火电厂技术监督与节能策略20080325.ppt

1、2020/8/6,1,火电厂技术监督与节能降耗降耗策略,于新颖 西安热工研究院有限公司,2020/8/6,2,主要内容,新形势对技术监督工作的要求 热工院在华能开展技术监督的模式 国内外电力公司技术监督特点 火电厂深化节能降耗的策略 节能降耗的重点与措施 节能技术与方向 建议,2020/8/6,3,一、新形势对技术监督 工作的要求,火电厂技术监督的重要性 当前发电行业特点 新形势对技术监督工作的要求,2020/8/6,4,火电厂技术监督工作的宗旨是提高发电设备安全性、可靠性、经济性、环保性。 技术监督工作贯彻“安全第一、预防为主”的方针，以质量为中心、标准为依据、计量为手段。 电力行业建立了质

2、量、标准、计量三位一体的技术监督体系，对电力建设和生产的全过程实施技术监督。 火电厂基本建立健全了各级技术监督网，规定了各项监督更为完善的具体内容，各专业都形成了一系列的监督技术标准，为实现技术监督的宗旨起到了十分重要的作用。,1. 火电厂技术监督的重要性,2020/8/6,5,20042006年100MW及以上火电机组可靠性指标,2020/8/6,6,2. 当前发电行业特点,火电建设迅猛发展，制造、安装、调试周期缩短，生产阶段消缺压力大。 大容量、高参数机组多，技术性要求高。 装机容量大幅度提高，机组负荷率下降。 煤炭质量普遍降低、且波动较大。 燃料等成本上升； 电网实施优化调度、节能调度。

3、 发电设备和系统检修周期延长，预防性检查项目增加。 电力生产员工年轻化、经验相对不足。 电厂定员少，工作标准化、程序化、规范化要求提高。 节能环保成为基本国策。,2020/8/6,7,新的电力体制下技术监督的发展趋势,由于近年来国民经济快速发展，电力工业处于快速发展的新时期，电力设计、设备制造、电力建设和电力生产各个环节都面临着巨大的压力。同时随着我国电力体制改革的深入和电力工业技术的不断发展，高效率、高参数、大容量和新技术机组所占比例的不断提高，“厂网分开、竞价上网”的电力市场机制日趋完善，电力体制改革后新的电力企业的管理模式已经形成，各电力集团公司拥有各自不同构成的电力资产，火电厂技术监督

4、作为每个电力公司非常重要的企业行为，目标是确保其所属发电企业设备的安全、可靠、经济、环保运行，目前新的电力工业发展，对火电厂技术监督工作提出了越来越高的要求，现有的技术监督工作标准和体系已难以满足各自生产实际的需要，各电力公司均迫切需要建立科学、完整、先进、有效的技术监督标准体系，使火电厂技术监督工作真正成为确保发电企业设备安全、可靠、经济、环保运行的科学手段，因此对技术监督工作提出了新的更高的要求。,TPRI,2020/8/6,8,大机组情况,截至2007年7月31日： 已投运： 600MW超临界机组55台， 1000MW超超临界机组4台。 已订货： 600MW超临界机组210台， 600M

5、W级超超临界机组25台， 1000MW级超超临界机组42台。,2020/8/6,9,3.新形势对技术监督工作的要求,努力适应新设备新技术和新形势的发展要求 ； 增强技术监督标准体系科学性和系统性 ； 提高技术监督的有效性，努力实现闭环控制 ； 注重监督新技术的开发研究和推广应用； 开展基于风险分析的设备状态评价技术研究，实施对所有生产要素的监督 ； 重视和加强节能环保技术监督工作。,2020/8/6,10,1）努力适应新设备新技术和新形势的发展要求,近年来，电力工业的技术水平不断提高，高参数、大容量、高效率的大型发电机组数量不断增加，火电机组参数以从亚临界逐步向超临界、超超临界发展，机组容量也

6、由300MW级向1000MW级发展，国产600MW超临界机组和燃气-蒸汽联合循环机组的大量投产，多台国产超超临界1000MW和660MW火电机组的投产发电，对发电设备运行的安全性、可靠性要求愈来愈高，对火电厂节能降耗和减排的标准要求也越来越高。火电厂技术监督工作须适应新设备、新技术的发展，加强新的监督方法、手段和技术的研究和开发，不断充实相关的技术监督标准内容，使技术监督体系得以完善。,TPRI,2020/8/6,11,2）增强技术监督标准体系科学性和系统性,原有的技术监督标准主要是在归纳过去经验的基础上形成的，属于通用标准，涵盖了对不同技术等级和管理水平设备的监督要求，对不同类型、不同运行水

