电厂节能技术

电厂节能技术1热电联产发电技术热电分别能量生产简称热电分产，它是指以凝气式发电厂对外供电，用工业锅炉或采暖锅炉等生产热能对热用户提供热的功能方式。又称单一能量生产，即一种热力设备只供应一种能量，电能或热能。分产发电时不可避免地要放热给冷源，这部分地为热能完全没有利用。分产供热的低品位热能，却是从高品位热能大幅度贬值转化而来的，结果造成能源浪费。热电联合能量生产简称热电联产或热化，它是将燃料的化学能转化为高品位的热能用以发电，同时将已在供热式汽轮机中做功后的低品位热能用以对外供热，提高了热能利用率，使热电厂的热经济性大大提高，达到节能的目的。2热电联产发电技术热电联产的主要优点：节约能源由于热电联产是采用做了功的蒸汽对外供热，这部分蒸汽冷源损失完全被利用，它的抽汽供热量取代了分产供热的锅炉，因为热电联产本身不仅可节约能源，并能燃用小型锅炉难以燃用的劣质煤，从而节省大量优质煤让更需要的行业使用。提高供热质量，改善劳动条件热电联产是集中供热。供热设备集中、大型化，供热管网规模大，供热设备容量大，用户热负荷的变化对供热系统的压力状况、水力工况的波动影响小，再热质参数较分散供热时稳定，提高了供热质量，保障了热产品的质量。同时因为供热设备大型化，易于实现机械化、自动化，减轻了工人的繁重体力劳动，改善了劳动条件。热电联产发电技术减轻大气污染，改善环境我国城市大气污染的主要原因是燃煤生成的二氧化硫气体和煤烟粉尘。众多分散小型供热锅炉房，多集中于热口稠密区，其危害严重。热电联产以大型的电站锅炉取代了许多小型供热锅炉，大锅炉的除尘效率高，并配以较高的烟囱，从而大大减轻了对城市的污染，使得生态环境大为改善。同时，由于热电联产热效率高，节约能源，在对外供应相同电能和热能时，可以减少燃煤量，从而减少了排放，减轻了大气污染。4IGCC发电技术

IGCC发电技术是基于煤的气化技术，煤气的净化技术、高性能燃气轮机技术和燃气、蒸汽联合循环及系统整体化技术等多种高技术的集成体。IGCC先通过煤气化器将煤气化成中、低值合成粗煤气；然后经净化系统将粗煤气除尘、脱硫、除杂而净化成精煤气；再经燃气轮机燃烧室燃烧产生热能并转化为有效功输出；还利用余热锅炉回收燃气轮机排气产生的过热蒸汽，以驱动蒸汽轮机再做功发电。IGCC发电技术IGCC发电技术原理图如下所示：6IGCC发电技术

IGCC发电的主要优点：飞尘几乎为零，脱硫率达98%，脱氮率达90%，CO2由于效率高，其排放量亦减少四分之一，能很好的适应环境指标日益要提高的要求，是燃煤火电的主要发展方向之一。高效率，且有继续提高效率的最大潜力。IGCC电站的高效率主要来自联合循环发电，目前燃用天然气气轮机单循环效率已达39%～40%，而联合循环的效率已达58%，最近可望提高至60%左右。耗水量少。比常规汽轮机电站少耗水30%～50%，使之更适用于水源紧缺的地区，特别是煤矿地区，建立坑口电站。能综合利用煤炭资源，组成多联产系统。煤种适应性广与煤化工结合成多联产系统，能同时生产电、热、燃料气和化工产品。如，易与生产甲醇、醋酸、合成气、尿素等化工过程相结合，使煤炭得到综合利用，有利于降低生产成本。7IGCC发电技术燃煤后的废物处理量最少，且可综合利用。脱硫后生成的元素可以出售，有利于降低发电成本。灰和微量金属元素熔融冷却后形成珠状渣、固化碱金属等有害物质，不仅大大减缓环境污染，而且可以用作水泥的熟料。能够利用多种先进技术使之不断完善。随着煤的气化技术，洁净技术，燃气轮机技术和蒸汽轮机技术等的发展，都能为它的发展提供强有力的技术支撑。当天然气和油料枯竭时，是改造燃用这些燃料的燃气-蒸汽联合循环的最佳方案，是现有燃煤电厂增容改造的主要途径之一。IGCC的发展历程已由煤的气化应用向其他劣质燃料（燃油厂的重质残油、石油焦和沥青、生物质、垃圾等）扩展，形成发电/工艺蒸汽/化工产品的多联产无污染绿化综合企业。8IGCC发电技术IGCC技术的发展已经过原理概念性开拓验证阶段，并进入商业示范验证阶段。技术发展迅速，系统净效率已提高到42%～45%，单机功率已达300MW等级，正在由商业示范走向商业应用。与此同时，许多学者从不同角度看到，煤气净化技术与高效联合循环，热力系统相结合的IGCC洁净煤发电技术还有提高性质的巨大潜力和降低造价提高经济效益的有效措施；同时又在研究新循环、新技术及突破口。9IGCC发电技术

