火力发电厂降低生产成本的主要途径

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1、1火电机组的基本状况和节能潜力的基本估计　　我国的电力工业正在飞速发展，当前就发电行业来说、严重的资源浪费还谈不上，但能源利用的不合理现象或不节能的生产方式还是普遍存在的。我们要清醒的认识到，节能是发电企业增加经济效益的重要手段，也是一种社会责任，降低火电厂煤耗、油耗对于降低生产成本，缓解燃料供应紧张，促进国民经济的持续科学发展有着十分重要的意义。　　目前发电行业节能的基本估计：不论老机组还是新投机组。通过进一步的技术改造和加强检修技术工艺及运行技术的试验研究，可以使主机热耗再下降4%、厂用电率下降1%，通过电网优化调度保持发电机组负荷率在80%以上、特

2、别是在电价相同的条件下，增加低煤耗机组的发电量，使火电机组平均热耗下降1.2%，实现整个电力行业供电煤耗下降6.2%(也就是供电煤耗下降21克/千瓦时)。完成这样一个目标：火力发电行业的节能需要典型示范、政策引导，应发挥先进节能发电企业的榜样作用和社会作用，实现创建节约型社会的目标。　　这里对新投产机组做一下特别说明：近年来投产的机组多为30万以上的亚临界机组或超临界机组，从投产的表现看、技术性能指标是很差的，三大厂制造的汽轮机中、低压缸效率都没有达到要求，末段抽汽温度普遍比设计值高30―50度，按照监视段温度计算低压缸效率只有80%左右，特别是已经投产

3、的空冷机组测试结果低压缸效率在80%以下，排汽干度很大，冷源损失增加了，高参数的优势被削弱。这是这一轮电力跃进产生的苦果。2基础设计及基建投资对电站运行性能的影响　　怎样以最小的投资获得最大的回报这是投资者不懈的追求。供决策者参考的有多项衡量指标，如投资回收期、单位投资(或单位造价)，这些指标在宏观层面上看起来比较容易理解。项目可行性研究的科学性、准确性，对决策层影响是比较大的。影响可研的准确性的主要问题，从目前情况来看主要是编制内容不够，缺少对电站投运后的风险分析(主要是电站投运后市场变化引起销售电量的变化，达不到预期的利用小时，电价的变化，能源价格的

4、变化如水、煤、油价格的变化)，虽说是这种分析的不确定因素较多、分析的准确性也较差，但增加这方面的分析内容对提高整体的可研准确性是有好处的，是否可以对以后承担可研任务的单位提出这样的要求。总之以总体技术经济性能为基本要求，以投资回报率最大为目标确定投资项目是比较合理的。而不宜以单位造价最低为最高目标。2.1辅机系统性能设计与投资对电站运行性能的影响　　火电站系统性能设计对电站运行性能的影响是很大的，一般投资者注重单位投资和设计负荷下的技术经济性能，对机组的变工况运行和对调峰的适应在设计分析预测上要求不高，特别是辅机系统、公用系统的技术性能对机组调峰的适应性

5、很差，是造成电站建成后运行性能差的主要原因。新投产的大型机组已经显出了诸多缺点，所以往往造成新投产的机组就面临投入大量的技改资金进行技术改造，实际上造成了投资的浪费。如已投产的300MW机组，几大风机的选形型、驱动方式的选择、循环水系统的设计都有缺点。(1)制粉系统的一次离心风机富裕容量达15-20%、即使机组在满出力的情况下，耗电率也增加14.15%(富裕容量过大造成)。(2)引风机多为静叶可调、定速驱动的方式，按照电站机组平均负荷率85%考虑，定速驱动引起的耗电率增加达到30%。(3)循环水系统设计不合理、不适宜经济调度运行，有的新设计大型单元机组在

6、循环水系统设计上仍采用单元制方式，这就影响了机组的经济调度运行方式，一般应设计成两台机一个小母管制的运行功能，适宜夏季、冬季的不同运行调度方式，有无小母管制的系统功能，耗电率差别一般在12.5%。以上三项辅助设备系统设计性能的优劣，对总的厂用电率的影响达0.75%--0.8%。对一个1000MW装机容量的电站来讲若年发电量不变，则一年少销售电量4000多万千瓦时，减少利润1000万元(按0.25元/千瓦时计算)，若年上网电量计划不变，则需增加燃料成本约420万元左右(标煤单价按300元/吨计算)。如对一个4x300MW机组规模的电厂来讲，要达到上述性能，

7、四台机组增加设备投资也就是1200万元，这样的投资是非常值得的。如建成后再进行技术改造则投资在2500万以上。20万—60万机组都有此类问题，一般机组容量越小影响越大。上述问题主要出在设计上的原则性系统分析和预测上不够准确。2.2公用系统性能设计与投资对未来电站运行成本的影响　　公用系统设计不够科学合理形成能源浪费：火力发电厂的辅机冷却水系统、循环水补水及水力除灰系统在设计和使用上都不够完善，如现在的系统设计大部分都是用工业水作为辅机冷却水，再进入水力除灰系统作为冲灰水源，化学制水系统排出的化学污水、冷却塔排出的污水以及电厂居住的职工生活污水都作为冲灰水

8、源，进入水力除灰系统，大量的水被排入灰厂。其实水的利用程度远远不够。(1)除灰系