7、平的设备显得缺乏针对性，各专业之间缺乏有机的联系协调和系统性。 应根据监督技术的发展水平、各电厂设备的状态和管理模式，在不断总结经验的基础上，采用科学、系统的分析方法，制订新的监督标准，使各项技术监督标准之间更为协调，形成符合生产实际的技术监督标准体系，增强技术监督标准体系的科学性和系统性。,TPRI,2020/8/6,12,3）提高技术监督的有效性，努力实现闭环控制,加强对技术监督工作本身进行定期的评价，提高监督工作的有效性。应用技术监督工作的结果指导电力生产，即对技术监督中发现的问题，提出解决方案并监督实施，实现技术监督工作的闭环控制，以此实现提高电力生产的安全性、可靠性、经济性和环保性得

8、到目标。,TPRI,2020/8/6,13,4）注重监督新技术的开发研究和推广应用,以提高火电厂机组运行水平为目的各专业的新技术以及先进的检测监督技术开发研究，近年来取得了长足的进展，应该更好的在技术监督工作中加以应用，在新的技术监督标准体系中得到体现。同时通过技术监督工作，加强新技术新信息的推广和宣传，加强各地区、各单位的交流和对电厂相关人员的技术培训。,TPRI,2020/8/6,14,5）开展基于风险分析的设备状态评价技术研究实施对所有生产要素的监督,采用以设备风险分析技术为基础的设备状态评价，指导设备的运行、维护和维修并完善原有的设备监督技术。 对所有生产要素实施监督，由原来对设备本身

9、的监督向生产的全过程以及所有生产要素监督的方向变化和发展。,TPRI,2020/8/6,15,6）重视和加强节能与环保技术监督,随着中国节能技术政策大纲（年）、中国节水技术政策大纲的发布和实施，建立节能环保型电力企业成为一项基本国策。实现节能减排目标成为提高电力企业竞争力的必由之路，电力企业节能减排目标能否实现关系到我国“十一五”规划中完成20%的降耗目标实现的大事。因此，各大发电集团和电厂加强节能环保技术监督体系和制度的建设，加强机组节能降耗的评价工作，积极研究和应用节能环保新技术，加大机组技术改造的力度，为进一步提高机组的经济性和环保性，确保“十一五” 节能减排目标的实现作好工作。,TPR

10、I,2020/8/6,16,工 作 重 点,建立完善的技术监督组织机构 ； 制定完善的技术监督管理标准 ； 建立完善的技术监督规范、标准库 ； 重视监督新技术的研究开发和推广应用 ； 开展技术监督工作现场审核和专题调研工作； 注重综合技术问题的研讨和解决。,二、热工院在华能开展技术监督模式,2020/8/6,17,热工研究院技术监督工作的开展情况,热工研究院2003年起先后承担了华能国际电力股份有限公司、大唐河南分公司、神华神东电力公司、呼伦贝尔能源公司的技术监督工作。为了高质量、高标准的完成发电公司委托的技术监督和技术服务工作，提高技术监督工作的符合性和有效性，热工研究院重点开展和加强了以下

11、工作。,TPRI,2020/8/6,18,1建立了完善的技术监督组织机构,热工院在承担发电厂技术监督工作之前成立了以院副总工程师为负责人的技术监督组织机构，从各部门抽调多年从事专业工作，专业知识扎实、经验丰富的高素质专业人才组成了绝缘、金属、化学、热工、电测、环保、继电保护、节能、电能质量、汽轮机安全等专业监督队伍。,TPRI,2020/8/6,19,2制定了完善的技术监督管理标准,热工院各专业制定了完善的技术监督管理标准，管理标准的制定充分考虑了与目前发电企业管理体制的适应性，注重设备的监督。并根据国家、行业标准的修订每年对监督管理制度进行修订。,TPRI,2020/8/6,20,3建立完善

