火力发电厂主要节能技术措施20130905

火力发电厂

主要节能技术措施

深圳城市节能环保科技有限公司

2013年9月

目 录

一、电厂节能改造............................................................1二、电厂能源审计............................................................1三、电厂能耗现状............................................................2四、节能技术措施............................................................21.汽轮机通流部分改造............................................................22.电动给水泵改汽动给水泵........................................................43.汽封改造.......................................................................提高冷端系统运行性能..........................................................65.锅炉燃烧优化调整..............................................................76.风机节能......................................................................77.低压电器设备节电..............................................................98.微油点火技术..................................................................99.冷凝热回收...................................................................1010.凝汽器螺旋纽带除垢装置技术..................................................1111.烟气余热深度回收............................................................1212.凝汽器真空保持节能系统技术..................................................1313.高压变频调速................................................................1414.电除尘器节能提效控制技术....................................................1515.电站锅炉空气预热器柔性接触式密封技术........................................16

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一、电厂节能改造

火力发电厂简称火电厂，是利用煤（石油、天然气等）作为燃料生产电能的工厂，它的基本生产过程是：燃料（煤）在锅炉中燃烧加热水使成蒸汽，将燃料的化学能转变成热能，蒸汽压力推动汽轮机旋转，热能转换成机械能，然后汽轮机带动发电机旋转，将机械能转变成电能。

电厂运营生产中，需要使用厂用电。锅炉点火需要使用燃油。

以此确定电厂节能改造主要目的：减少耗煤量（提高能源转化效率、减少能源浪费）、减少厂用电（提高设备使用效率，减少电能浪费）。从所有用能的角度，还包括减少点火燃油量。

节能改造流程：能源审计——节能改造——验收。工程实施可以考虑合同能源管理模式。

二、电厂能源审计

节能改造工程之前有必要对全厂的能源使用和管理实施能源审计，以便在评估分析后确认节能改造的边界范围、技术方案、节能效果。双方据此签订节能改造合同，实施节能改造工程。

评估方法：通过试验诊断、现场勘察、运行数据分析等方法，对影响机组能耗的各种因素进行定量分析和分类排序（包括可控损失和不可控损失），针对性地提出技术改进方案和运行调整措施，给出技术改进后机组能耗指标的目标值。

评估范围：涵盖汽轮机、锅炉、热力系统、电气辅助设备等设备与系统，还将全厂多台机组的运行方式优化、出力系数、环境温度等外部因素纳入评估范围。

评估主要内容：汽轮机各缸效率、凝汽器真空、热力系统泄漏、给水温度、加热器端差、凝结水过冷度、凝结水泵焓升、给水泵焓升、减温水量、飞灰含碳量、排烟温度、运行参数、空预器漏风率、循环水泵、凝结水泵、风机电耗、制粉系统裕量与运行情况、

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保温、环境温度、机组启停次数、出力系数等。

三、电厂能耗现状

现今电厂能源消耗存在问题：1、电站系统及设备问题

设备的设计、制造、安装等原因，使国产机组性能达不到同等进口机组水平，效率普遍低于设计保证值，20万千瓦机组效率差5%—7%，早期投产引进型30万千瓦机组效率差2%—5%，国产60万千瓦超临界机组效率差约1%—2.5%；电站未进行优化设计，主辅机选型及热力系统设计没有达到最佳。

2、运行管理问题

运行管理水平不高，实际运行煤耗普遍高于考核试验值2%—4%；煤质特性变化大、混煤掺烧不尽合理、锅炉燃烧效率低、凝汽器真空低、系统汽水损失大、运行方式不合理、能耗计量和统计不准确、负荷率低。

四、节能技术措施

电厂的节能改造要求紧密联系其工艺参数、运行工况，必须保证安全，且不改变运行要求。投资少、见效快的电厂节能技术措施；如：热力系统节能、提高“冷端”系统性能、主辅机运行方式优化、燃烧优化调整等。节能效益显著的技术改造项目如：汽轮机通流改造、新型汽封、变频调速、少油点火等。

1.汽轮机通流部分改造⑴当前存在的问题

目前国内各容量机组热耗率和缸效率比设计值偏离较多，以国产300MW亚临界机组为例：设计热耗率在7823kJ/kWh 左右，高压缸、中压缸、低压缸效率设计值分别在87%、93%、88%左右。但实际运行热耗率甚至高于8400kJ/kWh，高压缸、中亚缸、低压缸效率分别只能达到约82%、90%、和82%。

