热电厂节能技术分析

热电厂节能技术分析（精选12篇）

热电厂节能技术分析 第1篇

1 对电厂的锅炉设备进行技术改造

电厂为了实现节能减耗的目的, 就必须对锅炉设备进行技术上的更新。在新建电厂选择锅炉时, 要选择具有能源利用率和技术较高的过滤设备, 以便实现节能降耗的目标。对于那些已经进行使用的锅炉设备, 可以通过技术上的改造来提高能源的使用效率, 降低电厂在能源成本上的投入。在对电厂锅炉进行技术改进的过程中, 为了对发电机组不造成影响, 要尽量避免技术改造更新造成的投入过多和重新安装新锅炉设备, 以便其正常运行。对电厂锅炉设备进行技术改造之后形成的优势, 降低了锅炉能源的消耗, 减轻对电厂正常运行的影响。在进行电厂锅炉设备技术更新改造的过程中, 电厂及锅炉设备使用的专业人员积累了丰富的设备改造经验, 这也为锅炉节能, 控制电厂的投入成本, 提高经济效益奠定了基础。在进行电厂锅炉设备技术改造的过程中要坚持节能降耗的目标, 在利用先进节能技术的基础上, 实现电厂锅炉系统运行的安全性、可靠性和经济性。

2 重视辅机的运行效率, 加强对辅机的技术改造

在电厂锅炉节能工作中, 风机等相关辅机的运行效率对锅炉节能发挥着重要的作用, 因此, 加强对辅机的改造尤其是风机的改造, 以提高运行效率, 实现节能降耗。对风机的改造主要主要在两个方面, 一是风机电能转化为动能的过程中功率因素过低, 二是风机运用过程中能量消耗严重, 在锅炉进行较低负荷的工作时, 所需的风量不是很多, 但是风机设备还是保持高速运行状态, 导致多余的风量被浪费和损失掉。因此, 可以对风机设备进行技术改造, 控制风机的运行速度, 进而实现对风机风量的适当调节。同时通过使用串联高压变频器, 实现对功率的控制。

3 利用适当的技术手段, 对蒸汽冷凝水以及余热进行有效的利用

在电厂锅炉实际运行的过程中, 其产生的蒸汽在完成加热后产生的冷凝水通常会被直接排掉。但是实际上, 蒸汽冷凝水只要没有被污染是可以作为锅炉水使用的, 因为其水质没有被污染且接近于蒸馏水。同时, 在蒸汽冷凝水中还包含将近20%的热能, 若直接将蒸汽冷凝水排放掉, 不仅增加水的处理经费, 还会造成蒸汽余热能量的损失。对锅炉运行中产生的蒸汽冷凝水进行有效的回收利用主要是通过开放式回收和封闭式回收这两种方式。开放式的回收方式其管路一端是敞开的, 这有利于操作, 并且投入资金较少。封闭式的回收就是在使用设备处于封闭状态下, 保持一定的压力, 这保证了水质不被污染, 减少了水质净化的费用。对于蒸汽冷凝水中产生的热能进行回收, 首先可以通过疏水阀排放冷凝水, 但是不允许蒸汽排出的方式进行, 使蒸汽余热被充分的回收利用。也可以对蒸汽冷凝水以及余热蒸汽通过软水箱加热锅炉的方式进行回收, 但是要注意其过程中蒸汽和热能的浪费。

4 对锅炉的燃料进行管理

锅炉燃料是锅炉运行的最主要的动力。从电厂发电成本上考虑, 燃料的储存、购买和运输都会对其造成影响。但是在市场竞争激烈的情况下, 电厂燃料的成本也在不断增加。因此, 做好电厂锅炉节能工作, 还要重视对燃料成本的控制, 做好燃料管理的工作。燃料管理中重要的工作内容还包括燃煤质量的控制, 通过利用分筛装置对燃料进行处理, 以提高燃料的质量。也可以通过对燃料的合理配比, 提高质量, 进而提高燃煤效率。

5 利用先进的技术方法, 实现对管网的保温

锅炉管网中的蒸汽管道以及相关的热设备会通过周围空气造成热量的散失, 因此, 为了提高锅炉使用的安全性和可靠性, 实现节能目标, 对管网做好的保温工作是必要的。在进行保温的过程中, 首先要保证其绝热性能好, 其次是保证其在高温运行时能够维持机械性能的稳定性, 最后是保证材料处于吸湿性较低的条件下, 避免造成管线的腐蚀。为了降低蒸汽管线在运行过程中造成的热能损耗, 在进行管线选择的时候尽量选择管径小的管线, 以维持压降的稳定。

6 推广变频调速技术

在电厂中使用的水泵和风机设备, 多数情况下都处于定速运行状态, 但是在机组负荷出现变化时, 就需要通过对风机出入口的挡板和水泵出口阀门进行改变, 以满足实际需求。变频调速技术的使用, 可以根据实际的设备需要来改变电机转速, 保证设备处于良好运行状态, 实现锅炉节能降耗的目标。

7 合理设计电厂照明设备

工厂照明通常是直接进行灯光照明, 照明设备的设计要在选择适当位置和实际需要的基础上进行。电厂为了节约能源, 在进行电厂照明设计时, 要选择具备专业设计水平的单位根据实际的测试数据进行设计, 在设计过程中要尽可能的避开设备和管道的遮挡, 这样在满足照明需要的同时, 还减少了电能和资源的节约。

8 总结

总而言之, 做好电厂锅炉节能工作, 要从锅炉系统运行的各个方面进行综合考虑。通过对锅炉运行中的设备和装置, 结合先进的技术手段, 有效实现节能降耗, 推动电厂锅炉系统的优化升级, 促进电厂的可持续发展。

摘要：随着经济社会的发展, 社会对电厂节能上的关注日益增加, 尤其是在锅炉的能源消耗上。由于锅炉能源消耗量大, 并且在燃烧的过程中存在能源利用率较低的问题, 因此, 对电厂锅炉采取适当的节能措施, 对电厂整体的节能工作具有重要的意义。基于电厂成本上进行考虑, 电厂锅炉进行节能减耗对成本的控制起着关键作用。本文就对电厂锅炉的节能措施进行了系统的阐述和分析, 力求为减轻能源消耗提供可借鉴的方法。

关键词：电厂,锅炉节能,节能技术

参考文献

[1]张彬彬, 王克梁, 刘文忠.分析电厂锅炉的节能措施[J].理论研究, 2014, 10 (12) :131.

[2]赵鹏.论电厂锅炉的节能降耗[J].民营科技, 2012, 12 (02) :20.

火电厂节能分析 第2篇

随着煤炭价格的不断上涨,火力发电厂的发电成本越来越高,在此情况下电厂的节能降耗工作,越来越引起人们的高度重视.搞好电厂热力系统及设备的.节能工作,能给电厂的运行和经营带来明显的经济效益.火电厂的节能工作,是全面而细致的工作,它牵涉到全厂的各个环节,但主要集中于三方面,即降低发电煤耗、水耗和电耗.

作 者：徐庆国 丁士磊 XU Qingguo DING Shilei  作者单位：河南郑州煤电集团东风电厂,河南,郑州,451371 刊 名：江西煤炭科技 英文刊名：JIANGXI COAL SCIENCE & TECHNOLOGY 年，卷(期)：2008 “”(2) 分类号：X924 关键词： 

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热电厂节能技术分析 第3篇

关键词：燃煤电厂；电厂锅炉；汽轮机；节能技术

中图分类号：TK267 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）32-0081-03

随着我国用电量的不断上升，在很大程度上改变了我国的用电结构。为了满足用户需求，各电厂都相应地提高了输电水平。在我国燃煤电厂中，锅炉、汽轮机以及辅机部分是重要的热力设备，若没有科学有效的技术水平，会存在严重的能源浪费。燃煤锅炉使用面广，存在着相当严重的浪费情况，并且锅炉燃烧中会排放大量的烟尘、二氧化碳及二氧化硫等污染气体。同时燃煤电厂的汽轮机及辅机部分都存在着大量的能源浪费，因此，全文主要分析燃煤电厂锅炉、汽轮机以及辅机部分的节能技术，以此减少能源浪费，提高能源利用率，减少污染气体的排放。

1 燃煤电厂锅炉的节能技术

1.1 锅炉节能技术

首先是锅炉燃烧系统的改造。锅炉燃烧系统改造技术可以采用分层燃烧、天然气助燃技术。将普通粘土质转化为炉拱材料用碳化硅，将炉拱形状和尺寸进行有效改变，将拱区空间进行合理设计，改善炉排漏煤和配风不均的现象。将锅炉风室改为两侧进风，改善风室和风道口的连接方式，安装均流挡板。为了改善炉墙的密封性和保温性，可以采用纤维填充材料作为保温层，涂抹远红外涂料，提高热辐射能力。采用新型燃煤添加剂，增强灰熔点，避免锅炉出现结焦现象。以此改善锅炉的燃烧状况，提高燃料的利用效率。其次是锅炉烟气余热回收技术。在锅炉烟气余热回收技术中，主要包括三个方式：（1）烟气余热预热空气。烟气余热预热空气可有效改善燃料雾化条件，提高炉膛燃烧状况，增加炉膛温度。同时减少排烟损失、化学不完全燃烧损失以及机械不完全燃烧带来的损失。（2）烟气余热预热燃料。燃油温度在升高时，燃油粘度也得到了降低，在很大程度上改善了燃油入炉后的雾化治疗。随着燃油温度的升高，锅炉绝热燃烧温度也会升高。绝热温度的提高加大了炉内辐射换热系数，传热温差和锅炉总换热系数也得到了提高。因此，烟气余热预热燃料可有效减少各项能源损失，增强了锅炉的热效率。（3）烟气余热预热给水。烟气余热预热给水增加了锅炉入口介质的温度，降低了传热温差。当有效控制烟气余热预热给水，有着足够大的锅炉入口介质，就可以再次利用锅炉烟气余热。烟气余热预热给水可以减小排烟温度，采取科学有效的过剩空气系统，以此提高锅炉的热效率。

1.2 锅炉风机节能技术

首先是变频调速技术。在交流变频调速装置主要是应用微机控制技术和交流电动机控制技术。燃煤电厂在生产过程中，当发电负荷变化时，也需要有效调节锅炉的给煤量、风量和给水量。燃煤电厂有效改造锅炉的送风机可取的显著疗效。例如汕头电厂分两期建设：一期2×30万千瓦亚临界机组于1996年底投产发电，锅炉、汽轮发电机组分别由东方锅炉厂和俄罗斯制造；二期1×60万千瓦国产超临界机组于2005年10月投产发电，锅炉、汽轮发电机组分别由东方锅炉集团股份有限公司和哈尔滨电气集团公司制造。而华能汕头电厂也被称为“广东省清洁生产企业”。

变频调速器的基本组成如图1所示：

图1

其次是液力耦合器调速技术。液力耦合器调速技术是液力耦合器在运行过程中将耦合器工作腔内充液量进行有效的改变，进而使耦合器的输出力矩和输出转速产生改变。调速型液力耦合器具有节能的特性，能够平稳地运行，可有效控制和过载保护燃煤电厂的生产。

1.3 蒸发冷却技术

蒸发冷却技术包括直接蒸发冷却和间接蒸发冷却。首先直接蒸发冷却装置有着简单的结构，只需投入较少的成本就可投入使用。直接蒸发冷却受到空气湿度的影响，当环境温度大于21℃时，会降低冷却效果。因此，可以在一些干燥半干燥地区以及需要加温和降温的环境条件下直接使用蒸发冷却装置。其次间接蒸发冷却技术。主要是一次空气和二次空气呈交错流动，应用循环水喷淋，可以在换热器表面上覆盖一层水膜，使空气和水不会直接接触换热器，并蒸发水膜湿表面上的水分，将空气的干体温度进行有效降低，并利用壁面的导热将一次空气冷却。

2 燃煤电厂汽轮机的节能技术

2.1 有效改善高压缸通流部分

转子的组成分别是1个单列调节级和15个压力级。动叶型和静叶型也可以采用新型高效叶型和光滑子午通道。所有动叶片可以采用整体围带，增强了叶片的动强度。为了保证机组在运行过程中不会受到差胀的限制，需要将高压隔板汽封轴的间隙值增大。将隔板静叶替换成焊接隔板，将原有的加强筋去除，分流叶栅结构可以采用宽叶片和窄叶片组合。高压轴封和部分隔板汽封可以改成自动调整汽封，能够在很大程度上保证机组安全运行，减少维修量，减少维修成本。

