大唐国际度节能培训资料.doc

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1、大唐国际2007年度节能培训资料目录火力发电厂节能分析方法2火电厂节能手册的编制要点17火电厂燃煤的计量21机组滑压优化运行试验总结分析33锅炉燃烧调整的内容、一般方法与思路62附件1：蔚县煤分析报告74国华北京热电分公司烟气脱硫装置运行状况及节能措施91一种新的滑压曲线标定方法103火电厂水泵及热力系统节能优化改进技术109火力发电厂节能分析方法大唐国际节能编写组 祝宪 刘宜诚 郑磊明 吴宝忠发电生产过程时刻伴随着各种能量的转换，如何提高转换效率，是关系到发电厂提高经济效益的重要课题。火力发电厂具有设备复杂、技术密集、高度自动化的特点，此特点决定了节能工作的内容十分广泛，包括能源定额、能源计

2、量和测试、燃料管理、经济运行、经济调度、指标分析、技术改造、节能新技术推广等方面，其中节能分析是重要的一环。开展节能分析，是从大量的数据和指标中，发现和判断生产中的指标异常，发现影响安全和经济运行的设备问题，及时组织各专业进行消除。在运行调整方面，通过分析比较，时刻保持各项运行参数处于最佳范围，降低“六耗”，努力提高机组运行效率。1. 开展节能分析的必要性开展节能分析是发现问题，找出差距的重要环节，必须把开展经常性的节能指标分析，作为搞好节能工作的一个重要方面。不仅现场运行人员要开展分析，设备管理人员、专业技术人员更要结合实际情况，提高专业分析的质量和水平。大唐国际节能管理制度、大唐集团火力发

3、电厂经济性评价标准中，都把建立和开展运行分析，作为电厂的一项基础管理工作来要求。在建设“两型”企业的活动中，必须依靠全员的参与和投入，动员起各方面的积极性，才能实现节能目标。目前常说的对标、对表、对照，就是通过对比分析发现问题，解决问题，从而制定目标。对标：是指与同类型机组的标杆指标进行对比，找出差距，明确赶超目标。对表：是指将本厂或机组的技术指标与标准值、规程规定值和计划值进行比较，分析存在的差距和问题。对照：分析比较可分同比和环比两类，以月度指标分析为例，同比是与同期相应时间段内的指标进行对比分析，环比是与上月指标的对比分析。同比分析对于与气候条件影响较大的指标来说，更具有可比性，更能反映

4、出存在的问题。1.1 运行人员现场分析运行人员是掌控设备运行的第一责任人，随时监视发电主辅设备的运行情况，做好运行分析及时调整工况，可取得直接效益。运行分析的侧重点是以运行规程为依据，分析各项调整控制参数是否达到规程规定的范围，对异常指标分析其产生的原因，找出影响控制参数的设备缺陷和问题，并及时通知相关人员进行处理。运行分析的一个基本功，从运行指标的变化，发现问题，改进操作，精心调整，实现经济稳定运行。运行人员的分析最直接，通过分析和调整，可以最大程度的降低各类能源消耗，创造可观的经济效益。只有加强运行人员的节能培训，提高节能意识和工作标准，在加上合理的激励机制，就能收到显著的经济效益。2.2

5、 专业技术人员的定期分析各专业的管理人员，专业工程师，必须经常深入生产现场，了解生产实际，发现影响设备安全和经济运行的问题，协调处理由于设备缺陷和运行方式对指标造成的影响，指导运行人员开展优化调整。特别是在机组启动和停止过程中，或者是重大事故处理后，协助运行人员将机组的运行工况调正到正常的范围内，并力求在启停过程中的能源消耗最小。达到节能降耗的目的。专业技术人员还应做好月度和季度指标的定期分析，对照生产计划，分析完成情况和存在的问题，并提出整改的建议计划。定期分析还可参照同期和上月指标，进行环比和同比的对照分析，从指标完成情况发现问题，提出改进意见。2. 电厂节能指标分析发电厂节能指标是电厂技

6、术经济指标的重要组成部分，是关系到发电厂完成生产计划和降低成本的重要方面，电厂生产技术指标大致分为三个部分：即综合指标，锅炉指标和汽机指标。三部分之间有着紧密的联系，但又具有一定的独立性，既可单独分析，又要分析各类指标的相互影响，找出问题所在，以便及时解决，加强管理，使电厂整体的经济效益始终处于较为先进的范围内。2.1日分析，周分析，月度分析，季度（年度）分析2.1.1 日分析：日分析是对前一日生产指标的分析，具有及时性和直接性，分析发现的问题能及时安排解决。日分析是所有生产领导和管理人员应关注的一项日常工作，就像看报纸一样，应养成习惯，每日必看，看的过程中养成分析习惯，发现异常变化，引起注意

