火力发电机组节电技术手册

华能 火力发电 机组节 电技术 手册 中国华能集团公司 二 一 年 三 月 前 言 节能降耗水平是衡量发电 企业技术及 管理水平的重要指标，关系企业的核心竞争力和长期盈利能力。近 两 年来，随着国内其他发电集团 公司火力发电机组节能降耗力度的不断加大， 超（超）临界机组的大规模投产，华能集团 公司供电煤耗和发电厂用电率 指标领先的优势 逐步缩小 。面对 节能减排 严峻的形势，华能集团公司曹培玺总经理在年度工作会 上 提出要“加强节能降耗管理，严格执行一票否决，确保集团公司总 体能耗水平 和主力机型的能耗指标 保持行业领先地位”， 并强调 30 万千瓦及以上机组的能耗指标达到国内领先水平，是华能集团节能减排工作的重点目标和重点工作。 华能集团 公司 多年来有敢为人先的优良传统，有多年优秀经验的积累、良好的设备基础以及西安热工 研究 院强有力的技术支持。为实现华能集团公司 火力发电机组 主要技术经济指标和主力机型能耗指标达到行业领先的目标， 2009 年 4 月 7 月，华能集团公司先后多次组织召开节能降耗专题会议， 安排部署节能降耗工作 。主要开展的工作有：深入分析公司技术经济指标的完成情况，开展能耗指标对标工作； 安排 西安热工研究院开展 60 万千瓦及以上超（超）临界机组节能诊断工作， 深入 研究 导致 机组 能耗高 的主要 问题及 原因，并制定具体的技术改进方案； 提出 各机组能耗指标 近期 目标 值 ，要求积极开展能耗指标创优活动 ；检查节能降耗工作进展，督促电厂进一步落实华能集团公司的部署和要求，抓紧实施节能诊断提出的改进措施，促进节能降耗工作长期持续开展。 为 全面提升华能火力发电机组节 电技术 水平，实现集团公司确立的能耗指标 近期 目标值， 以集团公司 2007 年制订的 300MW 机组节能降耗实施导则为基础，结合 2009 年600MW 超（超）临界机组节能诊 断分析工作经验， 综合考虑在设备选型、 技术改造 、运行 控制 、检修维护 等 方面 的节电工作 ， 在 华能集团公司安全监督与科技环保 组织 安排下，由 西安热工 研究 院 负责 制订 本导则。 i 目 录 1. 范围 . 1 2. 参考资料及标准 . 1 3. 设计厂用电率基本要求 . 1 3.1 设计厂用电率限值 . 1 3.2 电站设计及设备选型 . 2 4. 汽轮机辅机设备 . 2 4.1 凝结水系统 . 2 4.2 冷端系统 . 3 4.3 给水 系统设计 . 4 5. 锅炉烟风系统 . 6 5.1 烟风系统设计原则 . 6 5.2 风机选型 . 6 5.3 烟风系统与风机改造 . 8 5.4 运行控制 . 9 6. 制粉系统 . 10 6.1 制粉系统选型 . 10 6.2 制粉系统运行控制 . 10 6.3 磨煤机耗电率 . 11 7. 空气预热器 . 11 7.1 空气预热器密封改造 . 11 7.2 空气预热器吹灰 . 11 8. 脱硫系统及设备 . 11 8.1 设备选型 . 11 8.2 运行优化 . 13 8.3 日常管理与维护 . 15 9. 电除尘器 . 15 ii 9.1 电除尘器节电基本条件 . 15 9.2 节电控制基本原则 . 16 9.3 节电 的主要方法 . 16 9.4 运行优化调整试验 . 16 9.5 节电改造 . 17 9.6 运行控制 . 18 10. 机组运行管理 . 18 10.1 节电管理 . 18 10.2 运行控制 . 18 附录 A 1000MW 机组引风机与增压风机合并改造案例 . 20 附录 B 300MW 机组静叶调节轴流式引风机节能改造案例 . 29 附录 C 300MW 机组一次风机节能改造案例 . 33 附录 D 脱硫吸收系统运行优化案例 . 38 附录 E 电除尘器运行优化调整和 节电改造案例 . 44 1 华能火力发电机组节电技术导则 1. 范围 本导则适用于华能系统 300MW 及以上容量火力发电机组， 300MW 以下容量机组可 参照执行。 2. 参考 资料及标准 华能集团创建节约环保型企业规划（ 2006 年 2010 年） （ 2009 年版） 华能 系统 300MW 汽轮机 节能降耗实施导则 华能 300MW 级 机组锅炉 及辅机设备 节能降耗实施导则 华能火电工程设计导则 DL 5000 2000火力发电厂设计技术规程 DL/T466 2004 电站磨煤机及制粉系统选型导则 DL/T468 2004 电站锅炉风机选型和使用导则 3. 设计厂用电率基本要求 3.1 设计厂用电率 限值 设计厂用电率是指在设计工况（或 THA）下，机组所有辅机设备消耗的电功率与发电机端部输出功率之比。为确保华能公司在厂用电率方面的领先优势，不同类型机组的 设计厂用电率应达到表 1 的限值。 表 1 华能火电机组设计厂用电率限值 机组类型 设计厂用电 率， % 备注 机组类型 设计厂用电 率， % 备注 300MW 等级亚临界湿冷机组 5.2 300MW 等级亚临界 直接 空冷 机组 7.8 电动泵 350MW 等级亚临界湿冷机组 5.1 600MW 等级亚临界 直接 空冷机组 5.1 汽动泵 350MW 等级超临界湿冷机组 4.9 600MW 等级超临界 直接 空冷机组 5.1 汽动泵 600MW 亚临界湿冷机组 4.9 1000MW 等级超超临界 直接 空冷机组 4.9 汽动泵 600MW 等级超临界湿冷机组 4.7 300MW 等级间冷机组 5.3 汽 动泵 600MW 等级超超临界湿冷机组 4.7 600MW 等级超临界间冷机组 4.8 汽动泵 1000MW 等级超超临界湿冷机组 4.5 1000MW 等级超超临界间冷机组 4.6 汽动泵 注： 1、表 1 中设计厂用电率限值包括脱硫系统，对于设计硫份大于 1.2%的机组，可适当提高； 2 2、对于 燃用 无烟煤 并 配备钢球磨煤机的机组，厂用电率增加 0.6 个百 分点 ； 3、对于燃用贫煤或烟煤并配备钢球磨煤机的机组，厂用电率增加 0.33 个百分点； 4、对于 燃用 褐煤的机组，厂用电率增加 0.4%。 3.2 电 站 设计及设备选型 3.2.1 积极推进 业主主导电站设计的模式，电站设计 应 充分发挥生产、建设和研究机构的综合作用， 应达到电站设计总体布局合理、 主、 辅机设备选型及裕量合理、系统简化，充分体现节能、节电原则， 设计指标领先。 3.2.2 电站设计和重大 辅机设备选择 应充分落实节电原则，并在设计中予以考虑，如设计时配备凝结水泵变频装置等。 3.2.3 重大 辅机设备选择宜进行 可行性论证，特别是空冷机组的冷却方式、空冷机组的排汽压力、凝汽器面积、主要风机的型式及裕量，必要时，聘请专业技术人员进行核算。 4. 汽轮机辅机设备 4.1 凝结水 系统 降低 凝结水系统 耗电率 的 主要 措施有： 1） 确保 凝结水泵流量扬程特性与系统阻力特性相匹配； 2）提高凝结水泵运行效率； 3）尽量降低凝结水流量。 4.1.1 凝结水泵性能与系统阻力特性匹配 凝结水泵性能（流量扬程特性）与系统阻力特性不匹配，造成除氧器水位调整门（凝结水调整门）节流损失 增大， 凝结水泵运行效率偏离设计点，凝结水泵运行效率降低。 对于 新设计机组 ，优先选择 3 50%容量凝结水泵，也可选择 2 100%容量凝结水泵，凝结水泵扬程选择应根据凝结水系统设计特点 进行 仔细核算，防止凝结水泵扬程选取过大。此外，凝结水泵电机宜加装变频调节装置，以降低部分负荷下凝结水泵耗电率。 在 凝结水泵电机 加装 变频 调节装置 后 ， 应根据机组实际状况，在保证 凝结水母管压力的条件下 ，修改除氧器进水控制逻辑，机组在运行中保持除氧器进水门全开，采用变频装置调节除氧器水位。此外，及时调整低旁减温水压力低保护定值、给水泵密封水差压低保护定值、凝结水压力低开启备用泵定值。 凝结水泵电机加装变频调节 装置后， 600MW 及以上超（超）临界机组凝结水泵耗电率不大于 0.2%，其他机组凝结水泵耗电率不大于 0.22%。 4.1.2 提高凝结水泵运行效率 凝结水泵变频运行，其运行效率得到一定的改善 （ 相对于定速运行 ） ，但凝结水泵本身的效率 有一定的 下降，造成 凝结水泵耗功增大 。通过凝结水泵 性能 诊断试验，确认 3 凝结水泵 运行 效率 （ 一般情况下效率应达到 80%以上 ） ， 作为凝结水泵 增效改造的 依据 。 4.1.3 杂项用水治理 通过 凝结水杂项用水 的 治理，进一步降低凝结水泵出口流量，达到节电的效果。 根据机组运行需要 ， 通过 安装高质量可调节阀门， 合理 控制杂用水用量，能 有效降低凝结水泵的出口流量和厂用电消耗。 4.2 冷端系统 4.2.1 循环水泵 循环水泵节约厂用电 的 主要措施有： 1）循环水系统配置； 2）循环水泵变速 (双速 )运行； 3）提高循环水泵效率。 （ 1）循环水 系统配置 对于循环水系统宜 采用扩大单元制供水系统 ， 每台机 组 设两台循环水泵， 循环水母管之间需 设联络门， 实现不同季节、不同负荷下循环水泵优化运行，如： 夏季 1 台机组2 台循环水泵运行；春、秋季 2 台机组 3 台循环水泵运行；冬季 1 台机组 1 台循环水泵运行。 对于每台 机组 设两台循环水泵，应优先采用至少一台循环水泵 具备高低速功能的方案；也可 采用 动叶 调节 或变频调节方式。每台机组也可设三台循环水泵，可不采用动叶可调、高低速和变频调节方式。 （ 2）循环水泵变速运行 循环水泵变速运行节电有一定的限制条件。在汽轮机排汽压力未达到极限背压之前，循环水泵变速 (变频或双速 )运行节电和机组的最佳运行真空紧密相关，此时不宜单纯考虑节约厂用电，应该以机组的运行真空为最佳值作为衡量依据，即运行真空未达到最佳值，不应采用循环水泵变速运行节约厂用电。 