火力发电机组系统节能.ppt

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1、火力发电机组节能,西 安 交 通 大 学 能 动 学 院 电 厂 热 能 系,西安交通大学能源与动力工程学院严俊杰2023年11月,2,目录1 我国电力系统的概况2 火电厂节能的意义和途径3.锅炉节能4.风机节能5.制粉系统节能6.空气预热器节能7.汽轮机节能8.电除尘器节能9.脱硫系统及设备节能10.火力发电机组节能诊断方法与实例,3,电力建设保持较快速度，电源、电网建设发展平衡。2009年电力工程建设投资完成7558.4亿元，其中电源工程建设投资完成3711.1亿元，电网工程建设投资完成3847.1亿元。2010年，全国电力工程建设完成投资7051亿元，比上年降低8.45%，其中，电源工程

2、建设完成投资3641亿元，比上年降低4.26%；电网投资完成3410亿元，比上年降低12.53%。2010年，水电完成投资791亿元，火电1311亿元，核电629亿元，风电891亿元。2011年，全国电力工程建设完成投资7393亿元，其中，电源工程建设完成投资3712亿元，比上年下降6.49%；电网工程建设完成投资3682亿元，比上年增长6.77%。在电源工程建设完成投资中，水电完成投资940亿元（其中抽水蓄能电站完成投资60.5亿元），火电1054亿元（其中煤电903亿元），核电740亿元，风电829亿元。装机容量稳步增长2009年，全国发电装机容量达到87407万千瓦，同比增长10.23%

3、。其中，水电达到19679万千瓦，约占总容量22.5%，同比增长14.01%；火电达到65205万千瓦，约占总容量74.6%，同比增长8.16%；核电装机容量904万千瓦，约占总容量1.03%，没有新机组投运；风电装机容量达到1613万千瓦，约占总容量1.85%，同比增长92.26%，持续高速增长。2010年，全国基建新增发电设备容量9127万千瓦，其中，水电1661万千瓦，火电5872万千瓦，核电174万千瓦，并网风电 1399万千瓦。截至2010年底，全国发电设备容量96219万千瓦，其中，水电装机容量21340万千瓦，火电装机容量70663万千瓦，核电装机容量1082万千瓦，风电并网装机

4、容量3107万千瓦。2011年，全国基建新增发电设备容量超过9000万千瓦，已连续6年超过9000万千瓦。其中，水电1225万千瓦，火电5886万千瓦，核电、并网风电和太阳能发电新增合计 1928万千瓦。截至2011年底，全国发电设备容量105576万千瓦，比上年增长9.25%；其中，水电23051万千瓦（含抽水蓄能1836万千瓦），占全部装机容量的21.83%；火电76546万千瓦（含煤电70667万千瓦、常规气电3265万千瓦），占全部装机容量的72.5%；并网太阳能发电规模发展较快，达到214万千瓦。,1 我国电力系统的概况,4,1 我国电力系统的概况,电力生产发展平稳2009年，600

5、0千瓦及以上电厂发电量达到35965亿千瓦时，同比增长 6.66%。其中，水电发电量5127亿千瓦时，约占全部发电量14.26%，同比增长4.32%；火电发电量29867亿千瓦时，约占全部发电量83.04%，同比增长6.75%；核电发电量700亿千瓦时，约占全部发电量1.95%，同比增长1.13%；风电发电量269亿千瓦时，约占全部发电量0.75%，同比增长102.86%。2010年，全年全国全社会用电量41923亿千瓦时，其中：第一产业用电量984亿千瓦时，第二产业31318亿千瓦时，第三产业4497亿千瓦时，城乡居民生活5125亿千瓦时；全国工业用电量为30887亿千瓦时，其中，轻、重工业

6、用电量分别为5187亿千瓦时和25699亿千瓦时。2011年，全国全口径发电量47217亿千瓦时，比上年增长11.68%。其中，水电发电量6626亿千瓦时，比上年降低3.52%，占全部发电量的14.03%，比上年降低2.21个百分点；火电发电量38975亿千瓦时，比上年增长14.07%，占全国发电量的82.54%，比上年提高1.73个百分点；核电、并网风电发电量分别为874亿千瓦时和732亿千瓦时，分别比上年增长16.95%和48.16%，占全国发电量的比重分别比上年提高0.08和0.38个百分点。全国供需总体基本平衡，发电设备利用小时数稳中有升2009年，全国6000千瓦及以上电厂累计平均设

7、备利用小时数为4527小时，同比降低121小时。其中，水电设备利用小时数为3264小时，同比降低325小时；火电设备利用小时数为4839小时，同比降低46小时；核电设备利用小时数为7914小时，同比增加89小时；风电设备利用小时数1861小时，同比降低185小时。2010年，全年发电设备利用小时数为4660小时，比上年增加114小时，为2004年以来发电设备利用小时持续下降的首次回升。水电设备平均利用小时3429小时，比上年提高101小时；火电设备平均利用小时5031小时，比上年提高166小时；核电7924小时，比上年提高208小时；风电2097小时，比上年提高20小时。2011年，全年600