7、。2.1.2 周分析：周分析是在日分析的基础上，对某一指标的跟踪分析，通常是对异常指标进行追踪，连续监视一端时间，看其变化的规律，以便找出原因。通过周分析，能掌握生产计划的完成情况，与计划对比，研究完成进度变化，找出差距，及时调整生产安排或计划指标，确保月度计划的全面完成。2.1.3 月度分析：月度分析是对全厂生产及指标完成情况做一次全方位的总结分析，也是节能分析的重要工作之一，一般电厂都是按照月度分析来展开分析的，月度分析的内容大致可分为几个方面：（1）月度指标的完成情况及存在问题：主要指标：发电量、负荷率、厂用电率、供电煤耗（正、反平衡）、耗油量、补充水率，煤的主要指标（发热量、灰分、挥发

8、份、水分、入厂与入炉煤热值差）等。对于单元机组，特别要对同型号机组横向进行比较，通过指标差距，查找问题，制定对策。（2）厂用电平衡分析厂用电平衡是在统计期内，厂用电量=高压设备用电量+低压设备用电量，每月都应做一次厂用电量平衡，以便发现问题。但多数电厂低压设备没有电计量表，只是在低压变有一块总表，通过总表可以反映低压部分用电量，但高压设备必须是一台设备一块电量表。每月通过对每台设备的耗电率分析，发现并掌握每台设备的能耗水平及低压部分的用电情况，及时制定措施。 （3）补水平衡分析这里水平衡指的是补水率的平衡，补水率是指计算期发电补充水量（吨）/计算期锅炉过热蒸汽流量（吨）100%，发电补水量是指

9、机组发电所需的除盐水量，其中凝结器注水查漏，锅炉反冲先，打压查漏等用水不应计入发电补水量。机组运行中补水量=生产用水（汽）量+非生产用水（汽）量+锅炉排污量+汽水损失量要准确分析必须加装必要的计量表，如：非生产用水（汽）表，锅炉排污计量表，补水表等，汽水损失量主要是系统不严造成泄漏及其他正常的排水（汽）如：除氧器排氧，炉水采样放水等，可通过试验得出，即在停止向系统补水，关闭排污、外用汽的情况下，观察除氧器水位下降高度，计算出损失水量。通过水量平衡分析可以查出各部分用水情况，从而制定节水措施。由热力计算得出，除盐水补充水率每增加1个百分点，供电煤耗增加2克/千瓦时左右，所以降低补水率是节能的重要

10、工作。降低补水率措施：减少汽水损失，定期查漏及时消除系统泄漏；降低排污损失，提高炉水品质，在炉水品质合格的情况下尽量减少排污；降低生产用水（汽），控制好锅炉吹灰器的使用，缩短启动时间，减少启动用水；控制非生产用水（汽），供暧汽水回收；节水改造，对定排水、采样水、热工仪表伴热疏水等进行回收等。（4）对节能措施计划完成情况及节能效益进行分析，主要是对计划措施实施后的运行情况做一个总结评价，得出结论，以便进行推广。2.2 供电煤耗分析供电煤耗是反映火电厂各项技术经济指标优劣的一个综合指标，也是代表火电厂管理水平的重要指标。可以从以下方面进行分析。2.2.1正平衡煤耗分析正平衡煤耗是以皮带秤或计量给煤

11、机计量得出的耗煤量折标煤与供电量的比，影响正平衡煤耗的主要因素有燃煤的低位发热量、计量煤量。当煤耗指标发生较大变化时首先从这两个方面查找原因。（1）检查入炉煤采样是否规范，要规范采样方法，保证具有代表性，最好是实现端部自动采样，取消人工采样；二要保证采制化准确。（2）检查原煤计量是否准确，必须做到对皮带秤、计量给煤机定期效验，保证合格率在95%以上，保证计量准确。2.2.2反平衡煤耗分析反平衡煤耗是以锅炉效率、汽机效率、管道效率通过计算得出的煤耗，影响因素较多，主要有锅炉的蒸发量、主汽压力、主汽温度、给水温度、排烟温度、进风温度、真空度、再热减温水流量等，通常机组运行工况正常，表计准确，反平衡