循环水泵变速应优先选择双速方案（高、低速）。对于配置两台循环水泵的机组，原则上推荐一台循环水泵 双速改造，这样单台机组循环水泵的运行方式有一机一泵（低速）、一机一泵（高速）、一机两泵（一高速、一低速）、一机两泵（两台高速）四种，通过冷端系统运行优化试验，寻求在机组 不同 负荷、不同循环水温度条件下的机组最佳真空和循环水泵的最佳运行方式，真正实现汽轮机冷端系统的节电和节能。典型机组循环水泵运行方式优化曲线见 华能火电机组节能降耗技术导则 附录 A。 冷端 系统 运行优化试验得出的循环水泵最佳运行方式一定要和设备的具体 操作特点相结合 ，充分考虑循环水泵变速倒线的实际情况，原则上优化结果不能导致在一周或较短的时间内循环 水泵电机频繁改接线。 4 （ 3）循环水泵增效改造 循环水泵设计配套偏差、运行磨损等造成循环水泵效率下降，厂用电增加。现代高效循环水泵的运行效率能达到 85%以上甚至更高，当循环水泵实际运行效率低于 76%时，可考虑进行循环水泵增效改造。 （ 4） 海水脱硫机组增设循环水旁路 对于使用海水脱硫的机组，应增设凝汽器冷却水旁路，当水温较低时部分冷却水走旁路，既保证了海水脱硫的水量，也降低了凝汽器冷却水流量，从而降低了 凝结 水过冷度。同时绝大部分海水走旁路，降低了循环水系统阻力，降低了循环水泵功耗。 4.2.2 开式冷却水系统 为 适应季节变化机组开式冷却水流量的不同需求，开式冷却水泵节电可以采取如下措施 ： 1）冬季工况下，停运开式水泵（升压泵），开式 冷却 水通过旁路自流。对循环水泵扬程较小，部分开式 冷却 水 冷却设备 用水量要求较高的情况下，可以增设单独的增压泵（如冷却器冷却水等）。 2）开式冷却水泵双速改造，在春秋季节低速运行，降低开式 水 泵电耗。夏季高温时，高速运行。 4.3 给水 系统 设计 300MW 机组 主给水系统 常规 设计 方案见 图 1，优化设计方案见 图 2，图 2 的设计方案减少了一个电动阀和一个逆止阀，有利于机组节能和节电 。在新建机组设计中宜采用图 2 的设计方案，对于在役机组也可采用图 2 的方案改进给水系统。 600MW 及以上超临界 机组 主给水系统 常规 设计 方案见 图 3，优化设计方案见 图 4，图 4 的设计方案减少了一个电动阀和一个逆止阀，有利于机组节能和节电。在新建机组设计中宜采用图 4 的设计方案，对于在役机组也可采用图 4 的方案改进给水系统。 高加 去锅炉 给水泵 5 图 1 300MW 机组给水系统设计方案 图 2 300MW 机组给水系统 优化 设计方案 图 3 600MW 超临界 机组给水系统设计方案 图 4 600MW 超临界 机组给水系统优化设计方案 高加 去锅炉 给水泵 去锅炉 给水泵 高加 高加 去锅炉 给水泵 6 5. 锅炉 烟风系统 5.1 烟风系统设计 原则 5.1.1 风机进口管道 布置 应尽量保证气流均匀地进入叶轮和充满叶轮进口截面。 5.1.2 风机出口管道应尽量有 3 5 倍管径的直管段。当安装位置受到限制，风机出口没有足够的直管道 而需要 转弯 或分流 时， 弯头应 采用顺向弯头， 弯头内宜设导流叶片；分流支管应 圆滑 过渡。 5.1.3 风烟系统设 计的其它注意事项按 DL/T 468 2004电站锅炉风机选型和使用导则第 10 章 风机的系统设计的规定进行。 5.2 风机选型 5.2.1 风机选型主要是考虑锅炉风机与 风 （ 烟 ） 系统相匹配，一是必须全面准确提供风机选型设计所需的原始数据和各工况参数；二是合理确定风机的型式和大小。 要合理确定风机选型设计参数，必需提供正确完整的原始数据和合理选择风量和风压裕量。为合理确定风量和风压裕量，业主单位必须深入了解锅炉和辅助设备制造厂提供的参数是否留有裕量及其大小 (特别是空气预热器一、二次风的漏风率、制粉系统的出力及阻力 )；设计院的管道设计是否合理和风 (烟 )量及阻力计算时是否已留有裕量，防止裕量层层加码，造成风机选型过大。 5.2.2 风机选型必须的原始数据 （ 1） 当地气象条件 a 大气压力 b 干、湿空气温度 c 空气相对湿度 d 湿空气标准密度 （ 2）锅炉热力计算和空气动力计算结果 （ 包括各典型工况 ） （ 3）锅炉各典型工况下风机参数 各典型工况包括： a 选型工况 （ TB） ； b BMCR 工况； c 发电机组满发 （ 经济运行 ） 工况； d 50%BMCR 工况； e 不投油最低稳燃工况； f 锅炉点火启动工况。 各典型工况下的风机参数包括： 7 a 风 （ 烟 ） 量； b 风 （ 烟 ） 系统总阻力 （ 即风机压力，以往称全压 ） ； c 风机入口侧系统总阻力 （ 即风机入口全压 ） ； d 介质温度； e 介质标准密度 (介质为空气时为当地湿空气标准密度；介质为烟气时为风机入口湿烟气标淮密度 )。 （ 4）机组在不同负荷下年运行小时数 5.2.3 合理选取 风量和风压裕量 （ 1）基本风烟量 一次风机、二次风机和引风机的基本风量按 DL 5000 2000火力发电厂设计技术规程确定。 （ 2）风量、风压裕量 一次风机：风量裕量宜 选取 20% 25%，另加温度裕量，温度裕量可按 “ 夏季通风室外计算温度 ” 确 定；压力裕量宜 选取 20% ， CFB 锅炉可提高到 25%。 送风机：当采用三分仓或管箱式空气预热器时，风量裕量宜 选取 5% 10%，另加温度裕量， 温度裕量 可按 “ 夏季通风室外计算温度 ” 确定；压力裕量宜 选取 10% 20%。 引风机： 烟气量裕量宜选取 10%，另加 15 的温度裕量；风机压力裕量宜 选取 20%。当送风机出口接有冷一次风机时，一次风机裕量和送风机裕量分别计算，送风机二次风量裕量宜选取 10%；送风机压力裕量宜为 20%。 当引风机与脱硫系统的增压风机合并时，由于压力高，风机压力裕量宜 选取 15%。 （ 3） 风机转速 一 般情况下，一次风机宜选 用 4 极电机 (1485r/min)；送风机宜选用 4 极或 6 级电机(1485r/min 或 980r/min)；引风机的转速宜选用 6 极以下电机 (即最高 980r/min)。 5.2.4 合理选择风机的型式和型号大小 （ 1） 风机型式选择原 则上 宜 按比转速确定，即先按 TB 工况参数计算出所需风机的比转速，然后选取比转速最接近的风机型式。 不同类型风机比转速参考范围见表 2 。 表 2 不同类型风机比转速参考范围 风机类型 比转速 备注 离心式风机 18 80 静调子午加速轴流式风机 80 120 单级 静调标准轴流和动调轴流式风机 100 200 8 循环流化床的高压流化风机 10 属鼓风机范畴，宜选用多级离心式风机，或高速单级离心式风机。 （ 2） 按照比转速确定 风机选型 后 ， 再按相似设计方法确定风机型号大小， 然后将系统阻力特性 (换算到所要选择的风机特性曲线相同的状态 )画到所选的风机性能特性曲线图上。观察所要选的风机是否能满足安全稳定运行的需要 ， 即阻力线要完全落在风机稳定区域内且失速裕度足夠。 在满足安全运行需要后，再按机组不同负荷下的参数查出风机效率，并据各负荷下的运转时间计算出耗电量进行比较，选择年耗 电量最小的风机型号。但在确定风机型式(离心、动调轴流、静调轴流 )时，还要考虑风机设备费、年维护费、基础费、占地大小及运行可靠性等进行技术经济比较后再最终确定。 5.2.5 风机型式与调节方式 风机调节方式选取原则：在滿足安全可靠条件下，长期运行的经济性最好。用技术经济比较方法与相关标准进行计算评定。 送风机： 300MW 及以上的机组宜选用动叶调节轴流式风机。 引风机： 300MW 及以上的机组宜选用动叶调节轴流式风机，对于灰分大或负荷系数高的机组亦可选用静叶调节轴流式风机。 若选用变转速调节，也可选用离心式风机。 一 次风机： 300MW 级机组可选用 动叶调节轴流式风机 或离心式风机加变频调节装置； 300MW 以上容量机组宜选用双级动叶调节轴流式风机。 循环流化床 (CFB)锅炉的高压流化风机、湿法脱硫系统的氧化风机属鼓风机范畴，流量小的可选用罗茨鼓风机，其余宜选用多级离心式鼓风机，优先选用高速单级离心式鼓风机。 选用离心式和静叶调节轴流式风机时，可选配双速电机，进行变级变速调节。 风机运行台数调节，如大型锅炉 (300MW 及以上容量 )的引风机，若场地布置许可，每炉也可配置 3 4 台风机。运行时视负荷需要，通过投运不同台数进行初步调节 。 选用离心式和静叶调节轴流式风机时，可选配双速电机，进行变级变速调节。 5.3 烟风系统与 风机改造 对于 已投运的机组，三大风机 （送风机、引风机和一次风机） 耗电率偏高、风机选型裕量过大、风机与烟风系统不匹配，可对烟风系统或风机进行改造降低风机耗电率。对于设计烟煤机组， 600MW 超（超）临界机组三大风机耗电率大于 1.4%、 1000MW 9 超（超）临界机组三大风机耗电率大于 1.3%、其他机组三大风机耗电率大于 1.5%（或机组满负荷时风机运行效率低于 80%），应查明原因。若风机选型裕量较大，且与烟风系统不匹配，则应进 行风机改造。改造前 必须对原风机进行热态性能试验，且试验工况至少需高、中 、低三个负荷工况，测出系统阻力线。同时 评价风机与管网系统的匹配情况和风机进、出口管道布置的合理性；确定合理的风机设计参数； 确定 风机改造 的 同时有无必要改造系统中的其它设备和管道。 主要改造方法有： 5.3.1 改造 不合理的管道布置和阻力超常规 的设备 。 5.3.2 通过改变 电动机 级对数 ，降低 风机 转 速 ，以适 应实际系统阻 力。 