火电厂节能减排优化措施

1、天有意，地有情，节能减排你我行火电厂节能减排优化措施指导教师：文俊麻秀范团队名称：绿色动力团队领队：张瑞雪华北电力大学电气与电子工程学院目录 TOC o 1-5 h z 目录-2-摘要-4-活动简介错误!未定义书签。-引言-5- HYPERLINK l bookmark8 o Current Document 二煤耗-7- HYPERLINK l bookmark10 o Current Document 背景及原理介绍-7 HYPERLINK l bookmark12 o Current Document 相关背景-7 - HYPERLINK l bookmark14 o Current D

2、ocument 煤耗的基本概念-7 HYPERLINK l bookmark16 o Current Document 通辽发电总厂供电煤耗现状-8- HYPERLINK l bookmark18 o Current Document 通辽发电总厂供电煤耗现存问题-10 HYPERLINK l bookmark20 o Current Document 与先进水平比较-10 HYPERLINK l bookmark22 o Current Document 改进建议-12 HYPERLINK l bookmark24 o Current Document 加装蓄热式燃烧器-12 HYPERLI

3、NK l bookmark26 o Current Document 将机组高调门改为顺阀节汽控制-13 - HYPERLINK l bookmark28 o Current Document 加装蒸汽蓄热器-13本章小结错误!未定义书签。 HYPERLINK l bookmark30 o Current Document 三厂用电率-14- HYPERLINK l bookmark32 o Current Document 背景及原理介绍-14-相关背景-14原理介绍-14 HYPERLINK l bookmark34 o Current Document 厂用电率现状-15 - HYPER

4、LINK l bookmark36 o Current Document 通辽发电总厂厂用电率现状-15 HYPERLINK l bookmark38 o Current Document 中国厂用电率现状-17- HYPERLINK l bookmark40 o Current Document 通辽发电总厂厂用电率现存问题-18 - HYPERLINK l bookmark42 o Current Document 与先进水平比较-18- HYPERLINK l bookmark44 o Current Document 国内600MW级空冷机组厂用电率-18 HYPERLINK l bo

5、okmark46 o Current Document 国内外厂用电率比较-19 - HYPERLINK l bookmark48 o Current Document 技术改造及效益评估-20 -iWj压频倜技 20 -方工。- 22 - HYPERLINK l bookmark54 o Current Document 机组无电泵冷态启停技术-22 -本章小结错误!未定义书签。 HYPERLINK l bookmark56 o Current Document 四减排-25- HYPERLINK l bookmark58 o Current Document 背景及原理介绍-25 HYPE

6、RLINK l bookmark60 o Current Document 相关背景-25 HYPERLINK l bookmark62 o Current Document 原理介绍-26 HYPERLINK l bookmark64 o Current Document 通辽发电总厂减排现存问题-30 - HYPERLINK l bookmark68 o Current Document 先进技术方法及改进建议-31 - HYPERLINK l bookmark70 o Current Document 技术层面-31- HYPERLINK l bookmark72 o Current D

7、ocument 结构层面-33 - HYPERLINK l bookmark74 o Current Document 企业管理层面-34 -本章小结错误!未定义书签。 HYPERLINK l bookmark76 o Current Document 五节水-36- HYPERLINK l bookmark78 o Current Document 背景及原理介绍-36 HYPERLINK l bookmark80 o Current Document 用水系统节水-36 HYPERLINK l bookmark82 o Current Document 废水处理与回用-37 - HYPER

8、LINK l bookmark84 o Current Document 通辽发电总厂节水现状-39 HYPERLINK l bookmark86 o Current Document 废水回收途径的设计-40 - HYPERLINK l bookmark88 o Current Document 用水系统节水措施-41 - HYPERLINK l bookmark90 o Current Document 关于节水的指标-45 HYPERLINK l bookmark92 o Current Document 通辽发电总厂节水现存问题-46 - HYPERLINK l bookmark94

9、o Current Document 当今世界关于火力发电厂节水的先进技术-47 HYPERLINK l bookmark96 o Current Document 改进建议-49本章小结错误!未定义书签。六结论-51-结束语错误!未定义书签参考文献-54- HYPERLINK l bookmark102 o Current Document 致 谢-56-摘要能源是我国国民经济的命脉，在社会的发展和人民的生活中起着 举足轻重的作用。化石能源在地球上的储量是极其有限的，如煤炭、 石油、天然气等化石燃料终究会被耗尽，而且伴随着工业的发展对能 源的需求越来越大，它们对环境的污染也日益严重。从而,节

10、能减排” 成为人们日益关注的对象。目前我国发电厂主要以火力发电为主，这样不仅消耗大量煤炭资 源，而且给环境造成较大污染。节能减排不仅可以满足日益增长的能 源需求，而且可以有效配合环保工作的进行。本文重点针对内蒙古通 辽发电总厂的现状，总结国内外火电厂节能减排的先进方法，从煤耗、 厂用电率、减排、节水四个方面探讨节能减排存在的问题，以提出我 国火力发电节能减排方面的优化措施，期望我国火力发电能进一步满 足国家节能减排的相关要求。关键词：煤耗 厂用电率 减排 节水 火力发电企业电气与电子工程学院绿色动力团一引言节能减排就是节约能源、降低能源消耗、减少污染物排放。 中华人民共和国节约能源法所称节约能

