節(jié)能減排培訓課件

節(jié)能培訓課件主要內(nèi)容第一部分：本次培訓班的目的第二部分：節(jié)能形勢任務分析第三部分：火電廠節(jié)能技術第四部分：火電廠節(jié)能減排措施及應用第一部分：本次培訓班的目的

一.傳達集團公司領導對節(jié)能工作的要求

9月17日至21日，集團公司在上海組織了“節(jié)能工作高級研討班”，田勇副總經(jīng)理講了開班第一課，袁德總工程師做了總結(jié)；西安熱工院、上海電科院、江蘇省電力試驗研究院做了專題講課；上海外高橋第三發(fā)電公司、田集發(fā)電公司、平圩發(fā)電公司做了節(jié)能經(jīng)驗介紹；會議組織參觀了上海外高橋第三發(fā)電公司及上海大漕涇發(fā)電公司現(xiàn)場。

1、田總“關于節(jié)能工作思考”的報告認清能源形勢，統(tǒng)一對節(jié)能工作必要性、緊迫性的認識，不是想不想、愿不愿意做的問題，我們面臨的是生存危機。不能局限于自我認識，不能找客觀因素和理由，來放緩節(jié)能步伐，要發(fā)自內(nèi)心的重視，真正在節(jié)能減排方面做事情。

田總講了八個方面落實節(jié)能工作的重點措施：

第一：主要領導應該如何考慮節(jié)能問題？（1）.對節(jié)能的認識是否到位？做好節(jié)能工作是央企履行社會責任的具體體現(xiàn)能耗水平是體現(xiàn)企業(yè)管理水平最重要標志之一能耗水平是企業(yè)市場競爭力的重要體現(xiàn)能耗水平是保證企業(yè)可持續(xù)發(fā)展的重要保證能耗水平是完成企業(yè)經(jīng)營目標的有效保證（2）.企業(yè)是否制訂了明確的節(jié)能目標？節(jié)能目標要向同類機組的最好水平看齊。對設備的節(jié)能潛力要進行科學、系統(tǒng)的評估。要組織制定符合實際、能夠落實的五年節(jié)能規(guī)劃。要結(jié)合機組的年度檢修、技改計劃，制定明確的年度節(jié)能目標。要制定有效的激勵和考核機制，確保目標任務的完成。（3）.主管生產(chǎn)的領導是否組織技術人員學習相關的節(jié)能技術？要建立企業(yè)內(nèi)部跟蹤和研究當前國內(nèi)外先進和實用節(jié)能技術的機制。要充分利用科研院所等專業(yè)單位的技術力量。要特別重視兄弟單位在節(jié)能降耗技術應用中的成功經(jīng)驗。第二、在節(jié)能工作中平衡好幾個關系（1）.節(jié)能與減排的關系節(jié)能和減排都是關系到企業(yè)可持續(xù)發(fā)展的重要指標。節(jié)能降耗是最有效的減排途徑之一。節(jié)能與環(huán)保沖突時，環(huán)保要優(yōu)先；在環(huán)保減排的手段上要實現(xiàn)節(jié)能。如燃煤機組建設脫硫設施，為了減少排放會造成能耗升高，需要嚴格控制耗能水平。（2）.節(jié)電、節(jié)油、節(jié)煤、節(jié)水等各節(jié)能重點間的關系各單位對煤耗、廠用電都比較重視，集團公司煤耗幾年來下降幅度較大，做的工作也較多。但水耗和油耗各單位之間的差距還比較大，可做工作的空間也更大。原則：綜合效益最優(yōu)。節(jié)約的先后次序：按能源品質(zhì)等級由高到低的次序，或按能源單位價值水平由高到低的次序。（電、油、煤、水）（3）.火電、水電、風電等各種發(fā)電的節(jié)能重點間關系第三、要重點在發(fā)展中考慮節(jié)能問題

（1）.一定要保證新投燃煤機組供電煤耗在同地區(qū)同類機組中處于先進水平。（2）.供熱機組供熱量要有保證，發(fā)電供熱要同時投產(chǎn)。（3）.在新機組建設中全面落實節(jié)能保障措施。在燃煤火電項目的全壽命周期，落實節(jié)能工作的過程控制。要樹立“基建為生產(chǎn)服務，生產(chǎn)為經(jīng)營服務”的理念，作為裝置型企業(yè)的燃煤火電廠，其能耗主要是由設備設施的整體技術水平?jīng)Q定的，起步于項目的規(guī)劃、可研、初設、設備選型，落實于施工圖設計、設備安裝、系統(tǒng)調(diào)試，完善于發(fā)電運營生產(chǎn)的運行、維護、檢修和技術改造之中，是燃煤火電項目的全壽命周期各環(huán)節(jié)持續(xù)改進的綜合結(jié)果。（4）.在機組運營期持續(xù)改進節(jié)能降耗水平。運行優(yōu)化：◎在運機組達標準化運行，實現(xiàn)在火電項目的全壽命周期內(nèi)節(jié)能運行。◎加強運行管理，實現(xiàn)火電機組達設計值運行。大機組要提高自動控制系統(tǒng)的調(diào)節(jié)品質(zhì)，提高自動的投入率，努力實現(xiàn)機組在自動狀態(tài)下的經(jīng)濟運行。大力推廣機組在線運行優(yōu)化系統(tǒng)的推廣和應用。堅持開展小指標競賽，將運行人員的考核和運行的質(zhì)量緊密結(jié)合起來?！蚓S護消缺：不斷加強系統(tǒng)設備的消缺維護工作，提高設備缺陷消缺率和消缺及時率，主要是：消除閥門內(nèi)漏；強化制粉設備維護的質(zhì)量和及時性；跟蹤治理空預器漏風率偏高的機組；對于儀表顯示不準確的進行改正和完善?？刂迫霃S煤質(zhì)量，優(yōu)化配煤結(jié)構(gòu)控制硫份上限。◎煤炭質(zhì)量的控制決定著鍋爐燃燒的穩(wěn)定性、輸灰的正常和煙氣二氧化硫是否達標排放，決定著電力生產(chǎn)的質(zhì)量，在煤炭采購上要根據(jù)鍋爐的燃燒要求采購結(jié)構(gòu)合理、品質(zhì)相當?shù)暮细衩禾?。◎發(fā)電企業(yè)應該實行采購、驗收、入爐管理“三分離”，建立燃料采購、質(zhì)量驗收、結(jié)算管理和燃料采樣、制樣、化驗各關鍵環(huán)節(jié)間的管理制衡機制，有效控制入廠煤質(zhì)量，保證不出現(xiàn)“虧噸虧卡”現(xiàn)象，保證入廠入爐煤數(shù)量差、熱值差、標煤價差等“三差”控制在合理范圍內(nèi)。◎做好不同硫份、熱值煤的混煤、配煤摻燒工作，尤其是遼寧、吉林的電廠要進一步提高褐煤摻燒比例，確保機組運行的安全、穩(wěn)定、經(jīng)濟，脫硫系統(tǒng)運行正常，實現(xiàn)達標排放?！魪娀瘷z修◎要特別重視機組檢修后的能耗指標。要嚴格做好A、B級檢修前后的對比性能試驗，把檢修后能耗指標作為評價機組檢修質(zhì)量的重要依據(jù)，實現(xiàn)檢修A、B級后機組達設計值運行?！蚶^續(xù)推行“三制一化創(chuàng)全優(yōu)”的機組檢修原則，強化機組檢修的過程控制，堅持二級單位對扣缸等檢修關鍵質(zhì)量節(jié)點的把關工作?！驁猿謾C組熱耗超過100千焦進行揭缸處理?！艄?jié)能改造：◎強化節(jié)能項目立項管理。要積極采用成熟、先進的新技術，科學決策，加大設備節(jié)能改造力度，每年的技術改造項目要優(yōu)先安排有效益的節(jié)能項目。◎嚴格控制項目實施質(zhì)量?！蜷_展節(jié)能改造項目的后評估工作，推廣節(jié)能成效顯著的改造項目。第四、大力推廣新技術、新材料、新工藝的應用（1）.組織好對國內(nèi)外節(jié)能新技術的跟蹤、了解工作（2）.積極開展節(jié)能技術的試點與推廣工作（3）.要保證節(jié)能降耗的資金投入第五、做好節(jié)能滾動規(guī)劃工作（1）.制定詳細節(jié)能滾動規(guī)劃。◆明確制定依據(jù)◎機組投產(chǎn)計劃。◎機組關停計劃?！驒C組技術改造計劃?！驒C組年度等級檢修計劃?！魣猿植粩嘈拚?qū)嵭?年滾動規(guī)劃?！蚋鶕?jù)年度計劃落實情況，實行年度修正。（2）.保證節(jié)能措施相應資金的落實◆保證與節(jié)能滾動規(guī)劃相匹配的資金準備◆資金落實計劃與年度的檢修、技改計劃相適應第六、進一步深化節(jié)能對標管理工作（1）.將節(jié)能對標和節(jié)能管理緊密結(jié)合起來（2）.不斷完善機組節(jié)能對標手冊（3）.開展機組節(jié)能空間診斷第七、做好燃料管理工作（1）.采購煤，平衡好煤價和煤質(zhì)矛盾（2）.加大混、配煤的管理，提高機組的綜合經(jīng)濟效益和效率。（3）.加強煤碳的采、制、化、運、儲的全方位管理，嚴格控制入廠煤虧噸、虧卡，廠內(nèi)儲損，入廠入爐煤熱值差、水分差等，減少各個環(huán)節(jié)的損失和消耗，控制入廠、入爐標煤單價比值在合理的范圍內(nèi)。第八、大力促進形成節(jié)能降耗企業(yè)文化氛圍（1）.形成節(jié)約光榮的企業(yè)文化氛圍（2）.領導干部帶頭奉行勤儉節(jié)約工作作風（3）．開展形式多樣的節(jié)能宣傳活動（4）．組織員工對節(jié)能技能的學習和培訓（5）．開展對節(jié)能小發(fā)明、小創(chuàng)造的獎勵和宣傳2、袁總總結(jié)講話（1）辦班的原因：節(jié)能的重要性；節(jié)能的緊迫性；節(jié)能的艱巨性。（2）今后怎么做和管：清醒認識；理清思路；明確目標；完善措施；落實責任；抓住關鍵；提升能力；不斷改進。