12、的技术监督规范、标准库,技术标准是技术监督的依据和尺度，因此，热工院技术监督部十分重视技术监督相关法规、技术标准的购置配备工作，现已收集700多个与九项技术监督和锅炉压力容器管理相关的最新有效技术标准，并制成电子版提供给发电企业，为提供服务的公司和发电企业建立了基本完善的技术监督用标准库。,TPRI,2020/8/6,21,4重视监督新技术的研究开发和推广应用,热工研究院历来注重以提高火电厂机组运行水平为目的新技术以及先进的检测监督技术开发研究工作，应该更好地将新技术与监督工作有机结合起来，满足电力生产实际工作的需要，并在新的技术监督标准体系中得到体现。同时通过技术监督工作，加强新技术新信息的

13、推广和宣传和对电厂相关人员的技术培训，更好地为发电企业的安全、可靠、经济、环保运行服务。,TPRI,2020/8/6,22,5开展技术监督工作现场审核和专题调研工作,每年对技术监督服务的电厂进行“标准审核”，即对一个审核周期内电厂技术监督工作开展的情况，包括工作开展的范围、工作质量及其有效性、符合性等进行现场调研，协助电厂解决存在的问题。对典型电厂进行“全面审核”，除了进行“标准审核”工作内容以外，对设备的设计、制造、安装、运行以及检修等资料进行全面分析和评价，对存在的问题提供解决方案；根据设备的实际状态，对设备的运行和检修以及技术监督工作重点等提出具体建议。另外每个监督每年针对共性、频发、重

14、大设备或系统问题进行专题调研，进行汇总分析后提出针对性解决措施供电厂参考。,TPRI,2020/8/6,23,6注重综合技术问题的研讨和解决,根据各类机组的运行状况，总结出影响机组运行安全可靠性、经济性、环保性的关键问题，组织相关专业力量，进行分析研究，形成一套科学、系统的能很好解决问题的方法，并加以推广，以提高机组的运行水平。 每年对影响机组安全可靠性、经济环保性的主要问题，选择一个专题组织召开全国性的专题技术交流研讨会，研究解决对策。,TPRI,2020/8/6,24,三、国内外电力公司技术监督特点,中国大唐集团公司 中国华电集团公司 国华电力公司 德国steag电力公司,2020/8/6

15、,25,1中国大唐集团公司,1）从 “技术监督”扩展到“技术监控” ，管理理念、模式和内容均发生不同的变化。 管理理念，把原来的只进行技术监督扩展到除了监督以外的延伸工作，即对技术监督中发现的问题进行全过程监控，从发现问题开始，要制定解决问题的方案，到最后彻底解决问题，形成关口前移、闭环管理的方式。 管理思路，是通过招议标形式选择技术监控服务单位，采取签定委托协议和合同，委托中标的各发电企业所在地的电力试验院（所），对集团公司所属企业进行技术监控管理和技术服务工作，形成集团公司、技术监控服务单位、发电企业三级技术监控管理网络。 管理内容，从过去的绝缘、化学、金属、电测、热工、环保、继电保护、节

16、能、电压质量等九项监督，又扩展了锅炉压力容器、计量、励磁、振动、特种设备等五项管理，形成了十四项技术监控管理体系。,2020/8/6,26,2）为鼓励技术服务单位进一步协助发电企业做好管理工作，将各单位非计划停运次数和供电煤耗指标考核增设为合同考核外的奖励基金，受托方协助发电企业完成考核指标，将获得全部合同款；受托方协助发电企业超额完成考核指标，发电企业从奖励基金中给予相应的奖励；受托方协助发电企业未完成考核指标，发电企业则要从服务合同中扣除相应款项。 3）每年由技术监控服务单位对发电企业进行两次技术监控现场动态检查，并出具动态检查报告。,2020/8/6,27,2中国华电集团公司,1）实行技

17、术负责制，按照依法监督、行业归口、发电企业自主监督为主、集团公司统一管理的原则，对电力建设和生产过程实施技术监督管理。 2）技术监督范围是：在绝缘、化学、金属、电测、热工、环保、继电保护、节能、电能质量监督等方面对设备的健康水平与安全、质量、经济运行方面的重要参数、性能与指标进行监督检查、调整及评价。对变压器、汽轮机、开关、过电压、防污闪、发电机、谐波、水工专业实施专业管理。,2020/8/6,28,3国华电力有限公司,1）组建公司技术中心，健全技术监督管理体系，统一、规范公司技术监督管理标准。 制定了发电企业技术监督及服务标准； 制定了对电科院为发电企业提供技术监督服务市场行为的检查评价标准

