粉，送入炉膛中燃烧，使燃料的化学能转变为烟气的热能。高温烟气由炉膛经水平烟道进入尾部烟道，最后从锅炉中排出。锅炉排烟再经过烟气净化系统变为干净的烟气，由风机送入烟囱排入大气中。烟气在锅炉内流动的过程中，将热量以不同的方式传给各种受热面。例如，在炉膛中以辐射方式将热量传给水冷壁，在炉膛烟气出口处以半辐射、半对流方式将热量传给屏式过热器，在水平烟道和尾部烟道以对流方式传给过热器、再热器、省煤气

11、和空气预热器。于是，锅炉给水便经过省煤器、水冷壁、过热器变成过热蒸汽，并把汽轮机高压缸做功后抽回的蒸汽变成再热蒸汽。第一部分 火力发电基本生产过程 2、汽机 汽轮机是火力发电厂三大主要设备之一。它是以蒸汽为工质，将热能转变为机械能的高速旋转式原动机。它为发电机的能量转换提供机械能。（1）汽轮机的工作原理 由锅炉来的蒸汽通过汽轮机时，分别在喷嘴（静叶片）和动叶片中进行能量转换。根据蒸汽在动、静叶片中做功原理不同，汽轮机可分为冲动式和反动式两种。 冲动式汽轮机工作原理：具有一定压力和温度的蒸汽首先在固定不动的喷嘴中膨胀加速，使蒸汽压力和温度降低，部分热能变为动能。从喷嘴喷出的高速汽流以一定的方向进

12、入装在叶轮上的动叶片流道，在动叶片流道中改变速度，产生作用力，推动叶轮和轴转动，使蒸汽的动能转变为轴的机械能。 第一部分 火力发电基本生产过程 反动式汽轮机的工作原理：在反动式汽轮机中，蒸汽流过喷嘴和动叶片时，蒸汽不仅在喷嘴中膨胀加速，而且在动叶片中也要继续膨胀，使蒸汽在动叶片流道中的流速提高。当由动叶片流道出口喷出时，蒸汽便给动叶片一个反动力。动叶片同时受到喷嘴出口汽流的冲动力和自身出口汽流的反动力。在这两个力的作用下，动叶片带动叶轮和轮高速旋转。第一部分 火力发电基本生产过程 （2）汽轮机设备的组成 包括汽轮机本体、调速保护及油系统、辅助设备和热力系统等。汽轮机本体 汽轮机本体由静止和转动

13、两大部分构成。前者又称“静子”，包括汽缸、隔板、喷嘴、汽封和轴承等部件；后者又称“转子”，包括轴、叶轮和动叶片等部件。调速保护及油系统 汽轮机的调速保护及油系统包括调速器、油泵、调速传动机构、调速汽门、安全保护装置和冷油器等部件。辅助设备 汽轮机的辅助设备有凝汽器、抽汽器、除氧器、加热器和凝结水泵等。热力系统 汽轮机的热力系统包括主蒸汽系统、给水除氧系统、抽汽回热系统和凝汽系统等。 第一部分 火力发电基本生产过程3、发电机 发电机是电厂的主要设备之一，它同锅炉和汽轮机会称为火力发电厂的三大主机。目前，在电力系统中，几乎所有的发电机：汽轮发电机、水轮发电机、核发电机、燃汽轮发电机及太阳能发电机等

14、都属同步发电机。尽管其容量大小、原动机类型、构造形式、冷却方式等各有差异，但其工作原理是相同的。第一部分 火力发电基本生产过程第一部分 火力发电基本生产过程4、汽轮发电机的励磁系统 发电机要发出电来，除了需要原动机带动其旋转外，还需给转子绕组输人直流电流（称为励磁电流），建立旋转磁场。供给励磁电流的电路，称为励磁系统，包括励磁机、励磁调节器及控制装置等。 励磁系统由两个基本部分组成，即励磁功率单元和励磁调节器。励磁功率单元，包括交流电源及整流装置，它向发电机的励磁绕组提供直流励磁电流；励磁调节器（AVR）是根据发电机发出的电流、电压情况，自动调节励磁功率单元的励磁电流的大小，以满足系统运行的需

15、要。5、电力变压器 电力变压器是电力系统中输配电能的主要设备。电力变压器利用电磁感应原理，可以把一种电压等级的交流电能方便地变换成同频率的另一种电压等级的交流电能。经输配电线路将发电厂和变电所的变压器连接在一起，便构成了工农业生产的主能源网络电力网。第一部分 火力发电基本生产过程一、技术经济指标 发电厂的技术经济指标是反映火力发电厂运行技术经济性能的数据。主要指发电厂热-电转换效率有关的发电机组或全厂的运行指标。主要介绍以下几种。 1电厂热效率e。发电厂的热效率e, 为发电量(kWh)折成热量与耗用热量HRe之比, 即 HRe为发电热耗率，即发1kwh电所消耗的热量（kJ）；HRe29.308

