综合升级改造参考技术

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1、附件一:燃煤电厂综合升级改造主要参考技术序号技术名称技术原理及特点升级提效效果成熟程度及适用范围汽轮机系统改造1汽轮机通流部分改造对于135MW、200MW汽轮机和2000年前投运的300MW和600MW亚临界汽轮机，通流效率低，热耗高。采用全三维技术优化设计汽轮机通流部分，采用新型高效叶片和新型汽封技术改造汽轮机，节能提效效杲明显。据估算可降低煤耗10〜20g/kWho技术成熟。大部分135MW、200MW、300MW汽轮机己改造完成；部分600MW汽轮机也已进行了改造。2汽轮机间隙调整及汽封改造部分汽轮机普遍存在汽

2、缸运行效率较低、高压缸效率随运行吋间增加不断下降的问题，主要原因是汽轮机通流部分不完善、汽封间隙大、汽轮机内缸接合血漏汽严重、存在级间漏汽和蒸汽短路现彖。通过汽轮机本体技术改造，提高运行缸效率，节能提效效果显著。据估算可降低煤耗2〜4g/kWho技术成熟。适用于300MW〜600MW各类型机组。五大集团已推广应用03汽机主汽滤网结构型式优化研究为减少丄再热蒸汽固体颗粒和异物对汽轮机通流部分的损伤，主再热蒸汽阀门均装有滤网。常见滤网孔径均为©7,已开有倒角。但滤网结构及孔径大小需进一步研究。可减少蒸汽压降和热耗，暂无降低

3、供电煤耗佔算值。技术成熟。适丁•各级容量机组。二、锅炉系统改造4锅炉排烟余热回收利用在空预器Z后、脱硫塔Z前烟道的合适位置通过加装烟气冷却器，用来加热凝结水、锅炉送风或城市热网低温回水，回收部分热量，从而达到节能提效、节水效果。采用低压省煤器技术，若排烟温度降低300机组供电煤耗可降低1.8g/kWh,脱硫系统耗水量减少70%。技术成熟。适用于排烟温度比设计值偏高20°C以上的机组。5锅炉本体受热面及风机改造锅炉普遍存在排烟温度高、风机耗电高，通过改造，可降低排烟温度和风机电耗。具体措施包括：一次风机、引风机、增压风机

4、叶伦改造或变频改造；锅炉受热面或省煤器改造。据估算可降低煤耗1.0〜2.Og/kWho技术成熟。适用于300MW亚临界机组、600.MW亚临界机组和超临界机组。6锅炉运行优化调整近年电煤供应紧张，电厂实际燃用煤种为设计煤种差异较大，对锅炉燃烧造成很大影响。开展锅炉燃烧及制粉系统优化试验，确定合理的风量、风粉比、煤粉细度等，有利于电厂优化运行。据估算可降低煤耗0.5〜1.5g/kWho技术成熟。在役各级容量机组可普遍采用。燃煤电厂综合升级改造主要参考技术序号技术名称技术原理及特点升级提效效果成熟程度及适用范围三、综合改造

5、7电除尘器改造及运行优化根据典型煤种，选取不同负荷，结合吹灰情况等，在保证烟尘排放浓度达标的情况下，试验确定最佳的供电控制方式（除尘器耗电率最小）及相应的控制参数。通过电除尘器节电改造及运行优化调整，节电效果十分明显。据估算可降低煤耗约2〜3g/kWho技术成熟。适用于在役300MW亚临界机组、600MW亚临界机组和超临界机组。8热力及疏水系统改进改进热力及疏水系统，可简化热力系统，减少阀门数量，治理阀门泄漏，取得良好节能提效效杲。据估算可降低煤耗2〜3g/kWho技术成熟。国内有200多台机组已改进，部分新机组设计已

6、进行优化。9汽轮机阀门管理优化通过对汽轮机不同顺序开启规律下配汽不平衡汽流力的计算，以及机组轴承承载情况的综合分析，采川阀门开启顺序重组及优化技术，解决机组在投入顺序阀运行时■的瓦温升高、振动异常问题，使机组能顺利投入顺序阀运行，从而提高机组的运行效率。据估算可降低煤耗2〜3g/kWh技术成熟适用于200MW以上机组10汽轮机冷端系统改进及运行优化汽轮机冷端性能差，表现为机组真空低。通过采取技术改造措施，提高机组运行真空，口J取得很好的节能提效效果。据估算可降低煤耗0.5〜1.0g/kWh。技术成熟。适用于在役300M

7、W亚临界机组、600MW亚临界机组和超临界机组。11给水泵与除氧器选型优化小汽机效率高，且目前300MW.600MW机组汽动给水泵国产化设备已成熟,新设计机组应优先选用100%容量汽动给水泵。机组没有启动汽源时，设一台启动电动给水泵。对于有启动汽源（如邻机汽源）的机组，通过汽动给水泵启机。内置式除氧器具有出水含氧量低、排汽损失小、结构紧凑、体积小、重量轻、安装简单、优质高效、安全可靠等特点，是较好的节能提效设备。据估算可降低煤耗约0.5〜lg/kWho技术成熟。新建300W级、600MW级纯凝发电机组宜优先选用100%

8、容量的汽动给水泵。新机组设计时可优先选用内置式除氧器。12高压除氧器乏汽回收将高压除氧器排氧阀排出的乏汽通过表面式换热器提高化学除盐水温度，温度升高后的化学除盐水补入凝汽器，可以降低过冷度，一定程度提高热效率。据估算可降低供电煤耗约0.5〜lg/kWh技术成熟。适用于100-300MW机组燃煤电厂综合升级改造主要参考技术序号技术名