热电厂节能降耗建议

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热电厂节能降耗建议范文第1篇

关键词：供热发展　对策　建议

中图分类号：TU99　文献标识码：A　文章编号：1007-3973(2010)011-118-01

1　供热现状

截至目前，米东区现有供热企业5家，集中供热总面积达445万平方米，建设了区域锅炉房7座；热电联产l座，安装锅炉21台(单台最大容量为80吨)，锅炉总吨位达641吨；新建换热站62座；铺设管网106公里。通过十年集中供热建设和拆并小锅炉的实施，米东区共取缔分散锅炉近500台，有力地改善了城区的空气环境，为优化投资发展环境和建设生态城区奠定了坚实的基础。

2　存在问题

2.1　米东区供热专项规划急需编制和完善

随着米东区经济快速增长，房地产开发规模迅速扩大，各类园区、产业功能区逐渐增多，供热需求和供热建设的快速发展与规划编制工作相对滞后之间的矛盾日趋严重。目前供热建设缺乏科学指导和宏观掌控，急需编制和完善。

2.2　供热管线建设与道路建设不同步

在米东大道、500工业园以及城区道路建设中，给排水、燃气、电缆等市政管线均按设计一次性铺设到位，但受资金、拆迁等方面的影响，供热管线没有铺设，给今后供热管网建设留下了很大的障碍和阻力。

2.3　热电厂建设急待规范

米东区作为首府副中心和新型工业产业基地，工业和民用热负荷将快速增长，吸引了众多企业投资建设热电厂。目前，米东区神新煤矸石热电厂已投入运行；神东热电厂正在建设之中：垃圾焚烧发电项目也在积极申报之中。随着神东热电厂投入运行，供热范围将覆盖整个米东城区，辐射米东大道两侧的供热面积，可满足米东区用电、用热的需求。如继续新上项目，势必造成米东区热电联产相对过剩，影响到该行业的健康发展。

2.4　拆并小锅炉和改造老化管网力度仍需加大

目前，米东区分散锅炉主要集中于米东大道两侧，多是破产或困难企业自供的锅炉房，现有的供热设施多是80年代初建设，使用年限已超过20年，锅炉设备陈旧老化，供热管道年久失修，跑、冒、滴、漏现象严重，冬季供暖中不仅烟尘污染严重，而且存在极大的安全隐患。因此，加快热电联产项目建设，大力实施拆并锅炉和改造老化管网工程已刻不容缓。

2.5　供热计量、报停等配套政策急需完善

目前，米东区尚未制定供热计量销售标准，而乌鲁木齐市供热计量销售价格又不包括原米泉市行政区域。同时，既有住宅供热计量和节能改造工作也落后于中心城区，亟待加强。

3　对策和建议

根据米东区集中供热的现状和存在问题，主要对策和建议有：

3.1　尽快编制和完善米东区供热规划

一个科学、合理、切实、可行的供热规划是指导城市供热建设和管理的重要依据，是避免重复建设的可靠保证。区政府及有关部门应组织相关人员进行调研，按照乌鲁木齐市总体规划和供热专项规划的要求，并结合米东区供热的实际情况，坚持优先发展热电联产，辅助于区域集中供热；并积极推广使用清洁能源供热的原则，尽快编制米东区供热专项规划，确保城市供热健康有序发展。

3.2 坚持供热管网与城市道路同步规划设计、同步建设实施。

供热管网要按照全面规划，分部实施的原则进行建设：特别是热电联产项目配套的供热主干管网规划实施要适应城市发展的要求，具有超前意识，着眼长远，一次性到位。

3.3　规范热电联产项目建设

米东区热电联产项目应按照“统一规划、分步实施、以热定电和适度规模”的原则实施。近期神东热电联产项目首先解决米东化工业园、米东大道两侧企业、住宅等单位用热、用电需求，并逐步将与城区内区域锅炉房经济、可靠的连接起来，形成多热源联网运行的格局：远期达到以热电联产供热为主，供热范围覆盖整个城区和米东化工园区，将市区内集中供热锅炉房作为调峰热源点使用，大大提高供热的安全可靠性。

3.4　加大拆并小锅炉和改造老化管网力度

加快热电联产配套热网项目建设，积极推进分散锅炉房并网改造，对于米东大道两侧企业自供锅炉房要坚决并入热电联产供热项目；不能并入该工程的就近并入区域集中供热工程；优先改造破产或困难企业老化供热管网工程，逐步解决米东大道两侧冬季烟尘污染和安全隐患问题。

3.5　制定和实施统一的供热政策

建议市府相关部门根据米东区供暖的实际情况，逐步规范和完善米东区供热计量和供热报停收费工作；应逐步统一采暖费补贴、收费标准等供热规定：积极推进分户循环系统和节能改造工程，市财政和区财政应加大资金和政策支持力度，逐步推行供热计量和旧楼房的节能改造工作，从根本上解决能源浪费、搭车蹭热等问题，使“用热交费、节能降耗”的观念深入人心。

