摘要：随着我们国家重视资源节约和环境保护，积极倡导“节能降耗”，改变粗放型增长方式，走新型工业化道路，加大淘汰关停耗能高、污染重、设备陈旧机组的力度，降低发电成本，提高电力企业经济效益，提高发电厂的竞争能力，日益成为电力企业的必选之路。
关键词：
1提高锅炉热效率降低供电煤耗
提高锅炉热效率就要降低锅炉的排烟热损失、化学不完全燃烧热损失、机械不完全燃烧热损失及机组的散热损失。试验表明，锅炉热效率每提高1%，将使供电煤耗降低3.3g/kWh。
1.1 对锅炉各部位漏风定期测试
发现漏风过大的部位应找出原因，及时进行处理，并在大小修时将漏点部位彻底处理好。造成锅炉排烟温度升高的漏风主要在锅炉本体部位，主要漏风点在炉底、看火孔、炉门和吹灰器四周，对上述部位要进行重点检查，发现问题及时处理。
1.2 对锅炉进行合理燃烧调整
目前锅炉燃煤比较复杂，煤质波动较大，运行人员应根据具体情况进行燃烧调整，不要一成不变。炉膛出口氧量的控制应根据煤质和燃烧的具体情况来确定，一般不超过设计值，否则会使烟气量增大，排烟热损失升高，影响锅炉效率。应将锅炉
炉渣含碳量等作为考核燃料燃烧率的重要指标。
1.3 控制煤煤水分和粒径
在分层燃烧过程中，燃煤的水分含量对锅炉燃烧效果有着重要影响。水分过高，使煤在炉内的干燥时间加长，炉温降低，同时燃煤粘度增大，容易堵塞筛孔，不利于分层。水分过低，虽然有利于燃煤分层，但是容易造成煤屑被风吹走，或从炉排下漏造成漏煤损失。适当的水分能使粉煤和块煤粘结起来，减少炉排的漏煤和锅炉飞灰，同时燃煤中的水分析出时可使粘结性强的煤粒间隙增大，减小通风阻力。操作人员要能够掌握根据煤的颗粒度控制燃煤水分的技术要点，根据实践经验和有关资料，要求燃煤中的水分一般控制在8%～ 10%，颗粒度大的水分含量可低些，颗粒度小的水分含量可高些。煤的颗粒不宜过大或过小，颗粒度小于6mm的煤粉不应高于50%，而大于40mm时可能造成大煤块的不完全燃烧。
1.4 保持受热面清洁
在运行管理上制定锅炉尾部受热面定期吹灰的运行制度，保持各段受热面的清洁、不积灰，增强各段受热面的传热效果。
2节能降耗技术措施以及节能效果
2.1喷淋水减温装置及冲洗装置的安装
我国是水资源匮乏的国家之一，而且水资源越来越成为影响社会经济发展的瓶颈，因此国家为节约水资源，大力倡导建设直接空冷发电机组。采用空冷技术，其耗水量仅为湿式循环冷却系统耗水量的1/4～ 1/8，节水效果十分显著。但直接空冷机组的安全经济运行，又受风向、风速等因素，特别是环境温度的影响。夏季，环境温度高时，空冷风机全速运行，都不能保证机组安全经济运行所要求的汽机真空值，而不得不限制机组负荷。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆安装空冷系统喷淋水减温装置，能极大地提高空冷系统冷却汽机排汽的能力，提高汽机真空，既满足了夏季用电高峰时机组顺利接带负荷的需要，又降低了机组煤耗，其经济效益和社会效益相当显著。据计算统计，在同等工况下，采用空冷喷淋减温水后，机组真空提高7～ 10 kPa，发电煤耗下降10 g/（kW·h）左右。
2.2汽轮机单阀切至顺序阀运行
按照汽轮机制造厂的要求，新机组在投产前6个月一般采用全周进汽的单阀运行方式。在这种运行方式下，机组负荷变化时，调节级前温度变化较小，也就使转子与汽缸温差较小，有利于机组运行初期各部件的充分膨胀、磨合，而且对负荷变化的适应性较好；但在这种运行方式下，阀门对蒸汽的节流损失大，经济性较差，因此，新机组投运半年后，要求由单阀切至顺序阀运行，即喷嘴调节方式。此种方式下，蒸汽节流损失小，经济性好，且运行平稳，但在负荷变化时，机组高压部分温度变化较大，容易在调节级附近产生较大的热应力，对机组负荷的适应性较差。
2.3空压机冷却水回水及锅炉捞渣机补水系统的改造
武乡电厂共有10台空压机，通常8台运行，2台备用，其运行会产生大量热量，需要足够的工业水进行冷却，而回水全部排入辅机循环水系统，经常因前池水位高溢流，造成工业水的严重浪费。因此对空压机冷却回水进行了改造，在保证辅机循环水池水位的情况下，将部分冷却水回水排入综合水泵房前池以供循环利用，这样就大大节约了工业水，而且也大大缩短了水源地水泵的运转时间，节约了厂用电。据估算，全年可节水698.4万t，直接经济效益210万元。锅炉炉膛底部的捞渣机不但担负着除去锅炉燃烧余渣的任务，而且还要维持炉膛底部水封，以保证锅炉燃烧安全。为此，就要不断地补充水以维持适当的溢流量，保证炉膛与外界可靠地隔绝。原设计捞渣机补充水采用工业水，为“节能降耗”，加大循环利用力度，武乡电厂对捞渣机补水系统进行了改造，增加工业废水补充，由原来的一路补充水改为两路。只要工业废水量足够保证捞渣机补水，就不投用工业水，这样就大大提高了厂内工业废水的利用率。
2.4等效热降法对热力系统进行节能分析
按等效热降法分析汽轮机装置的效率与热耗的相对变化，从而可对各项热损失和热力系统进行局部定量计算。在此，以600MW机组考核试验数据和1994年大修后热力试验的数据对比为例，分析机组的节能潜力。为了反映机组的运行工况，选用额定工况试验数据（未作修正）进行分析。考核试验时的热耗率为8159kJ/kWh，1994年大修后的试验热耗为8884kJ/kWh。两次试验的热耗率相差8%左右。忽略试验时间、试验工况数据略有不同等影响，对影响热耗率的主要原因分析如下：a汽轮机排汽参数变化而引起的损失汽轮机排汽背压高是各种热经济损失中影响最大的一项。600MW机组大修后试验测得凝汽器背压高达0.0107MPa，比考核试验高0.0062lMPa，排气压力增加，汽轮机膨胀过程发生变化，随之各抽汽份额和排汽份额也发生变化。b.加热器端差大于额定值引起的热损失端差增大，增加了热交换的不可逆性，产生了额外的冷源损失，降低了汽机的热经济性。c .过热器减温水流量偏大造成的损失。
总结：现在运行的600MW机组实际煤耗一般偏高设计值25～409/kwh，特别是国产引进型亚临界500MW机组的供电煤耗水平，基本上接近国产改进型300MW机组。加强600MW机组热力系统性能试验，挖掘节能潜力。
参考文献：
[1]杜献伟.浅谈热电厂节能管理[J].电力技术经济，2004，16（4）.
[2]牛树赟，李 胜，袁登友，等.国产 300 MW CFB 锅炉运行中存在的问题、改进及节能效果分析[J].能源技术经济，2010，22（5）.
[3]许飞跃，牛继红，刘永红，等.600 MW 火电机组静电除尘器节能技术改造[J].电力技术经济，2009，21（4）.
论文作者:张乐
论文发表刊物:《建筑模拟》2018年第18期
论文发表时间:2018/9/27
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