11、源（简称节能），是指 加强用能管理，采取技术上可行、经济上合理以及环境和社会可 以承受的措施，从能源生产到消费的各个环节，降低消耗、减少 损失和污染物排放、制止浪费，有效、合理地利用能源。我国快速增长的能源消耗和过高的石油对外依存度促使政府 在2006年年初提出：希望到2010年，单位GDP能耗比2005年 降低两成、主要污染物排放减少一成。这两个指标结合在一起， 就是我们平时所说的“节能减排”。长期以来，火电一直处于发电的主导地位，火电装机容量约 占到发电装机总容量的75%左右，而其它发电设备，除水电装机 容量约占发电装机总容量的23%左右外，所占比重明显偏小，才 不到2%。但是，近年来随着

12、电力行业产业结构调整的步伐加快, 政府大力支持清洁能源发展，并加快优化能源组织结构，积极推 进电力工业的“上大压小”战略，在已经建立的电力行业系统政 策与体制框架下，中国的能源正朝着“循环再生，永续利用”的 方向发展。近年来，火电装机增长速度继续减缓，水电、风电装机增长 加快。在关停小火电机组的同时，大容量、高参数、高效率、低 能耗、低排放的节能环保型燃煤发电机组得到进一步发展。随着节能减排工作的深入开展，在高耗能、高污染的电力行 业中，出现了不少节能减排工作突出的领头羊。通辽发电总厂就 是其中之一，其凭借在节水改造、脱硫改造、节能降耗、干排渣 改造等项目上取得的突出成效，节能减排水平在全国同

13、类行业中 居于先进地位。通辽发电总厂隶属中电投下属蒙东能源集团公司， 位于内蒙古科尔沁草原新城通辽市，被誉为“草原明珠”，由通辽 发电厂（本部）和热电厂组成，装机总容量1448MW,是全国一 流的火电厂。本文结合内蒙古通辽发电总厂（简称通辽发电总厂）在煤耗、 厂用电率、减排、节水方面的现状及问题，简要分析我国典型火 电机组节能减排的途径和方法。二煤耗背景及原理介绍相关背景“节能减排”已成为人类生存、社会发展必不可少的手段， 作为发电厂节能及经济运行的首要指标一一供电煤耗日益引起发 电企业的重视。供电煤耗是指火力发电厂每向外提供IkWh电能 平均耗用的标准煤量，是按照电厂最终产品供电量计算的消耗

14、指 示，是国家对火电厂的重要考核指标之一，各个火电厂都把降低 供电煤耗作为降低发电成本、提高经济效益的重要任务来抓。通辽发电总厂把加强能耗指标调整、确保机组经济运行、最 大限度地减少能源损失和降低发电成本作为提高企业核心竞争力 的手段。其中煤耗特别是供电煤耗，是火力发电厂重要的考核 指标也是决定企业经济效益的重要因素。煤耗的基本概念煤耗有各种不同的分类，所涉及的影响因素也不尽相同，本 节就一些基本概念和原理进行简略说明。标准煤耗：将不同发热量的各种煤统一折算成发热量为 29308kJ/kg的“标准煤”后算得的煤耗率。主要用于在燃用不同 煤种的各个发电厂之间进行热经济性比较（本文以下所述“煤耗”

15、 均为“标准煤耗”)。供电煤耗：供电煤耗是指火力发电厂每向厂外输出lkw-h 电能所平均消耗的标准煤量。供电煤耗是一个综合指标，一方面 反映机组的实际运行水平，另一方面也反映综合管理水平。计算 公式为：b = 1 -(1)式中：b 发电煤耗，g/KWh；b； 供电煤耗，g/KWh； ,h 一厂用电率。锅炉效率、厂用电率是影响供电煤耗的两大主要因素。其中 按燃料的低位发热值来表达的锅炉效率求解公式为：7, = 100 -& =100 (/+%+/+%+/)(%)Qdw + I，(2)式中：%、%、/、纭分别为排烟热损失、化学未完全燃烧热损 失、机械未完全燃烧热损失、散热损失、灰渣物理热损失；Q小

16、和 。分别为燃料低位发热量、单位燃料的总物理显热。由公式易知 锅炉效率越高表示热损失越少，从而发等量的电所用的煤量越少。 由公式(2)可知厂用电率越低则在发电煤耗不变情况下供电煤耗 越低。通辽发电总厂供电煤耗现状(1)设备概述通辽发电总厂1至4号机组均为200MW火电机组，自1985 年至1990年陆续投产，成为当时内蒙古地区的主力机组之一。 2007年，通辽发电总厂五号机组配备了国内首台国产600MW空 冷示范机组，并顺利通过了国家168试运(168试运即机组正式 投入运行前进行的168小时的试运行，来检查各系统及附属设备 运行稳定性、机组各项性能指标情况)，运行稳定，效果良好，于 2008

17、年正式并网投入生产。通辽发电有限责任公司”600MW汽 轮发电机组，锅炉为哈尔滨锅炉有限责任公司根据引进的美国 ABB-CE燃烧工程公司技术设计制造的亚临界压力，一次中间再 热，单炉膛，控制循环汽包锅炉；型号为HG-2080 / 17.5HM12o 锅炉整体口型布置，全钢构架悬吊紧身全封闭结构。锅炉设计压力19.95MPa,最大连续蒸发量为2080t/h,额定 蒸发量为2005 t/h,额定蒸汽温度541C。设计主燃料为霍林河褐 煤，低位发热量13090kJ/kg。点火用燃油为0号轻柴油，发热量 46158 kJ/kgo(2)通辽发电总厂对每台机组都进行了对标管理，详细记录 了每台机组的煤耗对

18、表情况。通辽发电总厂五号机组2009年5月一2010年5月综合指标 完成情况如图2-1所示各机组供电煤耗比较340 200MW机组实际 340 200MW机组实际 200MW机组标杆值口 200MW机组设计值 600MW机组实际 600MW机组标杆值口 600MW机组设计值8 6 4 24 4 4 43 3 3 3i、bo)1机组类型图2-1 2009年5月2010年5月综合指标完成情况通报通辽发电总厂供电煤耗现存问题(1)通辽发电总厂5台机组中，有4台机组均为濒临淘汰 的200MW小容量发电机组，煤耗率很高。(2)由于技术原因夏季空冷机组冷却效果较水冷明显降低, 排气温度高导致背压居高不下，