5.3.3 对于离心式风机和静叶调节轴流式风机，可将电机改成双速电机，以提高低负荷时风机 运 行效率，降 低厂用电 率。 5.3.4 根 据试验确定风机改造合理的设计参数，经选型计算对风机进行局部改造或全面改造。 1) 离心式风机局部 改造 主要有：仅更换叶轮 (含切割和加长叶片 ) ；更换叶轮和集流器；更换叶轮、集流器和机壳舌部；更换叶轮、集流器和机壳；更换叶轮、集流器、机壳和调节门等。局部改造 至少可 保持传动组和基础不动，减少改造工作量，降低成本。 2) 静叶调节轴流式风机的局部改造主要有：改变叶轮叶片数量、安装角；更换成不同直径的新叶轮和后导叶，同时更换叶轮进口集流器和 更换 扩压器前部。 3) 动叶调节轴流式风机局部改造有：改变叶轮叶片的叶型、宽度 、叶片数量、安装角；更换成不同直径的新叶轮和后导叶，同时更换叶轮进口集流器和 局部更换 扩压器前部。 5.3.5 对于风机出力过大，调节门处于小开度运行的离心式风机和静叶调节轴流式风机，若将风机性能曲线改成转速调节的性能曲线后，系统阻力线能落在其高效率区城内，运行效率 可 显著提高， 在 5 年内 可 回收变频器改造费用 时 ，可将风机 电机 改为变频调节。否则 ，宜首先采用改造 风机。 5.4 运行控制 5.4.1 在满足锅炉正常 运行条件下，尽可能开大系统中各种风门的开度， 减小风门的节流损失。 5.4.2 系统中需隔离的风门应确保其严密性。 如：热风再循环风门；停用磨煤机的出口关断门；停用暖风器的蒸汽门等。 10 5.4.3 在机组启停和长期低负荷运行时，可采用单风机运行，但需经试验确定单风机耗电率比双风机耗电率低。 5.4.4 运行人员要密切关注风烟系统阻力及漏风变化情况，及时对阻力增加较多的设备(主要是空气预热器、暖风器、除尘器、脱硫系统烟气加热器 GGH 和除雾器等易积灰堵塞的设备 )进行吹灰或清洗，以减小系统阻力；对漏风增加较多的设备 和 烟风道及时进行治理。 5.4.5 采用变速调节的风机， 宜 在变速调节和风机入口调节 门间进行优化配合试验，找出最 节 电的优化 调整操作方式。 5.4.6 对引风机 和 脱硫增压风机进行优化配合试验，寻求两风机总耗电最小的调整操作方式 ，特别是 机组 在 低负荷时可否停运一台甚至停运两台增压风机 以 达到节电的目的。 6. 制粉系统 6.1 制粉系统选型 制粉系统选型宜根据设计煤种和校核煤种的煤质特性、可能的煤种变化范围、负荷性质、磨煤机适用条件、煤粉细度要求，并结合燃烧系统结构形式，统一考虑制粉系统和磨煤机的选型。 1）对于大容量机组，宜优先选择冷一次风机正压直吹式制粉系统，在煤种适合时，宜优先选择中速磨煤机； 2）当煤的干燥无灰基挥发分大于 10%(或煤的爆炸性指数大于 1.0)时，制粉系统应考虑防爆要求； 3）当煤的干燥无灰基挥发分大于 25%(或煤的爆炸性指数大于 3.0)时，不宜采用中间储仓式制粉系统。 电站磨煤机及制粉系统选型参见 DL/T466 2004电站磨煤机及制粉系统选型导则。 6.2 制粉系统运行控制 1）对钢球磨煤机，应及时加装钢球 ,保持在最佳钢球装载量的情况下运行。在干燥出力、磨煤机差压允许范围内，磨煤机应尽量在大出力下运行。有条件时，可考虑进行小球试验，确定磨煤机更换小球方案。 2）对中速磨煤机，为降低制粉系统电耗应根据机组负荷变化 及时调整磨煤机运行台数， 正常运行情况下单台磨煤机出力应调整到该磨煤机最大出力的 80%以上运行。最 11 低出力不低于最大 出力的 65%。 6.3 磨煤机 耗 电率 为保证锅炉燃烧经济性，磨煤机首先应按照经济煤粉细度 值 进行调整，在此基础上，再适当控制磨煤机耗电率，表 3 给出了不同类型磨煤机耗电率，供参考。 表 3 不同类型磨煤机耗电率 单位： % 序号 机组容量 （ MW） 煤种 低速磨煤机 中速磨煤机 风扇磨煤机 钢球磨煤机 双进双出钢球 磨煤机 RP(HP) MPS 1 300MW 级 烟煤 / 1.1 0.37 0.4 / 2 贫煤 0.64 1.21 0.38 / / 3 无烟煤 1.15 / / / / 4 600MW 级 烟煤 / / 0.37 0.38 / 5 贫煤 / 1.1 / 0.38 / 6 无烟煤 / 1.33 / / / 7 褐煤 / / / 0.62 0.86 8 1000MW级 烟煤 / / 0.33 / / 7. 空气预热器 7.1 空气预热器密封改造 空气预热器 漏风率一般不大于 6%，在 6% 8%应进行检修， 8% 10%可考虑进行密封改造， 高于 10%时应采用 新型密封技术进行改造。 7.2 空气预热器吹灰 宜 定期或根据空气预热器的阻力变化情况进行空气预热器吹灰，以保持空气预热器受热面具有较高的清洁度。 当 空气预热器 烟气侧 压差 大于 1.2kPa时，应利 用检修机会 清除受热面积灰。 8. 脱硫系统及设备 本节内容主要以石灰石 -石膏法脱硫工艺为例进行阐述，其它脱硫工艺可参照执行。 8.1 设备选型 8.1.1脱硫设备和参数选取原则 脱硫装置的设备和参数宜根据锅炉容量、燃料品质、二氧化硫控制规划和环境影响评价要求的脱硫效率、吸收剂的供应、脱硫副产物 的 综合利用、场地布置、脱硫工艺和 12 设备技术发展现状、安全可靠性要求等因素，在兼顾脱硫装置节电的前提下，经全面分析优化后确定。 8.1.2吸收氧化系统 300MW及以上机组 应一台炉配一座吸收塔。 根据含硫量情况，可采用 N层喷淋层，也可采用 N+1层喷淋层 ， 宜尽量采用 N+1层喷淋层 ， 这样可提高浆液循环泵运行的灵活性 ， 降低运行电耗。 对大直径（ 600MW及 以上级）脱硫塔，气流均布程度对脱硫效率影响 较 大，可优先考虑选择带有气流均布设备（如托盘）的脱硫塔型。 为了降低吸收塔的高度 ， 使气流分布更加合理 ， 气液接触更加充分 ， 同时降低浆液循环泵的扬程，可优先采 用变径塔（浆池直径大）和 “ 斜切式 ” 吸收塔入口烟道形式。 宜根据锅炉容量和含硫量情况合理选择氧化风机的数量。当 氧化风机计算容量小于6000m3/h时，每座吸收塔宜设置两台全容量或每两座吸收塔设置三台 50%总 容量的氧化风机；当氧化风机计算容量大于 6000m3/h 时，宜采用每座吸收塔配三台 50%总 容量的氧化风机。大功率氧化风机在技术经济性论证的基础上也可考虑采用变转速设备（如变频或液力耦合器）。 为了降低氧化风机的压头 ， 降低电耗 ， 提高氧化空气的利用率，宜根据含硫量情况，在充分论证的基础上选择矛枪式或管网式空气分 布管。 对于海水法脱硫装置，应设计循环水泵至海水脱硫曝气系统的旁路管道，以利于冬季工况的经济运行。 8.1.3 烟气系统 取消脱硫增压风机（与引风机合并）可大幅降低厂用电率，已在国内多个电厂应用，是值得推广的较成熟技术。新建电厂 应优先采用 脱硫 增压风机与引风机合并方案 ，脱硫装置 技改工程 经技术经济比较后也 宜 优先采用。 保留脱硫增压风机的，其配置及参数宜按下列要求选择： 1）吸收塔的脱硫增压风机宜选用轴流式风机，当机组容量为 300MW级 时 ，也可采用高效离心风机； 2） 对于300MW级机组 ，宜设置一台脱硫增压风机； 3） 对于 600MW级 机组，根据技术经济比较，优先选择设置一台动叶可调轴流式增压风机； 4）对于 1000MW级 机组，宜设置两台动叶可调轴流式风机。 静叶调节脱硫增压风机 可优先考虑双速电机拖动， 在技术经济性论证的基础上 亦 可采用变转速设备（如变频或液力耦合器）。 13 脱硫增压风机选型还应考虑脱硝装置的阻力。 在烟气系统不装设烟气换热器（ GGH）时，增压风机压头可取为脱硫装置在锅炉100%负荷工况并考虑 10 温度裕量下阻力的 110%，以提高增压风机实际运行效率。 有条件的地区，应积极争取环保部门的支持，尽量取消 GGH。如无法 取消 GGH，应优先采用生产水平和业绩优良的 GGH厂家生产的漏风率低、配置防堵换热元件的GGH和除雾滴效果好的屋脊式除雾器；对运行条件恶劣的 GGH应采取措施强化吹扫（如提高吹扫压力、增加吹扫枪、改用蒸汽吹扫等）；同时，应根据烟囱扩散情况合理选取设计工况下的净烟气温度，推荐不低于 70 即可，以有效提高脱硫系统的运行经济性和可靠性。 取消 GGH的脱硫装置， 经技术经济分析论证，可回收进入脱硫塔前烟气的余热，如：加热凝结水、锅炉送风、城市热网水或用于采暖等。 “烟塔合一 ”技术具有较好的经济性和环保优越性，位于北方地区 的电厂，如有条件，在充分论证和得到环保部门批准后，可采用 “烟塔合一 ”技术。 8.1.4 脱硫废水 处理系统 脱硫废水处理方式宜结合全厂水务管理、电厂除灰方式及排放条件等综合因素确定，尽量不单独设置废水处理系统。 8.2 运行 优化 8.2.1 吸收系统 运行 优化 脱硫吸收系统运行优化包括：浆液循环泵运行优化； pH值运行优化；氧化风量运行优化；吸收塔液位运行优化；石灰石粒径运行优化。即在不同负荷、不同入口 SO2浓度时，确定最佳的浆液循环泵组合方式、最佳的 pH设定值、氧化风机的投运台数、吸收塔液位和石灰石粒径等，使得脱硫 装置在满足环保排放要求的情况下，脱硫运行成本最小。 宜根据运行优化结果，建立吸收系统最佳运行卡片，该卡片 给出了不同负荷、不同入口 SO2浓度时，最佳的浆液循环泵组合方式、最佳的 pH设定值、氧化风机的投运台数、吸收塔液位和石灰石粒径等运行方式或参数，指导运行人员合理操作。 制定吸收系统最优运行卡片时需要注意的是： 1）合理选择机组负荷和入口 SO2 浓度范围； 2）合理选择试验工况，重点是浆液循环泵组合方式和 pH 值优化； 3）宜根据脱硫设备运行状态变化情况不断对运行卡片进行调整。 