16、b。(kJkwh)； b。为发电煤耗率，为发1kwh电所消耗的标准煤量B0，即 (g/kw.h),W。为发电量。 燃煤火电厂的热效率是很低的，一般电厂为3O以内；在现代发电厂中，由于采用30OMW或60OMW的大容量发电机组，改进了燃烧技术，提高了蒸汽参数，并采用中间再热等措施，电厂最高热效率已达40以上。以供热为主兼供电能的热电厂甚至高达6O 。第二部分 火力发电厂的技术经济指标 第二部分 火力发电厂的技术经济指标 2煤耗率 煤耗率一般指供电煤耗率bn （ gkwh），为对外供电1kwh所消耗的标准煤量g。即： （ g/kw.h）。其中 Bo发电厂消耗的标准煤，kg； W。电厂总发电量，kw

17、h； W。厂用电量，kwh。 我国规定，bn380gkwh，即平均每发1kwh电用煤（折合标准煤）380g为标准。目前国产3OOMW发电机组的煤耗率平均为334.35gkwh。 3.厂用电率 发电厂自用电（水泵、风机、磨煤机及照明器具等）功率与总发电功率之比， 即： 普通电厂厂用电率为61O；3OOMW机组电厂厂用电率为5左右，而6OOMW机组电厂的厂用电率为4.8左右。 4发电成本 发电成本是发电厂生产电能所需的全部费用。包括燃料费、水费、材料费、大修理费、折旧费、工资、职工福利基金和其他费用等八项。前三项为可变成本，随发电量而增减；后五项为固定成本，无论发电量多少均需支出。 电厂向电网供电

18、，供电管理部门按合同电价支付电费，电费是电厂的主要收入。发电成本的降低，取决于煤耗率的降低和厂用电率的降低，以及对外供电量的增加和发电设备利用率的提高。这都有赖于生产运行技术水平和经营管理水平的提高。第二部分 火力发电厂的技术经济指标二、生产环节节能控制 火电厂的主要生产环节可大致分为：燃料的入厂和入炉、水处理、煤粉制备、锅炉燃烧以及蒸汽的生产和消耗、汽轮机组发电和电力输送等。第二部分 火力发电厂的技术经济指标1、改善燃煤质量。一般来讲，燃料成本占发电成本约为65-75左右，占上网电价成本30左右。如果燃煤质好价优，则锅炉燃烧稳定、效率高，能够满足机组高负荷运行要求，不仅能够减少燃料的消耗量，

19、更有利于节约发电成本；如果燃煤质次价高，则锅炉燃烧稳定性差，燃烧效率低，锅炉本体及其辅助设备损耗加大，因此要把入厂和入炉燃料的控制作为发电厂节能工作的源头。2、降低制粉系统单耗。制粉系统的耗电占厂用电的25左右。在保证制粉系统出力，控制合理煤粉细度的前提下，降低制粉系统单耗是重要的节能途径。如：对制粉系统进行改造，提高制粉系统（磨煤机）干燥出力等措施。第二部分 火力发电厂的技术经济指标第二部分 火力发电厂的技术经济指标3、提高锅炉燃烧效率。锅炉是最大的燃料消耗设备，燃料在锅炉内燃烧过程中的能量损失主要包括：排烟损失、机械不完全燃烧损失、化学不完全燃烧损失、散热损失、灰渣物理热损失等。因此，只有

20、通过减少各项损失，提高锅炉燃烧效率才能实现锅炉燃烧的节能控制。4、提高汽轮机效率。汽轮机运行时，其能量损失主要指级内损失。另外，汽轮机排汽也会造成一定的冷源损失。反映汽轮机效率水平的主要指标为汽耗率及机组热耗率。汽轮机的节能改造措施主要有：通流部分改造、汽封及汽封系统改造、低压转子的接长轴、改进油挡结构防止透平油污染、防断油烧瓦技术、改善机组振动状况、改进调节系统等。5、改善蒸汽质量。蒸汽压力和温度是蒸汽质量的重要指标。要合理控制这两大指标，提高经济性，对发电厂的节能具有重大意义。6、推广变频调速降低厂用电。发电厂厂用电量约占机组容量的5l0，除去制粉系统以外，泵与风机等辅机设备消耗的电能约占

21、厂用电的7080。泵与风机的节电水平主要通过耗电率来反映。泵与风机的节能，重点要看其是否耗能过多、风机与管网是否匹配。目前火电厂中的主要用电设备能源浪费比较严重，主要是风机必须满功率运行，效率低、节流损失大、设备损坏快、输出功率无法随机组负荷变化进行调整、电机启动电流大（通常达到其额定电流的68倍）严重影响电机的绝缘性能和使用寿命。解决上述问题最有效手段之一就是利用变频技术对这些设备的驱动电源进行变频改造。如：凝结水泵、引风机、脱硫增压风机等。第二部分 火力发电厂的技术经济指标第三部分火力发电厂节能评价体系 节能评价是一种科学的管理手段，是提高资源利用效率、规范节能管理工作、提升管理水平和增加

22、企业经济效益的有效途径。节能评价是企业了解自身能耗现状的一种有效的方法，通过评价发现企业的节能潜力，由此来确定节能工作目标，促进企业节能工作的有效开展。因此，开展节能评价工作，在规范节能管理、深入挖潜降耗方面有着十分重要指导意义。同时，通过相互之间的查评也能起到技术交流的作用。 节能评价不仅是度量企业节能管理水平的科学、有效的管理手段，也是各级人员必须掌握的基础知识。各企业都应积极利用节能评价的相关知识，深入开展节能评价和节能挖潜工作，不断提高自身的节能管理水平，最大程度地降低企业的能耗，提高企业的经济效益。因此开展节能评价工作有着十分重要的现实意义。一、节能评价的意义第三部分火力发电厂节能评