18、。 2）根据上述两个标准的量化指标和内容，进行检查和评估。对未完成考核指标的发电企业和服务单位，则要从服务合同中扣除相应款项和企业奖励资金。,2020/8/6,29,4、德国STEAG电力公司,1.监督管理模式 STEAG（斯蒂亚格）电力公司技术监督分为运行监督、设备监督和化学监督。运行监督由生产部负责，设备监督由生产部和检修部负责，化学监督由监督部负责。 监督部下设技术室和化验室。技术室的主要任务是：热力结算、报告管理、技术档案管理、建立与环保有关的数据档案及检查。化验室的主要工作是对进入和离开电厂的各种物质进行分析和质量监督。,2020/8/6,30,2. 监督内容,1）运行监督 对进、出

19、厂的各类物质连续采集与监控的项目有： 一次能源的投入（煤、油、气） 二次能源的生产（电、蒸汽、热、压缩空气） 辅助物质和运行介质的投入（水、化学药品、石灰石、润滑剂） 电厂副产品的生成量及销售（飞灰、粒化渣、石膏、其它固体物质） 排放（烟气、水、噪音） 除进、出厂的各类物质以外还有如下运行参数控制： 单台设备的状态及运行参数、故障数据 用于效率核算的热力参数 锅炉、冷却系统、烟气净化系统、水循环的水质和流量 人员投入、服务 物资管理及采购 维修,2020/8/6,31,2）设备监督 对设备监督分为在线和离线监督： 在线监督是对工艺状态、运行状态、运行过程和设备总体效率进行监督； 而离线监督主要

20、是对单台设备的状态及其对安全性、可用率和经济性的影响进行评估。 监督的辅助手段为： 各种物理量的测量 连续采集系统 状态值和准则变化过程的分析仪器,2020/8/6,32,3）化学监督 对电厂内部的各类化学过程进行控制，包括对过程的监测及输入、输出物质的化学分析，分析包括运行就地分析、厂内实验室及委托分析。具体化学分析内容如下表：,2020/8/6,33,四、火电厂节能降耗评估,火电厂节能综合评估技术 部分电厂评估结果 节能评估体系,2020/8/6,34,运行、维护、检修、技术监督,2020/8/6,35,1、火电厂节能综合评估技术,评估的必要性： 火电厂生产过程的各个环节都存在不同程度的能

21、量损失，开展节能降耗工作，首先应进行电厂全面性的节能诊断和评估，确定各种能量损失量和产生损失的原因（包括可控损失和不可控损失），通过评估节能潜力，科学制定降耗措施和规划。,2020/8/6,36,由有经验的专家组成评估小组，通过现场调研、运行和试验数据分析、试验诊断等方法，对影响能耗的各种因素进行全面定量分析，查找能量损耗原因，评估各个环节的节能潜力。 有针对性地分类提出各项节能降耗措施和途径。指导电厂通过加强运行管理、技术改造、设备检修维护、设备消缺、应用节能新技术等手段提高效率，降低能耗。 评估结果还可以发现设计中存在的各种问题，用于指导新电厂的设计。,评估方法：,2020/8/6,37,

22、设计、制造、安装、调试、运行与维修管理等方面。 评估主要内容： 针对影响能耗（煤耗、厂用电）指标的主要因素，如：主、辅机实际运行效率、热力系统性能、运行方式、运行可靠性、技术经济指标、负荷率、煤耗率、辅机电耗、厂用电率、节能技术监督、能耗计量管理、以及污染物排放等。 热工院在2006年已经对华能、大唐、国华等23个电厂约30台300MW600MW机组进行了节能评估和新投产机组的后评估工作，为火电厂节能降耗提供依据。,评估范围：,2020/8/6,38,华能新建机组各主要因素对供电煤耗的影响,2、部分电厂节能评估结果,2020/8/6,39,华能新建机组节能降耗潜力 (g/kW.h),2020/

23、8/6,40,大唐8个电厂20台300MW级机组能耗评估结果,2020/8/6,41,阳逻电厂全厂节能综合评估结果,2020/8/6,42,阳逻电厂4300MW机组节能潜力分析,2020/8/6,43,火电厂节能指标评价 火电厂节能管理评价 火电厂节能指标评价计算软件,3、节能评价体系,2020/8/6,44,节能指标评价,燃煤发电厂节能指标评价表的内容： 4个部分（煤耗、厂用电、水耗、燃油消耗）和三级指标。,2020/8/6,45,燃煤发电厂节能指标评价构成和权重分配表,2020/8/6,46,燃煤发电厂节能管理评价构成和权重分配表,2020/8/6,47,华能燃煤发电厂节能评价结果汇总,燃