随着IGCC技术进一步发展，其单位造价会大幅度降低。下表列出了几种不同发电方案的技术经济指标。项目PCPFBCIGCC常规带FGD电站规模/MW目前300~1300130080~350200~60020105001000供电效率/%目前36~3834.5~36.536~3940~46201040~5050~54用水量比10010070~8050~70环保性能（排放量比）SOx1006~125~101~5NOx10018~9017~4817~32粉尘1002~52~42固态废料100120~20095~60050~95CO21001079895单位造价（$/KW）116014001300~14001400~1700发电成本mills/(kW·h)48~5756~6654~6649~6310IGCC发电技术

美国能源部预测IGCC发电系统的技术水平、经济性和排放值的当前水平及可达到的目标如下表所示：年份供电效率/%投资成本/（$/kW）排放值（1b/106Btu）NOxSOx粉尘20004513500.080.200.0220105211500.070.170.01520206011000.060.150.0111煤粉及链条炉改造为CFB锅炉适应性不强煤粉及链条锅炉负荷适应性差，调整比较困难，满足不了热、电需要。且对煤种的适应性比较差。效率低主要表现为燃烧效率低，热效率差，热能利用差。炉渣及飞灰含碳量较高。漏风严重，环境恶劣，灰场占地大。故障多特别是长期运行的老旧煤粉、链条锅炉及许多辅助设备老化。加上制粉系统、转动部件故障率高，效率低下，水冷壁、省煤器、空气预热器、过热器等经常出现问题，常需停炉检修。并且锅炉整体漏风严重，锅炉处于正压运行，又增加了对炉体设备的损坏，形成恶性循环，机组不能安全运行。

我国20世纪80年代建设的中小型热电厂，多采用链条炉或煤粉炉。随着煤种的变化及设备的老化，煤粉及链锅炉的许多问题亟待解决，主要表现在以下几个方面：12煤粉及链条炉改造为CFB锅炉

煤的循环流化床燃烧是近十几年来发展起来的一种新型燃煤技术，是对传统链条炉和煤粉炉的一项重大革新。它对各类煤的燃烧适应性好，可以有效燃用褐煤，各类烟煤和无烟煤，也燃用如树皮、木屑、油页岩、石煤和石油焦等劣质燃料，同一台锅炉甚至可以同时燃用多种燃料。煤粉、链条锅炉通常呈∏型布置，为单汽包横置式自然循环水管锅炉。改造时，将原锅炉炉膛后水冷壁向前移动，同时取消煤粉炉的燃烧器或链条炉的转动装置；在炉膛水冷壁下部设置流化床燃烧室；布风板设置有放渣口，用于排出炉内的灰渣，维持合理的料层厚度，炉膛出口处设置一级分离器；分离下的物料落入灰池由返料器送回硫化室再燃；细颗粒物料由烟气夹带通过过热器和上级省煤器，在升级省煤器后设置二级分离器，将烟气中较细颗粒分离下来并由返料器送回炉内再燃；加装给煤装置；为使物料充分流化，更换高压送风机。13煤粉及链条炉改造为CFB锅炉

锅炉改造部分仅涉及流化床燃烧系统有关的部分及部分水冷系统。钢架、汽包均不需要作改造，整个改造尽量做到较小的改动，较少的投资，最佳的改造效果。改造后的锅炉与原锅炉相比增设了流化燃烧室、分离器、返料器、给煤装置、更换送风机。锅炉改造示意图如下图所示：14火电厂风机、水泵变频调速节能

