火力发电能源查核及节约能源案例手册

火力发电能源查核及节约能源案例手册 2 4 4 4 5二、发电效率与最佳化操作 9 10 10 124.惯常汽轮机发电效率之提升 13 18三、火力发电能源查核事项 四、火力发电节能方法及节能案列分析 23 25 27 284.冷凝水泵增设变频器或变转速设备，降低解联停机时之用电量 28 29 30 五、参考资料 附录能源查核制度申报表范例 电是重要民生必需品，是经济发展、社会繁荣的主要原动力之一，人类为了生存与永续发展必须努力开发电源，唯水力发电受地理环境及气候、地震、大自然之限制开拓不易，风力亦因季节与地理位置之关系，不能稳定连续大量发电，故电力系统之主力在火力发电，依台湾100年电力结构火力发电约占80%。台湾极度欠缺自产能源，几乎全赖进口，最近几年燃料价格飙涨，火力发电成本依随燃料价格而大幅上涨，又火力发电是CO2主要制造源，也是温室效应祸缓和地球暖化是现阶段全世界共同努力目标，我们不能置之度外。在兼顾发展经济、繁荣社会，降低成本与延缓地球暖化之大前提下，火力发电应积极努力提升发电效率，并注意运转安全，减少事故及减少不必要之用电以减少石化燃料使用量，进而抑低二氧化碳排放量。 火力發電概論一火力發電概論一1.发电原理电是由导体与磁力线之相互位移(导体割切磁力线)而产生，由下式表示e=BLVL：与磁通直交之导体有效长度V：位移速度大型发电机具有导体(定子线圈)与磁力线(转子线圈通直流电而产生旋转磁场)。要发电机发电，这两大部分须有所相互位移，所以一定要有原动机来带动发电机，使导体与磁力线发生相互位移，导体切割磁力线产生电动势，才能发电。2.火力发电厂之分类发电方式依推动发电机之动能来源可分为核能发电、水力发电、风力发电与火力发电。火力发电依其原动机之不同又分为：惯常汽轮发电机组(或称汽力机组)、气涡轮发电机组、柴油发电机组(内燃机组)、兼具气涡轮机组与汽力机组之发电机组则称复循环发电机组。惯常汽轮发电机组依其燃料别又可分为：燃煤火力发电机组、燃油火力发电机组、燃气(LNG)火力发电机组。惯常汽轮发电机组依锅炉运转压力高或低于临界压力又分为 a.亚临界机组：锅炉运转压力＜临界压力225.65Kg/cm2；3203.6Psi英文:Sub-CriticalPressureBoilerb.超临界机组：锅炉运转压力＞临界压力225.65Kg/cm2；3203.6Psi英文:Super-CriticalPressureBoiler超临界机组因可提供较亚临界机组更高压与更高温之蒸汽条件，故机组可获取更高效率，其效率差值依蒸汽压力与温度差值而定，差值愈大则差距燃煤机组成本相对其他火力发电便宜，唯二氧化碳排放强度相对其他火力发电高，为有效用煤与抑低二氧化碳排放强度，超临界燃煤机组因具效率效率高之优势，已为时下主流发电方式之ㄧ且蒸汽压力与温度愈来愈高之趋势，目前已有蒸汽压力300kg/cm2，蒸汽温度600℃之超-超临界锅炉运转实3.火力发电厂设备，惯常汽轮机发电厂与各部门流程如图一所示。 主要设备，按其功能可分为：(1)蒸汽产生设备：锅炉系统(2)动力产生设备：汽机系统(3)电力产生设备：发电机系统图一蒸汽动力发电厂主要设备系统图(1)蒸汽产生设备：锅炉系统a.燃料与灰系统：火力发电厂之燃料以煤、油与天然气为主，煤：煤由煤场经输煤皮带，输入厂房煤仓经饲煤机(管控煤量)送入磨煤机，加入一次风加热推送煤粉经燃烧器喷入炉内燃烧，一次风由一次风扇出来 经冷热风门依粉煤机出口设定之温度，提升至需求温度后进入磨煤机，使煤粉容易于炉内着火燃烧，煤中灰分在炉内燃烧后约15%~20%结成渣掉到炉底(称底灰斗)为底灰，微细者跟着燃气通路，在集尘器(EP)被吸附者称飞灰。底灰、飞灰个别由出灰设备排出炉外。重油：由储油槽储油，再由输油转送泵打到比较小容量之日用油槽。