19、从而使煤耗率上升。(3)厂用电方面技术投入不够，例如锅炉辅机变频技术使 用较少，厂用电率明显高于标杆值。(4)锅炉环节没有加装比较先进的节煤省汽辅助设备，锅 炉效率有待改善。与先进水平比较(1)各发电集团600MW亚临界空冷机组供电煤耗比较该类机组中电投集团公司仅霍林河坑口#1、#2机和通辽二电#5机三台。煤耗分别完成350.10、350.11g/kWh和357g/kWh,同 比分别下降15.5、19.02和22.57g/kWh；比设计值分别高13.49、 13.53 和 18g/kWho600MW同类型机组供电煤耗见表lo表1600MW同类型机组供电煤耗比较(2009年10月前统计数据)项目

20、机组煤耗(g/kWh)标杆大唐托克托#5机334.7五大发电集团先进机组大唐托克托#5机334.7中电投集团先进机组霍林河坑口#2机350.1中电投集团同类机组霍林河坑口 #1机350.1霍林河坑口#2机350.11通辽#5机357备注：五大发电集团是指中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、 中国国电集团公司、中国电力投资集团公司五家发电集团公司。(2)供电煤耗分析“十一五”以来，我国火力发电节能降耗工作取得重大进 展，如图2-2所示，全国平均供电煤耗由2006年的366 g/kWh 下降至IJ 2008年的349 g/kWh,年均下降710 g/kWh。但实际上， 近年来全国

21、供电煤耗快速下降主要得益于火电装机结构性调整，图2-2中数据显示，2006年至2008年全国各主要 容量等级机组供电煤耗并无明显改善，其中600MW亚临界机组 2008年供电煤耗较2006年增长2 g/kWhoH 1 .+一五以/金向及务机的供电*Fig. 1 Powor coal oonsurnption of 机ate average and dfferont capacity since the 11th Five-year Ptan图2-2“十一五”以来全国平均及各容量等级机组供电煤耗2.5改进建议针对调研所发现的问题，通过大量搜集资料和多次团队讨论，现 提出以下改进建议。加装蓄热式燃

22、烧器蓄热式燃烧器是在极短时间内把常温空气加热，被加热的高 温空气进入炉膛后，卷吸周围炉内的烟气形成一股含氧量大大低 于21%的稀薄贫氧高温气流，同时往稀薄高温空气附近注入燃 料，燃料在贫氧（2%20%）状态下实现燃烧。与此同时，炉膛内 燃烧后的热烟气经过另一个蓄热式燃烧器排空，将高温烟气储存 在另一个蓄热式燃烧器内。工作温度不高的换向阀以一定的频率 进行切换，两个蓄热式燃烧器处于蓄热与放热交替工作状态，从 而达到节能目的。将机组高调门改为顺阀节汽控制将机组高调门由单阀节汽控制改为顺阀节汽控制。与单阀运 行比较，改后机组顺序阀运行，华北电科院曾就此项改造做过相关 实验，结果表明节能效果明显。在同

23、参数下，负荷在300MW时，顺 阀较单阀运行蒸汽流量少68 t/h, 600MW时蒸汽流量少20t/h,顺 阀运行比单阀运行降低供电煤耗48g/(kW -h)o加装蒸汽蓄热器蒸汽蓄热器安装于锅炉与用汽设备之间，用以平衡用汽设备 的波动负荷。蓄热器为一密闭压力容器，蓄热器内90%的空间充 有饱和热水，其余水面以上空间为蒸汽；水空间内设有充热装置。 蒸汽蓄热器的蓄热和放热是通过内部饱和热水间接实现的。蒸汽 蓄热器用于负荷波动较大的供汽系统，可平衡对波动负荷的供汽， 使锅炉负荷稳定。用在余热利用系统，能有效地回收热量。合理 利用蒸汽蓄热器，节能效果效著，一般可节约燃料3%20%。供电煤耗是火力发电厂

24、经济运行的首要指标，是按照电厂最终产 品供电量计算的消耗指示，也是国家对火电厂的重要考核指标之 一。因而如何最大限度降低煤耗成为了所有发电企业的共同课题。三厂用电率背景及原理介绍相关背景随着电力企业改革的不断深化和发展，电力企业逐步由生产 型向经营型转变，提高企业效益，降低发电成本将是经营型企业长 期的目标。火力发电机组的主要经济技术指标有发电量、供电煤耗和厂 用电率。这些指标之间都是相互联系相互影响的。其中，厂用电 率每变化1%,对供电煤耗的影响系数为3.499%,负荷率每下降 1个百分点，将使厂用电率升高0.06个百分点。降低厂用电率是 发电企业直接增加产出提高能源转化效率的有效途径，通过

25、相互 借鉴经验和自主创新改革，坚持不懈，共同把降低厂用电率实现节 能降耗这项工作做好也是发电企业的一项基本社会义务。原理介绍(1)厂用电系统厂用电系统是指由机组高、低压厂变和停机检修变及其供电 网络和厂用负荷组成的系统。供电范围包括主厂房内厂用负荷、 输煤系统、脱硫系统、除灰系统、水处理系统、循环水系统等。(2)厂用电率厂用电率是发电生产过程中设备设施消耗的电量占发电量的比例，以下电力消耗一般不计入厂用电：新设备或大修后设备的烘炉、煮炉、暖机、空载运行的电 力的消耗量。设备在未移交生产前的带负荷试运行期间耗用的电量。计划大修以及基建、更改工程施工用的电量。发电机作调相运行时耗用的电量。厂外运输

