智慧方案火电厂一体化节能技术集成应用及新技术

火电厂一体化节能技术集成应用及新技术某著名企业某著名企业2025/5/26一、中国电力发展现状二、上都2号机组一体化节能技术集成应用三、威海6号机组一体化节能技术集成应用四、临河1号机组一体化节能技术集成应用主要内容五、火电厂节能新技术一、中国电力发展现状

截止2015年底，中国总装机容量15.2527亿千瓦，其中：火电10.0554亿千瓦（其中煤电9.0009亿千瓦，燃气及联合循环约7000万千瓦，生物质1280万千万，其余1700万千瓦为余热余压发电机组），占65.93%；水电3.1954亿千瓦（其中抽水蓄能2305万千瓦），占20.95%；核电2717万千瓦，占1.78%；风电1.3075亿千瓦，占8.57%；太阳能4218万千瓦，占2.77%。

1、装机容量

2015年发电量57399亿千瓦时，其中：火电42307亿千瓦时，占73.71%；水电11127亿千瓦时，占19.39%；核电1714亿千瓦时，占2.99%；并网风电1856亿千瓦时，占3.23%；并网太阳能395亿千瓦时，占0.69%。2、发电量3、利用小时和供电煤耗

2015年火电设备利用小时4364小时，供电煤耗315g/kWh，历年情况见下图。

参数名称单位600MW亚临界湿冷600MW超临界湿冷600MW超超临界湿冷1000MW超超临界湿冷统计台数台821445753发电量万千瓦时供热量吉焦供热比%发电煤耗g/kWh298.04288.75278.72274.79厂用电率%5.604.614.264.0供电煤耗g/kWh315.72302.70291.12286.24负荷系数%利用小时h4、2015年中电联600MW等级机组竞赛统计结果（437台）

参数名称单位600MW亚临界空冷600MW超临界空冷统计台数台4742发电量万千瓦时供热量吉焦供热比%发电煤耗g/kWh304.97295.88厂用电率%7.446.46供电煤耗g/kWh329.48316.31负荷系数%利用小时h4、2015年中电联600MW等级机组竞赛统计结果（437台）为全面贯彻落实国家能源发展战略行动计划（2014—2020年），加快推动能源生产和消费革命，进一步提升煤电高效清洁发展水平，2014年国家能源局出台了煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）。指导思想：全面落实“节约、清洁、安全”的能源战略方针，推行更严格能效环保标准，加快燃煤发电升级与改造，努力实现供电煤耗、污染排放、煤炭占能源消费比重“三降低”和安全运行质量、技术装备水平、电煤占煤炭消费比重“三提高”，打造高效清洁可持续发展的煤电产业“升级版”，为国家能源发展和战略安全夯实基础。行动目标：全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克/千瓦时到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时，其中现役60万千瓦及以上机组（除空冷机组外）改造后平均供电煤耗低于300克/千瓦时。5、煤电节能减排升级与改造行动计划2015年西安热工院承担了国家能源局国际对标课题，对中国、美国、德国、日本、澳大利亚5个国家能效指标和环保排放开展对标研究，现给出燃煤机组能效国际对标主要结果：中国燃煤机组供电煤耗与日本燃煤机组相当，优于德国、美国、澳大利亚燃煤机组，处于世界领先水平。

2015年中国火电机组供电煤耗315g/kWh，2012年日本火电机组供电煤耗306g/kWh。中国火电机组与日本相比，主要存在以下差别：日本燃油、燃气及联合循环机组占比大，中国燃气及联合循环机组占比小，约影响供电煤耗8~9g/kWh。日本燃煤机组均带基本负荷，抽水蓄能机组、燃油、燃气及联合循环机组用于某著名企业调峰，而中国全部燃煤机组均参与某著名企业调峰。日本燃煤机组均是400MW以上机组，中国300MW以下燃煤机组仍有很大占比。6、燃煤机组能效国际对标发电量增长缓慢，新增装机增长过快，负荷系数不断下降，利用小时持续降低；电价下降，竞价上网电量不断增大，煤价不断升高，环保投入大，企业盈利能力大幅度下滑，亏损面不断扩大；风电、太阳能发电装机容量快速增长，燃煤机组要求深度调峰，并要求进行灵活性改造；国家对燃煤机组节能要求高，而机组节能潜力有限且投入高。7、中国电力发展特点总结二、上都2号机组一体化节能技术集成应用1、目前存在的主要问题上都2号机组为600MW亚临界空冷机组，燃用褐煤，锅炉为哈锅厂生产的单炉膛Π型锅炉，汽轮机为东汽厂生产的直接空冷汽轮机。存在的主要问题：

一次风，锅炉制粉系统干燥出力不足

低负荷SCR入口烟，SCR不能完全正常投运

再热器减大

汽轮机热耗率高，约8400kJ/kWh空冷岛面积偏小、性能差、夏季汽轮机排汽压力高2014年1~10月份2号机组实际完成供电煤耗349.4g/kWh，厂用电率9.68%

由于锅炉干燥出力不足、汽轮机性能差和排汽压力高，机组夏季出力最高带570MW

！

节能技术及措施发电煤耗降低g/kWh厂用电率降低%供电煤耗降低g/kWh投资（万元）管式空气预热器改造0.50.51800锅炉受热面调整+分级省煤器墙式再热器改造低压省煤器与暖风器联合系统3.13.12500汽轮机通流提效改造7.57.57200电动给水泵改为汽动给水泵-8.92.921.65100空冷岛增容改造2.32.35000空冷系统运行优化0.50.5300串联式外置式蒸汽冷却器0.620.62700引风机与增压风机合并改造0.290.91列入环保改造2、改造方案、投资和节能效果汇总节能技术及措施发电煤耗降低g/kWh厂用电率降低%供电煤耗降低g/kWh投资（万元）烟道优化900送风机降速改造0.020.06130汽轮机多变量协同控制技术0.650.65400罗茨真空泵系统改造0.0170.05130热力及疏水系统优化改造1.00.051.16410空气预热器柔性密封改造0.30.3500电除尘器高频电源改造0.10.31800脱硫系统节能优化改造0.10.31430锅炉照明节电改造0.020.06200合计7.573.5119.92265002、改造方案、投资和节能效果汇总2、改造方案、投资和节能效果汇总

