节能减排培训课件

节能培训课件主要内容第一部分：本次培训班的目的第二部分：节能形势任务分析第三部分：火电厂节能技术第四部分：火电厂节能减排措施及应用第一部分：本次培训班的目的

一.传达集团公司领导对节能工作的要求

9月17日至21日，集团公司在上海组织了“节能工作高级研讨班”，田勇副总经理讲了开班第一课，袁德总工程师做了总结；西安热工院、上海电科院、江苏省电力试验研究院做了专题讲课；上海外高桥第三发电公司、田集发电公司、平圩发电公司做了节能经验介绍；会议组织参观了上海外高桥第三发电公司及上海大漕泾发电公司现场。

1、田总“关于节能工作思考”的报告认清能源形势，统一对节能工作必要性、紧迫性的认识，不是想不想、愿不愿意做的问题，我们面临的是生存危机。不能局限于自我认识，不能找客观因素和理由，来放缓节能步伐，要发自内心的重视，真正在节能减排方面做事情。

田总讲了八个方面落实节能工作的重点措施：

第一：主要领导应该如何考虑节能问题？（1）.对节能的认识是否到位？做好节能工作是央企履行社会责任的具体体现能耗水平是体现企业管理水平最重要标志之一能耗水平是企业市场竞争力的重要体现能耗水平是保证企业可持续发展的重要保证能耗水平是完成企业经营目标的有效保证（2）.企业是否制订了明确的节能目标？节能目标要向同类机组的最好水平看齐。对设备的节能潜力要进行科学、系统的评估。要组织制定符合实际、能够落实的五年节能规划。要结合机组的年度检修、技改计划，制定明确的年度节能目标。要制定有效的激励和考核机制，确保目标任务的完成。（3）.主管生产的领导是否组织技术人员学习相关的节能技术？要建立企业内部跟踪和研究当前国内外先进和实用节能技术的机制。要充分利用科研院所等专业单位的技术力量。要特别重视兄弟单位在节能降耗技术应用中的成功经验。第二、在节能工作中平衡好几个关系（1）.节能与减排的关系节能和减排都是关系到企业可持续发展的重要指标。节能降耗是最有效的减排途径之一。节能与环保冲突时，环保要优先；在环保减排的手段上要实现节能。如燃煤机组建设脱硫设施，为了减少排放会造成能耗升高，需要严格控制耗能水平。（2）.节电、节油、节煤、节水等各节能重点间的关系各单位对煤耗、厂用电都比较重视，集团公司煤耗几年来下降幅度较大，做的工作也较多。但水耗和油耗各单位之间的差距还比较大，可做工作的空间也更大。原则：综合效益最优。节约的先后次序：按能源品质等级由高到低的次序，或按能源单位价值水平由高到低的次序。（电、油、煤、水）（3）.火电、水电、风电等各种发电的节能重点间关系第三、要重点在发展中考虑节能问题

（1）.一定要保证新投燃煤机组供电煤耗在同地区同类机组中处于先进水平。（2）.供热机组供热量要有保证，发电供热要同时投产。（3）.在新机组建设中全面落实节能保障措施。在燃煤火电项目的全寿命周期，落实节能工作的过程控制。要树立“基建为生产服务，生产为经营服务”的理念，作为装置型企业的燃煤火电厂，其能耗主要是由设备设施的整体技术水平决定的，起步于项目的规划、可研、初设、设备选型，落实于施工图设计、设备安装、系统调试，完善于发电运营生产的运行、维护、检修和技术改造之中，是燃煤火电项目的全寿命周期各环节持续改进的综合结果。（4）.在机组运营期持续改进节能降耗水平。运行优化：◎在运机组达标准化运行，实现在火电项目的全寿命周期内节能运行。◎加强运行管理，实现火电机组达设计值运行。大机组要提高自动控制系统的调节品质，提高自动的投入率，努力实现机组在自动状态下的经济运行。大力推广机组在线运行优化系统的推广和应用。坚持开展小指标竞赛，将运行人员的考核和运行的质量紧密结合起来。◎维护消缺：不断加强系统设备的消缺维护工作，提高设备缺陷消缺率和消缺及时率，主要是：消除阀门内漏；强化制粉设备维护的质量和及时性；跟踪治理空预器漏风率偏高的机组；对于仪表显示不准确的进行改正和完善。控制入厂煤质量，优化配煤结构控制硫份上限。◎煤炭质量的控制决定着锅炉燃烧的稳定性、输灰的正常和烟气二氧化硫是否达标排放，决定着电力生产的质量，在煤炭采购上要根据锅炉的燃烧要求采购结构合理、品质相当的合格煤炭。◎发电企业应该实行采购、验收、入炉管理“三分离”，建立燃料采购、质量验收、结算管理和燃料采样、制样、化验各关键环节间的管理制衡机制，有效控制入厂煤质量，保证不出现“亏吨亏卡”现象，保证入厂入炉煤数量差、热值差、标煤价差等“三差”控制在合理范围内。◎做好不同硫份、热值煤的混煤、配煤掺烧工作，尤其是辽宁、吉林的电厂要进一步提高褐煤掺烧比例，确保机组运行的安全、稳定、经济，脱硫系统运行正常，实现达标排放。◆强化检修◎要特别重视机组检修后的能耗指标。要严格做好A、B级检修前后的对比性能试验，把检修后能耗指标作为评价机组检修质量的重要依据，实现检修A、B级后机组达设计值运行。◎继续推行“三制一化创全优”的机组检修原则，强化机组检修的过程控制，坚持二级单位对扣缸等检修关键质量节点的把关工作。◎坚持机组热耗超过100千焦进行揭缸处理。◆节能改造：◎强化节能项目立项管理。要积极采用成熟、先进的新技术，科学决策，加大设备节能改造力度，每年的技术改造项目要优先安排有效益的节能项目。◎严格控制项目实施质量。◎开展节能改造项目的后评估工作，推广节能成效显著的改造项目。第四、大力推广新技术、新材料、新工艺的应用（1）.组织好对国内外节能新技术的跟踪、了解工作（2）.积极开展节能技术的试点与推广工作（3）.要保证节能降耗的资金投入第五、做好节能滚动规划工作（1）.制定详细节能滚动规划。◆明确制定依据◎机组投产计划。◎机组关停计划。◎机组技术改造计划。◎机组年度等级检修计划。◆坚持不断修正◎实行3年滚动规划。◎根据年度计划落实情况，实行年度修正。（2）.保证节能措施相应资金的落实◆保证与节能滚动规划相匹配的资金准备◆资金落实计划与年度的检修、技改计划相适应第六、进一步深化节能对标管理工作（1）.将节能对标和节能管理紧密结合起来（2）.不断完善机组节能对标手册（3）.开展机组节能空间诊断第七、做好燃料管理工作（1）.采购煤，平衡好煤价和煤质矛盾（2）.加大混、配煤的管理，提高机组的综合经济效益和效率。（3）.加强煤碳的采、制、化、运、储的全方位管理，严格控制入厂煤亏吨、亏卡，厂内储损，入厂入炉煤热值差、水分差等，减少各个环节的损失和消耗，控制入厂、入炉标煤单价比值在合理的范围内。第八、大力促进形成节能降耗企业文化氛围（1）.形成节约光荣的企业文化氛围（2）.领导干部带头奉行勤俭节约工作作风（3）．开展形式多样的节能宣传活动（4）．组织员工对节能技能的学习和培训（5）．开展对节能小发明、小创造的奖励和宣传2、袁总总结讲话（1）办班的原因：节能的重要性；节能的紧迫性；节能的艰巨性。（2）今后怎么做和管：清醒认识；理清思路；明确目标；完善措施；落实责任；抓住关键；提升能力；不断改进。

