电厂节能方案

PAGE毕业设计（论文）题目：电厂节能方案学生姓名学号专业班级指导教师评阅教师完成日期 2009 年 11月20日论文报告原创性声明本人郑重声明：所呈交的论文报告是本人在导师的指导下独立进行研究所取得的研究成果。除了论文报告中特别加以标注引用的内容外，本论文报告不包含任何其他个人或集体已经发表或撰写的成果作品。本人完全意识到本声明的法律后果由本人承担。作者签名：年月日论文报告版权使用授权书本论文报告作者完全了解学校有关保障、使用学位论文报告的规定，同意学校保留并向有关论文报告管理部门或机构送交论文报告的复印件和电子版，允许论文报告被查阅和借阅。本人授权省级优秀论文报告评选机构将本论文报告的全部或部分内容编入有关数据库进行检索，可以采用影印、缩印或扫描等复制手段保存和汇编本论文报告。（宋体小4号）本论文报告属于保密□，在_________年解密后适用本授权书。不保密□。（请在以上相应方框内打“√”）作者签名：年月日导师签名：年月日毕业设计（论文）开题报告学生姓名学号专业班级指导教师评阅教师完成日期：年月日课题名称：电厂节能方案一、课题来源本课题是根据在隔河岩电厂参观实习期间，在电厂内部参考的资料和在网上整理的相关水电厂节能资料。二、设计目的1）通过设计，加深对电力系统及发电厂设备节能的理解，巩固和提高学过的理论与专业知识，并予以适当的深化。2）掌握电厂节能的一般方法，包括水电厂的节能方法、热电厂在锅炉方面节能、机组参数设置方面节能等。3）学会在项目开发时如何搜集和查阅资料、使用开发工具、进行方案论证与设计、总结设计结果，撰写学术论文等，为今后的工作打下良好的基础。三、设计要求本课题是根据隔河岩电厂的实际节能方案出发，并适当考虑电厂节能的发展前景，按照电厂机组的数量与容量、类型，选择合适的方案，选择合适的电器设备，确定达到本次设计的节能要求。四、设计意义通过对电厂节能方面进行实际调查，进一步了解理论与实际相结合的重要性，集多门学科融会贯通，从而达到应用实践的目的。使所学知识得以运用和加深。五、研究内容电能是现代化工业生产的主要能源和动力。电能既易于由其它形式的能源转换而来，又易于转换为其它形式的能量以供应用；目前的节能分析方法使用起来比较繁杂，不太适合电厂的现场使用。由于没有科学、合理、简洁易用的节能管理评价方法和评价体系，致使电力集团公司对电厂和电厂内部之间的管理缺乏统一的评价基准，无法做到科学合理地横向、纵向评价电厂的节能管理工作。该课题针对电厂存在的问题，通过大量、针对性的参数优化试验和运行方式优化试验，找出并确定机组在整个运行过程中、不同负荷下的最佳运行参数、主辅机之间的最佳匹配方式，从而确定机组的评价基准。利用相似理论和能耗分析理论，动态确定机组运行时主辅机运行参数变化、运行工况异常、运行操作不当造成的能量损失。根据计算分析的结果，结合运行人员和性能分析专家及技术管理人员的经验，生成运行导航系统，使电厂运行人员、技术管理人员可以随时掌握机组的动态热力性能、动态的优化参数、动态的能损诊断。运行操作人员可以根据优化参数、动态的能损分析，及时对运行设备作出合理调整，保持机组在任意负荷下均在最佳工况下运行，从而使机组的煤耗最低，达到节能降耗的目的。该课题首次将相似理论和能损分析理论相结合，形成了独特的分析评价体系。优化评价基准以“实用可达”、“跳起来摘桃子”为基本原则，和运行人员的实际操作具有很强的可比性，非常有利于挖掘运行人员的技术潜力。由于发电设备不断老化，设备的维修更换也不可避免，因此机组的优化比较基准不能一成不变，该课题在国内的同类研究中首次提出智能自学习的动态优化基准，可以对机组在不同时间相同负荷条件下的运行状况进行比较判断，确定对应于供电煤耗率最小条件下的主辅机运行参数和运行方式，生成自学习的动态优化数据库，实现闭环控制，实现优化基准的科学性和合理性。由于设备的老化、维修或更换，机组参数修正数据库和耗差分析的数学模型也发生变化，课题提出并应用了开放式数据库，成功地解决了分析计算数学模型的更改问题。课题的研究成果简洁实用、可靠、可操作、可持续发展，因此在电厂得到了广泛的推广应用应用领域与推广方式：课题的研究成果可以用于火电厂的节能分析、运行优化、节能管理，适用于再热机组和非再热机组，可以直接产生经济效益。六、设计任务要求在规定时间内独立完成下列工作量：1、说明书①前言②目录③符合设计④电厂节能措施⑤高压变频调速与节能的关系⑥热电厂节能的措施⑦附录及参考文献七、设计时间1、2009-搜集准备资料并完成开题报告。