2.2 改善低压缸通流部分

可以就200MW机组的低压缸优化改造为例，选用焊接钢格板，将根径增大，低压转子前4级动叶片没有采用拉筋，可以选用整体围带，为了提高动叶的抗疲劳性和耐水蚀性，可以在末级动叶采用高强度的动叶材料。

2.3 优化循环水泵的运行方式

当机组负荷和冷却水温一定时，循环水流量在改变时，凝汽器压力也会改变，循环水流量在改变时也会对循环水泵的功耗造成影响。循环水流量增加时，机组背压下，增加了机组出力，但也提高了循环水泵的功耗。当循环水泵的功耗增加时就会抵消机组出力的增加值，所以在增加了循环水流量后，当机组出力增加值和循环水泵耗功增加值的差为最大时，凝汽器运行压力就是机组最佳运行背压，而循环水泵运行方式也是最佳的运行方式。汽轮机运行中，对循环水泵台数进行了限制，而不能连续调节循环水流量，需要按照循环水泵台数进行运行或者在运行时调整泵叶片的角度。以此将循环水泵的运行方式进行组合，然后按照循环水泵不同的运行方式，对凝汽器的工况性能、循环水泵流量和功耗以及汽轮机处理增加值进行检测，然后当机组负荷和循环水温度处于一定时，就可以将机组最佳运行背压进行计算，然后明确最佳运行方式。

3 燃煤电厂辅机部分的节能技术

3.1 优化抽气设备的运行方式

汽轮机在运行过程中，抽气设备主要抽出在运行过程中所建立的真气或者抽出运行中漏入凝汽器的空气以及其他气体，保证汽轮机可以在真空中运行。为了保证凝汽器的真空度，必须要维持抽气设备正常安全工作。抽气设备在工作过程中会受到液温度、吸入口的压力和温度、真空泵运行速度等方面的影响，尤其是抽气设备工作液温度的影响最大。工作水温度往往会决定真空泵的抽吸能力。真空泵的抽吸能力随着工作水温度的升高而降低，特别是在夏季，真空泵工作液温度会超过35℃，这时真空泵的抽吸能力就会快速下降，如果机组的真空严密性较低时，就会对机组的运行真空造成严重影响。在优化真空泵运行方式时，处于夏季，真空泵工作水温度较高时，可以采用低温水冷却工作液温，将工作水温度进行降低，将真空泵处理进行提高。比如某电厂机组是300MW，采用地下循环水为真空泵工作水的冷却水，当处于夏季时，循环水温度为32℃，真空泵工作水温度超过44℃，接入地下水，温度为17.5℃，冷却工作水，这时真空泵工作水温度就会下降为33.8℃，而机组真空就增加了1.8kPa。

3.2 优化凝结水系统运行方式，并进行有效改造

当凝结水泵的经济出力点和凝结水系统的阻力不匹配时，就会使凝结水泵的流量和扬程都增大。机组在运行过程中，当高扬程点处于小流量，凝结水泵在此状态中进行工作，这时凝结水调整门开度会比较小，增大了凝结水系统阻力，导致电能浪费，也增加了凝结水精处理设备的工作压力，无法保证节能性和安全性。在优化凝结水系统运行方式时，要将凝结水泵定速运行改变成变速运行，要全部打开凝结水调整门。当管路阻力未改变，而水泵转速改变时，在降低水泵转速后，就会降低凝结水泵的流量和扬程，但能够保持水泵的效率不会发生大的改变，而工作效率也处于最高状态。在节能改造中，首先可以将叶轮级数进行减少，将凝结水泵的扬程进行降低，使凝结水泵可以与系统阻力匹配。其次可以采用变频调速，当凝结水泵的流量与转速成正比时，那么扬程和转速的平方就会呈正比，而凝结水泵的功率和转速的立方会成正比。从而在节约电能时，将水泵运行工况进行改变，属于最佳的节能改造技术。

3.3 优化给水泵的运行方式

在燃煤火力电厂生产中，给水泵是耗费最大电量的辅机，对机组经济运行造成严重影响。当机组负荷一定时，主汽压力就会对给水泵的耗功造成影响。水泵耗功会随着主汽压力的降低而减少，通常在设计给水泵和给水系统配套时，会存留部分裕量。当机组在运行过程中处于定压时，需要通过给水调节节流对给水流量进行调节。这时在优化给水泵运行方式时，需要在主汽轮机的滑压运行方式下，将给水调节阀开度进行开大，为了适应给水系统的阻力和流量要求，可以将给水泵转速改为自动调节转速。这样可以给水调节阀节流的损失进行减少，降低主蒸汽压力，减少给水泵的耗功。

3.4 优化加热器的运行方式

在优化调整加热器运行方式时，要保证机组在安全运行的状态下，有效调整加热器水位。通常加热器水位与加热器输水端差、给水端差和给水温升有一定关系，当加热器端差和输水端差最小时，就可以计算出机组在运行过程中的最佳水位。在修改DCS中的水位控制设定值时，运行人员需要有效监督和控制水位值。

3.5 降低吸风机和送风机的耗电量

吸风机和送风机属于高能耗设备，在投入运行时，需要保证随机组负荷在变化时，不会对吸风机和送风机造成影响。这时可以调整和控制挡板的开度，提高机组运行安全性和经济型，同时机组负荷在变化时，吸风机和送风机也会相应改变。将风机电机改为变频调速，无需改变阀门的开度，在机组负荷变化时，风机也会相应改变，从而降低能耗。同时将烟道和炉膛各种的漏风完全消除，将灰尘吹去，保证烟道无太大阻力。另外有效维护除尘器，科学有效地使用再循环风和暖风器，防止出现堵灰现象，以此降低电量的浪费。

3.6 减少制粉系统耗电量

首先要将煤质进行改善，保证煤质符合节省电量需求，并要合理配置。其次有效调整制粉系统的运行，补加钢球。在运行过程中，保持连续不断进煤、堵煤，保证煤可稳定燃烧。在低负荷情况下，为了减少制粉的耗电量，减少磨煤机运行台数，有效调整制粉系统，对磨煤机的出力、通风量、通风温度、出力温度以及煤粉细度等进行计算，保证制粉系统可以保持最佳运行，减少制粉系统的功耗。

4 结语

在燃煤电厂生产运行过程中，为了减少电力的消耗，控制温室气体的排放，必须要加强燃煤电厂锅炉、汽轮机及辅机部分的节能技术，以此从各个方面降低电能消耗，保证各个机械设备保持最佳运行，提高能源利用率。

参考文献

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[2] 孙家鼎，王昶东.燃煤电厂锅炉节能减排技术[J].中国电力，2010，3（4）：1302-1303.

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[4] 李昕明.由锅炉经济运行情况浅析节能技术管理工作[J].节能技术，2008，36（5）：545-546.

[5] 居文平，朱立彤，于新颖.汽轮机辅机运行优化和节能的技术途径[J].电力设备，2007，9（3）：1521-1522.

[6] 王斌.电厂中汽轮机节能技术的应用[J].中国高新技术企业，2009，11（4）：302-303.

[7] 刘英梅，李绍忠.火电厂辅机节能降耗途径分析[J].中国电力，2010，26（9）：6945-6946.

[8] 胡军军，韩景.浅析火电厂节能降耗的措施[[J].内蒙古石油化工，2008，41（5）：5545-5546.

发电厂风机变频改造节能技术分析 第4篇

要对风机进行改造, 首先必须对风机的能耗进行全面的分析, 然后有针对性的提出改造的措施和手段, 制定出合理的改造方案。

1.1 风机性能

在发电厂运行中, 为了考虑到风机运行时动力源的安全问题, 在设计阶段就已经作出足够的裕量, 所以电机容量较大。在这种状况下, 如果机组处于低负荷运行阶段, 那么就无法最大限度的发挥出风机的运行效率, 在能量方面是一种浪费。

1.2 风机启动

在通常情况下, 直接启动电机时, 电流要比正常情况下高很多, 由此对电机造成很大的影响, 缩短了使用寿命, 增加了损耗。

1.3 风机运行调节

在锅炉运行的过程中, 根据负荷的变化, 需要在给煤、给水和风量方面进行调整。而当风机在进行定速运行时, 只能通过风门来调节, 因为风门的调节精度低, 反应不及时, 所以会造成一定的能耗损失。

1.4 风机的喘振

风机在上升段的不稳定区运行时, 会发生喘振的现象, 并且伴随有噪声, 这种周期性的变化, 会造成能耗的损失。

2 变频调速原理和优点

2.1 变频调速原理

要实现风机交流电动机的调速 (包括异步电动机转速n和同步电动机转速n1) , 可以通过以下途径实现:改变磁极对数P (变极) ;改变电源频率f1 (变频) ;改变异步电机转差率s[1], 其变频原理表示为:

采用变极调速时, 一般为双速电动机, 但双速电动机仍为有级调速, 不能实现连续调速, 变速时仍会产生冲击电流。而当极对数P一定、转差率s变化又很小时, 转速和频率基本成正比, 即为变频调速, 基于这个原理可以使用变频电源 (变频器) 实现真正的连续转速调节。

2.2 变频调速改造

在对变频调整改造时可以采用加装变频器的方法来进行, 变频器加装后, 会使风机在启动和风量上都有明显的变化, 改变了传统的定速方面的问题, 而实现了连续调节功能, 可以随时改变转速和风量, 从而达到降低能耗的目的。变频器在风机上使用后, 不仅可以进行快速的调速, 同时也不会在频率发生变化时增回电动机转差的损失, 改造的风机具有较宽的调速效率, 非常适合低负荷状态下的运行。另外改造后的变频装置可以随时随地退出运行, 或是做为启动设备来使用。

3 变频改造节能效果分析

3.1 试验工况

该电厂为循环流化床锅炉, 最大负荷410 t/h, 每台锅炉配备有2台离心式一次风机、2台离心式引风机, 试验选取1台锅炉的引风机和一次风机进行。以锅炉负荷和风机的变频、工频状态为工况条件, 共计330 t/h (工况一) 、300 t/h (工况二) 2个负荷, 风机变频和工频两种状态。工频状态就是将电机运行频率逐步调节为50Hz固定, 模拟改造前的风机运行状态。

3.2 试验参数

试验期间机组负荷保持基本稳定, 以风机电动机输入功率即风机的耗电率和风机单耗为测量和分析的主要参数, 对比变频、工频状态下的风机功率, 得到节电率, 从而分析风机变频改造的节能效果。风机功率的测量和计算公式如下:

式中:N-风机电动机输入功率;n-在时间t内电表电枢的回转数;Ct-电流互感系数;Pt-电压互感系数;t-电枢的回转时间, S;A-电能表常数, 表示每千瓦时圆盘的回转数。

此次试验的电能表常数A=10000r/k Wh, 引风机Ct=200:1, Pt=6000:100;一次风机Ct=300:1, Pt=6000:100。

3.3 引风机变频改造节能效果试验

引风机设计裕量一般最大, 变频改造的预期效果也较大。试验结果如表l-表3所示。

3.4 一次风机变频改造节能效果试验

一次风机是锅炉运送燃料的主要动力源, 所以一次风机的运行调节关系到整个机组的负荷变化。试验结果如表4-表6所示。

3.5 节能分析

3.5.1风机变频运行后, 引风机单耗由原来的2.70k Wh/t降低为0.98k Wh/t, 一次风机单耗由原的2.88k Wh/t降低为1.40k Wh/t。

3.5.2对比风机变频前后, 引风机的节电率达到60%, 一次风机的节电率达到50%。

3.5.3通过变频改造, 该电厂的引风机和一次风机的节能效果都很明显。由各工况对比来看, 引风机的节能节电效果好于一次风机, 且低负荷下的节能节电效果较显著。

4 结束语

综上分析可以看出, 风机在变频节能改造后, 不仅其运行的能耗了有明显的降低, 而且其运行进的整体耗电量仅为原来没改造之前的百分之五十, 取得了非常好的效果。同时通过实际运行得知, 变频节能改造对于容量较大的风机效果则更为显著, 风机的运行和机组的运行处于同步状态, 使资源达到了合理的配置和利用。另外在对改造后的风机运行一段时间的观察中, 没有出现不稳定的现象, 风机的运行一直处于平稳的状态, 同时其安全性也有所提高, 运行费用明显降低, 使发电厂的经济效益得到了明显的提升。

参考文献

[1]李明.火电厂泵与风机变频改造技术及应用[J].华电技术, 2008, (8) :55-57.