12、煤耗相对是比较平稳的。通常可以通过正、反煤耗两者差的对比，校验机组煤耗计算结果是否正确。机组负荷率也是对供电煤耗影响的重要因素，负荷越低煤耗越高，通过600MW机组的分析当负荷率降低1%可影响供电煤耗升高0.4-0.6克/千瓦时。应此，提高机组负荷率是降低供电煤耗的重要手段之一。2.2.3参数对比分析目前对比形式很多，有同比、环比、同类型比，与先进水平比、与设计值等，采取哪种比要根据情况而定，只有经长对比，对照先进找差距，通过比较分析发现问题，制定解决方案。同比-本期完成指标参数与去年同期完成指标参数的比较；环比-本月完成指标参数与上月完成指标参数的比较；同类型比-相同型号的机组，在相同条件和

13、时间内完成的指标参数进行比较；与先进水平比-本机组完成的指标参数与最先进指标参数的比。与设计值比-用实际完成的指标参数与设计工况下所能达到的指标参数的比。通过自身以及同类型机组指标的一一对比分析，可以发现各项主要指标和参数的变化，再对指标变化查找原因，再根据存在问题定出措施，只坚持经常必定会使机组的各项指标水平不断提高。如：月度主汽温低，有可能是运行不当、这要加强运行调整，制定考核措施。如果不是调整的原因，就要从设备方面进行分析，进行技术改造等。 2.2.4煤耗偏差分析：偏差分析是根据机组运行参数的变化对供电煤耗有着相互对应的影响关系，（不同机组影响量不同，可通过试验获取）通过运行参数和指标的

14、变化，得出供电煤耗的偏差值。偏差分析的方法，对于机组运行经济性是一个较好的分析方法。如火电厂能耗管理程序中的偏差故障树分析法、供电煤耗偏差分析法等。以供电煤耗偏差分析法为例（偏差故障树分析法在程序说明中讲解），对于300MW、600 MW机组，可以用下表的关系进行分析：300MW机组供电煤耗偏差分析指标名称单位基准值完成值变化量影响煤耗供电煤耗g/kWh340平均负荷MW27030 MW5.3厂用电率%51%3.4锅炉效率%921%3.4主汽压力Mpa171 Mpa2主汽温度540101再热汽温540101真 空 度%941%2.5给水温度270102补充水率%21%1.5合计偏差值600MW

15、机组供电煤耗偏差分析指标名称单位基准值完成值变化量影响煤耗供电煤耗g/kwh324平均负荷MW55055 MW4.1厂用电率%51%3.4锅炉效率%94.11%3.4主汽压力Mpa16.41 Mpa0.5主汽温度540100.05再热汽温540100.05给水温度%2731%3真空度93.7102.5补充水率%31%1.5合计偏差值上表中基准值：通过性能试验或制造厂给定数值获取。即机组的厂用电率、锅炉效率、主汽压力、主汽温度、再热汽温度、真空度、给水温度、补水率在设计参数或试验参数下试验得出煤耗基准值。用完成值与基准值比较得出影响煤耗变化合计值，（合计值+基准值）-完成值=偏差值，如果偏差值小

16、于5克/千瓦时，为正常变化，若大于5克/千瓦时，为不正常变化，要及时分析原因，若大于10克/千瓦时，则表明供电煤耗的计算或计量中出现了较严重的问题。这种偏差分析方法，在多数新建电厂得到应用，通过“SIS”系统实现耗差在现分析，可以随机监测机组耗差的变化，给供电煤耗的分析提供了极大的方便，也有效的指导运行人员调整，将各项能耗损失减少到最低，经常保持在最经济的区域运行。2.2.4耗油分析耗油分析也是节能分析的重要方面，因为耗油量增大会直接带来燃料成本的提高，从热量上讲，1吨油只相当于2吨原煤的发热量，但燃油的成本却高出原煤十多倍。每月机组的耗油量都要析成标煤后计入煤耗中，所以耗油量增加同样影响供电