⑵当前汽轮机通流部分设计与改造的技术水平三元流设计技术

先进叶型——级效率提高约1.5%

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弯扭三维叶片——级效率提高约1%分流叶栅——级效率提高约1%

薄出汽边（0.3mm-0.6mm）——级效率提高约0.7%子午面优化先进调节级设计

先进汽封设计——级效率提高约1.5%多级联合(含汽封)设计防固体颗粒冲蚀技术去湿技术

汽轮机通流部分结构与强度设计——有限元、动强度设计及先进的结构也被广用于转子、动叶片、隔板、汽缸等的结构与强度设计。主要采用如下技术：

大刚度、自带冠、自锁结构全周叶片径向汽封，增加动静轴向间隙焊接隔板去湿防水蚀措施

高窄法兰结构汽缸，减少机组起、停时的热应力⑶通流改造技术应用

通流改造技术已被列入国家重点节能技术推广目录（第一批、第四项）。

◆改造目标：提高汽轮机通流效率，降低机组热耗，效率达到先进水平，实现节能降耗；提高机组安全可靠性，消除机组存在的影响安全稳定运行的缺陷隐患。◆适用范围：电力行业各种容量(200-600MW)和形式（纯凝、抽汽、空冷）的汽轮机。

◆主要技术内容：采用先进的汽轮机三维流场设计，结合四维精确设计，将数值分析技术应用于转子、动叶片、隔板、汽缸等结构与强度设计，对汽轮机通流部分及汽封系统进行优化改进。

◆节能效果：供电煤耗率下降15－20g/kWh。

◆节能项目普及性评价：现役300-600MW汽轮机组在今后相当长的时期内是我国火力发电的主力机组，目前效率偏低、机组供电煤耗率偏高，通过通流部分改造提高经济性是一种重要手段。

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◆业绩（案例）

该技术成熟，应用广泛，安全可靠，上汽、东汽、哈汽均有数十台以上改造业绩。100MW、125MW、200MW、300MW 乃至600MW 机组进行了汽轮机通流部分改造，改造后机组热耗率降低、出力增加。

西柏坡2 号300MW 机组，通流改造后（包括热力系统优化），发电煤耗由350g/kWh 降至330g/kWh，出力增加5MW。年节煤1200 万元（按年运行5000h、标煤400 元/吨）；出力增加年获利润800 万元（按上网电价0.32 元）。年获利润近2000 万元，超过改造投资（1723.8万元）。据该厂有关人员介绍，两年内即可收回投资。

哈尔滨第三发电厂于2007 年由哈汽厂对3 号汽轮机实施了通流部分改造，改后90%和80%负荷工况下，供电煤耗率下降约10g/kWh。

平圩2 号机是国内第1 台600MW 汽轮机全通流改造的机组，改后于2005 年2 月13 日一次并网成功，能力工况出力达630MW，供电煤耗下降13g/kWh。

2.电动给水泵改汽动给水泵⑴问题的提出：厂用电率、热耗率⑵技术经济性可比条件：

无论是汽泵或是电泵(液力耦合器＋升速齿轮)，主汽轮机发出的功率相同；若小汽轮机效率高于电能传递效率和主机抽汽口后通流效率的乘积，则在技术经济上采用汽动给水泵是经济的。

⑶结论

单元机组容量在250—300MW 以上或给水泵的总功率在6000kW 以上时，采用小汽轮机驱动给水泵较为合理；但是否有必要对已有电动泵进行改造，还值得研究。电泵改汽泵后，相当于机组新增容量为给水泵轴功率，或相当于新建一台相当容量的后置机。

⑷节能估算

以某300MW 机组电泵改汽泵为例估算净得益。考虑给水调整阀的节流损失约占0.2%的净出力(节流压损6%—7%)，则电泵改汽泵后的净出力增加约0.45%，折合降低供电煤耗约1.5g/kWh(按供电煤耗340g/kWh 计算)。小汽轮机的内效率越高或传动效率越低，电泵改汽泵的经济性越好。给水泵的耗功占机组输出净功率的百分比越高(如供热机组) ，电泵改汽泵的经济性越好。