二、本次蒙東能源電力板塊節(jié)能培訓班預期效果1、提高認識2、拓寬視野3、找準定位4、正視差距5、學到先進技術、經(jīng)驗6、強化自身節(jié)能意識7、明確節(jié)能目標和方向8、堅定信心、鼓足干勁

三、本次蒙東能源節(jié)能培訓班后需要做的工作1、各發(fā)電公司對比與國內(nèi)節(jié)能先進企業(yè)節(jié)能工作差距，查找問題（10月5日至15日）；2、各發(fā)電公司組織對節(jié)能工作先進企業(yè)進行考察學習、吸取經(jīng)驗（10月10日至20日）；3、各發(fā)電公司逐廠、逐機制訂節(jié)能近、中、遠期目標、措施，明確任務、責任（10月30日前）；4、按照發(fā)電技術部要求統(tǒng)一格式，上報節(jié)能近、中、遠期目標、措施（10月31日）。

第二部分：節(jié)能形勢任務分析一、能源形勢1.世界各國煤炭石油天然氣的占有分布情況?！羰澜缑禾刻矫魇Ｓ嗫刹蓛α?260億噸，按目前生產(chǎn)水平，可供開采147年，主要分部在美國、俄羅斯、中國、印度和澳大利亞?！羰澜缡吞矫鲀α繛閮|噸，其中石油輸出國組織（OPEC）的國家石油探明剩余可采儲量占世界總量的％?！羰澜缣烊粴馓矫鲀α咳f億噸，其中：俄羅斯、伊朗、卡塔爾三個國家天然氣儲量占世界總量的％。我國的石油和天然氣探明可采儲量分別占世界總量的％；煤炭探明開采儲量占世界總量的％；我國人均資源占有水平分別占世界平均水平比例：水資源為25%，煤炭79%，石油為6.1%，天然氣為6.5%。我國煤炭分布不平衡。山西、內(nèi)蒙、陜西、新疆、貴州和寧夏6省區(qū)保有的煤炭儲量約占全國的81.6%。截止2009年底一次能源探明可采儲量、可開采年限

石油（億噸）煤炭（億噸）天然氣（萬億立米）世49中國2011452.16占比1.1%13.86%1.17%世界可開采年限4812262.8中國可開采年限114132.3世界主要煤炭大國2009年煤炭儲量（單位：億噸）國家美國俄羅斯中國澳大利亞印度烏克蘭哈薩克斯坦南非儲量2383.081570.11145762586338.73313304.08占世界比重28.90%19%13.90%9.20%7.10%4.10%3.80%3.70%世界主要國家2009年石油剩余探明儲量（單位：億噸）

沙特阿拉伯伊朗伊拉克科威特阿聯(lián)酋委內(nèi)瑞拉俄羅斯利比亞哈薩克斯坦尼日利亞加拿大美國中國儲量363189155140130248102585350523420占世界比重20.0%10.4%8.5%7.7%7.2%13.6%5.6%3.2%2.9%2.8%2.9%1.9%1.1%2.世界各國能源生產(chǎn)與消費情況：◆各國能源生產(chǎn)情況世界主要國家2008年煤炭生產(chǎn)與消費情況（單位：億噸）國家美國俄羅斯中國澳大利亞印度南非生產(chǎn)量12.713.1228.854.483.962.88消費量11.522.0728.681.054.722.1

世界主要國家2009年石油產(chǎn)量消費量（單位：億噸）

美國加拿大墨西哥巴西委內(nèi)瑞拉挪威英國俄羅斯伊朗伊拉克科威特沙特阿拉伯阿聯(lián)酋中國產(chǎn)量3.251.561.481.001.251.080.684.942.021.221.214.601.211.89占世界比重8.5%4.1%3.9%2.6%3.3%2.8%1.8%12.9%5.3%3.2%3.2%12.0%3.2%4.9%消費量8.430.970.861.040.270.100.741.250.84-

0.191.220.224.05占世界比重21.7%2.5%2.2%2.7%0.7%0.2%1.9%3.2%2.2%-0.5%3.1%0.6%10.4%截止2008年底一次能源開采量、消費量世界一次能源消費占比開采量消費量石油（億桶）34.77%298.64308.26煤炭（億噸）（油當量）29.25%33.2533.04天然氣（萬億立米）24.13%3.073.02合計88.15%

中國一次能源消費占比開采量消費量石油（億桶）18.76%13.8529.2煤炭（億噸）（油當量）70.22%14.1514.06天然氣（萬億立米）3.62%0.07610.0807

92.60%

各國能源消費情況。化石能源是世界能源消費主體。2009年世界一次能源消費總量為億噸油當量，其中石油占％，煤炭占％，天然氣占％，水能占％，核能占％，一次能源消費中化石能源占比達到88%。世界主要工業(yè)國2009年能源消費構(gòu)成（單位：億噸油當量）

美國中國俄羅斯印度日本加拿大德國法國韓國巴西能源消費總量21.8221.776.354.694.643.192.92.422.382.26占世界比重19.54%19.50%5.69%4.20%4.16%2.86%2.60%2.17%2.13%2.02%煤炭22.80%70.60%13.00%52.40%23.40%8.30%24.50%4.20%28.90%5.20%石油38.60%18.60%19.70%31.70%42.60%30.40%39.30%36.50%43.90%46.20%天然氣27.00%3.70%55.20%10.00%17.00%26.70%24.20%15.90%12.80%8.10%核電8.70%0.70%5.80%0.80%13.40%6.40%10.50%38.40%14.10%1.30%水電2.90%6.40%6.30%5.10%3.60%28.20%1.50%5.00%0.30%39.20%世界主要國家2007年發(fā)電量構(gòu)成

世界主要工業(yè)國家人均裝機、人均用電量情況

美國日本英國韓國中國能源消耗對人類環(huán)境產(chǎn)生的壓力◎減少排放成為國際社會的共識。◎世界上60%的溫室氣體來自于生產(chǎn)、運送和使用能源的過程；◎化石能源（煤炭、石油、天然氣）的利用成為溫室氣體主要成分二氧化碳的主要來源；年份煤炭石油天然氣水電核電風電200166.722.92.67.9200266.323.42.67.7200368.422.22.66.820046822.32.67.1200569.1212.87.1200669.420.437.2200769.319.63.37.7200870.2218.763.627.38200970.618.63.77.1我國一次能源消費結(jié)構(gòu)（單位：%）3.主要國家燃煤機組效率狀況2007年主要國家供電煤耗水平：法國298g/kwh，日本300g/kwh，德國306g/kwh，美國367g/kwh，中國356g/kwh。年代中國世界先進水平（日本）差距高出百分比199042732210532.61%20003923167624.05%20053703125818.59%20093422984414.77%火電廠供電煤耗變化趨勢中國供電煤耗與世界先進水平的差距（g／kWh）4.我國經(jīng)濟、煤炭消耗、電力裝機的增長情況國民經(jīng)濟增長情況我國煤炭消耗量變化情況世界主要耗煤國家煤炭消耗量(百萬噸)-1001003005007009001,1001,3001,5001,7001,9002,1002,3002,5002,7002,9003,100198019811982198319841985198619871988198919901991199219931994199519961997199819992000200120022003200420052006200720082009百萬公噸CANMEXUSAFRAGERPOLUKSOAAUSCHNIND1949年185萬千瓦1978年5712萬千瓦1987年1億千瓦1995年2億千瓦2000年3億千瓦2005年5.2億千瓦2006年6.2億千瓦2007年7.2億千瓦第一個億，用了100年；第二個億，用8年時間；第三個億，用5年時間；第四個億，用3年時間；第五個億，用2年時間，2006后幾乎一年1個億2008年7.9億千瓦中國電力裝機總量增長情況（1996年起位居世界第二）電煤消耗量增長情況：