经分析研究，可采用19项综合节能技术，总投资2.65亿元，供电煤耗降低19.92g/kWh，厂用电率降低3.51个百分点，静态投资回收期5.1年，投资收益率19.8%。2号机组实施一体化节能改造后，供电煤耗可达到329.1g/kWh，厂用电率为5.4%，可达到同类型（褐煤）机组领先水平。

原设计上侧采用倾斜顶板采用倾斜入流方式

原设计高器后烟气分为两路，一路经低器，一路经管式空气预热器，通过对管式空预器入口烟道优化改造，增加烟气量，同时对积灰进行清理，提高换热系数，提高一次风。通过对管式空气预热器入口烟道改造及管式空预器清灰后，管式空预器出口一次风了30℃，一次风410℃，取得了很好效果。3、主要节能技术简介（1）管式空预器入口烟道改造水平低过面积减少709m2高器面积减少2581m2改造后，50%负荷SCR进口烟13.5℃，达到313℃，100%负荷时达到380℃，烟足低负荷SCR投入问题和高负荷不超温。尾部受热面调整方案（2）尾部受热面调整+分级省煤器技术尾部受热面调整方案SCR后布置省煤器面积2581m2空预器入口烟不变，锅炉效率不变。分级省煤器方案（2）尾部受热面调整+分级省煤器技术分级省煤器技术在锅炉两侧墙各取掉90根长28米墙式再热器管子，共计180根。并在两侧墙上下联箱增加12根Φ168X10旁路管道。另外，原设计被墙再遮挡部分的水冷壁光管更换为内螺纹管。再热器减减少约20t/h，机组发电煤耗降低约0.5g/（kW∙h）

。（3）墙式再热器改造（4）低压省煤器与暖风器联合系统

一级低省用于加热凝结水，二级低省用于加热二次风。二次风提高到60℃，相应空气预热器出口高到170℃，可有效减轻空气预热器堵灰和低。该系统投资2200万元，发电煤耗降低3.26g/kWh。低压省煤器与暖风器联合系统，烟到95℃℃调节级级段优化，其中包括：进汽段压损优化、调节级型线优化、优化（减少）调节级焓降，提高调节级效率5%~7%；优化动、静叶型线，级效率提高1%~2%；高压缸采用菌型叶根、泄压孔；高压缸、中压缸、低压缸进、排汽室优化；优化汽封圈结构，采用东汽DAS汽封圈；优化高压内缸结构，取消独立喷嘴室，与内缸铸为一体；优化高压进汽密封结构，减小漏汽；取消BDV阀，提高密封性能，减小漏汽；采用新型低压内缸，消除5、6抽高现象。采用以上设计优化技术，设计汽轮机热耗率降低320kJ/kWh。（5）汽轮机通流提效改造亚临界600MW高中压缸改造方案亚临界优化后高中压通流示意图原始1+8级，改造后1+11级，适用于东汽日立型高中压合缸机组改造高效可靠调节级低型损、大相对叶高、低二次流损失可控涡典型级自带冠动叶+城墙齿汽封系统，叶顶漏汽小低压损失高压进汽腔室低压损中排型线低压损高排型线过桥汽封齿数增加，减少过桥漏汽大刚度低型损叶型新高中压内缸变形小、密封性好（5）汽轮机通流提效改造低压缸优化新优化的低压排气缸，静压恢复系数更高新设计的低压型线，型损更低自带冠动叶+城墙齿汽封，量更少全新优化的661末叶，末级效率更高可控涡典型级，型损大幅降低；相对叶高的提升，二次流损失大大降低新低压内缸，刚性与自密性好，无内漏新型661低压模块（5）汽轮机通流提效改造参数名称单位设计值试验值高压缸效率%88.0286.98中压缸效率%92.5190.22低压缸效率%91.6690.57热耗率kJ/(kW∙h)81208147上都2号汽轮机通流改造设计值及试验结果2号汽轮机通流提效改造，汽轮机热耗率由8400kJ/kWh下降到8157kJ/kWh，下降253kJ/kWh，发电煤耗下降9.4g/(kW∙h)投资费用：6175万元（5）汽轮机通流提效改造目前，2号机组给水泵组耗电率为3.11%，主要是液力偶合器运行效率较低，液力偶合器勺管开度相对偏小。（6）电动给水泵改为汽动给水泵方案一：采用给水泵变频改造，投资2475万元，静态投资回收期4.4年，给水泵耗电率可达到2.3%。

方案二：调速行星齿轮代替液力偶合器改造，投资3900万元，静态投资回收期6.4年，给水泵耗电率可达到2.6%。

方案三：拆除1台电动泵，配置1台100%汽动给水泵，并布置在汽轮机运转层。给水泵汽轮机采用上排汽，并分别接入主机空冷凝汽器两根排汽管道，由于空间所限前置泵布置在0m层。改造效果：厂用电率降低2.81个百分点，供电煤耗降低2.03g/kWh，投资2826万元，经济效益显著，能耗指标降低明显。但是，夏季工况背压上升1.52kPa。

原空冷岛采用SPX单排管结构，64个单元，传热面积153.3万m2，设计排汽压力13.7kPa，设计环境33℃、机组额定出力时空冷系统设计背压30kPa。实际环境28℃时，机组背压已达34kPa左右，严重影响机组夏季带负荷能力！改造方案：原空冷岛基础上增加一排和一列共15个空冷单元，面积增加45.28万m2投资：3898万元试验结果：在100%负荷下，环境11.6℃，排汽压力降低2.06kPa，估计夏季工况排汽压力可下降8kPa，平均供电煤耗可降低2.3g/kWh。（7）空冷岛增容改造（7）空冷岛增容改造增加15个空冷单元布置图名称8个空冷单元15个空冷单元功率（kW）凝汽器真空（kPa）功率（kW）凝汽器真空（kPa）锅炉增加出力改造222151.2226831.0汽轮机通流改造202950.98198730.8电动泵改为汽动泵-17269-1.14-16778-0.93低压省煤器2095-2.173032-1.77空冷岛改造121765.2192008.2合计395112.87480106.3结论：通过节能改造后，采用不同空冷岛增容改造方案，夏季工况机组整体出力可分别增加约39MW和48MW。（8）各项改造方案夏季对机组出力的影响（9）外置式蒸汽冷却器由于再热机组三段抽汽压力低、，3号高加传热，影响机组的经济性，通过设置串联式外置式蒸汽冷却器，用于加热最终高加给水，提高给水，可提高机组经济性。早期200MW机组、北重330MW机组、新投产的超超临界机组和二次再热机组均采用串联式蒸汽冷却器。上都2号机组设置串联式外置式蒸汽冷却器投资454.8万元，发电煤耗降低0.46g/kWh。2号机组送风机、一次风机、引风机三大风机总耗电率约为2.5%，明显高于同容量机组的先进水平。