发电中之油燃料连续由日用槽经重油泵加压送经重油加热器加温后由油枪喷入炉内燃烧，其油灰在集尘器(EP)收集后排出炉外。天然气：由管线入厂后经调压计量后送入炉内燃烧，天然气没有灰，所以燃气锅炉没有集尘器(EP)。b.空气、燃气及其环保处理系统：燃烧用之空气由送风机从厂房四周吸入(屋内式锅炉则由炉顶吸入)，经空气预热器(AH)，作热交换，空气预热器有两个通道，个别通过吸入之冷空气，与省煤器出口将排放之热烟气，在此作热量转移，利用由烟囱排放之烟气余热，提升燃烧空气温度，送入炉内助燃效果更好，且可减少烟气排放热损失。这些加温过的空气和燃料同时喷入炉内燃烧就成为燃气。高温燃气经炉膛炉水墙管、过热器、再热器、省煤器、完成把水加热成过热蒸汽，进入脱硝装置，去除烟气中部份氮氧化物(NOx)。而后经空气预热器，余热与空气混合作热交换。而烟气再经集尘器将烟气中微细粒状物吸下，经引风机进入脱硫装置，去除部份硫氧化物(SOx)，烟气于符合环保管控条件之前提下由烟囱排放。c.补水系统：补水系统是供给锅炉起动用水及补给运转中消耗之水量。在炉管内高压高温之严格条件下，须使用良质生水经纯水处理系统(水厂)后称为除矿水，再送入除矿水槽储存备用。补充水由除矿水槽依需求量送入冷凝器下方之热井(HotWell)后进入汽水系统循环。(2)动力产生设备：汽机系统a.蒸汽系统：水在锅炉水墙管吸收燃料燃烧所释放的热量，蒸发变成饱和蒸汽，进入 汽水鼓，进行汽水分离，饱和蒸汽离开汽水鼓后进入过热器(超临界压力锅炉无汽水鼓，水于水墙管将饱和水直接变成饱和蒸汽，未经汽化过程，亦即无汽化潜热)在过热器再被加热而由饱和蒸汽变成过热蒸汽送入高压汽机作功，再回到锅炉再热器吸热升温，提高能量成高温再热蒸汽，进入中压汽机作功后进入低压汽机继续作功，被驱动之汽轮机则带动同轴之发电机发电。为更有效利用蒸汽之热能，在汽机部分段抽出部分蒸汽供给饲水加热器用来加热将回锅炉之饲水。饲水加热器按其压力和温度高低串成一路，一般含除氧器共设八个。以除氧器为分界，在除氧器之后者称为高压加热器；之前者称为低压加热器。抽汽亦依其压力温度之高低顺序分别引入各给水加热器，这种设有再热器与抽汽加温锅炉饲水之汽水循环称为再生再热式循环。b.凝结水系统：高压高温的蒸汽在高、中压与低压汽机作功膨胀降温而成低压低温蒸汽排放到冷凝器，此些蒸汽于冷凝器释出其潜热后变成液态水后进入冷凝器底部之热井，这些凝集在冷凝器底部热井的水称为冷凝水。冷凝水藉由冷凝水泵(Condensatepump)从热井打出，经低压加热器，再入除氧器，除氧器除具去除水中溶氧与不凝结气体功能外并将水加热，称开放式加热器。锅炉饲水泵(BoilerFeedwaterPump)将除氧器储水槽之给水(Feedwater)提升压力后经高压加热器再升温后进入锅炉省煤器再进入锅炉汽水鼓(Drum)继续进行汽化循环。在汽水循环系统中压力最高点在锅炉饲水泵出口。c.冷却水系统：冷凝器需大量的冷却水来冷却在汽机作完功后所排放之饱和蒸汽，一般都使用海水冷却。海水经泵室(称PumpHouse)进水口固定栏污栅、回转栏污栅等拦污设备阻除朔胶袋等杂物后，由循环水泵(CWP)泵送入冷凝器，通过细长管束，在此作完冷却任务后再排回海中。若是无法取得大量冷却水的电厂就得设置冷却水塔替代海水冷却方式。 (3)电力产生设备：发电机系统一个电厂就有好几部发电机，共同加入电力系统，所以发电机一定是同步机，否则就不能联结成系统。同步发电机有两大部份，为定子和转子。转子由整块铁构成，在转子上层沟槽安置线圈。此转子线圈是磁力线产生之用。另有激磁机或称为励磁机，系激磁用的直流发电机。由激磁机送出直流电通过转子线圈，产生磁力线形成正、负磁极于转子上。当发电机由原动机带动，而转子之正、负极建立后就可发电。主蒸汽进入汽机的量多，发电量就多。发电机因机内绝缘空间的限制其电压在11KV~24KV之间，发出来的电经变压器升高电压后经由输电线加入电力系统。 