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摘 要： 针对某2×200MW热电联产火电厂的运行现状进行节能潜力分析，提出对该火电厂实现节能减排的具体建议和对策，提升火电厂经济效益，为火电厂开展节能工作提供的参考。
关键词： 热电联产；节能；电力
中图分类号：TK11 文献标识码：A 文章编号：1671－7597（2012）1210124－01
某电厂2×200MW热电联产机组，锅炉型号HG-670/13.7-HM18，由哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计、制造的超高压参数单汽包自然循环锅炉，单炉膛，一次中间再热，平衡通风，室内布置，固态排渣煤粉炉。汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的超高压、一次中间再热、三缸双排汽、单轴、采暖抽汽式，型号为C162/N205-12.75/535/535型。本文通过实地核查运行数据，通过整理分析比对，分析该火电厂节能潜力，为火电厂开展节能工作提供参考。
1 节能潜力分析
1.1 锅炉效率
影响锅炉热效率的主要因素是锅炉排烟热损失较高。对于特定的燃料和送风温度而言，排烟温度每升高10～20℃，排烟热损失就增大0.4～0.8%，影响煤耗1～2g/kW·h。通过对电厂能耗指标汇分析可以看出，#1、#2炉的排烟温度分别高出设计值35℃和17℃；排烟温度每升高10～20℃，排烟热损失就增大0.4～0.8%，影响煤耗1～2g/kW·h，#1机组影响煤耗3.5g/kW·h、#2机组影响煤耗1.7g/kW·h，平均影响煤耗约2.6g/kW·h。
1.2 减温水
过热器减温水流量超标10t/h，影响煤耗约0.14g/kW·h；再热器减温水流量超标10t/h，影响煤耗约0.75g/kW·h。通过对锅炉过热器减温水流量和再热器减温水流量分析可知：#1～#2锅炉过热器减温水流量超标8t/h和9t/h；煤耗升高0.11g/kW·h和0.13g/kW·h，再热器减温水流量超标4t/h和5t/h；煤耗升高0.30g/kW·h和0.37g/kW·h。平均约影响煤耗约0.46g/kW·h。
1.3 蒸汽参数
对于高参数大容量机组，蒸汽温度影响蒸汽焓值较大。与过热蒸汽温度设计值541℃相比，温度每降低10℃，影响煤耗约1.21g/kW·h；与再热蒸汽温度设计值541℃相比，温度每降低10℃，影响煤耗约0.91g/kW·h。
#1炉过热蒸汽和#1炉再热汽温度比设计值低4.43℃和6.34℃；煤耗上升0.53g/kW·h和0.58g/kW·h，#2炉过热蒸汽和#2炉再热汽温度比设计值低2.82℃和6.81℃；煤耗升高0.34g/kW·h和0.62g/kW·h，平均约升高煤耗1.04g/kW·h。
1.4 机组负荷系数
#1、#2机组单台机组平均负荷为141.27MW，负荷系数为70.64%，未能在设计工况下运行，使得机组的各项运行指标达不到设计水平，只能在低效率下运行，导致发电煤耗增大。
1.5 蒸汽参数参数
#1机组进汽温度534.32℃，再热温度532.61℃，分别较设计值低1.7℃和2.4℃；#2机组进汽温度535.98℃，较设计值高0.98℃，再热温度531.59℃，分别较设计值低3.41℃。
1.6 真空度和凝汽器端差
真空度升高1%，可降低煤耗约3.811g/kW·h。凝汽器端差变化1℃，影响煤耗约0.9g/kW·h。
#1、#2机组真空度分别为90.54%和89.08%，分别较设计值（94.34%）偏低3.80%和5.26%。煤耗升高14.48g/kW·h和20.05g/kW·h，平均煤耗升高约17.27g/kW·h。