吸收系统运行优化示例见附录 D。 8.2.2 烟气系统运行优化 14 烟气系统运行优化的核心是：控制烟气系统的阻力增加； 增压风机与引风机串联运行优化 。 （ 1）控制烟气系统的阻力增加 控制烟气系统的阻力的关键是降低和缓解 GGH 和除雾器结垢和堵塞引起的阻力增加。 GGH 结垢堵塞是普遍现象。运行中的优化包括 GGH 吹扫周期、高压冲洗水投入频率等。 除雾器堵塞结垢的主要原因是水平衡被破坏，除雾器得不到有效冲洗。水平衡运行调节的主要内容有： 1） 控制各类泵的轴封水水量（对开式系统）； 2）最大限度地利用石膏过滤水进行石灰石浆液制备； 3）防止和减少系统外水如雨水、清洁用水 的进入系统； 4）加强脱硫系统的冲洗阀、补水阀等阀门状况监控 ， 及时消除阀门关闭不严和内漏的等缺陷； 5） 尽量不开旁路或少开旁路运行。 （ 2）增压风机与引风机串联运行优化 增压风机与引风机串联运行的，两风机共同克服锅炉烟气系统与脱硫烟气 系统 的阻力。要避免出现一个风机在高效区运行，而另一个风机在低效区运行的情况。应通过试验，在机组和脱硫系统安全运行的前提下，找出不同负荷时两风机最节能的联合运行方式（增压风 机和引风机电流之和为最小值），最终归纳出最佳运行卡片，指导运行操作。 8.2.3 公用系统（制浆、脱水等）运行优化 公用系统运行优化包括： （ 1）增加设备出力，减少公用系统的运行时间 在满足工艺要求的条件下尽可能提高石灰石磨机、真空皮带脱水机等的出力。 为提高湿磨机的出力，可采取的措施： 1)增加球磨机内钢球装载量； 2)增加石灰石旋流器压力； 3)增加石灰石旋流子投入个数； 4)增加石灰石旋流子底流沉沙嘴尺寸； 5)增加石灰石浆液密度。 为提高真空皮带机的出力，可采取的措施： 1)增加脱水系统的供浆量； 2)增加石膏旋流子投入个数； 3)增加石膏旋流子底流沉沙嘴尺寸； 4)增加膏旋流器压力； 5)拓宽真空脱水系统启停对应的石膏浆液密度， 尽量减少启停次数。 （ 2）根据上网电价时段调整运行时间 15 为了提高电厂的效益 , 应使公用系统尽量在谷、平段时运行 。 8.3 日常 管理 与 维护 脱硫装置的经济运行与日常管理与维护紧密相关，应引起足够重视。 日常管理与维护可采取的措施包括： 1）制定行之有效的烟气脱硫装置生产及技术管理制度 。 2）运行中加强监视并及时调整，及时根据脱硫工况变化调整运行参数和运行方式 。 3）重视日常培训工作，定期开展运行日报和参数分析 。 4）加强脱硫 装置 缺陷管理，每月对统计的设备缺陷进行分析，找规律、定措施，并统计消缺率、缺陷复现率和缺 陷复现时间间隔 。 5）加强脱硫专业人员之间的交流，共享经验 。 6）针对各厂实际情况，可对脱硫设备从可靠性、安全、环保、费用及效率等方面进行综合评估后，采用不同的检修策略。 7）建立和加强脱硫化学监督和分析制度。脱硫运行中的化学监督是非常重要的，应引起脱硫管理人员的高度重视。通过化学监测分析能了解和优化脱硫装置性能、鉴别和查找运行过程出现的问题 。 8）加强石灰石或石灰石粉来料的质量监督。吸收剂的特性指标对脱硫效率、石灰石的耗用量、石膏副产品的质量以及对设备的磨损等具有较大的影响。另外，控制石灰石来料中由于开采 混入的树根、草木等其他外来杂质，可以有效地控制脱硫制浆系统或浆液输送系统的堵塞，减少维护工作量，提高脱硫系统设备运行的可靠性 。 9）加强锅炉和除尘器的运行管理，力争进入脱硫系统的烟气参数在设计范围之内。 9. 电除尘器 9.1 电除尘器节电基本条件 电除尘器节电是指在满足机组烟尘排放浓度达标的前提下，采用先进的技术，通过运行优化调整降低电除尘器电耗。 电除尘器的节电运行优化和技术改造首先应保证烟尘排放浓度满足国家标准（ GB 13223）的要求。因此，在满足以下条件时应进行电除尘器的节电工作。 1）电除尘器设计有 裕度，且除尘器设备运行良好，如：除尘器振打清灰效果良好；气流分布均匀；除尘器内极板、极线状态良好，无损坏、无变形等。保证了机组实际运行烟尘排放浓度低于环保要求排放值。 2）机组在低负荷下运行。 16 3）锅炉燃用煤质变化使烟尘条件向有利于除尘和排放浓度的方向转变，如：处理的烟气量、烟气温度、煤的含硫量、灰分、灰成分、比电阻、粒度等。 4）电 除尘器电场内出现严重的反电晕现象， 电除尘器在节电的运行方式下可以同时提高除尘效率。 5）电除尘器运行耗电率在 0.3%以上，通过节电运行优化应控制在 0.2%以下。 6）电除尘器电 控运行方式和参数存在可调的方式和空间。 9.2 节电控制基本原则 9.2.1 电除尘器所有的 节电 运行方式不能对电厂其他设备造成明显 的 影响。如：脱硫设备的正常运行 、 GGH 的堵灰 、 石膏品质 、 风机磨损等。 9.2.2 在 电除尘器节电改造 时，宜对改造方案 和运行效果进行综合评价。 在综合评价时，宜 考虑除尘器改造 的 投资和收益 ， 同时还 要评估 对其他设备的影响 ， 如：是否影响脱硫系统的运行费用以及石膏的售价等。 9.3 节电 的主要 方法 9.3.1 电除尘器高压电源 节电的主要调整方法 1）高压电源采用停部分电场（或停供电区）的运行方式。 2）降低高压电源的运行参数。 3）高压电源采用间歇供电运行方式。 4）利用上位机控制系统，可调整运行方式和参数。 5）通过优化调整试验和完善控制程序，使其控制系统能依据燃煤和机组负荷变化自动切换控制方式。 9.3.2 低压电器设备节电方法 低压电器节电主要在灰斗电加热上，若将灰斗电加热改为蒸汽加热，则 可 节约部分电耗，如： 600MW 机组灰斗电加热额定功率约为 250kW，而电厂蒸汽的能耗是较低的。同时对振打周期的合理调整控制，不仅可以提高除尘效率，而且也可以节电。 9.4 运行优化调整 试验 电除尘器供电控制方式 是指 高 压、低压电源供电的控制方式 。 高压供电控制方式主要有火花自动跟踪、少火花、恒定火花、最高平均电压、间歇供电等 ， 低压供电控制方式主要有振打周期、降压振打和电加热等 。 电除尘器运行优化 调整 试验是根据典型煤种，选取不同负荷，结合吹灰情况等，在保证烟尘排放浓度达标的情况下，试验确定最佳的供电控制方式（除尘器耗 电率 最小 ）及相应的控制参数。 电厂应根据运行试验的结果，确定运行工作制度（卡片） ， 并对上位机控制功能和 17 程序进行升级改造。 电除尘器运行优化调整和节电改造案例 见 附录 E。 9.5 节电 改造 9.5.1 烟尘排放浓度达标时的 电控改造 1）新投运机组电除尘器配备的 可控硅控制高压电源一般均具备 丰富 的调节手段，高压控制器可不再进行改造，除尘器 节电工作 的 重点 宜 在 运行优化 调整 试验方面和上位机优化控制 。 2）对未配备依据烟尘连续监测信号进行节电智能控制的（需准确、有效控制）上位机系统或未配备依据燃煤和机组负荷变化进行节电运行控制的上位机控制 系统 ，应 进行系统升级或改造。 3）对于早期投运的不具备 间歇供电 运行方式功能，或不具备各种供电方式自动转化功能的控制器宜进行高压控制器改造。 9.5.2 烟尘排放浓度基本达标或 略 有超标的除尘器电源改造 这时 一般不需要对除尘器进行大规模的改造，可对前级电场进行 新型电源 改造，以提高除尘效率；并进行运行优化调整试验和上位机控制系统优化以达到节电效果。新型电源 是指采用对电除尘器更能提供有效供电的电源，主要 包括 ：三相电源、高频电源、中频电源、恒流源等 ；它们 可以提供更高的运行二次电压和适中的二次电流，增强了烟尘的荷电和收集 ，使除尘效率得到提高，并使其它电场可以更好的采用间歇供电达到节电的效果。同时也可以采用预荷电等新技术进行电除尘器改造。 略 有超标 是指烟尘排放浓度比要求值 一般不超过 20%，如：目前的排放标准若为50 mg/m3；则在配有湿法脱硫系统的机组中，一般要求除尘器出口浓度低于 100 mg/m3。这时若除尘器烟尘排放超标且在 120mg/m3 以 下，可以采用该方法。 9.5.3 烟尘排放浓度 未 达标时的除尘器改造 1）除尘器超标严重则需对其进行彻底的整体改造，改造技术可根据各自烟尘排放要求、烟气及烟尘具体特性、场地空间、运行成本等因素综合对比确定采用电除尘器、电袋复合除尘器及布袋除尘器改造等技术。 2）在采用电 除尘器改造 时 ， 宜 尽量增加电场数和增大比集尘面积（结合考虑投资和运行成本） ，在 保证除尘效率 和 排放浓度 的情况下 ， 可增大电 除尘器的调整范围，有利于节电。 3） 在 电除尘器的前级电场宜优先采用新型电源，配备节能控制系统。做好 运行优化调整试验和上位机控制系统优化以达到提效节电效果。 18 4）在电除尘器改造中建议结合实际情况采用目前的新技术。如：预荷电技术、烟气调质技术、移动电极技术等。 9.6 运行 控制 9.6.1 电除尘器 节电智能 控制 系统 应能根据运行条件的变化，结合电除尘器运行优化试验结果，自动调节其高压和低压电器运行方式和参数，保证其稳定工作在高效、节能状态。 9.6.2 当烟尘连续监测仪器可以准确反映烟尘排放浓度时，电除尘器控 制系统 可以 依其值变化和环保排放值的要求，在上位机上配备节电智能控制程序对其进行自动节电控制。 9.6.3 当烟尘连续监测仪器不能准确反映烟尘排放浓度时，电除尘器 控 制 系统 可以依据燃煤和机组负荷变化自动切换运行 方式 达到节电的目的。重点以除尘器 优化调整 试验结果进行运行控制 。 10. 机组运行管理 10.1 节电管理 10.1.1 完善三级节能管理网络，明确各级节能工作人员的职责，健全相应的节能工作考核制度，以保证节能工作职责明确、目标清晰、奖惩分明，各项节能措施落实到位。 