二发电效率与最佳化操作1.发电效率发电效率高低直接影响发电成本、竞争力、CO2排放量；发电效率高，代表相同发电量可减少燃料、减少CO2排放量、可延缓地球之暖化，所以提高发电效率是发电厂首要任务之ㄧ。影响发电效率之因素非常多，可分为可控制因素与非可控制因素。兹就可控制因素叙述如下：包括低压汽机排汽背压(或称冷凝器真空度)、主蒸汽压力、温度、再热蒸汽温度、厂内用电占比、饲水加热器的性能、锅炉冲放水量、空气预热器的泄漏、锅炉排烟温度、过剩空气量、设备适当维修、不良配件更换等。电厂同仁共同努力修正运转与设计间之偏离值，一定可以达到佳境。2.最佳化操作理论上按照设计值运转就是最佳化操作，唯实际运转仍有诸多探讨空间。若无法达到设计值运转时，于设备安全承受范围内与不超环保大前提下，让机组于高净厂效率运转就是最佳化操作。以燃气中O2含量(代表过剩空气量)为例，O2含量愈低，过剩空气愈少，由烟囱排出去的热损就愈少，但O2含量过低，可能衍生燃烧不完全，CO增加(代表未燃损失增加)之另方面之热损。最佳化操作就是依『两害相权取其轻』原则，寻求烟囱排放热损失与燃料未燃损失两者间最低总损失值，并不代表烟气O2含量值越低越好，亦非愈高愈好。由图二曲线可知：燃油之最佳O2含量在0.6~4.8%是适当值，燃煤之最佳O2含量应操作在4.2~4.8%之间。 图二烟气分布关系图 3.效率有关名词发电量：发电机所发出的电量(KWH)厂内用电：机组发电厂内设备耗用之电量(KWH)供电量：发电量扣除厂内用电后送到电力系统之电量(KWH)毛热耗率(GrossHeatRate)：EQ\*jc3\*hps18\o\al(\s\up4(鍋爐輸),發)EQ\*jc3\*hps18\o\al(\s\up4(入),電)EQ\*jc3\*hps18\o\al(\s\up4(總),量)EQ\*jc3\*hps18\o\al(\s\up4(熱能),KWH)净热耗率(NetHeatRate)：EQ\*jc3\*hps17\o\al(\s\up6(鍋),量)EQ\*jc3\*hps17\o\al(\s\up6(爐輸入),KWH)EQ\*jc3\*hps17\o\al(\s\up6(總熱),－廠)EQ\*jc3\*hps17\o\al(\s\up6(能),內用)EQ\*jc3\*hps17\o\al(\s\up6(Kc),電)毛厂效率(GrossEfficiency)：锅炉输入热能转换为电能的比例以(%)表示=860(EQ\*jc3\*hps16\o\al(\s\up5(Kcal/KWH),鍋爐輸入總))×EQ\*jc3\*hps16\o\al(\s\up5(量),Kc)WH)×100%注：1KWH=860Kcal净厂效率(NetStationEfficiency)：锅炉输入之热能实际转换为输入电力系统电能的比例以(%)表示=860(Kcal/KWH)×(发电量KWH－厂内用电量KWH)×100%锅炉输入总热量(Kcal)锅炉输入总热能：(以油煤混烧为例)其总输入热能计算如下式：总输入热能=重油耗量(L)×比重(kg/L)×重油热值(Kcal/kg)+轻油耗量(L)×比重(kg/L)×轻油热值(Kcal/kg)+煤耗量(kg)×[1-表面水份%]×煤气干基热值(Kcal/kg)净厂效率×100% 4.惯常汽轮机发电效率之提升(1)锅炉效率，汽机效率；厂内用电与净厂效率之关系：某一550MW燃煤机组其锅炉效率，汽机效率，厂内用电占比与净厂效率，设计值一览表机组出力MWVWO582MCR100%550MCR75%412锅炉效率(%)89.7789.8390.35汽机效率(%)44.6543.8842.854.464.574.94净厂效率(%)38.2937.636.8注：VWO：ValveWideOpen(指汽机进口控制阀全开)MCR：MaximumContinuousRate各项目间之关系如下：净厂效率(%)=锅炉效率(%)×汽机效率(%)×[1-厂内用电占比(%)]由上式可知提高净厂效率，应提高锅炉效率，提高汽机效率和降低厂内用电着手。