送风机、引风机、增压风机电耗偏高，运行效率低。改造前引风机耗电率：1.26%改造前送风机耗电率：0.287%引风机与增压风机合并，引风机采用双级动叶可调风机，增设引风封风机，风机耗电率降低0.3个百分点。（10）引风机与增压合并改造引风机出口至脱硫塔入口间烟道优化改造，采用圆形烟道，取消原设计中的转角脱硫塔出口至烟囱入口间烟道优化改造示意图（11）烟道优化改造（12）汽轮机多变量协同控制技术目前，东汽600MW~1000MW汽轮机均采用复合调节方式，在40%负荷以下，采用四只调门同时开启，节流调节方式；在40%负荷以上，逐渐开启1、2、3号调门，并逐步关闭4号调门，约84%负荷4号调门全关，然后随负荷上升，4号调门又逐渐开启。因此，在40%负荷以上可采用顺序阀开启方式。热工院已完成上都、红海湾、左权、秦岭电厂改造，均取得了明显效果。（12）汽轮机多变量协同控制技术

顺序阀运行方式-高压调门升程曲线（13）罗茨真空泵系统设计方案：

增加1套小的水环式真空泵+罗茨真空泵

上都电厂2号机组采用真空系统节能技术，真空系统电机功率降低约40%，投资105万元，厂用电率降低0.01个百分点，静态投资回收期不到2年。

送风机降速改造，由6级改为8级，送风机耗电率降低0.026个百分点。电除尘器第1、第2、第3电场加装ALSTOM高频电源，第4、第5电场控制柜进行升级改造，节电模式电除尘器耗电率降低0.1个百分点。空气预热器热端层加高180mm，并改为HE4版型。锅炉本体照明灯全部更换为LED灯，锅炉大包及较为空旷区域加装金卤灯，厂用电率降低0.014个百分点。拆除原烟气进口挡板门、增压风机旁路挡板门、出口挡板门、原挡板门密封风机、原挡板门密封风机电加热器，脱硫系统原3台罗茨氧化风机改为2台单级高速离心风机，总功率减少300kW。空冷风机变频改造，相同负荷系数下，真空提高0.6kPa，厂用电率下降0.13个百分点。热力及疏水系统优化改造（简化系统、轴封溢流回收、取消BDV阀等）（14）其他节能改造与运行优化4、改造后节能效果

改造完成后，供电煤耗降低19g/kWh，厂用电率降低3.09个百分点，供电煤耗可达到329g/kWh。三、威海6号机组一体化节能技术集成应用1、目前存在的主要问题威海电厂6号机组为680MW超超临界机组，汽轮机为上汽厂西门子技术生产，锅炉为哈锅厂生产，燃用烟煤。存在的主要问题：锅炉排烟设计值高10~15℃再热蒸汽高压调门开度小，节流损失大引风机效率低、循环水泵耗电率高氧化皮脱落严重，被迫降低主、再热蒸汽行机组能耗指标偏高，2014年1~10月份5、6号机组供电煤耗287.67g/kWh，厂用电率3.82%节能技术及措施发电煤耗降低g/kWh厂用电率降低%供电煤耗降低g/kWh投资（万元）两级低压省煤器与暖风器联合系统4.294.295500辅机统调动力源5.631.76-0.637000外置式蒸汽冷却器和附加高加1.11.12500罗茨真空泵系统0.018120轴封溢流回收优化0.150.15100凝结水调频0.60.6400吹灰汽源改造0.160.16100空气预热器改造1.01.01000锅炉燃烧优化调整0.50.5100热力疏水系统改造及泄漏治理1.01.04502、改造方案、投资和节能效果汇总2、改造方案、投资和节能效果汇总

经分析研究，可采用13项综合节能技术，总投资1.72亿元，供电煤耗降低6.9g/kWh，厂用电率降低1.77个百分点，静态投资回收期4.95年，投资收益率20.19%。

6号机组实施一体化节能改造后，机组供电煤耗可达到280.77g/kWh，厂用电率为2.05%，达到同类型机组领先水平。

3、主要节能降耗技术简介

（1）两级低压省煤器与暖风器联合系统一级低省用于加热凝结水，二级低省用于加热一、二次风。该系统节能效果最好，又可以提高空气预热器低，可有效减轻空气预热器堵灰和低。两级低压省煤器与暖风器联合系统，烟到70℃

采用两级低压省煤器与暖风器联合系统，机组供电煤耗降低4.42g/kWh，投资5500万元，静态投资回收期7.0年，投资收益率15%。从烟气余热深度利用的角度出发，威海电厂6号机组采用两级低压省煤器与烟气余热供暖风器系统。第一级低压省煤器壁酸露点的材料选用ND钢，其他选用碳钢；第二级低压省煤器材料选用氟塑料。（1）两级低压省煤器与暖风器联合系统（2）辅机统调动力源技术设置一台小汽轮机发电机组，单独配置凝汽器、凝结水泵、循环水泵、真空系统，小汽轮机通过减速齿轮箱带动变频发电机，发电机输出额定电压6kV，可直接带引风机、送风机、一次风机，也可以并入厂用系统，汽轮机设计功率17.4MW。发电机可变频运行或工频运行。

电气系统改造特点：加装高压快速限流器，解决了因风机并网运行方式可能存在断路器无法开断相间短路故障的难题开发出异频电源切换装置，解决了统调动力源机组在孤网运行时，其电源频率和相位均异步于主机，可平稳进行切换开发了一套适用于变频运行方式的小电流选线装置，从而解决了接地的问题开发出一系列适应低频运行的电气设备，经验证可满足运行工况。