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3.汽封改造

⑴汽封对机组安全、经济性的影响

汽轮机通流部分设计、制造技术日臻完善，漏汽损失逐渐成为制约汽轮机效率提高的主要因素。汽封性能的优劣，影响机组可靠性。

⑵各种型式汽封的特点及应用效果传统曲径汽封（梳齿汽封）：

a) 汽轮机过临界转速时，转子振幅较大，若汽封径向安装间隙较小，汽封齿很容易磨损；

b) 胀差大时，轴封上高、低齿易与转子轴上凸台碰磨而倒伏，造成漏汽量增加；c) 汽封齿与轴发生碰磨时，瞬间产生大量热量，造成轴局部过热，甚至可能导致大轴弯曲。所以在机组检修时，电厂只能把汽封径向间隙调大，以牺牲经济性为代价来确保机组的安全性；

d) 曲径汽封环形腔室的不均匀性，是产生汽流激振的重要原因，不利于机组的安全运行。

自调整汽封：

a) 汽封块张开时，径向间隙1.75—2.00mm，大于传统汽封的间隙(0.75mm)，避免或减轻了机组过临界转速时，由于振动及变形而导致的汽封齿与轴碰磨；

b) 一般设计在20%额定负荷时，汽封块合拢，达到设计最小间隙0.25—0.50mm；c) 安装条件是汽封块背部须有足够大的压差，因此仅可用于高、中压缸隔板汽封和轴封，不适用于低压部分；

d) 应用中的两个主要问题：弹簧质量、卡塞。对蒸汽品质要求较高。刷式汽封：

a) 可将动叶叶顶汽封间隙由设计值0.75mm 减小至0.45mm，隔板汽封可由设计值0.75mm缩小至0.051mm；

b) 刷式汽封的使用寿命可达8—10 年；

c) 刷式汽封在世界范围内已在超过100 台机组上成功应用，在韩国有超过50 台的应用实例，机组容量包括200MW、350MW、500MW 和800MW，汽轮机厂家有GE、Hitachi、Alsthom等。

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蜂窝汽封

a) 蜂窝带由合金制成，耐高温、质地较软，与转子碰磨时，对转子伤害较轻；b) 蜂窝带钎焊在曲径式汽封相邻高齿中间部位，尺寸较宽，轴上凸台始终对着蜂窝带，能保持良好的密封间隙；

c) 密封效果较好，试验表明，在相同汽封间隙和压差的条件下，蜂窝式汽封比曲径汽封平均减小泄漏损失约30%～50%；

d) 每个蜂窝带都可收集水，并通过背部的环形槽将水疏出，提高湿蒸汽区叶片通道上的去湿能力，减少末几级动叶的水蚀，其缺点是易于结垢。

铁素体汽封

国内已有制造厂对于高、中压缸采用铁素体汽封，低压缸采用铜合金汽封，可以采用较小的安装间隙。

接触式汽封

在原汽封圈中间加工出一个T 形槽，将接触式汽封装入该槽内。接触式汽封环背部弹簧产生预压紧力，使汽封齿始终与轴接触。汽封齿为复合材料，耐磨性好，具有自润滑性。

⑶成功案例及效益

河南焦作电厂6×200MW机组，投资节能技改资金每台机组约500万元，年节约标煤2万吨，节能综合效益年节约运行成本约800万元。投资回收期5年。

河南三门峡电厂2×300MW机组，投资节能技改资金每台机组约500万元，年节约标煤1.2万吨，节能综合效益年节约运行成本500万元。投资回收期5年。

4.提高冷端系统运行性能⑴当前存在的主要问题：

在役300MW 及以上容量机组中，约50%的机组真空达不到设计水平，约30%的机组真空比设计值差1—2kPa。真空每降低1kPa，供电煤耗率增加约2.5g/kWh。

⑵影响“冷端”系统性能的主要因素：

真空系统严密性差、凝汽器冷却管清洁度低、凝汽器热负荷大（热力系统内漏影响）、循环冷却水流量不足、抽气设备工作性能降低、冷却塔效率低等。

⑶技术措施：

提高真空严密性——对真空低的机组进行真空系统检漏，停机灌水检漏或者用氦质

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谱检漏仪进行检漏，根据漏率大小及时分期、分批严格处理，保证严密性合格（真空下降率<0.27 kPa/min）。