10.1.2 定期 开展电力企业对标工作，以先进企业 厂用电率 为标杆，分析本企业 厂用电率完成 值与先进值之间的差距， 并 分析 其 原因，制定相应 的 改进目标，分解和落实改进措施。 10.1.3 定期进行 全厂电能平衡测试及分析，统计分析各主要辅机设备耗电率变化情况，做到节电工作胸中有数、方向明确。重大节电改造工程完成后应进行分析总结，正确评价节电效果。 10.1.4 高度重视 电能 计量和统计管理工作，保证 各主要辅机设备电能计量表计准确、电能 原始记录和统计台帐健全 。 10.2 运行控制 10.2.1 通过 技术改造和运行控制， 降低 机组发电煤耗 ， 可有效降低机组发电厂用电率。通过汽轮机通流部分改造 或通流部分改进、热力及疏水系统改进与内漏治理、汽轮机冷端系统性能改进、改善煤质条件、控制排烟温度、通过燃烧调整 合理控制运行氧量、 降低灰渣可燃物含量 、改善炉顶密封、提高机组保温性能， 降低 机组 发电煤耗。 10.2.2 积极 与电网企业联系和沟通，争取上网电量，提高机组平均负荷率。 10.2.3 确保 机组安全可靠运行，尽量减少非停次数。在机组启停过程中 严格按照运行规程控制辅机设备的启停，并尽量减少启动时间。 19 10.2.4 提高全厂 人员节电意识，严格控制照明用电，照明灯应采用节电控制方式，尽可能减少 长 明灯。 10.2.5 充 分利用 SIS 及 MIS 系统强大的信息处理功能，以机组运行 监测 管理系统为平台，统计及 耗差分析 数据 为依据，在运行各值 之间 开展以机组各主要指标 和小指标 为对象的值际劳动竞赛 ，这些指标包括：发电煤耗、发电厂用电率、供电煤耗、 循环水泵耗电率、凝结水泵耗电率、磨煤机单耗、各风机耗电率 等，以充分 调动运行人员的积极性， 实现精细化操作，有效控制 机组各项运行指标 。 20 附录 A 1000MW 机组引风机与增压风机合并改造 案 例 A.1 风机配置 某电厂一台 1000MW 超超临界燃煤 机组 锅炉， 配备两台 AN42e6(V13+4 )型静叶可调轴流式引风机和两台 AN45e6(V13+4 )型静叶可调轴流式增压风机 ， 其设计 规范 分别 见 表 A.1、 表 A.2。 表 A.1 引风机设计规范 项 目 单 位 数 值 型号 / AN42e6(V13+4 ) 型式 / 静叶可调轴流式 工况 / TB BMCR 风量 m3/s 755.5 628.5 全压 Pa 5953.2 4510 转速 r/min 580 数量及容量 / 2 50% 效率 % 86.4 轴承润滑方式 / 油脂润滑 进口静叶调节范围 / +30 -75 电机型号 YKK1120-10 型 额定功率 kW 7000(已考虑脱硝 ) 额定电压 V 10000 额定电流 A 523 旋转方向 / 顺时针 (从电机 端 看 ) 表 A.2 增压风机设计规范 项 目 单 位 数 值 型号 / AN45e6(V13+4 ) 型式 / 静叶可调轴流式 工况 / TB BMCR 风量 m3/s 710.68 630.12 全压 Pa 3000 2500 转速 r/min 420 数量及容量 / 2 50% 效率 % 86.0 85.4 轴承润滑方式 / 油脂润滑 进口静叶调节范围 / 30 -75 额定功率 kW 3000 额定电压 V 10000 额定电流 A 228 旋转方向 / 顺时针 (从电机 端 看 ) 机组投运后两风机耗 电率 较高 。 原脱硫系统配有 烟气加热器 (GGH) ， 后 将 GGH 的受热面 拆除 。电厂 根据实际运行情况，提出将增 压风机 拆除， 并 对 引风机 进行 增 容改造 ，实现引、增压 风机合并， 以节约厂用电。 为寻求对引风机与增压风机合并的可行改造方案，电厂特委 托西安热工研究院对该锅 炉引风机和增压风机进行热态试验，并对引风机 21 和增压风机合并的可行性 进行论证，以及 合并后 引风 机 的选型进行研究，提出 改造 方案。 A.2 试验结果 机组 100%负荷 时 引风机与增压风机主要试验结果（增压风机为两风机平均值） 见表 A.3。 表 A.3 引风机与增压风机主要试验结果 项目名称 单位 引风机 增压风机 机组负荷 MW 1008.48 锅炉蒸发量 t/h 2834.1 总给煤量 t/h 406.53 风机调节静叶开度 (A/B) % 63.25/68 75.8/80.6 风机凋节静叶就地角度 -13/-13 风机电流 (A/B) A 316.44/300 185.3/185.8 风机电机输入功率 (A/B) kW 4124/3753.6 2698.3/2698.3 风机流量 (A/B) m3/s 703.35/705.01 682.8/670.3 风机入口压力 (A/B) Pa -3880/-3780 -380/-330 风机入口温度 (A/B) 146.7/144.6 147.5/147.5 风机入口密度 (A/B) kg/m3 0.8221/0.8272 0.8505/0.8505 风机压力 (A/B) Pa 4105.9/4048.1 2661.2/2661.2 风机 轴效率 (A/B) % 71.59/77.96 71.1/71.1 风机 耗 电率 % 0.781 0.535 由表 A.3 可见，在机组 100%负荷下 ，引风机和增压风机的平均运行效率分别为74.8%和 71.1%，耗电率分别 高 达 0.781%和 0.535%。在低负荷时运行效率更低，厂用电率更高，有必要对引风机和增压风机进行节能改造。 A.3 引风机改造设计参数 根据试验结果和 不同 负荷下有关运行参数 ， 得出 引风机改造设计参数 见 表 A.4。 表 A.4 引风机改造设计参数 项目各称 单位 TB 工况 BMCR 工况 1000MW 750MW 500MW 400MW 风机流量 m3/s 777.5 740.4 697.1 532.4 403.1 330.8 风机压力 Pa 8195 7450 6603 4407 2904 2159 烟气温度 145 145 145 139 133 125 烟气密度 kg/m3 0.8246 0.8246 0.8246 0.8366 0.8490 0.8660 A.4 风机型式选择 A.4.1 风机比转速 根据 比转速 的 定义 ， 计算 TB 工况 下风机 的比转速 为 80.3。 A.4.2 选择风机型式 22 比转速 为 80.3 在 离心 式 和静叶调节轴流式风机范围边缘，很难选 到 较理想的风机型号。为此， 建议 将现风机转速提高一 级至 745r/min，则风机 比转速升至 103.1。 比转速 为 103.1 是 较理想的 静调轴流式风机 适应范 围 ，亦可 选 用 双级 动叶调节轴流式风机。 考虑到现引风机为静叶调节轴流式风机，改造起来容 易 些，投资更 省 。故改选静调 方案 ，同时 进行 动调方案比 较。 A.5 改造方案比较 A.5.1 静叶调节轴 流式风机方案 经 选型计算，当风机转速升至 745r/min 后，现引风机直径 4.2m 过大，降 至 4.0m 即可满足需要， 即将现 AN42e6(V13+4 ) 引风机 改成 AN40e6(V19-1)型风机，见图 A.1。 图 A.1 AN40e6(V19-1)型 静 调轴流风机性能曲线 由图 A.1 可见， 虽然 AN40e6(V19-1)型 静 调轴流风机 可 满足 锅炉 各运 行工况，但当机组在 500MW 及以下负荷运行时，失速裕量偏小，可靠性较低。为提高风机的失速裕度，将风机直径再下调一档，即改为直径为 3.7m 的 AN37e6(V19+4)型静叶调节轴流式风机 ， 其性能曲线 见 图 A.2。 23 图 A.2 AN37e6(V19+4)型风机高速 (745r/min)性能曲线及各运行工况点 由图 A.2 可见， AN37e6(V19+4)型风机完全能够 滿足锅炉各 运行 工况，失速裕量足够，且低负荷时的风机运行效率比 AN40e6(V19-1)型风机还有较大提高。 为提高低负荷时引风机的运行效率， 还可 将现引风机电机改为 745/590r/min 的双速电机 (即 8/10 级电机 )，低速档的转速和功率保持目前的 596r/min 和 7000kW 不变，高速档的转速和功率分别为 745r/min 和 8000kW 以上。 低 速运行时风机的性能曲线 见 图 A.3。 24 图 A.3 AN37e6(V19+4)型风机低速 (590r/min)性能曲线及各运行工况点 由图 A.3 可见，在低速运行时，在目前烟气系统阻力条件下，风机最大流量可达600m3/s，可滿足机组 800MW 负荷需要，机组低负荷时的运行效率比高速时又有较大提高。 A.5.2 动叶调节轴流式风机方案 比转速为 103.1， 经初步选型计算可选 HU28048-22 型 双级动叶调节轴流式风机，其性能曲线 见 图 A.4。 由图 A.4 可见，选用该型风机，机组 负 荷在 1008MW 时，风机效率可达 86.7%，比静调轴流风机高 2 个百分点。 25 图 A.4 HU28048-22 型双级动叶调节轴流式风机性能曲线 A.5.3 改造方案比较 1 各方案耗电量比较 各方案耗电量比较见表 A.5。 由 表 A.5 可见，双速静调方案最节电，其次是双级动调方案。 