3.6　从统一规划、稳步运作入手，推进各类园区集中供热工作

热电厂节能降耗建议范文第2篇

关键词：火电企业 经营状况 改善

0 引言

当前我国经济正从高速增长转为平稳增长，从规模扩张式发展转为质量效益型发展。煤炭市场和电力市场的变化直接影响着火电企业的经营状况，从煤炭市场来看，受电煤价格下降影响，发电成本有所下降，火电企业经营有所好转；从电力市场来看，由于全国用电市场增长小于装机容量的增长幅度，部分省份火电设备利用小时下降，一定程度上制约了发电企业的健康发展。总体来看，煤价成本降低对利润的正面作用相比利用小时数降低的负面作用要大。火电企业应抓住当前的有利时机，坚持价值思维和效益导向，增强盈利能力，逐渐消化2008年至2011年间连续亏损的历史欠账，实现国有资产保值增值。本文从火电企业成本结构着手，对企业改善经营状况进行了分析。火电厂的成本包括计入成本的费用和计入当期损益的费用。其中直接计入成本的费用有：燃料费、购入电力费、水费、材料费、折旧费、工资及福利费、修理费、其他费用等类费用；直接计入当期损益的费用有：财务费用和管理费用。火电企业要减亏增效，改善经营状况，就需要增收与节支并举。

1 内外兼修，增加发电收入

火电厂的收入来源是电力销售收入。当前在宏观经济增速放缓的背景下，用电市场低速增长，给火电企业增加发电收入增大了难度。对此对内要强化内部管理，加强设备治理，提高设备可靠性，全面提升企业综合素质；对外要适应电网、适应市场，采取积极灵活的策略做好发电营销，要树立“努力增发有效益的电量”的思想，抓住当前煤炭市场下行的机遇，精细测算机组边际利润，算好效益账，争取发电指标转让、替代电量、直接交易、大用户直供电等多品种交易电量，利用政府的优惠政策争取奖励电量。内外兼修，树立形象，全面提升企业盈利能力和市场竞争力。

2 加强燃料管理，努力降低燃料成本

当前，燃料成本占火电成本的70%左右，加强电煤管理已成为火电企业增强盈利能力的有效途径。

2.1 实行电煤竞价采购 当前煤炭市场供大于求、煤价呈下降趋势的形势，使电煤竞价采购成为可能。竞标采购，将电煤采购由发电厂和供应商谈判方式转变成供应商之间争煤量、竞价格方式，由火电企业与地方煤炭企业的价格博弈转变成煤炭企业之间的降价之争和煤质之争。通过竞标供煤的方式，可保证阳光采购，做到公平公正、公开透明，树立良好的企业形象。竞标采购，可确保电煤采购价格始终优于市场价格，并按照“优质优价优先”的原则，建立低价准入机制。

2.2 科学制定电煤采购和库存策略 电厂电煤采购工作组应深入煤炭市场一线获取第一手信息，电厂要定期召开燃料月度例会，共同研判电煤市场的变化趋势，制定电煤的采购及库存策略，确保电煤采购工作始终与市场变化节奏“合拍”，充分利用电煤的时间价差降低燃料成本。

2.3 精细化配煤掺烧 在保证机组安全稳定运行的前提下，配煤掺烧可有效降低燃料成本。配煤掺烧一要根据煤炭市场行情、锅炉燃烧设计和校核煤种参数，选择经济适烧煤种，优化煤源结构，密切跟踪市场动态，做好调研和分析，对来煤情况做到心中有数；二要根据燃煤热值及挥发份等特点，采取不同煤种分区堆放，缩短原煤堆放时间，减少堆放热值损失；三要严把来煤质量关，加强对来煤的化验，根据化验报告和煤场存煤情况，合理制定上煤计划；四要定期召开配煤掺烧会议，总结掺烧过程中的经验和存在的问题，寻找最佳掺烧方案，努力降低标煤单价，降低燃料成本。

2.4 加强燃料管理监督 要不断完善燃料管理监督制约机制，加大燃料管理各环节督察巡检力度。要加大采制化各环节的监督力度，严格采制化管理，确保煤质化验数据的准确性，保证入厂煤质、价相符，使热值差控制在正常范围内。发挥效能监察在企业管理中的再管理、再监督的作用，确保燃料供应各个环节的可控在控。

3 挖掘节能降耗潜力，降低发电成本

3.1加强管理，落实责任 以上级公司下达的考核指标为基准，对供电煤耗、厂用电率等节能指标进行月度分解，建立目标倒逼机制，加强管理，强化考核，确保指标按月完成；对标行业和集团同类型机组先进指标，加强对标结果分析，对于先进指标，进一步挖掘总结自身优势点，继续保持和强化优势；对于差距指标，针对本企业各机组设备状况、经济性指标进行认真分析，制定切实可行的设备整治和改造计划，并持续跟踪落实效果，不断提高对标管理水平，确保各类指标可控、在控；每月根据经济指标完成情况进行环比、同比，根据变化查找原因，及时纠正工作偏差，促进经济指标不断优化。