（2）辅机统调动力源技术指标/方案一方案二方案三方案四小汽轮机最大功率kW1739317150172716025×2最大耗汽量（四抽）t/h67.366.466.823.3×2发电煤耗升高g/(kW•h)5.635.565.603.67厂用电率降低百分点1.761.761.761.16供电煤耗升高g/(kW▪h)0.630.560.600.38年收益万元1315.441332.881323.09877.20（2）辅机统调动力源技术改造后经济指标变化和年收益项目名称单位方案一方案二方案三方案四项目静态总投资万元75005896.645916.644792.36设备费用万元2773.62733.62753.62202.6建筑设施万元91.4891.4891.48114.35年折旧总费用万元158.04155.80156.92126.89年收益万元1315.441332.881323.09877.20银行贷款利率%6.06.06.06.0静态投资回收期年5.54.424.475.46动态投资回收期年5.945.725.817.70投资收益率%17.522.6022.3618.30

投资回报（2）辅机统调动力源技术（3）外置式蒸汽冷却器与附加高加联合系统（3）外置式蒸汽冷却器与附加高加联合系统

威海电厂采用串联式外置式蒸汽冷却器，并对3号高加进行了整体更换，机组发电煤耗降低0.46g/kWh，投资1000万元，若对3号高加进行局部改造，投资可节省300万元。附加高加进汽由补汽阀后抽汽口抽供，进汽可调，为防止在低负荷下省煤器汽化，50%负荷设计给水高33℃，设计全负荷投运。该系统机组发电煤耗平均降低0.6g/kWh，投资1500万元，投资主要与附加高加布置有关。采用辅加高加主要是提高了低负荷下机组性能，并提高了SCR入口烟气，保证了SCR在低负荷下的正常投运。

外置式蒸汽冷却器和附加高加供电煤耗降低1.28g/kWh。（3）外置式蒸汽冷却器与附加高加联合系统

其他方式外置式蒸汽冷却器外置式蒸汽冷却器并联布置方式，即蒸汽冷却器与最后一级高加并联布置。节能效果较差，目前没有机组采用。华东院提出的用于加热最后一级高压加热器疏水的布置方式，玉环电厂采用该方式，发电煤耗降低0.15g/kWh，节能效果与并联方式相当。（3）外置式蒸汽冷却器与附加高加联合系统（4）罗茨真空泵系统设计方案：

增加1套小的水环式真空泵+罗茨真空泵

威海电厂6号机组采用真空系统节能技术，投资120万元，电机功率降低70%，厂用电率降低0.0358个百分点，静态投资回收期不到2年。该系统投运后，原水环真空泵停运，小的水环真空泵+罗茨真空泵运行，真空无变化，节电效果明显。（5）凝结水调频技术（1）节流调节机组设计特点对于节流调节机组，设计中部分负荷时调门全开，当某著名企业下达调频指令，通过开启补汽阀来提高机组负荷，但目前大部分机组在补汽阀开启时，机组振动明显增加，机组在部分负荷运行时保持调节汽门开度小，此时，节流损失大，能耗指标升高。（2）凝结水调频方法通过凝结水泵变频装置迅速减少凝结水量，减少低压加热器抽汽量，提高机组带负荷能力，在部分负荷下保持高压调门全开或50%开度（受凝汽器、除氧器的水位影响）；部分凝结水走旁路，凝汽器、除氧器水位不受影响，但负荷调节幅度小。（3）投资及效益投资约120万元，发电煤耗降低0.6g/kWh，静态投资回收期不到1年。（5）凝结水调频技术（4）凝结水调频过程的三个阶段第一个阶段为快速过程，为了达到节能的目的，60%以上负荷将汽轮机调门开大滑压运行，但保留少量节流，以满足小范围、短时间的快速一次调频。第二个阶段为凝结水一次调频，在快速响应调频指令（1-5秒）后，如果频差还在动作范围之内，根据频差大小，通过凝结水流量减少实现汽轮机系统回热抽汽量减少，达到快速增加汽轮机负荷的目的。第三阶段，锅炉实际压力上升、蒸汽流量增加，达到机组电负荷持续平稳增加，完成一次调频需求。然后，逐步“恢复”被减少的凝结水流量，逐步恢复系统平衡。（5）凝结水调频技术600MW试验工况凝结水流量和负荷随时间变化曲线主要改造方案：1）将空气预热器型号放大一号。空气预热器型号由32-VI（T）-2050-QMR放大为33-VI（T）-2200-QMR。2）在现有换热元件的基础上，将空气预热器换热元件高度增加150mm，转子直径增加1.448m。3）增加热端防磨层换热元件，板型仍为HE4，高度为150mm；中间层换热元件（仍采用HE4板型，元件高度1050mm）仅提供缺少的元件盒；冷端换热元件（板型为HE2，元件高度为1000mm）仅提供缺少的元件盒。主要利旧设备如下：原空预器冷、热端中心桁架；冷、热端一次风桁架；传动装置、支撑轴承、导向轴承；转子、模式扇形仓、热端及中间层换热元件、冷端换热元件、空预器的烟风道接口。（6）空气预热器改造收益和投资回报收益：改造后排烟降5.83℃，供电煤耗降低0.9g/kWh。投资：总投资1000万元，其中：设备费用约650万元；安装费用约350万元。静态投资回收期：5年。（6）空气预热器改造立式低再位于转向室前端，前后均有较大空间，因此在不降低管内工质流速的情况下，可以增加立式低再管流程。采用增加低再受热面积、高过和高再各减少内圈一根管的改造方案，如果同时辅以受热面清洗，提高抗氧化能力，有望使机组主、再热汽设计值。福州电厂再热器受热面积改造后，再热器达到设计值，取得很好效果。（7）再热器受热面改造再热器化学清洗轴封溢流回收吹灰汽源改造临炉蒸汽加热给水启动技术热力系统优化改造及泄漏治理锅炉燃烧优化调整（8）其他节能改造4、改造后节能效果

