火力发电厂范文

火力发电厂范文（精选12篇）

火力发电厂 第1篇

1火电厂可采取的节水措施

1.1提高循环冷却水处理水平

由于蒸发和冷凝, 不同的水质, 不同的处理方法和试剂, 使循环水可以减少污染率, 提高水处理的效率。因此, 它可以提高循环水的效率, 从而提高循环水的浓度比。但是, 当浓度比是3.5倍以上的节水效益不明显, 水处理费用将明显增加。

目前循环水处理方法较多, 主要与酸性降低碱度加阻垢剂阻垢缓蚀剂, 以防止腐蚀, 和杀菌剂防止微生物粘泥, 再加入水或弱酸处理相邻的流法, 石灰处理降低碳酸盐硬度等, 其目的是为了保证水安全的前提下, 尽量提高循环水浓缩倍数, 减少污水。近年来, 高效阻垢缓蚀剂的开发, 大大提高了循环水的防垢和防腐蚀性能, 从而提高浓度比减少排放创造条件。

1.2减少湿除灰量, 降低水灰比

火电厂大多使用水力发电, 需要大量的水。近年来, 粉煤灰和干灰资源利用技术的推广和应用, 不仅可以获得高质量的粉煤灰, 减少传输负载, 并可以节省灰水。因此, 气力除灰的比例在燃煤电厂中的比例, 煤灰的总量正在逐渐增加。然而, 由于该地区的影响, 在一些地区的粉煤灰的利用率是比较低的。在湿除灰, 水灰比是一个重要的参数, 在电厂的废水中的大部分不回收。此外, 灰水比红灰含量高, 更严重的是灰管道结垢。这是因为冲灰管道缩放灰水, 水进入钙氢氧化物沉淀剂的作用发挥, 产生更多的碳酸钙沉淀, 缩放比例更为严重, 低水灰比水泥砂浆浓度高, 对管壁侵蚀增强, 也会抑制管道缩放趋势。因此, 降低水灰比, 不仅可以节约用水, 而且还可以减少管道结垢率, 进而降低能耗。然而, 在实践中, 在采取措施的过程中, 以减少水的量, 用于减少在灰水系统中使用的水量, 水的量进入灰水系统趋于盈余。这是因为在整个电厂的灰水系统是。因此, 当水的灰水系统, 该系统本身采取措施, 采取水的效果是不再有效, 因为水质差, 其他系统采取措施, 以减少水排放到灰水系统, 使灰水系统是不够的, 必须添加淡水, 但也不能达到节约用水的目的。

1.3减少工质损耗和热损耗

在火电厂中, 以高成本的加入盐作为热系统的机械损失的水。工作流体的损失包括水的损失和锅炉的污水。加强设备管理, 提高阀门的密封性, 能有效地减少水的流失。蒸汽水系统中的热力设备会产生一些杂质, 部分污垢、腐蚀和沉积现象, 影响了机组的安全性和经济性, 防止措施主要是:锅炉水处理方法, 提高锅炉水的质量、污水浓度的锅炉水、锅炉水水质的改善将大大降低污水的排放量。严格的系统和高质量的冷凝分子单元的补充水, 锅炉供水速率可以控制在1.5%以内, 水的损失率为0.9%左右, 约0.5%的污水率。在冷起动过程中, 应以除盐水清洗保养和备用装置, 消耗的水量取决于系统的清洁度, 即在检修过程中产生的腐蚀量。所以在机组停机和停机期间, 采取适当的保护措施, 使表面干燥或给药仍要形成保护膜, 减少腐蚀产物的形成, 开始冲洗水的消耗量降低, 缩短机组的起动时间, 进而带来更多的经济效益。

2节水工作应遵循的原则

2.1根据全厂的水平衡综合管理用水的原则

火电厂的水系统是庞大而复杂的, 各层次的系统、设备的水量、水量和比例随季节的变化而变化的单位的负荷, 所以必须按照相关标准来做好全厂水平衡试验。在水平衡数据的基础上, 可获得节水措施的效果。

2.2不同水质的水梯级使用原则

所谓梯级使用, 指的是用户根据要求的水质量的划分等级, 上层作为下一级的排水, 下一级的排水和下一级, 最终的目标是节约淡水。在水的使用中, 由于生产的浓缩或水的水质不同, 往往在不同的水质条件下, 使系统能减少水量或降低水处理成本。

3结语

综上所述, 电力行业消耗大量的工业用水, 以实现可持续发展和循环经济, 以确保电力工业, 节约用水和减少污染势在必行的快速和健康发展。电厂节水可以尽可能少使用水资源, 具有很好的环境效益和经济效益。因此, 电厂耗水量大, 系统复杂, 节水工作必须系统考虑, 必须通过水平衡测试工作, 接触水的数量分布和变化规律的前提下进行节水工作, 实现合理利用水, 以减少水资源, 减少能源损耗, 按照企业可持续发展的要求。

参考文献

[1]温镇.发电厂节水技术应用[J].资源节约与环保, 2012, 01:67-69+72.

[2]王斌, 刘政修.火力发电厂节水技术[J].全面腐蚀控制, 2014, 10:34-40.

火力发电厂用试题 第2篇

1.那些原因可能引起关口电度表走慢或停走?

答：关口电度表走慢或停走的原因有：

① 母线PT二次回路熔断器熔断及PT二次回路短路;

② 线路电流互感器二次回路开路;

③ 线路的母线刀闸辅助接点切换不良，使电压回路不能接通; ④ 220kV线路切换继电器烧坏，不能励磁;

⑤ 母线二次回路端子松脱及接触不良;

⑥ 母线PT一次回路发生短路或断线;

⑦ 电度表处电流电压回路松脱或接触不良;

⑧ 电度表本身故障。

2.发变组那些保护不跳主开关?

答：阻抗I段、零序I段、失磁I段、转子一点接地。

3.发电机1~4PT作用?

答：1PT的作用：保护及测量：

2PT的作用：供励磁调节：

3PT的作用：保护(定子匝间) 4PT的作用：定子接地：

4.直流系统的`检查项目?

答：检查项目如下：

① 检查直流母线电压应在规定的允许范围内(228~233V) ② 检查蓄电池的浮充电流符合规定，无过充和欠充现象; ③ 用绝缘监察装置检查直流母线正、负绝缘电阻符合要求。若有接地时，立即查找出接地点，尽快加以隔离;

④ 检查闪光装置动作良好;

⑤ 检查蓄电池保险监视回路完好;

⑥ 盘内空气开关、接触器、刀闸、保险、电缆应接触良好，无过热、各盘面指示正确。

⑦ 检查事故照明切换屏切换正常。

5.调整发电机有、无功负荷时要注意些什么?

答：调整发电机有、无功时应注意：

① 按负荷曲线临时调度令执行;

② 严密监视系统频率、电压变化;

火力发电厂锅炉节能对策评价 第3篇

关键词：火力发电厂；锅炉节能；对策

中图分类号：TM621.2 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）18-0177-02

目前，我国的电能设备依然是火力发电厂锅炉，处于相对比较落后的状态，供电消耗的资源比发达国家高出很多。尤其是最近几年，人们的经济水平和生活水平都在逐渐提高，电力消耗问题更加严重，为了满足人们的需求，同时为了符合国家的节能减排的标准，如何采用有效的节能对策，成为了火力发电厂研究的重点。火力发电厂锅炉是整个火力发电厂中最重要的组成部分，解决好这方面的节能问题，将能够提高火力发电的水平，同时减少能源的消耗，从而提高火力发电厂的经济效益。

1 火力发电厂锅炉的耗能问题

1.1 锅炉设备的质量存在问题

当今社会，很多火力发电厂过于追求眼前的利益，不顾长远的利益，在选择锅炉设备的时候，选择用一些低成本的锅炉设备，使得锅炉质量存在着很大的问题。在燃料燃烧的过程中，这些设备消耗能源率非常高，所获得的回报率非常低，使得很难达到节能减排的效果，甚至可能使机组运行都存在着严重的故障。比如：锅炉的设备过于老化，将会降低机组的使用效率，消耗很多不必要的能源。尤其是在长时间使用锅炉后，会出现很多磨损或者老化问题，这些问题会导致锅炉工作时间长、能源浪费、利用效率低。

1.2 锅炉燃料的消耗问题

我国很多火力发电厂所使用的锅炉都是以煤炭为主要燃料，将其进行燃烧发电，因此，煤炭的质量和锅炉燃烧产生电能的效率有着非常密切的关系。现在我国很多火力发电厂所采用的煤炭都是原煤，这些原煤没经过任何的技术处理，火力发电厂对于采购这些煤炭没有足够的认知，导致这些煤炭的质量参差不齐。由于燃烧的程度也有所不同，使得实际的产热量和预期的产热量有着非常大的区别。煤炭的品质存在很大的问题，使得锅炉燃烧的情况非常的糟糕，输出的热量也非常低，甚至有些煤炭没有被全部燃烧，产生了很多废渣，这些废渣的排出引起了非常严重的环境问题。在锅炉进行正常运转的过程中，升炉和停炉的过程中需要消耗大量的燃料。比如：锅炉的实际运营情况到达了冲转参数但是汽机没有这方面的条件，或者汽机达到了一定的转速，也会使得电气由于没有做好并网准备出现不协调的状态，使得燃油出现大量的浪费。还有一些火力发电厂的燃料内有很多的杂质，使得燃料中硫成分含量非常的高，很容易造成结焦的现象，同时发挥的效率非常的低，使得燃煤利用率非常的低。

1.3 锅炉燃料管理不当

燃料管理需要控制燃料的基础成本，同时也是节能措施中非常重要的环节。很多火力发电厂在燃料的管理方面也存在着非常严重的问题。其中燃料的采购环节、质检环节对于节能工作都有着非常重大的影响，因此，燃料管理工作就是一件非常重要的事情。

1.4 锅炉在运行的过程存在的问题

我国火力发电厂锅炉运行最主要的问题就是运行的符合效率非常低，很难达到设计的标准，锅炉在运行的过程中很难达到最佳的状态，运行的效率非常的低，同时不断的消耗锅炉的使用年限，使得锅炉在热传导方面效率也非常的低。

有一些煤炭供应商为了收获更高的利润，不惜在煤炭中添加一些物质，使得燃煤的质量下降，导致锅炉无法正常运行。还有一些火力发电厂为了确保发电量，做出了很多违规的操作，选用劣质的煤炭，使得锅炉在运行的过程中，经常造成锅炉熄火，甚至出现机组的非计划性停息，影响整个机组的运行安全。这两个方面都有可能使得锅炉或者其它的零件出现损伤，造成了很严重的能源消耗问题。