#1、#2机组凝汽器端差分别为17.12℃和16.96℃，分别较设计值（5℃）偏高12.12℃和11.96℃，煤耗升高10.91g/kW·h和10.76g/kW·h，共计升高煤耗约10.84g/kW·h。
1.7 机组热耗率
热耗率26kJ/kW·h约影响煤耗1g/kW·h。
#1、#2机组热耗率分别为8908.60kJ/kW·h和8929.00kJ/
kW·h，分别较设计值（8205.62kJ/kW·h）偏低702.98kJ/kW·h和723.38kJ/kW·h，煤耗升高27.04g/kW·h和27.82g/kW·h，平均煤耗升高约27.43g/kW·h。
2 节能建议
1）为了有效降低机组发电煤耗，建议火电厂研究实现厂内优化调度，并与电网调度加强联系，实现机组尽可能承担基本负荷，实现电网节能调度。针对海拉尔地区供暖需求，逐步增加供热量。
2）应进一步重视节能管理工作，实行技术经济指标的动态管理，认真进行各项经济指标的分解考核，开好经济活动分析会，按月进行供电煤耗、厂用电率等指标的分解细化，使经济指标全面地向全国先进水平和设计值靠近。
3）针对主要运行数据偏离设计值的问题，建议火电厂优化机组的运行水平，对影响煤耗比较明显的因素，要研究最优值的确定。
4）针对汽轮机漏气损失大，缸效率低，进行汽封改造。
5）针对机组真空低，应及时对凝汽器进行清洗。
6）针对机组阀门的内外泄漏量较大，加大了汽水损失率；应提高阀门的检修水平，把阀门的检修和维护责任落实到人，完善现有阀门内漏台帐，在机组小修中进行针对性治理，使机组的补水率进一步降低。
7）火电厂应严格执行国家能源标准，避免因煤质化验方法落后而造成的损失。建议尽快完善煤质化验方法标准，尤其要规范取样方法，强化取样的加密措施，规范数据传递程序，完善燃料采购合同，避免因煤质管理不善而造成损失。
8）继续提高全员的节能意识，进一步加强生产用水、用能的管理，加强完善用水的计量管理。 9）建议对耗电率大的泵与风机进行变频改造。
10）建议可根据负荷情况及时调整磨煤机出力，根据煤质改变磨煤机运行方式。加强对空气预热器的清灰处理，严格进行空预器吹灰，在机组启停、入炉煤灰分较高和燃烧不好时，增加吹灰次数，减少飞灰堆积。
11）降低厂用电率的建议措施。
① 引风机、送风机、风扇磨电耗大。可根据负荷情况及时调出力。
② 给水泵电耗大。在机组启动、并网前，可启动一台电泵运行。当负荷升至100MW时，建议启动汽泵运行，并及时退出电动给水泵。
③ 循环泵电耗大。根据气温，当循环水入口平均水温低于25℃时，可停运一台循环泵，采用“两机三泵”运行方式。气温再降低，循环水入口平均水温低于15℃时，可采用单泵运行方式。
④ 除盐水泵电耗大。建议对其进行变频改造。
⑤ 脱硫系统。通过优化风机的运行方式，实现在低负荷工况下以单引风机运行代替双引风机+双增压风机运行。
⑥ 运行人员可根据机组运行参数，改变（调整）主要辅机的运行方式，及时调整设备的投入与退出，降低厂用电率。
⑦ 提高检修质量，减少设备的重复性检修，提高机组运行的投入率和负荷系数，从而达到降低厂用电率的目的。
3 总结
通过对该火电厂生产现场调查、资料核查和必要的测试，分析能源利用状况，并确认其利用水平，查找存在的问题和漏洞，分析对比挖掘节能潜力，提出切实可行的节能措施和建议，从而为火电厂提供真实可靠的能源利用状况，并指导火电厂提高能源管理水平，降低发电成本，以实现节能减排目标，促进经济和环境的可持续发展。
参考文献：
[1]查冰峰，200MW汽轮机通流部分改造及效果分析[J].江西电力，2008（06）.
[2]王小芳，某电厂汽轮机本体安装中关键问题及解决方法[J].山西建筑，2010（29）.
[3]王斌，电厂中汽轮机节能技术的应用[J].中国高新技术企业，2009（14）.
[4]杨朝刚，电站锅炉鼓风机的型式及其调节方式的优化[J].风机技术，2000（01）.
[5]郭连波、邹玮，高压变频节能技术应用实例及效果分析[J].内蒙古石油化工，2010（05）.