(2)提高机组效率具体方法：a.降低热能损失：管控锅炉过剩空气量：过剩空气高，燃烧较完全，但经由烟囱排放之干烟气量相对增多，同时烟气离开空气预热器之温度上升，两者将致锅炉干烟气热损失增加，过剩空气量可依Fluegas中O2含量加以计算。反之若过剩空气不足时，燃气中CO浓度及灰中未燃碳会增加，代表燃料未燃损失增加，所以应在燃烧稳定，蒸汽温度达额定值，调整过剩空气量值 使未燃损失和干烟气损失间总和最小。干烟气带走热损失计算公式如下Lg(%)=W×Gpg×(Tg-Ta)/FuelHHV(AR)(Kcal/kg)式中Ta：AirHeaterAirInletTempTg：AHGasOutletTempGpg：GasSpecificHeat0.25Kcal/kg℃W：DryGasFlow依式中降低干烟气量与降低烟气温度两者皆可减少干烟气热损失量唯若设置SCR脱硝设备机组，应加考量因SCR注氨所衍生下游空气预热器硫酸铵与硫酸氢氨堵塞致厂内用电增加之负面损失，乃因高过剩空气量则热态氮氧化物(ThermalNOX)生成量大幅增加，将致注氨量增加而加速空气预热器堵塞周期，最后结果为厂内用电大幅增加，甚至机组降载运转执行空气预热器水洗工程。控制适当排烟温度：在炉内稳定良好燃烧下，保持炉墙管、过热器、再热器、省煤器、空气预热器表面干净，不积灰、不结渣，考虑排气中SO3浓度与露点关系，不造成低温腐蚀的情况下，尽量降低排放烟气温度减少损*注：烟道气酸露点与SO3含量关系：*燃料中硫份燃烧后所产生之SO2，部分经催化转化成SO3。SO3易吸收烟气中水份形成硫酸或酸雾，这些酸或雾在露点下就会造成烟道及设备的严重腐蚀，这就是所谓的低温腐蚀。下表是SO3浓度与露点关系：依F.H.Verhoft公式→SO3(ppm)露点(℃) 降低灰中未燃碳与烟气中CO含量之：燃料若未完全燃烧则底灰和飞灰中LOI(LossOnIgnition)值及烟气中CO浓度分析仪指示将会显现，CO含量与未燃碳量成正比，两者指示愈高表示燃料未完全燃烧情况愈严重；燃煤机组欲燃料完全燃烧并非易事，过度追求低未完全燃烧值，将致得不偿失之结果。未燃碳与CO上升原因与处理：以燃煤锅炉为例：i)煤粉细度不够：调整磨煤机分煤器，设有动态分煤器者则调高转速。ii)煤之可磨性指数低：增加一台磨煤机iii)过剩空气不足：增加适量燃烧空气以调降CO含量。iv)二次空气在燃烧器出口处速度过快；适度调整风门开度降低风箱压v)依煤中挥发份占比适度提高粉煤机出口温度。vi)减少高燃料比煤源用量或置下排燃烧器。减少空气预热器泄漏量：空气预热器泄漏量大，将致送风机及引风机马达耗用电力增加。空气预热器泄漏率可由空气预热器前后FlueGasO2量(%)或CO2量算出，依O2量计算公式如下：21(%)－AH後O2含量(%)AHLeakage%=AH后O2含量(%)－AH前O21(%)－AH後O2含量(%)例：AH后烟气中O2含量为4.15%AH前烟气中O2含量为3.19%若空气预热器泄漏量大，设有自动间隙调整设备(AHSectorPlate)者，应予检查找出SectorPlate不能达到最佳位置之原因。如未设自动调整设备者则利用停机或大修期间调整气封片位置；空气预热器泄漏率，一般机组以< 6%为目标，愈低愈好。蒸汽热水之泄漏：随时修复止漏。b.维持和提高与蒸汽循环有关的热效率：保持最佳效率的冷凝器真空度：冷凝器真空度影响厂效率颇大，维持冷凝器真空度，其注意事项如下：i)循环水泵前栏污设备维持正常功能，以免垃圾或朔胶袋等杂物经循环水泵打入冷凝器造成冷凝器内管或端板堵塞，致海水量减少而影响冷却效ii)冷凝器钛管孳生海生物致堵塞严重时应安排降载，轮流停用冷凝器水箱iii)冷凝器之循环水系以虹吸作用排出冷凝器，若有空气泄漏入将降低虹吸作用，影响冷却水量，若发生应以抽气器抽除空气。