與經(jīng)濟發(fā)展規(guī)模相對應的是煤炭消費量也在不斷增長，其中發(fā)電用煤占國內(nèi)煤炭消費量的50%以上，而且占比還在呈現(xiàn)上升趨勢。2020年全國電力需求預測預計2020年，中國全社會用電量達到萬億千瓦時，基本上在2009年基礎上翻倍，人均用電量5000千瓦時。按現(xiàn)在的電源結(jié)構(gòu)測算，2020年年度需要發(fā)電用煤30億噸。將對煤炭生產(chǎn)供應、環(huán)保以及二氧化碳減排都是一項非常巨大的挑戰(zhàn)。增長9.3%7.4%5.7%單位：億千瓦時5.環(huán)境保護對我國能源發(fā)展的壓力化石能源的應用對我國環(huán)境的影響化石能源的大量應用，造成我國各城市空氣污染嚴重，南方區(qū)域酸雨嚴重?！蚩諝馕廴?。全國監(jiān)測的５５９個城市中，空氣質(zhì)量達到一級標準的城市只有４．３％、三級標準的城市占２８．５％、劣于三級標準的城市占９．１％。2009年全國酸雨污染情況◎地表水污染。長江、黃河、珠江、松花江、淮河、海河和遼河七大水系總體為輕度污染。203條河流408個地表水控監(jiān)測斷面中，Ⅰ～Ⅲ類、Ⅳ～Ⅴ類和劣Ⅴ類水質(zhì)的斷面比例分別為57.3%、24.3%和18.4%。【2009年，我國國民生產(chǎn)總值占世界5.5%，但消耗了世界54%的水泥、30%的鋼鐵和15%的能源。我國單位資源產(chǎn)出水平僅相當于美國的1/10、日本的1/20，單位GDP二氧化硫和氮氧化物排放量是發(fā)達國家的8～9倍?！?/p>

◎氣溫總體上升。我國電力行業(yè)對環(huán)境保護的貢獻◆國際節(jié)能減排有關公約、協(xié)議情況◎《聯(lián)合國氣候變化框架公約》：１９９２年５月在聯(lián)合國紐約總部通過，同年６月在巴西里約熱內(nèi)盧舉行的聯(lián)合國環(huán)境與發(fā)展大會期間正式開放簽署，《公約》最終目標是“將大氣中溫室氣體的濃度穩(wěn)定在防止氣候系統(tǒng)受到危險的人為干擾的水平上”，《公約》于１９９４年３月生效。《公約》明確：應對氣候變化應遵循“共同但有區(qū)別的責任”原則；發(fā)達國家應率先采取措施限制溫室氣體的排放，并向發(fā)展中國家提供有關資金和技術；發(fā)展中國家在得到發(fā)達國家技術和資金支持下，采取措施減緩或適應氣候變化；《公約》規(guī)定每年舉行一次締約方大會。◎《京都議定書》：１９９７年１２月，在日本京都第３次《公約》締約方大會上通過（由37個發(fā)達國家簽訂），對２０１２年前主要發(fā)達國家減排溫室氣體的種類、減排時間表和額度等作出了具體規(guī)定?！毒┒甲h定書》于２００５年生效。根據(jù)議定書，從２００８年到２０１２年間，主要工業(yè)發(fā)達國家溫室氣體排放量要在１９９０年基礎上平均減少５．２％，其中歐盟將６種溫室氣體排放量削減８％，美國削減７％，日本削減６％。◎“巴厘島路線圖”：2012年《京都議定書》第一個承諾期結(jié)束，２００７年１２月，第13次締約方大會在印度尼西亞巴里島舉行，啟動了第二承諾期減排目標談判，制訂了“巴厘島路線圖”。

【國際社會高度關注二氧化碳減排，二氧化碳減排量的約束成為世界各國分配經(jīng)濟發(fā)展權的重要載體?！俊粑覈?jié)能減排面臨的形勢與任務◎

2009年12月第１５次締約方會議在丹麥哥本哈根舉行：發(fā)表了不具法律約束力的《哥本哈根協(xié)議》。我國承諾到2020年單位GDP二氧化碳排放強度比2005年下降40%-45%，節(jié)能提高能效的貢獻率達到85%以上，非化石能源比重達15%左右?！驀摇笆晃濉惫?jié)能減排目標：單位國內(nèi)生產(chǎn)總值能耗降低20%；單位工業(yè)增加值用水量降低30%；主要污染物排放總量減少10%；工業(yè)固體廢物綜合利用率提高到60%。（以2005年為基礎年，國內(nèi)生產(chǎn)總值按2005年不變價，主要污染物指：二氧化硫和化學需氧量。）

【截止2009年底，我國實現(xiàn)單位國內(nèi)生產(chǎn)總值能耗累計下降14.38%，化學需氧量排放總量下降9.66%，二氧化硫排放總量下降13.14%?！俊蚰茉促Y源的開采應用，造成了人類生存環(huán)境的惡化，已經(jīng)難以支撐經(jīng)濟的可持續(xù)發(fā)展，世界各國為此采取的措施、路徑不一，但對節(jié)能環(huán)保的認識和擔心是一致的。二、集團公司能耗現(xiàn)狀1.集團公司基本情況產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)集團公司2009年底產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)與布局

電力（萬千瓦、億千瓦時、%）煤炭（萬噸）鋁業(yè)（萬噸）

集團裝機集團發(fā)電量區(qū)域裝機裝機占比區(qū)域發(fā)電量發(fā)電量占比產(chǎn)能產(chǎn)量產(chǎn)能產(chǎn)量東北12406256018.8720.60%246325.38%

59.543.0華北314181210151.49%93741.93%50004266.89

西北884275722412.24%29239.41%

11066.0華中1503589175338.57%69998.42%

華東905407177935.09%83604.87%

南方976406137737.09%57557.05%1531.0965.6合計58222483833576.98%358746.92%50154298.0175.5114.6注：全國數(shù)據(jù)根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，內(nèi)蒙、山東全部并入華北區(qū)域數(shù)據(jù)，集團數(shù)據(jù)按綜合統(tǒng)計系統(tǒng)數(shù)據(jù)電力發(fā)展集團公司成立以來的電力發(fā)展情況

03年04年05年06年07年08年09年集團2302243929463550430045715883火電1689174321782630332735284331水電61369776992096310101463風電

103389

03年04年05年06年07年08年09年集團1225.61306.41437.81725.01879.32050.52516.0火電1059.91095.51180.41421.21550.61703.72074.2水電165.7210.8257.5303.8327.9343.1429.9風電

0.83.711.92.五大發(fā)電集團比較

◆供電煤耗的年度變化比較

2003年2004年2005年2006年2007年2008年2009年2010年1-8月華能338337348344.87337.37333.59327.7324.22大唐368363.4357.51349.87342.94335.15328.41326.43國電371.7365.7361355.5348340.5331.8327.9華電370.4367.1363.06356.28347.11340.4332.28330.35中電投372.38367.98366.95364.49357.57350.24343.23333.59全國380376374367356349342334◆供電煤耗、廠用電率、發(fā)電油耗、發(fā)電水耗比較2010年1-8月煤耗電耗油耗水耗比較表

華能大唐國電華電中電投供電煤耗（克/千瓦時）324.22326.43327.9330.35333.59火電發(fā)電廠用電率（%）5.775.926.036.557.13發(fā)電油耗（噸/億千瓦時）14.31

12.97

15.2820.6817.24發(fā)電水耗（千克/千瓦時）1.34

1.5

--

1.92◆不同等級機組供電煤耗比較集團公司1-8月份不同等機組供電煤耗完成情況表(單位：克／千瓦時)單位集團合計1000MW等級600MW等級350MW等級300MW等級200MW等級大唐326.55310.27318.69318.85330.18348.83華能324.22293.58318.16322.76331.11339.43華電330.35290.06314.38—336.12360.65國電327.90290.6316.90324.30332.40353.30中電投333.59293.67320.82314.20333.48353.16集團名次545143◆2009年裝機電量排放量比較2009年五大集團裝機電量排放情況表（國家環(huán)保部）

華能大唐華電國電中電投五大電力合計全國電力合計五大占全國電力比例煤炭消耗量（萬噸）18608.816750.613350.217253.91211678079.4139923.355.80%煤炭硫份%0.971.141.161.141.061.09

脫硫裝機容量（萬千瓦）7295.872028033.56310.83967.129809.24611364.60%占煤電裝機容量比例%85.3896.0881.3987.5792.6588.4270.72

二氧化硫排放量（萬噸）91.592.2899876.9447.6910.8

二氧化硫排放績效（克/千瓦時）2.412.793.32.923.72.943.04

排放量比2005年下降比例%39.3141.8249.6642.9939.1542.9331.42

三、蒙東能源電力板塊能耗現(xiàn)狀項目元寶山坑口通遼總廠二發(fā)鴻駿30萬赤峰熱電盛發(fā)熱電通遼熱電合計供電煤耗339.32345.53347.53345.65375.99384.24337.82315.80280.99348.45綜合廠用電率8.5610.2210.3210.3713.7111.2511.9911.0417.2210.50發(fā)電水耗2.710.212.630.382.340.343.021.753.281.77發(fā)電油耗14799550420711223501022214041201、蒙東各發(fā)電公司能耗指標（本年累計1—8月）2、對比標桿值分析（單位：g/kw.h;%;m3/kw.h;噸）機型供電煤耗發(fā)電廠用電率水耗耗油量600MW亞臨界濕冷標桿311.35

滄東23.970.4平圩0田集元4330.876.762.6103.57元3338.197.592.67140.73元2343.957.562.72616.14600MW亞臨界空冷標桿334.34托50.17