作者简介：
张志成（1982-），男，内蒙古巴彦淖尔人，硕士，电气工程师，毕业于内蒙古工业大学，从事行业：节能技术研究；郭力萍（1968-），女，内蒙古呼和浩特人，副教授，研究方向：电力系统分析。
关键词： 热电联产；节能；电力
中图分类号：TK11 文献标识码：A 文章编号：1671－7597（2012）1210124－01
某电厂2×200MW热电联产机组，锅炉型号HG-670/13.7-HM18，由哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计、制造的超高压参数单汽包自然循环锅炉，单炉膛，一次中间再热，平衡通风，室内布置，固态排渣煤粉炉。汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的超高压、一次中间再热、三缸双排汽、单轴、采暖抽汽式，型号为C162/N205-12.75/535/535型。本文通过实地核查运行数据，通过整理分析比对，分析该火电厂节能潜力，为火电厂开展节能工作提供参考。
1 节能潜力分析
1.1 锅炉效率
影响锅炉热效率的主要因素是锅炉排烟热损失较高。对于特定的燃料和送风温度而言，排烟温度每升高10～20℃，排烟热损失就增大0.4～0.8%，影响煤耗1～2g/kW·h。通过对电厂能耗指标汇分析可以看出，#1、#2炉的排烟温度分别高出设计值35℃和17℃；排烟温度每升高10～20℃，排烟热损失就增大0.4～0.8%，影响煤耗1～2g/kW·h，#1机组影响煤耗3.5g/kW·h、#2机组影响煤耗1.7g/kW·h，平均影响煤耗约2.6g/kW·h。
1.2 减温水
过热器减温水流量超标10t/h，影响煤耗约0.14g/kW·h；再热器减温水流量超标10t/h，影响煤耗约0.75g/kW·h。通过对锅炉过热器减温水流量和再热器减温水流量分析可知：#1～#2锅炉过热器减温水流量超标8t/h和9t/h；煤耗升高0.11g/kW·h和0.13g/kW·h，再热器减温水流量超标4t/h和5t/h；煤耗升高0.30g/kW·h和0.37g/kW·h。平均约影响煤耗约0.46g/kW·h。
1.3 蒸汽参数
对于高参数大容量机组，蒸汽温度影响蒸汽焓值较大。与过热蒸汽温度设计值541℃相比，温度每降低10℃，影响煤耗约1.21g/kW·h；与再热蒸汽温度设计值541℃相比，温度每降低10℃，影响煤耗约0.91g/kW·h。
#1炉过热蒸汽和#1炉再热汽温度比设计值低4.43℃和6.34℃；煤耗上升0.53g/kW·h和0.58g/kW·h，#2炉过热蒸汽和#2炉再热汽温度比设计值低2.82℃和6.81℃；煤耗升高0.34g/kW·h和0.62g/kW·h，平均约升高煤耗1.04g/kW·h。
1.4 机组负荷系数
#1、#2机组单台机组平均负荷为141.27MW，负荷系数为70.64%，未能在设计工况下运行，使得机组的各项运行指标达不到设计水平，只能在低效率下运行，导致发电煤耗增大。
1.5 蒸汽参数参数
#1机组进汽温度534.32℃，再热温度532.61℃，分别较设计值低1.7℃和2.4℃；#2机组进汽温度535.98℃，较设计值高0.98℃，再热温度531.59℃，分别较设计值低3.41℃。
1.6 真空度和凝汽器端差
真空度升高1%，可降低煤耗约3.811g/kW·h。凝汽器端差变化1℃，影响煤耗约0.9g/kW·h。
#1、#2机组真空度分别为90.54%和89.08%，分别较设计值（94.34%）偏低3.80%和5.26%。煤耗升高14.48g/kW·h和20.05g/kW·h，平均煤耗升高约17.27g/kW·h。
#1、#2机组凝汽器端差分别为17.12℃和16.96℃，分别较设计值（5℃）偏高12.12℃和11.96℃，煤耗升高10.91g/kW·h和10.76g/kW·h，共计升高煤耗约10.84g/kW·h。
1.7 机组热耗率