保持凝汽器清洁——清洁度≥0.8—0.85，保证凝结水水质，对冷却管内钙垢进行酸洗；正常投入凝汽器胶球清洗装置；在凝汽器入口处设置循环水二次滤网；定期清理凝汽器水室，保证循环水流量充足等。

提高真空泵出力——降低工作水温度或冷却水温度。

保证冷却塔效率——采用新型淋水填料、塔芯部件、除水器等。5.锅炉燃烧优化调整

锅炉热效率损失主要是排烟损失（q2）与机械不完全燃烧损失（q4）。排烟损失取决于排烟温度和排烟氧量，机械不完全燃烧损失主要取决于飞灰含碳量。飞灰含碳量每增加3%—5%，影响锅炉效率约1个百分点。300MW 及以上容量电站燃煤锅炉，排烟温度每升高10℃，锅炉效率大约降低0.5 个百分点，影响供电煤耗约1.7g/kWh。

通过锅炉燃烧优化调整，确定合理的一、二次风煤配比、一次风速、配煤配风方式、煤粉细度及过剩空气系数等，使锅炉在最佳氧量与经济煤粉细度下运行，保证煤粉稳定着火、燃烧完全、减少漏风，并提供不同负荷下过剩空气系数、风煤比曲线等，用以指导锅炉优化运行，实现优化燃烧。

电厂应定期进行锅炉在不同负荷运行条件下的燃烧优化调整试验，特别是在煤种变化和锅炉大修后都应进行必要的调整试验，以使锅炉在调整后的最佳参数下运行。

6.风机节能

⑴电站风机运行现状及存在的问题：

设计选型(包括参数确定和型式选择)存在不合理情况，管道阻力计算不准、选型裕量偏大；

高效风机品种不全(尤其以一次风机、二次风机比较突出)；风机设备可靠性较差，其调节性能与调峰机组的要求尚有较大差距；运行操作不合理的问题，如：

机组实际运行中，引风机和一次风机运行效率通常大多在60%—70%，负荷低时效率更低；CFB 电站风机运行效率仅在50%—60%。

我国有部分300MW 机组配套的风机在运行时，档板开度仅在30%—40%之间，节流损

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失大。

叶轮内存在涡流，造成风机和进出口管道异常振动，甚至造成叶轮前盘裂开。有些电厂轴流式引风机出现“抢风”现象，风机在失速区运行，带负荷困难。还有电厂发生过送、引风机断叶片事故，严重影响机组安全。⑵电站风机节能途径：

选择与锅炉风(烟)系统相匹配的风机

准确计算管网阻力特性，选型应保证系统阻力线要完全落在风机稳定区域内且失速裕度足够。

采用合理的调节方式

变转速调节最佳（双速电动机、调速型液力耦合器、变频器），其次是动叶调节轴流式风机，再次是静叶调节轴流式风机，离心风机的入口导叶调节最差（除排粉风机外不采用节流调节）。

⑶风机节能改造：

a、叶轮改造技术——主要针对叶轮叶片形线、出口角、前盘等尺寸等进行变形设计。若风机实际运行比转速接近原风机的最佳比转速，宜采用本方案。优点：①可提高风机运行效率；②与管网阻力特性较匹配；③改造简便，投资较少；④节电10%以上。

b、风机局部改造——改造机壳、叶轮和集流器。若风机实际运行比转速与原风机的最佳比转速相差较大，可采用本方案。优点：①机壳和叶轮相匹配，风机效率更高；②节电15%以上。

c、改变电动机转速——电动机转速分4、6、8、10 等级的，而风机运行参数往往难于和某一级转速相匹配，改变电动机转速往往造成风机参数过小，难以满足锅炉运行的要求。

d、变频调速——可实现无级调速，是一种最佳的调节方式，只是由于高压变频器价格昂贵且可靠性又不能令人十分满意，长期来未得到广泛应用。近年来高压变频器日趋成熟，可靠性己有很大改善，在大型风机上应用逐渐增多，并取得了较显著的节电效果，但可靠性仍有待进一步提高。