二、本次蒙东能源电力板块节能培训班预期效果1、提高认识2、拓宽视野3、找准定位4、正视差距5、学到先进技术、经验6、强化自身节能意识7、明确节能目标和方向8、坚定信心、鼓足干劲

三、本次蒙东能源节能培训班后需要做的工作1、各发电公司对比与国内节能先进企业节能工作差距，查找问题（10月5日至15日）；2、各发电公司组织对节能工作先进企业进行考察学习、吸取经验（10月10日至20日）；3、各发电公司逐厂、逐机制订节能近、中、远期目标、措施，明确任务、责任（10月30日前）；4、按照发电技术部要求统一格式，上报节能近、中、远期目标、措施（10月31日）。

第二部分：节能形势任务分析一、能源形势1.世界各国煤炭石油天然气的占有分布情况。◆世界煤炭探明剩余可采储量8260亿吨，按目前生产水平，可供开采147年，主要分部在美国、俄罗斯、中国、印度和澳大利亚。◆世界石油探明储量为亿吨，其中石油输出国组织（OPEC）的国家石油探明剩余可采储量占世界总量的％。◆世界天然气探明储量万亿吨，其中：俄罗斯、伊朗、卡塔尔三个国家天然气储量占世界总量的％。我国的石油和天然气探明可采储量分别占世界总量的％；煤炭探明开采储量占世界总量的％；我国人均资源占有水平分别占世界平均水平比例：水资源为25%，煤炭79%，石油为6.1%，天然气为6.5%。我国煤炭分布不平衡。山西、内蒙、陕西、新疆、贵州和宁夏6省区保有的煤炭储量约占全国的81.6%。截止2009年底一次能源探明可采储量、可开采年限

石油（亿吨）煤炭（亿吨）天然气（万亿立米）世49中国2011452.16占比1.1%13.86%1.17%世界可开采年限4812262.8中国可开采年限114132.3世界主要煤炭大国2009年煤炭储量（单位：亿吨）国家美国俄罗斯中国澳大利亚印度乌克兰哈萨克斯坦南非储量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%世界主要国家2009年石油剩余探明储量（单位：亿吨）

沙特阿拉伯伊朗伊拉克科威特阿联酋委内瑞拉俄罗斯利比亚哈萨克斯坦尼日利亚加拿大美国中国储量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.世界各国能源生产与消费情况：◆各国能源生产情况世界主要国家2008年煤炭生产与消费情况（单位：亿吨）国家美国俄罗斯中国澳大利亚印度南非生产量12.713.1228.854.483.962.88消费量11.522.0728.681.054.722.1

世界主要国家2009年石油产量消费量（单位：亿吨）

美国加拿大墨西哥巴西委内瑞拉挪威英国俄罗斯伊朗伊拉克科威特沙特阿拉伯阿联酋中国产量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%消费量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年底一次能源开采量、消费量世界一次能源消费占比开采量消费量石油（亿桶）34.77%298.64308.26煤炭（亿吨）（油当量）29.25%33.2533.04天然气（万亿立米）24.13%3.073.02合计88.15%

中国一次能源消费占比开采量消费量石油（亿桶）18.76%13.8529.2煤炭（亿吨）（油当量）70.22%14.1514.06天然气（万亿立米）3.62%0.07610.0807

92.60%

各国能源消费情况。化石能源是世界能源消费主体。2009年世界一次能源消费总量为亿吨油当量，其中石油占％，煤炭占％，天然气占％，水能占％，核能占％，一次能源消费中化石能源占比达到88%。世界主要工业国2009年能源消费构成（单位：亿吨油当量）

美国中国俄罗斯印度日本加拿大德国法国韩国巴西能源消费总量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%天然气27.00%3.70%55.20%10.00%17.00%26.70%24.20%15.90%12.80%8.10%核电8.70%0.70%5.80%0.80%13.40%6.40%10.50%38.40%14.10%1.30%水电2.90%6.40%6.30%5.10%3.60%28.20%1.50%5.00%0.30%39.20%世界主要国家2007年发电量构成

世界主要工业国家人均装机、人均用电量情况

美国日本英国韩国中国能源消耗对人类环境产生的压力◎减少排放成为国际社会的共识。◎世界上60%的温室气体来自于生产、运送和使用能源的过程；◎化石能源（煤炭、石油、天然气）的利用成为温室气体主要成分二氧化碳的主要来源；年份煤炭石油天然气水电核电风电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我国一次能源消费结构（单位：%）3.主要国家燃煤机组效率状况2007年主要国家供电煤耗水平：法国298g/kwh，日本300g/kwh，德国306g/kwh，美国367g/kwh，中国356g/kwh。年代中国世界先进水平（日本）差距高出百分比199042732210532.61%20003923167624.05%20053703125818.59%20093422984414.77%火电厂供电煤耗变化趋势中国供电煤耗与世界先进水平的差距（g／kWh）4.我国经济、煤炭消耗、电力装机的增长情况国民经济增长情况我国煤炭消耗量变化情况世界主要耗煤国家煤炭消耗量(百万吨)-1001003005007009001,1001,3001,5001,7001,9002,1002,3002,5002,7002,9003,100198019811982198319841985198619871988198919901991199219931994199519961997199819992000200120022003200420052006200720082009百万公吨CANMEXUSAFRAGERPOLUKSOAAUSCHNIND1949年185万千瓦1978年5712万千瓦1987年1亿千瓦1995年2亿千瓦2000年3亿千瓦2005年5.2亿千瓦2006年6.2亿千瓦2007年7.2亿千瓦第一个亿，用了100年；第二个亿，用8年时间；第三个亿，用5年时间；第四个亿，用3年时间；第五个亿，用2年时间，2006后几乎一年1个亿2008年7.9亿千瓦中国电力装机总量增长情况（1996年起位居世界第二）电煤消耗量增长情况：

与经济发展规模相对应的是煤炭消费量也在不断增长，其中发电用煤占国内煤炭消费量的50%以上，而且占比还在呈现上升趋势。2020年全国电力需求预测预计2020年，中国全社会用电量达到万亿千瓦时，基本上在2009年基础上翻倍，人均用电量5000千瓦时。按现在的电源结构测算，2020年年度需要发电用煤30亿吨。将对煤炭生产供应、环保以及二氧化碳减排都是一项非常巨大的挑战。增长9.3%7.4%5.7%单位：亿千瓦时5.环境保护对我国能源发展的压力化石能源的应用对我国环境的影响化石能源的大量应用，造成我国各城市空气污染严重，南方区域酸雨严重。◎空气污染。全国监测的５５９个城市中，空气质量达到一级标准的城市只有４．３％、三级标准的城市占２８．５％、劣于三级标准的城市占９．１％。2009年全国酸雨污染情况◎地表水污染。长江、黄河、珠江、松花江、淮河、海河和辽河七大水系总体为轻度污染。203条河流408个地表水控监测断面中，Ⅰ～Ⅲ类、Ⅳ～Ⅴ类和劣Ⅴ类水质的断面比例分别为57.3%、24.3%和18.4%。【2009年，我国国民生产总值占世界5.5%，但消耗了世界54%的水泥、30%的钢铁和15%的能源。我国单位资源产出水平仅相当于美国的1/10、日本的1/20，单位GDP二氧化硫和氮氧化物排放量是发达国家的8～9倍。】