坑口坑口1345.729.410.2124.35二發(fā)5345.659.660.38207.36坑口2345.349.610.1770.6300MW亞臨界濕冷標桿315徐州華鑫14.640.63吳涇0吳涇元1354.710.633.02618.6

第三部分：火力發(fā)電廠節(jié)能技術一、火力發(fā)電廠技術經(jīng)濟指標計算方法

（詳見華東電力試驗研究院殷慶華課件）

1、鍋爐熱效率1)正平衡熱效率計算即輸入—輸出熱量法輸入—輸出熱量法熱效率是指鍋爐輸出熱量占輸入熱量的百分比。對于鍋爐效率計算的基準，燃料以每千克燃料量為基礎進行計算，輸入熱量以燃料的收到基低位發(fā)熱量來計算，即

式中：

—

鍋爐熱效率，%；

—

每千克燃料的鍋爐輸出熱量，kJ/kg；

—

每千克燃料的鍋爐輸入熱量，kJ/kg。式中：—入爐煤收到基低位發(fā)熱量，kJ/kg,

鍋爐輸出熱量應根據(jù)汽水系統(tǒng)的設置來確定熱量平衡界限，主蒸汽系統(tǒng)以鍋爐省煤器入口至末級過熱器出口為界限，確認給水、減溫水、排污、抽汽及主蒸汽的相關參數(shù)；再熱汽系統(tǒng)以鍋爐再熱器入口至再熱器出口為界限，確認再熱器入口蒸汽、抽汽、再熱減溫水及再熱汽的相關參數(shù)。這些需確定的參數(shù)包括流量、溫度及壓力，并由溫度及壓力求出相應的焓值

2)反平衡鍋爐熱效率計算(熱損失法)

—每千克燃料的排煙損失熱量，kJ/kg；

—每千克燃料的可燃氣體未完全燃燒損失熱量，kJ/kg；

—每千克燃料的固體未完全燃燒損失熱量，kJ/kg；

—每千克燃料的鍋爐散熱損失熱量，

kJ/kg；

—每千克燃料的灰渣物理顯熱損失熱量，

kJ/kg；

3）分析主要影響因素

排煙溫度；過量空氣系數(shù)（氧量）；石子煤排放量；灰渣含碳量；飛灰含碳量；爐墻、管道保溫。2、汽輪機熱耗率1）指汽輪發(fā)電機組熱耗量與其出線端電功率的比值，即式中：

—熱耗量，kJ/h；

—熱耗率，kJ/(kW·h)；—機組供熱量，kJ/h；

—出線端電功率，kW。熱耗量指汽輪發(fā)電機組從外部熱源所取得的熱量。再熱機組熱耗量的計算公式為：式中：

—熱耗量，kJ/h；—汽輪機主蒸汽流量，kg/h；—汽輪機主蒸汽焓值，kJ/kg；—最終給水流量，kg/h；—最終給水焓值，kJ/kg；—汽輪機再熱蒸汽流量，kg/h；—汽輪機再熱蒸汽焓值，kJ/kg；—冷再熱蒸汽流量，kg/h；—冷再熱蒸汽焓值，kJ/kg；—再熱器減溫水流量，kg/h；—再熱器減溫水始值，kJ/kg；—過熱器減溫水流量，kg/h；—過熱器減溫水焓值，kJ/kg。

2）分析主要影響因素主蒸汽溫度、壓力；再熱蒸汽溫度；背壓；過熱、再熱蒸汽減溫水流量；門桿、軸封漏汽量；不明漏泄量；廠用汽量等。3、綜合廠用電率綜合廠用電率是指全廠發(fā)電量與上網(wǎng)電量的差值與全廠發(fā)電量的比值，即式中：

—統(tǒng)計期內(nèi)發(fā)電量；—全廠的關口電量，kW·h；—全廠的外購電量,kW·h

4、供電煤耗

—發(fā)電標準煤耗，g/(kW·h)；—統(tǒng)計期內(nèi)耗用標準煤量，t；—發(fā)電廠用電率，%；—供熱比，%；—統(tǒng)計期發(fā)電量，；

二、火力發(fā)電廠節(jié)能診斷分析方法

（即傳統(tǒng)又全新的方法）

(一）、基礎鋪墊：設計煤耗與實際煤耗設計煤耗

根據(jù)額定負荷下設計的汽輪機熱耗、鍋爐效率、廠用電率以及管道效率，由反平衡計算的煤耗。基準煤耗在額定負荷、設計煤種下，考慮到機組全年正常運行所需滿足的條件，以及設備先天缺陷、環(huán)境溫度、老化修正等各項不可避免損失，通過運行調(diào)整、設備維修維護，機組穩(wěn)態(tài)、優(yōu)化運行可以達到的最佳全年平均煤耗。設計煤耗經(jīng)過不可避免損失修正后得到基準煤耗。基準煤耗設計煤耗是難于達到的理想目標，因為實際運行過程中存在多種不可避免的損失。而基準煤耗，是通過運行調(diào)整、設備維修、維護、局部設備改造等技術手段，機組可以接近甚至可以達到的現(xiàn)實目標?；鶞拭汉臋C組老化問題應引起注意，根據(jù)多年跟蹤試驗，初步得出進口機組老化速率在每年遞增0.18%～0.22%左右（含輔屬設備影響）；國產(chǎn)機組每年遞增0.5%以上。這是機組按正常年限大修，無重大事故狀態(tài)下得到的。機組運行十年后，高、低壓缸效率下降較多，監(jiān)視段參數(shù)普遍升高。特別是調(diào)節(jié)級壓力、高排溫度、5～8段抽汽溫度升高明顯，由此表明有效焓降減少；由于煤種變化、鍋爐過熱器和再熱器超溫，造成大量投入過熱和再熱減溫水量，使汽輪機熱耗增加，引起機組煤耗增加。特別是過熱減溫水由給水泵出口引出，對機組循環(huán)效率影響較大。達標煤耗基準煤耗經(jīng)過負荷率、煤質(zhì)、啟停、非穩(wěn)態(tài)因素、新增老化（指基準老化修正后發(fā)生的老化）等動態(tài)當年不可控損失修正得到的一個動態(tài)平均煤耗，可作為電廠的節(jié)能目標，亦可作為上級公司對電廠的考核煤耗。實際煤耗實際運行條件、設備條件下，全年平均煤耗。一般是電廠通過正平衡統(tǒng)計得到的煤耗。也可以在特定負荷、環(huán)境、煤種等條件下，由試驗煤耗通過實際條件與試驗條件的差別進行修正得到。這樣，試驗煤耗也可作為校核正平衡統(tǒng)計煤耗的手段。實際煤耗與達標煤耗之間的差距，是由與年度實際運行情況相關的可控損失引起的。包括主汽溫度、再熱汽溫度、主汽壓力（非優(yōu)化運行）、排汽壓力、高加投入率（給水溫度）、加熱器端差、減溫水流量、系統(tǒng)泄漏造成的能量損失、廠用電率等?？紤]各種因素影響：600MW及以下機組實際煤耗和設計煤耗比較至少差。(二）、節(jié)能診斷分析流程（三）、因素分析1.汽輪機熱耗率根據(jù)試驗熱耗率和運行參數(shù)，修正計算THA工況下汽輪機實際的熱耗率。修正包括：主蒸汽壓力、溫度、再熱蒸汽溫度、再熱減溫水流量、凝汽器壓力，并進行合理的濾網(wǎng)修正分析計算各缸效率和平衡盤漏量對熱耗率的修正計算，核算設計熱耗率與實際熱耗率的差別分析汽輪機熱耗率隨運行時間的變化特點:1)若汽輪機通流部分無損傷、無堵塞、水質(zhì)控制符合要求;2)沒有因汽缸上下缸溫差大，引起汽缸變形，或軸系振動大引起汽封摩損，汽封間隙明顯增大，一般認為汽輪機熱耗率與試驗值相同提出汽輪機本體節(jié)能降耗措施，并預測節(jié)能潛力2.汽輪機冷端性能通過現(xiàn)場核查汽輪機排汽溫度或自帶絕壓表測量凝汽器壓力，以及凝汽器壓力傳壓管走向等，確定凝汽器壓力現(xiàn)場核查循環(huán)水泵、冷卻塔、凝汽器、真空泵、閉式冷卻水泵、膠球清洗裝置的運行狀況及相關參數(shù)，查看真空嚴密性試驗結(jié)果選擇不同工況計算凝汽器熱負荷，進而計算凝汽器性能和清潔系數(shù)統(tǒng)計分析計算循環(huán)水進、出水溫度、凝汽器壓力等，并計算對機組發(fā)電煤耗的影響量，核查冷端系統(tǒng)運行方式提出冷端系統(tǒng)節(jié)能降耗措施，并預測節(jié)能潛力

3.熱力及疏水系統(tǒng)及閥門泄漏全面檢查熱力及疏水系統(tǒng)，并提出相應的改進措施采用點溫計及熱成像儀檢查閥門泄漏情況，列出閥門泄漏清單。重點檢查主蒸汽疏水、再熱蒸汽疏水、導汽管疏水、高排疏水、再熱蒸汽疏水、通風閥、高旁、低旁、給水泵再循環(huán)等根據(jù)閥門泄漏情況，并進行橫向?qū)Ρ?，估算泄漏對機組發(fā)電煤耗的影響量預測熱力及疏水系統(tǒng)的節(jié)能潛力