3.2 优化运行，降低能耗 可充分利用运行绩效考核系统，完善考核办法，加大考核权重，并深化小指标竞赛等活动，充分调动运行人员精心监盘、精心调整的积极性，保证各项指标压红线运行；优化机组启停方式，科学合理安排机组各种工况下的辅机投退时机、顺序、方式，控制启停时间，优化辅助系统的运行方式，减少消耗，降低厂用电率；开展厂内发电量指标转让，提高低能耗机组的利用小时，优化全厂的负荷结构，进一步降低供电煤耗；对于热电联产机组，由于各台机组的抽汽点设置、抽气焓值不同，可在精确测算各台机组单位抽汽量对煤耗的影响及对比各台机组接带供热对全厂供电煤耗影响的基础上，优化全厂供热机组接带供热的顺序，降低供电煤耗。

3.3 设备治理，促进节能 利用机组检修时机，狠抓设备治理和节能改造，对“跑、冒、滴、漏”现象进行集中消缺，对热力系统内漏进行排查治理，可有效提高机组安全经济性。

4 强化计划、预算管控

要进行全面计划管理，即通过计划把企业各个部门，各个过程和每个人的工作全面组织与协调起来，有效合理地进行生产经营活动，以完成企业任务的管理方法。全面计划的编制从时间跨度上要做出长期、中期到短期的计划管理，通过制定企业中长期发展规划和短期计划，实现企业的可持续性发展；从组织机构上对全厂各个部门到每个员工进行计划管理，计划细化到部门和个人；从经营管理过程对安全管理、市场预测、设备采购、生产经营、利益分配、企业发展等方面实施全面的计划管理。要加强全面预算管理，全面预算反映的是企业未来某一特定期间以实现企业的目标利润为目的，以销售预测为起点，进而对生产、成本及现金收支等进行预测，并编制预计损益表、预计现金流量表和预计资产负债表，反映企业在未来期间的财务状况和经营成果。能够有效地组织和协调企业的生产经营活动，完成既定的经营目标。是企业全过程、全方位及全员参与的预算管理。在执行中要强化计划和预算执行的刚性。综合计划和预算方案一经下达就要严格执行、严格控制，如果因为执行中市场环境、经营条件、政策法规等发生重大变化，致使计划和预算的编制基础不成立，或者将导致执行结果产生重大偏差的，可以进行调整。调整时要按照管理权限，严格履行决策审批程序。要加强对计划、预算执行情况的全过程跟踪、分析与考核，每月编制预算预警表，分析各项成本费用完成情况，超预算项目重点分析，找出超预算原因，提出后续执行建议，并将执行结果和建议传递到相关责任人，保证预算刚性执行。

5 执行责任成本制度，实现成本费用可控在控

责任成本管理就是将直接发生成本和费用的各生产单位和业务部门，划分成若干个责任中心，然后根据各中心的责任范围，依据统一的编制办法编制各中心的责任预算，并逐级进行承包的管理方法。发电企业要建立责任成本管理考核制度，根据年初的预算将目标成本分解到每一个具体项目、落实到各部门、各岗位、每一个职工，实行全员、全过程的成本管理体系，并根据责任成本完成情况给予奖惩，把降低成本作为职工必须承担的经济责任和自觉履行的义务，成本指标与工作业绩挂钩，严格考核、奖惩。

总之，火电企业要改善经营状况，增强盈利能力，需要在增发电量、增加发电收入的同时，加强燃料管理、挖掘节能降耗潜力、强化计划预算管理、执行责任成本制度，以降低企业生产成本。此项工作要贯穿于生产经营的整个过程，持之以恒、注重实效，以改善企业经营状况。

参考文献：

[1]陈锦洪.浅谈发电企业集团管控下的全面计划管理[J].经济师，2011（1）.

[2]王志超.火力发电厂生产经营管理指标释义与计算[M].山西经济出版社，1998年1月.

热电厂节能降耗建议范文第3篇

[关键词]变频器 调速 锅炉引风机

1、引言

随着变频技术的日益成熟，在锅炉引风机上采用变频器技术，不仅便于实现低速启动，无级变速调节，更能实现节能降耗，对于安全运行，延长设备寿命都有着重要意义。

2、变频器调速节能原理

异步电动机的转速n与频率f成正比，只要改变频率f即可改变电动机的转速。根据流体流量与风机的转速关系可知，流量Q与风机转速n的一次方成正比；电动机转矩M与转速n的二次方成正比；电动机输出功率P与转速n的三次方成正比。

3、变频器调速技术的应用

海安美亚热电厂锅炉（型号：LG－75/5.30）引风机（型号：Y－48　20.2D）采用MOT1LA8.355－6PB80型号电机，变频器选用的是上海昱能电气公司生产的，为了使引风机在变频器故障时也能够运行，设计采用降压起动装置作为辅助启动装置，当变频器发生故障时，引风机可以转到工频状态继续运行。