◎气温总体上升。我国电力行业对环境保护的贡献◆国际节能减排有关公约、协议情况◎《联合国气候变化框架公约》：１９９２年５月在联合国纽约总部通过，同年６月在巴西里约热内卢举行的联合国环境与发展大会期间正式开放签署，《公约》最终目标是“将大气中温室气体的浓度稳定在防止气候系统受到危险的人为干扰的水平上”，《公约》于１９９４年３月生效。《公约》明确：应对气候变化应遵循“共同但有区别的责任”原则；发达国家应率先采取措施限制温室气体的排放，并向发展中国家提供有关资金和技术；发展中国家在得到发达国家技术和资金支持下，采取措施减缓或适应气候变化；《公约》规定每年举行一次缔约方大会。◎《京都议定书》：１９９７年１２月，在日本京都第３次《公约》缔约方大会上通过（由37个发达国家签订），对２０１２年前主要发达国家减排温室气体的种类、减排时间表和额度等作出了具体规定。《京都议定书》于２００５年生效。根据议定书，从２００８年到２０１２年间，主要工业发达国家温室气体排放量要在１９９０年基础上平均减少５．２％，其中欧盟将６种温室气体排放量削减８％，美国削减７％，日本削减６％。◎“巴厘岛路线图”：2012年《京都议定书》第一个承诺期结束，２００７年１２月，第13次缔约方大会在印度尼西亚巴里岛举行，启动了第二承诺期减排目标谈判，制订了“巴厘岛路线图”。

【国际社会高度关注二氧化碳减排，二氧化碳减排量的约束成为世界各国分配经济发展权的重要载体。】◆我国节能减排面临的形势与任务◎

2009年12月第１５次缔约方会议在丹麦哥本哈根举行：发表了不具法律约束力的《哥本哈根协议》。我国承诺到2020年单位GDP二氧化碳排放强度比2005年下降40%-45%，节能提高能效的贡献率达到85%以上，非化石能源比重达15%左右。◎国家“十一五”节能减排目标：单位国内生产总值能耗降低20%；单位工业增加值用水量降低30%；主要污染物排放总量减少10%；工业固体废物综合利用率提高到60%。（以2005年为基础年，国内生产总值按2005年不变价，主要污染物指：二氧化硫和化学需氧量。）

【截止2009年底，我国实现单位国内生产总值能耗累计下降14.38%，化学需氧量排放总量下降9.66%，二氧化硫排放总量下降13.14%。】◎能源资源的开采应用，造成了人类生存环境的恶化，已经难以支撑经济的可持续发展，世界各国为此采取的措施、路径不一，但对节能环保的认识和担心是一致的。二、集团公司能耗现状1.集团公司基本情况产业结构集团公司2009年底产业结构与布局

电力（万千瓦、亿千瓦时、%）煤炭（万吨）铝业（万吨）

集团装机集团发电量区域装机装机占比区域发电量发电量占比产能产量产能产量东北12406256018.8720.60%246325.38%

59.543.0华北314181210151.49%93741.93%50004266.89

西北884275722412.24%29239.41%

11066.0华中1503589175338.57%69998.42%

华东905407177935.09%83604.87%

南方976406137737.09%57557.05%1531.0965.6合计58222483833576.98%358746.92%50154298.0175.5114.6注：全国数据根据中电联统计，内蒙、山东全部并入华北区域数据，集团数据按综合统计系统数据电力发展集团公司成立以来的电力发展情况

03年04年05年06年07年08年09年集团2302243929463550430045715883火电1689174321782630332735284331水电61369776992096310101463风电

103389

03年04年05年06年07年08年09年集团1225.61306.41437.81725.01879.32050.52516.0火电1059.91095.51180.41421.21550.61703.72074.2水电165.7210.8257.5303.8327.9343.1429.9风电

0.83.711.92.五大发电集团比较

◆供电煤耗的年度变化比较

2003年2004年2005年2006年2007年2008年2009年2010年1-8月华能338337348344.87337.37333.59327.7324.22大唐368363.4357.51349.87342.94335.15328.41326.43国电371.7365.7361355.5348340.5331.8327.9华电370.4367.1363.06356.28347.11340.4332.28330.35中电投372.38367.98366.95364.49357.57350.24343.23333.59全国380376374367356349342334◆供电煤耗、厂用电率、发电油耗、发电水耗比较2010年1-8月煤耗电耗油耗水耗比较表

华能大唐国电华电中电投供电煤耗（克/千瓦时）324.22326.43327.9330.35333.59火电发电厂用电率（%）5.775.926.036.557.13发电油耗（吨/亿千瓦时）14.31

12.97

15.2820.6817.24发电水耗（千克/千瓦时）1.34

1.5

--

1.92◆不同等级机组供电煤耗比较集团公司1-8月份不同等机组供电煤耗完成情况表(单位：克／千瓦时)单位集团合计1000MW等级600MW等级350MW等级300MW等级200MW等级大唐326.55310.27318.69318.85330.18348.83华能324.22293.58318.16322.76331.11339.43华电330.35290.06314.38—336.12360.65国电327.90290.6316.90324.30332.40353.30中电投333.59293.67320.82314.20333.48353.16集团名次545143◆2009年装机电量排放量比较2009年五大集团装机电量排放情况表（国家环保部）

华能大唐华电国电中电投五大电力合计全国电力合计五大占全国电力比例煤炭消耗量（万吨）18608.816750.613350.217253.91211678079.4139923.355.80%煤炭硫份%0.971.141.161.141.061.09

脱硫装机容量（万千瓦）7295.872028033.56310.83967.129809.24611364.60%占煤电装机容量比例%85.3896.0881.3987.5792.6588.4270.72

二氧化硫排放量（万吨）91.592.2899876.9447.6910.8

二氧化硫排放绩效（克/千瓦时）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、蒙东能源电力板块能耗现状项目元宝山坑口通辽总厂二发鸿骏30万赤峰热电盛发热电通辽热电合计供电煤耗339.32345.53347.53345.65375.99384.24337.82315.80280.99348.45综合厂用电率8.5610.2210.3210.3713.7111.2511.9911.0417.2210.50发电水耗2.710.212.630.382.340.343.021.753.281.77发电油耗14799550420711223501022214041201、蒙东各发电公司能耗指标（本年累计1—8月）2、对比标杆值分析（单位：g/kw.h;%;m3/kw.h;吨）机型供电煤耗发电厂用电率水耗耗油量600MW亚临界湿冷标杆311.35

沧东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亚临界空冷标杆334.34托50.17

坑口坑口1345.729.410.2124.35二发5345.659.660.38207.36坑口2345.349.610.1770.6300MW亚临界湿冷标杆315徐州华鑫14.640.63吴泾0吴泾元1354.710.633.02618.6