热电厂节能技术分析 第5篇

摘要：火电厂是一次能源用能大户，全年耗煤量非常巨大，提高火电厂的一次能源利用率，尽可能的降低发电成本，成为全国各大发电企业及科研院所研究的课题。各电站情况不同，可采用的节能降耗方法也各异，本文作者通过现场实际运行经验，总结分析出了火电厂在运行过程中可采取的切实可行的节能降耗措施。如提高真空、保证给水温度、加强燃烧调整、减少泄漏和工质损失、节省厂用电等。本文所提出的各项技术措施在现场应用后得到了很好的效果，同时也可被同类电站所借鉴。

1、引言

能源是社会发展的重要物质基础，根据我国经济建设的需要和可能，我国的能源政策是“开发和节约并重，近期把节约能源放在优先地位 ”而且节能是发展国民经济的一项长期战略任务。能源开发以电力为中心，发电厂的经济效益和社会效益具有极重要的意义，火电厂是一次能源用能大户：技术统计[1]表明，到2000年底，火电厂全年耗原煤达4亿吨，提高火电厂热经济性(即减少能耗)就不仅是降低本身成本的需要，更是影响全国一次能源生产、运输和节约的大事。目前，全国各地火电厂节能的主要措施可分为以下几项：

1、实现电网统一调度，安全网经济上最合理要求地同电网处理，推行火电厂的经济运行，并保持供电质量。

2、中低压机组每年多耗130万吨标准煤，有条件的应改为供热式机组，有的应逐渐淘汰。

3、对200MW以下的机组进行改造，以提高效率降低能耗。特别是辅助设备和用电设备的技术改造。

4、拆除小锅炉，改为热电联产或集中供热。在火电厂投入到商业运行以后，其设计参数确定，因而加强运行当中的节能降耗问题就由为重要。本文仅通过对华能丹东电厂的运行现状进行分析，提供一些具体节能措施，也可为国内同类型电厂挖潜降耗提供借鉴。电厂运行节能降耗有许多方面，如加强燃烧调整、减少泄漏和工质损失、提高真空、节省厂用电等。

2、分析与措施 2.1在汽轮机组方面 2.1.1 提高真空

提高真空，增强机组做功能力，减少燃料是提高经济性的重要方面，可进行如下方面措施：

1、真空严密性试验：

①坚持每月一次真空严密性试验;②试验有利于停机后汽机冷态时进行凝汽器灌水查漏;③调整主机及小机轴封供回汽运行正常;④运行中经常检查负压系统，发现漏泄及时处理;⑤投入水封阀系统。

2、夏季根据负荷启第二台循环水泵;

3、春季根据循环水蓄水库结冰情况及时关闭循环水回水至循环水泵入口融冰并将循环水回水由河口导黄海;

4、正常投入循环水水室真空系统;

5、检查凝汽器循环水入口压力差，发现入口过滤器堵塞及时联系检修清理。华能丹东厂海水资源污染严重，大量杂物涌向循环水入口滤网，若滤网不能正常运行，将使杂物进入凝汽器循环水入口滤网，造成堵塞，使真空下降，机组被迫减负荷等恶劣后果，所以必须确保循环水滤网稳定运行，应做到如下方面：认真进行“每日循环水泵房捞污机投入使用一次”的定期工作;加强对循环水泵旋转滤网及其冲洗泵的巡回检查，发现异常及时通知检修处理;当一台机组两台冲洗水泵都不能运行时，应保持两台冲洗泵出入口手动门、电动门在全开位置，若由于检修隔离一台冲洗水泵，应保证另一台泵出入口手动门电动门在全开位置，关闭与另一机组冲洗水泵入口联络门，在保证凝汽器真空正常情况下，关小凝汽器循环水出口门，提高循环水泵出口压力，检查旋转滤网污物是否被冲干净，如果由于冲洗水压力低污物大量被带到旋转滤网后，应立即停止。

6、保持凝汽器水位正常，凝汽器水位在正常运行中一般保持在500 mm左右，如果水位较低将会产生如下后果：凝结水泵入口压力下降，影响凝结水泵正常运行，严重时还可能造成汽蚀，大修时设备维修费用势必增加。凝汽器水位高，凝汽器空间减少，冷却面积亦减少，凝汽器真空下降。另外，凝汽器的自身除氧能力下降，影响机组效率。凝汽器水位过高，部分钛管被淹没在凝结水中，将处于饱和状态的凝结水继续冷却，造成过冷，致使机组冷源损失加大，大约每降低1℃过冷，机组热耗率降低0.5%，综上所述，维持凝汽器水位正常，是一项重要的运行调整任务。

2.1.2 维持正常的给水温度

提高汽轮机组的经济性除提高真空外还必须维持正常的给水温度，给水温度变化，一方面引起回热抽汽量变化，影响到作功能力;另一方面将使锅炉排烟温度变化，影响锅炉效率。

首先，要确保高加投入率，这需要做以下方面：

1、将高加进汽电动门改为三态控制电动门，实现高加滑启、滑停，防止高加漏泄;

2、保持高加水位稳定。

3、启机前应检查高加入口三通阀开关正常;

4、控制高加滑启、滑停、给水温升率符合规程规定;

5、发电机并网后及时投入高加，发电机解列前停止高加。

其次，调整高加水位正常。加热器正常水位的维持是保证回热的经济性和主、辅设备安全运行的重要环。水位过高，会淹没有效传热面降低热经济性，同时疏水可能倒流入汽轮机危及主机安全，此时汽侧压力摆动或升高，端差增大，还可能导致抽汽管和加热器壳体振动。水位过低或无水位，蒸汽经疏水管进入相邻较低一级加热器，大量排挤低压抽汽，热经济性降低，并可能使该级加热器汽侧超压、尾部管束受到冲蚀(尤其对内置式疏水冷却器危害更大)，同时加速对疏水管道及阀门的冲刷，引起疏水管振动和疲劳损坏;再次，检查高加旁路无漏泄，以及抽汽逆止门或加热器进汽门开度正常以保证抽汽管压降正常，经过如上方面检查是否达到负荷对应的给水温度，以提高经济性。

2.2 锅炉方面 2.2.1 加强燃烧调整

汽轮机组提高经济性有许多方面，同时锅炉也应加强燃烧调整，锅炉的完全燃烧除合理的燃烧调整外，应加强对风量的配比，合理的过剩空气系数，对燃烧过程至关重要，过量空气系数过大或过小都将造成锅炉效率降低。过量空气系数越大，排烟热损失(q2)也就越大;过量空气系数对化学不燃烧热损失(q3)影响较小;对于机械不完全燃(q4)，当过量空气系数太小时，部分煤粉颗粒不能与空气充分混合则q4增加，但过量空气系数太大时，气流速度过高，煤粉在炉内停留时间减少，q4又会增加。合理的过量空气系数应使损失之和最小，见图1。在正常运行中，在负荷增加过程应先将风量适当加大，然后增加燃料量，使风量调整优先于燃料量。而在减负荷过程中，应先减燃料量而后减风量，使风量滞后于燃料量的调整。这样可保证燃料的完全燃烧，降低燃料的不完全燃烧热损失。而在正常运行中，尤其在低负荷200~250MW之间，对于风量的调整应引起重视，氧量超出规定值2%~3%，燃料量虽然减下来但风量并没有减下来，造成氧量指示偏高，使燃烧所需空气量偏大，其后果除能保证燃烧外，对炉膛温度有直接影响，增加了烟气量，从而使损失增加，降低锅炉热效率，对发电煤耗有直接影响，所以低负荷时应加强对风量、氧量的控制。

2.2.2 减少再热器减温水量

华能丹东电厂在运行中由于设计原因造成再热减温水量大，降低热了经济性。再热器喷水每增加1%，国产200mw机组，将使热耗增加0.1%~0.2%。再热器温度每升高5℃，热耗减少0.111%，再热蒸汽温度每降低5℃，热耗将增加0.125%。再热器是中压设备，再热器加热出来的中压蒸汽进入汽轮机中压缸做功，与高压蒸汽进入高压缸做功相比，其效率将大为降低。大家知道，提高机组热效率的主要途径是提高初温、初压、降低排汽压力。为此，应该尽量保证用高温高压的蒸汽去多做功。再热器的调温，设计上是采取烟气挡扳进行调整，充分利用烟气的再循环烟气量大小来改变再热器温。而实际运行中因设计原因，很多情况下华能丹东电厂采用再热器减温水喷水的方法进行调整，再热减温水的喷入相当于增加中压蒸汽量，用低压蒸汽的部分增加去顶替高压蒸汽来满足机组负荷，所以降低了热经济性。所以，在调整中应尽量保证再热器温度，减少喷水量。还可以考虑更改受热面等措施以提高机组经济性。

2.2.3 加强受热面吹灰

在锅炉运行当中还应加强受热面吹灰。排烟热损失是锅炉各项损失中最大的一项，一般为4%~8%，锅炉机组的排烟温度越高，排烟热损失越大。排烟处的烟气容积越大，排烟热损失也越大。锅炉运行中，受热面上发生结渣或积灰时，受热面的传热变差，排烟温度升高。为了减少排烟损失，应经常保持锅炉各受热面的清洁，但吹灰同时增加了工质损失及热量损失，所以应按设计工况合理地进行吹灰次数的确定，并严格执行，以保证锅炉在最佳工况下运行，使锅炉效率提高，从而提高经济性。

2.2.4 滑压运行

华能丹东电厂在运行调峰负荷加减过程中，采取了滑压的运行方式(见图2)，即负荷低于189MW采取定压方式，压力值为9.2Mpa，负荷在189MW至343MW采取滑压运行方式，负荷大于343MW时采取定压运行方式，压力值为16.7MW，这也取得了明显的经济效益，这是因为如下方面：首先，通常低负荷下定压运行，大型锅炉难于维持主蒸汽及再热蒸汽温度不降低，而变压运行时，锅炉教易保持额定的主蒸汽和再热蒸汽温度。当变压运行主蒸汽压力下降，温度保持一定时，虽然蒸汽的过热焓随压力的降低而降低，但由于饱和蒸汽焓上升教多，总焓明显升高，这一点是变压运行取得经济性的重要因素;其次，变压运行汽压降低汽温不变时，汽轮机各级容积流量、流速近似不变，能在低负荷时保持汽轮机内效率不下降;再次，变压运行，高压缸各级，包括高压缸排汽温度将有所升高，这就保证了再热蒸汽温度，有助于改善热循环效率;最后，变压运行时允许给水压力相应降低，在采用变速给水泵时可显著地减少给水泵的用电，此外给水泵降速运行对减轻水流对设备侵蚀，延长给水泵使用寿命有利。国产125MW机组在不同方式下的供电煤耗率，根据实验数据[2]计算比较如下：50%额定负荷下运行时，定压运行机组的供电煤耗率，为370.5g/(KW.h)，滑压运行机组的供电煤耗率为356.84g/(KW.h);但在90%以上负荷时，定压运行反而优于滑压运行其煤耗率前者为336.9g/(KW.h)，后者则为342.4g/(KW.h)，而且从理论上说，当初压下降5Mpa时，应切换为滑压运行，以保证热效率不致过分降低。

2.3 工质

在火电厂里还有大的损失是工质损失，而且往往伴随能量的损失。补给水是一项重要的指标，节省补给水可降低工质损失，提高经济性，使机组安全可靠的运行，同时可回收热能，是节能降耗的重要方面，为降低补给水量，可从以下方面入手：

1、坚持热网疏水回收;将疏水回收至凝结水补水箱。这样既回收了工质，而且热网恰好在汽温较低时投用，又保证了补水箱防冻问题。

2、进行热网系统改造，避免工质浪费，有效回收;

3、暖风器疏水回收，为了提高送风机入口温度，保证(避免)冬季来临时，环境温度的降低而带来的空气预热器入口冷端发生低温腐蚀，应将暖风器尽早投入运行，这样既提高了了风温，又可以有效的防止空预器低温腐蚀堵灰等。但由于暖风器系统的水位变送器立管水位调节不能正常投入等原因，暖风器的大量疏水有时不能有效回收至除氧器，而全部排至定排扩容器，造成大量的工质损失，使得机组的补水率提高，故应该保证暖风器系统设备及调节正常，保证疏水回收率，以提高经济性。