我国很多火力发电厂的运行条件非常差，运行控制水平率非常低，检测仪表的设备非常的少，监控手段没有得到提升，很难直接反映出锅炉实际的运营情况，很多锅炉维护人员只能依靠过去的经验检查来观测锅炉的运行状况。由于这些原因很难对于锅炉的运营有着准确的判断，同时做出相应的调整，很难使锅炉的运营状况达到最佳的状态。

2 火力发电厂锅炉的节能对策

2.1 完善锅炉的漏风管理

在火力发电厂运营的过程当中，由于锅炉体系没有达到合格的标准，锅炉的某个位置会漏风的情况会非常的严重，可能会增强动力供应的能源消耗，造成资源的极大浪费。针对这种现象，完善锅炉的漏风管理，可以采取以下措施：第一，在火力发电厂锅炉运行的过程中，需要整体的检查锅炉的密闭情况，排查可能存在漏风的地方，及时进行维护，确保锅炉的严密性；第二，制定一些监督手段，安排专业的人员，密切的关注锅炉的运行情况，对锅炉进行有效的控制，特别是针对锅炉是否存在漏风现象进行严密的关注，如果发现漏风情况，要及时的维修，确保锅炉可以正常、稳定和持续的工作，避免因漏风使锅炉出现停炉的情况，节能源能，将能源的使用效率达到最佳状态。

2.2 提升锅炉的设备质量

完善锅炉的设备质量是提升锅炉节能损耗的有效手段，通过替换方式，对火力发电厂锅炉设备进行科学合理的改造，提升其运行的稳定性、安全性和可靠性，从而达到节能的目的。提升锅炉设备的质量可以通过以下几个方法：①借助先进的技术，改变锅炉的送风机、引风机等设备的频率，从而使风机的耗电量逐渐降低，增强风机的输送能力。②对锅炉低燃烧器进行改造，将其更换为燃烧效率高的燃烧器，提升火力发电厂锅炉的运行使用效率，降低有害物质排出的浓度，减少锅炉停运的次数和降低燃油消耗量，从而实现锅炉的节能目的。③改变锅炉的加热方式，从而提升锅炉的运行效率。火力发电厂锅炉的除尘灰斗的加热方式是电，造成了很严重的浪费，同时这种方式的维修成本非常的高，针对这个现象，可以更换加热的方式，用灰斗蒸汽加热的方式代替电能节能加热的方式，从而有效的避免浪费，提升锅炉的运行效果，增加效益，减少成本的开支。④调整锅炉的加热压力，使锅炉的底部能够更加热，从而可以有效的提升锅炉的运行效率。

2.3 调整锅炉燃烧状态

调整锅炉燃烧状况，可以采用以下几种措施：①对火力发电厂锅炉的燃用油进行调整，不断加强升炉、停炉的工艺。在锅炉机组正式工作前，做好油枪的试验工作，在点火的时候加强对底部的预热处理，有效的缩短机组的运行情况，调整锅炉的水温，从而调整锅炉的燃烧效率。在停炉的时候，要提高停炉的工艺，尽量在不适用助燃油的情况下，降低气缸的温度，使机组达到冷却的效果，最大程度上减少燃油的效果。②结合锅炉的燃烧情况，遵循着搭配的原则，将新煤和老煤进行混合燃烧，好煤和次煤混合燃烧，选择合理的配风方式，使煤粉可以均匀，同时控制好系统的运行，防止出现堵塞的现象，造成不必要的事情发生。③控制好燃料的使用量，在保证燃料的前提下，有效的避免用量过多，造成锅炉资源的浪费。④对锅炉燃烧中空气系数的调整，使锅炉在燃烧中达到最佳的效果，从而使锅炉的燃烧有最好的状态，从而实现节能的效果。

3 结 语

目前，我国活力发电厂的锅炉运行能耗问题依然存在着问题，想要有效的控制这个问题，调高效率，需要采用先进的管理技术，保证燃料的选购质量，同时加强对锅炉运行状态的管理，符合我国节能减排，达到我国环境的硬性指标，从而提高我国火力发电厂在全民经济建设的竞争力。

参考文献：

火力发电厂 第4篇

1 概况

华电喀什发电厂位于新疆喀什市市中心以东约5km处, 电厂一、二期工程贮灰场在喀什市东北方向, 距离市中心约10km, 位于电厂厂区东北约3km处。可满足现有电厂4×50MW机组25年存灰量。目前, 灰场占地全部用砖墙圈起, 未筑坝, 根据现有灰场勘测资料, 灰场天然基础层渗透系数≥10-7, 未采取防渗措施, 不符合《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》 (GB18599～2001) 要求。

2010年, 因喀什经济特区供电及采暖需求, 开展2×350MW热电联产机组扩建工作, 并新选灰场, 其位于喀什市东北侧, 厂址以东约14km处, 不在位于城市主导风向上风向;灰场无搬迁安置问题, 500m范围内无居民区、无自然保护区、风景旅游区、名胜古迹、生活饮用水源地、生态脆弱敏感区和其他需要特别保护的敏感目标;灰场区域地质处于稳定状态, 不存在断层、断层破碎带、溶洞区, 以及天然滑坡或泥石流的影响;只要在设计中采取必要的天然或人工材料构筑防渗层防渗、防尘等措施, 在电厂运行期对区域的影响程度和范围很小。在考虑到地区发展规划、相对位置、地形地貌、风向及附近敏感点等因素, 拟选贮灰场选址符合《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》 (GB18599-2001) 有关要求, 贮灰场选址合理、可行。

2 灰场区域调查

2.1 地质情况

灰场范围及灰坝沿线地基岩土构成大致可分为两层。第一层:浅黄色为主, 稍湿, 稍密～中密, 含砾石颗粒较多, 见小孔隙发育, 上层含有植物根系, 该层在场地分布连续, 层厚介于0.5m～1.0m;第二层:卵砾石层, 青灰色, 干燥, 表层稍密, 往下至中密状态, 一般粒径2cm～5cm, 最大见10cm, 卵石颗粒分选差, 磨圆度较好, 多呈亚圆、椭圆、扁平形状, 颗粒成份以变质岩和砂岩为主, 由粉土、中粗砂充填, 级配良好, 中等胶结现象, 该层中局部夹有0.3m左右的粉砂、粗砂。灰场范围及灰坝地段卵砾石层厚度大于60m, 地层稳定, 未发现其它不良地质现象, 坝基稳定。

灰场地处天然古河道式冲沟, 沟内地层岩性主要以卵砾石层为主, 沟两侧为卵砾石层。该层力学性质稳定, 可作为坝基的天然持力层。此层卵石地层还可作为筑坝材料, 且储量丰富。灰场碎石层渗透系数约为1.0～6.0×10-1cm/s, 该层土属强透水层。由于贮灰场地层渗透系数较大, 根据《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》 (GB18599～2001) 的规定, 为防止雨水及喷洒水等渗滤液下渗对贮灰场及其附近的地下水造成污染, 灰场底部及灰坝迎水面采用600g/m2的复合土工膜防渗。在土工膜的下部采用0.2m、上部采用0.3m中细砂作为保护层。库底铺设土工膜面积约为13.0×104m2。

2.2 地下水条件

(1) 潜水:潜水分布在27.51m～100m, 含水层厚度60m, 静止水位27.51m, 地层为第四系卵砾石, 厚度100m。富水性好, 渗透系数27.5m/d, 透水性好, 地下水流向为西北向东南径流。地下水补给主要以恰克马克河、出山口后垂直入渗、渠道水、雨雪水入渗, 以地下侧向径流和地下人工开采为主要排泄方式。水质较差, 适于灌溉。

(2) 承压水:承压水分布在130m以下, 含水层厚度未揭穿, 静止水位32.74m, 地层为砂砾石, 地层时代为第四系上更新统, 富水性中等, 渗透系数4.5 m/d, 透水性好, 地下水流向为西北向东南径流。地下水补给主要以克孜河、山前雨雪水下渗。水质可饮用。详见工程所在区域水文地质剖面图。

2.3 灰场不良地质现象

根据喀什电厂《地质灾害危险性评估报告》及其审查意见, 拟选灰场区内无岩溶、和崩塌、泥石流、采空区等不良地质作用。为监控渗滤液对地下水的污染, 贮存、处置场周边至少应设置三口地下水质监控井。一口沿地下水流向设置在贮存、处置场上游, 作为对照井;第二口沿地下水流向设置在贮存、处置场下游, 作为污染监视监测井;第三口设置在最有可能出现扩散影响的贮存、处置场周边, 作为污染扩散监测井”。按规定要求, 在灰场周边相应位置设置对照井、监视监测井和扩散监测井。

3 对区域地下水环境影响分析

灰场对地下水环境的影响主要是分析灰渣淋溶水对评价区地下水可能产生的影响。

(1) 灰场对地下水影响途径分析。

灰场为干灰场, 雨水是流入灰场的唯一水源, 雨水下渗是造成灰水对地下水污染的主要途径。粉煤灰中含有多种成分, 其中F-和总硬度 (以CaCO3计) 是引起地下水水质恶化的主要污染因子。

(2) 地下水影响因素分析。

灰水对地下水的影响因素主要为两大类, 一类是与入渗量有关的因素, 这包括降雨量、降雨强度、降雨历时、蒸发量、灰场附近地形和灰场的渗透性能等;另一类是与包气带和含水层性质有关的因素, 这主要包括包气带厚度、包气带和含水层的渗透性能、包气带和含水层对灰水污染物的吸附能力、地下水径流强度以及灰水随地下水的迁移距离等一系列水文地质和地球化学因素。这些因素直接影响灰水对地下水的污染程度。

(3) 灰水对地下水影响预测分析。

在未降雨的情况下, 干灰场内仅为喷洒降尘用水。灰渣在蒸发的作用下, 其水分不断蒸发, 需不断洒水保湿, 才可避免灰表面二次扬尘的发生。由于洒水较少, 而蒸发量较大, 因此灰场内无灰水下渗, 故在未降雨的情况下干灰场对地下水无任何影响。

在降雨情况下, 雨水是否对干灰场产生影响取决于降雨量, 降雨时间, 碾压灰体渗透性能、灰体厚度、灰场地层渗透性能, 以及地下水埋深等因素。

当降雨强度较小时, 雨水被灰体全部吸收, 使灰体表层一定厚度的含水量升高, 随着降雨时间的延续, 表层灰体的含水量逐渐达到饱和, 下部灰体的含水量随着增加。由于降雨量小, 雨水不能使灰体全部达到饱和状态。故在此情况下, 雨水不会使灰场产生灰水, 对灰场附近的地下水无任何影响。

当降雨量较大时, 干灰场内的雨水对地下水的影响程度, 根据实验, 干灰的饱和含水量为5 5%, 干灰在碾压前调湿至含水量2 5%左右。按喀什地区最大日降水量3 9.9 m m全部渗入干灰中, 不计蒸发损失及灰场径流外排, 则灰体的饱和层厚度为:

式中:Hq为饱和厚度 (cm) ;

Hz为降水量 (cm) ;

W2为饱和含水量 (%) ;

W1为干灰调湿后的含水量 (%) 。

计算结果:Hq=13.3cm。

由计算结果可知, 该区域的平均降水可使灰体表层1 3.3 c m的灰层处于饱和状态, 其它灰体均处于非饱和状态。当干灰堆高厚度大于1 3.3 c m时, 雨水溶灰产生的灰水不会通过灰体及地层渗入地下水中。当堆灰厚度小于1 3.3 c m, 遇到暴雨或最大连续降雨天气时, 将有部分灰水渗入地下。

4 污染防治对策

喀什电厂贮灰场修建挡灰堤, 灰场采取碾压、保湿及绿化。以确保该区域的地下水及土壤环境不受污染。灰场碎石层渗透系数约为1.0～6.0×10-1cm/s, 由于贮灰场地层渗透系数较大, 根据《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》 (GB18599～2001) 的规定, 为防止雨水及喷洒水等渗滤液下渗对贮灰场及其附近的地下水造成污染, 灰场底部及灰坝迎水面采用600g/m2的复合土工膜防渗。

喀什电厂灰场场地为粉土、粉砂层, 下部为巨厚的卵石层, 加之该区气候干旱, 降水稀少, 蒸发量大, 下渗率高, 地面不会形成大的坡面汇流, 灰场区未见洪水冲刷的沟槽及洪水痕迹, 灰场可不考虑洪水影响。灰场内拟设一条盲沟, 盲沟与初期围堤相接将灰场内可能产生的泾流排出灰场, 排入灰场北侧自然冲沟内。

综上所述, 贮灰场灰水不会对地下水产生不利影响。

5 结语

火电厂建设项目贮灰场区域地下水环境保护工作越来越受到各级环境保护主管部门的重视, 新疆地下水的总体埋深深度虽不易受到污染, 但地下水一旦受到污染将很难消除其危害。地下水保护与污染防治要坚持预防为主的原则, 只有根据灰场区域地质水文条件, 选择最优地质条件的地点贮存灰渣, 并采取必要的防渗措施;了解地下水的流向, 严格遵循地下水保护与污染防治的政策法规, 建立合理的管理和保护监督制度, 按照要求并以地下水区域特征为依据设置三口监控井, 定期进行采样监测地下水水质, 一旦发展地下水遭受污染, 及时采取措施, 防微杜渐;尽量减少污染物进入地下水含水层的机会和数量;同时还应根据区域地形的特殊性, 对于灰场洪水、雨水的导排设计提出相应的环境保护要求, 从源头上将贮灰场灰水对区域地下水环境的影响降至最低。

摘要：近年来, 火力发电厂贮灰场区域的地下水环境保护已越来越引起人们的重视, 新疆属于严重缺水地区, 地下水埋深较深, 但如若灰水发生下渗, 必将造成区域地下水水质恶化, 对区域地下水产生严重影响。本文以新疆华电喀什火力发电厂为例, 针对火电项目中灰场区域地下水影响评价的要点进行分析, 提出具体的防治对策。

关键词：灰场,地下水,影响分析,防治对策

参考文献

[1]王大纯, 张大权, 史毅虹, 等, 水文地质学基础[M].北京, 地质出版社, 1995.

[2]罗兰.我国地下水污染现状与防治对策研究[J].中国地质大学学报, 2008, 3.

火力发电厂生产指标介绍 第5篇

一、主要指标介绍

1、供电煤耗：指火力发电机组每供出单位千瓦时电能平均耗用的标准煤量。他是综合计算了发电煤耗及厂用电率水平的消耗指标。因此，供电标煤耗综合反映火电厂生产单位产品的能源消耗水平。

供电煤耗=发电耗用标准煤量（克）/供电量（千瓦时）=发电耗用标准煤量（克）/发电量X（1-发电厂用电率）（千瓦时）

2、1）2）影响供电煤耗的主要指标

锅炉效率：锅炉效率是指有效利用热量与燃料带入炉内热量的百分比。空预器漏风率：是指漏入空气预热烟气侧的空气质量流量与进入空气预热器的烟气质量流量比。

3）4）力。

5）温度。

6）排烟温度:排烟温度是指锅炉末级受热面（一般指）空气预热器后的烟气温度。对再热汽温：再热汽温度是汽轮机蒸汽参数状态之一，是指汽轮机进口的再热蒸汽主汽温度：主汽温度是汽轮机蒸汽状态参数之一，是指汽轮机进口的主蒸汽温度。主汽压力：主汽压力也是汽轮机蒸汽参数状态之一，是指汽轮机进口的主蒸汽压于锅炉末级受热面出口有两个或两个以上烟道，排烟温度应取各烟道烟气温度的算数平均值。

7）8）飞灰可燃物 ：是指锅炉飞灰中碳的质量百分比（％）。

汽轮机热耗率 ：是指汽轮机发电机组每发出一千瓦时电量所消耗的热量。以机组定期或修后热力试验数据为准。

9）真空度 ：是指汽轮机低压缸排气端真空占当地大气压的百分数。

10）凝汽器端差 ：是指汽轮机低压缸排汽温度与冷却水出口温度之差。11）高加投入率 ：是指汽轮机高压加热器运行时间与机组运行时间的比值。12）给水温度：是指机组高压给水加热器系统出口的温度值（℃）。13）发电补给水率 ：是指统计期内汽、水损失水量，锅炉排污量，空冷塔补水量，事故放水（汽）损失量，机、炉启动用水损失量，电厂自用汽（水）量等总计占锅炉实际总蒸发量的比例。

注：以上指标偏离设计值对煤耗的影响见附表

3、综合厂用电率 ：是指统计期内综合厂用电量与发电量的比值，即：

综合厂用电率=(发电量/综合厂用电量)×100％。综合厂用电量是指统计期内发电量与上网电量的差值，反应有多少电量没有供给电网。

辅机单耗：吸、送风机、制粉系统、给水泵、循环水泵、脱硫等。

4、5、发电燃油量 ：是指统计期内用于发电的燃油消耗量。

发电综合耗水率 ：是指发单位发电量所耗用的新鲜水量（不含重复利用水）。在统计耗水量时应扣除非发电耗水量。

6、100MW及以上机组A、B级检修连续运行天数 ：是指100MW及以上机组经A、B级检修后一次启动成功且连续运行天数，期间任何原因发生停机则中断记录。

7、等效可用系数 ：等效可用系数是指机组可用小时与等效降出力停运小时的差值与统计期日历小时的比值。

8、机组非计划停运次数 ：机组非计划停运次数是指机组处于不可用状态且不是计划停运的次数。

二、保证生产指标的措施

1、深入开展能耗诊断，认真落实整改措施，不断提高能耗管理水平。

2、不断深化对标管理，通过运行优化、设备治理、科技创新、节能改造等技术手段，不断提高机组经济运行水平。

3、深化运行优化，加强耗差分析，确定最优经济运行方案，合理调整运行方式；

4、全面推行经济调度，明确各台机组调度顺序，提升机组安全、经济运行水平；

5、深化主辅网小指标竞赛，充分调动运行人员认真监盘、精心调整的积极性，确保设备在最优状态下运行；

6、加强节油管理，严格控制助燃用油，降低发电成本；

7、加强燃煤掺配及锅炉燃烧调整，从煤种配比、风量配比、煤粉细度等方面合理优化，提高锅炉燃烧效率。

四、火力发电厂运营指标介绍

一、运营指标介绍

1、计划发电量 ：指集团公司下达给各二级单位的燃煤机组同期发电量计划值（不含关停机组电量计划）；二级单位下达给各电厂的燃煤机组同期发电量计划值（不含关停机组电量计划）。

2、实际发电量 ：是指统计期发电机实际发出的电能量。

2、发电利用小时 ：是指统计期发电量与机组平均容量的比值。

3、计划停运小时：是指统计期机组A、B、C、D类计划检修的时间。

4、非计划停运小时 ：依据集团公司（安运营销【2007】90号文），非计划停运小时是指统计期设备存在故障或缺陷，机组在计划停运以外没有运行的状态时间。

5、停机小时 ：是指统计期所有停运小时之和，即计划停运小时、非计划停运小时、缺煤停运小时、市场原因停运小时、电网原因停运小时、其它原因停运小时之和。

6、等效可用系数

等效可用系数是指机组可用小时与等效降出力停运小时的差值与统计期日历小时的比值。

等效可用系数=等效可用小时/统计期日历小时=（可用小时-等效降出力停运小时）/统计期统计期日历小时X100%

7、机组等效强迫停运率是指计算期内机组强迫停运小时与全部第1、2、3类非计划降出力等效停运小时之和除以机组运行小时、强迫停运小时、全部第1、2、3类非计划降出力等效停运小时三者之和的比值。

二、保证运营指标措施

1、认真做好电量计划争取工作，重点做好迎峰度夏、迎峰度冬期间电量、电价的争取工作；

2、加强政策研究，积极争取有利政策；

3、密切关注市场动态，积极争取有效益的外送电量和转移电量、交易电量；

4、加强与网、省两级调度联系，合理安排检修技改，全力实现稳发多发，努力提高利用小时；

5、及时掌握网上需求，提高负荷接带响应速度，在确保安全的前提下尽量压上限运行；

6、切实做好日负荷争取工作，把电量分解到每台机组，落实到每个小时，以日促周、以周保月，确保全年电量目标圆满完成。

7、开展电量优化工作，提高发电收益。

8、密切关注省内脱硝电价进展情况，及早争取脱硝电价。

9、加强一次调频和AGC的运行管理，提高动作合格率，避免电网考核。

三、防止非计划停运措施

1、加强运行分析与管理，全面提升机组运行稳定性 1）加强运行分析，提高操作水平

加强设备运行监视与运行分析，做到勤调整、勤分析，提高机组运行的可靠性和经济性。运行部门管理人员加强对运行设备及参数的定期巡视，做好系统运行方式的合理性、特殊运行方式风险性的分析，并制定相应的事故预案。

认真分析讨论各异常事件，及时采取反事故措施，防止各类事故的重复发生。2）强化培训，抓好基础管理

组织开展机组的仿真机模拟操作培训，提高员工反事故应急能力、事故处理过程各岗位的协调、沟通能力。

在班组中签订师徒合同，全面提高运行人员理论及技能水平。继续定期开展技术讲课，并对当月异常事件进行分析讲解，以点带面，深刻剖析事故原因，并及时制定预控措施，避免同类事故再次发生。

针对本技改情况进行专项培训，使员工能尽快掌握设备的特性。3）坚持“两票三制”，落实风险预控，提高巡检水平，做到重点预防。认真执行“工作票、操作票”制度，防止“误操作”的事件发生。