我国风机水泵拥有量为3700台，耗电占全国工业用电量的40%，占全国总发电量的30%。在火（热）电厂里风机水泵耗电量占厂用电的绝大部分，锅炉给水泵耗电占厂用电的61%左右，锅炉送、引风机约占22%，水除灰的灰浆泵和热网循环泵也占有不小部分。这些风机水泵用电方式陈旧、落后，使厂用电率居高不下，长期徘徊在7%～9%之间。我国现行的设计规范规定过大的流量、压头裕度系数均造成在线运行的风机水泵参数远大于所需，对机泵的节能改造，提高单机效率和采用调速提高系统运行效率，都可有效地大幅度节约厂用电，技术经济效益好，投资回收期短，是当前火（热）电厂节能的重要途径之一。

15火电厂风机、水泵变频调速节能风机和泵运行时的变频节能原理：

改变风机和泵转速可以改变风机和泵的性能曲线，在管路曲线保持不变情况下，使工作点改变，这种调节方式称为变速调节。当泵和风机的转速升高时，泵和风机的性能曲线上移，工作点上移，流量增加；反之，泵和风机的转速下降时，其性能曲线下降，工作点下移，流量减少，从而实现泵和风机的调节。变频器是通过改变电源频率来改变电动机转速的。可通过降低转速达到节能的目的。16火电厂风机、水泵变频调速节能风机变频调节与定速调节的能耗对比：

表1风机定速调节方案能耗表2风机变频调节方案能耗对2种方案节能情况及经济性能比较可以看出，采用变频调节在使用寿命期内可节约70～100万元。另外，风机可节约82640kW·h，节电率27.2％，节能效果明显。负荷率年运行时间/h功率/kW用电量/kWh电费/万元100120030.0×2=60.0720004.8290150027.3×2=54.6819005.4980180024.3×2=48.6874805.8670150022.1×2=44.2663004.44负荷率年运行时间/h功率/kW用电量/kWh电费/万元100120030.0×2=60.0720004.8290150021.9×2=43.8657004.4080180015.4×2=30.8554403.7170150012.7×2=25.4309002.0717火电厂风机、水泵变频调速节能有一台国产200MW机组配备三台DG400-180型定速给水泵，当主机负荷为180MW时运行两台泵，调节阀的节流损失高达2.2MPa，仅此一项每年浪费电能883.9万千瓦时。如果改用一台全容量调速给水泵则可以节省大量电能。火电厂风机、水泵变频调速节能主机负荷（MW）给水流量（t/h）主机定压运行主机滑压运行节约功率（kW）相对节电率（%）节约功率（kW）相对节电率（%）20061671014.6195019.6918053577017.15105023.0816047087520.59153036.0014041095023.93175043.21由上表可以看出，当主机采用定压运行方式时，可平均节电20%，当主机采用定-滑-定运行方式时刻平均节电30%。19火电厂风机、水泵变频调速节能泵和风机采用变频调节优越性表现在以下几个方面：系统运行时，泵/风机采用变频变流量系统方案，节约能源，切实可行，效果明显。目前常采用PID控制装置，但这种PID控制适应能力差，对高频干扰非常敏感。而且由于温度是负荷相差较大的系统。上述例子中的风机采用变频调节控制可节电27.2%，在使用寿命期内可节约70～100万元，经济效益显著。采用变频调速技术后，由于电机、风机的转速普遍下降，减少了机械摩擦，延长了设备的使用寿命，降低了设备的维修费，同时也降低了风机的噪音。应用变频调速后，电机可以软起动，起动电压降减小，大幅度减小了对电网的冲击。20节油点火技术

电力行业是我国五大高耗油行业之一，火力发电厂启、停炉及低负荷稳燃所耗用的油量十分巨大。一台600MW锅炉调试用油量定额约为6000～8000L。每次停炉后启动用油量约为300t，按每年停炉3次计算，启动耗油约为900t。随着我国电网容量增加，电网峰谷差不断扩大，尤其是近年来电网负荷逐步达到平衡，在低谷阶段，大容量机组被迫低负荷运行或频繁启停调峰。这大大增加了电站锅炉点火及稳燃用油。为了节省为了省点火和助燃用油，已经提出了多项节油措施。电站锅炉常采用的节油点火技术主要有以下几类：等离子点火技术、中频加热点火技术、高温空气点火技术、小油枪点火技术以及微油点火技术。在以上这些技术中，微油点火和等离子点火技术目前应用最为广泛。21节油点火技术微油点火原理：