⑷电站风机节能改造建议：

首先进行改前风机性能试验，得出系统阻力特性；确定合理的风机设计参数；评价风机进出口管道布置的合理性；以及在风机改造的同时有无必要改造系统中的其它设备

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和管道。

其次改造不合理的进出口管道布置、降低管网系统阻力。

再次进行风机设备改造，确定合理的改造方案，做到投资少收益大。最后选择合适的调节方式（如变频改造）进行改造。7.低压电器设备节电

a) 电除尘器的低压电器节电主要在电加热上，若将灰斗的电加热改为蒸汽加热，则节电效果比较明显。如对于300MW 机组，电加热功率达128KW，可采用合适参数的抽汽代替电加热。

b) 合理振打和卸灰。8.微油点火技术⑴技术原理

通过特殊设计的煤粉燃烧器，使用微量的燃油（油出力20—60 kg/h)，在一次风粉喷嘴内部点燃部分煤粉3—6t/h，通过喷入炉膛燃烧的煤粉加热炉膛，再在炉内点燃其他喷入炉膛的煤粉气流，从而实现锅炉冷态启动、低负荷少油和微油点火助燃目的。在满足环保排放要求的前提下，电除尘器可通过对其运行方式及相关参数的优化调整，达到高效、节电的效果，节电效果可达30%—50%。

⑵节油率

一台300MW 机组，按照每年锅炉停炉5 次，每次冷态启动按5 小时测算、常规油每次启动耗燃油50 吨，一年启动耗油量250 吨。如果采用微油点火技术，每台锅炉安装4只微油，一只微油点火油燃油按照50kg/h 计算，年启动耗油量仅为5 吨，节油率约为95%。

⑶应用情况：实际还需配合大油，大小油混用，节油率50%—70%。

温州发电厂135MW机组投入节能技改资金130万元，在机组大修后启动过程中就节约轻柴油405.5吨，取得节能经济效益185.62万元。大修启动后已回收投资并有盈余。

温州发电厂300MW机组投入节能技改资金250万元，大修启动及随后运行一个月，累计节约轻柴油341吨，取得节能经济效益169.2万元。投资回收期半年。

榆社电厂2×300MW锅炉B层喷燃器投入节能技改资金260万元，与原点火油相比，

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节油80%以上，年可节油1000吨以上，约600万元。投资回收期不足一年。

武乡和信2×600MW锅炉B层喷燃器投入节能技改资金360万元，与原点火油相比，节油80%以上，年可节油1500吨以上，约900万元。投资回收期不足一年。

9.冷凝热回收⑴冷凝热处理现状

火力发电厂冷凝热通过凉水塔或空冷岛排入大气，形成巨大的冷端损失，是火力发电厂能源使用效率低下的主要原因，不仅造成能量和水（或电）的浪费，同时也严重地（热）污染了大气。火力发电厂冷凝热排空，是我国乃至世界普遍存在的问题，是浪费，也是无奈。然而，随着热泵技术的发展，特别是大型高温水源热泵的问世，使得发电机组冷凝热回收成为可能。

⑵热泵技术回收冷凝

电厂冷凝热品位低，必须用热泵提取之；冷凝热量大且集中，在电厂内或电厂附近一般难以找到足够的稳定的热用户，必须远距离集中供热，用大型高温水大温差水源热泵吸收冷凝热。以充分利用冷凝热和提高系统的经济性为目标合理配置热泵机组。吸收式热泵制热能效比COP可达1.7以上

利用水源热泵吸收汽机排汽中的冷凝热，吸收式热泵将集中供热60℃的回水加热到90℃以上，再用换热器将水温提高到热网供水温度，对城市集中供热。热泵对电厂冷却水制冷，回收冷凝热，冷却水无需在冷却塔冷却，可减少能耗、水耗及其它运行费用。热泵对热用户制热，冬季供暖，夏季供冷，四季提供生活热水。

⑶投资热泵余热回收项目的关键问题当地采暖价格足够的热量需求是否有现存的供暖管网高效低成本热泵机组

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10.凝汽器螺旋纽带除垢装置技术⑴技术原理

在凝汽器每根换热管内，放置一条可以围绕轴心旋转的螺旋纽带除垢装置，纽带在一定流速的冷却水流动能带动下，产生自动旋转和振摆。在周向刮扫剪切和径向振摆碰撞的共同作用下，达到对管内已有水垢的连续清洗作用，对无垢的传热面则有很好的防垢保洁作用。在换热管内纽带的旋转导流下，冷却水呈螺旋线流动。连续自转和不断振摆，侧刃对近管壁的边界滞流层产生有效的扰动，从而使装置有一定的传热强化作用。