24、煤发电厂节能评价结果汇总,2020/8/6,48,C电厂机组煤耗分析,燃煤发电厂节能指标评价表-1,2020/8/6,49,燃煤发电厂节能指标评价表-2,2020/8/6,50,燃煤发电厂节能指标评价表-3,注1：标有“”的指标可通过本体系附带的“燃煤发电厂节能指标评价计算软件”计算实际值与 基准值偏差导致煤耗的变化，然后根据评分办法进行评价。 注2：分数扣完为止。,2020/8/6,51,五、火电厂节能减排的重点和措施,机组经济性降低的普遍因素 提高汽轮机通流效率 改善机组冷端性能 治理系统和阀门内漏 加强运行调整 降低锅炉排烟温度 减小空气预热器漏风率 制粉系统优化,2020/8/6,52

25、,汽轮机缸效率低； 凝汽器真空低； 系统和高压疏水阀门普遍存在内漏； 给水温度低； 加热器端差大； 保温性能差； 主蒸汽和再热蒸汽参数偏差； 锅炉再热器减温水流量大； 锅炉排烟温度高； 空气预热器漏风率大； 煤质变化或者石子煤影响； 机炉辅机电耗高； 机组负荷率低。,1、机组经济性降低的普遍因素,2020/8/6,53,调整汽轮机通流部分间隙； 调整轴端汽封间隙； 调整中压缸冷却蒸汽流量； 调整汽轮机高、中压缸之间漏汽量。,2、提高汽轮机通流效率,（由于汽缸壁较薄,全实缸状态下会发生变形，因此在调整通流部分间隙时,应按椭圆进行调整；调整前应扣空缸,拧紧密封面螺栓,实测汽缸变形量；调整通流部分间

26、隙时,应按制造厂提供的间隙下限执行）,2020/8/6,54,3、改善机组冷端性能,真空严密性 凝汽器清洁度 冷却水流量 冷却水温度 抽空气系统,2020/8/6,55,空冷机组背压高的主要原因,真空严密性差 空冷器元件清洁度降低 真空泵性能下降 风速对风机进口流场的影响,2020/8/6,56,4、治理系统和阀门内漏,加强阀门管理（如建立阀门管理台帐） 疏水系统优化（阀门合并、阀门取舍）,例如：高压主汽门前疏水、主汽管道疏水合并； 左、右侧高压导管疏水、高压内缸疏水合并； 号中压主汽门前疏水、热再母管疏水合并； 左、右侧中压导管疏水合并。,2020/8/6,57,日本经验,日方介绍，经过检修

27、消除主机之外的热力系统缺陷后，能回收效率损失部分的60左右，其中最主要的是阀门泄漏损失；汽机本体部分，在较好地处理各段密封、间隙和清除通流结垢等问题后可回收其余约40的损失。 J-POWER公司介绍的一项检修、改造投资与收效关系的实例值得我们借鉴：曾在一台机组上投资1.3亿日元（100日元约相当于15.5元人民币）进行检修和改造，结果对效率提高的影响仅占约31.5，而投资0.2亿日元对阀门的处理，解决泄漏问题，对效率回收比例的影响占了57.5。由于阀门数量庞大，消缺改造量较繁杂，国内单位一般对检查阀门缺陷以及对消除缺陷的重视程度不够到位，难以避免修后机组效率达不到预期结果现象。,2020/8/

28、6,58,5、加强运行调整,调整主蒸汽参数 再热蒸汽参数 减少锅炉再热器减温水流量 循环水泵运行方式 煤粉细度 风量,2020/8/6,59,运行优化措施,定滑压试验，确定最佳的定滑压控制曲线； 机组微增出力试验和循泵组合运行试验，指导循环水泵的运行方式； 机组启停过程中，合理安排重要辅机的启停时间，如，采用汽动给水泵进行启动，减少电泵运行时间等； 通过燃烧调整和检修，减少再热减温水流量； 采用变频技术，对凝结水泵逐步进行变频改造等； 机组间负荷优化分配方案制定。,2020/8/6,60,6、降低锅炉排烟温度,漏风（炉膛、制粉系统、空预器入口烟道） 掺冷风量多 受热面积灰 空预器入口风温高 一