第三部分：火力发电厂节能技术一、火力发电厂技术经济指标计算方法

（详见华东电力试验研究院殷庆华课件）

1、锅炉热效率1)正平衡热效率计算即输入—输出热量法输入—输出热量法热效率是指锅炉输出热量占输入热量的百分比。对于锅炉效率计算的基准，燃料以每千克燃料量为基础进行计算，输入热量以燃料的收到基低位发热量来计算，即

式中：

—

锅炉热效率，%；

—

每千克燃料的锅炉输出热量，kJ/kg；

—

每千克燃料的锅炉输入热量，kJ/kg。式中：—入炉煤收到基低位发热量，kJ/kg,

锅炉输出热量应根据汽水系统的设置来确定热量平衡界限，主蒸汽系统以锅炉省煤器入口至末级过热器出口为界限，确认给水、减温水、排污、抽汽及主蒸汽的相关参数；再热汽系统以锅炉再热器入口至再热器出口为界限，确认再热器入口蒸汽、抽汽、再热减温水及再热汽的相关参数。这些需确定的参数包括流量、温度及压力，并由温度及压力求出相应的焓值

2)反平衡锅炉热效率计算(热损失法)

—每千克燃料的排烟损失热量，kJ/kg；

—每千克燃料的可燃气体未完全燃烧损失热量，kJ/kg；

—每千克燃料的固体未完全燃烧损失热量，kJ/kg；

—每千克燃料的锅炉散热损失热量，

kJ/kg；

—每千克燃料的灰渣物理显热损失热量，

kJ/kg；

3）分析主要影响因素

排烟温度；过量空气系数（氧量）；石子煤排放量；灰渣含碳量；飞灰含碳量；炉墙、管道保温。2、汽轮机热耗率1）指汽轮发电机组热耗量与其出线端电功率的比值，即式中：

—热耗量，kJ/h；

—热耗率，kJ/(kW·h)；—机组供热量，kJ/h；

—出线端电功率，kW。热耗量指汽轮发电机组从外部热源所取得的热量。再热机组热耗量的计算公式为：式中：

—热耗量，kJ/h；—汽轮机主蒸汽流量，kg/h；—汽轮机主蒸汽焓值，kJ/kg；—最终给水流量，kg/h；—最终给水焓值，kJ/kg；—汽轮机再热蒸汽流量，kg/h；—汽轮机再热蒸汽焓值，kJ/kg；—冷再热蒸汽流量，kg/h；—冷再热蒸汽焓值，kJ/kg；—再热器减温水流量，kg/h；—再热器减温水始值，kJ/kg；—过热器减温水流量，kg/h；—过热器减温水焓值，kJ/kg。

2）分析主要影响因素主蒸汽温度、压力；再热蒸汽温度；背压；过热、再热蒸汽减温水流量；门杆、轴封漏汽量；不明漏泄量；厂用汽量等。3、综合厂用电率综合厂用电率是指全厂发电量与上网电量的差值与全厂发电量的比值，即式中：

—统计期内发电量；—全厂的关口电量，kW·h；—全厂的外购电量,kW·h

4、供电煤耗

—发电标准煤耗，g/(kW·h)；—统计期内耗用标准煤量，t；—发电厂用电率，%；—供热比，%；—统计期发电量，；

二、火力发电厂节能诊断分析方法

（即传统又全新的方法）

(一）、基础铺垫：设计煤耗与实际煤耗设计煤耗

根据额定负荷下设计的汽轮机热耗、锅炉效率、厂用电率以及管道效率，由反平衡计算的煤耗。基准煤耗在额定负荷、设计煤种下，考虑到机组全年正常运行所需满足的条件，以及设备先天缺陷、环境温度、老化修正等各项不可避免损失，通过运行调整、设备维修维护，机组稳态、优化运行可以达到的最佳全年平均煤耗。设计煤耗经过不可避免损失修正后得到基准煤耗。基准煤耗设计煤耗是难于达到的理想目标，因为实际运行过程中存在多种不可避免的损失。而基准煤耗，是通过运行调整、设备维修、维护、局部设备改造等技术手段，机组可以接近甚至可以达到的现实目标。基准煤耗机组老化问题应引起注意，根据多年跟踪试验，初步得出进口机组老化速率在每年递增0.18%～0.22%左右（含辅属设备影响）；国产机组每年递增0.5%以上。这是机组按正常年限大修，无重大事故状态下得到的。机组运行十年后，高、低压缸效率下降较多，监视段参数普遍升高。特别是调节级压力、高排温度、5～8段抽汽温度升高明显，由此表明有效焓降减少；由于煤种变化、锅炉过热器和再热器超温，造成大量投入过热和再热减温水量，使汽轮机热耗增加，引起机组煤耗增加。特别是过热减温水由给水泵出口引出，对机组循环效率影响较大。达标煤耗基准煤耗经过负荷率、煤质、启停、非稳态因素、新增老化（指基准老化修正后发生的老化）等动态当年不可控损失修正得到的一个动态平均煤耗，可作为电厂的节能目标，亦可作为上级公司对电厂的考核煤耗。实际煤耗实际运行条件、设备条件下，全年平均煤耗。一般是电厂通过正平衡统计得到的煤耗。也可以在特定负荷、环境、煤种等条件下，由试验煤耗通过实际条件与试验条件的差别进行修正得到。这样，试验煤耗也可作为校核正平衡统计煤耗的手段。实际煤耗与达标煤耗之间的差距，是由与年度实际运行情况相关的可控损失引起的。包括主汽温度、再热汽温度、主汽压力（非优化运行）、排汽压力、高加投入率（给水温度）、加热器端差、减温水流量、系统泄漏造成的能量损失、厂用电率等。考虑各种因素影响：600MW及以下机组实际煤耗和设计煤耗比较至少差。(二）、节能诊断分析流程（三）、因素分析1.汽轮机热耗率根据试验热耗率和运行参数，修正计算THA工况下汽轮机实际的热耗率。修正包括：主蒸汽压力、温度、再热蒸汽温度、再热减温水流量、凝汽器压力，并进行合理的滤网修正分析计算各缸效率和平衡盘漏量对热耗率的修正计算，核算设计热耗率与实际热耗率的差别分析汽轮机热耗率随运行时间的变化特点:1)若汽轮机通流部分无损伤、无堵塞、水质控制符合要求;2)没有因汽缸上下缸温差大，引起汽缸变形，或轴系振动大引起汽封摩损，汽封间隙明显增大，一般认为汽轮机热耗率与试验值相同提出汽轮机本体节能降耗措施，并预测节能潜力2.汽轮机冷端性能通过现场核查汽轮机排汽温度或自带绝压表测量凝汽器压力，以及凝汽器压力传压管走向等，确定凝汽器压力现场核查循环水泵、冷却塔、凝汽器、真空泵、闭式冷却水泵、胶球清洗装置的运行状况及相关参数，查看真空严密性试验结果选择不同工况计算凝汽器热负荷，进而计算凝汽器性能和清洁系数统计分析计算循环水进、出水温度、凝汽器压力等，并计算对机组发电煤耗的影响量，核查冷端系统运行方式提出冷端系统节能降耗措施，并预测节能潜力