表 A.5 各方案耗电量比较 项目名称 单位 1000MW 750MW 500MW 400MW 进口流量 m3/s 697.1 532.4 403.1 330.8 进口温度 145 139 133 125 进口密度 kg/m3 0.8246 0.8366 0.8490 0.8660 入口压力 Pa -3830 -3150 -2745 -2567 风机全压 Pa 6603 4407.4 2903.6 2158.6 压缩性修正系数 0.9766 0.9843 0.9896 0.9922 比压能 J/kg 7820.5 5185.4 3384.7 2473.2 高速静调风机效率 % 84.6 75 56.5 42.5 低速静调风机效率 % 85.2 74.5 61 动调风机效率 % 86.7 78.5 64 52 高速静调风机轴功率 kW 5313.8 3079.5 2050.1 1667.1 低速静调风机轴功率 kW 2710.8 1554.7 1161.5 动调风机轴功率 kW 5185.1 2942.2 1809.8 1362.6 动调比单速静调耗功差 kW -128.7 -137.3 -240.2 -304.6 动调比双速静调耗功差 kW -128.7 231.4 255.1 201.1 26 设年运行小时数 h 2000 2000 1500 500 动调比单速静调年节电量 kWh 257400.0 120800 360300 152300 双速静调比动调年节电量 kWh -257400.0 120764.4 480484.4 609145.1 动调比单速静调年节电量 kWh 1044600 双速静调比动调年节电量 kWh 688600 2 各方案改造工作量及投资粗略比较 1） 单速静调方案改造工作量小、投资省 将现引风机改为 AN37e6(V19+4)型并预留防失速装置 (KSE)时，可保留原扩压器 (需在扩压器与后导叶外壳间加过渡段 )、轴承座、执行器、热工元件及冷却风机 ， 其余按高转速标准制造。现 场改造冷风管路、油管、执行器连杆等连接部件，执行器基础也需改动。风机入口管道按新风机适当改造。估计一台风机改造部件费用 (不含电机改造 )约100 万元 ，改造施工费约 20 万元，总计 改造 费用 约 120 万元。 2) 双速静调方案现场改造工作量及改造部件费用与单速静调相同，只需增加电机双速改造费用， 预计 每台电机改造费用增加 20 万元，则总计 140 万元 /台。 3）动调方案改造工作量大，投资高 采用动调方案需将现引风机全部拆除，重新安装新的动调风机，风机进出口烟道需改过渡段， 此外 ，由于双级动调轴流风机的动载荷比静调风机大较多， 且支撑方式及位置均与现风机不同，因而风机基础需重新设计浇灌，其改造工作量很大。一台动叶调节轴流风机 ， 除轴承外全部国产，不含电机约需 320 万元，加上改造施工及基础费用约 360万元以上。 3. 各方案综合经济性比较 1) 运行费用 从耗电情况看，双速静调方案最节电，因而运行费用最低。但是，经与电机制造厂家联系，现 7000kW 的 YKK1120-10 型 电机无法改成在运行中可相互切换的电机，故双速方案在该电厂不能成立。以下仅对动调与单速静调方案进行比较。 设上网电价为 0.40 元 /kWh， 则一年一台动调风机比单速静调风机节约 运行费用41.784 万 元。 2) 维护费用 据有关统计，动调风机比静调风机的年维护费用约多 10 万元。 3) 改造投资费用 一台静调轴流式风机改造部件制造和现场改造安装总费用为 120 万元； 27 一台动调轴流式风机改造部件制造和现场改造安装总费用为 360 万元。 4) 综合比较结果 由此得出，动调风机每年比静调风机节约运行费用 41.784 万元，但年维护费用比静调风机多 10 万元。即每台动调风机年节约费用约 31.784 万元。风机本体改造投资费用动调比静调多 240 万元，则需 8 年以上才可回收多出的投资费用。 综合经济比较结果，将现静调轴流风机 进行增速增容同时降低叶轮直径的改造方案最优。 A.6 风机电动 机功率 根据选型结果， ECR 以上工况的轴功率及所需电机功率 见 表 A.6。 表 A.6 引 风机、 增 压风机 合 并 后 风机所需 电机 功率 风机参数 单位 TB 工况 BMCR 工况 ECR 工况 进口流量 m3/s 777.5 740.4 704 进口密度 kg/m3 0.8246 0.8246 0.8246 风机压力 Pa 8195 7450 6738 压缩系数 0.9725 0.9749 0.9772 静调风机效率 % 82.5 84.0 84.6 静调风机轴功率 kW 7469.5 6401.8 5479.2 静调所需电机功率 kW 7843 由表 A.6 可见，现 7000kW 的电机虽能满足 BMCR 工况需要，但不能满足 TB 工况需要。对于单速静调风机，在将现电机升速的同时，其 功率 应提高至 7800kW 以上。 A.7 单速静调方案的经济性 分析 表 A.7 单速静调方案节电量估算结果 项目名称 单位 工况 1 工况 2 工况 3 机组负荷 MW 1008.48 704.5 532.4 年运行小时数 h 1500 4000 1000 引风机进口流量 m3/s 704.2 567.15 450 引风机压力 Pa 4077.0 2106 1570.4 增压风机压力 Pa 2661.2 1882.1 1299.9 引增合一风机压力 Pa 6738.2 3988.1 2870.3 改前引、增压风机耗功 kW 6440.8 3842.6 2982.9 引增压风机运行效率 (曲线值 ) % 84 72 59.5 引增合一风机电机功率 kW 5739.5 3259.2 2310.2 引增合一节约功率 kW 701.3.0 583.4 672.7 各负荷下年节电量 kWh 1051950 2333600 672700 28 一台风机年节电量 kWh 4058250 机组年发电量 kWh 4863120000.0 二台风机 耗电率降低 % 0.1669 由表 A.7 可见，单速静调方案节电量显著，一台风机年节电量约 405 万 kWh。机组厂用电率可下降约 0.1669%。上网电价按 0.4 元 /kWh 计，则一年一台风机可节约运行费用约 162 万元。改造一台引风机的设备制造费用 92.5 万元，电机升速增容改造 35 万元，增压风机拆除、烟道改造费用 42 万元，此三项费用之和为 169.5 万元。 加 上引风机进出口管道加固等其它费用， 一台风机改造的总投资约 200 万元。 改造后二年内即可收 回 投资。 A.8 引、增压风机合并后的烟道改造问题 引、增压风机合并后，烟道改造一般有二个方案，一是另加增压风机旁路烟道，增压风机不拆除，二是全部拆除增压风机及其进、出口隔离风门，另设计联结烟道。脱硫公司建议采用后者。并经设计预算烟道改造费用达 400 万元左右。 结合现场实际情况，经仔细分析计算建议只拆除增压风机入口调节门至扩压器出口间的部件，另用一圆锥形管段代替 (其阻力仅 10Pa)。其好处是充分利用了增压风机的低阻力进风箱代 替新制做 90 度的矩形弯头，较大地降低了弯头局部损失；同时保留了原增压风机进、出口隔离门和膨胀节，大大节约了烟道的改造费用和改造工作量。后经改造证实，实际烟道改造费用仅 84 万元。 A.9 改 造 后实际效果 由于改 造 后还未 进行 热态运行 试验， 根据 电厂 提供 的改造前后运行电流， 改 造 后节能效果非常显著，见表 A.8。 表 A.8 改造前 、 后机组 100%负荷风机运行电流 项目名称 单位 改 造 前 改 造 后 机组负荷 MW 1000 1000 引风机电流 A 330 350 增压风机电流 A 160 0.0 电压等级 kV 10 10 由 表 A.8 可见，在机组 100%负荷 时，改造后每台引风机电流比改 造 前每台引、增压风机总电流下降 140A，两台风机共下降 280A(电压等级为 10kV)， 将使厂用电率下降 0.25% 0.3%。估算 改造投资可在 2 年左右回收， 改造 取得 成功。 29 附录 B 300MW 机组静叶调节轴流式引风机节能改造 案例 某电厂两台 300MW 燃煤锅炉引风机 配备 为 YWJ3000/2190 型子午加速式 (我国电力行业习惯称为静叶调节 )轴流式风机，自投产以来， 引风机 一 直 存在运行效率低， 耗 电 率 髙。为此，研究了该类型风机的节能改造新技 术， 提出了改造方案，电厂实施后取得了显著的节电效果。 B.1 确定 改造设计参数 为使改造达到预期目的，首先对引风机的实际运行情况和锅炉烟气系统的阻力特性进行了热态试验 ， 对试验结果进行分析论证后得岀了该两台锅炉引风机节能改造的设计参数见 表 B.1。 表 B.1 改造前后风机的设计参数 名称 符号 原风机设计参数 改造设计参数 BMCR 工况 TB 工况 BMCR 工况 TB 工况 风机流量 m3/s 235.4 275.4 268.5 282 风机压力 Pa 3920 4704 3423 3770 介质密度 kg/m3 0.887 0.906 0.874 0.874 B.2 改造设计方法研究 由试验结果得出：原风机性能与锅炉烟气系统不匹配，致使运行效率低于 60%，且原风机结构尺寸也不适合于新设计参数，必须重新进行气动和结构 尺寸 设计， 为 达到理想设计， 必须改造 原风机 及 基础。显然，这不经济也不符合节能改造现实。为此，通过广泛收集相关国内外资料，并对该型风机工作机理和各种设计方法进行分析比较，提岀了利用己有的结构尺寸相近的同类型风机进行改造 的 设计新思路。 经分析比较后， 确定 以YZJ3000/2140 型风机为原型进行改 造设计。 由 YZJ3000/2140 型风机特性曲线 (图 B.1)看 出 ，其性能还不能满足改造要求，其设计工况 （ TB）点和 BMCR 工况点离失速区较近，运行不够安全。