29、次风率偏高 磨煤机出口温度低 锅炉受热面积灰 空预器积灰 受热面布置原因,2020/8/6,61,7、减小空气预热器漏风率,合理的中心密封筒填料密封设计和固定密封装置设计； 密封间隙冷态调整质量达到设计要求 ； SCS不能正常投入运行 ； 降低密封压差。,个别电厂空预器漏风率高达26%，原因是基建时空预器转子安装偏斜，密封片与扇形板刮蹭，主电机电流摆动大，为确保运行现将密封片与扇形板间隙调整到最大，空预器漏风大。,2020/8/6,62,煤粉细度与燃烧性能、厂用电的关系； 分离器转速和一次风量的关系； 磨煤机出力分配； 碾磨压力、碾磨面间隙、风环间隙或风量限制块数量调整。,8、制粉系统优化,2

30、020/8/6,63,六、节能技术及方向,优化火电结构 泵与风机调速技术 微油点火技术 等离子点火技术 老机组技术改造 冷端系统性能优化 热力系统节能 锅炉燃烧系统优化调整 运行管理节能 电站优化设计,2020/8/6,64,当前节能工作存在的主要问题,电源结构问题 火电比重偏大，占75%以上；水电、核电、可再生能源比重偏小，特别是核电发展缓慢，只占1.4%； 火电结构问题 大机组比例偏小，小机组比例偏大，30万千瓦以上机组占45%，10万千瓦以下小机组占28%；煤耗差约120克/千瓦时； 技术参数落后，超临界和超超临界机组比例低，只占4.7%； 供热机组的比例低； 燃气蒸汽联合循环机组比例低

31、； 洁净煤发电技术发展缓慢； 设备问题 设备的设计制造技术达不到同等进口机组水平，效率普遍低于设计保证值1%以上，早期投产的30万千瓦机组效率差25%，20万千瓦机组差57%； 电站未进行优化设计，主辅机选型及热力系统设计没有达到最佳。 运行管理问题 运行管理水平不高，实际运行煤耗普遍高于考核试验值2 4%；煤质特性不稳定、锅炉燃烧效率低、凝汽器真空低、系统汽水损失大、运行方式不合理、能耗计量和统计不准确等。,2020/8/6,65,节能的主要途径,结构节能：调整电源结构, 加大水电、核电、可再生能源和新能源的比重；优化火电结构，发展高效清洁燃煤发电机组、热电联产机组，加速“上大压小”，“以大

32、代小”，淘汰高能耗中小火电机组。 技术节能：应用节能新技术、新工艺、新材料、新设备提高电厂整体效率和机组效率。 挖掘现有机组节能潜力：汽轮机通流改造、辅机改造、提高凝汽器真空、提高热力系统经济性、机组运行方式优化等。 管理节能：加强生产运行管理，燃料管理、设备维护管理和加强能源计量管理和检测等。,2020/8/6,66,1、优化火电结构,发展大型高效燃煤机组,超超临界机组效率比高压机组效率高12%，煤耗低约39%，因此，建设高参数、大容量燃煤发电机组，取代低参数中小容量机组是最有效的节能手段。,2020/8/6,67,不同容量等级火电机组效率与煤耗的关系,%,煤耗单位：g/kWh,10 12.

33、5-20 30 35 60 100 万千瓦机组,电厂热效率(%) 1 KWh (3600 kJ) / (标煤发热量(7x4.1868 kJ/g) x 标准煤耗(g) 122.835/标准煤耗123/标准煤耗(g),2020/8/6,68,发展热电联产机组 热电联产能够减少热力循环的冷源损失，有效提高能源利用效率。以亚临界20万千瓦机组为例，当供热比为30%时，发电煤耗与超超临界机组相当。 背压式供热机组利用了汽轮机全部排汽进行供热，没有冷源损失，理论效率可达到锅炉效率。 供热机组的发电煤耗=纯凝汽工况发电煤耗(1-/100） 供热比 =（供热热量/汽轮机热耗量）100。 发展清洁煤发电技术 I

34、GCC、“绿色煤电”、CFBC、联合循环等清洁发电技术。,2020/8/6,69,现有几种洁净煤发电技术比较,绿色煤电计划：第一阶段（2010年），250MW，总效率42%； 第二阶段（2015年），400MW，总效率50%； 第三阶段（2020年），400MW，总效率55-60%。,2020/8/6,70,2、泵与风机调速技术,节能原理 根据泵和风机的相似定理，在一定转速范围内，流量、扬程（压头）、功率满足下列关系： 由相似理论可知，当转速改变时，其性能参数之间的关系为：流量与转速成正比，扬程与转速的平方成正比，而功率与转速的立方成正比。因此采用改变转速来改变水泵运行工况点，无疑是节约电能的