⑵关键技术

解决了螺旋纽带装置和换热管的连接问题，螺旋纽带装置和换热管的摩擦问题，螺旋纽带装置的耐腐蚀和寿命问题，螺旋纽带装置安装后的水阻问题，螺旋纽带装置安装后换热管的腐蚀问题。

⑶技术指标及效益

2005年供电煤耗377g/kWh标煤，比国外先进水平高出50—60 g/kWh标煤。凝汽器循环水浓缩倍率为1.5～3.0，国外先进水平循环水浓缩倍率为6～7，耗水较大。凝汽器安装螺旋纽带除垢装置后自动除垢、节煤、节水、减排。发电煤耗减少3-10g/kWh，节水20%左右。

该技术已在6MW、12MW、25MW、50MW、100MW、200MW机组大规模使用，经济效益和社会效益显著，正在实施600MW机组。

⑷典型用户：国电邯郸热电股份有限公司11#、12#200MW机组，国家电网马头电厂7#200MW机组。

国家电网马头电厂7#200MW机组投入节能技改资金600万元，在改造后节约发电煤耗4 g/kWh。全年7000小时节约标煤5600吨，节水70万吨，减少排污70万吨。改造后全年综合经济效益为490万元。投资回收期为15个月。

国电邯郸热电股份有限公司11#200MW机组投入节能技改资金600万元，改造后节约发电煤耗3g/kWh。全年7000小时节约标煤4200吨，节水70万吨，减少排污70万吨。全年取得综合经济效益为420万元。投资回收期17个月。

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11.烟气余热深度回收⑴能耗现状

火力发电厂消耗我国煤炭总产量的50%，其排烟热损失是电站锅炉各项热损失中最大的一项，一般在5%～8%，占锅炉总热损失的80%或更高。排烟热损失的主要影响因素是锅炉排烟温度，一般情况下，排烟温度每升高10℃，排烟热损失增加0.6%～1.0%，发电煤耗增加2g/kWh左右。我国现役火电机组中，锅炉排烟温度普遍维持在125～150℃左右水平，褐煤锅炉为170℃为左右，排烟温度高是一个普遍现象，由此造成巨大的能量损失。

⑵技术内容

电站锅炉排烟余热深度回收利用系统安装在除尘器之后、脱硫塔之前的烟道中，可以最大程度地降低烟气温度，使烟气温度再降低40～50℃。在一些采用湿烟囱或烟塔合一等最新烟气排放技术的电厂，脱硫塔入口烟温可降低到85℃左右，使烟温达到最佳脱硫效率状态，大大减少脱硫塔的冷却水耗。

排烟余热回收系统所吸收的能量可以用来加热凝结水，或通过暖风器加热空气提高送风温度，从而减少低压加热器或者暖风器的抽汽量，增加汽轮机做功，提高机组效率。

⑶技术应用

电站锅炉采用该排烟余热深度回收系统后，发电煤耗可以降低2～3g/kWh。该技术已获得国家专利，目前已经在华能集团下属的两个火力发电厂应用。典型用户：华能国际电力股份有限公司井冈山电厂。300MW火电机组，在增压风机之后脱硫塔之前的烟道增加烟气冷却器，把给水从6#低压加热器前通过管道引入烟气冷却器，加热后回到5#低压加热器，使排烟温度从152℃降低到108℃，低压给水从83.8℃加热到103.7℃，主要设备包括烟气冷却器、控制系统、阀门和管道。节能技改投资额0万元，建设期45天。年节能3990tce，年节约费用319.2万元/年，投资回收期2年。

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12.凝汽器真空保持节能系统技术⑴有关的能耗现状

由于凝汽器污垢问题未彻底解决，致使火力发电机组煤耗平均增加至少1%，由此每年造成的煤耗增加至少为1300万吨以上。

⑵技术内容

本技术利用胶球清洗，并能长期保持95%以上的收球率，能确保凝汽器所有的冷却管都能得到清洗，使凝汽器时刻保持最佳的清洁状况，彻底免除停机人工清洗。凝汽器真空保持系统依靠压缩空气作为动力，在微电脑控制程序的控制下，间歇地将清洁球瞬间同时一次性发射入凝汽器的入口，对凝汽器所有的冷却管进行擦拭清洗，清洗后的胶球由回收装置收回。