4、认真处理排入定排扩容器各疏放水手动门，确保关闭严密;

5、合理控制排污，蒸汽含杂质过多会引起过热器受热面汽轮机通流部分和蒸汽管道沉积盐，盐垢如沉积在过热器受热面壁上，会使传热能力降低，重则使管壁温度超过金属允许的极限温度，导致超温爆管，轻则使蒸汽吸热减少，过热器温降低，排烟温度升高，锅炉效率降低。盐垢如沉积在汽机通流部分，将使蒸汽通流面积减小，叶片粗糙度增加，甚至改变叶片型线，使汽机阻力增加，出力和效率降低。盐垢如沉积在蒸汽管道阀门处，可能引起阀门动作失灵和阀门漏汽。为提高经济性及安全性，据化学分析，合理安排排污将有效地控制炉水及蒸汽品质，避免上述不良现象发生，但汽包锅炉连续排污不仅量大(几乎等于电厂内部的其他汽水损失之和)，能位也高(为汽包压力下的饱和水)，回收利用的经济价值较大，综和以上方面，应根据化学要求合理控制排污。

6、避免闭冷水箱，凝结水储水箱溢流。2.4 厂用电

对于节能降耗，节省厂用电率也是重要一方面。为降低厂用电率，提高经济性，可采取以下措施：

1、机组启动前，从工作安排上尽量缩短锅炉上水到锅炉点火时间间隔，以减少循环水泵、电泵、凝结水泵运行时间;

2、机组启动前锅炉上水温度高于汽包壁温;

3、停机时尽可能降低锅炉汽包压力后机组解列，解列后可通过开主汽管道排大气等方法根据汽包壁上下壁温差降低汽包压力，目的是减少停机后电泵向锅炉补水时间;

4、停机后具备停循环水泵、电泵、凝结水泵等辅机条件时，尽早停运;对于循环水泵，当汽机低压缸排汽温度已降至40以下，高压内上缸壁温也降至规定以下，就可以停止运行。对于凝结水泵，在没有减温水需要的情况下，低压缸排汽温度降至规定值也应该及早停运。当然，循环水泵的停运要考虑好闭冷水及除灰系统的水源问题，应及时倒至2号机。只有这样将设备在合理的工况及时停运，以降低厂用电的用量，降低发电成本、节能增效。

5、低负荷时保留一台循环水泵运行;

6、根据情况调整凝结水泵运行方式;

7、对于低谷负荷低于250MW，考虑停磨;

8、全厂厂房照明白天没必要亮的地方建议采用光控。3 结束语

我国能源资源丰富，但人均占有量却仅为世界平均数的1/2，同时，一次能源的利用率仍较低。节能即可缓和能源供需矛盾，又是改善环境，提高经济效益的有力措施。火电厂作为耗能大户，更应增强节能降耗。火电厂节能降耗，提高经济效益的措施还有许多，如掺烧价格更便宜的煤种、粉煤灰综合利用等，各火电厂情况不尽相同。本文通过现场实际运行经验，总结分析了火电厂在运行过程中可采取的切实可行的节能降耗措施。这些措施在现场应用中得到了很好的效果，希望也可被国内同类型电厂所借鉴，节约更多能源。

参考文献

试论火电厂电气节能技术 第6篇

【关键词】火电厂；节能；电气；降耗

近些年来，随着社会和经济的快速发展，对能源的需求越来越大。火电厂作为重要的能源消耗单位，在节能减排的政策号召下，也应当针对自身存在的节能问题，展开必要的研究进而提出相应的节能降耗措施，做好节能技术的应用，以最大程度的提高火电厂的综合效益。

1、我国火电厂节能现状及存在的问题

1.1技术落后

当前，我国的多数火力发电厂都面临着技术落后的难题，这使得火电厂在控制能源消耗上做的不好。主要的表现有：新建的电厂多采用汽动给水泵、液力祸合器及双速电机.阀门式挡板调节和定速驱动的应用也比较广泛。后者一般会采用节泵出口阀开度调控的方式来调节流量，以满足变化的需要。但是这样一来，容易造成这样的问题：小流量时，设备也不能降低运行功率，而是依然按照以前额定的功率运行，这就造成了资源的浪费。特别是机组低负荷运营时，风门调节就占用了大量的电功率，不能高效地利用能源。

1.2运行实际效率低下

当机组变负荷进行运行的时候，其中水泵和风机的运行偏离高效点，偏离最优运行区。但是在我们国家，大部分的大中型泵与风机套用定型产品，由于型谱是分档而设，间隔较大，这样进行套用的后果就是由于和自身运行情况不符，造成运行效率降低，导致消耗增高。同时在设计选型的时候为了确保安全运行，往往加大保险系数，造成裕量过大，运行工况自然就不在最优区范围，造成运行效率低下，浪费资源。

1.3节能减排建设方面存在诸多问题

火电是一个高耗能的行业，加上火电厂节能减排管理工作中不到位，严重影响到了节能减排工作的完成质量。具体分析，当前火电厂节能减排工作主要存在如下的问题：首次，火电厂的管理水平有待进一步的提高，特别是中高层的领导者，大都没有经过专门的管理知识培训，缺少科学的管理思维，大都从基层中得到提高，管理工作经验不足，尤其是对于如何调动职工工作积极性，调节员工精神状态激发工作热情等方面做的还远远不够；当前火电厂的中高层领导将大部分的精力都放在了安全生产方面，对火电厂节能工作的重视程度不足，没有认识到节能减排对于火电厂的经济效益和长期发展之间的关系；许多胡奥电厂受到过去计划经济体制的影响，管理模式比较陈旧，无法适应当前的经济形势，不利于激发职工工作热情，同时也没有设置相关的节能环保指标。

2、火电厂电气节能措施探讨

2.1规范运行管理制度

对于火电厂来说，要想将节能减排工作得到顺利开展，首先必须要做的就是完善管理制度，这是促进节能降耗工作的制度基础。要通过规范化建设电能管理制度，全面普查当前火电厂生产每一个环节中存在的或者可能发生的漏洞和问题，要确保火电厂用电率可以真实反映火电厂具体的生产进度；第二，要通过制定严格规范管理制度将节能降耗工作进一步落实和深化到火电厂生产的方方面面，而且要有严格的奖惩制度，奖励在火电厂节能降耗工作中表现出色的个人和部门，惩罚不作为甚至过失失误导致能源大量耗费的个人和部门。制定规范化的制度，其实表明了火电厂已经将节能降耗作为了本厂核心要务来抓，这样容易引起全厂职工的广泛重视，这也是确保全厂上下一心共同努力降低能耗的重要途径。

2.2科学选择电动机

火电厂选择电动机，既要充分考虑到有功功率，也要考虑到无功功率，要致力于将两个功率同时抓，将它们降至最低，这样就可以获得较好的降低电动机能耗的效果。火电厂开展节能，重点工作之一就是要狠抓电动机节能，许多火电厂都不在使用低效电动机，改完高效电动机。高效电动机的主要特点就是高倒磁、低消耗，电工硅钢片质地优良，长期的运转状态下也不会消耗过多的能量，而且制作工作也更加先进，在长期运行中能保持较高的可靠性和稳定性。但是，与低效电动机相比，高校电动机无疑在成本上高出一截，火电厂是否选用高效电动机，还得结合自己的经济状况来考虑，机械调整手段也是节能降耗的重要途径之一。

2.3减少空载运行变压器的数量

火电厂节能工作还需要注意有效控制空载运行变压器的数量。火电厂启动变压器时会不可避免地导致大容量高压的耗费，这种启动方式会使得空压器空载的耗损量增加，因此，进行电气设计时一定要注意两点，第一点就是保证变压器的运行效率，这是基础也是根本出发点，第二就是要尽可能地减少空载变压器的数量，从而降低变压器启动所造成的电力资源消耗。另外，多级接缝的方式，也可以降低每一台变压器的荷载，有效提升节能效率，更好地促进节能降耗工作的开展。

2.4避免输电中造成的铁磁性损耗

对于输电过程中造成的铁磁性损耗，我们也应当给予必要的重视，通过减少使用钢材料或者选择导体金属或者避免形成闭合电路等方式加以降低或者避免此种损耗。一般来说，可以采用一些较为先进的材料型号，来降低输电中的铁磁性损耗，许多火电厂都选择采用非导磁性材料制造金属。不过，交变磁场中钢材料使用要减少，根据实际情况进行合理设计，在设计钢结构中，使用導体支持夹板零件或者是单相导体支持钢时，要避免造成闭合电路；其次，对钢构与母线的位置要进行合理的控制，使两者间不会产生环流和感应电势；最后，铁磁性损耗的不断减少，可以避免闭合电路，输电才能有效地进行。一般在比较特殊的情况下，我们尽量要避免大电流母线附近的钢构件，主要是形成包围一相或者二相的闭合电路。在特殊的情况下，通常选用闭合电路方法，主要包括有绝缘板隔离磁路和黄铜焊缝。

2.5采取合理的节电策略

火电厂运行中，可以通过安装轻载节电器等节电措施来实现节能降耗的效果。在空载运行或者低负载运行状态下，这种措施是十分有效的，可以大幅降低电动机端电压，技能降耗效果较为显著。但是，重载与轻载两者在进行相互交换过程中，对定子绕组接线方式中可以选用Y-△装置，从而实现自动切换；轻载时选用Y接线，重载时选用△接线。应用这些节电技术，需要增加一些助功能，这会增加辅助机械产生故障的几率。所以，在选用中，应要根据设备运行的状况来进行分析，只有机组安全运行的情况下才可以实施。

3、结束语

火电是个能耗较大的行业，而节能降耗是全球的关注焦点，随着能源供求矛盾的不断升级，发展火电厂节能技术将会得到更多的关注和支持。节能降耗是火电厂当前面临的重要举措，必须引起管理者的重视。火力发电厂应该重点加强技术革新，在电气节能技术方面不断提高投资力度，并逐渐增强节能设备和技术的应用程度，以促进火力发电厂的可持续发展。

参考文献

[1]张艳华.节能技术在工厂电气技术中的应用[J].黑龙江科技信息，2012，5（16）.

[2]郭寅.新时期火力发电厂中的电气节能降耗问题分析[J].中国高新技术企业，2014（1）.