改造完成后，100%负荷供电煤耗降低7.16g/kWh；75%负荷供电煤耗降低9.53g/kWh；50%负荷供电煤耗降低10.83g/kWh，供电煤耗可达到278.52g/kWh。两级低压省煤器投运后，100%负荷供电煤耗降低4.30g/kWh；75%负荷供电煤耗降低4.52g/kWh；50%负荷供电煤耗降低4.33g/kWh。排烟低5.83℃，锅炉效率提高0.3个百分点。辅机统调动力源投运后，100%负荷厂用电率降低1.51%，供电煤耗升高0.02g/kWh；75%负荷厂用电率降低1.43%，供电煤耗升高0.10g/kWh；50%负荷厂用电率降低1.66%，供电煤耗升高0.16g/kWh。厂用电率平均下降1.51%，可达到2.23%。辅机统调动力源可实现平稳切换。

外置式蒸汽冷却器发电煤耗平均下降0.62g/kWh。四、临河1号机组一体化节能技术集成应用1、目前存在的主要问题临河电厂1号机组为300MW亚临界机组，锅炉和汽轮机均为东方电气公司生产制造，燃用烟煤。存在的主要问题：锅炉效率低，低负荷主蒸汽、再热蒸汽汽轮机热耗率高，约8139kJ/kWh冷却塔填料性能差、循环水泵耗电率高、真空系统性能差，汽轮机排汽压力高

2014年7~9月份2号机组供电煤耗342.55g/kWh，厂用电率6.8%节能技术及措施发电煤耗降低g/kWh厂用电率降低%供电煤耗降低g/kWh投资（万元）汽轮机通流改造8.38.34500提高主、再热汽造1.51.54000低压省煤器与暖风器联合系统（冬季供热）4.1-0.014.02014.6附加高压加热器1.01.0915.5吹灰汽源改造0.10.148冷端系统综合治理0.90.1611.51442.7汽动给水泵前置泵改造-0.30.091020供热抽汽梯级利用-4.81.6930.4428.4热网疏水系统改造0.30.0140.477.52、改造方案、投资和节能效果汇总节能技术及措施发电煤耗降低g/kWh厂用电率降低%供电煤耗降低g/kWh投资（万元）电除尘器高频电源改造0.10.3费用列入环保改造热力及疏水系统综合治理1.11.1350风机节能改造0.1910.6280机组运行优化调整1.01.0160炉内管长寿命壁70合计13.22.2420.214956.72、改造方案、投资和节能效果汇总2、改造方案、投资和节能效果汇总

经分析研究，可采用13项综合节能技术，总投资1.49亿元，供电煤耗降低21.5g/kWh，厂用电率降低0.4个百分点，静态投资回收期4.3年（含通流改造增容），投资收益率23.3%。1号机组实施一体化节能改造后，供电煤耗可达到316.95g/kWh，厂用电率5.4%，考虑到供热比影响后（2014年供热比12.77%，供热比可使机组供电煤耗降低17.6g/kWh），机组供电煤耗可达到299.35g/kWh，达到同类型机组领先水平。

（1）汽轮机通流改造改进通流部分叶型设计，提高级效率减小通流部分汽封及轴封漏汽损失减小调节汽门节流损失减小静止密封面漏汽损失配合提高主、再热蒸汽参数，根据回热系统改造要求配合保证各段抽汽能力提高机组铭牌功率

增加附加高加抽汽口

汽轮机通流改造后，汽轮机热耗率≤7850kJ/kWh，发电煤耗降低8.3g/kWh，投资4500万元。3、主要改造方案简介（1）汽轮机通流改造传统汽轮机设计THA工况点与铭牌功率相同，高效宽负荷节能设计思想是THA工况点与铭牌功率不同，设计方案一：保持铭牌功率不变而将THA工况点下移；设计方案二：保持THA工况点不变而提高铭牌功率。临河电厂采用设计方案二，既保证机组在特定条件下可以发330MW，同时在部分负荷下提高效率，相当于机组在低负荷下负荷系数提高7个百分点，部分负荷节能效果显著。机组330MW功率设计条件：超压5%；设计排汽压力由11.8kPa降到9.6kPa；分流40%高加给水；锅炉BMCR工况1025t/h提高到1050t/h；增加一台附加高压加热器（零号高加）。高效宽负荷节能设计理念（2）锅炉提升参数1）参数提升

锅炉侧参数：18.4MPa/550℃/550℃汽机侧参数：17.5MPa/545℃/547℃（原参数：16.67MPa/537℃/537℃）2）改造方案

低过水平段增加一个管圈，面积增加16%，低过垂直段增加一个管圈，面积增加100%

延长大屏过热器管屏长度500mm，大屏过热器面积增加5%

更换水平烟道高器材料（12CR1MOVG更换为ST-213MT91）

更换水冷壁折烟角处中器材料更换水平烟道斜波区域高器材料，并将纵向节距由120mm改为70mm

主、再热蒸汽管道、给水管道不改造低压省煤器回收的烟气余热一部分加热凝结水、一部分加热一、二次风、一部分加热热网循环水。供电煤耗降低4.1g/kWh，投资2357万元。（3）低压省煤器与烟气余热供暖风器联合系统（冬季供热）凝汽器高压水冲洗和胶球系统改造循环水泵增容提效改造凝结水泵提效改造和增加一台变频器冷却塔更换新型填料和喷淋装置改造技术（不等间距填料）真空泵节能改造（保留原有水环真空泵，增加小水环真空泵+罗茨真空泵）冷端系统综合治理后，厂用电率可降低0.17个百分点，供电煤耗可降低1.94g/kWh，投资1068万元。（4）冷端系统综合治理（5）供热抽汽梯级利用技术

采用一台小汽轮机驱动一台工频异步发电机，异步发电机功率6000kW，异步发电机并入高厂变并供辅机用电。小汽轮机采用高压缸排汽作为驱动汽源，小汽轮机采用背压式汽轮机，排汽接入热网加热器。

前置泵扬程153.69m，前置泵电机设计功率580kW，实际运行功率642kW，同时前置泵运行时存在超出力（超电流）问题。通过前置泵改造，降低前置泵的扬程，同时解决了前置泵电动机超出力问题。检查给水泵和小汽轮机通流间隙调整，提高汽动给水泵组效率。（6）给水泵前置泵改造热力及疏水系统综合治理吹灰汽源改造热网疏水系统改造风机节能改造（一次风机改造）锅炉燃烧优化调整锅炉加装壁（7）其他节能改造和运行优化五、火电厂节能新技术1、二次再热技术