4.統(tǒng)計計算鍋爐效率檢查鍋爐本體、空氣預熱器、燃燒器、制粉系統(tǒng)等設備運行狀況核查鍋爐主要運行參數(shù)、主蒸汽壓力溫度、再熱器溫度、排煙溫度、風壓、風量、氧量、飛灰可燃物含量、煤粉細度等現(xiàn)場查看鍋爐運行控制方式統(tǒng)計分析燃煤熱值、飛灰可燃物含量、大渣含量、運行氧量、排煙溫度等，計算鍋爐效率現(xiàn)場核算空氣預熱器漏風率提出鍋爐及輔助設備節(jié)能降耗措施，并預測節(jié)能潛力

5、煙風及脫硫系統(tǒng)統(tǒng)計計算現(xiàn)場檢查一次風機、送風機、引風機、增壓風機、漿液循環(huán)泵、GGH、除塵器運行狀況現(xiàn)場查看或測試各主要輔機耗功計算分析煙風系統(tǒng)阻力及不同工況下風機的運行效率分析計算各種改造或運行調(diào)整方案節(jié)電率及投資情況，提出合理的改造或運行調(diào)整方案預測各種措施的節(jié)電潛力

6、其他參數(shù)統(tǒng)計計算及出力系數(shù)

統(tǒng)計主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度、再熱減溫水量，并計算對發(fā)電煤耗的影響量核查吹灰頻次及吹灰汽源，統(tǒng)計補水率，估算吹灰、除氧器排汽、排污對發(fā)電煤耗的影響量核查其他輔助蒸汽使用情況，如、暖風器、廠區(qū)采暖供熱等分析計算出力系數(shù)對發(fā)電煤耗和發(fā)電廠用電率的影響量提出相應的節(jié)能降耗措施，并預測節(jié)能潛力

（四）、影響機組能耗高的主要因素及定量分析1.影響發(fā)電煤耗的主要因素（31項）高壓缸效率；中壓缸效率；低壓缸效率；主蒸汽壓力；主蒸汽溫度；再熱蒸汽溫度；再熱器壓損；凝汽器壓力；煤質(zhì)；排煙溫度；煤粉細度；鍋爐本體、尾部煙道漏風；過?？諝庀禂?shù)；運行氧量；調(diào)節(jié)閥運行方式；軸封漏汽量；系統(tǒng)泄漏受熱面臟污；平均負荷率；凝結(jié)水過冷度；機組補水率；飛灰可燃物含量；凝結(jié)水泵焓升；再熱器減溫水流量；散熱損失；小機進汽量；鍋爐吹灰參數(shù)及流量；環(huán)境溫度；暖風器用汽量；加熱器端差；鍋爐排污及除氧器排汽。

2.汽輪機熱耗率（或各缸效率）（1）影響汽輪機熱耗率高的主要原因汽輪機設計熱耗率低，實際運行達不到設計值通流間隙偏大，漏汽量大（新建機組安裝期間）汽封磨損，漏汽量大（高、中缸上、下缸溫差大，汽缸變形；運行控制不當，軸系振動大；汽輪機進水轉(zhuǎn)子碰磨等）軸封漏汽量大進汽導管密封差，引起泄漏調(diào)節(jié)級葉頂間隙大、汽封齒少，調(diào)節(jié)級效率低調(diào)節(jié)級噴嘴組損傷平衡管漏汽量大（引進型300MW機組）低壓進汽導流板損壞低壓缸工藝孔漏汽量，抽汽溫度高（600MW超臨界機組）通流部分結(jié)垢（抽汽口壓力、軸向位移、汽水品質(zhì)）葉片損傷（葉片損壞、葉片水蝕）調(diào)節(jié)汽門重疊度過大蒸汽管道濾網(wǎng)未拆除單閥運行

3、凝汽器壓力

（1）影響凝汽器壓力高的主要原因冷卻水量小（循環(huán)水泵存在問題、運行方式不合理）冷卻管臟物（膠球清洗、二次濾網(wǎng)）循環(huán)水溫度高（冷卻塔性能差）凝汽器熱負荷大（汽輪機排汽、熱力系統(tǒng)泄漏）凝汽器面積小夏季真空泵冷卻水溫度高，抽汽性能差抽空氣系統(tǒng)設計不合理（雙壓凝汽器）真空系統(tǒng)嚴密性差凝結(jié)水過冷度大（2）凝汽器性能定量分析方法1）凝汽器性能計算核算設計條件下凝汽器的性能循環(huán)水流量計算（通過計算排入凝汽器的熱量估算循環(huán)水流量）不同工況下凝汽器性能計算，如：凝汽器端差、傳熱系數(shù)、清潔度確定凝汽器實際運行壓力與設計壓力的差值2）凝汽器壓力與汽輪機熱耗率的關系汽輪機制造廠提供的排汽壓力修正曲線汽輪機性能試驗中THA工況或3VWO工況性能試驗結(jié)果THA工況和TRL工況熱平衡圖

4.熱力及疏水系統(tǒng)熱力系統(tǒng)設計不合理，冗余系統(tǒng)多（主蒸汽疏水、高排通風閥、高加危急疏水、低旁前疏水）；閥門質(zhì)量較差；自動疏水器質(zhì)量差；經(jīng)常存在泄漏的閥門有：主、再熱蒸汽疏水、導管疏水、高加危急疏水、旁路、給水泵再循環(huán)。

5.加熱器及給水溫度加熱器水位控制不正常；加熱器水室隔板泄漏及冷卻管泄漏；加熱器端差大；汽輪機缸效率低，抽汽壓力高。加熱器端差及給水溫度對機組經(jīng)濟性的影響通常采用熱平衡方法或等效焓降法進行估算。

6.給水泵耗汽量大給水泵耗汽量大的主要原因：給水流量大；給水泵汽輪機排汽壓力高；給水泵汽輪機效率低；給水泵再循環(huán)漏量大。

7.環(huán)境溫度及出力系數(shù)附加影響量濕冷機組出力系數(shù)對發(fā)電煤耗的附加影響量約為，空冷機組約為～0.8g/kWh;海水直流冷卻環(huán)境溫度影響～0.8g/kWh；北方閉式循環(huán)冷卻～1.2g/kWh；空冷機組-3.0～（當?shù)丨h(huán)境溫度、冬夏季帶負荷特性、空冷凝汽器面積、運行控制方式）。

8.煤質(zhì)煤質(zhì)對機組經(jīng)濟性的影響：近幾年，煤炭供應緊張，煤炭價格居高不下，燃用煤種與設計煤種差異較大，燃煤灰分增加，發(fā)熱量降低，揮發(fā)分變化大，均對鍋爐燃燒造成很大影響；煤質(zhì)結(jié)渣性能差，容易結(jié)焦和受熱面積灰，影響排煙溫度；煤質(zhì)可磨性差，影響制粉系統(tǒng)電耗、降低制粉系統(tǒng)出力和影響煤粉細度；煤質(zhì)著火困難，可燃性差，使飛灰可燃物含量升高。

9.排煙溫度排煙溫度高的主要原因:煤質(zhì)；受熱面設計不合理（過熱器、再熱器、省煤器、空氣預熱器）；燃燒調(diào)整不當（風粉配比、風量、煤粉細度、燃燒器擺角等）；受熱面臟污（空氣預熱器、省煤器等）；空氣預熱器入口風溫度高；鍋爐本體及尾部煙道漏風量大；磨煤機出口溫度設定不合理；制粉系統(tǒng)冷風漏入量大。

10.灰渣可燃物含量影響灰渣可燃物含量高的主要因素是燃煤揮發(fā)分、煤粉細度和配風等。燃煤揮發(fā)分降低、灰分增加和發(fā)熱量下降都會使灰渣可燃物含量增加，灰分增加和發(fā)熱量下降使熱損失增加；煤粉細度提高（變粗）和均勻性指數(shù)下降將直接引起灰渣可燃物含量增加；運行中的配風工況對灰渣可燃物含量的影響也很顯著，爐膛出口過?？諝庀禂?shù)下降或爐膛內(nèi)局部缺風都會使灰渣可燃物含量增加。

11.空氣預熱器漏風率大一次風壓力高空氣預熱器設計、加工、安裝存在問題密封間隙大

12.鍋爐實際運行氧量鍋爐運行氧量的大小，對鍋爐運行的經(jīng)濟性和安全性均有影響。其主要影響有以下幾點:鍋爐排煙熱損失q2；鍋爐化學未完全燃燒熱損失q3；鍋爐飛灰可燃物（機械未完全燃燒熱損失）q4；鍋爐送、引風機電耗；鍋爐蒸汽溫度；鍋爐結(jié)焦狀況；鍋爐高溫腐蝕程度。同時，鍋爐的運行氧量同樣受到鍋爐設備狀況的制約，如送、引風機的裕量大小、燃料特性、空氣預熱器漏風或堵塞等。