2、2009-09-15～200完成毕业设计（论文）初稿，指导老师审核。3、2009-完成毕业设计（论文），装订成册，连同电子文档一并上交指导老师。4、2009-1指导老师完成毕业设计（论文）的批阅，评阅小组完成评阅。5、2009-1毕业设计答辩。八、参考资料及文献：1.胡翔骏.电路分析.北京：高等教育出版社.2001.2.邱关源.电工基础.北京：高等教育出版社.1965.3.王晓敏.电工学.北京：机械工业出版社.2004.4.华孝敏.电气设备故障和处理方法.北京：科学技术出版社.1997.5.陈立周.电气测量.北京：机械工业出版社.1984.6.康松.汽轮机原理.北京：中国电力出版社.2000.7.陈庚.单元机组集控运行.中国电力出版社.2001.8.孙奉仲.大型汽轮机运行.中国电力出版社.2005.目录摘要…………………6前言…………………6一、高压变频调速与电厂节能…………71.1电力生产的特殊性…………………71.2变频节能在电力生产中的综合效果………………7二、使用PLC以太网实现对隔河岩电厂LCU改造…………82.1输入冗余……………82.2输出冗余……………92.3电源的冗余…………92.4交流采样与变送器…………………102.5采用CableFast快速配线系统…………………10三、乌江渡水电站节能降耗措施……………113.1耗水率构成………………113.2影响耗水率的因素………………………113.3发电水头因素……………113.4机组效率因素……………123.5入库来水量因素…………123.6库水位运行因素…………123.7节能降耗的方法及措施…………………13四、CFB机组火电厂节能管理措施和技术建议……………144.1火电厂节能的六个方面………………144.2燃料供应与制备环节管理……………154.3热力设备节能技术监督………………154.4节能减排专项试验……………………164.5设备技术改造和检修维护管理………………164.6CFB机组的典型节能措施……………………164.7影响经济性的因素……………18五、小结与致谢…………………………20六、参考文献………………………22电厂节能方案摘要：隔河岩水电站位于湖北省长阳县城附近的清江干流上，距葛洲坝电站约50km，距武汉约350km。电站建成后主要供电华中电网，并配合葛洲坝电站运行。隔河岩水电站为一等工程，枢纽由、泄洪建筑物、引水式地面厂房、开敞式开关站及斜坡式升船机等组成。大坝最大坝高151m，坝顶弧长648m；溢流坝段布置在河床中部，坝顶表孔5孔，孔口尺寸（宽×高）14×19．6m，4孔深孔，孔口尺寸（宽×高）6×8m，采用底流消能方案；厂房及开关站布置在右岸，厂房尺寸（长×宽）144×44．5m；两级垂直升船机布置在左岸，按5级航道，最大船舶吨位300t及年运输能力270万t进行设计。前言：由于受诸多因素的影响,当前中国电力工业的运行水平和能源利用效率较低。在分析相关问题的基础上,提出了加强中国电力工业节能降耗工作的一些建议与措施,包括改变能源利用结构、创新能源利用技术、调整等。关键词：能源利用节能方案创新技术Geheyanpowerplantenergy-savingprogramsAbstract:GeheyanHydropowerStationislocatednearthetownofChangyangCounty,HubeiProvinceontheQingjiangRiverfromtheGezhoubapowerstationisabout50km,fromWuhan,isabout350km.Afterthecompletionofthemaincentralstationelectricitygrid,andinlinewiththeGezhoubapowerstationtorun.GeheyanHydropowerStationasafirst-classengineering,ahubfrom,spillwaystructures,diversiontypeonthegroundplants,opentypeswitchstationandtheslopeshipliftsoon.Damthelargestdamheight151m,crestarclength648m;spillwaysectionarrangedintheriverbedcentralcrestspillway5hole,orificesize(W×H)14×19.6m,4-holehole,orificeDimensions(W×H)6×8m,withenergydissipationattheendoftheprogram;plantandswitchingstationaredeployedintherightbank,plantsize(length×width)144×44.5m;twoverticalshipliftarrangedontheleftbank,accordingtofivechannel,thelargesttonnage300tandannualtransportationcapacityof2.7milliontdesign.Preface：Duetomanyfactors,China'scurrentelectricpowerindustrytorunalowlevelandenergyefficiency.Relatedissuesintheanalysis,basedonChina'spowerindustryproposesstrengtheningtheworkofanumberofenergysavingproposalsandmeasures,includingchangesinenergyusestructure,innovativeenergytechnologies,adjustment.Keywords：EnergyEnergy-savingprogramInnovation高压变频调速与电厂节能根据我国的电压等级标准，高压变频主要指3kV、6kV、10kV这几个电压等级的变频器，国内电厂的厂用电电压一般为6kV、10kV，功率较大（一般指超过200kW）的电动机基本上都采用高压电动机，这些电动机的能耗是电厂用电的主要部分，高压变频指的就是这些电动机的变频调速。1.1电力生产的特殊性

电力作为一种产品，与其它产品相比较具有它自身的特殊性。一般来说普通产品的生产与销售使用是相对独立的，产品可以在仓库中存储、周转，可以预先生产好备用。电力这种产品的生产与消费是同时完成的，电力几乎不能存储，因此电力生产必须是连续的；电力生产的多少是根据用户的使用情况决定的，因此电力生产的负荷是变化的。电力产品的这种特点决定了电力生产系统中各种设备的配置就需要根据最大生产能力来进行配置，而不能根据平均的电力需求配置系统。在电厂中，电力生产的最大生产能力是根据主机（锅炉、汽机和发电机）的出力决定的，辅机（各种风机、泵及其驱动电动机、电气控制调节系统等）的配置是根据主机的情况配置的，一般情况下，在设计过程中均考虑一定的余量，因此造成在实际的运行过程中，多数风机和泵的流量需要的调节。传统的流量调节方式是节流调节（挡板、阀门等），存在反应慢、调节精度低、能耗大等问题，而高压变频因其调节性能优良、节能效果好等因素，正逐渐被广泛应用在电厂中风机、水泵等的流量调节中。1.2变频节能在电力生产中的综合效果

根据流体力学原理，风机或泵类设备的输出流量与其转速成正比，输出压力与其转速的平方成正比，其消耗的功率与其转速的三次方成正比。采用变频调速改变电动机的转速，从而改变风机或泵的转速，以此来调节流量。在这种调节方式下，可以将节流调节的阀门或档板等开度调至最大，减小管道系统的阻力，节约因克服调节阻力而引起的能耗。同时，采用变频调节后，管道系统的阻力能保持在使风机或泵工作的高效率点，减少因风机或泵的效率降低而造成的能耗损失。

从节能的效果来看，对节流调节的变频改造，产生的节能效果并非仅仅是当前所改造的电动机系统的节能效果，而是并行工作的多台电动机系统的节能效果。如果两台风机并联运行，一台运行风量不足，两台运行时则需要进行节流调节，往往是两台风机同时都进行风门调节，对其中一台进行变频改造后，则两台风机都可以运行在风门全开的状态下，这样产生的节能效果即为节流调节时两台风门的能耗。电厂的节能，更重要的是体现在系统效率的提高。在没有进行变频调节时，电厂的循环水泵一般采用多极电机,根据季节调整电机接线，改变电机的极对数来改变电动机转速从而调节循环水流量，或者是根据季节调整并联运行的电动机和泵的运行台数来调节循环水流量，这种调节操作简单，但调节精度低。