17、煤耗的升高，影响耗油的主要原因：（1）助燃用油，主要是当设备故障引起异常、停炉、煤质差影响燃烧不稳等原因导致锅炉烧油稳燃，加上试油枪、等离子设备运行不正常等。要减少助燃用油，必须对上述环节进行有效控制，避免异常现象的发生。加强设备管理，及时消除设备缺陷，提高设备健康水平是减少设备故障机率；加强对来煤的管理，保证来煤质量，做好煤场混配工作，防止劣质煤直接进入锅炉；加强运行值班人员的定期培训，提高业务素质，增强事故处理的应变能力；停炉时可采取滑停方式，重点控制好滑停速度，调整好用风量，对于调峰机组可以控制到不烧油停炉。（2）启动点火用油，包括热态启动、冷态启动两种，一般启动有计划内大、小修后启动，

18、非计划停运后启动，要控制减少启动用油，要采取多方面措施：对大油枪进行改造，特别是一些机组设计油枪出力较大，如：600MW机组油枪出力2600公斤/小时，这样的油枪会大大增加点火用油量，有必要进行改造降低油枪出力（根据煤种情况可改成1500公斤/小时或以下）；目前气化小油枪技术在300MW机组有很多成功案例，可根据机组特性加以改造。做好启动前的各项准备，减少启动过程中的等待环节，缩短启动时间，做到一次启动成功；加强管理制定节油奖励政策，规定点火用油定额，做到节奖超罚，调动运行人员积极性。2.3 锅炉指标分析2.3.1锅炉效率分析锅炉效率有正平衡炉效率和反平衡炉效率两种计算方法，目前电厂都用反平衡

19、炉效率计算，即100-（排烟损失+飞灰损失+化学未完全燃烧损失+散热损失+灰渣物理热损失），反平衡炉效率可以发现各项损失大小。一般的锅炉机组，效率基本可以达到92%以上，各项损失之和不到8%，最大损失是：排烟热损失，一般56%，其次是机械未完全燃烧热损失不到1-1.5%，散热损失和灰渣物理热损失两项1%左右。（对高灰份煤灰渣物理热损失会更大）。从指标量化看，要提高锅炉效率，重点是降低排烟损失和机械未完全燃烧热损失，当效率过低时，通过分析可采取以下措施：（1）控制好锅炉总风量锅炉风量的使用，不仅影响锅炉效率的高低，而且，过量的空气量还会增加送、引风机的单耗，增加厂用电率，影响供电煤耗升高。要保持

20、合适的风量可通过观察氧量值，一般在3-4%左右或者控制过剩空气系数在1.2左右，对于不同煤种在飞灰含碳量不增加的情况下可考虑低氧燃烧，实现降低排烟损失的目的。但要根据锅炉所烧煤种的结渣特性，注意尽量保持锅炉出口烟温低于灰渣的软化温度，以减轻结渣的程度，对于易结渣煤种，可以适当保持氧量高一些，避免出现还原性气氛，减少结渣。（2）降低排烟温度锅炉吹灰器正常运行，及时吹灰，保证受热面清洁；防止空预器堵灰，可从出入口压差判断，当压差增大时就有可能是堵灰了，要及时理；控制锅炉火焰中心位置，在过热汽温和再热汽温不低的情况下可调火焰中心下移，可以通过对上中下各层喷燃器的配风量进行调整，对于可摆动火咀的可直接

21、调整摆动角；要尽量提高进入预热器的空气温度，一般不低于35（冬季投入暖风器），以利于强化燃烧。特别是在低负荷阶段，往往出现锅炉氧量过高的情况，既对燃烧不利，也增加了风机单耗。（3）降低飞灰含碳量飞灰含碳量是指飞灰中碳的质量百分比（%）。飞灰越大，损失也越大，影响飞灰损失的因素很多，包括：可磨性系数，煤粉细度，燃烧动力场，炉膛内温度水平、风煤比、锅炉总用风量、一次风量、一二次风量配比、一次风速、二次风速等，这些因素必须通过试验进行合理配比，实现最佳运行工况，以获得飞灰损失最小。燃用烟煤，发热量一般在18000-20000kj/kg，挥发份30%，灰份20%左右，应确定经济的煤粉细度，即：做出煤粉

22、细度与飞灰曲线、煤粉细度制粉单耗曲线，两曲线的交点所对应的细度就是经济煤粉细度，即煤粉燃烬和制粉耗电率之间的最佳组合。最佳煤粉细度一般维持R90=25%- R90=30%。在锅炉调整中，一次风的使用应根据煤种特性，一次风量的确定原则上应满足燃料中挥发份着火的需要，同时要兼顾磨煤机的干燥出力和通风出力，三者之间寻找一个最佳点。确定适当的风煤比曲线，是保证制粉系统安全、经济运行的重要基础工作，从目前推广的减低氮氧化物排放的要求，也是强调在主燃烧区适当欠一点氧量，在燃尽阶段补充一定的氧量，实现完成燃烧。2.4 汽机指标分析2.4.1蒸汽参数高负荷时实现高参数稳定运行并达到设计值，是降低机组热耗率，提