13.煤粉細度煤粉細度較細有利于煤粉的著火和燃盡，可降低飛灰可燃物含量，提高鍋爐運行效率，特別是對于揮發(fā)分較低的煤種，同時還可減小水冷壁的結(jié)渣傾向。但煤粉較細使制粉系統(tǒng)電耗增加，因此，存在經(jīng)濟煤粉細度。經(jīng)濟煤粉細度通常要根據(jù)燃燒優(yōu)化調(diào)整試驗得出。通過大量的燃燒優(yōu)化調(diào)整試驗結(jié)果，對褐煤以外的各煤種，推薦的經(jīng)濟煤粉細度為：R90=0.5nVdaf%；褐煤R90=35—50。（干燥無灰基揮發(fā)分）煤粉均勻性指數(shù)與制粉設備，特別是與粗粉分離器的結(jié)構(gòu)性能有關，若采用動靜式旋轉(zhuǎn)分離器，指數(shù)n約為～。

14.再熱器減溫水量大汽輪機高壓缸效率低、高壓缸漏汽量大，高排溫度高受熱面設計不合理燃用煤質(zhì)與設計煤質(zhì)差別大運行操作控制不合理機組投產(chǎn)早期，受熱面較干凈，沾污系數(shù)與設計沾污系數(shù)有差別

17.風機耗電率高大部分機組存在鍋爐風機耗電率偏高，三大風機耗電率超過1.5%。主要存在的問題是：風機選型參數(shù)與系統(tǒng)不匹配；一次風壓力高、一次風量大;部分一次風機采用離心式風機;部分引風機采用靜葉可調(diào)軸流式風機；風機設計效率較低；風機（雙速、降速）調(diào)節(jié)手段不夠豐富。

18.機組啟停

機組啟停對發(fā)電煤耗的影響與機組啟停方式、啟停特性、年利用小時數(shù)有關。一般情況，年利用小時在5500小時以上機組啟停1次年平均發(fā)電煤耗影響～0.08g/kWh，其中：冷態(tài)啟停1次影響發(fā)電煤耗～0.08g/kWh；溫、熱態(tài)啟停～0.06g/kWh；極熱態(tài)啟停。

19.機組出力系數(shù)

出力系數(shù)對機組的經(jīng)濟性影響較大，提高機組出力系數(shù)是降低機組能耗的關鍵因素。出力系數(shù)對發(fā)電煤耗的影響量通常根據(jù)設計數(shù)據(jù)、試驗結(jié)果、運行統(tǒng)計數(shù)據(jù)確定。

600MW超臨界75%負荷影響煤耗4.5g/kw.h;50%負荷影響煤耗16.5g/kw.h;300MW亞臨界75%負荷影響煤耗4g/kw.h;50%負荷影響煤耗16g/kw.h;

三、優(yōu)化運行調(diào)整，挖掘節(jié)能潛力

1、熱力試驗的重要作用

熱力試驗是分析機組經(jīng)濟性和指導節(jié)能及檢修工作的重要手段。（1）機組每次大修前、后進行性能試驗，以便大修前發(fā)現(xiàn)問題有針對性地檢查處理，大修后驗證檢修效果；（2）針對一些特別的問題進行專門的試驗，這里有試驗院所進行的專項試驗，還有電廠熱試組和運行、檢修人員進行的專項調(diào)整試驗；（3）機組性能的綜合診斷和比較分析。可以是針對某一系統(tǒng)如疏水系統(tǒng)、加熱器系統(tǒng)、汽機缸效率存在的問題，也可以是某臺機組整體能耗的診斷。運用的方法，不僅僅限于試驗，還可以是參閱歷史運行數(shù)據(jù)、設計數(shù)據(jù)，同型機組的比較，實際運行狀態(tài)的影響以及理論計算等手段，來評價診斷機組的性能。2、鍋爐燃燒優(yōu)化

●經(jīng)濟性方面煤粉的燃盡程度過量空氣系數(shù)煤粉細度鍋爐煤種和負荷適應性降低鍋爐NOX的排放濃度●安全性方面爐內(nèi)結(jié)渣和積灰的控制受熱面磨損和腐蝕的控制避免高溫腐蝕和低溫腐蝕四管爆漏的控制防止燃燒器長期運行時的過熱和燒壞

（1）低氧燃燒

在保證鍋爐燃燒器區(qū)域水冷壁附近不出現(xiàn)還原性氣氛（部分鍋爐設計了偏轉(zhuǎn)二次風）可以提高鍋爐熱效率降低輔機電耗降低鍋爐NOx排放濃度運行氧量

最佳的通風量是保證鍋爐正常燃燒，提高鍋爐經(jīng)濟性的必要條件之一，是決定燃燒和燃盡程度的關鍵。一般而言，通風量過大將會降低爐內(nèi)燃燒溫度，增大煙氣量，增加排煙損失，同時NOX排放量也會增加；相反，通風量過小將會導致爐膛內(nèi)供氧不足，不完全燃燒損失增大。最佳氧量的獲取，需要在不同負荷下，通過一系列的優(yōu)化調(diào)整試驗，對氧量、一次風風量、灰渣、排煙溫度、鍋爐汽溫、鍋爐減溫水量、風機電耗等運行可調(diào)因素進行綜合耗差分析，并經(jīng)過重現(xiàn)性試驗后最終確認。運行氧量的調(diào)整應保證過熱蒸汽、再熱蒸汽溫度在正常范圍內(nèi)，鍋爐受熱面無超溫，且爐內(nèi)無嚴重結(jié)渣現(xiàn)象。在此原則下，運行氧量應根據(jù)鍋爐燃燒優(yōu)化調(diào)整試驗結(jié)果確定的最佳運行氧量曲線進行控制。通常煙煤機組，運行氧量在％～％;貧煤機組在3％～4％；無煙煤機組在5％～8％。當煤種發(fā)生變化時，須對最佳氧量控制曲線進行相應調(diào)整。為了保證不同負荷下鍋爐均在最佳氧量下運行，表盤氧量宜定期進行校驗。

（2）、煤粉細度根據(jù)鍋爐爐型、排渣方式，以及煤種確定鍋爐燃燒的煤粉細度煤粉細度的調(diào)節(jié)粗粉分離器靜態(tài)分離器-徑向，軸向（普通、串連雙調(diào)節(jié)擋板，并聯(lián)雙通道）動態(tài)分離器（靜動葉結(jié)合型）磨煤機通風量磨煤機出力

加強煤粉細度分析與調(diào)整

合理的煤粉細度是磨煤機電耗與鍋爐效率二者平衡時的經(jīng)濟煤粉細度，同時需要保證磨煤機的有效最大出力。結(jié)合磨煤機變風量試驗，通過改變磨煤機分離器折向門擋板開度，觀察分析煤粉細度對飛灰、爐渣含碳量、汽溫及制粉耗電率的影響，以尋求經(jīng)濟合理的煤粉細度。煤粉細度化驗常態(tài)化，鍋爐的煤粉細度取樣、化驗納入定期工作，每周一次。根據(jù)煤粉細度及時對磨煤機的折向門開度進行調(diào)整。磨煤機檢修后，宜進行煤粉細度的核查，以確認煤粉細度與粗粉分離器擋板開度(或轉(zhuǎn)速)之間的定量關系，為鍋爐運行提供依據(jù)。定期監(jiān)督煤粉細度。對于中速磨煤機，特別是磨輥運行中、后期，應根據(jù)煤粉細度的變化定期調(diào)整磨輥的間隙和彈簧壓縮量（壓力）；對于雙進雙出磨煤機宜定期檢查分離器，防止分離器回粉堵塞引起煤粉細度變粗。對鋼球磨煤機，應及時加裝鋼球,保持在最佳鋼球裝載量的情況下運行。在干燥出力、磨煤機差壓允許范圍內(nèi)，磨煤機應盡量在大出力下運行。有條件時，可考慮進行小球試驗，確定磨煤機更換小球方案。對中速磨煤機，為降低制粉系統(tǒng)電耗應根據(jù)機組負荷變化及時調(diào)整磨煤機運行臺數(shù)，正常運行情況下單臺磨煤機出力應調(diào)整到該磨煤機最大出力的80%以上運行。最低出力不低于最大出力的65%。（3）、一次風率根據(jù)一次風管風速確定最低風速和不同出力下的通風量；鍋爐燃燒調(diào)整要求確定一次風率；通過燃燒與制粉系統(tǒng)優(yōu)化試驗，得到一次風量控制曲線、一次風壓控制曲線、風箱-爐膛差壓控制曲線、二次風配風方式控制曲線、運行氧量控制曲線、入爐總風量控制曲線、過熱蒸汽溫度、過熱蒸汽壓力控制曲線，結(jié)合機組控制系統(tǒng)的特點，替換或修改原有的控制曲線。一次風量應采用燃燒調(diào)整試驗得出的最佳一次風量控制。在此條件下，應盡量開大一次風系統(tǒng)中的調(diào)節(jié)風門，降低一次風母管壓力，減小系統(tǒng)阻力，降低一次風機電耗，減少空氣預熱器一次風漏風。一次風壓控制應依據(jù)煤種變化做適時調(diào)整。例如，對于600MW煙煤機組，額定負荷下，一次風壓力通?？煽刂圃?kPa～9kPa。當一次風母管壓力達到一次風系統(tǒng)設計壓力的倍時，應查找原因，并提出相應的解決措施。（4）提高制粉系統(tǒng)制粉出力