按照制定的巡检路线，加强巡检力度，及时发现机组存在的缺陷。坚持定期召开安全会的形式，坚持不懈的进行安全思想教育。加强安全管理和风险预控，把班组风险分析、事故预控、危险点提示常态化。

做好“迎峰度夏”、“迎峰度冬”工作。

2、加强燃煤(油)采购与质检，优化配煤方式，保证机组安全稳定

加强燃煤（油）采购，强化燃料入厂监督，确保机组燃料供应 加强入厂、入炉煤质量检验监督，为合理掺配提供依据

合理掺配燃煤，加强煤场管理，提高输煤设备可靠性

3、加强设备管理，全面提高设备健康水平 严格执行设备缺陷管理制度与风险预控管理制度，认真做好每日机组巡检及定期设备隐患排查工作，巡检或设备试转过程中发现的重大缺陷、隐患及时联系维护消除，尽可能地将缺陷和隐患消除在萌芽状态，暂时不具备消除条件的，制定防范措施和应急预案，并研究治理措施，避免隐患扩大。

4、针对性开展机组运行健康状况技术诊断，加强日常技术监督管理，提高设备运行的可靠性。

做好机组的日常技术监督，包括指标异常、定期试验、机组测振分析、在线运行管理系统的维护等，利用现代化的管理手段，通过运行分析、风险评估，及时发现影响机组经济稳定运行的不安全因素、系统设备缺陷，及时制定运行调整控制措施。

对于技术监督发现的问题，要认真落实，及时整改，把事故消灭在萌芽状态，做到重大隐患早发现、早报告、早预防、早治理，力争使设备状况受控、在控，有计划地停机检修消缺，为拒绝“非停”奠定基础。

五、燃料指标

一、燃料指标介绍

1、入厂标煤量 ：入厂标准煤量是指统计期内所购原煤折合到标准煤的吨数。入厂标煤量=（当月入厂煤实收数量×当月入厂煤热值电厂月度入厂标煤量）/29271 我国目前采用标准煤为能源的度量单位，即每千克标准煤为29271千焦耳（7000千卡），也就是用焦耳去度量一切能源。

2、入厂标煤单价 ：入厂标煤单价是指统计期内所购原煤折合到单位标准煤量的平均价格（不含税）。

电厂月度入厂标煤单价= 当月入厂原煤综合价（不含税）×29271/当月入厂煤热值

3、入厂煤热值：入厂煤热值是指统计期内入厂煤低位发热量的加权平均值。

4、入炉煤热值 ：入炉煤热值是指统计期内入炉煤低位发热量的加权平均值。

5、入厂入炉煤热值差 ：入厂入炉煤热值差是指统计期入厂煤热值与入炉煤热值之差。

二、保证燃料指标措施

1、在提高重点合同煤量、应对电煤价格并轨的前提下，采取灵

活策略，积极开辟周边和省外煤源，加大市场煤采购力度，建立长期、稳定、可靠、质量优、价格低的煤炭供应渠道，保障发电用煤，优化供煤结构。

2、密切关注区域电煤市场走势，加强日成本分析，以标煤单价最优为原则及时调整煤炭采购结构。要继续发挥燃料监督中心作用，加大燃料管理的监督、考核力度，强化厂内燃料全过程管理，确保责任落实到人、措施落实到位，堵塞管理漏洞，减少损耗；

3、加强考核，严控入厂入炉煤热值差，最大限度降低燃料成本。

六、生产运营对标管理

1、对标管理的定义

对标管理也称“标杆管理”，其基本内涵是企业通过规范且连续地将自己发展和经营管理过程中的标志性指标及管理实践与标杆企业进行比较分析，帮助企业寻找、确认、跟踪、学习并超越标杆企业而进行的实践活动。

2、对标管理的意义

标杆管理方法蕴含科学管理规律的深刻内涵，较好地体现了现代知识管理中追求竞争优势的本质特性，因此具有巨大的实效性和广泛的适用性。标杆的力量是无穷的，通过瞄准标杆，企业能够找到站在巨人肩膀上思考的机会。目前，标杆管理已经成为众多企业快速学习成长和追求卓越的重要管理工具。

对标的关键，在于选择和确定被学习的对象及借鉴的标准。因此，它的核心是“优中选优”，是动态的过程。对标管理的核心是“模仿”，但不是机械地模仿，而是在学习、借鉴基础上的整合和创新。

3、对标类型；

1）内部对标：；在企业内部开展的对标管理，是开展其他类型对标的起；内部对标合作程度高，信息的相关性强，但绩效改进的；

2）行业内对标：；采用国内、国际同行业内的最优秀的企业中最好指标或；这种对标方法由于瞄准企业和标杆企业之间不存在直接；

3）综合性对标：；最常用的方法是内部对标、竞争性对标、行业内对对标管理的核心是“模仿”，但不是机械地模仿，而是在学习、借鉴基础上的整合和创新。

4、开展对标管理的必要性

集团公司党组在深入分析公司所处的发展现状和内外部形势的基础上，决定在公司系统全面开展对标管理工作，经公司党组会审议通过后，“中国电力投资集团公司关于对标工作的指导意见”已经以中电投办〔2008〕12号文件印发，这是集团公司提出开展对标工作 的重要标志，对标管理将是今后公司管理方面的一项重要举措。1）实现科学发展的内在要求

电力体制改革以来的实践使我们深刻地认识到，市场竞争是严酷的。企业要在竞争中求生存谋发展，除了改进经营绩效适应市场的要求之外，没有别的出路。

2）市场竞争的外在压力

集团公司发电主业与其它发电集团还有一定的差距，要保持并提高我们的市场份额，缩小差距，就要加快发展，更需要强化内部管理，取得优于别人的经营绩效，提升核心竞争力。

企业通过持续不断地衡量企业的投入指标和产出指标，与先进企业动态比较投入产出比，及早发现企业管理中的薄弱环节，找到关键差距所在，提高改进的效率和效益。

5、如何做好对标工作 5.1对标程序 1）建立指标体系

根据发电企业生产运营特点，制定科学、严谨、合理、完善的指标体系。目前生产运营系统指标体系已初步建立，指标包括：安全指标、生产技术指标、运营指标、燃料指标四部分，其中火电53个指标。

2）选择标杆值和对比参考值

集团公司组织搜集同行业各类指标的数据，确定对标指标的标杆值和对比参考值，并定期发布和更新。

二、三级单位根据集团公司公

布的标杆值和对比参考值，结合本单位实际情况，选择具有可比性的目标指标开展对标工作。

3）指标对比分析

各单位按照设定的指标体系收集、汇总整理本单位各类指标的实际完成值，并与标杆值进行对比分析，查找与先进企业在管理方式、管理手段、技术措施等方面存在的差距和产生差距的原因。

4）制定整改措施、持续改进

企业依据对标分析所查找出的问题，制定并落实整改措施，持续改进工作，不断地向先进企业看齐并努力超越。

集团公司根据对标过程的实践，在总结经验的基础上，动态调整指标体系、标杆值及对比参考值，逐步达到对标过程的科学、规范、有效。

5.2 对标管理保障措施 1）正确认识对标工作 对标管理是企业为实现其发展战略的重要管理手段之一。企业通过对标，不断完善管理制度、规范管理流程、提高工作效率，实现在相同投入情况下获得比其他企业更多的效益。这才是对标的根本目的。

2）对标工作应与日常工作相结合。对标工作应融入企业管理的日常工作中去，不能一蹴而就。因此，开展对标工作要有恒心，绝不能半途而废。

3）完善制度 落实责任。结合本单位实际，制定相应对标工作

降低火力发电厂供电煤耗方法探讨 第6篇

关键词:火电机组;降低供电煤耗;方法;措施

中图分类号:TK227.1文献标识码:A文章编号:1000-8136(2010)11-0028-02

随着建设资源节约型和环境友好型企业的政策出台,现我国运行的机组几乎都投入了脱硫系统,有的甚至还投入了脱硝系统,席卷全球的2008年金融危机至今还在蔓延,我国也未能幸免,从2008年9月份开始工业用电大幅下滑,而经过2003年以来火力发电厂的大干快上,截止2009年10月份我国发电装机容量突破8亿kW·h,跃居全球第二,造成机组的利用小时和负荷率都在不断下降,这些都是火电机组供电煤耗升高的不利因素,2008年火力发电厂亏损达400多亿,火力发电企业已经到了无法生存的地步,所以,节能降耗扭亏增盈也就成了我们的紧迫任务,为了提高企业的竞争力,就必须降低供电煤耗,降低供电煤耗要从以下几个方面着手:

1 狠抓设备消缺及治理

有句话叫做“安全出效益”,没有安全,效益也就无从谈起,设备的健康水平得到保证,设备的运行机动性的提高就为优化运行方式提供可靠的保证,如两路输煤皮带随时能投入运行,就为锅炉的优化燃烧配煤及降低输煤单耗提供了保证;如在机组启动过程中,设备处于好用状态,可以降低机组的启动时间及消耗,是最有效和直接降低供电煤耗的方法。

2 优化锅炉燃烧调整,提高锅炉效率

根据煤种变化及时对制粉系统及锅炉燃烧做出相应的调整,如调节磨煤机磨辊加载力、风粉比及磨出口温度,降低制粉单耗和飞灰可燃物;根据煤种变化及时对燃烧作出相应调整,保证煤粉的充分燃烧,降低锅炉的各项损失,确保锅炉在最经济方式下运行。

3 控制给水品质,维持各参数在额定值运行

在机组启动过程中严格控制给水品质,减少机组在运行中由于水质不合格进行排污的热量损失;运行中保持主、再热蒸气参数在额定值运行,优化燃烧降低过热器及再热器的减温水用量,以及保证锅炉的各受热面不超温,提高机组的经济性。

4 狠抓阀门治理,减少内漏及外漏

阀门内漏及外漏直接影响着机组的安全及经济运行,疏水阀门内漏严重冲刷着管壁,时间久了就会发生管道爆破事故,这方面的例子数不胜数;阀门内漏还严重制约着机组的经济性,尤其是汽机侧疏水阀门内漏,某厂通过治理疏水阀门内漏,降低汽轮机热耗达300 kJ/kW·h以上。本厂地处山西省最南端且又是空冷机组,疏水阀门内漏对机组的真空影响更甚,空冷机组真空对供电煤耗影响要比水冷机组大得多,所以一定要根除阀门内漏,并且运行中要严密监视高、低旁路减压阀后蒸汽温度,发现温度升高时及时找出原因并进行处理,减少对机组经济性的影响;根据轴封系统运行参数变化确定轴封间隙是否变大,若轴封及汽轮机动静间隙变大,则应对汽轮机进行揭缸提效处理从而降低汽轮机热耗率。