热耗率26kJ/kW·h约影响煤耗1g/kW·h。
#1、#2机组热耗率分别为8908.60kJ/kW·h和8929.00kJ/
kW·h，分别较设计值（8205.62kJ/kW·h）偏低702.98kJ/kW·h和723.38kJ/kW·h，煤耗升高27.04g/kW·h和27.82g/kW·h，平均煤耗升高约27.43g/kW·h。
2 节能建议
1）为了有效降低机组发电煤耗，建议火电厂研究实现厂内优化调度，并与电网调度加强联系，实现机组尽可能承担基本负荷，实现电网节能调度。针对海拉尔地区供暖需求，逐步增加供热量。
2）应进一步重视节能管理工作，实行技术经济指标的动态管理，认真进行各项经济指标的分解考核，开好经济活动分析会，按月进行供电煤耗、厂用电率等指标的分解细化，使经济指标全面地向全国先进水平和设计值靠近。
3）针对主要运行数据偏离设计值的问题，建议火电厂优化机组的运行水平，对影响煤耗比较明显的因素，要研究最优值的确定。
4）针对汽轮机漏气损失大，缸效率低，进行汽封改造。
5）针对机组真空低，应及时对凝汽器进行清洗。
6）针对机组阀门的内外泄漏量较大，加大了汽水损失率；应提高阀门的检修水平，把阀门的检修和维护责任落实到人，完善现有阀门内漏台帐，在机组小修中进行针对性治理，使机组的补水率进一步降低。
7）火电厂应严格执行国家能源标准，避免因煤质化验方法落后而造成的损失。建议尽快完善煤质化验方法标准，尤其要规范取样方法，强化取样的加密措施，规范数据传递程序，完善燃料采购合同，避免因煤质管理不善而造成损失。
8）继续提高全员的节能意识，进一步加强生产用水、用能的管理，加强完善用水的计量管理。 9）建议对耗电率大的泵与风机进行变频改造。
10）建议可根据负荷情况及时调整磨煤机出力，根据煤质改变磨煤机运行方式。加强对空气预热器的清灰处理，严格进行空预器吹灰，在机组启停、入炉煤灰分较高和燃烧不好时，增加吹灰次数，减少飞灰堆积。
11）降低厂用电率的建议措施。
① 引风机、送风机、风扇磨电耗大。可根据负荷情况及时调出力。
② 给水泵电耗大。在机组启动、并网前，可启动一台电泵运行。当负荷升至100MW时，建议启动汽泵运行，并及时退出电动给水泵。
③ 循环泵电耗大。根据气温，当循环水入口平均水温低于25℃时，可停运一台循环泵，采用“两机三泵”运行方式。气温再降低，循环水入口平均水温低于15℃时，可采用单泵运行方式。
④ 除盐水泵电耗大。建议对其进行变频改造。
⑤ 脱硫系统。通过优化风机的运行方式，实现在低负荷工况下以单引风机运行代替双引风机+双增压风机运行。
⑥ 运行人员可根据机组运行参数，改变（调整）主要辅机的运行方式，及时调整设备的投入与退出，降低厂用电率。
⑦ 提高检修质量，减少设备的重复性检修，提高机组运行的投入率和负荷系数，从而达到降低厂用电率的目的。
3 总结
通过对该火电厂生产现场调查、资料核查和必要的测试，分析能源利用状况，并确认其利用水平，查找存在的问题和漏洞，分析对比挖掘节能潜力，提出切实可行的节能措施和建议，从而为火电厂提供真实可靠的能源利用状况，并指导火电厂提高能源管理水平，降低发电成本，以实现节能减排目标，促进经济和环境的可持续发展。
参考文献：
[1]查冰峰，200MW汽轮机通流部分改造及效果分析[J].江西电力，2008（06）.
[2]王小芳，某电厂汽轮机本体安装中关键问题及解决方法[J].山西建筑，2010（29）.
[3]王斌，电厂中汽轮机节能技术的应用[J].中国高新技术企业，2009（14）.
[4]杨朝刚，电站锅炉鼓风机的型式及其调节方式的优化[J].风机技术，2000（01）.
[5]郭连波、邹玮，高压变频节能技术应用实例及效果分析[J].内蒙古石油化工，2010（05）.
作者简介：
张志成（1982-），男，内蒙古巴彦淖尔人，硕士，电气工程师，毕业于内蒙古工业大学，从事行业：节能技术研究；郭力萍（1968-），女，内蒙古呼和浩特人，副教授，研究方向：电力系统分析。