26、用自备机车、船舶登耗用的电量。输配电用的升、降压变压器（不包括厂用电变压器）、变波 机、调相机等消耗的电量。修配车间、车库、副业、综合利用及非生产用（食堂、宿舍、 幼儿园、学校、医院、服务公司和办公室等）的电量。（3）综合厂用电率综合厂用电包括厂用电和主变损耗。单纯用于发电的设备用 电量与发电量之比为发电厂用电率，再加上其它用电量与发电量 之比则为综合厂用电率。下文中的厂用电率均指综合厂用电率。厂用电率现状通辽发电总厂厂用电率现状通辽发电总厂4x200MW 水冷机组2009年实际厂用电率 10.35%,较标杆值高3.71%,较设计值高1.35%,年同比增加0.96%o通辽发电总厂1X600MW

27、亚临界空冷机组2009年实际厂用电 率9.76%,较标杆值高5.11%,较设计值低0.21%,年同比下降 0.27%o火电厂的厂用电大部分被锅炉辅机（锅炉辅机包括风机、水 泵、磨煤机等厂用电设备，简称辅机）消耗，因此辅机的厂用电 直接决定着综合厂用电率的高低。通辽发电总厂600MW机组主 要辅机电机容量及配置参数如表2所示。表2通辽发电总厂600MW机组主要辅机电机容量及配置参数电机型号数量/台电压/V功率/kW一次风机YKK800-4210k4200送风机YKK7106210k1800引风机YKK1000-10210k4600炉水循环水泵M54/98.4-40-60636K400给水泵100

28、0Y63142-1310k11000磨煤机YMPS560-676k710空冷风机G-TF91D8-C113264380132通辽发电总厂600MW机组厂用电系统的耗电情况如表3所示。表3通辽发电总厂600MW机组厂用电系统单耗厂用电系统辅机单耗（MWh）锅炉辅机引风机49.70送风机12.24一次风机41.90磨煤机8.63汽机辅机炉水循环水泵0.45凝结水泵2.9给水泵195.50公用系统除灰除渣7.1脱硫系统9.9中国厂用电率现状20012007年中国电力行业火电厂平均用电率为6.9%,其 它类型的电力企业电厂平均用电率仅为6.0%,并且都逐年降低， 取得了很大的进步。20012007年中

29、国厂用电率变化情况如图3-1所示。一火电厂川电率广川山率图3-120012007年中国厂用电率备注：数据来自中国电力联合会。通辽发电总厂厂用电率现存问题(1)机组低负荷运行，导致厂用电率升高，厂用电率与机组负荷率的具体测算关系如图3-2所示。图3-2厂用电率与机组负荷率的测算关系(2) 400MW负荷以下时未能实现单台给水泵运行。(3)低负荷时给水泵、凝结水泵不能变频运行，增加了厂用 电率。(4) 600MW机组的给水泵依靠电机带动，增加了用电量。与先进水平比较国内600MW级空冷机组厂用电率中电投集团公司拥有3台该等级机组，公司先进值是霍林河 坑口#2机，发电厂用电率为9.55%,排名顺序为

30、霍林河坑口#2机、 通辽#5机、霍林河坑口#1机，具体数值如表4所示。表4 600MW同类型机组厂用电率比较(2009年10月前统计数据)项目机组厂用电率项目机组厂用电率标杆大唐托克托#5机4.65 %五大发电集团先进机组大唐托克托#5机4.65 %中电投集团先进机组霍林河坑口 #2机9.55 %中电投集团同类机组霍林河坑口#2机9.55 %通辽发电总厂#5机9.76%霍林河坑口#1机10.51%国内外厂用电率比较中国电力行业厂用电率虽然逐年降低，但是与国外先进水平 相比还差距甚大，如1999年的日本东京电力公司厂用电率为4%, 法国电力公司厂用电率为4.47%,德国巴伐利亚电力公司厂用电 率

31、为5.42%（含脱硫装置用电）等。相比这些发达国家的先进水平, 我国电力行业仍然还有较大的节能潜力。世界部分国家厂用电率水平如表5所示。表5世界部分国家厂用电率876543210 876543210 厂用电率()备注：上图中中国数据和其他国家数据分别来自中国电力联合会和国际能源署 （IEA）历年统计。技术改造及效益评估针对通辽发电总厂厂用电率偏高的情况，特从辅机变频改造、 给水泵优化运行、机组启停等方面提出以下建议。高压变频调速技术在我国的电力设备中，大容量、高参数的火电机组所占的比 例较小，另一方面，火电厂的磨煤机、循环水泵、锅炉给水泵及 送引风机等主要厂用电设备由于种种原因造成“大马拉小车

32、”，而 一般火电机组，在运行中都要进行负荷调节，相应风机的风量、 水泵的流量也要随之进行调节，传统的调节方式是调节挡板或阀 门的开度，极不经济，因此造成我国火电行行业厂用电率较高。风机和水泵是发电厂中耗电量最多的设备，在火电厂中，风 机和水泵的耗电量约占厂用电量的65%左右。对厂用风机、水泵 等设备进行变频调速，可以显著降低厂用电率。变频调速技术的优点有如下几点：(1)变频调速能节约原来损耗在挡板阀门截流过程中的大量 能量，大大提高了经济效益。根据具体情况，风机、水泵采用变 频调速后，节电率在30%50%左右。(2)采用变频调速后，可实现软起动，对电网的冲击和机械 负载的冲击都不存在了，同时延