35、最佳方法。如果流量由100%降到70%，则转速相应降到70%，扬程降到49%，耗功降到34.4%，即节约电能65.7%。,流量： Q/Q0 = n/n0 扬程或压头：H/H0 =（n/n0）2 轴功率： P/P0 =（n/n0）3,2020/8/6,71,凝结水泵-变频调节 风机-变频调节 循环水泵-双速电机,泵与风机的调节方式,2020/8/6,72,节能风机和节能水泵,存在的问题 300MW机组流量、扬程或风量、压头与主机不匹配，实际运行工况点偏离设计最佳工况点，使运行效率或出力达不到设计值； 设计效率偏低或设计裕量偏大，造成节流损失大，运行效率较低。 技术措施 采用高效叶轮、可调静叶、系

36、统阻力改进设计等方法，对在役运行的风机和水泵进行节能技术改造，以获得最佳运行效率。 改造的方式 进行试验诊断，确定合理的运行参数，进行优化设计。 现场技术改造，更换可调静叶，高效叶轮或切割原有叶轮、改造管道系统等。 节能改造效率 循环水泵89-90%；给水泵82-83%；凝结水泵82%；风机85%。 新建电厂最好在设计选型时进行系统流程的专业设计计算，合理选择裕量。,2020/8/6,73,技术原理 通过特殊设计的煤粉燃烧器，使用微量的燃油（油枪出力2060kg/h)，在一次风粉喷嘴内部点燃部分煤粉（36t/h)，通过喷入炉膛燃烧的煤粉加热炉膛，再在炉内点燃其他喷入炉膛的煤粉气流，从而实现锅炉

37、冷态启动、低负荷少油和微油点火助燃目的。 节油率 一台300MW机组，按照每年锅炉停炉5次，每次冷态启动按5小时测算、常规油枪每次启动耗燃油50 吨，一年启动耗油量250吨。如果采用微油点火技术，每台锅炉安装4只微油枪，一只微油点火油枪燃油按照50kg/h计算，年启动耗油量仅为5吨，节油率约为95%。 应用情况 实际应用中，还需要大油枪配合，大小油枪混用，节油率在50-70%,3、微油点火技术,2020/8/6,74,典型的微油点火煤粉燃烧器设计思想,2020/8/6,75,4、等离子点火装置,等离子点火装置适应范围： （1） 煤粉锅炉； （2） 煤种：烟煤（Vdaf 20%）； （3） 燃烧

38、方式：四角切园、前后墙对冲； （4） 制粉系统：直吹式、中储式乏气送粉； （5） 布置方式：下层燃烧器。 存在问题： 系统相对比较复杂，其阴极在高温下容易发生不均匀氧化，稳定性难以得到保证，且投资成本较高。,技术原理： 利用直流电流（280A350A）在介质气压0.010.03MPa的条件下接触引弧，并在强磁场下获得稳定功率的直流空气等离子体，该等离子体在煤粉燃烧器中形成了T5000K的局部高温区，煤粉颗粒通过该等离子“火核”受到高温作用，从而使煤粉迅速燃烧 。,2020/8/6,76,存在问题 运行超过15年的20万、30万千瓦老机组，由于设计年代较早，效率普遍较低，20万千瓦汽轮机效率比设

39、计值低57%左右，30万千瓦汽轮机效率低35%左右。 技术改造措施 采用现代化技术（包括全三元流设计、动强度设计和精密制造技术）进行高、中、低压缸通流改造、主汽和调节阀门型线改造、采用新汽封结构（可调汽封、刷型汽封）及汽封系统改造等。 对老机组控制系统进行改造，提高机组自动化控制水平，提高机组可用率和适应电网负荷变动的能力。 改造效益 提高机组效率约35%，提高出力10%，降低煤耗1520克/千瓦时。20万千瓦机组改造后供电煤耗能够达到350克/千瓦时，30万千瓦机组改造后供电煤耗能够达到330克/千瓦时。,5、老机组技术改造,2020/8/6,77,6、冷端系统性能优化,主要问题 300MW