8、0千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数为4731小时，比上年增加81小时。其中，水电设备平均利用小时3028小时，比上年降低376小时，是近二十年来的最低水平；火电设备平均利用小时5294小时，是2008年以来的最高水平，比上年提高264小时；核电7772小时，比上年降低69小时；风电1903小时，比上年降低144小时。,5,1 我国电力系统的概况,节能减排工作成效显著2009年共关停小火电2617万千瓦，“十一五”关停小火电任务提前完成。全国供电煤耗为342克/千瓦时，比2008年降低3克/千瓦时。电网输电线路损失率比去年减少0.24个百分点，降为6.55%。2010年，全年关停小火电机组超

9、过1100万千瓦，供电标准煤耗335克/千瓦时，全国电网输电线路损失率6.49%。2011年，供电标准煤耗330克/千瓦时；线路损失率6.31%，比上年下降0.22个百分点。,6,2010电力重点建设项目 2010年，全国重点电力建设项目进展顺利。华能云南小湾水电站、中电投拉西瓦水电站、国电大渡河瀑布沟水电站实现机组全部投产，标志着西部大开发和水电西电东送已取得重要阶段成果。云南小湾水电站4号机组成为全国水电装机突破2亿千瓦的标志性机组。水电开发步伐加快，西藏藏木水电站以及金沙江中下游一批水电工程陆续核准开工。火电继续向着大容量、高参数、环保型方向发展，全年共有上海漕泾电厂、宁夏灵武电厂二期等

10、共计12台百万千瓦超超临界火电机组建成投产，年底全国在运百万千瓦超超临界火电机组已经达到33台。岭澳核电站二期工程1号机组建成投产，是我国发电装机容量突破9亿千瓦的标志性机组。加上秦山核电站二期工程3号机组正式投运，在运核电装机容量突破1000万千瓦。海南昌江核电站、广西防城港核电站，福建福清核电站以及广东台山核电一期的部分机组相继正式开工建设，年底在建规模达到26台、2914万千瓦。全年新增风电并网容量1399万千瓦，其中内蒙古新增风电装机超过400万千瓦。全国首个特许权招标示范项目中广核敦煌10兆瓦光伏电站正式投产。,1 我国电力系统的概况,7,2011电力重点建设项目 2011年，电源重

11、点建设项目投运进一步体现了结构调整的成效；全国共有三峡地下电站4台70万千瓦机组、云南汉能金安桥水电站2台60万千瓦机组、四川泸定水电站2台23万千瓦机组、云南功果桥水电站2台22.5万千瓦机组、四川大渡河深溪沟水电站2台16.5万千瓦机组等大中型水电厂机组相继投产；另有云南糯扎渡水电站、云南阿海水电站、四川黄金坪水电站、四川木里河卡基娃水电站等一批重点项目获准建设；火电又有宁夏灵武电厂二期工程、嘉兴发电厂三期工程等共计8台百万千瓦超超临界火电机组建成投产，年底全国在运百万千瓦超超临界火电机组达39台；全年新增风电并网容量1585万千瓦，其中内蒙古、甘肃新增风电装机超过300万千瓦；太阳能发电

12、步伐加快，全年新增并网太阳能发电装机容量169万千瓦，中电投格尔木200兆瓦并网光伏电站顺利投产，成为世界上一次性投产并网规模最大的光伏电站。,1 我国电力系统的概况,8,目录1 我国电力系统的概况2 火电厂节能的意义和途径3.锅炉节能4.风机节能5.制粉系统节能6.空气预热器节能7.汽轮机节能8.电除尘器节能9.脱硫系统及设备节能10.火力发电机组节能诊断方法与实例,9,2 火电厂节能的意义和途径,2.1 节能定义节能就是尽可能地减少能源消耗量，生产出与原来同样数量、同样质量的产品；或者是以原来同样数量的能源消耗量，生产出比原来数量更多或数量相等质量更好的产品。对火电厂而言则是属于前一种情况

13、。节能就是应用技术上现实可靠、经济上可行合理、环境和社会都可以接受的方法，有效地利用能源，提高用能设备或工艺的能量利用效率。,10,2 火电厂节能的意义和途径,2.2 节能理念狭义节能:或称直接节能，是指生产或生活过程中一次能源（石油、煤、天然气等）、二次能源（电能、蒸汽、石油制品、焦炭、煤气等）的直接节约。注重于设备节能。广义节能:或称间接节能，是指除了狭义节能的内容以外，还包括各种间接的能源节约。如：原材料和各种物资的节约、产业结构和产品结构的节能化调节、能源的按质利用和合理分配与使用等。这是一种系统节能理念。节能通常是指狭义节能：提高能源转化与输出效率和终端利用效率，是当今节能技术研究发