且风机出力偏大， BMCR工况开度偏小，效率偏低。因此 ， 必须使风机性能曲线往左下方移动。 30 图 B.1 YZJ3000/2140 型风机特性曲线 另外原风机轮毂出口直径为 2190mm，而 YZJ3000/2140 型风机为 2140mm。改造时，为使风机扩压器不改动，需将 YZJ3000/2140 型风机的叶轮出口直径増大至 2190mm。 从轴流风机原理可知，当风机轮毂直径増大而风机外径不变时，由于环形通流面积的减小，若沿叶高的压力不变 (如按等环量设计的叶轮 )，则风机的流量将减小。这符合对YZJ3000/2140 型风机改造的方向，因此确定改造后的风机轮 毂 出口直径为 2190mm。 为使风机性能曲线往左下方移动，以提高风机的运行效率和失速安全裕度，根据轴流风机基本理论，一是减小叶片的安装角，二是降低叶栅稠度 (即减少叶片数或减小叶片宽度或两者同时减小 ) 。为使改造后的风机达到预期指标，收集比较了动叶调节轴流式风机动叶安装角变化和德国 AN 型静 叶调节轴流风机动叶安装角和叶片数变化对性能的影响规律，提出了初步的叶片安装角和叶片数量，叶片安装角减小 5 度，叶片数由 20 片减少到15 片。为减少模型试验次数和成本， 采用 CFD 数值模拟方法进行校验和修正，模拟结果见 图 B.2。 图 B.2 数值模拟 计算结果 31 由 图 B.2 可见，通过 改 变轮 毂 比、安装角和叶片数，风机性能曲线往左下方移动，达到了预期 的 设计 目的。 最后通过 500mm 模型风机试验验证，确定了上述最终改造方案。 500mm 模型风机试验结果 见 图 B.3。 图 B.3 模型风机试 验结果 由 图 B.3 可见，改造后 的风机在入口调节门开度为 0时可满足锅炉 BMCR 工况 的 需要， TB 工况点位于 +10上。该型风机最大开度为 +30，因此风机出力仍有较大裕量 ， 且各运行工况点都远离风机失速区域，风机失速裕度足够。 B.3 风机改造更换部件 改造部件仅为叶轮、叶轮外壳和后导叶部 分 ，改造工作量小，投资省。 B.4 叶片频率测试与调整 按 JB/T4362-1999电站轴流式通风机标准，只要风机叶片的自振频率避开了转速频率 1、 2、 3 倍及叶片传输频率的 10%之内，风机叶片的运行可靠性将得到保证。 考虑到该类风机在国内电厂运行中曾发生 过几起叶片裂纹损坏事故，在叶轮制造过程中，除特别强调了叶片加工工艺和焊接工艺外，在叶轮加工和喷涂耐磨材料完成之后，动平衡之前，还逐一对每个叶片的自振频率进行了测试，发现各个叶片的自振频率在 97.5105Hz 之间，虽远远高于 3 倍转速频率（ 746/603=37.5Hz），但较分散，且一些叶片离 8倍频率 99.5Hz 过近。为确保安全 ，对 部分 叶片又进行了调频处理。调频方法采用去重法。经分析研究和试验后，去重是从叶片前缘顶部开始，沿前缘切割掉一小三角形，切割量由小到大，边切边测频，最终将每个叶片的自振频率调整到 101 105Hz 之间（即 8 倍和 9倍转速频率之间），也远离了传输频率（ 15746/60=186.5Hz）。这种调频方法既简单方便， 32 叶片顶部的进口冲角和叶片宽度相对减少又甚微，不会对气动性能带来明显影响。 B.5 改造效果 一台锅炉 炉两 台 引风机改造前后试验结果 见 表 B.2。 表 B.2 引风机改造前后热态运行参数比较 项目 名称 单位 工况 1 工况 2 工况 3 改前锅炉蒸发量 t/h 982 769 549 改后锅炉蒸发量 t/h 933 822 660 引风机编号 / A B A B A B 引风机改前电流 A 189 190 150 151 135 137 引风机改前流量 m3/s 255.6 257.7 210.5 216.3 171.1 178.0 引风机改前压力 Pa 3103.0 3156.9 2074.9 2209.6 1488.1 1483.0 引风机改前效率 % 54.4 55.6 40.1 44.2 28.4 29.3 改前电动机功率 kW 1566.1 1573.8 1176.5 1165.1 968.7 974.6 引风机改后电流 A 154.7 149 150.2 141.8 135 131 引风机改后流量 m3/s 264.8 252.0 252.5 228.9 224.9 201.8 引风机改后压力 Pa 3011.2 3074.8 2802.1 2808.9 2232.2 2172.1 引风机改后效率 % 74.1 71.9 65.3 65.7 55.5 51.1 改后电动机功率 kW 1156.6 1159.3 1166.5 1053.7 974.8 925.3 运行效率提高 % 19.7 16.3 25.2 21.4 27.1 21.8 由 表 B.2 可得：在 锅炉大负荷时改后风机运行效率提高了 16% 27%， 风机电流下降了 34A 40A，两台引风机改造后，实际年节电量（按年运行 7000 小时，三个负荷各占 1/3）约 300 万 kWh；上网电价按 0.3 元 /kWh 计算，则两台引风机年节省资金约 90 万元。 改造工程费用（包括改造前、后试验、改造方案研究、模型试验、两台改造部件的加工制造和安装调试等）约 118 万元。改后运行不到两年就可以收 回 投资，引风机改后节能效果显著，经济效益十分可观。 33 附录 C 300MW 机组一次风机节能改造 案例 某电厂 1 号 机组，采用北京巴布科克 威 尔科克斯有限公司生产的B&WB-1025/17.4-M 型锅炉 。每台 锅 炉配四台沈阳重型机器厂制造的 BBD4060 型双进双出钢球磨煤机，正压直吹式制粉系统， 并 配两台武汉鼓风机厂制造的 AH-R210SW 型一次风机。 1 号 机组投运以来 ， 一直存在一次风机在较小开度下运行 (在 300MW 工况时一次风机进口调节门开度仅为 29%左右 )，耗 电率 高 ， 需对两台一次风机进行节能改造。 C.1 改前试验结果及改造设计参数的确定 改前试验结果见 表 C.1 及 图 C.1。 表 C.1 一次风机改前热态试验结果汇总表 项 目 单 位 工 况 1 工况 2 工况 3 工况 4 发电负荷 MW 304.5 233.7 226.5- 176.5 制粉系统投磨情况 / 4 台磨 4 台磨 3 台磨 3 台磨 总给煤量 t/h 122 92.6 92 73.6 一次风机挡板表盘开度 % 29.1/15.2 25/11 26.9/24.9 17.8/9.6 一次 风机电流 A 90.9/91.1 84.7/83.2 88.9/89.0 80.4/80.6 一次风机 进口秒流量 m3/s 38.29/36.66 33.08/30.66 35.41/34.01 29.0/27.32 一次风机 全压 Pa 8633/8405 7272/7007 8795/8615 6455/6577 电动机输入功率 kW 836.74/811.14 754.43/728.28 798.39/789.34 711.96/702.14 一次风机 全压效率 % 40.87/39.34 33.13/30.67 40.35/38.42 27.40/26.66 换算至设计状态 设计密度 =1.156kg/m3 一次风机 进口流量 m3/S 38.29/36.66 33.08/30.66 35.41/34.01 9.0/27.32 一次风机 比压能 J/kg 7263.8/7079.0 6269.9/6010.1 7239.4/7096.5 5405.2/5503.6 由 表 C.1 及图 C.1 可见，在 300MW 负荷工况时，一次风机进口开度最大为接近 29%左右，运行效率最高仅为 41%左右，一次风机运行在其性能曲线的低效率区域。这说明目前一次风机的裕量过大。因此，有必要重新选取设计参数，对一次风机进行节能改造。 在 300MW 时，四台磨煤机运行，一次风机运行参数为（两台平均值）： qv135000m3/h； pF 8519Pa； 1.14g/ m3； 40.1%。 考虑有煤质变化等因素，在测试风量和压力的基础上，分别增加 10%的裕量（参考电厂意见）。即： 风量为： qv 1350001.1 14850 m3/h 风机压力为： pF 85191.1 9370 Pa 经延整后，最终确定一次风机改造的设计参数为： 风量： qv 150000m3/h 风压： pF 9400 Pa 34 入口空气密度： 1=1.156 kg/m3 转速： n=1480r/min 图 C.1 一次风机改前热态试验运行点在其性能曲线上的位置 C.2 一次风机选型计算 一次风机选型计算见表 C.2。 表 C.2 一次风机选型计算表 名 称 符号 单位 选型方案 大气压力 pa Pa 101300 设计流量 qv m3/h 150000 35 设计全压 pt Pa 9400 设计转速 n r/min 1480 风机入口静压 Pst1 Pa -330 风机入口绝对压力 P1 Pa 100970 风机入口介质密度 1 kg/m3 1.156 压缩修正系数 kp / 0.9684 比转速 ns / 55.2 选择风机型式 / / 5-54 流量系数 / 0.147 压力系数 / 0.467 功率系数 / 0.0858 风机内效率 in % 80 风机计算直径 D2q m 1.67 风机计算直径 D2p m 1.676 选定风机直径 1 D2 m 1.70 计算风机流量 q1 m3/h 158240 计算风机全压 Pt0 Pa 9369 压缩修正系数 kp / 0.967 实际产生全压 pt Pa 96886 风机轴功率 PZ kW 508 C.3 改造方案的确定 按表 C.2， 可选 1.7m 直径的 5-54 型风机。