4、变频器调速技术使用的效果

（1）改善了启动性能。由于电动机的转矩M与转速n的二次方成正比，采用变频器启动时频率低，转速也低，启动电流就小，避免工频启动时形成的大电流对电机、电缆、开关等设备的冲击，因此启动性能得到改善。

（2）提高了功率因数。由于变频器内的滤波电容作用，使其具有功率因数补偿功能，使功率因数cosφ≈1，从而减少了无功功率损耗，减小了电流，也减少了线损和设备的发热，提高了设备的有功出率。

（3）提高了控制精度。使用变频技术后，变频器可以直接通过改变频率控制风机转速来控制风量，调整方便。变频器调整的最小幅度为Δf＝±1.5Hz，炉膛负压变化仅（50－80）Pa，远比档板调节精度高。由于提高了控制精度，使锅炉的燃烧调整更加稳定，避免或减轻了档板调节使炉膛负压变化大，燃烧不稳定的现象。

（4）延长了设备使用寿命。使用变频器后，取消了调节档板，使风压波动减少，从而减少了风道振动，减轻轴承磨损。由于使用变频器，风机电动机的运行频率为20－47 Hz，转速低，转矩小，这样等于提高了运行设备的安全系数，有利于机组的长期安全运行，也延长了风机、电动机等设备的使用寿命。 5、问题及对策

（1）设备发热问题：变频器在运行过程中产生热量致使设备的温度很高，由于变频器本身选用的元件耐温为105℃，因此设备本身可以耐受，但周围环境温度升高，对同置一室的其他电器设备威胁甚大。配电室的温度夏季最高可达60℃左右，特别是对安装在开关柜上的微机保护装置影响很大，轻者可造成误动，重者可致设备损坏，为此我们在开关室加了空调，安装了排风扇，才勉强可以渡夏。建议制造商和设计单位重视变频器的发热问题。

（2）谐波问题：变频器注入电动机以三次谐波为主，有效值为6.21安，百分值为4.3%；注入0.4kV母线的谐波以五次谐波为主，有效值为22.43安，百分值为39.4%，与标准比较，各次谐波电流均不超过规定的允许值。总电压正弦波波形畸变率，注入电动机为20.28%，注入0.4kV母线为6.87%，均超过允许的极限值，但对10kV母线和与系统相连的110kV系统是不超过的。看来变频器在设计制造上还需进一步改进，要尽可能减少谐波，减少对系统对设备的谐波影响。

热电厂节能降耗建议范文第4篇

一、当前火力发电厂面临的严峻形势

随着全球及我国经济、能源和环保形势的发展，当前火力发电厂特别是燃煤发电厂，将面临更为严格的环保要求和严峻的市场经营形势，突出表现在如下方面：

1.节能和减排已成为燃煤发电企业发展的两个约束性指标

国务院的《能源发展“十二五”规划纲要》中明确提出了“建设资源节约型、环境友好型社会；坚持开发节约并重、节约优先，按照减量化、再利用、资源化的原则；大力推进节能节水节地节材，加强资源综合利用，完善再生资源回收利用体系，全面推行清洁生产，形成低投入、低消耗、低排放和高效率的节约型增长方式。”这表明节能降耗和减少排放已成为对燃煤发电企业生产的两个约束性指标。在节能方面，规划提出到2015年中国万元GDP能耗要降低20%（即由1.22吨标煤/万元GDP下降到0.98吨标煤/万元GDP左右）；一次能源消费总量控制目标为27亿吨标煤左右；年均增长4%；规划中对燃煤发电行业的要求是到2015年全国火力发电企业的平均供电煤耗降低20g/kWh，厂用电率下降至4.5%左右。

2.燃煤发电企业的电量调度已经由铭牌调度逐渐向节能调度过渡

2007年8月国务院转发了由国家发改委、环保总局、电监会、能源办制定的《节能发电调度办法》，对于燃煤机组按照能耗水平由低到高排序，按照能耗水平进行电量调度。随着电力供求矛盾的逐步缓减，新的电源点不断投运，高能耗燃煤发电企业的生产和发展将受到限制，其经营形势变得非常严峻，将面临激烈的竞争。公司只有对外不断争取市场份额，对内加强管理、最大限度的降低消耗，对低效高耗的主辅机进行技术更新和改造，才能在激烈的市场竞争中生存和发展。

3.国内外煤炭价格持续上涨，燃煤发电企业经营严峻

近年来，国际煤炭价格不断飙升。受国际煤炭价格上涨因素的影响，国内发电用煤价格也持续上涨，且合同煤价与市场煤价逐步逼近，燃煤发电企业将面临更大的成本压力。火电机组的传统设计理论和技术经济分析结果认为：电站锅炉的排烟温度在120～140℃内较佳。目前国内能源价格和环保脱硫要求与传统理论和以前技术经济分析所依据的基础数据发生了巨大的变化，能源价格高涨，从经济性方面考虑，应选用更低的锅炉排烟温度；从节能减排和经济性两方面考虑，降低排烟温度对于节约燃料、降低污染具有非常重要的实际意义。因此，深度降低排烟温度是目前电站锅炉节能减排技术发展的必然选择。