14、展的方向。系统的节能潜力更大。,11,2 火电厂节能的意义和途径,2.3 节能的地位节能优先中国国务院总理温家宝在2010年的政府工作计划中，多次提及节能减排与环境保护问题，强调了转变经济增长方式和加大结构调整的力度。为应对全球性的气候变化，在哥本哈根会议上，中国承诺到2020年，中国单位GDP二氧化碳排放比2005年下降40%-45%。节能减排作为国家一项重点工作已经逐渐落实到社会生活的方方面面。节约与开发并重针对目前的中国能源消耗问题，必须依靠科技进步和走新型工业化道路，来化解能源供求矛盾。依靠科技进步，开发和推动新能源和可再生资源的利用，发展低碳工业，解决中国能源的供需矛盾。,12,2

15、火电厂节能的意义和途径,2.4 我国节能战略目标根据“十一五”规划纲要，“十一五”期间我国要实现单位GDP能耗下降20左右的目标，其中，每年平均的目标是下降4.4左右。截止2009年，节能减排和环境保护扎实推进。“十一五”前四年累计单位国内生产总值能耗下降14.38，化学需氧量、二氧化硫排放量分别下降9.66和13.14。我国累计关停小火电机组6006万千瓦，淘汰落后的造纸产能680万吨，这两项都基本上完成了“十一五”的任务。我国“十二五”规划纲要中提出：至2015年底，单位国内生产总值能源消耗相比2010年降低16%，二氧化碳排放降低17%，二氧化硫、氮氧化物排放分别减少8%、10%。火力发

16、电是我国一次能源消耗及污染物排放大户，其二氧化碳排放量占40%左右，二氧化硫、氮氧化物排放量占45%以上。,13,2 火电厂节能的意义和途径,2.5 节能的途径 实施节能途径非常广泛，渠道众多，主要有：结构节能主要从宏观角度通过经济结构的调整，限制发展高耗能产业，向节能型工业体系发展。管理节能主要是加强计量检测，优化能源分配，强化管理维护，实现节能目标。技术节能通过新技术、新工艺、新材料、新设备、新器件的开发应用来取得节能效益。,14,2 火电厂节能的意义和途径,2.6 节能的潜力(1)我国主要产品能耗比发达国家高40,如:火电供电煤耗高28，大中型钢铁企业吨钢综合能耗高25，大型合成氨综合能

17、耗高40。(2)万元GDP的产值能耗比世界平均水平高倍多2.7 中国节能之路重点耗能工业节能潜力最大(1)大力调整和优化经济结构，大力发展第三和高技术产业；(2)将严把能耗增长的源头关，从严控制新开工高耗能项目；(3)重点推进钢铁、有色、煤炭、电力、石油石化、化工、建材等八个重点耗能工业行业的节能。,15,2 火电厂节能的意义和途径,2.8 火力发电企业节能重要性 2007年中国的能源状况与政策白皮书中再次明确提出中国能源战略将“坚持节约优先”、“依靠科技”通过开展基础科学研究，“重点研究化石能源高效洁净利用与转化的基础理论，高性能热功转换、高效节能储能的关键原理”，加快推进能源技术进步。近年

18、来，我国电力工业持续保持高速增长，装机容量从5亿千瓦增加到2009年的9.6219亿千瓦,发展速度在世界电力发展史上史无前例。截止到2009年底，燃煤发电装机容量达到 70663万千瓦，约占全国总装机容量的74%。预计到2020年总装机容量将超过14亿千瓦，燃煤发电装机容量将达到9-10亿千瓦。同时，我国的资源禀赋决定了我国是以煤为主要一次能源的国家，这一格局将长期保持不变。以2006年为例，我国煤炭在一次能源消费中的比重为69.4%，其中近一半的煤炭被用于燃煤发电。预计到2020年，我国一次能源的需求超过30亿吨标准煤，燃煤发电消耗的煤炭量仍将维持在50%左右。,16,2 火电厂节能的意义和

19、途径,2.8 火力发电企业节能重要性 我国燃煤电站在消耗大量煤炭的同时，还排放出全国三分之一以上的烟尘、SO2、CO2与NOx，消耗了四分之一的工业用水。通过火电结构调整以及节能挖潜，2009年我国燃煤电站的平均供电煤耗下降至342g/kWh，比2008年下降了3g，与发达国家相比（例如日本东京电力公司13个火力发电厂1999年供电煤耗为320g/kWh)，仍然存在着较大节能空间。燃煤发电技术的升级换代和电力行业火电机组的结构调整在降低火力发电能耗水平、提高能源综合利用效率方面起到了重要作用，也是今后大幅度降低我国火力发电行业能耗的根本途径。,17,2 火电厂节能的意义和途径,2.9 发电企业

20、节能技术2.9.1 结构节能技术上大压小、以大代小(1)2009年共关停小火电2617万千瓦，“十一五”关停小火电任务提前完成。全国供电煤耗为342克/千瓦时，2010年，全年关停小火电机组超过1100万千瓦，供电标准煤耗335克/千瓦时，全国电网输电线路损失率6.49%(2)为了进一步提高火电厂的效率,目前火电常规机组的发展趋势仍向更高的参数发展,即采用超临界和超超临界机组。采用超临界参数可以提高机组热效率,与同容量亚临界火电机组比,理论上可提高效率2%2.5%,采用更高参数可提高效率4%5%,具体参数如右表。,18,2 火电厂节能的意义和途径,2.9 发电企业节能技术2.9.1 结构节能技