采用变频调节时，如果根据循环水的实时出水温度调节循环水流量，将凝汽器的过冷度调节在一个最优的范围内，提高锅炉运行的整体效率，这样节能效果更加突出。要利用变频调节调节精度高，操作方便的特点，优化控制系统，提高系统效率。二、使用PLC以太网实现对隔河岩电厂LCU改造2.1输入冗余一般来说，输入的冗余应该采用三取二的方法，即少数服从多数的方法。通用电气公司GE系列PLC有这样的硬件结构，从CPU、输入、输出都三重冗余，以满足可靠性极高的情形，如冶金领域的高炉。但是它的投资大，在水电行业实在没有必要。但是，对于少数重要的信号，如用于事故停机、紧急事故停机的信号、重要设备如出口断路器的状态信号有两路信号输入，就存在如何处理的问题。在隔河岩计算机监控改造工程中，就遇到这样的问题。处理的方法是采用安全倾向因子，在不同的状态、过程中，可以采用不同的安全倾向因子，这样用一对冗余信号加一组安全倾向因子，就可以得到在不同的状态、过程中一组信号。一个安全倾向因子可以是几个甚至更多个信号的逻辑运算结果。2.2输出冗余对于部分重要设备，如灭磁开关、出口断路器，为保证其在任何情况下的高可靠性动作，需要对每一个这样的设备配置两个开出通道，即配置冗余的通道，已保证其可靠性。有些电厂的出口断路器。如隔河岩的，分闸就是两个线圈，正常工作线圈和后备线圈，任何一个线圈励磁，断路器都会分闸。实际上就是设备的冗余。国电公司在“无人值班（关门运行）征求意见稿”中有过这样的要求。一般，冗余的通道动作策略有两种：一种是采用两个冗余通道同时动作的策略；另一种是采用在第一个通道动作失败后，冗余的第二通道再动做的策略。显然同时动作不是很好，因为正常情况下，设备会正常动作。这种情况下，第二通道动作没有必要，可能造成第一通道动作失败后，第二冗余通道动作不能正常动作。采用后一种办法较好。监视第一个通道动作，在一定时间内，状态没有反馈回来，第二通道动作。这样，第二通道几乎没有“表现的机会”，一旦让他表演，他会“准确而恰如其分地表演”。在隔河岩计算机监控改造工程中，就是采用这种方案，取得了比较理想的效果。2.3电源的冗余电源的重要性不言而喻。再好的设备，不提供电源，什么都无从谈起。在隔河岩计算机监控改造工程中，采用了电源冗余技术。隔河岩电厂的主电源为DC110V，I/O电源为DC24V.在远程站中，采用两块电源模块相冗余，在CPU机箱采用单电源（每一个CPU机箱占用独立的底板）。电厂提供两路DC110V电源，一路DC110V电源提供给其中一个CPU机箱电源模块和远程站的一个电源模块，另一路DC110V电源提供给另一个CPU机箱电源和远程站的另一个电源模块。两路DC110V各通过DC/DC转换产生DC24V，两路DC24V之间形成冗余。正常情况下，两路DC110V都供电，两个CPU机箱一主一备正常工作，DC24V正常工作，远程站上的两块电源各承担该机箱一半负荷。当一路DC110V故障时，其中一个CPU机箱能够正常工作（当备用CPU机箱上电源失去时，没有什么操作，也没有什么影响。当主用CPU失去电源时，备用CPU无扰动切成主CPU），一路DC24V正常工作，远程站上的其中一块电源承担该机箱全部负荷。这样就实现了电源的冗余。2.4交流采样与变送器交流采样的使用越来越多，大有代替变送器的趋势。但是，现在对于交流采样的理解不是那么清楚。隔河岩计算机监控改造工程中，关于交流采样与变送器处理与使用是比较恰当的、合适的，是值得其它电站（厂）借鉴的。这里所说的合理与恰当，当然指的是交流量的处理，因为现在对于直流及非电量只能采用变送器进行采集处理。具体处理方法是：对于机组同期、机组有功功率、机组电压（无功功率）、导叶开限等实时性、可靠性要求高的控制环节，采用变送器。而采用交流采样装置采集发电机的三相电流、三相电压（相、线）、有功功率、无功功率、功率因数等电气参数。2.5采用CableFast快速配线系统按照常规的接线方式，各种I/O模块到盘柜端子需要配线。隔河岩水电厂机组单机容量大，考虑的较完善，因此I/O点数多。开关量输入有320点，开关量输出有128点，温度点数有64点，非电气模拟量输入有32点，模拟量输出8点。共有I/O模块25块，每个模块有40端子需要与端子现联，至少要有1000线需要接。但现场安装改造时间非常有限，必须采取效率更高的方法。采用施耐德的快速接线系统CableFast是一种好的解决方法。