二、低温省煤器的运用现状

我国目前也以降低排烟温度为目的的锅炉技术改造方案较多，这为电站锅炉节能开辟了新的途径。影响排烟热损失的主要因素是排烟温度，一般我国许多电站锅炉的排烟温度大多高于设计值，一般约比设计值高出20～50℃。排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项，一般为5%～12%，占锅炉热损失的60%～70%。影响排烟热损失的主要因素是排烟温度。一般情况下，排烟温度每增加10℃，排烟热损失上升0.6%～1%，相应多耗煤1.2%～2.4%。若以燃用热值为20000KJ/kg煤的410t/h高压锅炉为例，则每年多消耗近万吨动力用煤。我国许多电站的排烟温度高于设计值约20～50℃，因此降低排烟温度对于节约燃料、降低污染具有非常重要的实际意义。

深度降低排烟温度并开发低温省煤器的设计理念来自于1973年能源危机前后美国和欧洲广泛推广的节能策略，低温省煤器系统在国外至今已有几十年的使用历史。在欧洲，主要用来降低褐煤炉的排烟温度，在日本，还用来提高除尘效率。目前已发展出数种形式，采用高肋化比的换热元件作为传热体，采用耐硫酸钢材和不锈钢材料加工，利用蒸汽或脉冲吹灰器解决运行积灰问题，取得了成功的使用业绩。

在我国，电站锅炉深度降低排烟温度正成为一种趋势。据调研，华电国际百年电力发展有限公司首次在4号机组完成了深度降低排烟温度的改造，将锅炉排烟温度从145℃降低至85℃（平时运行保持90℃），节省标准煤耗3.6g/kwh。上海外高桥三期的零能耗脱硫系统，也成功地将锅炉排烟温度降低到87℃，节省标准煤耗2.0g/kwh。国内其他电厂如国电荆门电厂、扬州二电厂、六枝电厂、莱芜电厂、太原第二热电厂等也在积极进行深度降低排烟温度的努力，相继制定相关技术改造方案或进行实施。上海电气电站集团上海锅炉厂有限公司目前已经将新建机组锅炉设计排烟温度最低控制在105～110℃范围内，超越了传统设计理念，为电站锅炉节能降耗作出了重要和优异的业绩，同时也承接锅炉增加低温省煤器的改造业务，为众多需要节能降耗的电厂提供技术支持和项目实施。

三、低温省煤器的工作原理

1.系统介绍

低温省煤器系统的改造方案，通常是在锅炉除尘后部的烟道中加装低温省煤器，利用烟气加热汽机凝结水，提高机组综合效率，同时将排烟温度降低到102℃，实现烟气余热的深度回收，大幅度降低脱硫塔入口烟温，减少脱硫系统水耗，提高机组整体热经济性。

2.系统组成

上述几种布置方式中，单级布置场地安排方便，投资较小些；两级布置方式较复杂，但可以降低进入电除尘的烟温，飞灰比电阻可从下降1～2个数量级，这样可大大提高电气除尘器的收尘效率；水媒复合GGH能最大限度提高回收热量的利用率（100%的回收热用来再热净烟气），但是，鉴于目前GGH净烟气夹带石膏浆液现象无法根治，容易造成净烟气加热换热用肋片管外堵塞，导致阻力失控，制约了该方案的推广使用。增加低温省煤器系统可有不同的做法，几种可行的布置方案如下图所示：考虑兼顾增加发电量和冬季使用暖风器节能需要，通常推荐采用单级布置带暖风器系统的布置方案，该系统由低温省煤器系统和暖风器系统组成。利用锅炉排出的100～160℃的烟气作为热源，用来加热锅炉给水和暖风器内部循环工质，达到提高发电系统效率，保护空气预热器避免低温腐蚀，同时能通过降低脱硫系统入口烟气温度，达到减少脱硫系统水耗的目的。低温省煤器中的工质水从汽轮机低压缸的低加系统抽出，抽出水的温度根据低温省煤器出口换热面壁温高于烟气露点的要求决定，一般选择内部水温在50～90℃的低压加热器，考虑低负荷运行需要，低温省煤器作为该级低压加热器的并联系统，在低负荷时可以调整低温省煤器内工质流量保证低温省煤器的烟气出口温度不低于烟气露点温度过多。露点温度根据苏联标准和日本标准计算方法计算，设计控制烟气排放温度不低于露点一定范围。为进一步提高系统的利用能力，低温省煤器设计分为多级，其最后一级和暖风器系统并联，暖风器系统通过低温省煤器的末级吸热，热水通过暖风器循环泵强制在末级低温省煤器和暖风器间循环，暖风器系统工质无需连续提供，只需要定期更换即可。