33、长了电机和风机水泵的寿命。实 现变频调速后，风机和水泵经常在额定转速以下运行，介质对水 泵叶轮，风机风扇的磨损，轴承的磨损，密封的损坏都大大降低。同时，烟气对烟道挡板的冲击磨损大大降低，延长了烟道挡板的 检修周期，减少了维护工作量。电机运行的振动和噪声也明显降 低。变频器接入电机的方法如图3-3所示。电机开关（断路器）变频器人 I口隔离刀闸-1|变频器旁郢变掇;B隔陶刀闸支领器出耳一 隔离刀剂图3-3变频器接入方法示意图辅机可实现变频和工频两种工作方式的转换：当合入变频器 入口隔离刀闸和变频器出口隔离刀闸、同时断开变频器旁路隔离 刀闸，辅机为变频工作方式；反之，断开变频器入口隔离刀闸和 变频器

34、出口隔离刀闸、同时合入变频器旁路隔离刀闸辅机就进入 原来的工频工作方式。通辽发电总厂的辅机大多数都是10kV或6kV的高压辅机（具 体数据见表2）,所以在对这些辅机进行变频改造时应采用高压变 频技术。若通辽发电总厂的循环水泵、送风机、一次风机、引风 机都使用高压变频技术，按平均节电率30%计算，每天可节电3.13 万 kWho电动给水泵运行方式优化通辽发电总厂600MW机组共配备了 A、B、C共3台给水泵, 其中A、B给水泵各配备一台电机，C给水泵双电源可运备切换, 运行方式为二运一备。国内同类型机组一般都不使用通辽发电总厂5号机组所用的 电动给水泵，而采用汽动给水泵。电动给水泵虽然使用方便，

35、但 耗电量很大，是单耗最高的辅机之一。如果改用汽动给水泵，将 能大量减少厂用电。按照通辽发电总厂的日常运行经验，给水泵每天单耗为19.55 万kWh,若将电动给水泵组全部改为汽动给水泵组，而将电动给 水泵组作为备用，每年可节电7135万kWh左右。此外，还应注 意做好汽泵的日常维护和检修消缺工作，尽量减少备用电泵的的 运行时间。机组无电泵冷态启停技术凝汽式汽轮发电机组无电泵冷态启停技术是一项依靠原有设 备系统在不需进行大的技改和不需投入大量资金的条件下，利用 汽泵组的特性取代启动初期和滑停后期电泵的作用，实现节能降 耗的一项新型技术。汽动给水泵汽源设计供汽系统如图3-4所示。去1号小机feT_

36、XXTf去疏扩去疏扩去2号小机去1号小机feT_XXTf去疏扩去疏扩去2号小机四抽来汽IX图3-4汽泵汽轮机供气系统14】正常方式小汽轮机从启动到正常工作汽源都用四抽来汽，再 热器冷端来汽（高压缸排汽）和厂用辅汽联箱来汽都是作为备用汽 源。因此机组启动时必须等到四抽供汽压力满足小机冲转要求时 方可启动汽泵，在此之前，锅炉上水一直用电泵唯一供给。要实现 机组无电泵成功冷态启动，唯一的可能是先投运1台汽动给水泵 组，利用汽泵进行机组启动。具体的主要步骤就是机组冲转前，用 汽泵前置泵给锅炉上水后，汽包起压后，用临机辅汽冲动小汽轮机, 使用汽泵继续给锅炉补水。而机组滑停时，可先将1台汽泵退出将 其汽源

37、由本机四抽倒为临机辅汽带，再重新并入系统工作，实现无 电泵滑停。实现机组无电泵启停的节电成果是十分巨大的。以机组启动 为例，机组冷态启动电泵在锅炉上水前就必须启动，一直到机组带 负荷稳定运行停运，其运行时间很长，按电泵平均负荷80%、启机 运行时间6h计算，每成功实现一次无电泵启动，将节约厂用电量 3.04 万 kWho四减排背景及原理介绍相关背景减排，就是节约能耗，降低废气排放。我国快速增长的能源 消耗和过高的石油对外依赖程度促使政府在2006年年初提出：希 望到2010年，单位GDP能耗比2005年降低两成、主要污染物排 放减少一成。根据这个目标，减排大户电力行业在“十一五”前 四年，节能

38、减排工作取得较好的业绩，截至2009年末累计关停小 火电机组60060MW, 2010年又计划关停10000MW,电力企业二 氧化硫排放提前一年完成减排任务。电力行业是我国能源生产 和消费大户，也是节能减排的重点领域，二氧化硫排放占全国二 氧化硫排放一半以上，理应为国家节能减排工作做出更大的贡献, 电力行业节能减排工作做好了，对完成国家“十一五”节能减排 目标具有重要意义。2005年，全国二氧化硫排放总量高达2549 万吨，居世界第一。9有关研究表明，我国每排放1吨二氧化硫造成的经济损失约 2万元。如果燃煤电厂每年实现二氧化硫减排200万吨，可减少 经济损失400亿元人民币。我国火电厂既是一次

39、能源的消费大户， 又是节能减排的重点生产企业，对实现国家节能减排目标具有举 足轻重的作用。减排工作做好了，能够改善电厂的能效，有效利 用资源，降低成本，所节省下的成本都会直接转化为利润，变成 公司的纯利，在竞争激烈的电力市场中站得先机，影响和促进政 策的制定，把未来的经营环境掌控在自己手中。原理介绍衡量现代火电厂减排能力的三个重要因素为除尘，脱硫和脱 硝。下文将分别从这三方面进行原理介绍。(1)除尘现代火力电厂除尘的主要配备装置是电除尘。它的功能是将 燃灶或燃油锅炉排放烟气中的颗粒烟尘加以清除，从而大幅度降 低排入大气层中的烟尘量，这是改善环境污染，提高空气质量的 重要环保设备。它的工作原理是