23、价体系二、五家集团平均供电煤耗对比(2008年）第三部分 火力发电厂节能评价体系五家发电集团分类机组能耗指标情况五家集团分容量机组厂用电率对比第三部分 火力发电厂节能评价体系三、火力发电厂节能评价指标 通过对影响煤耗、水耗、油耗、电耗以及材料消耗等指标的主要因素层层分解，确定了反映火力发电厂能耗状况的各项指标，并对其进行了详尽的描述。在指标描述中主要介绍了各类指标的定义、计算方法，对影响各指标的因素进行了详细分析，并提出了改善指标的相关措施。第三部分 火力发电厂节能评价体系第三部分 火力发电厂节能评价体系火力发电厂节能评价体系中的54个指标煤耗及相关指标42个水耗及相关指标材料消耗指标6个3个

24、能源计量指标3个按相互影响的层面划分，火力发电厂节能评价指标构成如下图所示： 四、火力发电厂节能评价标准 火力发电厂节能评价标准是依据国家、行业的相关标准以及现场规程等，按照评价准确、操作性强的原则，针对能耗指标和节能管理工作进行逐项评价。第三部分 火力发电厂节能评价体系五、节能评价体系权重分配原则 1.“大指标”和综合指标间的权重分配：（1）节能管理工作内容和能源计量的相关指标，其权重为9.1%； （2）煤耗占发电成本的70%多，因此，与煤耗有关的指标权重取80.5%。由于在供电煤耗的计算中包含了油耗和厂用电，将这两方面的指标也列在煤耗中； （3）水耗大约占发电成本的3%，取其权重为7.7%

25、； （4）材料消耗指标中的磨煤钢耗、补氢率、酸碱耗占用火力发电厂大量的维护费用，为加强此方面的管理，取其权重为2.7%。第三部分 火力发电厂节能评价体系第三部分 火力发电厂节能评价体系第三部分 火力发电厂节能评价体系六、节能评价指标介绍1.影响锅炉热效率的指标1.1 排烟温度 燃料燃烧后会产生大量的烟气，从锅炉尾部受热面（一般指空气预热器）后排出的温度-排烟温度。排烟温度越低，排烟损失越（q2）小。但在设计中要降低排烟温度必须增加锅炉尾部受热面，这就需要增加投资和金属消耗量。如果排烟温度过低，达到烟气露点温度，将造成尾部受热面低温腐蚀，所以排烟温度的高低应通过技术经济比较来确定。第三部分 火力

26、发电厂节能评价体系 六、节能评价指标介绍 1.影响锅炉热效率的指标1.1 排烟温度 排烟温度与锅炉负荷、送风温度、送风量、尾部受热面积灰、烟道严密性等有关。在锅炉运行中，如果通风量不合理，炉膛温度偏低（炉膛吸热与温度成四次方减少），则排烟温度升高；受热面结渣、积灰会使传热减弱，导致排烟温度升高，使排烟损失增大，降低锅炉运行的经济性。 排烟热损失是影响锅炉热效率最大的因素，排烟温度每升高1，使锅炉效率降低0.050.06%，影响机组供电煤耗4g/kWh左右。第三部分 火力发电厂节能评价体系 六、节能评价指标介绍 1.影响锅炉热效率的指标 1.2飞灰、炉渣可燃物 飞灰、炉渣可燃物是指飞灰、炉渣中的

27、碳的质量占飞灰质量的百分比%。飞灰、炉渣可燃物决定了锅炉机械不完全燃烧热损失（q4），一般飞灰份额占90%、炉渣份额占10%，该项热损失是影响锅炉热效率第二大热损失。飞灰、炉渣可燃物除与燃料性质有关外，很大程度上决定于运行人员的操作水平，与炉膛出口过量空气系数、炉膛温度、燃料与空气的混合情况有关。燃煤的挥发分越高，灰分越少，煤粉越细，飞灰、炉渣可燃物含量就越少，它所造成的机械不完全燃烧热损失就越少，锅炉效率就越高。第三部分 火力发电厂节能评价体系六、节能评价指标介绍1.2飞灰、炉渣可燃物降低飞灰、炉渣可燃物含量的有效办法：安装高质量的飞灰可燃物在线监测装置和煤质在线监测装置，可以使运行人员根据

28、煤质和飞灰可燃物的变化，及时调整一、二次风的大小和比例，调整最合理的煤粉细度，进一步降低飞灰可燃物。飞灰可燃物每降低1%，锅炉效率约提高0.3%。 1.3 锅炉氧量、过量空气系数 为了使煤在炉膛中尽量的燃烧完全，减少不完全燃烧热损失，实际送入炉膛的空气量都大于理论空气量，以使燃烧反应在有多余氧的情况下充分进行。过量空气系数=实际空气量/理论空气量第三部分 火力发电厂节能评价体系 六、节能评价指标介绍 1.3 锅炉氧量、过量空气系数 过量空气系数直接影响炉内燃烧的好坏和排烟热损失的大小，对于在负压工作下的锅炉，外界冷空气会通过锅炉不严密处漏入炉膛及其烟道中，致使烟气中过量空气增加，造成排烟热损失