CableFast快速配线系统是施耐德公司的标准产品，它将Quantum接线端子与端子块预先用电缆连接好，端子块可以直接安装在DIN导轨上，外部接线可以直接接在端子块上，这样就减少了配线的工作量，节省了大量时间，是一种比较好的方式。在清江隔河岩水电厂现地控制单元（LCU）改造中，在结构、技术路线、实现方法上都有所创新。主要体现在水电行业首次使用NQUATUMPLC直接上网（取消工控机），体现在采用了双机热备冗余、双网、部分I/O冗余及电源的冗余。隔河岩水电厂的LCU尤其是机组LCUI/O点数多，是一般同规模机组的3到4倍。而且监控系统的改造要求高，特别是时间短。在不到三周的时间里，要进行现场安装、配线、调试，时间非常紧。经过与电厂等有关方面的积极配合，隔河岩水电厂计算机改造工程已基本完成。目前，设备运行良好，预期的目标基本实现，效果是好的。三、乌江渡水电站节能降耗措施乌江渡发电厂位于贵州省遵义县境内乌江干流中游河段，是乌江干流梯级第4级电站，也是我国在大陆岩溶地区兴建的第一座大型水电站。电站于1982年底三台机组全部投产，总装机容量630MW(3×210)，设计年发电量33.4亿kW，水库正常高水位760.00m，相应库容21.4亿m3，有效库容13.6亿m3，库容系数0.086，属不完全年调节水库。2000年至2005年，根据乌江流域总体规划完成了两台机组扩建2×250MW和原三台机组增容改造，现总容量为1250MW，年平均发电量41.4亿kW，成为乌江流域第一座百万级的大型水电站。3.1耗水率构成耗水率是指单位电量所消耗的水量，以m3／kW表示。其表达式如下：耗水率＝发电水量／发电量＝Q.T／（N.T）＝C／(H净.η)式中：Q——发电引用流量（m3／s）H净——净发电水头N——机组出力（kW）η——机组效率T——时段长C——常数（＝3600／9.81）3.2影响耗水率的因素影响发电耗水率的因素是多方面的,根据耗水率的概念和水电站水能动力特性公式，耗水率的高低是由发电水头和机组效率两个因素决定的。除此之外，入库来水，库水位运行也会影响耗水率的高低。3.3发电水头因素水电厂运行的经济性，主要看发电水头利用是否充分。尤其在拦蓄洪尾库水位达到最高水位以后，发电水头将影响整个供水期水资源的充分利用。从历年的水务资料统计，发电水头与耗水率总体呈相反趋势，存在发电水头越大耗水率越低的关系。据2001～2005年五个供水期耗水率统计，分别为3.06、3.87、4.73、4.684、4.46m3／kW，供水期水库长期低水头运行，损失大量电能是十分可惜的。加之在汛期乌江渡水电站作为系统调峰、调频电站运行时，一般每天有两个主要的高峰时段带负荷，即：08：00～12：00；14：00～23：00，其它时段则带负荷较少，而在非汛期一般则处于多机停机或旋转备用状态，所带的负荷也较少。因此，在一定的发电水头下，机组出力平稳保持在相应水头的高效率区运行，则耗水率低，反之耗水率高。3.4机组效率因素机组效率是影响耗水率的主要因素。对于不完全年调节水库而言，在供水期单机投入运行，发最大出力的综合效率系数虽然较高，但不能满足调峰、调频的需要，势必造成机组效率低，增加发电耗水率。据统计仅2005年1～5月单机最大出力在10万kW以下有95日台次，其中单机最大出力在6万kW以下有40日台次，占10万kW以下总运行日台次的42.1%，这说明水轮机组有相当长的时间是在低负荷效率区运行，发电耗水增加。而2003年1～5月平均发电耗水4.78m3／kW，其中4月份高达5.16m3／kW，与枯水年份同期设计耗水3.73m3／kW相比多耗水1.05m3／kW。同时，机组低效率运行，加剧对设备、建筑物的气蚀、震动损伤，其损失更难以用经济指标反映。3.5入库来水量因素水电厂的经济效益能否充分发挥，一般来说取决于来水情况，也直接影响耗水率高低。2004年、2005年实际入库水量分别为116.1533亿m3和90.6204亿m3，比多年平均径流量158亿m3分别偏少41.8467亿m3和69.4361亿m3，连续出现枯水年份，特别是2005年的来水较之水库运行以来1990年（88.5639亿m3）的特枯年份仅多约1.5亿m3，排列第二。各月入库水量分布不均匀，而且入汛时间偏晚，汛期结束早，丰水期短，汛期伏旱时间较长，加之不按来水量发电，增加耗水率；上游梯级水电站水库调蓄的影响，也是增加耗水率升高的一个重要原因，如2004年和2005年上游洪家渡、索风营水库分别下闸蓄水，直接减少了乌江渡水库的入库来水量，使得机组长期处于降低保证出力运行，耗水率增高。