21、术热电联产 将高品位的高温蒸汽作功发电后，抽出部分低温低压蒸汽供给工业生产流程和建筑物取暖用，部分利用发电生产中的冷源损失，使能源得到了综合利用，从而实现企业的节能。国家发改革委能源局提出：到2020年，全国热电联产总装机容量将达200GW，其中城市集中供热和工业生产用热的热电联产装机容量约100GW。预计到2020年，全国总发电装机容量将达900GW左右，热电联产将占全国发电总装机容量的22%，在火电机组中的比例为37%左右。根据上述规划，20012020年，全国每年要增加热电联产装机容量约9GW，年增加节能能力约800万吨标准煤。,19,2 火电厂节能的意义和途径,2.9 发电企业节能技术

22、2.9.1 结构节能技术加大电源结构调整力度：水电、核电、风力发电、太阳能发电等水电建设步伐加快，三峡电站已有21台机组投产，发电能力达1480万千瓦。龙滩、小湾、构皮滩、瀑布沟、锦屏、拉西瓦、向家坝、溪洛渡等一批大型水电站相继开工建设，其中一些项目的部分工程投产发电；金沙江水电开发全面启动，溪洛渡电站于2008年11月8日实现截流；核电方面，随着田湾核电站两台核电机组投产，到2009年全国核电装机容量已达1613万千瓦，红沿河核电等项目已开始启动；风力发电取得突破性进展，中国国电集团公司、中国大唐集团公司风电装机容量相继超过百万千瓦，内蒙古自治区成为全国首个风电装机容量突破百万千瓦的省份。2

23、008年11月8日，我国第一个海上风电站在渤海油田顺利投产，拉开了我国有效利用海上风能的序幕；一批生物质发电厂建成投产，光伏发电和煤层气开发积极推进。,20,2 火电厂节能的意义和途径,2.9 发电企业节能技术2.9.2 管理节能(1)贯彻国家和上级有关部门颁发的节能工作方针、政策、法规和标准等。(2)制订相应的节能管理办法、规章制度、节能规划和目标，并有专门的部门及人员负责监督、检查和实施。(3)编制本单位年度节能计划，实施有关节能项目，组织开展节能成果的技术坚定和推广。(4)监督本单位能耗指标完成情况，将节能指标作为考评企业管理水平的一项重要依据。(5)运用节能分析、评价理论，定期对本企业

24、设备的经济运行水平进行评价，并提出节能降耗的改进措施。(6)定期召开节能工作会议，全面评价设备改造、施工安装、运行检修等因素对设备能耗的影响。(7)总结交流节能技术监督经验，定期组织节能技术培训，广泛开展节能宣传，推广节能新技术。,21,2 火电厂节能的意义和途径,2.9 发电企业节能技术2.9.2 技术节能(1)低耗电量的变频技术 交流电动机变频调速是在现代微电子技术基础上发展起来的新技术,它的特点是调速平滑,调速范围宽,效率高,特性好,结构简单,机械特性硬,保护功能齐全,在生产过程中能获得最佳速度参数,是理想的调速方式。变频调速技术的优势在于:节能效果显著,一般情况下可以节能约30%;电机

25、转速降低,减少了机械磨损,电机工作温度明显降低,检修工作量减少;电机采用软启动,启动电流从零逐渐上升到额定电流值,不仅节能,而且不会对电网造成冲击。如：华能威海电厂、海口电厂、长兴电厂实施380V低压变频调速系统（灰浆泵、给粉机、给煤机等）；淮阴电厂实施凝结水系统变频节能改造等。,22,2 火电厂节能的意义和途径,2.9 发电企业节能技术2.9.2 技术节能(2)低耗能煤粉点燃技术 与同类型锅炉相比,在燃煤锅炉上采用等离子点火、微油点火或少油点火等技术实现锅炉冷态启动,启动平均耗油量可减少2025t,投粉时间可提前23h,在低负荷工况下使用等离子点火、微油点火或少油点火等技术助燃,完全可以实现

26、无油助燃或少油助燃,机组的经济效益和环保效益明显提高,对于调峰大机组尤为适合。微油点火或少油点火装置有两种技术流派,一是以压缩空气为雾化介质,另一种是机械雾化。,23,2 火电厂节能的意义和途径,2.9 发电企业节能技术2.9.2 技术节能(3)先进的监控、优化系统一次风煤粉浓度和风量监测系统锅炉燃烧优化控制系统 如：华能杨柳青电厂实施锅炉燃烧优化系统节能改造，经东北电力科学研究院正式测试，锅炉效率提高了0.50.7，送、引风机电耗降低了287kW823kW，氮氧化物排放降低了15.326.7。生产实时监管系统 电除尘优化系统 如：华能威海、辛店、海口电厂实施电除尘优化节能改造 空气预热器的优