iv)冷凝器循环水进口阀应全开，出口阀依循环水泵运转台数调整开度，尽量开大以增加水量，但以不致造成其他使用海水设备断水为原则。v)若冷凝器真空度较正常值低且系统水溶氧偏高，表示负压系统泄漏，应即展开查漏。可能漏入空气的地方，是真空部分的管阀、管路、却水器或汽封压力不足vi)真空泵性能亦为直接影响冷凝器真空度之重要因素，运转时应予监控，真空泵冷却水温为影响真空泵性能最大关键因素，运转时应多加监视冷却器性能是否正常。主蒸汽之压力，温度；再热蒸汽之温度应维持在设计值：蒸汽温度，压力愈高则热循环效率愈高，唯机组设计有其高限值，运转时应避免超过设计值致设备受损，唯应设法维持于设计值，以维持应有效率。维持主蒸汽压力于运转上只要操作人员设定正确，藉由自动控制功能并非难事，唯在此特别提出，若机组须于中低载运转时，必须考虑汽机控 制阀小开度运转所造成之节流损失，故机组皆设有『滑压运转曲线(SlidigPressureCurve)』，于中低负载运转时，维持汽机控制阀于较大开度而藉由改变主蒸汽之压力来改变机组出力。于主蒸汽与再热蒸汽温度控制，则受诸多运转条件所影响，以燃煤锅炉为例，如机组出力、各炉管面清洁度、燃烧器位置、煤源燃料比、蒸汽温度控制功能、过剩空气比、吹灰周期等等因素影响，常发生过热蒸汽须赖喷水减温而再热蒸汽温度却无法达到额定值之热无法有效分配致过与不及现象。在此特别强调燃煤锅炉若煤源并不稳定，则应设置燃气流量控制风门，裨主蒸汽与再热蒸汽温度间具弹性调整空间，将来新设置燃煤锅炉应特别留意。饲水加热器之运转操作要正确使其发挥正常功能DS：過熱減溫區DS：過熱減溫區DSDSDC：泄水冷却区t1：饲水入口温度t2tt2t2：饲水出口温度DCDCtdtdi)控制加热器泄水水位于适当值。太高影响热传导，太低则加热蒸汽未经充分热交换即由出口泄水管路排出，致泄水出口温度(td)偏高，加热器效率降低，甚至引起加热器内部管震动破管。ii)饲水加热器逸气阀开度要适度，足以排放有碍热传导的气体(如空气、CO2等)，若开度太大则加热器效率降低。)泄水温度(td)与饲水入口温度(t1)差称为DCA(DrainCoolerApproach)，DCA值要在设计值之内(10。F,，愈低表示效率愈佳。DCA＝td-t1<10 )抽汽压力之饱和温度与饲水出口温度差称为端温差(TTD:TerminalTemp.Difference)愈低表示效率愈佳。c.辅机用电之管理：降载或冬季气温低，应制定辅机运转台数规程(如CWP以海水温度、发电量为参数的标准)供运转人员遵循。某电厂550MW燃煤机组的运转案例如下：i)磨煤机(共六台)：负载550MW~400MW时使用五台负载400MW~300MW时使用四台负载300MW以下使用三台ii)冷凝水泵(共三台)：550MW~250MW使用二台，250MW以下使用一台。iii)循环水泵(共三台)：发电量低于70%或海水温度低于21℃时运转二发电量高于70%或海水温度高于21℃时运转三台。iv)低压加热器泄水泵：发电量低于75%停止运转。适时起动汽轮机锅炉饲水泵(BFPT)替代马达锅炉饲水泵(BFPM)约可节省20%能源，依经验亦可直接以BFPT启动机组或解联机组。照明和通风设备适当管理。i)分区以自动点灭器，来管控照明灯。ii)采光佳或经常没有工作人员的区域有必要时以手动开灯。iii)尽快将传统式日光灯汰换为T5、T8省电灯管。iv)建物之通风良好或无需强迫通风处，建议停用风扇。5.最佳化操作案例：某电厂一~四号机(1)现象： 因设计的缺陷，自开始运转炉膛出口燃气温度偏高；炉管金属温度亦偏高。(2)原因分析：a.