2015年国电泰州电厂、华能莱芜电厂1000MW、华能安源电厂660MW二次再热机组相继投运，拉开了我国高效超超临界二次再热机组建设的序幕。莱芜1000MW机组主要设计参数及试验结果：蒸汽参数：31MPa/600℃/620℃/620℃

汽轮机采用五缸四排汽（超高压缸+分流高压缸+分流中压缸+2个分流低压缸），并采用十级回热抽汽锅炉为塔式锅炉，采用烟气再循环调第2、4抽汽分别设置串联式外置式蒸汽冷却器，且2台并联，采用汽动引风机，配置低压省煤器设计数据：汽轮机保证热耗率7053kJ/kWh，保证锅炉效率94.65%，厂用电率3.72%，发电煤耗256.82g/kWh，供电煤耗266.75g/kWh，发电效率47.83%。

试验结果：汽轮机热耗率7088kJ/kWh；锅炉效率95.3%；厂用电率4.09%，发电煤耗255.29g/kWh；供电煤耗266.18g/kWh（优于设计值0.57g/kWh)，发电效率47.92%。2、超超临界机组最新设计技术某著名企业最新设计技术（国家电投协鑫滨海电厂）：

蒸汽参数：35MPa/615℃/630℃/630℃采用二次再热、六缸六排汽汽轮机、塔式炉五级高压加热器、两级除氧器、五级低压加热器，共十二级回热抽汽设计给水335℃

配置Best汽轮机（背压式汽轮机），该汽轮机抽汽供给第2~5号高压加热器、第一级除氧器，排汽供给第二级除氧器；该汽轮机除驱动给水泵外，设置一台液力耦合器，用来驱动另一台发电机组采用直流冷却方式，设计凝汽器面积58880m3，循环水流量32.73m3/s，汽轮机设计排汽压力3.9kPa

汽轮机热耗率6769kJ/kWh，锅炉效率94.7%，发电煤耗245.4g/kWh，发电效率50.11%5、整体围带叶片全切削加工，强度好、振动应力低、抗高性能好6、镶片式迷宫汽封有效降低通流部分的漏气损失4、T型（单、双）叶根有效降低叶根轴向漏汽量3、弯扭马刀型动、静叶直叶片扭叶片3D弯扭叶片1、小直径、多级数减少漏气损失2、变反动度使得叶片级均处在最佳的气动状态，大大提高缸的整体通流效率（1）先进的汽轮机通流设计技术3、汽轮机通流改造与揭缸提效改造（2）整体内缸技术-上海-西门子筒形缸技术3、汽轮机通流改造与揭缸提效改造（3）整体内缸技术-东汽-阿尔斯通红套环技术3、汽轮机通流改造与揭缸提效改造（4）上汽300MW汽轮机通流改造调节级采用顺流布置方案，调节级动叶采用三叉三销结构，减少调节级焓降高压缸增加2级压力级，中压缸增加1级压力级高中压通流采用更高效的3DV全弯扭叶片，采用弯扭联合静叶栅高压内缸和持环做成整体，低压内缸由双层缸改为单层缸进汽导管采用新型弹性密封圈加钟罩密封结构低压前三级采用弯扭马刀型变反动度叶型优化汽封结构，减少漏汽损失

阳逻、大坝、威海、太仓和5个电厂均由上汽厂进行了通流改造，汽轮机热耗率均低于7880kJ/kWh。3、汽轮机通流改造与揭缸提效改造（5）阿尔斯通300MW汽轮机通流改造

妈湾电厂汽轮机由哈尔滨生产，3号、4号汽轮机均由阿尔斯通进行了汽轮机通流改造，改造后由西安热工院进行了性能试验。高压缸由11级压力级改为14级，仍采用冲动式进汽导管密封采用阿尔斯通传统的弹性活塞环密封结构设计高、中、低压缸效率分别为：85.99%、92.0%、91.11%，设计排汽压力5.88kPa，保证热耗率7933kJ/kWh（4号：7898kJ/kWh）。

3号试验结果：高、中、低压缸效率分别为：86.19%、92.45%、90.83%，汽轮机热耗率7927.7kJ/kWh，若折算到设计排汽压力为4.9kPa，汽轮机热耗率约为7870kJ/kWh。

4号试验结果：高、中、低压缸效率分别为：87.32%、92.70%、91.28%，汽轮机热耗率7905.5kJ/kWh，若折算到设计排汽压力为4.9kPa，汽轮机热耗率约为7850kJ/kWh。3、汽轮机通流改造与揭缸提效改造（6）上汽600MW亚临界机组改造高压缸增加1级压力级，优化分配各级焓降高压缸采用整体内缸，将高压内缸和静叶持环做成整体改进调节级喷嘴结构和型线，提高调节级效率调节级汽封由2道改为5道中压缸由2×9级改为2×10级中压内缸与中压1号持环合并取消中压转子冷却蒸汽低压缸由2×7级改为2×8级低压内缸采用斜撑内缸优化低压缸排汽导流环

3、汽轮机通流改造与揭缸提效改造参数名称单位设计值试验值高压缸效率%87.9888.44中压缸效率%93.0193.53低压缸效率%89.5890.21热耗率kJ/(kW∙h)78567836.5国华台山电厂5号汽轮机通流改造设计值及试验结果（上汽改造）以上结果为汽轮机设计排汽压力5.8kPa，若折算到4.9kPa，汽轮机热耗率约为7790kJ/kWh。3、汽轮机通流改造与揭缸提效改造（7）浙能兰溪电厂600MW超临界机组改造

东汽三缸、四排汽、冲动式、双背压凝汽式汽轮机

ALSTOM改造方案：高、中压缸原8+6级冲动式改为10+6级冲动式调节级改造为ALSTOM传统的调节级进汽密封改造为ALSTOM传统的弹性活塞环密封结构低压缸2×7级改为2×8级末级叶片采用940mm

改造后性能试验结果：高、中、低压缸效率分别为88.63%、90.98%、90.7%，汽轮机热耗率7628kJ/kWh，折算到排汽压力4.9kPa，汽轮机热耗率约为7585kJ/kWh。3、汽轮机通流改造与揭缸提效改造（8）哈尔滨600MW超临界机组改造方案高压缸原9级压力级增加到13级、中压缸原6级压力级增加到9级，降低级焓降优化调节级焓降和减少调节级面积可选择节流调节方式或喷嘴调节方式增加零号高加抽汽口采用多级小焓降、高效后加载叶型中、低压缸分缸压力由1MPa降低到0.5MPa