27、化调整循环水系统的智能优化控制吹灰器的智能优化控制给水加热器和蒸汽循环的智能优化控制除渣除灰的智能优化控制负荷预测的智能优化控制汽机的智能优化控制火电厂制粉系统节能与噪声控制 辅机优化运行控制,24,2 火电厂节能的意义和途径,2.9 发电企业节能技术2.9.2 技术节能(4)机组节能潜力诊断和系统节能 对机组的运行参数、热力系统运行方式、机组热力设备及锅炉运行等方面进行经济性诊断，找出机组运行的节能潜力，优化调整机组各参数、设备及系统的运行方式，以实现机组的最好运行水平，从而达到节能的目的。火电厂进一步深化节能的关键和实现现有火电机组节能降耗的重要手段和根本途径,25,目录1 我国电力系统的

28、概况2 火电厂节能的意义和途径3.锅炉节能4.风机节能5.制粉系统节能6.空气预热器节能7.汽轮机节能8.电除尘器节能9.脱硫系统及设备节能10.火力发电机组节能诊断方法与实例,26,3.锅炉节能,3.1锅炉技术经济指标1）锅炉热效率：单位时间内锅炉有效利用热量占所消耗燃料输入热量的百分数。通常采用反平衡法测算，即测定锅炉的各项损失。,按GB/T10184-88电站锅炉性能试验规程，输入热量为燃料的低位发热量，损失项目有排烟损失q2，气体未完全燃烧热损失q3、固体未完全燃烧热损失q4、锅炉散热热损失q5、灰渣物理热损失q6。,27,3.锅炉节能,锅炉热效率是反映锅炉性能的主要指标。在进行锅炉热

29、效率计算时大多规定空气预热器进口空气温度为热平衡计算的基准温度，因此锅炉热效率比较时必须将试验所得热效率换算到同一基准温度，通常用右式计算不同进风温度对排烟温度的变化，并由此计算热效率。,3.1锅炉技术经济指标,28,3.锅炉节能,2）各项热损失：排烟热损失q2，这是由于锅炉排烟带走的热量造成的损失热，等于排烟焓与入炉空气焓之差。是锅炉热损失中最重要的一项，约为（4-8）%。,式中：Ipy为排烟焓，kJ/kg；Ilk0为进入锅炉的冷空气焓，按冷空气温度tlk=30计算kJ/kg；py为排烟处的过量空气系数，。影响因素：排烟温度和烟气容积。通常排烟温度每升高12左右，可使排烟热损失增加1%。,3

30、.1锅炉技术经济指标,29,3.锅炉节能,可燃气体未完全燃烧热损失q3这是由于CO、H2、CH4等可燃气体未燃烧放热就随烟气离开锅炉而造成的热损失，也称化学不完全燃烧热损失。,式中：CO、H2，CH4为干烟气中一氧化碳、氢气、甲烷的容积百分数，可以通过烟气分析测得；RO2为干烟气中三原子气体容积百分比。影响因素：燃料的挥发分、炉膛过量空气系数、燃料器结构和布置、炉膛温度和炉内空气动力工况等。,3.1锅炉技术经济指标,30,3.锅炉节能,固体不完全燃烧热损失q4，燃料中未燃烧或未燃尽造成的热损失，碳残留在灰渣中。对于煤粉炉有：,式中：alh、ayh，afh分别为冷灰（冷炉灰渣斗中的灰量）、烟道灰

31、、飞灰的灰量占入炉燃料总灰分的质量份额；Clh、Cyh、Cfh分别为冷灰（冷炉灰渣斗中的灰量）、烟道灰、飞灰中的可燃物含量的百分数。影响因素：燃料的性质、燃烧方式、炉膛型式和结构、燃烧器设计和布置、炉膛温度、锅炉负荷、运行水平、燃料在炉内的停留时间和空气的混合情况等。,3.1锅炉技术经济指标,31,3.锅炉节能,散热损失q5，这是由于锅炉本体及锅炉范围内各种管道、附件的温度高于环境温度而散失的热量。可按下面的公式进行估计。,式中：Ded为额定蒸发量t/h。影响因素：散热损失随着锅炉容量的增加而减小，由于锅炉容量增大时，燃料消耗量基本上按比例增加，而锅炉的外表面积却增加稍慢。机组负荷降低，散热损

32、失增加。,其它热损失q6，主要指灰渣物理显热损失qhz6，另外，在大容量锅炉中，由于某些部件（如尾部受热面的支撑梁等）需要用水或空气冷却，而水或空气所吸收的热量又不能送回锅炉系统中应用时，就造成冷却热损失qlq6。故q6=qhz6+qlq6。,3.1锅炉技术经济指标,32,3.锅炉节能,3.2锅炉节能措施锅炉节能就是要减小锅炉的各项热损失，优化锅炉运行，减少启动用油，减少锅炉事故率、防治锅炉熄火等等。,1）减小锅炉各项热损失技术对策：降低排烟热损失。排烟热损失是各项热损失中最大的，锅炉排烟温度过高严重影响锅炉运行的经济性，同时会对锅炉后电除尘及脱硫设备的安全运行也构成威胁。减小锅炉漏风量。原因