3.热力及疏水系统及阀门泄漏全面检查热力及疏水系统，并提出相应的改进措施采用点温计及热成像仪检查阀门泄漏情况，列出阀门泄漏清单。重点检查主蒸汽疏水、再热蒸汽疏水、导汽管疏水、高排疏水、再热蒸汽疏水、通风阀、高旁、低旁、给水泵再循环等根据阀门泄漏情况，并进行横向对比，估算泄漏对机组发电煤耗的影响量预测热力及疏水系统的节能潜力

4.统计计算锅炉效率检查锅炉本体、空气预热器、燃烧器、制粉系统等设备运行状况核查锅炉主要运行参数、主蒸汽压力温度、再热器温度、排烟温度、风压、风量、氧量、飞灰可燃物含量、煤粉细度等现场查看锅炉运行控制方式统计分析燃煤热值、飞灰可燃物含量、大渣含量、运行氧量、排烟温度等，计算锅炉效率现场核算空气预热器漏风率提出锅炉及辅助设备节能降耗措施，并预测节能潜力

5、烟风及脱硫系统统计计算现场检查一次风机、送风机、引风机、增压风机、浆液循环泵、GGH、除尘器运行状况现场查看或测试各主要辅机耗功计算分析烟风系统阻力及不同工况下风机的运行效率分析计算各种改造或运行调整方案节电率及投资情况，提出合理的改造或运行调整方案预测各种措施的节电潜力

6、其他参数统计计算及出力系数

统计主蒸汽温度、再热蒸汽温度、再热减温水量，并计算对发电煤耗的影响量核查吹灰频次及吹灰汽源，统计补水率，估算吹灰、除氧器排汽、排污对发电煤耗的影响量核查其他辅助蒸汽使用情况，如、暖风器、厂区采暖供热等分析计算出力系数对发电煤耗和发电厂用电率的影响量提出相应的节能降耗措施，并预测节能潜力

（四）、影响机组能耗高的主要因素及定量分析1.影响发电煤耗的主要因素（31项）高压缸效率；中压缸效率；低压缸效率；主蒸汽压力；主蒸汽温度；再热蒸汽温度；再热器压损；凝汽器压力；煤质；排烟温度；煤粉细度；锅炉本体、尾部烟道漏风；过剩空气系数；运行氧量；调节阀运行方式；轴封漏汽量；系统泄漏受热面脏污；平均负荷率；凝结水过冷度；机组补水率；飞灰可燃物含量；凝结水泵焓升；再热器减温水流量；散热损失；小机进汽量；锅炉吹灰参数及流量；环境温度；暖风器用汽量；加热器端差；锅炉排污及除氧器排汽。

2.汽轮机热耗率（或各缸效率）（1）影响汽轮机热耗率高的主要原因汽轮机设计热耗率低，实际运行达不到设计值通流间隙偏大，漏汽量大（新建机组安装期间）汽封磨损，漏汽量大（高、中缸上、下缸温差大，汽缸变形；运行控制不当，轴系振动大；汽轮机进水转子碰磨等）轴封漏汽量大进汽导管密封差，引起泄漏调节级叶顶间隙大、汽封齿少，调节级效率低调节级喷嘴组损伤平衡管漏汽量大（引进型300MW机组）低压进汽导流板损坏低压缸工艺孔漏汽量，抽汽温度高（600MW超临界机组）通流部分结垢（抽汽口压力、轴向位移、汽水品质）叶片损伤（叶片损坏、叶片水蚀）调节汽门重叠度过大蒸汽管道滤网未拆除单阀运行

3、凝汽器压力

（1）影响凝汽器压力高的主要原因冷却水量小（循环水泵存在问题、运行方式不合理）冷却管脏物（胶球清洗、二次滤网）循环水温度高（冷却塔性能差）凝汽器热负荷大（汽轮机排汽、热力系统泄漏）凝汽器面积小夏季真空泵冷却水温度高，抽汽性能差抽空气系统设计不合理（双压凝汽器）真空系统严密性差凝结水过冷度大（2）凝汽器性能定量分析方法1）凝汽器性能计算核算设计条件下凝汽器的性能循环水流量计算（通过计算排入凝汽器的热量估算循环水流量）不同工况下凝汽器性能计算，如：凝汽器端差、传热系数、清洁度确定凝汽器实际运行压力与设计压力的差值2）凝汽器压力与汽轮机热耗率的关系汽轮机制造厂提供的排汽压力修正曲线汽轮机性能试验中THA工况或3VWO工况性能试验结果THA工况和TRL工况热平衡图

4.热力及疏水系统热力系统设计不合理，冗余系统多（主蒸汽疏水、高排通风阀、高加危急疏水、低旁前疏水）；阀门质量较差；自动疏水器质量差；经常存在泄漏的阀门有：主、再热蒸汽疏水、导管疏水、高加危急疏水、旁路、给水泵再循环。

5.加热器及给水温度加热器水位控制不正常；加热器水室隔板泄漏及冷却管泄漏；加热器端差大；汽轮机缸效率低，抽汽压力高。加热器端差及给水温度对机组经济性的影响通常采用热平衡方法或等效焓降法进行估算。

6.给水泵耗汽量大给水泵耗汽量大的主要原因：给水流量大；给水泵汽轮机排汽压力高；给水泵汽轮机效率低；给水泵再循环漏量大。

7.环境温度及出力系数附加影响量湿冷机组出力系数对发电煤耗的附加影响量约为，空冷机组约为～0.8g/kWh;海水直流冷却环境温度影响～0.8g/kWh；北方闭式循环冷却～1.2g/kWh；空冷机组-3.0～（当地环境温度、冬夏季带负荷特性、空冷凝汽器面积、运行控制方式）。

8.煤质煤质对机组经济性的影响：近几年，煤炭供应紧张，煤炭价格居高不下，燃用煤种与设计煤种差异较大，燃煤灰分增加，发热量降低，挥发分变化大，均对锅炉燃烧造成很大影响；煤质结渣性能差，容易结焦和受热面积灰，影响排烟温度；煤质可磨性差，影响制粉系统电耗、降低制粉系统出力和影响煤粉细度；煤质着火困难，可燃性差，使飞灰可燃物含量升高。

9.排烟温度排烟温度高的主要原因:煤质；受热面设计不合理（过热器、再热器、省煤器、空气预热器）；燃烧调整不当（风粉配比、风量、煤粉细度、燃烧器摆角等）；受热面脏污（空气预热器、省煤器等）；空气预热器入口风温度高；锅炉本体及尾部烟道漏风量大；磨煤机出口温度设定不合理；制粉系统冷风漏入量大。

10.灰渣可燃物含量影响灰渣可燃物含量高的主要因素是燃煤挥发分、煤粉细度和配风等。燃煤挥发分降低、灰分增加和发热量下降都会使灰渣可燃物含量增加，灰分增加和发热量下降使热损失增加；煤粉细度提高（变粗）和均匀性指数下降将直接引起灰渣可燃物含量增加；运行中的配风工况对灰渣可燃物含量的影响也很显著，炉膛出口过剩空气系数下降或炉膛内局部缺风都会使灰渣可燃物含量增加。