3.6库水位运行因素主要是供水期库水位过早消落的因素。供水期水库经济调度原则是，尽可能维持高水位运行，以降低耗水率，充分利用水头进行合理经济调度。从汛期实际运行状况反映，各年汛末最高库水位均达到或接近正常高水位760m，为整个汛期发电提供充足水能资源。但据2003～2005年各年供水期分析，由于水库来水偏少，加之发电所需，超发水电严重，造成年末库水位急剧下降。按设计调度图特枯年份的年末库水位756m计，分别低16.12m、26.99m、21.51m,迫使供水后期电站保出力破坏，历时5～6个月。其中一年最大月平均出力与最小月平均出力的均匀性很差，如2005年2月最大月发电水耗达5.64m3／kW，比多年平均水耗3.6m3／kW多1.18m3／kW，从而造成水能资源的浪费，严重影响水电站的发电效益。3.7节能降耗的方法及措施水电站节能降耗的主要目的是：充分利用水资源，避免弃水；降低发电水耗，提高水能利用率。同时，尽量抬高并保持较高的发电水头，优化水库调度及机组运行方式，节能降耗。3.7.1分期控制库水位按水文年划分为丰水、平水、枯水年三种类型。偏丰以上年份（2001年来水175.5508亿m3），其特点是雨量丰沛，各月来水量较大，在汛期一般有较大洪水发生，这时主要要处理好防洪与发电关系，首先是在保证大坝安全的前提下，力争多发电、少弃水，并做到“发蓄兼顾”；对于平水年（2002年来水152.3949亿m3），主要要处理好发电与蓄水的关系，一般采取“发蓄并进”，适当照顾防洪，但这种年份不宜采取汛前大发电；对于枯水年(2005年来水90.6204亿m3),其特点是各月来水量不均，没有大洪水，防洪问题不大，汛末也难以蓄满水库，而进入汛期以后，来水量较枯，应在系统调电允许的前提下，尽可能少发电，使水库多蓄水，作到“细水长流”。按不同水文年份合理地控制库水位，降低水头损失，减少耗水率，尽量为多发电创造条件。3.7.2拦洪抬高库水位认真分析历史资料，找出汛期各时期洪水分布、量级大小、占全年比重等规律，根据贵州的天气特点，特别是伏旱天气的特点，及时与气象部门合作，准确预报伏旱发生的时间及发生的天数，拦蓄伏旱前的最后一场洪水，将水位蓄至防洪控制水位以上，或将水位蓄至接近正常高水位，从而增加水头，减少发电耗水率，提高水能利用率。3.7.3提高设备健康水平水电厂机组设备健康、安全发电是降低耗水率，提高水能利用的前提和条件。因为，汛期是水电厂大发水电、抓效益的时期，如果由于设备健康原因，致使汛期限制机组出力，或事故检修，将会造成非计划弃水，严重影响发电效益。因此，近年来，乌江渡发电厂在扩建增容的同时，一直坚持实行计划检修制度，做到“应修必修，修必修好”，并对扩建增容后的5台水轮发电机组进行认真的跟踪检查，及时消除设备缺陷，提高了设备的健康水平，为充分发挥乌江渡发电厂的经济效益创造了条件。3.7.4挖掘厂内经济运行近年来，乌江渡发电厂积极参与乌江水电开发有限责任公司“集控中心”的建设，并联合建立乌江梯级水电站库群优化调度模型，实行乌江流域梯级优化调度，充分利用水能资源，提高年综合出力系数，增大年发电量，从而在提高水能利用率方面做了很多有益的工作。同时，认真分析近年水库来水偏枯给发电带来的不利影响，不断地挖掘厂内经济运行，在供水期尽量按照水库优化调度图进行水库调度，也尽可能、合理地安排电量使水位正常消落，并按等微增率原则分配机组间负荷，从而减少供水期耗水率，提高水能利用。3.7.5非汛期、汛期经济调度在非汛期，积极做好水库入流的预测，尽可能提高预计负荷的准确率，及时与电网调度人员联系，尽量在安排日负荷曲线时的全面考虑，统筹安排梯级间负荷分配，使其实际出力过程合理，达到降低耗水率的目的。在汛期，主要是来水较多的情况下，尽可能少安排乌江渡发电厂承担系统旋转备用，减少机组空转损失水量。由于在汛期水情多变，更应做好防洪调度和兼顾发电调度。在洪水起涨初期，利用水情预报信息，及时加大机组出力，利用发电流量消落水库水位，不仅对后期的防洪调度有利，同时亦达到充分利用水能、降低耗水率、减少弃水损失电量的作用。综上所述，乌江渡发电厂在近五年的节能降耗工作中，不断坚持分析和总结经验，积极采用先进的科技手段，加强设备的管理和维护，认真开展厂内经济运行，采取避免双机带低负荷，严格按水库调度图安排出力，降低发电耗水率，合理进行水库调度等有效方法和措施，使水能利用提高率均超过5.0%以上（见表1），共节能增发电6.3665亿，若按上网不变价0.079元kW计算，创经济效益0.50亿元，取得了显著的效益。