33、：漏风是指炉膛漏风、制粉系统漏风及烟道漏风，是排烟温度升高的主要原因之一，是与运行管理、检修及设备机构有关的问题。炉膛漏风主要指炉顶密封、看火孔、人孔门及炉底密封水槽处漏风；制粉系统漏风主要指磨煤机风门、挡板处漏风；烟道漏风指氧量计前尾部烟道漏风。,33,3.锅炉节能,3.2锅炉节能措施,1）减小锅炉各项热损失技术对策：炉膛出口过量空气系数可表示为：,由左式可知，保持不变，当漏风系数：升高时，则送风系数 下降，即通过空气预热器的送风量下降，排烟温度升高。,采取措施：在锅炉大、小修中及日常运行中，针对锅炉本体及制粉系统进行查漏和封堵工作。通过综合治理可降低排烟温度约2-3。,34,3.锅炉节能,

34、3.2锅炉节能措施,1）减小锅炉各项热损失技术对策：降低排烟热损失。降低掺冷风量。目前国产锅炉机组，往往在设计时，认为进入锅炉的风量中，除炉膛及制粉系统漏风量外，其他风均通过空气预热器。实际上制粉系统在运行时，为了协调锅炉燃烧需要的一次风速和磨煤机风量，往往要掺入部分冷风，使通过空气预热器的风量小于设计值，导致排烟温度提高。采取措施：适当提高磨煤机出口温度。在保证制粉系统安全运行的前提下适当提高磨煤机出口温度。这一部分在制粉系统一章还会仔细介绍。合理降低一次风量。磨煤机实际运行中，往往由于磨煤机入口风量测量的不准确，为了保证磨煤机的安全运行，风煤曲线控制往往偏离了设计值，在保证一定的磨煤机出口

35、温度下，一次风量越大，则其中冷一次风量也增大，这样会造成送风量的降低，导致排烟温度升高。,35,3.锅炉节能,3.2锅炉节能措施,1）减小锅炉各项热损失技术对策：降低排烟热损失在炉膛不结焦及制粉系统安全的前提下，可适当提高一次风风粉混合物的温度，从而减小一次冷风量掺入量；设计合理的风粉配比曲线，并校验一次风量的测量系统。防止受热面积灰严重。受热面积灰严重会降低热交换效果，从而使得排烟温度升高。应加强锅炉吹灰，优化吹灰方式，检修人员应加强日常检修和维护。合理布置受热面。,36,3.锅炉节能,示例：某电厂排烟温度实际运行值超过设计值10，分析发现除目前预热器存在换热不足外，还存在以下问题：满负荷运

36、行时锅炉习惯投运5台磨煤机，而另一台磨煤机冷风门开度经常在30%左右，并且出口一次风管隔绝门全开，实际上相当于锅炉的漏风，必然导致排烟温度升高，调整后排烟温度133.72，下降了2.71。磨煤机出口温度偏低，将其提高7，即减少磨煤机入口冷分的比例，排烟温度下降了2。,3.2锅炉节能措施,37,3.锅炉节能,3.2锅炉节能措施 _减小锅炉各项热损失技术对策：降低机械不完全燃烧热损失。机械不完全燃烧热损失通常仅次于排烟热损失。调整经济煤粉细度。经济煤粉细度是指锅炉的不完全燃烧热损失和制粉系统电耗为最小时的煤粉细度，可以通过试验确定。选取主要考虑煤的燃烧特性、燃烧方式、炉膛的热强度和炉膛大小、煤粉的

37、均匀性系数三个因素。在制粉系统一章还会仔细介绍。,38,3.锅炉节能,3.2锅炉节能措施 _减小锅炉各项热损失技术对策：示例：某电厂锅炉为苏联制造的210MW机组配套锅炉，自投运以来锅炉飞灰可燃物偏高，基本处于8%15%之间。调查发现燃煤贫煤中掺混了一定的我国最难燃烧的阳泉无烟煤，由于无烟煤与贫煤燃烧特性相差较大，使得燃烧初期大量氧气被贫煤消耗，使得无烟煤更加难燃。为提高无烟煤的燃烬程度，就要使煤粉的均匀性提高，因此对制粉系统进行了调整，煤粉细度R90从11%调整到5%，同时对燃烧器风粉进行了调平、一次风与过剩空气系数进行调整，使飞灰和大渣含碳量下降到4%8%，锅炉效率提高至88%，提高了2个

38、百分点，煤耗下降56g/kWh以上。,39,3.锅炉节能,3.2锅炉节能措施 _减小锅炉各项热损失技术对策：降低化学不完全燃烧热损失。煤粉炉中一般不超过0.5%；燃油炉约在1%-3%之间。一般燃料中的挥发分高，炉内的可燃气体的量就多，当炉内空气动力工况不良时，就会使q3增加。炉膛容积过小、高度不够、烟气在炉内的流程过短时，将使一部分可燃气体来不及燃尽就离开炉膛，从而使q3增大。此外，CO在低于800-900的温度下很难燃烧，因此当炉膛温度过低时，即使其他条件均好，q3也会增加。可以根据燃料性质和燃烧方式，控制合理的过剩空气系数，是运行中减小化学不完全燃烧热损失的主要措施。,40,3.锅炉节能,