23、高机组经济性的重要手段。现在多数大机组实现了顺序阀控制，与单阀方式比较，煤耗一般降低3-5g/kwh 或更多。但在低负荷运行阶段，高参数不一定经济，对于单阀运行机组采用滑压运行比定压运行经济，主要是降低了节流损失，不同机组可做试验比较。2.4.2真空真空降低排汽压力升高，汽轮机总焓量减少，进汽不变的情况下出力降低，汽轮机汽耗增加，煤耗增加，凝汽器压力每升高1KPa，一般会使煤耗升高3克/千瓦时左右。所以凝汽器真空在机组经济运行中占重要地位，影响汽轮机凝汽器真空的因素很多，因为与真空有关的系统、设备众多，从大的方面讲主要有机组负荷的影响，凝汽器漏入空汽的影响，高/低压加热器疏水的影响，小机漏入空

24、气的影响，各高压蒸汽疏水的影响，循环水流量及温度的影响，凝汽器真空泵出力的影响，低压轴封压力的影响，凝汽器水位及凝汽器水管冷却效果的影响，进入凝汽器的各个水封的影响等。当机组真空降低时要从上述各个方面分析查找原因。（1）机组负荷的影响，正常运行中，机组负荷是影响凝汽器真空中最频繁的因素之一，机组负荷升高，相应的汽轮机低压缸汽量越大，凝汽器热负荷越高，在冷却水量一定的情况下，凝汽器真空会随之下降，此时要及时增开备用循环水泵，否则当下降到极限时要及时限定机组负荷或降低负荷运行。（2）凝汽器漏入空气量的影响，凝汽器漏入空气是影响凝汽器真空最主要的原因之一，凝汽器漏入空气，由于空气不凝结，又是热的不良

25、导体，使凝汽器的换热效果大大降低，从而影响真空降低。判断是否漏入空气，要通过做真空严密性试验，在停掉抽真空泵（或关闭抽真空阀门后记录真空值下降速度），真空严密性标准：100-200MW机组不低于400Pa/min300MW级机组低于300KPa/ min600MW级机组低于266Pa/ min对于超过上述标准的要及时组查漏，理论上讲，凡是与凝汽器相通的，压力高于凝汽器真空的容器、管道、阀门、法兰等都是漏入空气的因素。（3）高、低压加热器疏水的影响，高、低压加热器疏水的影响主要表现在高、低加事故疏水大部分是全开，全关型，高低加疏水快速打开时，造成大量疏水突然进入凝汽器，凝汽器热负荷迅速增加，从而

26、使凝汽器真空突然降低。若此门不严或运行中误开，使高压加热器水位无法维持，大量高温高压蒸汽进入凝汽器，不仅影响真空，还有可能影响安全运行。因此要全面分析检查，在运行中要保证高低加正常水位，高低加温度，压力，疏水温度，加热器端差等参数，检查截门是否漏流。（4）循环水流量及温度的影响，循环水作为汽轮机低压缸排汽的冷却介质，其温度，流量对低压缸排汽度的影响以及对凝汽器真空的影响是举足轻重的。正常运行中，主要受环境温度的影响，环境温度越高，循环水温度越高，换热效果越差，在凝汽器相同的蒸汽流量下，循环水出水温度升高，其对应的低压缸排汽温度升高，引起凝汽器真空下降。循环水流量对真空的影响是立竿见影的，主要受

27、循环泵出力的影响，正常运行中，循环水泵停跳闸或其他原因引起的循环水量突降，凝汽器真空都会迅速下降。当负荷一定时，如果冷却水温升变大，说明冷却水量不足，要及时分析查找原因。针对上述两种影响因素，要根据情况采取措施，循环水温度受气候，天气的影响很大，这是我们无法改变的，但是循环水泵的运行方式是可以弥补的，如在夏天可以通过加开循环泵增大循环水流量来弥补循环水温度升高的影响，在冬季，凝汽器真空很高的情况下，减少循环水泵的运行台数。对于不同地区和不同机组，一机一泵运行或一机两泵运行，要根据真空情况确定，掌握经济真空，对有条件的电厂根据循环水温度实现两机三泵运行，现在一些机组循环泵改为双速泵，冬季运行低速