粉煤细度不够，颗粒较粗，造成燃烧时间长，热能无法被中下层水墙管充分吸收，甚至炉膛出口处仍有火焰。b.炉膛高度不足且燃烧器装置位置较高。c.新完成De-Nox工程，燃烧无法一次完成，延后燃烧造成炉膛出口燃气温度偏高，相对炉管金属温度亦升高。d.燃气偏流：两侧烟气量不均，造成一侧再热器过热破管。解决方案：(a)采取配煤策略，将高燃料比高(燃烧性不佳)煤源置下层燃烧器燃用并维持应有粉煤细度水平；燃料比低(燃烧性佳)煤源置中上层燃烧器燃用，如此可有效缩短火焰长度，避免延后燃烧(AfterBurning)。(b)降低或停供上层燃烧器烧煤量(共六台粉煤机，满载运转五台一台备用，优先选上排备用)(c)粉煤机之一次风流量/煤流量之比由1.79调降为1.60，以缩短燃料由燃烧器喷出之速度，进而缩短燃烧距离。经上述最佳化调整，所述问题得以解决。三火力发电能源查核事项三 2.查核前火力发电厂需按表格提供资料如表2.将有关提高机组效率之项目列为能源查核事项。(1)过热蒸汽温度、压力、再热蒸汽温度，是否维持在设计值：a.过热蒸汽温度偏离1oF(5/9℃)，热耗率变化0.016%。b.过热蒸汽压力偏离1%，热耗率变化0.06%。c.再热蒸汽温度偏离1oF(5/9℃)，热耗率变化0.014%。(2)锅炉过剩空气量是否适当：燃气含氧量是过剩空气量之指标，可藉查核省煤器后FlueGas(燃气)含O2量与设计值是否偏离加以判断。•Fluegas含O2量偏离1%，热耗率变化0.24%。(3)燃气排放温度是否偏离：•燃气排放温度偏离10oF(5/9℃)，锅炉效率变化0.25%。(4)冷凝器真空度是否适当：除了天候变化是不能管控因素外，有许多可控项目，如冷却水量、冷凝器清洁度等。•冷凝器真空度变化0.5英吋汞柱，汽机热耗率变化1.5%。(5)高、中压汽机效率是否偏离设计值：•高压汽机、中压汽机效率变化1%，热耗率变化0.2%，而运转中无法改善者，大修时应做适当调整。(6)底灰、飞灰中未燃碳如高于4%，表示燃烧不完全。(7)厂内用电是否偏高：20 a.CWP是否可减少运转台数：轻载或海水温度低时应考虑。b.燃煤机组Mill运转台数普遍偏多：满载发电时应有一台Mill备用。c.具有高低两速马达带动之设备，尽可能以低速运转。d.备用变压器不要经常加压：无载变压器之铁损是额定容量之0.125~0.25%，其冷却设备更不要运转。e.是否适时启用汽轮机锅炉饲水泵(BFPT)替代马达锅炉饲水泵(BFPM)：以BFPT取代BFPM运转可节省20%能源。f.日光灯全面改用T5或T8灯管，可节省电能。表一整厂运转资料表1.机组编号一号机二号机2.机组类型复循环复循环3.机组启用年份4.机组额定容量MW450MWgross450MWgross5.机组实际最大容量MW480MWnet480MWnet6.使用燃料种类天然气天然气7.机组运转模式每天启停每天启停8.电厂负载特性及其使用率100%负载或MCR下之运转时间h80%~100%负载下之运转时间h60%~80%负载下之运转时间h60%负载以下之运转时间h总运转时间h6,7828,729可靠度%97.1599.05表一整厂运转资料表(续)21 年运转时间h/年6,7828,729等同于全负载之年运转时间h/年5,1837,078厂因子%76.4281.09厂净耗热率Kcal/KWH1,836.61,842.9在MCR下之总热输入Btu/h9.年停机次数21510.停机管理计划性停机时间h/年4,6044,604跳机时间h/年40.9920.05停机时间h/年4,070.14,177.4两次跳机之间隔时间总和h/年总年运转时间h预期剩余之使用寿命h11.废气排放情形悬浮微粒排放浓度Ppm?35SOX排放浓度ppm12.4212.26NOX排放浓度ppm21.4425.1740说明：1.