3.布置方案

一般系统的低温省煤器，可以根据现场场地情况，建议布置在引风机后脱硫风机前的水平烟道上， 较适合于和新设计机组、加装脱硫系统改造、拆除GGH改造同步进行。这种方案中低温省煤器内部烟气灰含量很低，设备磨损较小，对电除尘设备影响不大，这种布置方式为优先推荐方案。暖风器布置在送风机出口的水平风道上，可以同时设置一次风和二次风暖风器。根据设计换热量的大小，低温省煤器可以分成两级或三级布置。其中最末级在投用暖风器时，可以作为暖风器的热源换热器。为核算余热回收效果，计算经济效益，抽取某电厂660MW 机组的设计煤种，BMCR工况条件的烟气参数，对汽轮机组增加发电量部分，委托汽轮机公司核算采用和不采用本系统两种方案，核算发电汽耗和机组输出电功的变化，得出比较结果。

四、低温省煤器的经济性分析

1.对热力系统效率的改善

先考虑不投暖风器工况，最大收益状态为所有汽轮机低压缸凝结水进入低温省煤器。在燃用设计煤种时，BMCR（机组输出功率P=660×1.1=726MW），低温省煤器内部水压1.67MPa， 进出水焓分别为232.41kJ/kg和328.91kJ/kg。标准煤低位发热量为29310kJ/kg。上述条件下，回收的热量为：Q=F×（i”-i’）= 370.285×3600 ×（328.91-232.41）=1.286×108 kJ/h=35.72MW， 考虑从汽机到低温省煤器间输送热量损失5%，每满负荷运行小时节煤ΔBj=0.95×Q/29310=0.95×1.286×108 / 29310=4168.2 kg/h， 折算为锅炉煤耗为 ΔC=ΔBj/P= 4168.2 ×1000 / 726000 =5.742g/kwh。对加热冷凝水的方案，汽轮机低压缸少抽汽部分可以继续做功，对应上述回收热能的蒸汽在汽机低压缸做功效率仅为11.78%（按照汽机热平衡图对比计算得到），发电机组可以多发电35.72×0.95× 11.78% =3.997MW，汽机热耗从7419kJ/kwh降为7378kJ/kwh，发电效率从48.52%提高到48.79%，提高0.27%， 考虑锅炉效率94%，发电标准煤耗从269.30 g/kwh降为267.81 g/kwh，降低1.49 g/kwh。每小时节约标煤为1.49×10-3×726×103=1081.74kg/h。

2.系统多耗能部分

多耗能部分包括（1）低温省煤器的流通阻力，（2）输送汽机冷凝水的泵功损失，（3）暖风器循环泵的功耗。输送（克服阻力）功率为：W = m×ΔP/（ρ×η）/1000 kw，（m：质量流速，kg/s，ΔP：流通阻力，Pa，ρ：水密度：986kg/m3，η：风机（泵）的效率，下面计算取泵为η=0.90，引风机为η=0.80）。输送水的功率： w1= 370.285×0.2×106 /（986×0.90）/1000=83.45kw烟气阻力多耗功为：（烟气密度0.956kg/m3，阻力1.0kPa）w2=750.6×1000 /（0.956×0.80）/1000= 981.42 kw暖风器循环泵功耗：（泵耗用扬程0.3MPa，输送水量200kg/s，水密度1000kg/m3）w3=200×0.3×106 /（1000×0.90）/1000=66.7kw考虑电厂效率（按42%），上述耗用电功率折算为锅炉热输入量算法为：w/0.42， 折算为每小时煤耗的计算方法为： w/0.42×3600 / 29310 （kg/h）。无论采用何种热源，暖风器的空气阻力都变化不大。因此只要采用暖风器，就必须耗用送风机功率，采用该方案不会增加额外的送风机功耗。另外，采用闭式循环水加热暖风器的工质阻力要小于采用蒸汽，这一部分功耗节约有限，不予计入。

3.净收益计算

计算上述供货范围内的设备造价如估算为1000万元左右（具体费用按照供货范围详细计算数值，不含暖风器投资费用），安装费用预计为150万元，电厂配套设备约为150万元，则该项目总建设（或改造）投入费用约为1300万元。设备的年收益（发电收益、暖风器收益和减少脱硫运行喷水收益，未算入不装GGH的运行收益）计算为336.57万元，投资回收周期为2.98～3.86年。按照投运寿命一个大修周期计算（6年），电厂的净收益为 6×336.57-1300=713.42万元，节煤6×3990.21=23941万吨（标准煤）；总节约脱硫喷水量34.71×6=208.3万吨。净降低发电煤耗 1.10g/kwh，发电成本下降不低于0.088分/kwh。