40、烟气通过电除尘器主体结构前的 烟道时，使其烟尘带正电荷，然后烟气进入设置多层阴极板的电 除尘器通道。由于带正电荷烟尘与阴极电板的相互吸附作用，使 烟气中的颗粒烟尘吸附在阴极上，定时打击阴极板，使具有一定 厚度的烟尘在自重和振动的双重作用下跌落在电除尘器结构下方 的灰斗中，从而达到清除烟气中的烟尘的目的。(2)脱硫脱硫，又称烟气脱硫，指除去烟气中的硫及化合物的过程， 主要指烟气中的SO、S02,以达到环境要求。目前通用的脱硫技术是石灰石一石膏湿法烟气，脱硫系统的效率能够达到95%以上。石灰石/石灰一石膏法烟气脱硫装置应 由吸收剂制备系统、烟气吸收及氧化系统、脱硫副产物处置系统、 脱硫废水处理系统

41、、烟气系统、自控和在线监测系统等组成。其 典型的石灰石/石灰一石膏法烟气脱硫工艺流程如图4-1所示。图4-2典型的石灰石/石灰一石膏法烟气脱硫工艺流程（3）脱硝为防止锅炉内煤燃烧后产生过多的NOx （氮氧化物）污染环 境，应对煤进行脱硝处理。脱硝分为燃烧前脱硝、燃烧过程脱硝、 燃烧后脱硝。目前的技术主要有：选择性催化还原技术（SCR）、选择性非 催化还原技术（SNCR）、选择性非催化还原与选择性催化还原联 合技术（SNCR-SCR）及其他烟气脱硝技术。通辽发电总厂减排现状通辽发电总厂根据通辽发电总厂“十一五”期间二氧化硫 总量减排目标责任书，对4台200MW机组进行了烟气脱硫改造。 工程总投资

42、24127万元。脱硫工程采用石灰石一石膏湿式脱硫工 艺，1、2号机组共用一套烟气脱硫系统，3、4号机组共用一套烟 气脱硫系统，烟气处理后经两台210米高烟囱排放。1、2号机组烟 气脱硫改造工程于2008年8月开工建设，2009年6月30日竣工并投 入试运行。3、4号机组烟气脱硫工程于2008年5月开工建设，2009 年1月17日竣工并投入试运行。2009年8月14日四台机组脱硫工程全部通过自治区环保厅组 织的环境保护验收。5号机组脱硫属于“三同时”项目，工程总投资17799万元， 采用石灰石一石膏湿法脱硫工艺，于2008年7月12日随主机同步投 入运行，同年11月16日通过国家环保部组织的环境

43、保护验收。五台机组均安装了高效静电除尘器，投入率100%,除尘效率 达99.8%以上。现代化的脱硫硬件设施，软件监控也已经配备，分 别如图43和图4-4所小o图4-3通辽发电总厂脱硫装置a Ji 工况越爵图友报表查询性上计算 状叁益负苟级化相视画面，_j 5MflDCS 脱黄系援_J总=%或 gghM 增EE风机_吸收塔a 一吸收塔b_氧化风机 石灰石茶液系统二石灰石桨液接收系统 磨机系我 磨机本体_ EWttiit#石膏it存_仅用气系烷 一相视画面，_j 5MflDCS 脱黄系援_J总=%或 gghM 增EE风机_吸收塔a 一吸收塔b_氧化风机 石灰石茶液系统二石灰石桨液接收系统 磨机系我

44、 磨机本体_ EWttiit#石膏it存_仅用气系烷 一事旅浆液系统1工艺水系城_, JR水机半线_j 6KVJ 380/220V 一帼5网幽 停止 觐点利僚 也为分析政提回锹：设1S不治1 1原四(竹板”1令开1惊刖气气板*1全开2摩期指板#1上升3 康州气门板*2个年1原例( 依板#2个升2朦烟气岩板#2个开3净刑二门板*1全开1冷烟气挡板#1上升2净烟气竹板*1个开3净跑、抬板#2个升1冷烟气岩板#2个H2冷则气乃板#2个斤3旁路挡板*1至Jf1有路岩板*1生并2旁路气板,16开3旁路抬板#2条开1看路甘板#2个开2科路挡板*2金开3来自辆炉筌致 2010-07-1210:07:11炳炉

45、MFT炉抽检投场2.43 m/s电，网电力烟气换热器FGDihnrSFGDlHUftft8.31 %2041.2lm3AlFGDHlllMtr30.26 w(n3 FGOHlHNOxi 379.97 Bm3 F8 出 ”02 旅度 6.97 % FGDIIH1SO2* 177.43 Bm3 iFGDlHUiiX 72.68 C 卜3出n压力-87.40 pa路力板142.40 143.70 V143.70 VGGH A 1)11160.27 rKHffl 13179170.00 km3853607100 00 gGGHK况怕承4 2979770043600.00 QGGH；iartllli I

46、KGC1260634000 00 g 791 52 PGGHH1111171 60GGH底枇轴承温电3.96 C烟气竹板-112.12pa119.75pa-111.82pa原AS气档板地像风机 Ml 97AFGD入102玳度 5.89%FGD 人 IISO2 浓/ 1609.79mg/m3F8人”蟠尘浓 47.23 mg/m3 93.20 %R16201.45图4-4通辽发电总厂脱硫系统监控图脱硫系统球磨机、吸收塔、增压风机等主体设备安全可靠， 脱硫设施投入率、脱硫效率在95%以上，各项污染物排放浓度能 够满足火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2003)第3时段 的标准，均达标排放，锅