四、CFB机组火电厂节能管理措施和技术建议4.1火电厂节能管理的六个方面电厂设立厂级、部门、班组三级节能减排管理网络，进行三级考核，设立专职节能工程师，下设专职节能员负责日常节能管理工作，结合下面六个方面工作细化和完善节能管理工作，制定出强有力的技术保障措施。在运行、检修、维护全过程中，按火电标准化管理可操作化地分级实施的原则，各自做好节能管理工作。制定好明确的日常节能管理工作的责任、权力、奖惩、义务、计量和监督等方面的可操作的数字化、表格化、文字简明化的管理制度，真正地从深层次的行政与技术管理方面开展有效的实质性管理。切忌开篇冗长、内容繁杂、层次不清、难于执行和概念模糊。运行工况的好坏直接影响到机组的运行效率与环保排放指标。今天的运行技术不能非常单纯地与节能指标和稳定运转水平挂钩，必须同时满足不同区域、不同环保时段的污染物排放指标要求。因此，我们必须用高于过去的眼光来看待节能的技术问题，在达到环保指标的基本前提下，来综合考虑开展行之有效的节能工作具体措施。电厂的运行成本是决定企业收益的根本所在，在如今燃料价格飞涨的时期，对于电厂已有的确定火电机组更需要充分重视节能管理的运行技术，尤其是技术流派多样且不完善的新型CFB机组，这方面的意义显得非常重大。可以这样说，没有清晰和准确的运行调整技术作支撑，即使设备再先进也难以保证整个电厂的节能指标能够充分满足设计性能，必须通过运行实践、数据分析对比和专门的技术培训来更大限度地利用好现有设备充分挖掘节能降耗潜力。4.2燃料供应与制备环节管理最近燃料价格上涨非常显著，很多运行稳定的电厂由于发电成本太高造成多发多赔的局面，不少电厂甚至因为煤价过高被迫停运，所以说重视电厂的燃料“进口关”是关系到一个电厂的生存问题，尽管国家已注意到这个情况并在适度地提高电价，但归根到底控制燃料制备和消耗水平对带来电厂效益至关重要。对应一定的煤价和确定的机组设备硬件状况，燃料的购置控制和制备管理确实是关键点所在，在能够保证机组正常稳定地经济运行的前提下，适度降低这方面的成本是可以考虑的。4.3热力设备节能技术监督对于一个完整的热力系统来说，构成系统的各个环节，如高加、低加、除氧器、锅炉本体、排渣、除灰、烟气流程、汽水流程、燃烧室、保温、真空系统、排污、疏水、严密性、机组各出入口热力参数等等都会对电厂的节能产生直接或间接的影响。为此，电厂热力、电气系统所贯穿的整个过程都需要全方位地保证设备基本状况良好、运转调整合理、参数指示无误。每个电厂都应当非常重视技术监督所涉及基本运行参数监测在线指示的准确性，重视设备运转的节能状态监督。运行表计的完善准确性是保证有效开展节能技术监督的基本条件，同时要长期对设备运行状态清晰地动态进行热态和冷态的监督诊断，技术监督对设备的科学状态检修和技术改进具有很大的作用。节能监督实际也是对机组安全运转保证的基本前提，难以设想一个运转不够稳定的设备可以产生理想的经济效果。4.4节能减排专项试验节能减排试验包括诸多方面，除了一般的水平衡、热效率试验、汽耗热耗测定试验外，作为有效的节能监督还应当定期开展灰平衡试验、真空试验研究、燃烧优化调整、运行优化调整和低排放相关试验等专项试验。事实上，发达国家是非常注意这方面的试验工作的，定量科学的试验研究工作往往可以带来较明显的直接收益，试验分析是人类特有的对自然适应的一大优势。4.5设备技术改造和检修维护管理检修的投入设备的更换带来的是成本，而合理的设备技术改造又确实可以创造方案实施后长期的经济效益和安全稳定运行。对于CFB记住，绝大多数电厂都曾经或多或少地投入了相当的资金用于技改工作，实践证明这些改进多数都产生了较好的效果，获得因地制宜的针对性进步，我国25～135MW等级循环流化床机组目前已有很多突破200天以上的运行业绩，个别的已达到300～400天以上的连续运行记录，机组热效率可以与煤粉炉相提并论，为低温燃烧技术积累了大量的经验，这一切都与设备的技术改进工作密不可分。设备的检修维护必须突破以往固定模式的大、中、小、临修的定期检修控制概念，检修的内容也不可简单地按照检修规定或程式化清单简单生搬硬套，该修则修、该怎样修就怎样修，使状态检修和合理预算真正成为现实。4.6CFB机组的典型节能措施⑴合理的CFB料层厚度下，尽量采用较薄的料层厚度。