热电厂节能技术分析 第7篇

关键词：水电站,厂用电,节能技术,管理措施

1 电厂厂用电率及节能概念

电厂厂用电率是发电厂直接用于发电生产过程的自用电量占发电量的百分比。当百分比越小时, 说明水能转化为电能的利用效率高。由于水电站发电需要增设各种各样的电力设备, 如电动机、水泵、风机等, 这些设备的耗电量较高, 加上科技水平以及现代化建设发展与用电供求之间的矛盾等因素, 使得电厂厂用电率增高, 导致大量能源浪费。

现阶段, 水电站电力设备节能降耗的主要措施是通过降低厂用电率来提高水机电组的发电效率。降低厂用电率可以从两个方面进行研究, 一方面是降低厂用总电量, 另一方面是提高水电站综合发电量。针对实际控制情况来看, 提高综合发电量控制起来难度较大且成本高, 采用降低厂用总电量是最佳措施, 不仅降低成本, 还能够提高水电站发电量, 实现良好的社会效益和经济效益。

2 水口电厂厂用电率的影响因素

通过了解水口发电集团有限公司在降低水口电站厂用电率提供的相应数据信息以及影响厂用电率的因素, 可以结合其具体的流程进行分析和了解影响厂用电率的主要因素。

2.1 现场调查

根据水口电站日常统计的数据, 可以了解去年厂用电的使用进行情况。其中统计的指标包括:发电量、无功电量、上网电量以及厂用电量, 统计时间分为每日统计和每月统计以及年终统计。

通过了解上述表格中的数据, 可以清晰的看出水口电厂厂用电率相当大, 而且无功用电量和上网用电量总值还大于发电量, 这直接造成大量的能源浪费, 直接影响水口电厂的经济效益。

2.2 厂用电设备分布

水口电厂作为特大型水力发电厂, 其厂内电力设备较多, 分布位置广, 这对整体的降低厂用电率来说是一项巨大的工程。厂内设备用电负荷的水力机组包括:各类水 (油) 泵、机组开关空压机、主变冷却器等。而厂内公用电包括:检查与维修用电、排水装置、闸门设备、充电装置、通风冷却系统、照明系统等。

2.3 原因分析

2.3.1 原因确认

针对水口电厂中用电率较高的情况, 我们进行了数据统计, 统计数据如表2。

2.3.2 用电率增高的主要因素

由表2我们可以看出, 厂用电率增高的主要因素有:第一, 设备环境因素。首先, 电厂空调太多, 空调效率低, 使用时间长。经统计我厂空调年总耗电量为6540816k W.h, 占年总厂用电量的60.9%;同时, 电厂照明设备多, 使用时间长, 照明设备总耗电量为1591380k W.h, 占年总厂用电量的14.8%。第二, 主变冷却器一直以最大功率模式运行, 这不符合电设备发电运行规程, 造成无功用电量增大, 应该结合日常发电情况下, 适当调整设备运行状态, 避免全程都以最大功率运行;第三, 电厂缺乏专业的检修人员, 使得水利发电机组检修不到位, 检修工艺较差, 无法对设备进行全面的故障诊断, 而且设备数量大, 加上检修不到位, 更大程度的加剧了设备的运行缺陷, 造成大量能源浪费。第四, 电厂员工节能意识较差, 电厂没有进行全面、系统的节能知识培训, 员工整体素质较低, 使得生产生活中经常出现浪费现象, 例如, 不关电脑空调等。

3 电厂厂用电节能技术管理的措施

针对水口发电站在厂用电率控制上存在的问题以及造成用电率增大的原因, 需要制定以下措施, 降低厂用电率, 达到节能降耗的效果, 进而提高电厂经济效益。

3.1 主变冷却器运行方式变更

由于夏季油温大于冬季油温, 因此主变冷却器运行方式可以由原来的全年都是两组主用一组辅用一组备用, 改为季节运行, 夏季可以为两组主用一组辅用一组备用, 冬季可以为一组主用一组辅用两组备用。通过这种季节变更的运行方式能够大大提高主变冷却器的工作效率, 还能有效降低能耗。

3.2 厂房设备进行技术改造

对压油泵、漏油泵可以进行设备调速器机柜的技术改造, 减少调速系统的耗油量来降低压油泵启动次数。同时更换陈旧的、功率低的空调, 通过宣传教育、随机检查等手段加强员工节能意识。员工下班后要自觉关闭电脑或其他用电设备。

3.3 巩固措施

加强企业文化建设, 积极开展电厂节能教育培训、节能知识讲座等节能活动, 大力宣传节能环保理念。加强电厂员工的综合素质水平, 使其能够在实际工作中做到节能降耗, 并相互督促, 提高电厂上下员工的节能意识。同时, 加强节能技术管理水平, 采用先进的节能设备和技术, 各项工作都要按照规定规程进行, 定期组织培训, 提供员工专业技术技能水平。

4 结束语

当前形势下, 水电站要在生产经营过程中充分节约电能能源, 减少电厂生产成本, 利用有限资源, 创造最大的经济效益。电厂员工要提高自身综合素质水平, 不断巩固和加强自身专业知识技能, 提高节能意识。在日常生活中, 做到节水、节电, 并倡导其他员工积极行动起来, 从根本上降低厂用电率, 有效提高电厂生产经济效益, 推动水电站安全、可靠、节能经济、可持续发展。

参考文献

[1]杜继强, 胡永强.母线电量平衡及厂用电节能技术的研究与应用[J].经济技术协作信息, 2010 (9) .

[2]熊旭.建筑用电系统节能技术与管理[J].管理观察, 2011 (32) .

热电厂节能技术分析 第8篇

面对我国日益严峻的能源和环境问题,提高我国量大面广的中小型热电企业(特别是小型热电企业)的综合能源利用效率并降低环境污染,已成为当前热电行业亟待解决的关键问题之一。对于电厂来讲,循环冷却水需要经过冷却塔冷却降温后循环使用,冷却塔散失了50%多的热量,这是电厂综合热效率低的主要原因之一。汽轮机低真空循环水供暖正是为了满足回收这部分热量节约能源而发展起来的一项节能技术。

山东光明热电股份有限公司作为国家经贸委审核通过的资源综合利用热电联产企业,始终与当地的经济发展保持协调有序,并与协庄煤矿矿区和地方经济融为一体,成为整个循环经济链条中的关键一环。图1所示为整个循环经济体的示意图。

1 循环水余热回收供暖的节能原理及应用

1.1 循环水余热回收供暖节能分析

目前,很多工厂由于当时设计的原因,积水池和冷却面积偏小,冷却效果本身就达不到设计要求,并且所处的地区水质硬度非常大,又位于街道边上,运行不久塔内就会沉积大量的灰尘和泥垢,严重堵塞了填料的缝隙,致使水流不畅,必须用几台风机进行连续不断的强制通风,耗用大量的电能。尽管如此,通常循环水进出口温差也只有3~5℃。另外,由于积水池有限,塔内沉积的泥土、杂质等来不及沉淀就回到循环水中,这些泥垢在凝汽器铜管内壁附着,致使铜管结垢,换热效果差,排汽温度升高(严重时高达60℃以上),形成换热的恶性循环。为了解决上述问题,每年必须对凝汽器铜管和冷却塔填料进行清理,生产成本提高。如果利用该机组循环水供热,一是可以解决冷却塔冷却效果不良的问题;二是循环水采用较为洁净的软化水,防止了在凝汽器铜管内壁结垢的问题;三是该机组本身的排汽温度高,利用循环水供热后排汽温度相对其它机组提高得较少,对机组的影响小。

2007年8月,山东光明热电股份有限公司对新矿集团协庄煤矿和小协镇及周边的柠檬酸厂、陶瓷厂、协和花园等社区现有的供暖管网和设备进行改造,实现电厂循环水在上述供暖系统内的循环,将这部分热水直接用作供暖循环水。改造前,热电厂循环冷却水流量3600t/h,冷却塔的进水水温40℃,出水水温32℃,而供暖系统需要的进水水温60~70℃,回水水温50~55℃。通过调整汽轮机凝汽器真空而提高循环水的温度,可同时满足矿井工业广场供暖面积60万m2,小协镇及周边社区供暖面积18.4万m2,协庄矿工人村供暖面积45.3万m2的供暖需要,取代原有新蒸汽换热供暖系统。循环水余热回收供暖系统优化节能项目为2007年国家财政支持项目,并且以合同能源管理方式开展完成。2007~2010年,3个供暖季全部利用循环水余热回收供暖,循环水余热供暖系统运行正常。

该方案的基本原理是通过降低凝汽器真空,提高汽轮机排汽温度,将凝汽器的循环水直接作为采暖用水为热用户供热。汽轮机改为低真空供热后,热用户实际上就成为热电厂的“冷却塔”,汽轮机的排汽余热可以得到有效利用,避免了冷源损失,大大提高了热电厂能源的综合利用率。

1.2 节能优化措施

在3#汽轮机凝汽器冷却循环水的出口安装循环泵,用以实现循环水在供暖系统内的循环;加装1套补水装置和滤水器,用来为供暖系统补水;在冷却塔的进出水口安装阀门,冬季供暖时,关闭冷却塔的进出水阀门,使循环水直接进入供暖系统内,将冷却塔循环水蒸发散失的热量回收利用;供暖期结束后打开冷却塔的进出水阀门,系统恢复正常,使循环水进入冷却塔降温后循环使用。

由于机组提高排汽温度,降低凝汽器真空,改变了机组的设计运行参数,势必对机组造成一定的影响,为保障机组安全,进行了如下系统优化:

(1)对凝汽器的承压部件管板等进行了加固改造。

(2)安装2台热水循环泵,互为备用,互相联锁,保证热网正常循环。

(3)在热用户回水管路上加装安全阀,供热循环水回路上安装逆止阀。

(4)虽然排汽温度升高易引起铜管的结垢,但热网循环水采用化学处理过的软化水,硬度降低且回水管路有除污器,水的品质有很大提高。相对于以前该机的循环水状况来说,情况大大改善,结垢问题比以前减少。另外还定期采用胶球清洗装置对凝汽器进行清洗。

(5)加装1套补水装置和滤水器,专门用于循环水补水,补水泵采用变频控制,以便控制补水压力恒定。

(6)采用凝汽机组的循环水供暖,需要机组稳定运行。如果机组由于种种原因造成停运,则循环水供热所需的排汽热源消失,循环水供热达不到采暖要求,因此保留该公司内热交换站作为紧急情况下的热源补充。

(7)机组启停过程中,为保证供热的稳定性,需要进行2个系统的切换。机组启动前,采用交换站供热系统进行供热;机组正常带负荷运行后,再逐渐切换到循环水供暖系统中。

(8)机组在低负荷运行时循环水温升减小,不能保证供暖需求时,需要利用交换站内热交换设备对系统进行二次补充加热,以达到采暖水网的温度要求。

(9)保留原冷却塔系统,外界气温升高,回水温度升高,不能满足机组冷凝需要时,部分循环水还可以进入冷却塔循环回路进行冷却,以保证机组出力。

1.3 工艺流程

工艺流程如图2所示。

2 循环水余热回收供暖项目的实施效果

2.1 改造前原系统能耗状况

2.1.1 原系统耗蒸汽量(见表1)

节能改造前全部采用汽水换热器供暖,按照2005年、2006年山东光明热电股份有限公司对宿舍区和工业区供汽量的平均数计算,原供暖系统每年的蒸汽用量为108435t。

节能改造后,新系统直接利用汽轮机凝汽器冷却循环水的热量供暖,系统不再直接消耗蒸汽,具有显著的经济效益。

2.1.2 原系统耗电量(见表2)

改造前,宿舍区换热站8个系统循环泵运行功率配备为:6SH-9型37kW 4台,6SH-6型55kW 12台,共计16台,8运8备。补水泵运行功率配备为IS65-40型5.5kW和7.5kW各8台,共计16台,8运8备。

改造前宿舍区换热站运行功率为:37×2+55×6+5.5×4+7.5×4=456kWh。

改造前,工业区换热站系统循环泵运行功率配备为:6SH-6型55kW 2台,1运1备,加压泵6SH-9型30kW 2台,1运1备。补水泵运行功率配备为:15kW 2台,1运1备,循环泵Y355-5-6型220 kW 2台,1运1备。

改造前工业区换热站运行功率为:30×1+55×1+15×1+220×1=320kW。

改造前,供暖系统耗电功率为:456+320=776kW。

2.2 改造后新系统耗电量(见表3)

改造后,整个供暖系统循环泵运行功率配备为:Y315L-4型250kW 2台,1用1备。

补水泵运行功率配备为:Y2型22kW 2台,1用1备。改造后,供暖系统运行功率为250+22=272 kW。

2.3 节能效益分析

2.3.1 节电量核算

每个供暖季节约电量: (776-272)×24×120×80% = 1161216kWh。

折合标煤量:116.1216万×3.5 = 406t。

减排CO2:406×2.5 = 1015t。

2.3.2 回收热量核算

根据2007~2010年供暖循环水量及供暖温度焓值数据计算,回收热量Q1=供出循环水焓值×供出循环水量-循环水回水焓值×循环水回水量=267.42kJ/kg×6777901t-229.94kJ/kg×6188224t=389626GJ。

折合标煤:13311t。

减排CO2:13311×2.5 =33278t。

节约发电量折合热量(计算数据见表4)Q2=(低真空排汽焓-纯凝排汽焓)×凝汽量=(2617-2580)×54200=2GJ/h。

折合标煤:197t。

循环水余热回收供暖系统改造后,每个供暖季节电以及回收热量共节约标煤为:406+13311-197=13520t。

由于供暖系统使用了YZ-101防腐阻垢剂,使循环系统具有防腐、阻垢、除锈、防人为失水(药液呈黑色)、预保护膜等功能,可使系统管壁干净,减少系统运行阻力,提高传热效率,提高供热质量,可大幅度减少人为失水现象;且循环水不经过凉水塔冷却,避免了蒸发散失的补水量(18t/h),综合分析可节水:18×24×120=51840t。

3 技术特点

电厂循环水供暖是一项重大节能应用技术,受到发电厂的普遍重视。具有以下特点:

(1)节约人力、设备及换热站的投资。

利用该技术是把热电厂汽轮机加热的循环水直接供到千家万户,不需建设各区换热站,这样可以节约管理换热站的人力和换热站所有设备的投资及固定厂房、供电、供汽、供水系统等。

(2)布局合理,安装方便。

该技术供水温度在70℃以下,管道膨胀比蒸汽管道小好几倍,可以直埋地下,避免了原来蒸汽管道在城区内架空安装,并设有许多过道弯和膨胀弯,影响市区美观。

布局合理是指该供暖系统可以按照市街道规划处所布局的生活居住的大小设计各街道的地下供水管道,形成整个市区的闭式供回水管网,减少了各城区内多处建设的蒸汽换热站,并减少了到换热站的蒸汽管道和换热后的供水管道,使管网布局最为合理。

安装方便是指该供暖的供回水管网直接沿街道延伸到各住户楼接口。各住户楼可以直接接入使用。

(3)运行安全可靠,温度全天舒适。

该技术是由热电厂汽轮机冷却系统与各采暖用户构成的封闭循环,所以只要热电厂不发生重大事故,该采暖系统均可稳定运行,不受区域性停水停电的影响,故运行安全可靠。又因为属水暖系统,并且全天汽轮机是根据天气情况,以用户需要的温度来调整电负荷稳定运行,所以保证天天24h室内温度舒适。

4 示范意义

循环水余热回收供暖系统改造项目实施后,可大大减少设备、管网维修量,减少扰民,提高设备及管网的使用寿命,解决冷热不均的现象,用户室温合格率达到95%以上,有效地减少二次水人为失水现象,大大减少了软化水的排放,消除了钠离子交换再生废液对地下水的污染,有利于环境保护。并且通过回收利用凉水塔蒸发散失的热量,年节约13520t标煤,从而减少了烟尘及SO2的排放。实践证明,电厂循环水余热回收供暖技术取得了显著的节能和环保效果。

目前,山东共有热电厂170多座,机组300余台,总容量大约为2000MW。若都与山东光明热电有限公司一样,将纯凝机组改为低真空循环水余热回收供暖,结合该公司的计算结果,则整个山东地区一个采暖期可节约标准煤225.3万t。可见,该项目蕴含着巨大的经济效益和推广意义。

通过降低凝汽机组真空,提高排汽温度,利用循环水供热来降低冷源损失是非常成功的,改造比较简单,设备可以安全稳定运行,特别是节能效果显著,经济效益非常可观。

汽轮机低真空运行,循环冷却水采暖技术,目前属于国内冬季采暖最先进的方法,具有诸多优点和显著的经济效益,并且符合国家规定的热电厂以热定电的运行方式。

摘要：在电厂余热利用的基础上,通过回收冷却塔散失的热量,对循环水余热回收供暖进行了节能分析,结合电厂对循环水余热回收供暖的应用,阐述循环水余热回收供暖的节能措施以及实施后的节能效果。实践证明,电厂循环水余热回收供暖具有显著的节能和环保效果。

热电厂节能技术分析 第9篇

关键词：凝汽式,技术改造,热电联产,节能

引言

南海长海电厂装有一台50MW的凝汽式汽轮机,该机组安装于1992年,设计热耗较高,为9466kJ/kWh,实际运行热耗在9630kJ/kWh以上,机组的热力性能远低于目前国内的设计水平。这不仅影响到长海电厂的经济效益,也造成了大量能源浪费并带来严重的环境问题。一方面国家关停50MW以下冷凝机组的力度越来越大[1];另一方面,电厂周围纺织产业区的纺织、染整企业又需要大量的蒸汽。在这种情况下,为提高能源利用效率,厂里决定对现有机组进行改造,将50MW凝汽式汽轮机组改造为非调整抽汽式供热机组,实现对纺织工业园的集中供热,同时为避免机组关停提供了一条有效的解决途径。

改造由北重电站成套公司完成。应用调整抽汽式汽轮机的技术和全三维通流设计技术,对凝汽式汽轮机改造,实现了抽汽供热、延长寿命、提高运行可靠性等目的。

1 机组改造方案

1.1 机组现状

南海长海电厂50MW凝汽汽轮机型号为N50-8.83/535,单缸冲动凝汽式机组,由北京电力修造厂生产,投产于1992年,设计进汽参数为535℃/8.83MPa,额定进汽量190t/h,最大进汽量210t/h,额定排汽压力0.0049MPa,汽耗为3.753kg/kWh,热耗为9380kJ/kWh。机组有7段抽汽,分别供4台低压加热器,1台除氧器,2台高压加热器,各抽汽参数如表1所示。

1.2 改造目标

从经济性考虑,将50MW凝汽式汽轮机改造成非调整抽汽式汽轮机,使改造后机组成为热电联供机组[2,3,4],要求改造后的机组热电比≥100%,热电总热效率≥45%。表1为汽轮机各抽汽段参数。

根据设计参数,对机组进行热力分析计算[5],在纯冷凝的设计工况下,二段抽汽在第8级后,压力为1.39MPa。从机组改造简单易行的角度出发,尽量不对原机组的运行产生过大的影响,同时又能保证改造后机组在一定的负荷变动范围内抽汽压力不低于1.0MPa。

1.3 改造方案

经过技术论证,抽汽口就选在第8级后,即从汽轮机第8级向外抽汽,在汽轮机本体相对于二段抽汽的位置对称打孔,作为非调整抽汽的汽源。经热力计算,负荷在33MW时,抽汽压力不会低于1.0MPa;负荷高于33MW时,可通过简单的调整手段保证供应要求的蒸汽压力和温度。

将现行机组改型为非调整抽汽凝汽式汽轮机技术要求:

抽汽压力1.37～1.30MPa;

抽汽温度311～302℃;

额定抽汽量40t/h;

最大抽汽量49t/h。

改造按照运转平台基础不变的原则进行结构设计。除增加非调整抽汽管路外,给水加热系统及其他辅机部分不变,尽量保留原凝汽机组本体可用部件。

抽汽口位于汽轮机高压缸第8级后,即二段抽汽两侧,孔口为100mm×200mm的两个长孔。

在高压下汽缸第8级后加工出100mm×200mm的两个孔口,并用特殊工艺焊接出两个ZG20CrMo铸钢变截面短管,从其上各引出一根ϕ159mm×8mm的管子,然后二者通过大小头及直插联接方式汇合成ϕ273mm×9mm的抽汽支母管,再安装DN250 PN2.5的抽汽逆止门以及旋启式二回阀、电动节流阀和抽汽疏水组成抽汽管路系统。

控制水来自凝结泵出口后,其上并联安装有两台2334920.1600型常闭式电磁阀,其电气线路接至主汽门行程开关及抽汽管路系统上的压力控制器,并与安全电源连接,当发生紧急停机或抽汽压力低于控制值时,电磁阀通电,压力水进入抽汽逆止门并瞬间关闭该阀门防止蒸汽倒流。

当汽轮机甩负荷时,该阀门将在压差作用下自行关闭,防止蒸汽倒流入机组通流部分。

由于该机抽汽系级间抽汽,在主汽及抽汽流量大的情况下,抽汽点前各级隔板工作状况恶化,经计算,第4、8级隔板体应力及挠度均有所增加,为保证隔板的安全,抽汽量要控制在一定的数值(49t/h)以内,即抽汽压力不能低于1.30MPa。当达到这一数值时,压力控制器将给电磁阀通电,关闭抽汽逆止门。

2 改造效果及其分析

2.1 改造后汽轮机性能

改造设计后汽轮机名称为抽汽凝汽式汽轮机,型号为CN50-8.83/0.98型,表2是改造后的CN50-8.83/0.98型非调整抽汽式汽轮机的热力性能。

由表2中数据可见,非调整抽汽工况下热电比大于100%,机组热效率大于45%,改造后机组完全符合2000年国家四部委《关于发展热电联产的规定》文件中对于热电联产机组指标的规定。广东省能源利用监测中心的测试结果也与表中数据接近,并且热电指标也都满足国家的有关要求。

经过一段时间的运行,完全达到了当初的改造设计要求。但同时也发现一些不足之处,主要是外界用汽量改变时,机组不能通过自身调节来满足供汽需要,灵活性不够好。

2.2 节能效果分析

改造前后机组热效率、能耗以及节能效果比较如表3所示。从表3中可以看到,以每年运行7200h计算,采用额定抽汽工况进行运行,发电量比改造前纯凝汽工况运行情况减少5.49×107kWh,折算标准煤为6748t/a,约占纯凝汽工况发电量的14.36%,但是抽汽提供周围纺织产业区的纺织、染整企业,抽汽能量折合标准煤达到43855t/a,该厂年提供电、蒸汽的能量总量达到84090t/a(折标准煤),比改造前增加了37107t/a(折标准煤)。非调整抽汽条件下,采用最大抽汽工况进行运行,全厂电、蒸汽总能量产出量达到112086t/a(折标准煤)。

以该厂锅炉效率89%,管道效率98%,厂用电率8%计算,热电联产改造后,供电煤耗从383.9g标煤/kWh,降低到319.99g标煤/kWh(额定抽汽工况),煤耗率降低了63.9g标煤/kWh。另外,周边纺织产业区的纺织、染整企业在改造前采用分散供热方式,以分散供热锅炉效率75%计算,厂用电率取8%,则其供热煤耗达到142.17kg标煤/t蒸汽,折合热量供应为49.53g标煤/MJ。改造为集中供热后,每吨蒸汽供热煤耗降低为119.98kg标煤/t蒸汽,折合热量供应为40.33g标煤/MJ。

按照年运行7200h计算,则相比于改造前采用额定抽汽工况进行热电联供,全年煤耗降低了3.05万t。采用最大抽汽工况运行,由于抽汽供热达到100t/h,热电比提高到181%,在凝汽器系统中冷凝损失的热量进一步降低,折算到供电煤耗,降低为275.65g标煤/kWh,供热煤耗与额定抽汽工况运行下变化不大,全年煤耗降低了5.03万t标煤,节能效益进一步提高。

该厂将50MW凝汽式汽轮机改造成非调整抽汽式汽轮机,改造后节能效果明显,在降低能源消耗、提高经济效益的同时,为纺织工业园进行集中供热,缓解了周边纺织产业区的纺织、染整企业供汽分散的紧张局面。

3 结语

南海长海电厂1#汽轮机抽汽供热改造后,经过一段时间的运行,取得了满意的效果。将凝汽式汽轮机改造成非调整抽汽式汽轮机是改造凝汽机组的有效途径,实现热电联产,对提高能源利用效率,节约能源,减少污染,起到了积极作用。

参考文献

[1]杨旭中.现有低效火电机组改造的途径[J].电力勘测设计,2007,4(2):37-38,46.

[2]杜付.12MW凝汽机组改供热机组的成功经验[J].节能技术,2004,22(1):63-64.

[3]邢百俊.100MW机组连通管打孔抽汽供热改造方案与实施[J].电力设备,2005,6(8):72-75.

[4]谢冬梅,孙冰,胡月红,等.凝汽式汽轮机的热电联产改造技术[J].热力发电,2005,8:34-36,55.