利用高能气化油枪，使微量的油(30～50kg/h)燃烧，并形成温度很高的油火焰(1600～1800℃)。该高温火焰首先使一小部分煤粉温度迅速升高，着火燃烧。然后已经着火燃烧的煤粉与更多煤粉混合并点燃它们，从而实现煤粉的分级燃烧，能量的逐级放大，达到点火并加速煤粉燃烧的目的，大大减少煤粉燃烧所需引燃能量，节省了大型电站锅炉点火用油。22节油点火技术

微油点火系统主要由微油燃烧油枪、高压风系统、燃油系统、壁温监测、火检系统等组成。微油点火装置图如下所示：23节油点火技术等离子点火原理：

等离子点火装置利用直流电流在介质气压大于0.01MPa的条件下通过阴极和阳极接触引弧，并在强磁场下获得稳定功率的直流空气等离子体，其温度可达6000K。流经等离子火炬中心区的煤粉在极短的时间内迅速着火燃烧，为其它煤粉的燃烧提供稳定的高温热源，并最终使煤粉全部点燃形成稳定的燃烧火炬，达到锅炉点火启动的目的。24节油点火技术

等离子点火系统是由等离子燃烧器、等离子点火器、电源控制柜、隔离变压器、控制系统等组成。等离子点火装置图如下所示：25节油点火技术

大型电站锅炉机组采用微油点火技术和等离子点火技术所带来的经济效益相差无几。但是与微油点火技术相比较，等离子点火技术初投资费用较大，较前者的初投资费用2倍还多；同时，等离子点火技术设备庞大、技术复杂、维护工作量大，这些都使得该技术的可靠性降低，限制了等离子点火技术的市场推广和应用。26除氧器余汽回收

锅炉给水的除氧通常采用热力除氧方式。在机组运行中,有相当多的蒸汽随着废气排至大气中,导致能源的浪费和环境的污染。如果能将这部分具有低位热能的蒸汽有效回收利用,不仅可以减少对环境的热污染还能为企业带来可观的经济效益。27除氧器余汽回收

除氧器余热回收主要有两种方式:一种是安装换热器,利用除氧器乏气的热量加热除盐水或其他生产生活用水；另一种方式是利用热泵技术提升低压乏气参数,从而将除氧器的乏气进行充分回收。目前多数电厂采用第一种方式对乏气进行回收，其节能效果和经济效益如下表所示：项目节能效果经济效益/（万元·a-1）节水17500t/a10.5节热51350GJ/a80总计90.528电站锅炉排烟热量回收节能技术

为了防止锅炉尾部受热面发生酸腐蚀，保证锅炉连续安全运行，并且考虑到锅炉需要低负荷运行、煤种变化和烟气冲刷死角等因素，锅炉设计排烟温度应高于硫酸蒸汽的露点温度。我国动力用煤产生的烟气露点温度在90～110℃的范围，所以，火电厂锅炉设计排烟温度在130～150℃。如此便有一部分煤炭燃烧产生的热量没能被利用，随着烟气被废弃到大气环境中，称之为废热。锅炉排烟废热相当于煤炭带入锅炉热量的8％～12％，是当前火电厂锅炉热损失中的最大项。对比起来看，发电热力系统有大量的冷水需要加热升温。例如，电厂补充水(5～25℃)、凝结水(32～42℃)、采暖热电厂回水(35～55℃)、采暖热电厂补充水(5～8℃)、生产生话热水的自来水(5～20℃)。如果利用系统中的这些冷水吸收锅炉排烟热量，就可以显著起到节约能源、减少排放和提高效益的效果。29电站锅炉排烟热量回收节能技术以下为几种锅炉尾部换热器存在的缺陷：玻璃管空气预热器：玻璃受热面最大的优点是不发生酸腐蚀，可以将锅炉设计排烟温度定在较低的水平，但是玻璃管很容易破碎，因为在烟气和空气冲刷吹动的环境中，玻璃管总是处于振动状态，时同一长就破碎了，所以，有的锅炉采用玻璃管空气预热器，运行一段时间后，还是拆除了。冷凝换热器：在锅炉尾部烟道增设鳍片式冷凝换热器，以水为冷却介质，可以把排烟温度降低到50～70℃。为了防止排烟凝结水的酸性腐蚀，使用不锈钢制作冷凝换热器的冷凝管，管内表面附着有鳍片。在小体积的状况下获得较大的传热面积，烟气从管内穿过，水在管外侧流动。冷凝换热器源于韩国的CondensingSteamBoiler，仅适合于燃油或燃气锅炉，因为燃料中基本上没有灰。不能用于燃煤锅炉，潮