五、低温省煤器的综合使用意义

低温省煤器-暖风器锅炉余热回收系统是一项产出远大于投入的设备，具有良好的经济性。该系统对运行要求很低，没有转动换热部件和风机，控制简单，维护工作主要为及时更换局部腐蚀严重的部件。已有设备的实际运行情况表明，对低温省煤器布置在电除尘器后方的方案，堵灰现象轻微，用吹灰器定期清理就能满足，基本上不需要进行水冲洗。对燃用高硫煤锅炉，采用涂搪瓷表面管束或不锈钢管束，可以有效延长设备的使用寿命。该系统非常适合于替代现有FGD脱硫系统中的GGH设备，由于低温省煤器不接触含有石膏的净烟气，因此不会出现管束堵塞现象，换热管束采用顺列布置和H型肋片，可以进一步提高吹灰效果。其每年得到的巨大收益，完全能支付因取消GGH后对烟囱等设备的防腐改造的投入费用，取消GGH还能带来降低厂用电率、简化运行维护工作等好处。由此可见，这种改造不但可长期获益，其重要的是符合国家“节能减排”的政策，具有很好的发展前景和应用推广价值。

低温省煤器之所以能够在火力发电厂中得到广泛的应用，其最重要的原因就在于低温省煤器具有较高的经济性和环保性。通过对低温省煤器的合理安装和利用，将会为火力发电厂带来巨大的经济效益。面对当前世界能源储量的不断下降以及能源价格的不断上升，低温省煤器将会在火力发电厂中得到更多的应用，并且在相关的技术上也将得到不断地弥补和改进，发挥出更大的功效。

参考文献：

热电厂节能降耗建议范文第5篇

关键词：电动给水泵 液力耦合器 高压变频器

中图分类号：TU992.25文献标识码：A

给水泵是火力发电厂最重要的辅机之一, 其运行的正常与否直接关系到整个电厂能否安全稳定运行。目前, 国外在330MW 以上机组的泵和风机上已普遍应用调速设备, 我国在经过长时间摸索以后, 也在一些大功率的旋转设备上加装调速设备。液力耦合器采用液体传递动力, 以实现调速、隔绝轴系振动。变频器通过对电源频率的改变, 实现电机转速的调节, 进而改变被驱动设备的转速。

1．调速的目的

目前, 我国火力发电厂装机容量正向大容量、高参数方向发展, 对于主要辅机运行可靠性的要求越来越高, 每一个环节的故障都可能导致整个系统的瘫痪。同时, 电厂更加重视成本节约, 调速节能正在成为趋势。调速运行的主要目的包括以下两个方面。

1.1提高系统可靠性及运行的安全性, 改善轴系运行的机械状况, 延长设备使用寿命

以给水泵为例, 一方面电动机需要软启动, 另一方面, 由于机组长期在低负荷模式下运行, 由此导致的管道振动、阀门漏流、阀门磨损、电机线圈温度高等问题十分常见, 而选择把泵降低到合理的转速则可以缓解上述问题, 降低事故率, 进而提高了系统可靠性及运行的安全性。

1.2降低厂用电量, 节约成本

减少厂用电量最根本的办法是选择高效率的泵。只有在得到需要的流量和压头的同时控制转速, 泵的高效率范围随着转速的变化而平移, 才能使水泵一直在较高的效率下运行。

2.不同调速方式的特点

转速调节的方式多种多样, 其中以液力耦合器和变频器最为常见, 液力耦合器几乎已经在所有工业领域广泛应用。变频器在过去几年也取得了不错的应用效果, 尤其是低压变频器(380 V、220 kW 以下) 凭借良好的节能效果和相对成熟的设计, 在工业领域得到了广泛的应用。近年来, 高压变频器在可靠性等方面进行了较大幅度改善, 也日益应用在多个领域。

2. 1液力耦合器的特点

液力耦合器是一种液力传动装置, 主要由壳体、泵轮、涡轮3 个部分组成, 其性能特点如下。

2.1.1能使电机空载启动, 调速范围宽, 可实现从零调节; 没有电气连接, 对环境要求不高。2.1.2技术成熟, 结构简单, 操作方便; 结构合理,维修方便。

2.1.3价格便宜, 对精度要求低; 本身存在转差(3%左右) , 负载不能达到电机额定转速, 属于有附加转差调速装置; 故障率低, 运行时需加专用的密封冷却系统; 液压油老化后需定时更换。

2.1.4适用于不同等级的高低电压、中大容量电机配用, 功率范围宽。

2. 2高压变频器的特点

变频调速器是将一恒定电压、频率的电源在变频器内部经整流后变成直流, 再经过逆变器转换成频率与电压比值一定，电压、频率连续可调的三相交流电源。高压变频器的性能特点如下。

2.2.1调速范围宽, 可以实现从零转速到工频转速范围内平滑调节, 使电动机实现软启动, 停机时电流冲击极小, 软启动时母线的电压下降较少, 降低了启动电流, 所以可以延长电动机的使用寿命。频率的调整是根据电机在低频下的压频比系数调整电压和频率的输出, 在低转速下, 电机不仅发热量低, 而且输入电压低, 将使电机绝缘老化速度降低。