47、炉向大气排放有害物质排放量执行标准 如表6所示。表6烟气有害物质排放量执行标准通辽发电总厂的这些减排工作得到了中电投的肯定，并于2008年获得中电投“节能降耗先进企业”称号，如图4-5所示。图4-5通辽发电总厂于08年获得中电投“节能降耗先进企业”称号通辽发电总厂减排现存问题虽然通辽发电总厂在减排方面已取得了良好的成绩，各项排 放物都已达到我国的火电厂大气污染物排放标准的要求，但 是，根据我们的实地调研，以及与工人师傅交谈，我们也发现了 通辽发电总厂在减排方面存在以下问题。(1)通辽发电总厂未配备脱硝设备，而烟气中的NOx，如NO1、 NO?会污染环境，影响空气质量。(2)对于已配备脱硫技术的

48、设备，我们发现它们易磨损、腐 蚀、堵塞，降低脱硫效率和系统可靠性，增加了设备维护的难度 和成本。(3)电厂并没有对CO?的长期处理做出规定，对于灰渣的处理也不够合理。先进技术方法及改进建议我国20%节能减排的目标，其中30%到40%是可以通过技术 和管理手段来实现的，另外有60%、70%依然需要通过结构性调 整来实现。这就要求结构、技术、管理“三驾马车”并驾齐驱。技术层面在技术方面，可实施在役机组整体节能降耗改造，提高机组 运行经济性；实施预防、控制、达标排放的全方位清洁生产战略。(1)安装GGH (烟气脱硫系统中的主要装置之一)。GGH的作用是利用原烟气将脱硫后的净烟气进行加热，使排 烟温度

49、达到露点之上，减轻对净烟道和烟囱的腐蚀，提高污染物 的扩散度；同时降低进入吸收塔的烟气温度，降低塔内对防腐的 工艺技术要求。使用GGH前后污染物对地浓度变化如表7所示。表7使用GGH前后污染物对地浓度变化日均值/标准值SO2粉尘 NOx (0. 12mR/Nni3) S02 粉尘 NOx(0. 15mg/Nm300. 15mg/Nm3)JO. 15mg/Nm300. 15mg/Nm3(X). 12mg/Nm3)(2)安装SNCR (选择性非催化还原技术)SNCR是相对较廉价的选择性非催化还原技术（大约510 美元/kW）,其最大NOx脱除率可达70%80%。作为一种经济实 用的NOx脱除技术，

50、SNCR于20世纪70年代中期首先在日本的燃 气、燃油电厂中得到应用，并逐步推广到欧盟和美国。到目前为 止世界上燃煤电厂SNCR工艺的总装机容量大约在2GW以上。选择性非催化还原技术SNCR具有以下优点：1）系统简单：不需要改变现有锅炉的设备设置，而只需 在现有的燃煤锅炉的基础上增加氨或尿素储槽，氨或尿素喷射装 置及其喷射口即可，系统结构比较简单；2）系统投资小：相对于SCR的大约4060美元/kW的昂贵 造价，由于系统简单以及运行中不需要昂贵的催化剂而只需要廉 价的尿素或液氨，所以SNCR大约510美元/kW的造价显然更适 合我国国情；3）阻力小：对锅炉的正常运行影响较小；4）系统占地面积小

51、：需要的较小的氨或尿素储槽，可放 置于锅炉钢架之上而不需要额外的占地预算。（3）安装SCR （选择性催化还原法脱硝技术）SCR是目前国际上应用最为广泛的烟气脱硝技术，在日本、 欧洲、美国等国家地区的大多数电厂中基本都应用此技术，它没 有副产物，不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高（可 达90%以上），运行可靠，便于维护等优点。（4）安装IGCC （将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统）发电技术国际上运行的商业化IGCC电站的净效率最高已达到43%,随 着燃气轮机的发展，IGCC供电效率将可以达到52%。我国基本具 备发展IGCC电站项目的条件。在世界上，IGCC已进入商业应

52、用示范阶段，根据发展的技术 路线不同，其净效率可控制在37 %43 %及以上，脱硫率大于 98 %, 10乂控制在501/1113,粉尘排放浓度不超过10 1118/1113。（5）采用CFB （循环流化床技术）发电技术燃用低挥发分燃料和劣质燃料（如无烟煤、砰石等）时，CFB 锅炉的效率则优于煤粉炉。该技术能在燃烧过程中添加石灰石进 行炉内脱硫，可有效控制SO2和NOx的排放，其SO2排放可降至400 mg/n?左右，NOx排放一般均小于250 mg/m30（6）采用氨法脱硫技术目前我国大型火电机组中，其烟气脱硫备几乎全部采用石灰 石一石膏法脱硫工艺，产生的石膏综合利用压力不断增大，脱废 水难

53、以有效处理。近期化工行业推出的烟气脱硫新技术一氨法脱 硫。该技术以脱硫效率高、无二次污染、可资源化等独特优势备 受关注。结构层面应加大关停力度，深入推进上大压小。2007到2011年，全 国要关停小燃煤机组50000MW以上，燃油机组7000MW至 lOOOOMWo预计每年可节约5000万吨以上标煤、减排160万吨 以上SO2，相当于2006年全国SO2排放量的6%。此外，要积极 发展可再生能源，提高高效清洁发电机组装机比例，大力发展高 参数、大容量、高效率的超临界、超超临界发电机组，并适当补 充分布式能源。超（超）临界火电机组是世界上较成熟的先进发电 技术，主蒸汽温度/再热蒸汽温度为600