热电厂电气节能设计分析 第10篇

1.1 降低变压器的有功损耗

在变压器内, 其空载的损耗在很大程度上由内部的结构、内部铁芯的材料决定。伴随着科学技术的进步和时代不断地发展, 变压器的厂商对于变压器的内部结构进行一定的调整, 设计出更为合理的节能变压器, 其比正常型的变压器更具有优势, 降低了空载时的损耗, 除此之外负载的损耗一般由变压器的电阻来决定, 和负载率平方是正比关系, 所以, 选择小阻值的铜芯, 能够有效减少负载, 达到节能设计的效果。

1.2 减少线路的能量损耗

因为线路上面有电阻, 在电流经过电阻时, 可能会产生能源损耗, 在线路上经过, 电流是不变的, 因此要想降低线路的损耗, 只能够通过降低线路电阻来实现。降低线路损耗可以采取以下方法:

(1) 选择电导功率比较小的铜体, 将其当做导体使用, 近年来, 许多高强度的耐热性能较好的线路金具被制造出来, 例如铝制的线夹、防振锤铝的线夹以及整体挤压成型的并沟线夹, 在进行电力配送的时候, 这些无磁的金具不断得到推广使用, 建议可以将输配电线路慢慢更换为无磁的金具。

(2) 对电缆线布置的线路进行整理, 减少从配电室到各个辅助机械设备之间的电缆线铺设的距离。通过缩短整体电缆线路的长度, 来达到减少线路的能量损耗的目的。

2 风机、水泵负载类的变频节能技术

2.1 热电厂风机、水泵类的设计现状

在热电厂中进行设备的使用, 例如循环水泵使用、锅炉给水泵使用、二次风机使用、引风机使用等, 其中大多设备是按照额定的功率来使用的。在对风机流量进行设计的时候, 大多参考我国的电力设计的规范, 将风压与最大的风量作为判断标准, 来选择电动机, 通常风量的裕量需要控制在百分之五到百分之十之间, 倘若风压的裕量达到百分之十, 那么电动机的型号就不符合设计的要求。只能够使用大级功率的电机, 而这会造成冗余量十分大。处理这种情况, 多采取起停电机调控、挡板调控、风门调控等方法, 没有办法形成有效的闭环控制, 与此同时, 也没有办法达到节能的目的。对于水泵的流量进行设计节能工作, 其也是最大的流量。进行压力控制, 只能够通过控制电机的启停、阀门开关等方法来操作。进行电气的控制, 通常使用直接的方式或者是自耦降压的启动, 这不能够有效改变电机设备的运转速度, 没有软启动功能, 会给机械带来较大的影响, 老式的系统, 其使用周期短, 噪音比较大, 并且功率的因数低。

2.2 变频调速的节能意义

在热电厂设备使用中, 风机水泵属于高负载的设备。一般使用者会依据满负荷的实际工作量, 来对风机水泵进行型号方面的选择。例如, 在进行操作的时候, 通常都不是在工作满负荷的情况下, 因此, 使用变频器, 属于最为直接的一种调控方式, 也是比较合理的一种方法。使用变频器存在的控制装置, 对于电动机的转动速度进行有效的调节, 使其能够保持在一定的水压以及风压范围, 符合热力系统对于压力的要求。等到电机达到额定运转速度的百分之八十的时候, 减掉机械自身产生的损耗、电机铜铁的使用损耗等, 节能的效果可以达到百分之四十左右。还有, 也能够控制闭环恒压系统, 促进节能的效果。

3 照明部分的节能

不同热电厂的工作环境, 对于照明灯光也有不同的选择。应该根据实际的情况来进行具体选择, 照明光源低一些, 能够有效减少电能的消耗, 节约电力资源。其有关要求如下, 在正常的室内场所进行照明工作, 像是化验操作室、高低压的配电工作室、机炉控制室等, 应该优先考虑使用荧光灯或者是功率较小的高压钠灯, 使用这类型的高效光源, 能够满足工作对于照明的有关要求。倘若在锅炉工作间以及汽机工作这样的大型的空间进行照明, 或者在室外的场所进行正常照明以及道路上的照明, 就应该使用高压钠灯或者金属卤化灯, 对于不同环境使用不同的照明方式, 能够有效达到电气节能的效果。

4 重视无磁化或者低磁化金具的使用

根据相关的实验的数据得出, 在进行实际应用的时候, 铁磁材料的导磁率为二百五到一千, 然而铜和铝的导磁率为一, 由此可以得出, 在线路中, 不同材料产生磁干扰的数值是相差巨大的。在金具上产生的导线电流大小与电动势成正比, 和材料中导磁率也成正比, 在铁磁的材料金具中, 也和金具截成正比, 因为导磁率较高, 感应的电动势较大, 因此, 产生的涡流也比较大。涡流会在金具的电阻上形成热能, 并且大量地将线路电能转化成热能消耗掉。

由此可以得出, 通过使用无导磁率材料, 例如铜或铝合金还有低磁钢, 来进行线路制造, 是一种有效的电气节能设计。在我国, 35k V以下的输配电线路, 基本使用的是铁磁材料来制造金具线路, 这种材料的金具, 不仅仅会造成大量的电能损失, 还会容易导致导线出现烧毁的情况, 以往的可锻铸铁的并沟线夹, 其事故发生的频率最多。而近年来, 人们已经研制出了高强度的高耐热性能的铝合金和铜制金具, 例如铝制接续线夹、防振锤铝线夹。在输配电线路中, 这些无磁的金具逐渐得到了应用。

5 结束语

总而言之, 在热电厂电气设计方面, 具有很大的节能空间, 企业应该在进行电气节能设计时, 认真考虑各项节能技术的可行性。遵循节能降耗的核心设计的理念, 在进行设计的时候, 不仅仅需要满足电力系统对于安全稳定运行的要求, 与此同时, 还需要达到节省能源消耗的目标。在使用节能操作有关的新型设备的时侯, 应该深入了解设备原理以及使用性能, 将技术方面和经济方面进行相互结合, 作为考虑的依据, 选择有效的适用的节能设备, 达到电气节能设计的最终目的。

参考文献

[1]GB50049-94, 小型火力发电厂设计规范[s].2009:125-127.

热电厂节能技术分析 第11篇

摘要：变频调速技术是目前世界上技术先进、性能可靠的交流调速方式。目前变频器虽然在技术和价格上还存在一定难题，随着电力电子技术和变频调速技术的不断发展，变频调速技术在发电厂的应用也将更为广泛，这一技术的推广应用将为火力发电厂在节能降耗、提高经济效益、提高上网电价的竞争力方面发挥巨大的作用。

关键词：变频技术发电厂节能应用

1变频调速系统简介

1.1变频器的产生背景异步电动机是生产企业最主要的动力设备之一。作为高能耗设备，其输出功率往往不能随负荷按比例变化。很多现代工业工程中需要对设备的转速进行控制，例如造纸机转速、水泵转速、风机转速等等。近年来，随着变频器技术的成熟以及变频器应用范围的日益广泛，使用变频器对电动机电源进行技术改造成为十分有前途的事业。变频器可以根据负荷的变化或者控制要求随时改变电动机的转速，从而起到明显的节能效果。目前，这已经成为各企业节能降耗、提高效率的重要手段。

1.2变频器简介目前的变频器主要采用交—直—交方式，先把工频交流电源通过整流器转换成直流电源，然后再把直流电源转换成频率、电压均可控制的交流电源以供给电动机。变频器的电路主要由整流(交流变直流)、滤波、逆变(直流变交流)、制动单元、驱动单元、检测单元、微处理单元等部分组成。整流部分一般为三相桥式整流器，逆变部分为绝缘栅双极晶体管(IGBT)三相桥式逆变器，且输出为脉宽调制(PWM)波形，中间直流环节为滤波、直流储能和缓冲无功功率。

现在，全世界范围内的变频器应用极为广泛。主流的变频器品牌包括：ABB、西门子、丹佛斯、施耐德等，基本上所有著名电气设备厂商都有一系列的产品推出。从产品工艺和应用技术上来看，现在的变频器已经非常成熟。

1.3变频器调速原理变频器通过控制电压和频率来实现调节转速。

电机学中有如下公式：n=60f(1－s)/p

(1)

式中：n—异步电动机的转速；

f—异步电动机的频率；

S—电动机转差率；

P—电动机极对数。

由式(1)可知，转速n与频率f成正比，只要改变频率即可改变电动机的转速，当频率f在0—50Hz的范围内变化时，电动机转速调节范围非常宽。变频调速就是通过改变电动机电源频率实现速度调节的。实际应用中，如果仅降低频率，电机绕组的电流将会随之增大，特别是当频率降到很低时，该问题就非常突出，电机将被烧坏。所以，为了防止电机烧毁事故的发生，变频器在改变频率的同时必须要同时改变电压。

2发电企业进行变频调速节能改造的意义

现今电力系统改革正在不断深化，厂网分开、竞价上网政策开展实施，降低厂用电率、降低发电成本，提高出厂电价的竞争力，就成为每个电厂的当务之急。现以装机总容量115.5MW(10.5MW×11)的柴油机发电厂为例，对其辅机设备采用变频调速技术改造进行探讨。

该火力发电厂的各种辅助动力设备中，风机、水泵、油泵类负载占绝大部分，整个发电厂最高厂用电负荷记录约为2.5MW，辅助动力设备中主滑油泵总容量为0.99MW(0.09MW×11)，占发电厂厂用电40％，如果能够采用变频调速技术对辅机设备进行节电改造，效果是相当明显的。

3系统现状描述

3.1设备简介在该柴油机发电厂中，主滑油泵是发电机组润滑系统的重要组成部分，在管路固定的情况下，润滑系统的滑油压力为关键受控对象。机组处于运行状态时，滑油压力太低会影响机组润滑效果，对机组运动部件造成损害；滑油压力太高则对过滤器、管道及密封胶圈有破坏作用。润滑系统的主滑油泵为德国莱斯特瑞慈(Leistritz)螺杆泵，由L2型滑油螺杆泵、滑油泵电机(啸驰防爆90kW电机)和相关的机械调压机构等构成。

3.2存在节能空间目前，此润滑系统采用机械调压机构保证机组滑油压力控制在允许的范围内，超出正常范围的压力全部由机械调压机构回流管道排放回油柜，这样一来，电机输出功率的很大一部分被排放掉，浪费了大量能源。根据滑油泵厂家资料显示，滑油泵输出压力设计在0.8MPa，而该发电厂柴油机只需要0.6MPa就可满足工况需要，滑油泵在0.6MPa、运动黏度15mm²/S、温度85％℃寸所需要的功率为48KW，而滑油泵电动机功率为90KW，证明余量很大。咨询生产厂家后得知，设计时选用大功率电动机的原因是由于螺杆泵起动时需要较大扭矩，如果起动方式是直接起动而电机储量不够时易烧毁电机，变频技术在当时还未能推广，故选用大功率电动机来达到工况要求。现在只需要配备比滑油泵功率稍大的电动机，通过变频器实现高起动转矩，并且用平滑无冲击的软起动就可以了。

3.3现有系统的弊端现有系统存在以下弊端：一是直接起动的交流电机因起动电流大(通常为额定电流的5—7倍)，在很短的起动过程中，笼型绕组或阻尼绕组将承受很高的热应力和机械应力，致使笼条(或导条)和端环在很高的应力作用下疲劳断裂；二是直接起动时的大电流还会在绕组端部产生很大电磁力，使绕组端部变形和振动，造成定子绕组绝缘的机械损伤和磨损，导致定子绕组绝缘击穿；三是直接起动时的大电流还会造成铁心振动，使铁心松弛，引起电动机的发热：四是机械调压方式经常导致滑油泵出口压力变化偏大，不符合发电机需要出口压力平稳的技术特点，影响发电机设备寿命。

4改造措施

4.1改造方案①异步电动机采用软起动方式在火力发电厂中，大容量交流异步电动机应用非常广泛，由于直接起动所造成的电动机烧毁和转子断条事故屡屡发生，给主机设备的安全经济运行带来很大的威胁，因此大容量异步电动机采用软起动方式，对于延长电动机使用寿命，减少对电网的冲击，保证正常生产是非常必要的。②在润滑系统中应用变频调速系统在润滑系统中应用变频调速系统，变频器以及配套的控制系统根据滑油压力来调节滑油泵的电机转速，避免了电机频率恒定、满负荷输出而带来的电能浪费。而且，每次起停滑油泵时，变频器使电机按照一定的斜率加速，对电机本身和相关的机械机构的冲击都大大减少，从而延长了设备的使用寿命。

4.2改造所需设备每改造1台机组的滑油系统，就需要配套使用如下设备：1台110KV变频器、断路器、电抗器、综合保护器、变频器柜、变频控制器、2台接触器及相关的通信软件。

4.3控制策略一般情况下，滑油泵电机的进线电源来自变频器，另有旁路电源作为故障备用。当运行人员启动滑油泵时，变频器驱动滑油泵电机以一定斜率增速起动。滑油压力传感器将滑油系统当前的滑油压力数值反馈回变频器系统的控制装置，控制装置根据反馈的压力数值和操作人员预先设定的滑油系统标准压力值进行比较运算，然后变频器向滑油泵电机输出一个特定的频率，使滑油泵电机以适当的转速运转，从而使滑油系统当前的滑油压力数值维持在一个最合适的压力范围内。这样，通过泄压装置回流的润滑油非常