28、，在满足机组真空的前提下，又达到节电的目的。当大气环境温度升高做好水塔维护是很必要的，保证水塔良好的冷却效果（按照公司制定的冷却管理规定要求执行），目前检验水塔冷却效果方法之一是采用干湿球温度计进行对比，各厂都应加装干湿球温度计。即水塔出口水温与大气湿球温度之差，一般标准是7以下为合格。多台机组的电厂，各水塔出口水温应基本一致。否则就应做进一步的检查和判断。（5）凝汽器水位及凝汽器水管冷却效果的影响，凝汽器水位过高，减少了汽轮机低压缸排汽空间，减少了换热面积，从而使低压缸排汽温度升高，凝汽器真空降低。同时也会造成凝结水过冷，降低机组经济性。要经常保持凝汽器铜管清洁，防止管内淤泥结垢，最有效的方

29、法是保证胶球清洗装置的正常投入，并使胶球收球率达到95%以上，在机组检修时，要对凝汽器铜管进行检查，必要时对铜管内部进行高压水冲洗，保证运行中端差不要大于6-8。2.4.3回热系统回热系统的作用是利用汽轮机各级抽汽的热量，加热锅炉给水，减少锅炉燃料消耗量。回热系统的各级加热器，（高、低加和除氧器）要达到设计的温升，各级加热器的来汽压力、疏水温度等都应在规定的范围内运行，加热器水位要在正常调节范围内运行，坚决杜绝加热器无水位运行，以保证安全可靠运行。各级加热器的上、下端差应控制不超过规定值，使加热器在正常条件下运行。要避免出现水室短路、联成阀漏流和温升分布失常的现象发生。对于运行多年的加热器，应

30、统计堵管率，分析温升达不到要求的原因，如确因堵管率超标影响换热，应及时进行更换。3. 负荷率与厂用电率分析3.1负荷率从机组经济角度讲，应保证机组长期在满负荷下或经济负荷下运行，但是负荷的大小受电力市场制约，不可能长期大负荷运行，但是低负荷又对机组经济性不利，经验表明300MW机组，在额定负荷时厂用电率不到5%（汽泵运行），而在40%负荷运行时，厂用电率要达到7%左右。600MW机组在实际运行中，负荷率变化10个百分点，也会影响厂用电率变化0.6个百分点。因此，机组低负荷运行时，降低厂用电率的潜力较大，通过对低负荷下设备运行状况，采用优化调整等手段实现节电的目的。3.1.1厂用率分析在分析厂用

31、电量时，要重点分析电厂高压（6000V或3000V）用电设备的用电率，高压设备一般有锅炉引风机、送风机、磨煤机、一次风机、电除尘设备、空压机、密封风机、炉水循环泵、电除尘设备、脱硫设备，汽机有循环水泵、凝结泵、电动给水泵等。我们可以通过对各台设备的耗电率（单耗）统计分析，与同期或上月比较就很容易发现附机耗电的变化，从而有针对性加以解决。3.1.2低负荷下降低主辅机电率（1）引风机、送风机降负荷时要及时减少风量，风量过小会造成主汽温度、再热温度降低，一般关掉减温，能保证主汽温度、再热汽温度不低的情况下为适宜。对有变加装变频的风机低负荷时节电效果最佳。（2）磨煤机对中速磨，低负荷时可及时减少投运台

32、数，保证磨的最大出。钢球磨，可长期保持磨的最大出力，防止堵煤，调整好钢球的大小比例，按最佳电流进行控制，及时补加钢球和定期筛钢球。（3）电除尘，要保证“浊度仪”可靠运行，没有“浊度仪”的在保证环保条件下要及调整二次电流或停掉末级电场，都可达到节电效果。目前，采取的对电除尘的“间歇”供电技术节电效果明显。（3）一次风机、凝结水泵、电动给水泵，目前最好的节电办法是加装调速装置。张家口#5-8号机组一次风机，加装变频装置后，风机单耗由20kwh/t煤以上，降到14kwh/t煤左右，2007年1-2月又降低到11 kwh/t煤以下，节电率最大达40%，每台机组按照年耗煤80万吨计算，一次风机节电达70