凝汽器真空保持系统与凝汽器冷却水系统一同工作。其工艺流程为每隔30～60min清洗运行一次，每次的清洗流程包括：压缩空气储气罐加压，压力释放，发球装置瞬间将胶球发射入凝汽器入口，数量众多的胶球对凝汽器冷却管进行清洗，清洗过后，胶球通过回收装置被收集回主体柜中的集球器，启动主体柜内的胶球清洁程序，对胶球进行清洗去污，随后一次清洗流程结束。

主要技术指标:

1）收球率长期保持95%以上；2）长期保持凝汽器所有冷却管清洁；3）彻底免除停机人工清洗；

4）凝汽器端差显著下降平均1～2℃；5）凝汽器真空度明显提升1%以上；6）平均降低汽轮机煤耗4g/kWh。⑶技术应用

该技术已获得国家专利，并已在15MW、60MW、300MW等机组上得到成功应用，设备安装简便，系统运行可靠，节能效果显著。

典型用户：苏州太仓港协鑫发电有限公司、苏州蓝天协鑫热电有限公司

苏州太仓港协鑫发电有限公司：建设规模2×300MW机组，在已经运营的发电机组上，拆除原有胶球清洗装置，安装凝汽器真空保持节能系统，主要技改设备包括主体柜、回收装置、微电脑控制柜和辅助设备。节能技改投资额1000万元，建设期40天。

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年节能12000tce以上，降低CO2排放3万吨。每年直接经济效益超过800万元，投资回报期1.25年。

苏州蓝天协鑫热电有限公司：建设规模2×60MW机组，对已经运营的发电机组进行改造，拆除原有胶球清洗装置，安装凝汽器真空保持节能系统，主要技改设备包括主体柜、回收装置、微电脑控制柜和辅助设备。节能技改投资额200万元，建设期40天。实施后，平均降低端差3—4℃，提高真空度2%以上，年节能2700tce以上，每年的直接经济效益达到250万元,投资回收期约1年。

13.高压变频调速⑴技术原理

高压变频调速技术采用单元串联多电平技术或者IGBT元件直接串联高压变频器等技术，实现变频调速系统的高输出功率（功率因数>0.95），同时消除对电网谐波的污染。对中高压、大功率风机、水泵的节电降耗作用明显，平均节电率在30%以上。

⑵关键技术

单元串联多电平技术采用功率单元串联电压相加回路，采取变压器多绕组别分组分压整流单元均压，单元电平叠加，通过IGBT逆变桥进行正弦（PWM）控制，可得到单项交流输出，每个功率模块结构及电气性能上完全一致，可以互换。

主要技术指标：1）效率≥96%；

2）输出电压范围3kV～11kV3）输入电流谐波总含量：≤4%4）输入功率因数：≥0.95

⑶技术应用：北京大唐发电公司陡河发电厂

建设规模：1000kW/6kV风机高压变频器改造。主要技改内容:125MW调峰机组风机变频调节，主要设备为1000kW/6kV风机变频器。节能技改投资280万元，建设期18个月。每年可节能1160tce，年节能经济效益100万元，投资回收期24个月。

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14.电除尘器节能提效控制技术⑴有关的能耗现状

我国目前火电机组装机容量约6 亿kW，机组绝大多数配置电除尘器。目前，这些除尘器基本都采用工频除尘器电源，按电除尘器工频电源耗电功率占机组发电功率的0.25％计算，电除尘器消耗电功率约150 万kW，年耗能约75 亿kWh。

⑵技术内容

采用电力电子技术，将工频交流电转换为电压70kV以上、电流峰值4～6A、时间宽度为20μs以下的脉冲电流给电除尘器供电。通过对电流脉冲采取一定的控制模式，增加电除尘器内烟尘带电荷量，增加带电烟尘收集移动速度，并减少无效的能量供给，达到提高电除尘器除尘效率，大幅度减少供电电能的效果。