5 提高机组真空度及各加热器回热效率

定期做机组的真空严密性试验,找出真空系统泄漏點并处理,尽一切努力提高机组的真空度,提高机组的经济性;运行中调整和控制好各加热器水位,保持加热器端差在设计值范围内运行,提高抽汽的回热效率。

6 优化辅网运行方式,提高全厂的经济性

(1)根据煤质情况调整煤仓煤位,流通性好的煤种保持煤仓高煤位,加大两次上煤间隔时间;对于流通性差的煤种适当降低煤仓煤位,以防煤仓发生蓬煤;掌握火车来煤煤质,煤质好时可以直接把火车煤上煤仓,或掺配煤厂存煤上煤仓,减少皮带二次耗电,降低输煤单耗。

(2)根据入炉煤含硫量合理安排脱硫制浆系统的运行方式和时间,根据烟气二氧化硫含量控制吸收塔浆液循环泵运行数量,降低脱硫系统单耗。

(3)根据机组负荷及入炉煤灰分含量,及时调整电除尘各电场电压及投退第四、第五电场;在巡回检查中重点对电除尘各灰斗及气化风管道的保温装置进行检查,确保保温完好,减少灰斗电加热投入运行的时间。

(4)根据除盐水箱水位合理控制工业废水各水池水位,当快要启动化学制水设备时,关小水塔排污手动门,降低工业废水各水池水位,保证化学制水时向工业废水排水过程中,工业废水各水池水位在允许范围,不发生对外排水,保持全厂合理的水平衡,降低全厂补水率。

(5)在保证供电可靠的情况下,合理安排厂用电运行方式,减少空载变压器运行数量,降低厂用电消耗。

7 采用新科技、新技术降低厂用电率

对大功率的电机进行变频改造降低其耗电量,采用各种节电的新兴技术,如根据电除尘出口烟气浊度,控制电除尘各个电场电压的高低,降低电除尘耗电率;采用运行绩效管理软件,促进运行人员积极调整,保持机组各参数在额定范围内运行,从而提高机组的经济性。

总之,根据机组的实际运行情况,因地制宜采取各种有效控制措施,提高机组的经济运行水平,以降低全厂供电煤耗。

Reduces the Thermal Power Plant Power Supply Coal Consumption

Method Discussion

Liang Cunwen

Abstract: The “Energy development‘Eleventh Five-Year Plan’”mentions that By 2010 China’s energy consumption of per unit output value will achieve the level of advanced countries. Coal-fired power plant is a secondary energy production unit, and it also consumes the major energy,the annual coal consumption of it accounts for more than 60% of our country’s total volume. Therefore, reducing the power consumption of coal-fired power plants will do the greatest contribution to our country’s energy-saving and emission reduction.

某火力发电厂的节水设计 第7篇

关键词：火电厂,节水,节水措施

0 引言

电厂节水是一项牵涉到各个环节的工作, 合理的设计、采用高效低耗的节水技术和设备, 加强电厂的运行管理, 各方面都是相辅相成的, 缺一不可, 要以经济合理和保护水环境为目的, 凡是可以重复利用的水要多次使用, 做到各种水质的水都能“水尽其用”, 提高污水的回用率, 从而减少用水量和排水量, 提高经济效益和社会效益。

1国内外电厂耗水现状

目前, 国内外火力发电厂的耗水情况见表1:

从表中可以看到我国目前火力发电厂采用空冷机组的耗水指标与南非空冷机组的耗水指标相比高出较多, 这是因为南非在十分缺水的状况下采用了深度节水措施, 主要体现在脱硫系统、除灰系统及辅机循环水系统的选择。

2 国内某工程的水务管理及节水措施实例

2.1 工程概况

本工程为2×350MW国产超临界抽凝空冷供热机组, 厂址位于新疆维吾尔自治区库尔勒市附近, 处欧亚大陆深处, 天山南麓中段。生产水源采用地区供水工程的地表水, 生活水源接自城市自来水管网。

2.2 全厂水量平衡

全厂用水采用分质使用, 梯度供给, 一水多用的原则。脱硫设备用水、汽机房杂用水、辅助车间设备用水、生活用水等采用配水厂供水;锅炉补充水采用除盐水;各类冲洗用水, 灰场、煤场的喷洒防尘用水, 干灰加湿搅拌用水, 脱硫工艺用水等采用回收的工业废水。

根据全厂水量平衡, 2×350MW空冷机组夏季生产用水量为237m3/h, 折合设计耗水指标为0.094 m3/s�GW, 全年用水量为166.8×104m3/a。

2.3 本工程节水措施分析

2.3.1 主机采用间接空冷机组

2×350MW超临界机组采用空冷系统, 大大降低电厂耗水指标, 同湿冷机组比较可节水约750m3/h。

2.3.2 辅机冷却系统

辅机冷却水系统采用带蒸发冷却器的闭式循环水系统, 采用扩大单元制供水。冷却后的水由水泵升压后送至主厂房供辅机冷却, 升温后返回蒸发冷却器冷却, 再循环使用。环境气温较低时, 将蒸发冷却器停运, 主厂房内闭式循环水进入主机间接空冷系统进行冷却。与常规机械通风湿冷塔相比, 在冷季节可避免风吹损失约2m3/h, 避免蒸发损失约47 m3/h。本工程地处新疆地区, 冬季低温季节持续时间按5个月考虑, 折合到全年来说, 节省用水约20 m3/h。

2.3.3 烟气余热利用系统

采用余热利用湿法脱硫系统, 吸收塔入口处加装低温省煤器, 烟气温度降低, 湿法脱硫系统用水量节约30m3/h。

2.3.4 除灰系统

除灰系统的设备冷却均采用水冷却, 冷却水可以全部回收, 无水量消耗。除渣系统采用钢带输渣机及加湿搅拌机, 汽车运输。除渣主要耗水为渣的加湿搅拌。除灰在厂区内采用气力集中干除灰系统, 无需耗水。干灰用汽车送到干灰场前需进行搅拌加湿, 加湿水量为22m3/h。

2.3.5 空调系统

主厂房各空调系统均采用风冷直接蒸发式空调机组, 取消了空调冷冻水系统的冷却水系统及其补水, 减少了用水量。主厂房及输煤系统采用110/70℃热水采暖, 相对与蒸汽采暖系统避免了由于采暖蒸汽凝结水品质差难以回收利用造成的浪费及蒸汽采暖跑冒滴漏造成的损失。

2.3.6 污、废水回收利用

化学水处理系统过滤器反冲洗排水;凝结水精处理系统排水;除尘器地面冲洗排水;主厂房及辅助车间地面冲洗排水;经酸碱中和处理后的化学车间排水、锅炉酸洗废液排水、空气预热器冲洗排水等均回收至工业废水处理站, 经处理后回用于灰渣系统和脱硫工艺用水。可节约用水约30m3/h。

生活污水主要处理工艺流程为:生活污水→生活污水排水管→格栅井→生活污水调节池→提升泵→初沉池→曝气生物滤池→反冲洗水池→接触消毒池→提升泵→厂区道路冲洗、绿化用水。可节约用水约5m3/h。

含煤废水主要是输煤系统冲洗水以及煤场雨水, 均为间断性排放。含煤废水处理工艺流程为:含煤废水排水管 (沟) →含煤废水调节池→管道混合器→反应池→斜管沉淀池→重力式无阀滤池→回用水池→接厂区回用水管网。含煤废水经处理合格后回用于输煤系统水力清扫及喷雾抑尘用水, 可节约用水约14m3/h。

2.3.7 节水量统计

以上措施未进行全面的技术经济比较, 仅从技术方案上考虑了其可行性。通过以上节水措施, 粗略估算2×350MW机组电厂可节约用水约100 m3/h, 按年运行小时数5500小时考虑, 全年节约用水约55万m3, 根据该工程所在地区地表水价格2.83元/m3, 全年节省水费约156万元。目前工业用水价格呈上涨趋势, 尤其是本工程地处新疆地区, 属于水资源相对缺乏的地区, 水价上涨潜力更为显著。而随着用水价格的上涨, 采用节水措施的必要性更加紧迫。

3 结束语

火力发电厂节水措施多种多样, 涉及到电厂的各个 (下接33页)

参考文献

[1]火力发电厂水工设计规范, DL/T5339-2006.

[2]大中型火力发电厂设计规范, GB50660-2011.

火力发电厂电气检修方法探究 第8篇

随着社会的飞速发展, 各个企业以及家庭用户用电量不断增长, 这使得电网的安全运行对于社会的繁荣发展具有不可忽视的作用, 因此为了有效保障电力的供应, 提高电网的可靠性与稳定性成为了关键。电力变压器, 即电网的核心设备, 往往由于绝缘材料, 外部环境等众多因素而产生故障, 这些不同的故障能够对社会各个层面造成不可估量的损失, 因此, 有必要对电力变压器故障的产生因素进行分析, 这有助于对故障进行检测, 进而清除故障。而变压器的状态检修成为保障其安全以及正常运行的关键, 这也成为电力变压器检修的主流。

1电力变压器常见故障

电力变压器因技术或材料的问题, 往往会产生故障, 而这些常见的故障主要可分为以下几个方面:

1.1放热故障。

在变压器故障中最为普遍的故障是放热故障, 有时热量过大, 往往会对变压器造成损坏, 因此弄清放热故障的产生原因是很重要的。放热故障的形成因素主要包括存在问题的磁路, 出现异样的导体以及连接存在不良状况的接触点等。

1.2渗油和漏油故障

渗油和漏油故障也是变压器存在的常见故障, 它主要包括因为胶垫的不合适安装使得高压套管比原先升高而造成的渗油或者进入孔处的法兰渗油, 以及油箱因焊接存在裂缝而造成的漏油。

1.3放电故障

放电故障主要包括火花放电、局部放电与高能量放电, , 它主要依据电力变压器放电时电能量的密度大小而划分的。每种放电故障的产生原因各不相同, 对于火花放电而言, 由于油中含有杂质 (水和纤维) , 使得地与地电位不减的连接产生松动甚至脱落, 进而产生悬浮电位, 因悬浮电位的放电而产生;对于局部放电而言, 它的产生部位主要是电场不均匀的绝缘结构以及电场分布过于集中的局部区域, 这些部位的电场强度决定了局部放电的产生;对于高能量放电而言, 其放电能量的密度大, 能够在瞬间产生, 因此会造成引线断裂, 绕组匝层绝缘被瞬间击穿, 对地闪络等重大安全事故。上述放电故障均会造成不可估量的损失, 因此要及时加以防范。

1.4绝缘故障

变压器的绝缘故障主要是由绝缘材料的老化造成的。例如内绝缘材料包括纸板、油、纸等, 这些绝缘材料在应力作用下会产生老化现象, 特别是临近变压器的使用寿命时, 空气与水的共同作用加速了上述绝缘材料的老化, 严重影响了电力变压器的安全性与稳定性。除此之外, 因进水从而使得变压器受潮以及局部因产热太大等这些外部因素也加速损坏了绝缘材料。