29、和引风机电耗增大，降低锅炉运行的经济型，因而锅炉运行中应采取有效措施来减少锅炉漏风。最佳过量空气系数：炉膛出口过量空气系数增大时，燃烧产生的烟气量增多，使排烟温度升高，排烟热损失q2增加；但在一定范围内过量空气系数增大，由于供氧充分，使燃烧损失（q3+ q4）减小。因此存在一个最佳的过量空气系数zj ,可是（q2+q3+ q4）损失之和最低。 在一台确定的锅炉中，过量空气系数的大小与锅炉负荷、燃料性质、配风方式等有关。第三部分 火力发电厂节能评价体系 六、节能评价指标介绍 1.影响锅炉热效率的指标1.4空气预热器漏风 空气预热器同时处于烟风系统的最上游和最下游，空气侧压力最高，烟气侧压力最低，

30、空气就会通过动静部件之间的密封间隙泄漏到烟气侧，这就是漏风。 空气预热器漏风不仅会引起排烟热损失，影响传热性能，还会使漏风以后的受热面磨损加剧，使送风机、引风机电耗增加以及因漏风过大而迫使锅炉降低出力运行，从而使锅炉效率下降。国家对大型空气预热器漏风率设计值一般在8%以下，但在实际中，运行值一般在12%以上。随着运行时间的延长，漏风率有可能超过20%，如果长期运行而没有维修改造，漏风率甚至超过30%。回转式空气预热器的致命缺点是漏风率大，而且随着运行时间延长，漏风率越来越大。所以应努力设法把漏风减少到最低限度。 对漏风较大的空气预热器，可通过对空气预热器密封改造来解决空气预热器漏风问题。第三部

31、分 火力发电厂节能评价体系 六、节能评价指标介绍 1.影响锅炉热效率的指标1.5 煤粉细度 燃煤锅炉煤粉细度的选择主要与设计煤质有关，燃煤的挥发份越高，煤粉细度可粗些，反之应细些。 煤粉细度可以通过改变通风量或粗粉分离器来调节。减少通风量，可以使煤粉变细，反之煤粉变粗。当增大通风量时，应适当关小粗粉分离器折向挡板，以防止煤粉过粗。 煤粉过粗和过细都会对锅炉安全、经济运行产生影响。煤粉过粗使锅炉机械未完全燃烧热损失增加，同时对锅炉受热面产生磨损；煤粉过细将使制粉系统耗电率增加。所以在锅炉运行期间要定期对煤粉细度进行测试，一般要求实际煤粉细度在最佳煤粉细度5%范围内。（可通过旋转分离器改造来控制煤

32、粉细度）第三部分 火力发电厂节能评价体系2.汽轮机相关指标2.1 凝汽器真空、真空严密性 凝汽器内真空的产生，是依靠汽轮机排汽在凝汽器内迅速凝结成水，体积急剧缩小而造成的，为了使汽轮机的排汽能够迅速凝结成水，需要向凝汽器通入大量的冷却水。由于机组安装所处地理位置不同，单独用汽轮机真空的绝对数进行比较难以确定机组真空的好与差，所以用真空度来反映汽轮机凝汽器真空的状况。真空是大气压力与工质的绝对压力之差，真空度是指凝汽器的真空值与当地大气压力比值的百分数。 凝汽器真空度与循环水入口温度、循环水量、凝汽器清洁度、凝汽器严密性及机组负荷等指标有关。凝汽器真空是影响机组供电煤耗的主要因素之一。第三部分

33、火力发电厂节能评价体系 2.汽轮机相关指标 提高凝汽器真空的主要措施是： （1）降低冷却水（循环水）入口温度。是关系到汽轮机经济运行的一个重要小指标。 加强对冷却塔的维护，清理水池和水塔的淤泥和杂物，疏通喷嘴，更换损坏的喷嘴和溅水碟，修复损坏的淋水填料。 当循环水入口温度在规定范围内时，冷却水入口温度每降低1，真空可提高0.3%0.5%，煤耗降低0.3%0.5%。 目前有多种提高冷却塔效率以及冷却塔节能节水的技术，都可不程度降低冷却水入口温度。可对冷却塔进行技术改造，提高冷却塔效率，达到冷却塔节能节水的目的。 （2）加强凝汽器清洗，保持凝汽器的胶球清洗装置经常处于良好状态，胶球回收率应在95%

34、以上。第三部分 火力发电厂节能评价体系2.2凝汽器端差 凝汽器端差是指汽轮机排汽温度与凝汽器冷却水出口温度之差。凝汽器端差可以反映凝汽器管子清洁程度和凝汽器真空系统严密性。 凝汽器端差的大小与凝汽器单位冷却面积的蒸汽负荷、凝汽器钛（铜）管清洁程度及真空系统严密性有关。凝汽器管壁被玷污、结水垢、沉积有机物或泥渣，会使传热系数下降，真空恶化，端差增加，因此端差必须控制在设计值内。端差每增加1，汽轮机热耗增加0.4%,煤耗增加1.82 g/kWh降低端差的措施：安装并投运胶球连续清洗装置，要求投入率达到100%。防止凝汽器汽侧漏入空气，降低真空漏泄率。每次大小修时，彻底清扫凝汽器内水垢及汽侧污垢。定