请依机组别，将各机组编号之资料，分别填写于各栏中2.第7项机组运转模式乃指其为基载、中载或尖载模式。3.MCR乃指在无蒸汽供应厂外使用且保证最大电力输出之情形，4.厂因子乃指等同于全负载之运转时间占年运转时间之百分比。5.厂净耗热率及各废气排放浓度请填写年实际平均运转值，其设计值则请填入最右一22 表二锅炉资料表1.锅炉编号HRSG21HRSG222.制造商AE&EAE&E3.类型废热回收废热回收4.启用年份200020005.点火型式无点火无点火6.过热蒸汽压力Kg/cm2101.1101.37.过热蒸汽温度℃566547570.28.再热蒸汽压力Kg/cm29.再热蒸汽温度℃10.再热蒸汽量ton/H212.8222.8242.911.饲水温度℃63636012.锅炉效率%13.锅炉连续冲放量m3/day14.锅炉连续冲放水温度℃60606015.在MCR下，燃料使用量煤ton/H000天燃气Nm3/H000燃料油ton/H00016.省煤器之后fluegas含氧量%17.烟囱之前fluegas含氧量%13.5713.5018.锅炉之燃烧系统无无无使用燃料系统型式制造商燃烧器数目燃烧器之排列方式23 24 24表二锅炉资料表(续)在MCR下，各燃烧器之燃料流通量kg/H(如有使用其他种类燃料，才填下面几行)使用燃料系统型式制造商燃烧器数目个燃烧器之排列方式在MCR下，各燃烧器之燃料流通量kg/H说明：1.第6到17项中，请填写年实际平均运转值，其设计值则请填入最右一栏中。2.MCR乃指在无蒸汽供应厂外使用且保证最大电力输出之情形，3.请附上贵厂锅炉循环水水质检测实测资料，并说明各检测项目之水质控制上限。四四 1.停用或减用功能相同或类同设备案例：(1)某电厂550MW燃煤机组吹灰空气压缩机每两部机组共享三台吹灰空气压缩机(SBAC)，每台SBAC由3500HP马达带动(9200SCFM)。正常运转两台，一台备用提供两机组锅炉吹灰之用。经分析运转数据：各锅炉每运转8小时吹灰一次即可保持受热面于最佳状况运转，二台SBAC两部机组，可以随时吹灰，若只运转一台SBAC，两部机组同时吹灰时容量不够，所以初期运转二台SBAC确保两机组锅炉吹灰顺利。进一步探讨，每运转8小时吹灰一次约3.5小时可完成，表面上每运转8小时每部机组之SBAC可停用4.5小时来节电。但3500HP之高压大马达起动电流大且起动到定速时间长，所产生的热量潜含在马达深处冷却不易，所以不能一日起停三次。若将两组锅炉吹灰时间错开，则可停用一台SBAC，两机组共享一台。效益评估：SBAC运转电压6.9KV、电流250A ×0.85×24H/日＝60,878KWH/日因停转一台SBAC每日可节省6万度电。25 (2)某电厂之厂用压缩空气系统，每两部机组设有两台厂用压缩空压机350HP1300SCFM，正常运转一台供给两部机组厂用压缩空气系统使用，并经减压阀连通到仪用压缩空气系统作其后备之用。正常运转时，厂用压缩空气使用量不多，每台SBAC容量9200SCFM供给消耗量最大之长程吹灰器所需之5835SCFM尚有很大裕度。初期先停用一组厂用压缩空压机，改由吹灰空气系统经减压阀连通转供，结果两系统均可正常运作，没有任何问题。经一段实际运转，証实吹灰压缩空气系统与厂用压缩空气系统用减压阀连结可正常运作后，全部厂用空气压缩机都停用。效益评估：厂用空压机电压6.9KV，空载电流19A停用一台厂用空压机，每天可节省4,632.2度电。(3)某发电厂循环水泵减转一台，由于海水循环水泵容量都很大，若能少用一台，其效益相当可观。某电厂在海水温度低时，实际试停一台CWP数据如下：海水温度CWP台数冷凝器压力净厂效率供电量/hr20.8℃323643mmHgmmHg36.59%36.62%477,823.6KWH478,480.3KWH22.5℃324046mmHgmmHg35.93%35.52%475,774.9KWH473,454.1KWH结论：海水温度低于21℃时，发电量满载CWP只运转二台比运转三台每小时多供656度电。