提高中儲式制粉系統(tǒng)制粉出力

干燥出力，攜帶出力與研磨出力匹配提高磨煤機研磨出力提高粗粉分離器分離效率提高直吹式制粉系統(tǒng)制粉出力中速磨煤機磨煤機的煤種研磨范圍混煤的研磨特性磨輥的磨損磨輥加載力磨輥預留間隙調(diào)整雙進雙出磨煤機磨煤機鋼球裝載量磨煤機料位鋼球比例及鋼球篩選磨筒內(nèi)料位控制

電站鍋爐制粉系統(tǒng)節(jié)能，減少對鍋爐運行影響：合適的煤粉細度滿足機組出力要求滿足機組負荷響應要求合適的一次風率減少三次風率，降低三次風速盡量采用再尋循環(huán)風，減少摻冷風適當提高一次風溫減少制粉系統(tǒng)漏風減少制粉系統(tǒng)摻冷風調(diào)整磨煤機出口一次風速分布調(diào)整磨煤機出口煤粉濃度分布減少磨煤機事故降低直吹式制粉系統(tǒng)最低磨煤量，滿足啟動過程蒸汽參數(shù)控制要求減少一次風管積粉和一次風速波動

（5）排煙溫度加強電廠入廠煤來源管理，保證來煤相對穩(wěn)定，避免由于煤質(zhì)差異太大，而使排煙溫度升高，主要是控制煤的水分、發(fā)熱量和結(jié)渣特性。運行過程中加強鍋爐受熱面吹灰，制定完善的吹灰措施，并優(yōu)化吹灰方式。同時，檢修人員應加強日常檢修與維護，確保吹灰器的正常投入，保持各受熱面的清潔，控制空氣預熱器入口煙溫度不高于設計值，控制空氣預熱器壓差在合理范圍內(nèi)。當判斷受熱面積灰嚴重，采取正常吹灰手段仍無法消除時，利用檢修機會及時清除受熱面積灰。依據(jù)煤質(zhì)特性，在保證磨煤機運行安全的前提下，適當提高磨煤機出口溫度設定值。在爐膛不結(jié)焦及制粉系統(tǒng)安全的前提下，可適當提高一次風風粉混合物的溫度，減少冷風的摻入量。設計合理的風煤比曲線，應定期測量一次風速，并校驗一次風量測量系統(tǒng)，防止因測量誤差導致磨煤機實際運行中一次風量偏大或一次風速偏高。因此，要根據(jù)原始設計及設備的具體狀況來確定磨煤機不同出力下的風煤比（直吹式）或者不同負荷下的一次風速、風壓（中儲式），并保證風管最低一次風風速不低于18m/s。通過燃燒調(diào)整控制最佳過量空氣系數(shù)。最佳過量空氣系數(shù)試驗應在穩(wěn)定的負荷與煤種下進行，通過試驗確定不同負荷下最佳過量空氣系數(shù)曲線。在鍋爐大、小修中及日常運行中，針對鍋爐本體及制粉系統(tǒng)進行查漏和堵漏工作，檢查各個連接法蘭密封、膨脹節(jié)處密封，鎖氣器是否嚴密及爐本體密封，特別應檢查爐底水封槽、爐頂密封及磨煤機冷風門能否關嚴。3、汽輪機運行優(yōu)化（1）缸效率

缸效測試：重視。測點齊全，位置符合要求。重要監(jiān)視段參數(shù)準確、可靠。關鍵：閥點工況效率測試。消除閥門開度影響，基礎數(shù)據(jù)，是跟蹤分析的依據(jù)。發(fā)現(xiàn)、判斷通流異常非常重要，強烈推薦。合缸機組過橋汽封測試：影響中壓缸效率、影響整機煤耗、評價性能，建議大修前后試驗測量。（2）配汽方式單、順序閥運行：數(shù)據(jù)表明600MW機組額定負荷下順閥比單閥方式降低熱耗達40kJ/kwh左右，低負荷下更多。重疊度影響：理論型線與實際不符；控制品質(zhì)差；調(diào)門重迭度過大造成的壓損，調(diào)整重疊度。閥門特性測試和優(yōu)化：試驗手段測試調(diào)閥實際特性，修改控制曲線，優(yōu)化調(diào)整閥門重疊度。改善控制品質(zhì)，減低壓損。

（3）變壓運行方式定-滑壓曲線：全負荷段參數(shù)優(yōu)化，整機效率最佳。根據(jù)試驗數(shù)據(jù)對比，1000MW機組80%-85%的平均負荷率下，由于優(yōu)化曲線的實施，熱耗率降低0.3%左右，影響供電煤耗1g/kWh。設計曲線的局限性：制造廠的滑壓曲線是在所有特性都準確、且熱力系統(tǒng)沒有偏差、環(huán)境條件給定（一般為額定背壓）的條件下得來的。曲線本身就可能存在偏差，當閥門型線發(fā)生變化或與設計不符，重疊度變化后，在生產(chǎn)中必須進行標定。我們在曲線標定過程中，就發(fā)現(xiàn)有的機組偏差很大。標定曲線：在各典型負荷點，改變進汽壓力分別進行熱耗試驗，根據(jù)結(jié)果繪制熱耗壓力曲線，擬合、求取最佳壓力。綜合各負荷點的優(yōu)化壓力，繪制定－滑壓曲線。試驗滑壓曲線的局限性：負荷段的選取、同一負荷點工況的多少，試驗本身的因素。熱耗受很多因素影響，如：環(huán)境溫度、煤質(zhì)、減溫水等，怎么才能精確排除這些因素的影響，而僅僅體現(xiàn)對比試驗中參數(shù)變化帶來的熱耗差異?；瑝呵€的局限性：滑壓曲線主要利用的是壓力和容積流量的關系，而機組負荷是機組當時參數(shù)下的一個結(jié)果，制定一條主汽壓力與最終結(jié)果機組負荷之間的關系曲線，即滑壓曲線沒有反映真正影響最優(yōu)點的因素，而是結(jié)果，因此目前的滑壓曲線在理論上不完備。實際上任何影響流量的因素都會引起滑壓最優(yōu)點的偏離，而不是負荷，這里我們只能將負荷理解為負荷指令。

滑壓曲線的適用性：能否找到通用的曲線，或者在應用時根據(jù)條件進行某些修正？滑壓曲線的精細化：因為影響因素多樣，不太可能在現(xiàn)場進行全部考慮。在所有影響因素中，肯定會變化且變化影響最大的是凝汽器真空。隨著季節(jié)變化，循環(huán)水溫度引起的真空度的變化，對機組的流量、熱耗影響非常大。一種簡化的方法是，分冬季和夏季給出不同的曲線，春秋季進行微調(diào)。國內(nèi)也有根據(jù)現(xiàn)場條件，增加壓力偏置。目前，正考慮對滑壓曲線進行真空修正，達到普遍適用的研究。

（4）主、再熱汽溫度根據(jù)制造廠修正曲線，定量耗差分析克服畏難、恐懼心理，提高運行水平，保證汽溫在正常的變化范圍內(nèi)，甚至壓紅線運行。

（5）凝汽器真空全年理想真空的確定：冬季、夏季、負荷真空偏差的影響：制造廠修正曲線定量分析真空偏差的原因：因素眾多，逐條排除。循環(huán)水流量、系統(tǒng)嚴密性、凝汽器清潔度、端差、抽氣設備工作狀態(tài)。最佳真空優(yōu)化：負荷、水溫；循泵耗功、微增出力綜合最佳。盡可能試驗確定，很多情況下與經(jīng)驗方式有偏差。

空冷島空冷機組受環(huán)境溫度、風速及負荷率影響較大，為保證空冷機組節(jié)能首先要根據(jù)當?shù)氐臍庀髼l件做好空冷機組的設計，一般空冷凝汽器面積選擇較大為宜?？绽錂C組節(jié)能主要有以下措施：優(yōu)化空冷機組的運行方式，在冬季根據(jù)負荷、環(huán)境溫度等控制凝汽器壓力在8～9kPa，在夏季條件允許時盡量降低機組凝汽器壓力在夏季高溫時段加強空冷機組的沖洗通?？绽鋶u耗電率控制在0.7%～0.8%。

（6）負荷率依據(jù)負荷－熱耗曲線，定量分析。負荷熱耗曲線試驗確定。負荷變化過快，非穩(wěn)態(tài)損失增加，應用曲線的偏差增大。數(shù)據(jù)采集的頻率，對統(tǒng)計數(shù)據(jù)偏差影響。