35、期采用冷却水反冲洗等方法，清洗凝汽器管内浮泥。根据冷却水水质情况，进行冷却水处理，如加药排污等，减轻凝汽器污染。第三部分 火力发电厂节能评价体系2.3 凝结水过冷度 凝汽器过冷度：是凝汽器排汽压力下对应的饱和温度与凝汽器热井内凝结水温度之差。 凝结水过冷度产生不可逆的汽源损失，是一项影响经济性的小指标。凝汽器过冷度每升高1，热耗增加0.014%。从理想情况看，凝结水温度应和凝汽器的排汽压力下的饱和温度相等，但实际上由于各种因素的影响使凝结水温度稍微低于排汽压力下的饱和温度，这就是凝结水过冷度。 凝结水过冷度造成的危害：凝结水过冷却使凝结水温度低，导致循环水带走过多的热量，在除氧器、加热器加热时

36、就会多消耗抽气量，使汽轮机热耗增加，降低汽轮机效率。第三部分 火力发电厂节能评价体系3.发电厂用电率发电厂用电率是指发电厂为发电耗用的厂用电量与发电量的比率。 发电厂用电率虽不影响发电煤耗，但直接关系到火力发电厂供电煤耗的高低，厂用电率越小，供电煤耗越小。厂用电率每降低1%，可使供电煤耗降低3.54.0g/kWh。机组在运行中都要消耗一部分电能，用于驱动如磨煤机、一次风机、给水泵、循环水泵、凝结水泵、送风机、引风机等辅助转动设备和厂房照明。降低厂用电率的主要措施：（1）改造低效泵，合理调度水泵运行方式，降低给水泵、循环水泵的电耗。（2）适当调整磨煤机的通风量和钢球装载量，降低制粉单耗。（3）减

37、少空气预热器漏风率和锅炉漏风，降低送风机、引风机单耗。（4）对于机组负荷经常变化，不能满负荷运行的机组，应积极推广高压变频调速改造或其他方式的变速改造，降低风机、水泵在变负荷下的电耗。第三部分 火力发电厂节能评价体系4.燃料指标油耗：火力发电厂油耗是由锅炉点火耗油和锅炉稳燃用油两部分组成。目前大多数火力发电厂用油为轻柴油，为降低发电成本电厂大多进行燃油系统改造，如小油枪改造、等离子点火改造等。 5. 发电综合耗水率发电耗水率：火力发电厂单位发电量所消耗的新鲜水量。发电综合耗水率：包括除灰用水未回收部分、冷却水塔排污未被利用而排掉部分、转动设备等冷却水用水的损失水量和未回收部分等。第三部分 火力

38、发电厂节能评价体系5.1火电厂节水技术路径与管理措施 火力发电厂是用水大户之一。其主要用水点是汽机的冷凝器，用水量与机组容量供水方式、冷却倍率等因素有关。当采用直流供水系统时，加上各种辅助设备的冷却水、锅炉补充水生活消防水和除灰用水等，一个百万千瓦大厂，全厂用水量约4立方米/秒。当采用循环冷却供水系统时冷却塔（池）的蒸发、风吹及排污损失是主要的，加上不能回收的各顶用水，一个百万千瓦大厂耗水量约1立方米/秒。 然而，火电厂的节水工作是一项十分复杂的系统工程，涉及电厂化学、环保、热机、除灰、水工等多个专业。必须依据客观规律，全面综台考虑，才能持久保证发电设备安全性与经济性的统一，经济效益与节水效益

39、和环境效益的统一。第三部分 火力发电厂节能评价体系目前采取的主要节水措施有：健全管理机构并完善节水制度和体系工业冷却水应一水多用或采取闭式循环冷却系统采用新技术、新工艺、新设备、新材料以尽量减少废水排放采用高效的循环冷却水处理技术减少化学制水耗水率并努力降低机组补水率加强机组运行调整以减少生产用水量城市污水作循环冷却水第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用一、火力发电厂燃煤锅炉畅通节能技术 由于锅炉所燃烧的燃料中含有越来越多的炉渣，因此SO3含量是始终变化的。水冷壁、过热器后屏、再热器后屏及后端表面上的炉渣含量加大，因此导致SO3的生成量增加，导致受热面换热效率降低。 畅通节能法工艺被设计为

40、一个炉渣和结垢控制计划，它特别针对锅炉的辐射和对流区域。由于该技术针对锅炉的问题区域，而不是简单地将化学物质运用于燃料，因此采用该技术所达到的效果和成本效益都超过了相对不够完善的方法。 化学处理剂与空气和水混和，然后被喷射到烟气之中。“标靶性”区域是依据计算流体动力学（CFD）确定的，由此在已知存在问题区域的情况下确保达到最大的覆盖率。化学制品被添加到烟气中，并针对传热问题区域或者对形成SO3的化学反应有利的区域。 第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用 这样即可保证：被喷射的物质能够到达问题区域，并得到有效的利用。然后，添加剂在炉渣形成的时候与炉渣发生反应，并能够渗透已有的沉积物，从而影响