54、/ 600 C的超超临界火 电机组供电效率可达45%,发电标煤耗基本在275g/ kWh左右。 超超临界机组安装脱硫、脱硝装置后，SO?排放浓度可控制在200 mg/m3 , NOX排放浓度也可控制在200 mg/m3以下。企业管理层面在企业管理层面，应做到：（1）加大电力监管力度，切实保 证国家节能减排政策落到实处；（2）电力企业要努力转变发展方 式，切实落实企业节能减排责任；（3）加强组织领导，明确工作 责任。根据能源发展“十一五”计划，到2010年，万元GDP能耗 由2005年的1.22t标准煤下降到0.98t标准煤左右。“H 一五”期 间年均节能率4.4%,相应减少排放SO2 840万

55、吨、CO23.6亿吨。 新建火电机组必须同步安装高效除尘设施；加快现役电厂除尘器 改造，提高可靠性、稳定性和除尘效率。通过使用低硫燃料、装 设脱硫设备等综合措施，严格控制电厂二氧化硫排放。推广低氮 燃烧技术，扩大烟气脱氮试点范围，鼓励火电厂减少氮氧化物排放。到2010年，使火电厂每千瓦时烟尘排放量控制在1.2g、二氧化硫排放量下降到2.7g,电厂废水排放达标率实现100%。通辽发电总厂减排的任务依然任重道远。五节水背景及原理介绍火电厂节水主要通过两种途径来实现：一是采用节水型的系 统，合理分配补水、减少新鲜水补给量；二是充分回收各种废水, 重复利用。用水系统节水循环冷却水系统化学除盐水系统工

56、业冷却 水系统灰渣用水系统生 活消防水系统杂用水系统脱硫用水系统循环冷却水系统化学除盐水系统工 业冷却 水系统灰渣用水系统生 活消防水系统杂用水系统脱硫用水系统图5-1火电/用水系统火电厂耗水量较大的有汽轮机冷却系统损失、除灰系统用水 和循环水排污。对于带湿式冷却塔的循环冷却水系统，其节水措 施主要是减少风吹损失和提高冷却塔冷却效率。可在冷却塔进水 位置上侧安装收水器减少风吹损失。采用水力输灰的火电厂除灰用水的补水主要采用循环排污 水。除灰系统采用浓浆输灰，灰水比例根据全厂水量及灰场水量 平衡综合考虑。浓浆水力除灰不仅减少了厂区水补给量，且减少 了排放量灰水；闭路循环是节水的另一个途径。另外，

57、干除灰耗 水量甚少，采用干法输灰也是火电厂节水的一个有效措施。废水处理与回用(1)循环冷却水系统循环冷却水排污水中除了含大量盐分外，还有为防腐、防垢 而加入的药剂，如聚竣酸类药剂、PBTCAc等。这些药剂很多是 有毒的，因而排污水处理与再用是电厂废水处理过程中的一个新 课题。排污水处理的原则是尽可能的减少排放量，以降低处理废 水费用，其处理方法是除盐或软化。脱盐后的水可作为除盐水的 补充水或冷却塔的补充水。当用反渗透出水供锅炉补给水处理装 置作为原水使用时，由于该水含盐量较低，可以节省锅炉补给水 处理装置的酸碱消耗量，从而使得年运行费用减少，进一步提高 其经济性。另外，也可通过对冷却塔补充水进

58、行软化除盐处理或 采用高效水质稳定剂，以提高循环水浓缩倍率，减少冷却塔排污 量，节约用水。再循环到蒸发冷却塔的冷却水含有溶解的和悬浮 的固体，这些固体会随冷却塔补给水进入到系统中。较好的处理 方法是连续处理一部分水以除去沉淀形成的物质一一通常用澄清 和软化联合处理。这样，冷却塔排污中固体浓度可高达1030 g/L。1采用适当的处理，水的再循环是可能的，且可避免排污到排水沟、湖泊或蒸发池中。(2)冲灰渣水系统目前新建电厂的除灰方式有了较大的改进，有条件的地方首 选干除灰方式；若采用水力除灰，灰水尽量做到闭路循环；当灰 水闭路循环确有困难时，则使用高浓度水力除灰。大部分老厂有 望实现从稀浆输灰向浓

59、浆输灰转变。对于新设计系统，采用灰渣 分排、渣水闭路循环。采用这些措施，可使冲灰新鲜水用量及废 水外排量大幅度下降。目前对除灰系统的改进措施主要包括：浓 相气力输送系统的国产化、干灰储存与粉煤灰综合利用的开发应 用，以及干排渣系统的实际应用。新建火电厂锅炉均采用灰渣分 排技术，节水效果明显。(11(3)生活用排水系统厂区的生活污水根据其特点，处理应以生物膜法(一般采用接 触氧化法)为主。其主要工艺流程为：格栅井一调节池一升压一初 沉池f接触氧化池一混凝沉淀池一消毒池一过滤一清水池。生 活污水水质仅上述处理后可以直接用于冲灰、绿化、冲厕等低质 用水的场合。(4)锅炉水系统锅炉补给水主要来自于化学

60、车间制水。化学车间来水取自电 厂水源地，源水一般在絮凝池中和絮凝剂作用沉淀澄清，再进入 阴阳离子交换设备和混合离子交换设备除去水中的大部分盐类， 最后经过加药处理后去锅炉。有些电厂采用离子交换设备与滤膜 相结合的办法，对原水进行处理后作为锅炉补给水，这种处理过 的水含盐量低，对电厂后续工艺设备的结垢腐蚀影响较小，循环 再利用时可以有较高的浓缩倍率。采用离子交换设备不可避免地 存在离子交换柱的定时失效问题，需要不定时地进行反洗，反洗 过程中产生废排水。化学排水的再利用取决于排水水质。化学车 间再生废水一般呈酸性，可与炉渣充分混合中和，炉渣的碱性足 以中和这部分酸性水，在渣池内得到中和的水可一部分