关键技术

1）大功率高频高压电除尘器电源制造技术；

2）适合不同工况的提高电除尘器除尘效率、大幅度节约电能的运行控制技术。主要技术指标

1）高频电源设备额定输出电压：72kV以上，额定输出电流达到1.6A以上，额定输出功率达到115kW；

2）减少烟尘排放：40％以上；

3）节电率：70％以上。以1 台300MW 锅炉为例，年节约电能360 万kWh 以上⑶技术应用

已通过中国电机工程学会组织的两项科技成果鉴定，技术达到国际先进水平。已在华电、大唐、华润、国电、神华等大型发电集团的125—1000MW 机组上投运控制装置3000 余套，在越南广宁电厂、泰国JS 电厂等工程中出口控制装置100 余套，取得了显著的经济和环保效益。该技术还在以中天钢铁股份有限公司为代表的冶金行业投入使用。

国电安顺电厂，建设规模：300MW 机组电除尘器电源及控制系统节能改造。主要技改内容为：将原有电除尘器电源控制系统更换为节能提效型电除尘器电源及控制系统。节能技改投资额270 万元，建设期14 天。年节约电能4GWh，折合1400tce，年节约运行电费144 万元（电价按0.36 元/kWh 计），投资回收期2 年。

国电泰州电厂，建设规模：1000MW 机组电除尘器电源及控制系统节能改造。主要技改内容：将原有电除尘器电源控制系统更换为节能提效型电除尘器电源及控制系统。节

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能技改投资额480 万元，建设期20 天。年节约电能5.74GWh，折合2009tce，年节约运行电费206 万元（电价按0.36 元/kWh 计），投资回收期2.5 年。

15.电站锅炉空气预热器柔性接触式密封技术⑴有关的能耗现状

在发电行业，传统空气预热器是采用刚性有间隙密封技术，在动静间保持一个最小间隙，达到漏风最小。由于空气预热器存在蘑菇状变形问题，而且变形随负荷环境温度不断发生变化，很难达到最佳的动静之间的间隙值，漏风率一般在10%左右。

⑵技术内容

将空气预热器扇形板调节在某一合理位置，柔性接触式密封组件安装在空气预热器转子径向隔仓板上，在未进入扇形板时，接触式密封滑块高出扇形板8mm 。当柔性接触式密封滑块运动到扇形板下面时，合页式弹簧发生形变。密封滑块与扇形板接触，形成严密无间隙的密封系统。当该密封滑块离开扇形板后，合页式弹簧将密封滑块自动弹起，以此循环进行。

关键技术

柔性接触式密封技术利用的是迷宫密封的原理，将运动部件和静止部件之间的间隙完全覆盖。新型的密封结构具有良好的弹性和柔性，可以根据不同负荷下密封间隙的变化改变变形量，并向四周散开，阻止空气向各个方向渗漏，实现了在轴向、径向和环向上的全方位密封，将空预器在各个方向的漏风降到最低。

全新密封结构具有极大的灵活性，可适用于不同大小、不同结构的回转式空预器。可以根据现场位置和漏风情况安装在空预器轴向、径向、环向任一方向，或者是在三个方向同时安装，安装后的空预器漏风率得到大幅减小，且结构简单，投资小。主要技术指标：

运行一年内漏风率≤6％；一个大修期（5 年）内漏风率≤8％。⑶技术应用

通过中电联科学技术成果鉴定，已在全国火力发电企业应用近100 台（套）。典型用户：大唐陕西韩城发电有限公司、上海外高桥第三发电有限责任公司1）大唐陕西韩城发电有限公司。建设规模为600MW 机组A、B 侧空气预热器。主要技改内容：600MW 机组A、B 侧空气预热器密封改造。节能技改投资额360 万元，建设期20 天。年节能量11880tce，取得节能经济效益713 万元，投资回收期不到1 年。

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2）上海外高桥第三发电有限责任公司。建设规模：2×1000MW 机组，4 台回转式空气预热器的密封改造。主要技改内容：根据空气预热器的密封结构和现场改造空间，在径向、横向和环向上增加新型柔性接触式密封簇。节能技改投资额600 万元，建设期7个月。改造后厂用电率下降至2.7％（不带脱硫），全年节约厂用电量4497 万kWh，折合15740tce，投资回收期半年。

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