33、0万度以上，节电效益250万元。张电5-8号机组凝结泵加装变频器，已经运行2-3年，单机凝结泵耗电率降低0.2%以上，按照每台机平均年发电18亿千瓦时，年节电360万度，节电效益126万元。（4）循环水泵，目前循环泵的耗电率在0.6-1.5之间，变化幅度很大，合理调整循环泵的运行工况，对节电效果是非常明显的，主要是按季节根据机组真空选择单泵或双泵运行，有加连通管的可按不同季节实现两机三泵方式，要根据不同方式制定出各自的运行规定。循环泵改双速电机，也是很好的节电措施。北方电厂冬季按照4个月运行，循环泵耗电率降低0.2%，4个月单台机组发电约6亿千瓦时，可节电120万度，节电效益42万元。4. 通

34、过节能分析，科学制定节能技术措施和技改项目在当前建设节约型企业的形势下，按照国家宏观节能目标和各发电集团提出的节能降耗目标，各电厂要对自己所管辖的机组做出节能评估，要科学地制定节能规划和年度节能措施，前提也是建立在对本厂机组能耗特性的准确分析，预测今后几年在节能降耗的方面应开展的工作，包括技术措施和技术改造计划。在指标管理上，要通过对标管理，了解国内先进水平及我们与先进值的差距，完善各项管理措施，建立指标考核与奖惩制度，落实责任，脚踏实地的做好基础管理工作。树立科学发展观，积极采用节能新技术、新工艺、新材料，改造设备。当前要积极推广早期投产的300MW凝汽式机组的通流部分改造，扩大应用变频调速

35、技术，新型汽封技术，预热器密封改造新工艺，新型保温材料，锅炉少油点火技术等。上述这些新技术、新工艺，对本厂是否适合，哪些是我们所急需的技改项目，其投入与节能收益如何，也必须进行全面的分析，将有限的资金用在刀刃上，发挥最大的经济效益。节能分析属于综合分析，涉及的面很广，通过经常性分析可以发现很多问题，做为改进和加强节能工作的手段，节能分析很有必要。节能分析是一种方法，节能专责人员的分析必不可少，更重要的是宣传和发动各级人员，人人养成分析的习惯，尤其是专业技术人员和一线运行职工，充分掌握分析的方法，找出问题，研究改进操作的方法，才能保证节能指标的持续改善，才能全厂的经济运行水平不断提高。5. 案例

36、对比分析5.1 600MW机组辅机单耗分析主要辅机耗电指标对比表（600MW） 2006年1-11月电厂（机组）电机功率kw单耗kwh/t电率%平均最小最大平均最小最大吸风机托克托3700/44002.912.793.030.90.860.96王滩38002.562.522.620.790.780.81乌沙山30001.981.922.050.340.310.4神头二厂22001.741.741.740.50.50.51盘山35501.781.751.810.550.540.56潮州32002.092.032.470.510.30.58宁德31002.372.32.370.680.680.68

37、送风机托克托1400/15000.710.580.870.220.180.28王滩11200.640.610.670.20.190.21乌沙山14000.680.660.70.120.110.14神头二厂31502.692.572.810.780.740.82盘山11200.710.690.720.220.210.22潮州14000.650.620.650.160.080.19宁德14000.960.581.050.280.170.3一次风机托克托2700/310013.729.8620.430.730.551.06王滩255011.9311.1112.460.660.620.7乌沙山2000

38、10.029.910.050.390.330.4神头二厂300020.3519.5721.11.141.091.18盘山240016.9316.6417.230.720.710.73潮州2400宁德22408.648.0910.850.330.310.42磨煤机托克托650-8008.466.5410.610.450.340.61王滩8009.69.489.680.530.520.54乌沙山5208.386.8310.430.320.270.38神头二厂5608.738.728.740.490.490.49盘山8009.689.59.870.410.40.42潮州520宁德52010.1110

39、.0210.50.390.390.4设备的选型，对于日后的运行经济性影响很大，选型合理，既保证机组带满出力，又为以后的经济运行奠定有利的基础。从上表中可以看出，托电、王滩吸风机选型余量较大，配备电机功率3800kw以上，吸风机单耗在2.5kwh/t汽以上，最高的托电机组达到3kwh/t汽。乌沙山、宁德和潮州选型适中，功率在3100kw左右，乌沙山和潮州吸风机单耗在2.0kwh/t汽左右，比托电、王滩吸风机单耗降低0.5kwh/t汽，宁德的单耗比乌沙山和潮州吸风机单耗高0.3kwh/t汽，应分析预热器漏风情况是否偏高。值得学习的是盘山电厂，虽然吸风机功率在3500kw，而吸风机单耗却达到1.75