（7）熱力系統(tǒng)因素分析機組補水率：根據(jù)相關曲線分析影響再熱汽/抽汽管道壓損:定量分析簡單，一類修正曲線。抽汽管道壓損參數(shù)的采集，抽汽口和加熱器進口壓力測點。管道散熱：定期測試，整改消缺減溫水：再減水、給泵出口的過減水。定量分析簡單，一類修正曲線。減溫水流量的統(tǒng)計，流量表計的準確，建議統(tǒng)計累計減溫水量，與主蒸汽流量對比評價。閥門泄漏：重點難點。投入見效快，效果明顯。高溫高壓蒸汽的泄漏，影響煤耗很大，有時一根疏水管就可達8～10g/kWh。系統(tǒng)外漏，發(fā)現(xiàn)查找容易。系統(tǒng)內(nèi)漏困難，但影響更大。不少機組能耗綜合診斷的結(jié)果，泄漏是最大因素。漏量確定困難，不易定量分析。主蒸汽管道壓降、溫降：給泵耗功增大（包括給水壓降過大），管道熱損失增加。應有統(tǒng)計數(shù)據(jù)，跟蹤關注。（8）優(yōu)化運行調(diào)整定滑壓優(yōu)化曲線的建立和嚴格執(zhí)行：加強運行中參數(shù)控制，使機組處于優(yōu)化狀態(tài)運行。真空系統(tǒng)的優(yōu)化運行：通過理論與試驗相結(jié)合的辦法，確定循環(huán)水溫度、負荷、循環(huán)水量對凝汽器真空影響，確定循環(huán)水泵最佳運行方案。變負荷及機組啟停階段的優(yōu)化：以節(jié)約用電、節(jié)約用汽，減少工質(zhì)和熱量排放為目的。鄰爐上水、汽泵啟動。機組用汽、用水方式的優(yōu)化：吹灰、暖風器、軸封等輔助用汽的優(yōu)化。給水泵運行方式的優(yōu)化燃燒優(yōu)化調(diào)整，減少蒸汽減溫水的使用。

4、實時耗差分析通過SIS系統(tǒng)，進行實時統(tǒng)計分析，總結(jié)機組在低負荷及變工況運行時最佳的方式，總結(jié)出相應的設備運行曲線。開展值際競賽，實時生成成績，自動生成評分、考核，并兌現(xiàn)指標獎勵。第四部分：火力發(fā)電廠節(jié)能減排

技術措施及應用一、主輔設備選型1、汽輪機、鍋爐汽輪機熱耗率2、凝汽器凝汽器面積小將使環(huán)境溫度、循環(huán)水量、凝汽器熱負荷、真空嚴密性、凝汽器臟污對凝汽器真空的影響更敏感3、冷卻水塔4、熱力及疏水系統(tǒng)設計

熱力及疏水系統(tǒng)改進總原則是機組在各種不同工況下運行，疏水系統(tǒng)應能防止可能的汽輪機進水和汽輪機本體的不正常積水，并滿足系統(tǒng)暖管和熱備用的要求。為減少熱力及疏水系統(tǒng)泄漏，其設計和改進原則是:1）運行中相同壓力的疏水管路應盡量合并，減少疏水閥門和管道。2）熱力及疏水系統(tǒng)閥門應采用質(zhì)量可靠、性能有保證、使用業(yè)績優(yōu)良的閥門。3）疏水閥門宜采用氣動球閥，不宜采用電動球閥。4）為防止疏水閥門泄漏，造成閥芯吹損，各疏水管道應加裝一手動截止閥作為臨時措施，原則上手動閥安裝在氣動閥門前。5）對于運行中處于熱備用的管道或設備，在用汽設備的入口門前應能實現(xiàn)暖管，暖管采用組合型自動疏水器方式，禁止采用節(jié)流疏水孔板連續(xù)疏水方式。

主、再熱蒸汽管路

再熱系統(tǒng)管道設計優(yōu)化。通過對再熱蒸汽管道口徑、彎管形式以及布置方式的合理優(yōu)化，在額定工況下的再熱系統(tǒng)（包括鍋爐再熱器）壓降實測為6.7%，比國家標準規(guī)定的10%減少個點，汽輪機的熱耗將因此下降18kJ/kWh。主蒸汽和給水管道設計優(yōu)化。與再熱系統(tǒng)管道優(yōu)化的同時，主蒸汽管和主給水管道系統(tǒng)亦采用了≥3D的彎管設計，有效地降低了管系的壓降，從而使給水泵的耗功亦相應下降，同時也提高了管系的運行安全性。

5、凝結(jié)水泵

凝結(jié)水泵原則上應配置2×100％凝結(jié)水泵，并配置“一托二”變頻調(diào)節(jié)裝置。若選擇3×50％凝結(jié)水泵，并配置“一托二”變頻調(diào)節(jié)裝置，凝結(jié)水泵耗電率將增加～個百分點。_在凝結(jié)水泵電機加裝變頻調(diào)節(jié)裝置后，應根據(jù)機組實際狀況，在保證安全的前期下，及時調(diào)整低旁減溫水壓力低保護定值、給水泵密封水差壓低保護定值、凝結(jié)水壓力低開啟備用泵定值等。此外，還應修改除氧器進水控制邏輯，機組在運行中保持除氧器進水門全開，采用變頻裝置調(diào)節(jié)除氧器水位。_為保證低負荷時凝結(jié)水泵變頻裝置的節(jié)能效果，通過增設給水泵密封水增壓裝置，如：600MW超臨界機組加裝50米揚程的管道泵，或把密封水引自凝結(jié)水泵的出口（凝結(jié)水精處理前），進一步降低凝結(jié)水母管壓力。凝結(jié)水泵耗電率主要由凝結(jié)水泵配置、機組類型、負荷率、運行控制方式所決定，負荷率在70％～75％耗電率控制值：超超臨界機組配置2×100％凝結(jié)水泵≤0.19%;超臨界機組配置2×100％凝結(jié)水泵≤0.18%;亞壓臨界機組配置2×100％凝結(jié)水泵≤0.15%;配置3×50％凝結(jié)水泵在同類型機組的基礎上增加0.03%;空冷機組在同類型機組基礎上再增加％。6、給水系統(tǒng)為了節(jié)能，在給水泵汽輪機進汽能保證機組啟動要求時，600MW及以上機組可選擇1臺100％汽動給水泵，若汽動給水泵跳閘后能聯(lián)動調(diào)速泵啟動，可選擇1臺50％調(diào)速泵。否則，可選擇1臺20％～30％定速泵。在新機組設計時應選用內(nèi)置式除氧器。高壓加熱器排氣設計為逐級排氣。高壓加熱器應采用大旁路系統(tǒng)，旁路形式為進口液動三通閥+出口隔斷閥600MW及以上超臨界機組電動給水泵一般配備20％～25％容量定速泵，給水流量控制通常有兩個操作平臺，系統(tǒng)復雜，閥門多，既不節(jié)能有不節(jié)電。在新建機組主給水系統(tǒng)設計應采用優(yōu)化設計方案。6.三大風機選型300MW級機組配備動葉可調(diào)軸流式風機或離心風機加變頻調(diào)節(jié)裝置，600MW及以上機組配備雙級動葉可調(diào)軸流式風機送風機應配備動葉可調(diào)軸流式風機引風機應選擇動葉可調(diào)軸流式風機，并具有高低速功能或變頻調(diào)速裝置風機出力及壓頭選取應由風機專家仔細核算，避免裕量過大7.脫硫系統(tǒng)設計（1）脫硫塔設計要求300MW及以上機組應一臺爐配一座吸收塔。根據(jù)含硫量情況，盡量采用N+1層噴淋層，提高漿液循環(huán)泵運行的靈活性。對大直徑（600MW及以上級）脫硫塔，可優(yōu)先考慮選擇帶有氣流均布設備（如托盤）的脫硫塔型。為了降低吸收塔的高度，使氣流分布更加合理，氣液接觸更加充分，同時降低漿液循環(huán)泵的揚程，可優(yōu)先采用變徑塔（漿池直徑大）和“斜切式”吸收塔入口煙道形式。（2）氧化風機選型及海水脫硫旁路_當氧化風機計算容量小于6000m3/h時，每座吸收塔宜設置兩臺全容量或每兩座吸收塔設置三臺50%總?cè)萘康难趸L機。_當氧化風機計算容量大于6000m3/h時，宜采用每座吸收塔配三臺50%總?cè)萘康难趸L機。_為了降低氧化風機的壓頭，降低耗電率，提高氧化空氣的利用率，宜根據(jù)含硫量情況，在充分論證的基礎上選擇矛槍式或管網(wǎng)式空氣分布管。_對于海水法脫硫裝置，應設計循環(huán)水泵至海水脫硫曝氣系統(tǒng)的旁路管道，以利于冬季工況的經(jīng)濟運行。（3）增壓風機選型有條件的地區(qū)，應積極爭取環(huán)保部門的支持，盡量取消GGH。對于新設計機組應采用增壓風機與引風機合并方案，若有可能脫銷裝置應一并予以考慮。若保留增壓風機，其配置及參數(shù)宜按下列要求選擇：脫硫增壓風機宜選用軸流式風機，當機組容量為300MW級時，也可采用高效離心風機。對于300MW級機組，宜設置一臺脫硫增壓風機。對于600MW級機組，優(yōu)先選擇一臺動葉可調(diào)軸流式增壓風機。對于1000MW級機組，宜設置兩臺動葉可調(diào)軸流式風機。8.電除塵器設計要求電除塵器應配備高壓電源，使其具有火花供電、反電暈控制、間歇供電、運行方式自動切換等。電除塵器低壓電源使其具有合理控制振打周期和降壓振打功能。配備合理的上位機控制系統(tǒng)，可根據(jù)煙塵排放濃度和機組負荷控制電除塵器運行方式。若條件允許可將灰斗電加熱改為蒸汽加熱，600MW機組灰斗電加熱功率一般