41、它们的晶体物理特性。 通过采用这种方法，飞灰更易碎，而且更容易从表面清除。将这些结果融合在一起即可提高锅炉的效率。因此，除了提供解决排放问题的解决方案之外，该方法还能够实现相当可观的经济效益。 畅通节能法技术改进了设备性能，并通过增强燃料的灵活性得到额外的节约，投资回报率一般在4比1以上（ROI）。一、火力发电厂燃煤锅炉畅通节能技术第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用二、一次风粉在线监测系统该系统采用 “差压法”锅炉一次风粉在线监测技术，通过测量一根一次风管的气流动压和一段一次风管的阻力进行计算，得到一次风速度和浓度的测量。同时，增加各层二次风量的监测。工作原理：利用防堵防磨动压探针测量含

42、尘气流中代表点的动压。该动压与气流速度、粉尘浓度有固定的关系，利用防堵静压测量装置准确测量某一代表性管段的阻力，该阻力也与气流速度和粉尘浓度有关。根据气流速度、粉尘浓度与测得的动压和阻力之间的关系及通过现场试验标定得出的系数，可以精确得出被测含尘气流的流速和粉尘浓度。第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用具有独创性防堵防磨动压探针和防堵静压测量装置是本测量系统的技术关键。采用小流量洁净压缩空气连续吹扫探针，解决了探针堵塞的问题；采用特殊材料解决了探针磨损的问题。该技术在电站煤粉锅炉工程应用中得到实践证明。利用这一测量系统进行含尘气流的流速和浓度的在线测量准确可靠、应用方便，风速测量精度可达2

43、，浓度测量精度可达5。为提高该锅炉运行的安全性和经济性，减少污染物的排放量，根据该炉一次风管道布置的实际情况，经可行性分析，采用了“差压法”锅炉一次风粉在线监视技术，测量和调节各燃烧器的一次风速和煤粉浓度，保证各燃烧器的风速和浓度在合理的范围内。同时为了更好地调整各层二次风喷口速度，还增设二次风喷口速度的在线监测功能，以提高该炉的运行控制水平。二、一次风粉在线监测系统第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用锅炉燃烧系统一次风粉在线监测装置的开发及应用，为运行中及时有效地进行锅炉燃烧优化调整提供了条件和依据。此项技术的开发和应用，克服了“热平衡法”对锅炉制粉系统型式的限制，适用于各种型式制粉系统

44、，改善了“热平衡法”受煤质特性影响和维护工作量大的缺陷，使锅炉燃烧系统风粉在线监测装置更加成熟和完善，为锅炉运行人员提供了一种准确监控一次风粉分配均匀性的有效手段。该系统采用工控机下带分布式数据采集系统，完成全部的数据采集和计算，将一、二次风喷嘴流速、一次风管煤粉浓度以各种形式显示出来，以指导运行人员操作。分布式数据采集系统由工业控制计算机和分布式数据采集板组成。数据采集板是一种智能式数据转换器，它负责完成数据采集和转换任务，然后通过快速串行方式把数据传送给主机。主机再通过计算转换成运行人员所能接收的数据。二、一次风粉在线监测系统第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用三、飞灰含碳量在线监测节

45、能优化锅炉飞灰含碳量在线监测装置是为电站锅炉烟气飞灰含碳量实时连续监测而设计的专用设备。它由飞灰含碳量现场检测站和系统主控单元（上位操作站）两部分组成，之间通过现场总线连接。现场站利用安装于锅炉尾部烟道内的灰样收集器适时收集待测灰样，再通过介质微波检测传感器将灰样的含碳量转换成与之相对应的电压信号，经微机处理单元运算，向系统传送飞灰含碳量数据，为锅炉运行提供燃烧调整以及热效率计算的依据。第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用四、水冷壁性改（喷涂节能涂料）-优化传热 传热是锅炉的根本目的。在电站锅炉中，传热的部件主要有：水冷壁、过热器、省煤器等，水冷壁是其中的主要换热部件。在保持其它传热部件正

46、常工作的前提下，提高水冷壁换热量，将会增加锅炉系统出力，产生优化传热效果，达到节能降耗目的。 锅炉水冷壁的换热量是由其几何形状及材料特性决定的。提高在用锅炉换热量最理想的方法是：不改变几何形状，不更换材料，仅提高其吸收辐射热的能力。 该项技术就是有效提高水冷壁换热而研制的。针对电站锅炉工况，采用在炉膛温度区间具有极高黑度的多种材料，经纳米化加工而成。同时满足粘接牢固、耐冲刷、抗老化、减缓高温氧化、减轻积灰结焦等多种性能要求。该种节能材料还具有提高燃料解吸速度的特性，从而增强了燃烧，扩大了节煤效果。第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用四、水冷壁性改（喷涂节能涂料）-优化传热节能原理强化燃烧

47、燃烧的本质是煤粉中的碳和氧接触发生氧化反应，以及挥发份析出并发生化学反应。强化燃烧就是要使这些反应更有效，煤粉燃尽更彻底，能量产生更充分。 在电站燃煤锅炉中，挥发份的析出和化学反应已经非常迅速。如何有效提高碳和氧的化学反应速度，减少机械未完全燃烧损失，是强化煤粉燃烧，实现进一步节能的着眼点。燃烧学对锅炉内碳和氧发生化学反应的过程分为五个步： 氧扩散到碳的表面 扩散的氧被碳的表面吸附 被吸附的氧与碳反应，生成碳氧化合物（CxOy) 碳氧化合物从碳表面解吸 碳氧化合物扩散离开，并与更多的氧接触再发生氧化反应, 最终生成二氧化碳。第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用四、水冷壁性改（喷涂节能涂料）