优化低压缸排汽导流环经优化后汽轮机热耗率降低178kJ/kWh，大唐公司（乌沙山、马鞍山）已签订改造合同，待改造完成后根据性能试验结果确定。3、汽轮机通流改造与揭缸提效改造（9）上都5号600MW超临界空冷机组揭缸提效改造低压缸前后轴封最内侧汽封圈改为接触式汽封高中压内缸隔热环处加装装配式汽封圈高压内、外缸肩胛处增加高盘根封堵高中压外缸中压侧部分注油孔

中压隔板套密封改造。隔板定位面增加隔热环和高盘根；端部增加隔热环；中分面增加密封键。低压缸局部改造。低压缸进汽室中分面增加密封键；内缸中分面增加密封键和耐高；低压内缸进汽室增加L型阻汽片；低压末级疏水管增加节流孔板；封堵低压转子平衡孔。改造后预计发电煤耗约降低4.2g/kWh，投资约1100万元。3、汽轮机通流改造与揭缸提效改造通过双转子互换实现低真空供热，即冬季、夏季各采用一根转子，其中冬季一根低压转子少2级，冬季运行时实际为背压机组，供热能力大，但冬季、夏季前需要停机更换低压转子。双转子互换，其中一根低压转子采用光轴，中压缸排汽几乎全部用于供热，供热能力强、系统简单、投资省，但对机组功率影响大。海拉尔电厂200MW机组实施了改造，取得了很好效果。对于空冷机组，可不改造低压转子，适当提高凝汽器压力，增大尖锋热网加热器。4、低真空供热与热电解耦技术典型的低真空供热系统图（135MW机组）。设计排汽压力35kPa，排汽73℃，热网回水55℃，凝汽器出水70℃，热网加热器出水94℃，排汽量190t/h，供热面积350万m2。4、低真空供热与热电解耦技术供热抽汽机组低压缸切除技术，低压缸进汽量约5~10t/h，实现低真空供热和热电解耦。主要改造措施：更换中低某著名企业管蝶阀，中低压某著名企业管增加旁路（旁路管道、截止门、节流孔版）。

供热机组采用常压储热方式，实现热电解耦4、低真空供热与热电解耦技术

抽汽供热机组采用常压储热方式，实现热电解耦4、低真空供热与热电解耦技术5、热泵供热技术

热泵供热是利用热泵技术将低吸收的热量放入高，即汽轮机的乏汽余热提取后供给热用户，下图是热泵供热系统原理图，它由蒸发器、压缩机、冷凝器、膨胀阀、制冷剂组成。它是通过蒸发器吸收汽轮机排汽余热，然后通过冷凝器放出热量，最后由热网循环水带走。5、热泵供热技术（1）某电厂300MW直接空冷机组热泵供热系统图

（2）某电厂330MW湿冷机组典型的热泵供热系统图5、热泵供热技术烟气余热综合利用系统是将烟气余热用于加热凝结水、一、二次风、热网循环水或脱硫塔后烟气等，具有节能或环保效果，主要有以下系统：常规低压省煤器系统

低压省煤器与五（六）抽供暖风器系统低压省煤器与凝结水供暖风器联合系统低压省煤器与烟气余热供暖风器联合系统两级低压省煤器与五（六）抽供暖风器系统两级低压省煤器与凝结水供暖风器联合系统两级低压省煤器与烟气余热供暖风器联合系统低压省煤器与供热联合系统MGGH系统MGGH与暖风器联合系统6、烟气余热综合利用系统（1）国电福州两级低压省煤器与烟气余热供暖风器系统6、烟气余热综合利用系统

为了提高烟气抬升高度，降低烟气污染物落地浓度，同时，减轻烟囱腐蚀，在除尘器前设置烟气冷却器，脱硫塔后设置烟气加热器，烟气冷却器吸收的烟气余热用来加热脱硫后的烟气。（2）MGGH系统

6、烟气余热综合利用系统7、亚临界机组改造（1）亚临界机组有限提升（5℃

～10℃）主蒸汽管道、再热蒸汽管道校核计算，保证主蒸汽管道、再热蒸汽管道强度符合要求根据各工况下锅炉受热面实际壁值，确定锅炉管壁不超温，岳阳300MW机组实施该方案（2）亚临界机组高到超临界机组的（538℃/566℃)主蒸汽管道、再热蒸汽管道校核计算，根据计算结果确定更换范围锅炉热力性能校核计算，确定过热器、再热器受热面材料局部更换、受热面改造等大唐托克托600MW机组更换过热器部分材料、更换再热蒸汽管道、更换主蒸汽管道弯头、管件（3）亚临界机组改为超临界机组更换给水泵、给水管道、

锅炉水冷壁、主蒸汽管道、再热蒸汽管道，过热器、再热器受热面改造（更换材料、增加受热面）、高压加热器改造亚临界机组改为超临界机组（压力、时提升）无改造案例，初步测算，某600MW亚临界机组投资2亿以上，发电煤耗降低6~7g/kWh，静态投资回收期30年以上。8、亚临界机组跨代升级改造方案北仑方案主要特点：

增加超高压缸、一台零号高压加热器、一台背压式汽轮机（Best汽轮机），超高压缸与背压汽轮机同轴，实为双轴机组超高压缸排汽分为3路，1路进锅炉、1路进零号高压加热器、1路进背压式汽轮机采用二次再热，主蒸汽600℃，一次再热蒸汽566℃