39、3.2锅炉节能措施 _减小锅炉各项热损失技术对策：降低散热损失。提高锅炉的结构紧凑程度、减小外表面积、完善保温，可以降低散热损失。降低其他热损失。加强余热回收，合理利用。确定最佳过剩空气系数。一般排烟热损失q2随着过剩空气系数增加而增大，而机械不完全燃烧热损失q4 和化学不完全燃烧热损失q3却随着 增加而减小。最佳过剩系数应使三者之和最小。最佳过剩空气系数确定在稳定负荷和煤种下进行；同时调整期间不进行吹灰，过剩空气系数的实验值可在炉膛出口的设计值附近选3-4个值进行，试验时控制一次风量不变，通过调整送风机的开度改变过剩空气系数的值。在每组工况下按照反平衡获得锅炉效率，并在不同负荷下进行过剩空气

40、系数的调整，最终获得不同负荷下最佳过剩空气系数曲线。但煤种变化时，要对过剩空气系数进行调整。,41,3.锅炉节能,3.2锅炉节能措施 _减小锅炉各项热损失技术对策：示例：某电厂总装机容量为4X300MW，锅炉选用哈尔滨锅炉厂生产的亚临界压力，一次中间再热、自然循环汽包锅炉，采用四角切园燃烧方式，制粉系统为正压直吹式，设计燃煤为陕西神府东胜煤。为了进一步提高锅炉效率，电厂分别在不同负荷下进行了过剩空气系数优化调整试验，获得不同负荷下最佳氧量控制曲线，从而指导锅炉优化运行，提高锅炉效率。,42,3.锅炉节能,2）燃煤安全高效洁净掺烧技术：动力煤掺烧是根据锅炉燃烧对煤质的要求，将若干不同种类不同性质

41、的煤按照一定比例掺混后来完成发电过程。由于锅炉是根据煤种设计的，煤的特性直接影响锅炉效率。燃烧混煤包括主动掺烧和被动掺烧，在我国，煤掺烧主要是由于我国锅炉尤其是电站锅炉供煤不稳定而引起的。煤掺烧技术是利用不同煤种的成分，按要求进行掺配混合，使最终配出来的煤在性能指标上达到或接近锅炉的设计煤种要求，以使锅炉效率高、出力足，环境保护好。掺混烧更多是考虑煤的基本（热值等）和燃烧热性（着火、燃尽、结渣等）是否与锅炉设备特性相配。煤的掺烧需要确定合理的掺烧系统和掺烧方法，需要对混煤的着火燃烧性能进行研究，同时对减轻结渣，降低NOx、SOx的排风量掺烧方法及混燃设备和技术进行研究。采用掺烧技术可以明显提高

42、供煤不稳的锅炉效率。,3.2锅炉节能措施,43,3.锅炉节能,3）节油技术：我国油气资源较煤炭更为紧张，而且锅炉启动或低负荷运行时的大量投油增大了锅炉运行的成本。在锅炉点火及稳燃节油技术方面，国内市场主要存在有高能等离子体点火燃烧器、少油点火燃烧器和微油点火燃烧器等，这些技术在锅炉启动过程中节油的同时，还兼顾着低负荷稳燃节油的作用。高能等离子体点火燃烧器基本原理：利用直流电流在空气介质一定气压下接触引弧，并在强磁场控制下活得稳定功率的直流空气等离子体，该等离子体在专门设计的燃烧器中心燃烧筒中形成T4000K的，温度梯度极大的局部高温区，从而加速煤粉燃烧，大大减少促使煤粉燃烧所需要的引燃能量。目

43、前等离子点火及稳燃技术一应用于挥发份20%烟煤，已应用机组数量300余台锅炉，总装机容量近9000万千瓦。少油点火技术 目前技术较为成熟，应用较为广泛，可以应用于各个煤种。,3.2锅炉节能措施,44,3.锅炉节能,3）节油技术：微油点火技术基本原理：先利用压缩空气的高速射流将燃料油直接击碎，雾化成超细油滴进行燃烧，同时用燃烧产生的热量对燃料进行初期加热，扩容，后期加热，在极短的时间内完成油滴的蒸发气化，使油枪在正常燃烧过程中直接燃烧气体燃料，从而大大提高燃烧效率及火焰温度。目前已成功应用于贫煤、劣质烟煤、烟煤和褐煤，经济效益非常可观。其他点火技术包括马弗炉点火、可燃性气体点火、电阻加热点火、中

44、频感应加热热壁面点火、中频感应加热高耐高温空气点火等。针对煤粉锅炉点火和稳燃方面的节油存在的研究热点：改进现有燃油系统提高油枪的燃烧效率改变燃油油枪的燃烧形式寻找油替代品,3.2锅炉节能措施,45,3.锅炉节能,锅炉辅机是指锅炉附属机械设备，其中主要包含磨煤机、给煤机、送风机、引风机、一次风机、返料风机等等。锅炉辅机是电厂的耗能大户，目前风机（三大风机：送风机、引风机、一次风机）消耗电能占发电量的2%-3%。提高锅炉辅机的效率是提高火电厂的效率有效方式之一，当然提高锅炉辅机的运行水平，不仅仅要看单个辅机的能耗情况，要从整个火电厂的经济性最好出发确定锅炉辅机的出力水平。以下两章将单独列出介绍风机