2.2.2无须升压变换, 降低了装置的损耗, 提高了可靠性, 解决了高压电力变换的困难。

2.2.3性能指标高, 在调速中转差率小, 损耗不增加, 能保持较高的功率因数, 变频器效率达95% 以上, 对电机产生谐波污染较小, 噪声低, 转矩脉动很低, 不会导致电机等机械设备的共振, 同时也减少了传动机构的磨损, 变频器与电机的连接受场地约束较小。

2.2.4高压变频器在发电厂中小功率给水泵电机调速方面已有应用, 但在大功率给水泵电机调速方面尚缺乏足够的应用经验。

2.2.5对供电质量要求高。电压、频率瞬时有较大波动变频器保护就会动作, 恢复后不能马上重新启动变频器, 影响设备继续正常运转。

3两种调节方式的经济性比较

现以330MW 机组给水泵组为例对变频与液力耦合器两种调速方式进行比较。该机组给水泵原设计为3×70% 额定容量电动给水泵组,配液力耦合器调速。随着变频调速技术的日渐成熟,针对变频调速效率较高的特点, 对1 台电动给水泵配置高压变频器调速方式与1 台电动给水泵配置液力耦合器调速方式进行综合技术经济性比较。

3. 1经济性比较考虑的因素

在进行经济性比较时主要考虑以下因素: 到厂煤价; 机组年利用时间和机组年运行时间; 机组负荷性质; 电厂发电成本; 电厂建设每千瓦投资额; 泵组价格; 泵组运行效率和耗电量; 泵组安装、维护、检修(包括检修设施) 等费用。

3. 2经济性比较的方法和取值

经济性比较采用原电力工业部1982 年2 月颁布的《电力工程经济分析暂行条例》(以下简称《条例》) 中规定的“年费用最小法”。其计算公式如下:

F = Z ・[r (1+ r) n(1+ r) n- 1]+ U

式中: F 为年费用; r 为投资回收率, 取0. 08; n 为工程的经济使用年限, 按《条例》取20 年; Z 为折算到投产年份的设备总价格;U 为折算年运行费。

3. 3设备总价格

设备总价格包括: 设备费(前置泵和给水泵本体、配套设备和电动机)、设备运杂费、设备安装和施工管理费等。对两种调节方式费用差别不大的项目予以忽略。耦合器调速设备总费用为300 万元, 变频调速设备总费用为650 万元,采用液力耦合器调节方式的电动给水泵组设备总价格比采用变频调节方式的电动给水泵组设备总价格低350 万元。

3. 4泵组年耗电量

泵组年耗电量按机组运行负荷模式计算, 根据供热电厂的特点和该热电厂提供的机组运行负荷模式, 按年发电设备运行7 098 h 计算。液力耦合器调节方式年总计耗电量26. 17×106 kW ・h, 年费用610. 92 万元。变频调节方式年总计耗电量22. 47×106 kW ・h, 年费用575. 44 万元。电动给水泵组采用高压变频器调节方式的比采用液力耦合器调节方式全年省电约3. 70 × 106 kW ・ h, 年费用降低35. 48 万元。

高压变频器设备中电容为其易损耗件。采用电解电容的高压变频器中电容的使用寿命为7～ 8 年;采用薄膜电容和安规电容的高压变频器中电容使用寿命约为15 年, 其更换费用约为40 万元。国产液力耦合器的主要部件(包括泵轮、涡轮、主驱动变速箱等) 承诺使用寿命为30 年, 其易损件为传动轴承、密封件和油泵。其中轴承和密封件需要3 年更换, 每次更换费用约为2 万元; 油泵的转动部件需要5 年更换, 每次更换费用约为3 000 元。进口液力耦合器承诺使用寿命为30 年, 其中轴承可保证工作10 万h,只需定期更换工作油。所以, 无论采用何种调节方式, 都应在电厂服役期内考虑上述因素。

4结论

经过综合技术经济比较, 电动给水泵如采用高压变频器调节方式比采用液力耦合器调节方式, 用电量少, 年费用低。变频调速是当代最先进、最高效的调速技术。低压变频器在火电厂已得到了广泛应用，在实现自动控制和节能降耗上收到了良好效果，已被社会所公认。高压变频器在火电厂的送、引风机、排粉机、灰渣泵、循环水泵、汽机凝结水泵、母管制给水泵等技术改造、新建、扩建机组中，已经和正在广泛得到应用。高压变频器在电厂的应用，已经和正在得到人们的普遍重视。330MW 机组建议采用高压变频调节方式的给水泵组。但是需要特别指出的一点是, 目前高压变频器在大功率电机调速方面仍有技术欠缺, 而锅炉给水泵是火力发电厂最重要的辅机之一, 其运行的正常与否直接关系到整个电厂能否安全稳定运行, 因而在选择其调速方式时还要根据实际情况。

参考文献：

[1]《大型电动调速给水泵》水利电力出版社 宋元明主编