40、及以上机组真空达不到设计值的约占一半，比设计真空值降低1 2 kPa的机组约有三分之一。真空每降低 1 kPa，供电煤耗率增加约2.5 g/(kW.h)。 影响“冷端”系统性能的主要因素 真空系统严密性差、凝汽器冷却管清洁度低、凝汽器热负荷大(热力系统内漏影响)、循环冷却水流量不足、抽气设备工作性能降低、冷却塔效率低等。 技术措施 提高真空严密性。对真空低的机组进行真空系统检漏，停机灌水检漏或者用氦质谱检漏仪进行检漏。根据漏率大小及时分期、分批严格处理。保证严密性合格（真空下降率小于0.27KPa/min）。 保持凝汽器清洁。清洁度0.80.85，保证凝结水水质，对冷却管内钙垢进行酸洗；正常投

41、入凝汽器胶球清洗装置；在凝汽器入口处设置循环水二次滤网；定期清理凝汽器水室，保证循环水流量充足等。 提高真空泵出力。降低工作水温度或冷却水温度。 保证冷却塔效率。采用新型淋水填料、塔芯部件、除水器等。,2020/8/6,78,7、热力系统节能,主要问题 热力系统泄漏，主要是系统内漏。常见泄漏包括蒸汽管道启动疏水、各种旁路系统、加热器事故疏水、辅助蒸汽系统，冗余设计的系统等阀门泄漏。内漏不仅造成有效能损失，还使凝汽器热负荷增加，影响机组真空和辅机电耗。国产300MW机组由于系统内漏，影响煤耗约2-5g/kWh左右。 加热器运行端差大。加热器在过高或过低水位甚至无水位运行；水侧和汽侧泄漏；不凝结气

42、体聚集或负压加热器漏入空气等。以300MW机组为例，如果加热器端差平均增加2.4 时，煤耗上升约0.7 g/(kW.h)。 诊断和处理方法 用声学测试仪、红外测温仪、点温计等逐一检测阀门内漏；或用热平衡和流量平衡方法计算系统内漏；及时维修或更换泄漏阀门、改造冗余系统。 调节和整定好加热器疏水水位，保证在正常水位运行，加热器壳侧定期放空气，排除不凝结气体，定期清洗加热器管子。,2020/8/6,79,8、锅炉燃烧系统运行优化调整,锅炉热效率损失主要是排烟损失q2与机械不完全燃烧损失q4 。排烟损失取决于排烟温度和排烟氧量，机械不完全燃烧损失主要取决于飞灰含碳量。 飞灰含碳量每增加3-5，影响锅炉

43、效率约1个百分点。灰份大的煤，飞灰含碳量对锅炉效率的影响也大。 300MW及以上容量电站燃煤锅炉，排烟温度每升高10，锅炉效率大约降低0.5个百分点，影响供电煤耗约1.7克/千瓦时。 锅炉燃烧系统运行优化调整试验的目的，主要是确定合理的风煤配比，使锅炉在最佳氧量下与经济煤粉细度下运行，保证煤粉稳定着火，燃烧完全，减少漏风，实现优化燃烧。 应定期进行锅炉不同负荷运行条件下的燃烧优化调整试验，特别是在煤种变化和锅炉大修后都应进行必要的调整试验，以使锅炉在调整后的最佳参数下运行。,2020/8/6,80,加强企业内部节能管理 开展电力企业的对标工作。以国内、国外同类型先进企业能耗指标作为标杆，分析本

44、企业能耗指标实际值与先进值、设计值、对标值之间的差距，分析原因，制定相应改进目标，分解和落实改进措施。 定期进行电厂生产过程能量平衡试验与能损诊断，对全厂能量分配与消耗进行全面定量分析，制定全厂综合节能降耗技术措施和管理办法。 加强入厂煤、入炉煤和煤场的计量管理，加强煤质特性分析、有条件 应加装在线实时分析装置。做到计量、统计准确，减少煤热值差。要做到正反平衡数据一致。 研究常用煤种的掺烧和混烧特性，确定最佳配煤比例，尽可能适应锅炉设 计煤种燃烧特性要求，保证燃烧的稳定性与经济性。,9、运行管理节能,2020/8/6,81,加强企业内部节能管理 定期分析系统和设备运行性能，机组应配置耗差在线分析软件或厂级监控信息系统，实时指导机组优化运行。定期进行不同负荷运行方式的优化调整试验，以使主机和辅机及热力系统能够在最优匹配的方式下运行。 定期进行凝汽机组“冷端”系统