加强节能降耗管理

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1、加强运行节能降耗管理绪论节约能源是我国的基本国策，节能工作直接关系到企业的市场竞争能力和盈利能力。发电企业在为社会提供清洁电力能源时消耗了大量一次能源、水资源和土地资源，全国煤炭产量的50%以上用于发电，发电企业的资源节约和环境保护对建设节约环保型社会影响重大。积极创建节约环保型企业，既是承担国有企业社会责任，也是落实科学发展观，实现企业自身发展，提高企业核心竞争力的需要。1系统技改发电厂的厂用电制约着供电煤耗，通过对大型耗电设备的技术改进从而可以大幅降低厂用电率，本厂采用的给水泵为240t/h汽包炉配套的FT270-140型高压锅炉给水泵，型号：YKS

2、5004-2额定功率：1600KW额定频率：50Hz额定转速：2984r/min接法：Y额定定子电压：6KV额定功率因数：0.88额定定子电流：182.6A，未技改前给水压力在15MPa左右，启动电流达到360A左右，尤其是在低负荷是电耗非常大，给水泵采用变频技术后，运行中给水压力基本控制在12Mpa左右，减小电机的启动电流，根据锅炉运行要求随时调整给水压力，在低负荷和启停机过程中节电尤为明显。不但降低的厂用电耗，减小了给水泵的机封磨损，而且减小了给水管道调节门的节流损失。2热力系统及疏水分析与控制（一）汽轮机本体热力系统及高压疏水阀门普遍存在内漏，不但

3、做功减少，还引起凝汽器热负荷增加，真空变差，造成煤耗升高，既危及机组运行的安全、可靠性，又严重影响机组的经济性。机组在各种不同的工况下运行，疏水系统应能防止可能的汽轮机进水和汽轮机本体的不正常积水，并满足系统暖管和热备用要求。汽轮机本体疏水包括汽缸疏水，及直接与汽缸相连的各管道疏水，包括主汽门后，与汽缸直接连通的各级抽汽管道门前，轴封系统等。为防止疏水阀门泄漏，造成阀芯吹损，各疏水管道应加装二次手动截止阀，（二）由于汽轮机冷端系统运行中普遍存在真空严密性差、真空度低、凝汽器脏污、凝汽器凝结水过冷度大、端差大、凝结水质不合格、冷却塔效率低、凝汽器冷却水进水

4、温度高等问题，导致凝汽器真空变差，真空度降低，汽轮机排汽压力升高，热耗增大，厂用电率增加。针对以上问题，可采取如下技术措施：1）提高凝汽器清洁度：①采取凝汽器胶球清洗装置，选用合适胶球，提高收球率，增加胶球清洗时间和频率；循环水中加阻垢剂。②凝汽器端差增大时，可进行不停机凝汽器半侧分别清洗，提高冷却管水侧清洁度，提高凝汽器换热系数。2）改进凝汽器补水装置：将原补水喷头改为雾化喷头，提高补水雾化效果，降低凝结水含氧量。3）冷端系统运行优化：通过试验确定不同环境温度、不同负荷下循环水泵的组合运行方式，提高机组运行真空，降低循环水泵耗功，提高机组整体运行经济性

5、。3锅炉分析与控制对于燃煤火电机组，锅炉热效率及厂用电率的变化，直接影响机组发电煤耗，供电煤耗。（一）排烟温度与排烟氧量是锅炉热损失中最大的一项，一般约占5%～6%，主要取决于排烟温度与排烟氧量。一般排烟温度每升高10℃，锅炉热效率降低约0.5个百分点，机组发电煤耗升高约1.7g/kWh。（1）排烟温度升高的主要原因：煤质变差，水分、灰分增大，发热量降低，燃料消耗量增大；锅炉受热面的结渣、积灰；空气预热器传热元件低温腐蚀、堵灰；省煤器、空气预热器等受热面设计不合理。控制排烟温度的主要对策：①加强燃料采购与配煤管理，控制燃煤质量，尽可能接近设计煤种；②加强

6、吹灰系统的日常检修与维护工作，确保吹灰器的正常投入，保持锅炉各受热面的清洁度。③检修中彻底清除受热面管上的结渣和积灰；探索使用燃烧添加剂、合理配煤等技术手段改善灰渣的粘结性能；④通过检修和改造相结合的手段，降低锅炉与制粉系统的漏风量，重点检查与治理炉底水封漏风、炉顶密封漏风、烟风道漏风、人孔门及看火孔漏风、制粉系统冷风门等；⑤针对实际燃用煤种，进行全面、系统的锅炉燃烧与制粉系统优化调整试验，确定磨煤机最佳通风量、合理的磨煤机出、入口温度、最佳的煤粉细度，合理控制好排粉机出力及压力；⑥预防空气预热器传热元件的低温腐蚀与堵灰。检修中做好空气预热器传热元件的冲

7、洗、疏通和更换改造工作；运行中控制空气预热器冷端综合温度，防止低温腐蚀；合理吹灰防止堵灰。（2）排烟氧量增大的主要原因：①炉膛出口过剩氧量偏大；②空气预热器漏风率偏大；③锅炉本体及其尾部烟道密封不严引起的漏风量增大。控制排烟氧量的主要对策：①进行锅炉燃烧与制粉系统优化调整试验，确定炉膛出口最佳过剩氧量。②提高检修质量，必要时进行空气预热器密封技术改造，降低空气预热器漏风率。③检查与治理锅炉本体密封，必要时进行炉顶、穿墙管部分的密封改造，减少漏风。（二）灰渣可燃物机械不完全燃烧损失是仅次于锅炉排烟损失的一项热损失，一般约占1.5%～3%，主要取决于灰渣可燃

8、物含量。燃煤灰分含量约20%、低位发热量约22MJ/kg时，通常飞灰可燃物含量每