(4)某电厂600MW燃煤机组FGD海水泵减少一台运转：FGD海水泵和CWP设计之裕度很大，冬季CWP只运转二台中之一台就可满载发电，当运转一台CWP时，若发生故障，恐引起机组跳机，所以决定FGD之海水泵运转模式，由二台运转改为经年运转1台。FGD是排烟脱硫设备，虽然海水泵少了一台运转，其SOX排放量仍在环保标准值内。26 每日可节省近六万度电额外收获：海水泵少运转一台，所以送入FGD系统之海水量减少，致使排回大海之海水PH值由5.5提高到6.5，减少处理回水费用。2.运转模式改变案例：(1)某电厂600MW燃煤机组停机解联后两台CWP全停用，当A机组解联停机，因厂内用水(ServiceWater)尚需被冷却，故CWP只能停一台，另一台继续运转，经过检讨后，结果可由B机组之CWP系统支援，解决了需量虽少，但CWP不能全停的困难，因为A机组停机解联由B机组支援少量CWP之循环水，即可将二台各200KW之CWP全都停止运转。效益：2,000KWH/hr每小时可省2,000度电(2)某电厂一~四号机组非夏月引风机(IDP)以低速运转：IDF双速马达：高速713rpm，4,000HP，323A低速594rpm，2,500HP，229A原运转模式是以进口风门开度控制IDF之出力，进口风门则以炉心风压为信号。故当负载愈高燃气量愈多时，进口风门开度愈大，以维持炉心风压于恒定。当IDF风门开度达60%以上时，由低速自动切换为高速，使进口风门关小，当进口风门开度降至20%以下时，则马达自动由高速切回低速，进口风门得以开大，以维持IDF风门于最有效范围运转。然在同负载下IDF出力相同，高速运转电流比低速运转电流大，发电满载时高速运转电流为220A，低速运转时为200A，相差20A(10%)，此时满载550MW发电量如以低速运转，IDF风门开度达85~90%，理应切换成高速，唯燃煤机组系基载机组，负载变动小且稳定，仍能应付锅炉需求。为了节能非夏月IDF应以低速运转，风门开大。 每台IDF改低速运转，风门开大每天可省4,875度电。27 3.采用高效率或加装省能设备(1)某厂#12锅炉引风机加装液压联轴器，在相同风量下，开大风门降低引风机之转速以达节能效果。节能原理(适用于FAN、Pump)吐出量与转速成正比Q2/Q1αN2/N1压力与转速成平方比P2/P1α(N2/N1)2马力与转速成立方比HP2/HP1α(N2/N1)3增设液压联轴器前后运转数据：锅炉蒸汽量风扇速度风门开度马达电流电压IDF入口压力改善前8/31~10/7372T/h1,180rpm40%150A/11KV-1,000mmag改善后11/21~12/7369T/h815rpm65%83A/11KV-348mmag投资执行费用新台币650万元。4.冷凝水泵增设变频器或变转速设备，降低解联停机时之用电量(1)现况说明：冷凝水泵马达为500hp×2台，为维持冷凝器真空条件，机组解联后运转壹台，虽然流量减少，但500hp之马达为厂内第二大马力之设备，于解联停机时之用电量仍相当可观。(2)改善方案：a.建议评估停机后所需之冷凝水量，并于冷凝水泵(500HP)加装变频器、改为变极马达或增设小台水泵供应，节省离峰期间厂内用电。(转速减少时，供水压力亦会下降，但不发电情况下应影响不大)28 b.初步若以降低20%转速为目标，降低后所需用电量为：500hp×0.746kW/hp×(80/100)3×1.1=210kW(考虑降频后综合效率降低约10%)c.节约用电需量=500hp×0.746kW/hp－210kW=163kW(3)预计效益：a.预期省能直(间)接效益：节约用电量=163kW×330天×8hr