后经过与电厂协商，最终确定风机叶轮直径选取 1.72m。即选用 西安 热工 研究院研制的 LY5-54 17.2F 型后弯离心式高效风机作为本次一次风机的改造型式， 该型风机 是 机 翼型叶片高效风机，其效率可达 85%以上，具有效率变化平坦、结构强度好、运转平稳等优点。已在多家电厂中使用，其经济性和可靠性 得到 肯定。 采用该型风机代替原风机，叶轮直径从 2.1m 减小到 1.72m，仅需将原风机叶轮更换成 LY5-54 17.2F 型风机的新叶轮 和对原机壳进行局部改造，现场改造工作量小。经计算，新风机叶轮重量比改前轻，其轴功率不超过 520kW，现配电动机额定功率为 1120 kW，电机裕量足够，风机启动和运行足够安全。改造后风机参数如下： 风机型号： LY5-54 17.2F 风机直径： 1.72 m 风机转速： 1480 r/min 风机风量： 163900 m3/h 风机压力： 9920 Pa （ 风机入口空气密度为 1.156kg/m3 时） 风机效率： 80% 新风机性能曲线见图 C.2。 36 C.4 改造效果 一 次风机改后运行试验结果见表 C.3 及图 C.2。 图4 LY5 -54N o 17.2F 型风机全特性曲线01020304050607080901001101201301401501601701801902000 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100流量qv(m3/s)比压能 Y(100J/kg)100 90807060504030效率 1# 炉一次风机改后运行点 新风机设计点90o75o60o45o 图 C.2 一次风机改后 （ LY5-54 17.2F） 性能曲线及运行点 表 C.3 1 号 锅炉 一次 风机 改后 热态试验 主要 结果 项 目 单 位 工况 1 工况 2 工况 4 试验日期 年 .月 .日 2008.8.18 2008.8.18 2008.8.19 试验时间 / 17:3019:30 10:4012:20 00:0001:30 发电负荷 MW 300 230 180 制粉系统投磨情况 / 4 台磨 3 台磨 3 台磨 主蒸汽流量 t/h 917.3 678.8 523.9 37 一次风机挡板表盘开度 % 68.5/68.3 54/53.8 40.4/41.4 一次 风机电流 A 64/66 59.3/62.1 56/58 一次风机 进口流量 m3/s 45.9 45.3 39.1 40.6 33.6 35.7 一次风机出口静压 Pa 9465 9550 9040 9050 7200 7310 一次风机 压 力 Pa 10039 10152 9460 9517 7522 7678 电动机输入功率 kW 655.18 668.77 637.74 668.77 660.77 646.94 一次风机 空气功率 kW 445.92 445.48 359.38 375.22 247.97 269.22 一次风机 效率 % 87.8 84.4 77.9 76.7 58.0 60.1 换算至设计状态 设计密度 =1.156kg/m3 一次风机 进口流量 m3/s 45.9 45.3 39.1 40.6 33.6 35.7 一次风机 压 力 Pa 10185 10303 9552 9612 7656 7817 一次风机 比压能 J/kg 8394.6 8487.9 7896.3 7943.7 6386.7 6516.0 由 图 C.2 可见， 当机组 在 满负荷 300MW 时，风机实际运行点在开度为 83%左右的高效区，选型设计合理。 比较 表 C.1 及 表 C.3，改后风机运行效率得 到 显著提高 (见表 C.4)， 平均提高 38%左右，最多提高达 47%， 平均运行电流下降约 27A， 节电效果显著 。 若年负荷率按每年运行 7000 小时，高、中、低负荷均占 1/3 的时间计算，二台风机年节电量约 166 万 kWh，节电率约 15.3%； 上网电价 按 0.3 元 /kWh 计算，年节省费用 49.8 万元。改造部件仅为叶轮，两个叶轮的 制造费用仅 37 万元，加上现场改造安装费用，整个改造费用在一年左右可得到回收，改造效果十分明显。 表 C.4 改造后一次风机运行效率提高值 项目 单位 工况 1 工况 2 工况 3 机组负荷 MW 300（ 303*） 230（ 227*） 180（ 176*） 一次风机编号 / A B A B A B 新改风机运行效率 % 87.8 84.4 77.9 76.7 58.0 60.1 原风机运行效率 % 40.8 39.3 40.3 38.4 27.4 26.7 改后 效率提高值 % 47.0 45.1 37.6 38.3 30.6 33.4 注 *： 为 改前试验 时 所 对应的 工况 。 38 附录 D 脱硫 吸收系统运行优化案例 某电厂一台 300MW 机组配套的烟气脱硫装置，设置四台浆液循环泵，从低到高分别为 A、 B、 C、 D。入口 SO2 浓度的正常变化范围为 1500 4500mg/m3。 对脱硫效率没有要求，只需满足 400mg/m3 出口排放浓度 的 要求，排污费按实际排放量缴纳。脱硫剂为外购石灰石粉，石膏外卖有一定的收益。无蒸汽消耗。 D.1 浆液循环泵的优化运行 300MW 负荷时，入口 SO2 浓度为 4000mg/m3 时浆液循环泵不同组合 运行情况见表D.1 和图 D.1。 表 D.1 浆液循环泵不同组合运行情况的相对运行成本 工况 投运 浆液 循环泵 脱硫效率， % 出口 SO2浓度，mg/m3 电耗量 ,kW 石灰石消耗量 ,t/h 石灰石成本 ,元 /h 电成本 ,元/h 水成本 ,元/h 排污缴费 ,元/h 石膏收益 ,元/h 总的相对成本 ,元/h 1 ABCD 95.6 176 4502 8.13 2032 1711 168 133 140 3904 2 BCD 93.6 256 4081 7.96 1989 1551 168 194 137 3765 3 ACD 93.0 280 4032 7.91 1976 1532 168 212 136 3752 4 ABD 92.4 304 3983 7.85 1964 1514 168 230 135 3740 5 ABC 91.8 328 3929 7.80 1951 1493 168 248 134 3726 6 CD 88.8 448 3612 7.55 1887 1373 168 339 130 3637 7 BD 88.1 476 3558 7.49 1872 1352 168 360 129 3624 8 BC 87.4 504 3508 7.43 1857 1333 168 382 128 3612 9 AD 86.7 532 3511 7.37 1842 1334 168 403 127 3621 10 AC 86.1 556 3459 7.32 1830 1314 168 421 126 3607 11 AB 85.4 584 3408 7.26 1815 1295 168 442 125 3595 39 3 0 0 M W 负荷，二氧化硫浓度为 4 0 0 0 m g / m 3 时浆液循环泵的不同组合运行情况3400350036003700380039004000ABCD BCD ACD ABD ABC CD BD BC AD AC AB浆液循环泵的组合运行方式相对运行成本，元/小时01002003004005006007009 5 . 6 9 3 . 6 9 3 . 0 9 2 . 4 9 1 . 8 8 8 . 8 8 8 . 1 8 7 . 4 8 6 . 7 8 6 . 1 8 5 . 4脱硫效率， %出口二氧化硫浓度，mg/m3相对运行成本 出口二氧化硫浓度 图 D.1 浆液循环泵不同组合运行情况 时 相对运行成本变化 由表 D.1 和图 D.1 可以看出： 此工况时， 在满足出口排放浓度前提下，相对生产成本最低的浆液循环泵组合方式为 ABC, 这种组合方式是最经济的。 300MW 负荷时，入口 SO2 浓度为 3000mg/m3 时浆液循环泵不同组合运行情况 见 图D.2。 3 0 0 M W 负荷，二氧化硫浓度为 3 0 0 0 m g / m 3 时浆液循环泵的不同组合运行情况2800290030003100320033003400ABCD BCD ACD ABD ABC CD BD BC AD AC AB浆液循环泵的组合运行方式相对运行成本，元/小时01002003004005006007009 6 . 4 9 3 . 8 9 3 . 6 9 3 . 0 9 2 . 4 8 9 . 9 8 9 . 2 8 8 . 6 8 7 . 7 8 7 . 2 8 6 . 5脱硫效率， %出口二氧化硫浓度，mg/m3相对运行成本 出口二氧化硫浓度 图 D.2 浆液循环泵不同组合运行情况 时 相对运行成本变化 由图 D.2 可以看出：此工况时，在满足出口排放浓度前提下，相对生产成本最低的浆液循环泵组合方式为 AC, 这种组合方式是最经济的。 40 300MW 负荷时，入口 SO2 浓度为 2000mg/m3 时浆液循环泵不同组合运行情况 见 图D.2。 3 0 0 M W 负荷，二氧化硫浓度为 2 0 0 0 m g /