，二次再热蒸汽538℃背压式汽轮机设3个抽汽口分别供原1号、2号、3号高加抽汽，排汽进入除氧器

机组功率由600MW提高到800MW

机组供电煤耗降低43g/kWh，投资16亿元热工院跨代升级改造方案：

热工院提出了新的跨代升级方案，机组功率由600MW提高到700MW，增加超高压缸，增加一台高压加热器，采用一次再热，锅炉受热面局部改造，去掉亚临界汽轮机调节级，原高压加热器不动。投资约9亿元，供电煤耗降低38g/kWh。9、Best汽轮机对于超超临界机组或超超临界二次再热机组，设置一台背压式汽轮机，利用高压缸部分排汽或超高压缸部分排汽驱动背压式汽轮机，并在背压式汽轮机设置多个抽汽口，抽汽用于加热高压加热器，某著名企业给出了多个Best机配置方案：（1）大机与背压汽轮机同轴方案（适合新建机组）9、Best汽轮机（2）增加前置机，且前置机与背压汽轮机同轴（亚临界机组改造，北仑方案）（3）背压汽轮机驱动给水泵，带回热抽汽，不带厂用电9、Best汽轮机（4）背压汽轮机驱动给水泵，带回热抽汽，并带厂用电9、Best汽轮机

采用背压式汽轮机的主要特点：采用背压式汽轮机各级段抽汽，高压加热器传热，可提高机组经济性。大机不设抽汽口，抽汽对通流部分的扰动小，大机缸效率提高。若驱动给水泵，背压式汽轮机较给水泵汽轮机效率高。进入背压式汽轮机这部分蒸汽未进行再热，影响机组经济性。由于背压式汽轮机效率较大机高压缸或中压缸效率低。经初步测算，背压式汽轮机设计效率大于87%~88%，机组才具有一定的经济性，否则，经济性将变差。对于亚临界机组改为超超临界机组，如：北仑方案设置一台超高压缸，一台背压式汽轮机，超高压缸与背压式汽轮机同轴，并驱动一台发电机组，可以大大增加机组功率，亚临界600MW机组功率可达到800MW。设置Best汽轮机主要目的为解决700℃机组高压加热器的设计加工困难问题。（1）节能诊断分析方法

它是将火电厂能耗指标反平衡计算和正平衡统计有机的一种方法，既是一种传统的分析方法，又是一种全新的分析方法。该方法以机组设计选型为基础，以机组性能试验结果为依据，以运行统计指标和热平衡分析方法为手段，结合设备及系统实际运行参数，建立了机组设计能耗指标与运行能耗指标分析模型，形成了系统的分析方法，制订了《燃煤机组节能诊断导则》。（2）节能诊断技术应用情况

10年来共进行了500多台次机组的现场节能诊断工作，提出了切实可行的节能降耗措施，在电厂实施后，取得了明显的节能效果，据统计华能实施了这些措施后，机组供电煤耗约降低4g/kWh，厂用电率约降低0.3个百分点。

10、节能诊断技术

收集设计资料、试验结果、运行指标和辅机耗电率现场核查设备、系统、运行参数、主要辅机功率发电煤耗统计计算分析主要辅机性能对厂用电率统计计算分析

节能潜力预测分析确定发电煤耗、厂用电率、供电煤耗目标值否？是？构建反平衡分析数据表与正平衡结果比较进一步核查给煤机煤量、入炉煤热值、皮带秤煤量、入厂煤煤量、入厂煤热值

（3）节能诊断流程图（4）发电煤耗诊断汽轮机侧影响机组发电煤耗的诊断(15项）

汽轮机热耗率、各缸效率、抽汽参数、汽轮机运行方式、汽轮机排汽压力、循环水量、凝汽器清洁度、冷端系统运行方式、系统泄漏、汽动给水泵组性能、冷却塔性能、加热器端差、给水、除氧器排汽、系统泄漏。

锅炉侧影响机组发电煤耗的诊断（12项）

煤质、运行氧量、煤粉细度、飞灰含量、石子煤量、排烟、锅炉效率、主蒸汽、再热汽、减、锅炉排污、暖风器。

机组侧影响发电煤耗的诊断（9项）

负荷系数、供热量、供热比、一次调频、昼夜峰谷差、保温、燃煤热值差、起动次数、冬季采暖。10、节能诊断技术（5）辅机耗电率诊断

循环水泵扬程、流量、运行方式、效率和耗电率凝结水泵变频装置配置、运行方式、效率和耗电率前置泵设计扬程和耗电率电动给水泵组：液力耦合器性能、再循环泄漏、机组运行方式、泵组效率和耗电率风机风量、扬程、效率、调节方式和耗电率空气预热器漏风率磨煤机运行方式、煤粉细度、部件磨损和耗电率电除尘器运行方式、耗电率脱硫系统运行方式、耗电率空压系统运行方式、耗电率10、节能诊断技术11、调频技术为满足某著名企业一次调频的要求，通常可采用7种方法来进行调频：1）开启补汽阀；2）开大调门；3）增大过热器减；4）减少凝结水量；5）分流部分高加给水；6）蓄能器；7）增加燃料量。11、调频技术

分流部分高加给水，减少高加抽汽量，提升负荷响应速度，临河300MW机组设计分流400t/h高加给水。通过凝结水调频，减少低加抽汽量，提高负荷响应速度供热机组适当减少供热抽汽量，提升负荷响应速度采用带压储热方式，切除低加或减少低加抽汽量，提高负荷响应速度

增加带压式储热方式，提高机组负荷响应速度11、调频技术

近年来，美国TurboCare公司开发出一种刷式汽封,它是通过在弹性可调汽封的基础上增加一道或多道刷子，其刷子纤维材料采用高材料（Haynes25），该材料具有良好的柔性，一旦与转子发生碰磨，刷子不，并且对轴无伤害。采用刷式汽封可将动叶叶顶汽封间隙由设计值0.75mm减小至0.45mm，隔板汽封可由设计值0.75mm缩小至0.051mm。汽封间隙的降低使得漏汽量减少，汽轮机缸效率提高。刷式汽封的一个重要问题就是应用于汽轮机高、中压部分时由于刷子前后压差过大，导致刷子纤维倒伏，为此TurboCare公司设计出一种带压力平衡腔的刷式汽封，很好的解决了该问题。12、刷式汽封技术弹性可调刷式汽封叶顶刷式汽封12、刷式汽封技术12、刷式汽封技术应用案例：华能丹东电厂2号汽轮机大修期间，采用弹性可调汽封和刷式汽封技术进行了汽封改造。改造范围为：高压第2级至第10级动叶片叶顶采用刷式汽封、中压第1级至第4级动叶片叶顶采用刷式汽封；中压第2级至第8级隔板采用弹性可调汽封；高