11.空气预热器漏风率大一次风压力高空气预热器设计、加工、安装存在问题密封间隙大

12.锅炉实际运行氧量锅炉运行氧量的大小，对锅炉运行的经济性和安全性均有影响。其主要影响有以下几点:锅炉排烟热损失q2；锅炉化学未完全燃烧热损失q3；锅炉飞灰可燃物（机械未完全燃烧热损失）q4；锅炉送、引风机电耗；锅炉蒸汽温度；锅炉结焦状况；锅炉高温腐蚀程度。同时，锅炉的运行氧量同样受到锅炉设备状况的制约，如送、引风机的裕量大小、燃料特性、空气预热器漏风或堵塞等。

13.煤粉细度煤粉细度较细有利于煤粉的着火和燃尽，可降低飞灰可燃物含量，提高锅炉运行效率，特别是对于挥发分较低的煤种，同时还可减小水冷壁的结渣倾向。但煤粉较细使制粉系统电耗增加，因此，存在经济煤粉细度。经济煤粉细度通常要根据燃烧优化调整试验得出。通过大量的燃烧优化调整试验结果，对褐煤以外的各煤种，推荐的经济煤粉细度为：R90=0.5nVdaf%；褐煤R90=35—50。（干燥无灰基挥发分）煤粉均匀性指数与制粉设备，特别是与粗粉分离器的结构性能有关，若采用动静式旋转分离器，指数n约为～。

14.再热器减温水量大汽轮机高压缸效率低、高压缸漏汽量大，高排温度高受热面设计不合理燃用煤质与设计煤质差别大运行操作控制不合理机组投产早期，受热面较干净，沾污系数与设计沾污系数有差别

17.风机耗电率高大部分机组存在锅炉风机耗电率偏高，三大风机耗电率超过1.5%。主要存在的问题是：风机选型参数与系统不匹配；一次风压力高、一次风量大;部分一次风机采用离心式风机;部分引风机采用静叶可调轴流式风机；风机设计效率较低；风机（双速、降速）调节手段不够丰富。

18.机组启停

机组启停对发电煤耗的影响与机组启停方式、启停特性、年利用小时数有关。一般情况，年利用小时在5500小时以上机组启停1次年平均发电煤耗影响～0.08g/kWh，其中：冷态启停1次影响发电煤耗～0.08g/kWh；温、热态启停～0.06g/kWh；极热态启停。

19.机组出力系数

出力系数对机组的经济性影响较大，提高机组出力系数是降低机组能耗的关键因素。出力系数对发电煤耗的影响量通常根据设计数据、试验结果、运行统计数据确定。

600MW超临界75%负荷影响煤耗4.5g/kw.h;50%负荷影响煤耗16.5g/kw.h;300MW亚临界75%负荷影响煤耗4g/kw.h;50%负荷影响煤耗16g/kw.h;

三、优化运行调整，挖掘节能潜力

1、热力试验的重要作用

热力试验是分析机组经济性和指导节能及检修工作的重要手段。（1）机组每次大修前、后进行性能试验，以便大修前发现问题有针对性地检查处理，大修后验证检修效果；（2）针对一些特别的问题进行专门的试验，这里有试验院所进行的专项试验，还有电厂热试组和运行、检修人员进行的专项调整试验；（3）机组性能的综合诊断和比较分析。可以是针对某一系统如疏水系统、加热器系统、汽机缸效率存在的问题，也可以是某台机组整体能耗的诊断。运用的方法，不仅仅限于试验，还可以是参阅历史运行数据、设计数据，同型机组的比较，实际运行状态的影响以及理论计算等手段，来评价诊断机组的性能。2、锅炉燃烧优化

●经济性方面煤粉的燃尽程度过量空气系数煤粉细度锅炉煤种和负荷适应性降低锅炉NOX的排放浓度●安全性方面炉内结渣和积灰的控制受热面磨损和腐蚀的控制避免高温腐蚀和低温腐蚀四管爆漏的控制防止燃烧器长期运行时的过热和烧坏

（1）低氧燃烧

在保证锅炉燃烧器区域水冷壁附近不出现还原性气氛（部分锅炉设计了偏转二次风）可以提高锅炉热效率降低辅机电耗降低锅炉NOx排放浓度运行氧量

最佳的通风量是保证锅炉正常燃烧，提高锅炉经济性的必要条件之一，是决定燃烧和燃尽程度的关键。一般而言，通风量过大将会降低炉内燃烧温度，增大烟气量，增加排烟损失，同时NOX排放量也会增加；相反，通风量过小将会导致炉膛内供氧不足，不完全燃烧损失增大。最佳氧量的获取，需要在不同负荷下，通过一系列的优化调整试验，对氧量、一次风风量、灰渣、排烟温度、锅炉汽温、锅炉减温水量、风机电耗等运行可调因素进行综合耗差分析，并经过重现性试验后最终确认。运行氧量的调整应保证过热蒸汽、再热蒸汽温度在正常范围内，锅炉受热面无超温，且炉内无严重结渣现象。在此原则下，运行氧量应根据锅炉燃烧优化调整试验结果确定的最佳运行氧量曲线进行控制。通常烟煤机组，运行氧量在％～％;贫煤机组在3％～4％；无烟煤机组在5％～8％。当煤种发生变化时，须对最佳氧量控制曲线进行相应调整。为了保证不同负荷下锅炉均在最佳氧量下运行，表盘氧量宜定期进行校验。

（2）、煤粉细度根据锅炉炉型、排渣方式，以及煤种确定锅炉燃烧的煤粉细度煤粉细度的调节粗粉分离器静态分离器-径向，轴向（普通、串连双调节挡板，并联双通道）动态分离器（静动叶结合型）磨煤机通风量磨煤机出力

加强煤粉细度分析与调整

合理的煤粉细度是磨煤机电耗与锅炉效率二者平衡时的经济煤粉细度，同时需要保证磨煤机的有效最大出力。结合磨煤机变风量试验，通过改变磨煤机分离器折向门挡板开度，观察分析煤粉细度对飞灰、炉渣含碳量、汽温及制粉耗电率的影响，以寻求经济合理的煤粉细度。煤粉细度化验常态化，锅炉的煤粉细度取样、化验纳入定期工作，每周一次。根据煤粉细度及时对磨煤机的折向门开度进行调整。磨煤机检修后，宜进行煤粉细度的核查，以确认煤粉细度与粗粉分离器挡板开度(或转速)之间的定量关系，为锅炉运行提供依据。定期监督煤粉细度。对于中速磨煤机，特别是磨辊运行中、后期，应根据煤粉细度的变化定期调整磨辊的间隙和弹簧压缩量（压力）；对于双进双出磨煤机宜定期检查分离器，防止分离器回粉堵塞引起煤粉细度变粗。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。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。最低出力不低于最大出力的65%。（3）、一次风率根据一次风管风速确定最低风速和不同出力下的通风量；锅炉燃烧调整要求确定一次风率；通过燃烧与制粉系统优化试验，得到一次风量控制曲线、一次风压控制曲线、风箱-炉膛差压控制曲线、二次风配风方式控制曲线、运行氧量控制曲线、入炉总风量控制曲线、过热蒸汽温度、过热蒸汽压力控制曲线，结合机组控制系统的特点，替换或修改原有的控制曲线。一次风量应采用燃烧调整试验得出的最佳一次风量控制。在此条件下，应尽量开大一次风系统中的调节风门，降低一次风母管压力，减小系统阻力，降低一次风机电耗，减少空气预热器一次风漏风。一次风压控制应依据煤种变化做适时调整。例如，对于600MW烟煤机组，额定负荷下，一次风压力通常可控制在8kPa～9kPa。当一次风母管压力达到一次风系统设计压力的倍时，应查找原因，并提出相应的解决措施。（4）提高制粉系统制粉出力