45、、制粉系统的节能问题。关于空气预热器的节能问题也分别列出。,3.3锅炉辅机节能,46,目录1 我国电力系统的概况2 火电厂节能的意义和途径3.锅炉节能4.风机节能5.制粉系统节能6.空气预热器节能7.汽轮机节能8.电除尘器节能9.脱硫系统及设备节能10.火力发电机组节能诊断方法与实例,47,4.风机节能,4.1电站风机基本概念电站风机包括送风机、引风机、一次风机、脱硫增压风机等锅炉送风机：供给锅炉燃料燃烧所需空气的风机，亦称锅炉鼓风机。锅炉引风机：将锅炉燃烧产物(烟气)从锅炉吸出并经烟囱排入大气的风机，亦称锅炉吸风机。一次风机：供给锅炉燃料燃烧所需一次空气的风机，按其在系统中的安装位置又分为两

46、类：冷一次风机和热一次风机。脱硫增压风机：为了补偿烟气在湿法FGD装置的压力损失，需要安装附加的增压机。,48,4.风机节能,4.1电站风机基本概念电站风机一般属于通风机的范畴在标准状况下，风机的全压Pt小于15000Pa者称为通风机。般电站风机的全压均小于此值(少数一次风机除外)，因此，电站风机属于通风机范畴，常称电站通风机。包括离心式和轴流式两种离心通风机：气流轴向进入风机叶轮后，主要沿径向流动的通风机，亦称径流式通风机。轴流通风机：气流袖向进入风机叶轮后，近似地在圆柱形表面广沿轴向流动的通风机。,49,4.风机节能,4.2电站风机运行及能耗水平总体来说我国电站风机的运行水平还是比较高的，

47、但还存在风机失速几率高、运行效率偏低、噪音高等问题。目前我国大型电站锅炉的三大风机（送风机、引风机、脱硫增压风机）的耗电率大致为：1000MW机组：约在1.5%左右600MW机组：约在1.5%左右，高的达2.0%以上，个别电厂竟达到3%以上。300MW机组：约在1.8%左右，三大风机均为动调轴流的，最低的可达1.2%左右，但2.0%以上的电厂也很多。,50,4.风机节能,4.3电站风机节能潜力1）引起电站风机耗电率高的原因：风机选型参数不合理，裕量过大风机可靠性较差机组负荷率低运行操作不合理。2）电站风机节电潜力：华能上海石洞口二电厂2007年全年平均厂用电率仅为3.16%（风机耗电约为1%。

48、我国电站风机（包括脱硫增压风机）的平均耗电率下降10个百分点，到2%以下是有可能的。,51,4.风机节能,4.4电站风机节能途径选择与锅炉烟风系统匹配的风机。这样才能充分发挥电站风机的性能，避免高效风机低效运行。要合理的确定风机选型设计参数，并且合理选择风机的型式和型号大小。采用先进的调节方式 风机最好的调节方式为无极变转速调节，其次是动调轴流和双速（电机）静叶调节轴流式风机，以下依次是双速离心式风机，单速的静叶调节轴流式风机，入口导叶调节离心风机，采用进风箱进口百叶窗式挡板调节的离心式风机最差。改造低效运行的风机改造不合理的风机进出口管道布置提高电站风机运行的安全可靠性对风烟系统进行优化调整

49、,52,4.风机节能,4.5电站风机节能改造对于已投运的机组，三大风机（送风机、引风机和一次风机）耗电率偏高、风机选型裕量过大、风机与烟风系统不匹配，可对烟风系统或风机进行改造降低风机耗电率。对于设计烟煤机组，600MW超（超）临界机组三大风机耗电率大于1.4%、1000MW超（超）临界机组三大风机耗电率大于1.3%、其他机组三大风机耗电率大于1.5%（或机组满负荷时风机运行效率低于80%），应进行原因分析。风机选型裕量较大，且与烟风系统不匹配，则应进行风机改造。改造前必须对原风机进行热态性能试验，且试验工况至少需高、中、低三个负荷工况，测出系统阻力线。同时评价风机与管网系统的匹配情况和风机进

50、、出口管道布置的合理性；确定合理的风机设计参数；确定风机改造的同时有无必要改造系统中的其它设备和管道。,53,4.风机节能,4.5电站风机节能改造通过实验得到风机的实际运行曲线，从而确定节能改造的方案。若系统阻力线如曲线1所示，即阻力线穿过高效区但是阻力线较陡，风机运行不可靠，可以设法降低系统阻力，改变不合理的管道布置和阻力超常规的设备。,54,4.风机节能,4.5电站风机节能改造若系统阻力线如曲线2所示，即阻力线穿过高效区，而且运行可靠，风机调节性能较差，如果风机运行存在问题，可以采用以下方法：降低或提高风机转速。风机裕量过大，可以降低风机转速；裕量不足，出力不够，可以提高风机转速，但此时要