少，避免了能源浪费。

变频器自动调节需要的压力反馈信号从机组的传感器设备中直接获得，控制逻辑由控制设备内部的软件实现，可以通过编程，按照经验值设定调节范围，选择合理的控制参数。基于厂内现有的控制系统，可以使变频系统通过控制网络与其无缝集成，变频系统的参数设定、运行模式选择、起停等既可就地进行操作也可在主控室遥控，运行值班人员可以在主控室的电脑画面上实时监控变频系统状态。

5改造方案的特点

5.1与现有工艺完全配合，无技术风险只改动电气驱动部分，对现有滑油系统工艺无影响，不会因为变频改造而产生任何不可靠因素。当变频系统进行检修时，运行人员只需稍做操作，就可以将系统切换成原来的状态，使原有的机械调节装置能够重新发挥作用，做到了平滑切换、无风险整合。

5.2可靠性好使用国际名牌变频器，技术成熟，类似的解决方案已经得到广泛应用。而且，在参数设置时，充分考虑了广州地区高温、高湿的环境特性，将变频器电流限幅为低于额定电流的状态，以保证设备长期良好运行。除了变频器涉及的基本电气回路外，对厂里的一次回路没有改动，基本不会因为变频系统的安装和运行而对其他系统产生影响，使系统的可靠性进一步提高。

5.3与现有控制系统紧密集成该厂现有的主要控制系统是用于机组控制的控制系统、相关的控制网络及上位机软件系统。改造时，我们将变频系统和现有的控制系统网络集成，使其与机组控制系统直接通信，以实现全自动控制和调节。经过编程和组态，变频系统的相关运行参数可以直接显示到上位机控制软件的监控画面上，不仅便于运行人员监控和遥控，而且便于检修人员维护，管理人员也能够通过远程监控网络了解变频系统的相关信息。

6其他技术细节探讨

6.1相关的传感器和控制系统

变频器自动调节需要的压力反馈信号从机组的传感器设备中直接获得，控制逻辑由控制设备内部的软件实现，可以通过编程，按照经验值设定调节范围，选择合理的控制参数。

6.2远程监控改造中变频器采用施耐德公司产品，与发电机控制系统为同一公司生产，其通信功能易与发电机现有工控网络的控制系统实现无缝集成，直接采集现有滑油系统压力值调节变频器，达到发电机工况要求，避免因另外设点而导致采集值与原值有差异，造成发电机保护误动作或不动作。变频系统的参数设定、运行模式选择、起停等既可就地操作也可在主控室遥控，运行值班人员可以在主控室的电脑画面上实时监控变频系统状态。

6.3高次谐波抑制由于变频器逆变电路的开关特性，对其供电电源形成了一个典型的非线性负载。变频器在现场通常与其它设备同时运行，例如计算机和传感器，这些设备常常安装得很近，这样可能会造成相互影响。谐波产生的根本原因是由于非线性负载所致，当电流流经负载时，与所加的电压不呈线性关系，就形成非正弦电流，从而产生谐波。

在清楚地了解诣波产生的原因之后，治理上可采用无源滤波器、有源滤波器，减少回路阻抗，切断谐波传输路径等方法。现在还出现了无源滤波器(LC滤波器)与有源滤波器互补混合使用的方式，可充分发挥LC滤波器结构简单、易实现、成本低，有源电力滤波器补偿性能好的优点，克服有源电力滤波器容量大、成本高的缺点。两者结合使用，从而使整个系统获得良好的性能，力求将变频器产生的谐波控制在最小范围内，达到科学合理用电，抑制电网污染，提高电源质量的目的。

参考文献：

电厂锅炉的节能现状及节能降耗技术 第12篇

关键词：电厂锅炉,现状,节能降耗技术

0 引言

在人们生活水平不断提高的今天, 节能环保意识也在不断增强, 随着各种新技术的广泛应用, 社会各行业都开始重视节能降耗。其中包括电力行业, 电厂锅炉设备正常运作需消耗大量资源和能源, 对相应设备进行节能改造, 可减少能源消耗, 使电厂能更加有效地运行, 在提升电厂所获经济效益的同时, 也可达到节能环保的目的[1]。下面主要对电厂锅炉在节能中存在的问题进行分析, 然后针对这些问题提出相应节能降耗技术的具体应用。

1 电厂锅炉在节能方面存在的问题

现阶段, 水利发电及风力发电这些新型能源受到了很多电力企业青睐, 同时这些新型能源也是比较科学合理的节能手段, 然而在实际生产及应用过程中, 锅炉技术依然不可缺少, 电厂应用相应锅炉技术并不代表可随意浪费能源, 以下是目前电厂锅炉在节能方面所存在的一些问题。

1.1 锅炉内水质影响到锅炉节能效应

电厂内部, 锅炉所用水都是经专门处理后才能用来发电, 可是很多电厂都没有依据规范设置相应净水装置, 锅炉里加热的都是没有经过净化的水, 水里含有杂质较多, 在加热的条件下水中所含杂质就会吸附在锅炉壁上, 长期下来, 锅炉壁上就会产生非常厚的一层水垢, 随着加热的进行会消耗很多能源。根据相关数据统计可知, 当水垢厚度增厚1 mm, 其所消耗能源就会在原来基础上多4%左右, 如果不管锅炉里面水质状况, 就会使得电厂在应用锅炉技术时浪费更多能源, 电厂成本投入也会增加, 获得的经济效益也会相对较少[2]。

1.2 锅炉燃料燃烧不够充分

电厂里加热锅炉的一般都是煤炭和煤油, 不同燃料其质量和产热水平都不一样, 然而都有一个共同的问题, 那就是燃料燃烧非常不充分, 有时因为电厂锅炉和相应燃料在结构上不是很适应, 这就使得电厂中燃料不能被充分燃烧, 对这个问题进行改善的难度非常大, 所以这也是节能降耗中非常严峻的一个问题, 使得大量能源被消耗掉, 同时也对电厂发电工作效率造成了相应影响。

1.3 锅炉机器在运作时消耗大量能源

每个电厂所承担的是某个区域全部用户所要使用的电能, 这项工作非常庞大, 所以电厂锅炉规模较大且数量很多, 电厂锅炉在正常运作过程中, 相应机器一定会在运转时消耗非常多的电能, 严重影响到电厂成本投入。

1.4 发电过程中锅炉排烟会产生很多热损失

电厂锅炉进行发电时, 一般燃烧的都是煤炭等燃料, 在燃烧过程中会产生一定的烟尘, 而在排放烟尘时, 因为烟尘所具有的温度及容积会使得整个排烟过程产生很多热量损失, 相关数据表明:每当排烟温度升高10 ℃~15 ℃, 其热量损失相应也会增加1%。导致排烟过程产生热量损失的因素主要有:锅炉受热面积不够大、火焰中心温度太高、锅炉在燃烧后产生了漏风问题[3]。引起烟尘温度变高的原因之一就是产生了漏风问题, 产生漏风问题主要是由于锅炉炉膛、锅炉的底部及干式排烟机的底部等产生了问题。在电厂锅炉节能中, 排烟时产生的热量损失是一个非常严重的问题, 同时也会给电厂附近环境产生一定影响。

1.5 操作电厂锅炉相关工作人员专业素质不高

在电厂锅炉操作人员入职培训中和实际工作中都有提到锅炉燃烧相应的安全保障问题, 但提到锅炉燃烧时的节能减排相关问题的具体规范就很少, 所以对电厂锅炉进行操作的工作人员就会不够重视节能减排工作, 在工作时不够积极, 工作态度也不端正, 在锅炉节能技术上缺乏专业修养。现阶段, 对电厂锅炉进行操作的工作人员在保养锅炉时使用的依然是人力, 缺乏足够专业技能, 同时不够重视锅炉节能技术, 导致没有对锅炉进行最佳保养, 锅炉在燃烧发电时不能确保锅炉工作状态最好。

2 电厂锅炉技能降耗技术的具体应用

2.1 改造电厂中所使用的锅炉设备

为使电厂锅炉可节能降耗, 第一步就是对其进行改造。现阶段, 所有国家基本上在能源使用方面都非常紧张, 电厂要贯彻执行国家提出的可持续发展政策, 就必须改造电厂中所应用的锅炉发电技术, 进行锅炉发电时应采用有效方式进行节能降耗。

首先需有效提升锅炉燃烧时能源的实际使用效率, 通过先进技术及设备来改造电厂锅炉, 达到节能降耗效果。在燃烧煤炭等燃料时, 应用先进技术有效提高燃烧效率, 采用现代化净水装置, 如离子交换、反渗透净水装置等, 离子交换净水装置主要是通过离子交换树脂来过滤原水, 水里面的离子就会和树脂上的离子进行交换, 这样就可使锅炉里所燃烧的水产生较少水垢, 从而尽量减少锅炉壁上水垢对热能的消耗量。确保电厂锅炉在运行时处于最佳状态, 这样就不用重新安装锅炉, 为有效减少电厂在正常运行上的成本投入, 还需引进先进技术人员, 对锅炉进行最佳保养[4]。在电厂锅炉改造过程中, 必须重视和遵循节能降耗相关原则, 提高电厂经济效益, 同时确保电厂锅炉运行安全。

2.2 强化对锅炉燃料的管理

在电厂中, 锅炉燃烧时所使用的燃料是采用锅炉技术进行发电的过程中非常重要的组成部分, 燃料燃烧过程中, 通常都会存在由于燃料燃烧不够充分而出现浪费能源的问题, 因此一定要重视燃料管理相关工作[5]。对于燃料存储, 一定要将燃料放置在干燥的地方, 避免燃料变得潮湿;在采购燃料阶段严格检验燃料质量;燃料到场后进行筛分, 去除燃料中石块和矸石, 减少渣灰物理热损失, 减少锅炉磨损。

2.3 合理安排辅机的启动及停机

对于电厂的节能降耗工作, 可开展相应运行指标竞赛, 利用参数调整来有效提高机组实际工作效率。目前中国大多数电厂所使用的大型机组, 一般采用的是直吹式制粉系统, 为使电厂锅炉能节能降耗, 需合理调整电厂锅炉使用过程中的相应辅助机器, 不仅能减少一定的成本投入, 还能缓解辅机因为庞大工作量而经常产生启动和停机的现象, 因为辅机在工作过程中会受不同电价状态影响而产生较大差异, 因此, 电厂专业工作人员就应准确预测发电时的超负荷状态, 在预测基础上合理安排辅机启动及停机, 将机器启动尽量安排在电价不高时段, 不仅可减少开机费用, 还可降低由于机器启动而对电力网络产生的冲击力[6]。

2.4 采用变频调速相关技术

风机及水泵在电厂中应用得非常多, 通常情况下, 这些机器都是以固定速度进行运作的, 可是如果产生了机组负荷上的改变, 相关工作人员就应改变风机出入口位置的挡板或改变水泵出口位置的阀门, 通过该方式可有效降低风机和水泵的工作效率。2010年德平热电厂与施耐德电气合作, 采用能源合同管理模式, 对16台高压电机进行变频改造, 总投资2 900×104元, 单台电机节能量约30%, 全年节电量3 107×104k W·h, 节约标煤约10 874 t。2012年8月, 对2台高压电机、4台循环水泵、二次风机、冷渣风机进行变频改造, 年节能量约1 563 t标煤。

3 结语

中国在能源节约方面提出了非常高的要求, 同时发布了节能降耗相关方针和政策, 对于现阶段中国电厂的发展来说, 节能降耗具有非常重大的意义。电厂锅炉节能运行与各方面都有关系, 不仅要强化管理方面, 还要对锅炉技术进行不断改进和提升, 这样才能达到节能降耗的运行效果, 保证电厂在电力市场中具有足够竞争力。

参考文献

[1]常家宾, 那仁.电厂锅炉的节能现状及节能降耗技术[J].科技与企业, 2014, 1 (18) :79.

[2]付小文.电厂锅炉的节能现状及节能降耗技术初探[J].科技风, 2014 (18) :218.

[3]吴成新.电厂锅炉节能现状及节能技术发展探讨[J].能源与节能, 2013, 5 (11) :101-103.

[4]崔传生.电力工程中针对电厂锅炉节能降耗进行的分析[J].建筑·建材·装饰, 2014, 6 (18) :122.

[5]郭东岳.电厂锅炉节能现状及节能技术发展探讨[J].中国机械, 2014, 3 (21) :124-125.