提高中储式制粉系统制粉出力

干燥出力，携带出力与研磨出力匹配提高磨煤机研磨出力提高粗粉分离器分离效率提高直吹式制粉系统制粉出力中速磨煤机磨煤机的煤种研磨范围混煤的研磨特性磨辊的磨损磨辊加载力磨辊预留间隙调整双进双出磨煤机磨煤机钢球装载量磨煤机料位钢球比例及钢球筛选磨筒内料位控制

电站锅炉制粉系统节能，减少对锅炉运行影响：合适的煤粉细度满足机组出力要求满足机组负荷响应要求合适的一次风率减少三次风率，降低三次风速尽量采用再寻循环风，减少掺冷风适当提高一次风温减少制粉系统漏风减少制粉系统掺冷风调整磨煤机出口一次风速分布调整磨煤机出口煤粉浓度分布减少磨煤机事故降低直吹式制粉系统最低磨煤量，满足启动过程蒸汽参数控制要求减少一次风管积粉和一次风速波动

（5）排烟温度加强电厂入厂煤来源管理，保证来煤相对稳定，避免由于煤质差异太大，而使排烟温度升高，主要是控制煤的水分、发热量和结渣特性。运行过程中加强锅炉受热面吹灰，制定完善的吹灰措施，并优化吹灰方式。同时，检修人员应加强日常检修与维护，确保吹灰器的正常投入，保持各受热面的清洁，控制空气预热器入口烟温度不高于设计值，控制空气预热器压差在合理范围内。当判断受热面积灰严重，采取正常吹灰手段仍无法消除时，利用检修机会及时清除受热面积灰。依据煤质特性，在保证磨煤机运行安全的前提下，适当提高磨煤机出口温度设定值。在炉膛不结焦及制粉系统安全的前提下，可适当提高一次风风粉混合物的温度，减少冷风的掺入量。设计合理的风煤比曲线，应定期测量一次风速，并校验一次风量测量系统，防止因测量误差导致磨煤机实际运行中一次风量偏大或一次风速偏高。因此，要根据原始设计及设备的具体状况来确定磨煤机不同出力下的风煤比（直吹式）或者不同负荷下的一次风速、风压（中储式），并保证风管最低一次风风速不低于18m/s。通过燃烧调整控制最佳过量空气系数。最佳过量空气系数试验应在稳定的负荷与煤种下进行，通过试验确定不同负荷下最佳过量空气系数曲线。在锅炉大、小修中及日常运行中，针对锅炉本体及制粉系统进行查漏和堵漏工作，检查各个连接法兰密封、膨胀节处密封，锁气器是否严密及炉本体密封，特别应检查炉底水封槽、炉顶密封及磨煤机冷风门能否关严。3、汽轮机运行优化（1）缸效率

缸效测试：重视。测点齐全，位置符合要求。重要监视段参数准确、可靠。关键：阀点工况效率测试。消除阀门开度影响，基础数据，是跟踪分析的依据。发现、判断通流异常非常重要，强烈推荐。合缸机组过桥汽封测试：影响中压缸效率、影响整机煤耗、评价性能，建议大修前后试验测量。（2）配汽方式单、顺序阀运行：数据表明600MW机组额定负荷下顺阀比单阀方式降低热耗达40kJ/kwh左右，低负荷下更多。重叠度影响：理论型线与实际不符；控制品质差；调门重迭度过大造成的压损，调整重叠度。阀门特性测试和优化：试验手段测试调阀实际特性，修改控制曲线，优化调整阀门重叠度。改善控制品质，减低压损。

（3）变压运行方式定-滑压曲线：全负荷段参数优化，整机效率最佳。根据试验数据对比，1000MW机组80%-85%的平均负荷率下，由于优化曲线的实施，热耗率降低0.3%左右，影响供电煤耗1g/kWh。设计曲线的局限性：制造厂的滑压曲线是在所有特性都准确、且热力系统没有偏差、环境条件给定（一般为额定背压）的条件下得来的。曲线本身就可能存在偏差，当阀门型线发生变化或与设计不符，重叠度变化后，在生产中必须进行标定。我们在曲线标定过程中，就发现有的机组偏差很大。标定曲线：在各典型负荷点，改变进汽压力分别进行热耗试验，根据结果绘制热耗压力曲线，拟合、求取最佳压力。综合各负荷点的优化压力，绘制定－滑压曲线。试验滑压曲线的局限性：负荷段的选取、同一负荷点工况的多少，试验本身的因素。热耗受很多因素影响，如：环境温度、煤质、减温水等，怎么才能精确排除这些因素的影响，而仅仅体现对比试验中参数变化带来的热耗差异。滑压曲线的局限性：滑压曲线主要利用的是压力和容积流量的关系，而机组负荷是机组当时参数下的一个结果，制定一条主汽压力与最终结果机组负荷之间的关系曲线，即滑压曲线没有反映真正影响最优点的因素，而是结果，因此目前的滑压曲线在理论上不完备。实际上任何影响流量的因素都会引起滑压最优点的偏离，而不是负荷，这里我们只能将负荷理解为负荷指令。

滑压曲线的适用性：能否找到通用的曲线，或者在应用时根据条件进行某些修正？滑压曲线的精细化：因为影响因素多样，不太可能在现场进行全部考虑。在所有影响因素中，肯定会变化且变化影响最大的是凝汽器真空。随着季节变化，循环水温度引起的真空度的变化，对机组的流量、热耗影响非常大。一种简化的方法是，分冬季和夏季给出不同的曲线，春秋季进行微调。国内也有根据现场条件，增加压力偏置。目前，正考虑对滑压曲线进行真空修正，达到普遍适用的研究。

（4）主、再热汽温度根据制造厂修正曲线，定量耗差分析克服畏难、恐惧心理，提高运行水平，保证汽温在正常的变化范围内，甚至压红线运行。

（5）凝汽器真空全年理想真空的确定：冬季、夏季、负荷真空偏差的影响：制造厂修正曲线定量分析真空偏差的原因：因素众多，逐条排除。循环水流量、系统严密性、凝汽器清洁度、端差、抽气设备工作状态。最佳真空优化：负荷、水温；循泵耗功、微增出力综合最佳。尽可能试验确定，很多情况下与经验方式有偏差。

空冷岛空冷机组受环境温度、风速及负荷率影响较大，为保证空冷机组节能首先要根据当地的气象条件做好空冷机组的设计，一般空冷凝汽器面积选择较大为宜。空冷机组节能主要有以下措施：优化空冷机组的运行方式，在冬季根据负荷、环境温度等控制凝汽器压力在8～9kPa，在夏季条件允许时尽量降低机组凝汽器压力在夏季高温时段加强空冷机组的冲洗通常空冷岛耗电率控制在0.7%～0.8%。