1.5多点接地故障

变压器只存在一点接地, 因此存在多点接地时就会产生多点接地故障。铁芯多点接地故障通常由作业人员在安装时的马虎大意, 使得外壳接触了铁芯, 损坏了绝缘材料, 没有完全清理掉金属异物, 夹件与铁芯相互碰撞等多原因造成的, 因此, 需要维护人员引起重视, 及时清除故障。

2电力变压器状态检修方法

状态检修指的是通过科学仪器分析系统运行数据, 确认电力系统运行过程中是否存在故障现象, 排除系统安全隐患, 维持系统稳定发展状态。由于状态检修具有十分明显的可预见性, 所以也被称之为预知性检修。状态检修与传统检修模式相比较, 最大优势在于可以全面排斥系统运行存在的安全隐患, 避免安全事故的发生。而且采用状态检修模式可以有效避免因定期设备检修给企业造成的利益损失。

2.1变电设备状态检修

它是主动检修的变电设备检修方式, 是在设备状态评价的基础上, 根据设备的运行状况和测试结果, 判断运行中设备的健康情况, 确定设备是否需要检修和检修的项目, 以取代定期检修的做法。这种检修方式的实施是基于设备实时运行的, 因此, 对保证电力系统的稳定性具有重要的作用。通过状态检修, 电力企业可以全面了解变电设备的基本运行状态, 不仅可以及时发现变电设备运行的不良状况, 对受损部件进行维修, 还可以全面降低设备检修所需的维修工作投入量, 为维修人员的人身安全做好充分保障。

2.2在线监测系统下的状态检修

建立在线监测系统, 时刻监测状态检修的进程。在线监测系统的任务是进行状态监测, 而状态监测作为状态检修的核心技术方法, 能够有效地对状态检修进行监测, 从而使其作为状态检修的核心, 进而实现这一过渡, 即从常规检测过渡到状态监测。目前现有文献中, 存在的在线监测系统有变压器直流电电流监测系统和变压器油色谱检测系统等。这些监测系统能够发现变压器的一些潜在的故障, 在一定程度上达到了检修的目的。

2.3油中溶解气体检修法

变压器的故障与其内在油中包含的气体成分类型存在着一定的关系, 通过对变压器内部油中气体的成分类型进行测试, 能够达到诊断变压器内部故障的存在与否。例如, 油中溶解气体检修法能够检测电压器是否存在多点接地故障, 主要通过气相色谱分析即可完成。

3结论

电力变压器的安全运行能够给社会带来福祉, 而其故障的存在对人身安全及企业的财产安全造成不可挽回的损失。因此, 本文对电力变压器本身存在的故障进行了梳理, 并对各个故障的产生进行了分析, 归纳了六种常见的故障, 主要有放电故障、渗油和漏油故障、放电故障、绝缘故障和多点接地故障。为了及时检修这些故障, 本文在分析各个故障的基础上, 归纳了三种检修方法, 主要是变电设备状态检修、在线监测系统下的状态检修和油中溶解气体检修法。

参考文献

[1]郝慧.电力系统变压器的常见故障分析[J].科技资讯, 2011 (15) .

[2]张建忠.电力变压器运行常见故障及检测技术应用[J].电子制作, 2014 (03) .

[3]喇元, 王红斌, 陈忠东.变压器状态检修技术的研究及应用[J].变压器, 2013 (08) .

[4]方隽.变压器状态检修的研究与应用[D].浙江大学, 2008.

[5]郭祯.电力变压器状态检修技术的研究与应用[D].华北电力大学, 2014.

火力发电厂节能减排策略探讨 第9篇

关键词：火力发电厂,节能减排,可持续发展

引言

近年来, 我国煤炭产量一直居世界第一。而煤炭的一半以上都是用来直接燃烧用于火力发电和采暖空调等, 这也就带来了对环境的严重污染, 如温室气体二氧化碳、酸雨的“罪魁祸首”二氧化硫等气体污染物的排放, 粉煤灰等固体废渣的排放等。2006年, 发电用原煤超过12亿吨, 是煤炭消费总量的一半, 排放的二氧化硫占全国排放总量的54%[1]。按照1亿吨煤产生0.3亿吨粉煤灰、堆场占地4～5万亩估算[2], 每年发电用煤产生的粉煤灰达到3.6亿吨, 需要堆场占地48～60万亩!由于我国短期内能源结构还将以煤炭为主, 所以火力发电厂的节能减排的压力将越来越大。本文就此进行策略上的探讨, 同时陈述作者对火电厂节能减排的几点建议。

一、应加强制度建设和机制建设

虽然我国电力行业已经在节能减排方面作出了一定的成绩:2006年供电煤耗366克/千瓦时, 比上年降低4克/千瓦时;电网输电线路损失率比上年减少0.13个百分点, 降为7.08%。2006年新增烟气脱硫装机容量约9000万千瓦, 加之上年的约5000万千瓦, 我国烟气脱硫装机已有4亿千瓦左右。与2000年末相比, 脱硫装机容量增加了约25倍, 约占煤电总装机容量的30%。但是, 由于盲目建设, 2006年底, 全国发电装机容量达到6.22亿千瓦, 其中新增发电装机容量, 1.117亿千瓦, 创历史纪录。水电约占总容量的20.67%, 同比下降2.03个百分点, 火电约占总容量的77.82%, 同比上升2.15个百分点[3]。这进一步恶化了我国的能源结构, 加重了电力行业节能减排的压力。同时, 由于只是通过“环保风暴”等行政手段来推动节能减排工作, 从制度和机制方面没有提供鼓励和优惠政策, 所以很多电厂即使上了烟气脱硫设备也很少运行甚至不运行。

从法律制度等方面来说, 环境保护与资源节约是我国的基本国策, 但是真正把节能减排纳入法制化的轨道还有相当距离。如节能减排目标的确定、责任的分解及监督等方面, 大多数情况下仍然采用的是行政管理手段, 如签订责任书, 甚至是通过“环保风暴”的方式进行。再如, 有关火电厂二氧化硫的控制要求中, 有浓度、排放速率、电厂总量 (P值法和绩效法) 、行业总量、区域总量控制等要求;环境管理手段有环境评价、“三同时”、排污收费等十多种管理要求, 却存在着法规不配套、不协调甚至相互矛盾的情况。再比如, 面对各个地方蜂拥而至的“火电厂建设热”却无法从法律上加以制约, 直接造成了能源结构的进一步恶化。以政代法虽然在一时、一事、一域上有一定作用, 却容易造成对市场经济体制发展的冲击, 不利于长期、稳定、科学、低管理成本的节能减排。

从机制建设来说, 缺乏相应的市场激励机制来推动火电厂主动节能减排。如虽然我国实行了不同资源供电企业不同上网电价的政策, 但是没有关于节能减排优秀企业的优惠电价政策。作者建议电力主管部门在上网电价方面给予节能减排达标或者优秀的企业一定的优惠, 从而调动其主动性和积极性;同时, 加强对电厂排污的监管和执法力度, 敦促落后企业加强节能减排投入和对污染排放的日常管理。

二、鼓励供电行业与相关行业的合作共赢

火力发电作为以煤炭资源为基础的行业, 要实现资源利用的最大化就必须与其上游和下游行业密切合作, 实现“循环经济”的要求——将煤炭及其伴生物“吃干榨尽”。这样, 不仅提高了供电行业的节能减排水平, 同时也减轻了相关行业的环保压力。

如鹤煤集团公司围绕煤炭资源, 构建了“煤炭—电力—建材、煤炭—煤层气—电力、煤炭—煤化工”三大产业链, 同时大力推进矿井水综合利用项目, 将电厂产生的热量用于供暖, 并对其它项目中产生的余热进行再利用。公司大力发展煤炭洗选加工, 新建选煤厂, 并采用先进的洗选技术和设备, 对产生的劣质煤和煤矸石进行加工利用[4]。通过这些措施使得煤炭资源和其它产品得到洁净加工和高效利用, 得到了良好的经济和社会效益。

以建材行业的主要结构材料水泥和混凝土为例, 每生产1 t水泥熟料需石灰石1.3t、粘土0.3t、煤0.2t, 排放CO21t、有害气体SO20.74kg与NOx1.51kg及大量粉尘等污染物, 每生产1m3混凝土除水泥外, 尚需砂石骨料约2t。由于我国目前正处于经济建设的高速发展时期, 各种工程中水泥混凝土的用量十分巨大且在不断增加。据统计, 我国每年要开采50亿t包括粘土、石灰石和砂石等天然矿物资源用于生产水泥和混凝土。根据原国家建材总局规划, 到2010年我国水泥原计划产量为8亿t左右 (2005年已提前达到!) [5], 这样水泥生产年消耗标准煤0.84亿吨、电835亿度、石灰石7.7亿吨;排放CO25.25亿吨、有害气体SO270万吨与NOx150万吨。传统的硅酸盐水泥混凝土消耗自然资源巨大, 破坏环境、影响地球生态平衡极其严重!实属不可持续发展的大宗建筑材料。但是, 如果利用火电厂产生的固体废渣和粉煤灰, 就能大大减少对水泥和砂石等骨料的需求, 实现两个行业在节能减排方面的双赢。

三、推动火电厂内部的节能减排行动

“十一五”期间, 国家把实施“上大压小”、加快关停小火电机组作为当前和今后一个时期电力工业节能减排工作的重点, 要求总体能耗要下降20%, 排放指标下降15%。这需要发电企业以“节能减排”和可持续发展为目标, 积极投资进行技术改造、加强内部管理, 实现经济效益、社会效益的“双丰收”。以广西合山发电公司为例, 该公司计划在“十一五”期间关停47万千瓦容量机组的同时, 积极筹建2台60万千瓦级超临界燃煤机组工程。该工程动态总投资416971万元, 其中环保投资达4亿多元。工程将采取一系列措施保护环境:锅炉将安装脱硫效率达到96%的烟气脱硫装置, 采用除尘效率达到99.9%的静电除尘器, 安装100%干灰零排放配套粉煤灰分选系统等。此外, 通过对现有机组的及时维护和技术改造, 防治“跑、冒、滴、漏”, “十一五”期间, 合山发电公司还将开展1、2号机组“汽轮机通流部分变频改造”、“汽动给水泵改造”、“高压变频改造”、“少油点火和助燃技术改造”、“运行绩效管理和指标分析系统”、“锅炉综合治理技术改造”等一批节能技改整治项目[6]。

结论

火力发电厂在我国的节能减排工作中占有很重要的地位。要实现火力发电厂的节能减排, 需要政府、行业主管部门、行业协会、相关行业和火电厂各施其责, 充分调动各方面的积极性, 合理规划、互相协作、苦练内功, 才能真正实现行业的可持续发展。

参考文献

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[5]鄢朝勇.混凝土材料的可持续发展与粉煤灰绿色高性能混凝土[J].国外建材科技.2005, 26 (4) :5-7.