40、kwh/t汽的水平，可见在设备维护和运行优化方面的工作到位，运行经济性最好。一次风机配备电机功率，乌沙山和宁德较小，分别为2000和2240kw，虽然宁德电机功率稍大于乌沙山，但宁德运行经济性最好，一次风机单耗仅8.64kwh/t煤。一次风机单耗较高的盘山电厂，虽然加装了变频器，但投入得不好，导致一次风机单耗达到16.93 kwh/t煤，有较大的节能潜力。600MW机组磨煤机配备功率在520-800kw之间，乌沙山和托电单耗最低，为8.4 kwh/t煤左右，宁德最高达到10 kwh/t煤以上，相差1.6 kwh/t煤，可见设备的维护和调整与经济运行关系较大。5.2 300MW机组辅机单耗分析：

41、主要辅机耗电指标对比表（300MW） 2006年1-11月电厂（机组）电机功率kw单耗kwh/t电率%平均最小最大平均最小最大吸风机张家口18001.721.621.790.550.520.58唐热16001.861.851.880.590.580.6连城22502.522.422.640.770.730.81红河3600送风机张家口1000/11200.740.620.840.240.210.27唐热5600.540.530.560.180.170.18连城7100.750.720.790.230.220.24红河2240一次风机张家口1200-200016.0313.0321.270.82

42、0.661.08唐热125014.6214.4214.810.740.730.85连城125016.5716.1317.060.760.740.77红河3000磨煤机张家口300-4509.729.3110.140.50.470.52唐热45010.3310.1910.470.520.520.53连城4009.558.310.670.440.380.49300MW机组的吸风机配备，唐热最小1600KW，连成最大2250 KW，红河循环流化床配备电机3600 KW。吸风机单耗张家口最低为1.72kwh/t汽，连成吸风机单耗2.52 kwh/t汽，有较大的节能潜力。300机组的送风机配备，唐热最小

43、560KW，单耗0.54 kwh/t汽，连成0.75 kwh/t汽，比唐热高0.2 kwh/t汽。300机组的一次风机配备，张家口从1200-2000KW 共四个类型，唐热和连成1250 KW，单耗自然较低，唐热为14.6 kwh/t煤，张电安装变频器后，和唐热指标接近。火电厂节能手册的编制要点大唐国际节能编写组 祝宪 刘宜诚 郑磊明 吴宝忠节能降耗是我国经济和社会发展的一项长远战略方针，也是当前一项极为紧迫的任务。为推动全社会开展节能降耗，缓解能源瓶颈制约，建设节能型、环保社会，促进经济社会可持续发展，实现全面建设小康社会的宏伟目标。国家发展和改革委员会制定了节能中长期规划，规划期分为“十一

44、五”和2020年，重点规划了到2010年节能的目标和发展重点，并提出2020年的目标，其中，供电煤耗规划目标：到2010年为360克标准煤/千瓦时，2020年320克标准煤/千瓦时。我国“十一五”时期经济社会发展的目标之一，是单位国内生产总值能源消耗比“十五”期末降低20左右。2007年是大唐集团的“节能年”，也是大唐国际的“环保年”,为积极推动节能减排工作的深入开展，建设节能型、环保型企业，促进企业可持续发展，大唐国际生产部为进一步加强节能管理，并根据近年新电厂投产较多的具体情况，要求各电厂编制和完善节能手册的工作。总体要求通过编制本单位节能手册，提高生产和管理各岗位人员的节能意识，全面掌握国家、大唐集团、大唐国际有关节能工作的方针、政策、法规；主、辅机参数；主要能耗指标计算方法；指标变化特性曲线；小指标变化对煤耗的影响；机组设计水平；同类型的动态先进水平等。要求指导全厂员工结合生产实际，积极开展节能降耗工作。1、方针、政策、法规手册中应有国家有关节能的政策和法规、大唐集团、大唐国际有关节能工作的相关具体规定和要求，如要求有电力工业发电企业计量器具配备规范（标准）、中国大唐集团公司发电企业节能管理办法、中国大唐集团公司节能技术监督制度、大唐国际发电股份公司节能管理办法等制度、规定、办法、规程、图纸，并根据以上办法制定本厂节约能源实施细则、节能技术监督实施细