（6）负荷率依据负荷－热耗曲线，定量分析。负荷热耗曲线试验确定。负荷变化过快，非稳态损失增加，应用曲线的偏差增大。数据采集的频率，对统计数据偏差影响。

（7）热力系统因素分析机组补水率：根据相关曲线分析影响再热汽/抽汽管道压损:定量分析简单，一类修正曲线。抽汽管道压损参数的采集，抽汽口和加热器进口压力测点。管道散热：定期测试，整改消缺减温水：再减水、给泵出口的过减水。定量分析简单，一类修正曲线。减温水流量的统计，流量表计的准确，建议统计累计减温水量，与主蒸汽流量对比评价。阀门泄漏：重点难点。投入见效快，效果明显。高温高压蒸汽的泄漏，影响煤耗很大，有时一根疏水管就可达8～10g/kWh。系统外漏，发现查找容易。系统内漏困难，但影响更大。不少机组能耗综合诊断的结果，泄漏是最大因素。漏量确定困难，不易定量分析。主蒸汽管道压降、温降：给泵耗功增大（包括给水压降过大），管道热损失增加。应有统计数据，跟踪关注。（8）优化运行调整定滑压优化曲线的建立和严格执行：加强运行中参数控制，使机组处于优化状态运行。真空系统的优化运行：通过理论与试验相结合的办法，确定循环水温度、负荷、循环水量对凝汽器真空影响，确定循环水泵最佳运行方案。变负荷及机组启停阶段的优化：以节约用电、节约用汽，减少工质和热量排放为目的。邻炉上水、汽泵启动。机组用汽、用水方式的优化：吹灰、暖风器、轴封等辅助用汽的优化。给水泵运行方式的优化燃烧优化调整，减少蒸汽减温水的使用。

4、实时耗差分析通过SIS系统，进行实时统计分析，总结机组在低负荷及变工况运行时最佳的方式，总结出相应的设备运行曲线。开展值际竞赛，实时生成成绩，自动生成评分、考核，并兑现指标奖励。第四部分：火力发电厂节能减排

技术措施及应用一、主辅设备选型1、汽轮机、锅炉汽轮机热耗率2、凝汽器凝汽器面积小将使环境温度、循环水量、凝汽器热负荷、真空严密性、凝汽器脏污对凝汽器真空的影响更敏感3、冷却水塔4、热力及疏水系统设计

热力及疏水系统改进总原则是机组在各种不同工况下运行，疏水系统应能防止可能的汽轮机进水和汽轮机本体的不正常积水，并满足系统暖管和热备用的要求。为减少热力及疏水系统泄漏，其设计和改进原则是:1）运行中相同压力的疏水管路应尽量合并，减少疏水阀门和管道。2）热力及疏水系统阀门应采用质量可靠、性能有保证、使用业绩优良的阀门。3）疏水阀门宜采用气动球阀，不宜采用电动球阀。4）为防止疏水阀门泄漏，造成阀芯吹损，各疏水管道应加装一手动截止阀作为临时措施，原则上手动阀安装在气动阀门前。5）对于运行中处于热备用的管道或设备，在用汽设备的入口门前应能实现暖管，暖管采用组合型自动疏水器方式，禁止采用节流疏水孔板连续疏水方式。

主、再热蒸汽管路

再热系统管道设计优化。通过对再热蒸汽管道口径、弯管形式以及布置方式的合理优化，在额定工况下的再热系统（包括锅炉再热器）压降实测为6.7%，比国家标准规定的10%减少个点，汽轮机的热耗将因此下降18kJ/kWh。主蒸汽和给水管道设计优化。与再热系统管道优化的同时，主蒸汽管和主给水管道系统亦采用了≥3D的弯管设计，有效地降低了管系的压降，从而使给水泵的耗功亦相应下降，同时也提高了管系的运行安全性。

5、凝结水泵

凝结水泵原则上应配置2×100％凝结水泵，并配置“一托二”变频调节装置。若选择3×50％凝结水泵，并配置“一托二”变频调节装置，凝结水泵耗电率将增加～个百分点。_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，在保证安全的前期下，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等。此外，还应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。_为保证低负荷时凝结水泵变频装置的节能效果，通过增设给水泵密封水增压装置，如：600MW超临界机组加装50米扬程的管道泵，或把密封水引自凝结水泵的出口（凝结水精处理前），进一步降低凝结水母管压力。凝结水泵耗电率主要由凝结水泵配置、机组类型、负荷率、运行控制方式所决定，负荷率在70％～75％耗电率控制值：超超临界机组配置2×100％凝结水泵≤0.19%;超临界机组配置2×100％凝结水泵≤0.18%;亚压临界机组配置2×100％凝结水泵≤0.15%;配置3×50％凝结水泵在同类型机组的基础上增加0.03%;空冷机组在同类型机组基础上再增加％。6、给水系统为了节能，在给水泵汽轮机进汽能保证机组启动要求时，600MW及以上机组可选择1台100％汽动给水泵，若汽动给水泵跳闸后能联动调速泵启动，可选择1台50％调速泵。否则，可选择1台20％～30％定速泵。在新机组设计时应选用内置式除氧器。高压加热器排气设计为逐级排气。高压加热器应采用大旁路系统，旁路形式为进口液动三通阀+出口隔断阀600MW及以上超临界机组电动给水泵一般配备20％～25％容量定速泵，给水流量控制通常有两个操作平台，系统复杂，阀门多，既不节能有不节电。在新建机组主给水系统设计应采用优化设计方案。6.三大风机选型300MW级机组配备动叶可调轴流式风机或离心风机加变频调节装置，600MW及以上机组配备双级动叶可调轴流式风机送风机应配备动叶可调轴流式风机引风机应选择动叶可调轴流式风机，并具有高低速功能或变频调速装置风机出力及压头选取应由风机专家仔细核算，避免裕量过大7.脱硫系统设计（1）脱硫塔设计要求300MW及以上机组应一台炉配一座吸收塔。根据含硫量情况，尽量采用N+1层喷淋层，提高浆液循环泵运行的灵活性。对大直径（600MW及以上级）脱硫塔，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。（2）氧化风机选型及海水脱硫旁路_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。_为了降低氧化风机的压头，降低耗电率，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。（3）增压风机选型有条件的地区，应积极争取环保部门的支持，尽量取消GGH。对于新设计机组应采用增压风机与引风机合并方案，若有可能脱销装置应一并予以考虑。若保留增压风机，其配置及参数宜按下列要求选择：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。对于300MW级机组，宜设置一台脱硫增压风机。对于600MW级机组，优先选择一台动叶可调轴流式增压风机。对于1000MW级机组，宜设置两台动叶可调轴流式风机。8.电除尘器设计要求电除尘器应配备高压电源，使其具有火花供电、反电晕控制、间歇供电、运行方式自动切换等。电除尘器低压电源使其具有合理控制振打周期和降压振打功能。配备合理的上位机控制系统，可根据烟尘排放浓度和机组负荷控制电除尘器运行方式。若条件允许可将灰斗电加热改为蒸汽加热，600MW机组灰斗电加热功率一般