火力发电厂节能技术探讨 第10篇

1 火力发电厂发展现状分析

火力发电厂给我国经济发展做出了巨大贡献, 但同时也带了许多负面影响。空气污染首当其冲, 另外发电效率低正日益凸显。众所周知火力发电厂中的燃煤是不可再生的, 虽然我国储煤量占全世界第二, 但是经过近30年来的经济高速发展以及能源浪费, 中国的煤炭储存量已经大大下降。国家在上个世纪已经意识到能源的使用效率问题, 并相继出台了关于节支降耗的许多政策, 大力贯彻清洁生产和循环经济, 旨在改变我国现在这种的粗放型和能源高耗型的发展模式, 虽然在某种程度上取得了一定的效果, 但相比于发达国家差距仍然十分巨大。

2 节能技术

2.1 提高锅炉热效率

送入锅炉的燃料大部分被锅炉受热设备吸收, 从而加热化学水产生水蒸汽, 水蒸汽进一步推动汽轮机发电或者进行供热, 这是有效的热量。而另一部分热量损失掉了, 这部分热量, 称为热损失。锅炉热效率是指燃料燃烧后的产生的热量中有效热量所占的百分比。

锅炉热效率计算公式:

注:Q:锅炉热效率q2:排烟热损失q3:化学不完全燃烧损失

q4:固体不完全燃烧损失q5:散热损失q6:灰渣物理损失

在上述5中热损失中, 其中重要的损失是排烟损失, 根据一些数据统计显示所占比例在10%左右, 灰渣物理损失等所占比例不足5%。排烟温度是衡量排烟热损失的重要指标, 排烟温度如果太高热损失将大大增加, 但是若温度太低将对锅炉金属材料产生腐蚀, 威胁安全运行。现行的循环流化床锅炉规定排烟温度在150°C左右。

山东华聚能源公司6家电厂都采用技术比较成熟的循环流化床锅炉, 该类型锅炉 (CFB) 设计上效率至少在85%以上。但实际运行中由于各种原因根本无法达到。其中煤质变化、锅炉运行方式的调整都是重要因素。由于属煤矿自备电厂, 燃煤品质无法改变, 只有通过锅炉运行方式的调整来提高燃烧效率。通过研究发现锅炉存在燃烧不完全的现象, 经过山东大学的检测济二电厂的含碳量在8%左右, 高出行业平均值6%。运行过程中调整好一、二次风, 使其氧量控制在正常范围内, 合理添加燃煤保持床温在950°C左右, 同时对返料开度进行合理调整, 保证飞灰的充分燃烧, 是降低排烟热损失, 提高锅炉高效燃烧有效途径。但是根据经验运行存在许多弊端, 许多不确定因素突然而至, 致使主司炉和现场工作人员措手不及, 不仅无法达到高效燃烧有时甚至会造成停炉。彻底改变这种现状, 必须对锅炉的运行状况进行定期的科学分析, 将锅炉的高效燃烧阶段、高效向低效状态转变时段、低效向高效状态转变时段、低效状态阶段分别进行分析, 从而制定科学合理的措施指导现场锅炉运行。现在山东华聚能源公司正在试运行的安全生产监控系统如果能实现这种锅炉运行的记忆和分析功能将对公司未来的发展具有划时代的意义。

2.2 有效降低热耗率

热耗率是指发电机组每产生一度电所消耗的热量, 机组热耗率= (主汽流量X主汽焓值-抽汽流量x抽汽焓值-凝结水量x凝结水焓值) /发电量。从公式中可以看出热耗率与抽气流量以及凝结水关系密切。

热耗率是衡量火力发电厂运行效率的一项重要指标, 在机组稳定运行的状态下, 稳步降低该参数是电厂一项长久工作。该参数与凝汽器有着直接的关系, 而凝汽器与循环水和射水系统关系密切。提高循环水的水质合格率从而降低凝汽器的结垢和管束的泄漏次数提高机组的真空是关键。另外, 射水抽气器是通过抽吸凝汽器内的未凝结气体来保持真空的, 电厂普遍采用循环水作为介质, 但是由于循环水容易在管路内结垢, 而且很难清除, 要保持同样的真空, 射水器必须增大射水流量, 不仅浪费了电能, 而且效果不一定明显。如果采用除盐水作为介质, 在条件允许的情况下将水送入除氧器中, 这样不仅大大降低管路的结垢几率而且利用热量加热除盐水, 一举两得。

2.3 合理利用乏汽及汽动设备

过热蒸汽做完功后从汽轮机排出的蒸汽成为乏汽, 如何有效利用乏汽也是电厂节能的重要措施。

在循环流化床锅炉中, 乏汽用来对锅炉水进行预加热, 提高锅炉水温度。但现实运行过程中, 高加 (锅炉水预加热系统) 投入率在60%--80%之间有的甚至更低。保证高加的投入率在95%以上, 将大大提高电厂的热效率。例如山东华聚能源股份有限公司济二矿电厂2010年的高加投入率为95.2%, 出水温度达到150°C, 大大提高了蒸汽的综合利用率。另外, 在一些电厂采用乏汽进行供暖, 但供暖后的蒸汽无法进行回收, 不仅降低了蒸汽的利用率而且浪费了大量的水资源。

利用汽动泵代替电动泵也是节能的重大措施, 一些电厂由于安全稳定性的考虑以及对气动泵的认识方面不足的原因, 将气动泵作为备用泵使用而不是作为主要给水装置是一个误区, 使用气动泵代替电动泵经过计算在同等条件下可以节能20%, 节能效果显著。

2.4 变频节能

变频节能技术现在已经被广泛认可, 变频按照电压等级分为低压变频和高压变频两种, 工作电压在400V一下的为低压变频主要应用在给料机化学水供应等辅助设备, 高压变频主要应用于一、二次风机和给水泵、循环水泵中。虽然一些高压设备配备了液力耦合器, 从某种程度上来说也属于节能设备, 但相对于变频器来说节能效果仍有差距。但是为何高压变频器没有被普遍使用呢?其价格较高是主要因素, 如果高压变频器可以实现国产化, 其价格会大幅下降, 也将大大加快电厂高压变频改造的步伐。

3 结束语

节约能源、提高效率, 是现在和未来人类持久的一项工作, 与人类的生存发展息息相关。只有不断提高人们的节能意识, 利用科技进步改善生产工艺, 才是火力发电厂最终的出路。

摘要：本文通过对火力发电厂运行状况的分析, 并结合多家电厂的实际运行参数, 提出各种节能降耗的可靠措施。

火力发电厂燃料管理与成本控制 第11篇

关键词：燃料；管理；控制；成本

目前我国还是以火力发电为主，而主要燃料就是煤炭，作为一种不可再生资源，如果提高煤炭利用率，减少消耗，不仅可以减少火力发电企业成本提高经济效益，更重要的是为人类社会的可持续发展做出一定的帮助。但由于受传统管理模式影响，仅重视企业安全生产，而忽视了能源节约。为此，分析目前火力发电企业燃料管理中存在的问题，制定相应的解决对策，具有十分重要的意义。

一、区域内火力发电企业燃料内部管理现状及存在问题

现在国家强化煤炭资源产业的管控力度，重点打击非法开采的小煤窑，这也使得火电厂发电用煤市场转变为由卖方市场，由于受到运输成本、市场竞争等经济因素的综合影响，这也使得电煤合同无法有效履行。目前煤炭市场还不规范，导致煤炭质量无法保障，对火电发电厂正常运作产生负面作用，企业的相关部门管理成效差，主要体现在以下几个层面。

1.电煤重点合同兑现率低，电厂对燃料市场变化适应性差

由于电力行业的特殊性以及重要性，在具体运作中日益凸显出“市场煤”和“计划电”之间的体制性矛盾，在国家控制电价的基础上，电煤价格由市场调控，使得火电企业运营成本显著提升，在履行签订的电煤重点合同时，将会出现后续用煤价格增加的现象，使得火力发电厂长期处于电煤采购的被动局面。

2.电煤煤质较差，掺杂使假现象严重

火电厂所需燃煤的发热标准是5000-5500大卡/kg，其灰分控制在20到30，但电厂实际用煤发热量已经降至到4000大卡/kg，而灰分却上升到30到40。在不能保障重点电煤合同履行时，也会相应增加运输用煤成本增加以及劣质煤引入的问题，这会出现火力发电厂运作的安全性问题，降低企业的经营效益。

3.燃煤掺配掺烧不均匀、热值差偏大

现在发电厂采用配煤掺烧方式来降低燃煤成本，它是根据具体使用的燃烧煤种，购置热值低的燃煤或煤泥，将其和高热值燃煤进行科学配比。但此种方法存在诸多不确定因素，及时调整难度大，将会产生具体操作中热值差偏大等问题。

4.煤场存煤管理不科学，不能很好地适应生产用煤要求

因为燃煤煤种多样，煤场众多，这会加大管理的难度，同时由于季节储煤以及实际用煤的不确定性，导致不能良好保管企业进煤库存。火电发电厂管理效能低下，不能进行煤场的科学调度，使得其运作中受到煤炭质量以及数量的双重影响。

二、进一步强化燃料管理、降本增效应采取的有效措施

火力发电厂离不开燃煤的供应，所以需要在实践中降低相关领域的运行成本，以此提升企业盈利能力和核心竞争力。

1.加强燃料计划、合同管理

首先要深入了解现行燃煤市场行情，务必确保煤炭充足供应，企业与优质矿煤企业达成战略合作伙伴，改变煤源进口模式。积极主动进行煤炭进口的商业洽谈，保障燃煤重点合同的有效履行。同时，合同内容中要明确重点事宜，不要产生歧义性理解，规避执行中的履行问题。

2.加强入厂入炉煤管理

其一是强化煤炭入厂的管理，这是要以其轨道衡以及地中衡检斤为参考依据，定期校验计量器，保障其年检测率和检斤率均达到100%，以此保障火力发电厂的煤炭进口质量。

其二是完善入厂以及入炉热值的管理，管理部门要确立“花钱买热值”的观念。先要处理好原煤装车和燃煤质检工作，然后要做好煤炭采购的抽样化检工作，通过三级编码制度，提升采煤的精确性。