48、-优化传热 研究发现，在高温下，碳氧化合物从碳表面解吸的速度太慢，制约了碳和氧的化学反应速度。如何有效加快这个过程，是强化燃烧技术的根本所在。本次介绍的节能材料具有提高解吸速度的特性，从而增强了燃烧，扩大了节煤的效果.电站燃煤锅炉热效率提升：0.51.5%。应用实效：有效提高了燃料的燃尽程度，减少了机械未完全燃烧损失.显著增强了水冷壁的吸热效果，降低了排烟热损失。有效阻止了高温腐蚀，减轻壁管的冲刷磨损。减少了积灰和结焦，增强了传热效果。提高锅炉效率，降低发电煤耗。第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用四、水冷壁性改（喷涂节能涂料）-优化传热改造便捷：不改动任何锅炉构件，仅对水冷壁进行材料喷涂

49、。不改变实际运行操作，只相应减少煤粉投入数量。第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用五、磨煤机动态旋转分离器应用动态分离器上装有旋转叶片装置，叶片逆时针方向旋转，回转支撑带动转子旋转（图2）。转子包含用于颗粒分离的叶片和原煤落煤管。转子叶片由耐磨钢板制成。分离器的传动方式为通过变频率电机传动。工作原理:静态分离器不能有效的将细的煤粉从粗煤粉中分离出来，会导致细煤粉在磨煤机里再次循环。含有细煤粉的研磨区域会降低研磨效率和磨机研磨能力（磨煤机出力）。动态分离器有效地减少了细煤粉在磨煤机内部的循环次数，大大提高了研磨效率和磨煤机能力。动态分离器利用空气动力学和离心力将细煤粉从粗煤粒中分离出来。动态

50、分离器改善了煤粉细度，提高了燃料热效率，改善了锅炉燃烧状况。动态分离器的设计适用于研磨低挥发份煤或磨机的研磨能力下降时，使系统能够处于常规状态，完成出力调节或者改型为低NOX排出的燃烧器。第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用六、风机、凝泵变频改造减少厂用电率等发电厂厂用电量约占机组容量的5l0，泵与风机等辅机设备消耗的电能约占厂用电的7080。泵与风机的节电水平主要通过耗电率来反映。泵与风机的节能，重点要看其是否耗能过多、风机与管网是否匹配。目前火电厂中的主要用电设备能源浪费比较严重，主要是风机必须满功率运行，效率低、节流损失大、设备损坏快、输出功率

51、无法随机组负荷变化进行调整、电机启动电流大（通常达到其额定电流的68倍）严重影响电机的绝缘性能和使用寿命。解决上述问题最有效手段之一就是利用变频技术对这些设备的驱动电源进行变频改造。第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用七、冷水塔防寒技术应用快速喷雾结冰防寒法是一种快速喷雾结冰防寒法，在水塔进风口铺设的围网上形成一层带有孔洞的薄冰膜，随着塔内的下水温度及环境温度变化，来改变冰膜孔洞的大小和融化速率，实现自动控制冷却塔进风口的进风量，按设定温度范围调整进风量，调整水塔区域内的气温，使冷却水在最佳温度下运行，避免冷却塔因寒冷产生结冰所造成的塔内配件严重破坏，使循环水温度随天气及负荷变化而变化，实

52、现冬季循环水温度可控，满足水塔的防冻要求，保持机组在最佳的循环水温度下经济运行。第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用辽宁东方发电有限公司 “冷水塔快速喷雾结冰防寒法”的应用 冷水塔快速喷雾结冰防寒法”的应用，不仅有效解决冷却塔冻害问题，而且对机组冬季保持真空设计值、降低端差提供有效保证，大幅提高了机组的经济运行效率。 抚顺地区属北温带季节性大陆气候，冬季昼夜温差大。冬季气温变化规律为昼高夜低，致使机组真空呈现昼低夜高的趋势，与机组负荷变化趋势昼高夜低的方向相逆，不利于机组的经济运行。机组原设计采用的防冻措施，主要是人为悬挂挡风板，来控制进塔空气量防止水塔结冰，由于这种方法劳动强度及危险性大

53、、无法实现循环水温度调节，不能满足由于天气温差变化及机组调峰对水塔的技术要求，特别是温度骤然上升时，对机组真空、端差影响较大，对机组经济和安全构成威胁。对此，东方公司积极利用“冷水塔快速喷雾结冰防寒法”新技术，在1机组循环水塔实施喷雾结冰防寒技术，成功解决此问题。第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用 “冷水塔快速喷雾结冰防寒法”是在水塔进风口铺设的围网上形成一层带有孔洞的薄冰膜，冰膜具有随着环境温度及循环水温度升高而逐渐融化的特点（传统挡风板不具备），恰好弥补了机组负荷变化趋势与环境温度变化趋势方向相逆的矛盾。实现了夜间环境温度低致使循环水温度低时段循环水塔的防冻问题，白天机组负荷率高、环