⑵在可以保证理想的燃烧状况下，尽量采用较细碎且原煤破碎功耗合理的分颗粒分布状态。⑶在较低负荷和启动工况下，如果流化均匀性和二次风足够保证，可以考虑单一次/二次风机运行状态，以求较低的厂用电率。⑷在连续运行的稳定性得以保证的前提下，尽量多地使用低价的劣质煤进行掺混。实际上，绝大多数燃煤CFB机组都可以掺烧至少15%左右的煤泥或低热值其他固体燃料而不必进行专门热力核算或设备改动。⑸选择4.7～5.1m/s的设计流速，可以满足绝大多数CFB机组燃用不同煤种的技术要求，磨损要比原来传统概念的5.5～6.3m/s高流速CFB小许多，安全经济性显著改善。⑹高温汽水部件、烟气通道等处的保温必须保障，好的保温效果带来的收益是很明显的，对安全也很有好处。⑺在运行指标保证的情况下应当尽可能减少机组锅炉、汽轮机侧的疏水、排污、排空和其他对外无回收热工质排放的量，而有价汽、水、煤、灰、油、气等环节的泄漏点要设法消除，确实保证整个流程系统的严密性。⑻尽一切可能消除运行表计的不准确性，尤其是关键参数的正常合理判断。⑼充分考虑CFB燃烧室分级送风的合理性，在保证流化充分可靠的前提下适当增加二次风比例、注意不同高度下炉内压力的区别、减少风机截流并严格控制炉膛氧量对提高燃烧燃尽率、控制排放指标极有好处。⑽不推荐单独消耗专用排渣风机功率的风力冷渣机，推荐滚筒尤其是双滚筒或其他可靠的小功率机械式冷渣机。⑾除了汽轮机和锅炉侧特殊的调温、调水位、燃料调节、油量平衡、压力平衡、进汽量调节等特殊阀门外，尽可能地将汽水风烟介质流通部分各截门开度开大减少截流损失，对节能降耗成果显著。⑿回热系统尽可能保证健康的设备水平，使得给水温度始终满足不同负荷下的设计温度对减少煤耗好处极大。⒀空冷机组的广泛应用出现了一系列问题，主要表现在真空度的不足。几年来的多台机组运用实践表明，排汽压力在15kPa38kPa。产生高于湿冷机组的汽耗量问题，使锅炉运行的经济工况和整个热力系统效率大为降低，也限制了机组的经济带负荷能力。为此，应重视最初设计散热面积的裕度、系统严密性、喷淋喷嘴组的通流阻力，加强捡漏和排汽装置结构优化绝对是有相当大的好处的。⒁在合理的时限内尽量缩短启动过程，在每次点火启动以前先实行锅炉邻炉底部加热，然后在投入油枪后尽快冲车并网，实现消耗与贡献的平缓经济过渡。在可以正常点燃的情况下，尽量采用较低的投煤温度。⒂床温测点的监视也是节能监督的一个重要方面，流化程度在床温上间接地表现明显。CFB燃烧的核心就在于料层的流化程度，过高的流化不仅对磨损不利，更消耗了太多高压的一次风机电能消耗。⒃密切关注排烟温度的准确性，保证热工测点的准确代表性。实际上，排烟温度的测量断面范围至少可以形成50～60℃的温度场偏差，在定位排烟温度测点以前，要对温度场和流速分布准确网格法测定。一般来说，高于160⒄尽一切能力来降低甚至不使用再热器的喷水减温调节，使得整个热力循环效率尽可能提高。⒅尽量控制锅炉两侧炉内烟气温度偏差不超过允许值，使得左右物料循环返料和汽水传热均衡，减小热偏差带来的各负荷经济运行工况的限制，尤其是对于细灰含量很高的煤种更是如此。这方面的控制主要在给煤平衡、用风对称、氧量适中、配风正确、返料器循环匀称、汽温调节良好、颗粒度适当和床温正常等几个方面。许多情况下，对分离器出口温度的监视可以判断出一些问题。⒆在可以保证物料循环正常的前提下，尽量降低高流风机风压和风量是有好处的。此时，要比较注意流化风和松动风、导向风的比例配合，确保不出现“脉动”返料状态。⒇控制良好的布风板阻力，选择合理的风帽设计结构，消除漏灰、减少磨损、均匀流化，对降耗有直接的作用。此外，应当充分注意布风板处燃烧区域施工与风帽加工质量。4.7影响经济性的因素主蒸汽温度、压力；再热蒸汽温度、压力。低压缸效率；中压缸效率；高压缸效率。小汽轮机进汽流量。锅炉吹灰蒸汽流量。再热器减温水流量。凝汽器压力/排汽装置排汽压力。最终给水温度。再热蒸汽压损。加热器给水端差。轴封漏汽量。凝结水泵焓升。给水泵焓升。调节阀运行方式及开度。机组补水率。设备散热损失。阀门内漏。凝汽器过冷度。凝汽器端差。加热器疏水端差。实际上，CFB机组的节能降耗管理工作大有可为，只要我们留心观察和总结，不难发现种种行之有效的节能措施。对于每个电厂来说，管理促效益、科技促进步、真实促安全是千真万确的真理。在节能管理方面，CFB机组仍有不少的具体工作要大家去做，力争取得新时期节能减排工作的更大进步。小结与致谢2009年9月，我开始了我的毕业论文，时至