其三是加强采制人员的技术培训，相关工作者定期考试，持证上岗，定期开展思想廉政教育，贯彻重点岗位轮换政策。

其四是健全管理监督机制，能够对采煤的全过程执行实时监控，做好相关的化验存查工作，杜绝偷盗现象，保障运作的顺利开展。

3.加强配煤掺烧工作

火力发电厂要选择经济性价比最好的煤种，大力推行配煤掺烧工作。全方位开展燃料的管理工作，拓展进煤渠道以及多元配烧方式。火力发电厂要建立相关的领导部门，通过及时分析和调试，保障燃煤的科学掺烧比例，每天都能够以动态指标传送的方式指导一线生产部门工作，同时也要强化各部门间的信息沟通，提升企业运作效率，实时调整配煤掺烧数据，显著降低企业用煤成本，提升企业经济效益。

4.有效提升煤场科学管理水平

首先是要贯彻煤炭质量分拣存放机制，创建质量数量账目体系。已入厂的燃煤要整齐压实堆放，做好存放看管工作。其次是要根据季节性影响以及实际用煤量的需求，构建出动态燃料库存管理体系。然后是定期采取倒烧的原则进行燃煤的烧旧存新处理，要对煤堆定期测温，以防止产生自燃问题。接着是要每月都进行对账工作，能够及时了解燃煤储量并加以科学调度。最后是要创建专业的护煤部门，强化煤场的安全管理工作，杜绝偷盗事件产生，保障厂区财产安全。

5.加快科技创新，加大改造投入力度

首先是要考量各个火力发电厂新燃料管理软件的使用情况，依托于信息化服务管理平台提升工作效能，获取精确有效的工作数据。其次是要充分做好可行性分析工作，完善现有运行机组技术改造工作，显著降低煤耗，在保障设备安全性的基础上，提升工作的经济效能。根据现实状况采取行之有效的汽轮机通流、等离子点火、节能变频等技术改造，这样能够提升机组运行效率，提升煤炭燃烧率，控制运作所需的成本。

6.注重燃料绩效管理和经济分析

火力发电厂要创立绩效为主的燃料管理制度，通过新型绩效管理操作方式提升煤炭燃料各个层面的管理，在提升相应管理水平的同时，能够有效降低相关的运行成本。相关部门定期开展燃料经济研究，分析现有问题产生的原因，找寻有效的整改策略，能够全局管控燃料运作流程，显著降低燃料运作成本。企业要创建完善的考评模式，让每个工作人员都能够找寻到自己的工作位置，高效开展相关燃煤管理工作。

三、结论

现阶段，火电发电厂运作中燃料成本管理是一项艰巨的任务，同时也是有着复杂的系统工程特征。不同的火力发电厂具体运作中将会出现不同的问题，其中包括区域影响、煤炭资源、厂区规模以及用电需求等要素。目前，能够有效降低企业燃料成本，成为日常管理工作的重中之重。现在环保意识越来越强，同时煤炭资源的不可再生性，都严峻的摆在面前，所以，需要企业进行管理深化以及运作优化，开拓出新型燃料经济管理模式，以此促进企业的全面、健康、持续的发展。（作者单位：中电投吉林核电有限公司）

参考文献：

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火力发电厂燃煤验收及控制 第12篇

关键词：火力发电厂,燃煤,验收,控制

火力发电厂是利用煤、石油、天然气作为燃料生产电能的工厂。随着我国经济发展, 居民或工业中用电需求增大, 这给电能开发企业带来了挑战。近几年, 随着火力装机容量增大, 促使火力发电厂电能开发增多, 这在很大程度上解决大量电能需求问题。由于火力发电厂电能的开发需要大量的煤矿资源, 如何保证火力发电厂应用的煤炭质量是一个非常慎重的问题。在当今社会中煤炭的品种繁多, 电煤粒度范围广、部分不法供应商提供的煤炭中掺有劣质品等因素, 导致火力电厂燃煤验收工作难度加大。以下将从电厂燃煤采样、电厂燃煤制样、电厂燃煤化验三个方面分析火力发电厂燃煤验收和控制工作。

1 电厂燃煤采样

火力发电厂燃煤的验收工作主要包括两方面:其一, 是燃煤数量验收;其二, 是燃煤质量验收。燃煤数量验收是建立信息管理系统, 对于向火力发电厂运输的燃煤进行实时控制, 有效的掌握燃煤的数量。燃煤质量验收相对于数量验收比较重要, 需要在燃煤运输到火力发电厂后, 经过采用、制样、化验三个方面进行详细的验收, 并控制每方面存在不良因素。燃煤质量验收的第一步是燃煤采样, 采样占采制化误差的80%, 做好采样工作至关重要。燃煤采样指标是验收结果重要依据之一, 在采样过程中一定要注意采样技术要点, 严格控制采用过程。

燃煤采样过程中注意的要点有以下几方面。

1.1 采样方式的选择

人工和机械采样是燃煤采样能够选择的两种方式。不同的采样方式具有不同的特点, 侧重的重点不同。根据燃煤的种类, 选择恰当的采样方式, 才能尽可能的降低误差。在选择采样方式的过程中需要控制以下几个方面:

(1) 应用机械采样方式进行燃煤采样首要的工作是对机械有一定的了解, 掌握采样的性能、采样机械口的宽度、适用的煤种水分等, 再进行具体的应用机械采样, 才能够获得符合要求的采样。

(2) 通常情况下, 选择机械采样器进行燃煤采样, 提高采用速度, 采样的准确性。但是, 机械采样器宽度达不到标准电煤粒度的3倍情况下, 应选择人工采样。

(3) 无论是人工采样还是机械采样都需要保证采样深度符合国家标准。在采样过程中一旦发现煤质不均需要进行采样深度处理。

1.2 采样深度的要求

我国对燃煤采样的深度有严格的要求, 火力发电厂在进行燃煤采样深度检测时一定要在国家标准要求下进行。燃煤采样过程中进行采样深度环节时需要控制的因素有:

(1) 应用机械采样器进行采样深度时严格控制采样底层或者半低层采样的不准确。监督人员在这一环节上进行严格的控制, 必要时对底层煤进行抽样检查。

(2) 由于皮带煤流采样机是比较先进的机械, 其应用效果良好, 采样的准确性和高效性都能够保证。但是在应用过程中, 注意控制弹性橡皮刮板, 避免其影响采样器与煤流的接触面积, 导致采样器与煤流的接触面积, 导致接卸采集不到皮带下的煤。

1.3 子样数、子样质量和总样质量满足标准要求

为满足此项要求需要控制的因素有: (1) 采样方案中的子样数要满足标准规定要求。 (2) 火力发电厂每次购入的燃煤种类可能相同, 可能不同。对于新品种的燃煤进行的标称粒度试验次数应当比旧煤种试验此时多, 并且两次试验的时间间隔短。通常旧煤种标称粒度试验是半年进行一次, 而新煤种试验是3~5个月进行一次, 从而有效的掌握新煤种的粒度情况, 促使字样质量和总样质量准确。

2 电厂燃煤制样

电厂燃煤制样工作主要是将采集来的样品制备成一般分析实验用的煤样和全水分煤样。为了能够提高燃煤质量验收的准确、有效, 在进行燃煤制样过程中需要注意一个要点, 并有效控制每个方面的合理、有效、符合要求。

2.1 制样流程设计合理

设计合理的制样流程, 制样工作有序的进行, 有效地控制其中可能存在的不良因素。避免遗留某个重要的环节而影响燃煤制样指标的准确性。在设计合理的制样流程过程中需要控制的因素有:

(1) 由于煤样水分含量不同。在设计过程中需要你提出两种采样方式。针对水分少的煤样选择人工采样, 并使用联合破碎缩分机将全水分煤样取出, 并对其进行分析。针对水分较多的煤样选择应电动缩分机进行分缩处理, 避免全水分煤样的水分受损。

(2) 优先选择人工制样流程。由于采取的煤样总样质量较小, 选择人工制样流程有效的保护煤样, 避免其被破坏或损失。

2.2 全水分样品的提取

全水分煤样的提取需要注意的事项较多。应当在满足要求情况下, 按照步骤提取, 避免全水分样品被破坏。在此环节时需要控制的因素有:

(1) 在进行全水分样品提取过程中, 尤为注意的是外水大的样品, 其非常容易破损。在提取外水大的样品操作中, 尽量避免在6 mm阶段提取外水大样品。

(2) 在进行全水分样品提取过程中, 对于水分大到肉眼能够看见样品, 需要在低于50℃的环境中进行干燥处理, 在水分蒸发适当的情况下, 应用正常状态下全水分样品提取方式, 将干燥后的全水分样品提取出来。

3 电厂燃煤化验

电厂燃煤化验是进一步验收燃煤的质量, 通过化验的方式, 准确的观察燃煤中是否含有杂质, 避免其影响火力发电厂电能的开发。在进行燃煤化验过程中同样存在需要重点注意的化验技术要点以及其实施过程中需要控制的因素。

3.1 试验方法的选择

试验方法选择决定了能否准确的化验出燃煤的质量。正确选择试验方法至关重要。在进行试验方法选择过程中需要控制的因素只有一点, 就是根据火力发电厂中购入燃煤的种类, 选择合理的、恰当的试验方法。

3.2 严格按照标准规定进行试验

对于燃煤的化验是有严格的要求的, 尤其在试验环节上, 试验的步骤、试验的正确操作规范、试验中注意事项等都有详细的要求。在进行实验过程中按照相关规定进行操作。在此环节中需要控制的因素是:

(1) 试验中应用的设备必须应用标准的、精确的试验设备, 减小试验中存在的误差, 从而保证化验结果的准确性。在进行具体的试验前检测实验中用到的设备, 如电子天平、热量计等, 保证设备精确。

(2) 在试验过程中尽量不应用苯甲酸核验热量计准确性。因为此种热量计在使用中容易受到影响, 而降低其测量的准确性。

3.3 建立完善的试验原始记录, 确定过程可溯源

在燃煤化验过程中建立完善的试验原始记录并不是最重要的一项工作, 但却是不可缺少的一项工作。通过试验原始记录能够准确掌握整个化验的全过程, 可以作为以后燃煤化验的依据。建立完善的试验原始记录过程中需要控制的因素是:其一是严格记录燃煤化验中每一项操作;其二是试验原始记录要清晰, 在必要的部分进行备注。促使其他工作人员通过试验原始记录能够清晰的了解试验的整个过程。

4 结语

随着我国火力发电厂电能开发的增大, 煤炭需求量相应的增多。由于煤炭市场中存在煤炭的品种繁多、电煤粒度范围广、部分不法供应商提供的煤炭中掺有劣质品等现象, 促使火力发电厂购入燃煤可能存在质量问题, 需要对其进行验收和控制, 本文中针对火力发电厂购入的燃煤质量进行验收是从电厂燃煤采样、电厂燃煤制样、电厂燃煤化验三个方面展开的, 并在操作过程中提出具体的控制措施, 从而有效的提高燃煤验收的准确性。

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