54、境温度高时段冰膜融化，从而达到冬季循环水温度可控，提高水塔冷却效率使机组真空保持最佳状态， 经对#1机采用快速喷雾结冰防寒法，与#2机常规悬挂挡风板防寒法通过周期性试验数据比较，在天气等同、两机负荷差异不大的情况下， #1机始终能够保持循环水入口温度偏差在1范围，真空持续保持设计值，端差、过冷保持稳定； 而#2机在气温高于0时，由于水塔水温不可调节其真空偏离设计值平均- 0.5KPa，#1、2机循环水解列后表现更为严重。实验结果表明如果保持循环水入口温度在14恒定，真空将提高-1KPa。 第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用 按冬季平均负荷率75%每天发电量1260万KW，每年冬季按照3个

55、月气温超过5时段以90天计算，真空每提高-1KPa影响煤耗4.88g/kwh，若标煤单价550元/T，仅此一项可年节约发电成本304.4万元人民币，而且，每年因悬挂挡风板费用及水塔冻害增加的检修维护费也需要13万元。 如果考虑5534吨煤间接对环保的影响将给企业带来更大的经济损失。 因此“快速喷雾结冰防寒法”是投资少见效快调整灵活的水塔防寒方法，完全具有冬季运行的实效性。冷水塔快速喷雾结冰防寒技术应用实图冷水塔快速喷雾结冰防寒技术应用实图冷水塔快速喷雾结冰防寒技术应用实图冷水塔快速喷雾结冰防寒技术应用实图第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用八、火力发电厂循环水系统节能装置 在循环水回水管路

56、上安装有温度传感器；在循环水给水管路上安装有传感器组；所有传感器的输出端均通过屏蔽电缆与信号采集装置相连接；信号采集装置通过通讯与可编程控制器相连接；编程控制器分别与可视化操作装置、电力驱动控制器通讯连接；电力驱动控制器通过电力电缆与循环水泵相连接；电力驱动控制器还连接能耗计量装置。实现了实时连续的水量控制，控制进度高，能明显降低循环水泵的能耗，有利于提高发电机组的运行效率。 第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用九、电 除 尘 器 节 能 节 电 除 尘 增 效 技 术 高压静电除尘的基本原理是电晕放电使粉尘荷电，在静电引力的作用下被集尘极捕集，从而达到废气净化的目的。电除尘节能节电除尘增

57、效技术是针对当前使用的常规电除尘存在的能耗高、除尘效率低、难于达到国家规定新的排放标准等问题，开发研究的一种高效节能型电除尘器节能节电除尘增效装置。该装置不仅拥有崭新的技术路线，而且在学术观点、理念也有所突破，正是这些突破，使得电除尘的能耗进一步下降，除尘效率极限进一步提高，为节能减排，达到国家新排放标准提供了物质保证。第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用十、冷却塔节能节水技术-高效雾化降温降低蒸发损耗装置常规冷却塔在设计时，为了减少水量损失，一般设有节水装置收水器。它是由一排或多排倾斜的板条或弧形叶板组成，布置在整个塔断面上，作用是阻拦热水与填料碰撞形成散溅的小水滴。小水滴夹杂在上升的湿

58、热空气中，因突然改变方向，被截留下来。这种节水装置对湿热空气中的水蒸汽基本不起作用。冷却塔的设计是根据水的蒸发原理进行的，是以蒸发扩散带出热量为前提。蒸发损失是为完成水的冷却而必须蒸发的水量。因此，根据冷却塔理论，为达到一定的冷却效果，应尽可能增大蒸发量。目前普遍采用的常规湿冷系统的冷却塔在冷却循环水的同时通过蒸发向环境排出大量的水分，以300MW机组为例，每年通过冷却塔消耗的淡水量在500万吨左右。冷却塔节水技术冷却塔节水技术，是在冷却塔内用冷水作冷凝剂，使水蒸汽冷凝成水，从而减少冷却塔水蒸发损失，以实现冷却塔节水降低蒸发水损耗。在冷却塔风筒入口下方设冷凝喷射器，将低于湿热空气的冷凝剂均匀地

59、喷淋成雾状细小水滴，喷淋面积与冷却塔内截面积相同，喷淋密度根据冷却塔的冷却水量而确定。喷射器喷出的冷凝剂不与冷却过程的热水接触，只与上升的湿热空气中水蒸汽密切接触进行冷凝过程。水蒸汽遇冷凝结成水，凝结水与冷凝剂一起沿冷却塔内壁落入集水池，水的冷却降温，不必以蒸发水分带出热量为代价，而只要在系统内人工改变热量传递方式，即能量转化方式，就能把热量带出系统，降低水温。第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用十、冷却塔节能节水技术-高效雾化降温降低蒸发损耗装置第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用冷却塔节能节水特点作为一种节水方式，不但可有效减少冷却塔的水蒸发损失，而且还能提高冷却效果。采用本装置，

60、即使对于现有的冷却塔只需适当调整，其节水率也将大幅度提高。而且，用水作冷凝剂直接冷凝水蒸汽，是最经济的节水方法。节水方法装置的技术特点如下：(1) 工艺结构简单，经济实用。(2) 节水效率高。(3) 喷淋装置自控设计，操作方便，安全可靠，不会对冷却水系统造成不良影响。(4) 运行费用低。十、冷却塔节能节水技术-高效雾化降温降低蒸发损耗装置第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用冷却塔节能节水高效雾化装置第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用冷却塔节能节水高效雾化装置第四部分 节能技术在火力发电设备中的应用应用方法在冷却塔填料的上方，设计架构进行固定，然后再架构上每一米至一米五安装一个高效雾化