DQZHAN技術(shù)訊：電廠33個節(jié)能減排主要參考技術(shù)

1、提高蒸汽參數(shù)

常規(guī)超臨界機組汽輪機典型參數(shù)為24.2MPa/566℃/566℃，常規(guī)超超臨界機組典型參數(shù)為25-26.25MPa/600℃/600℃。提高汽輪機進汽參數(shù)可直接提高機組效率，綜合經(jīng)濟性、**性與工程實際應(yīng)用情況，主蒸汽壓力提高至27-28MPa，主蒸汽溫度受主蒸汽壓力提高與材料制約一般維持在600℃，熱再熱蒸汽溫度提高至610℃或620℃，可進一步提高機組效率。

主蒸汽壓力大于27MPa時，每提高1MPa進汽壓力，降低汽機熱耗0.1%左右。熱再熱蒸汽溫度每提高10℃，可降低熱耗0.15%。預(yù)計相比常規(guī)超超臨界機組可降低供電煤耗1.5～2.5克/千瓦時。節(jié)能技術(shù)較成熟。

適用于66、100萬千瓦超超臨界機組設(shè)計優(yōu)化。

2、二次再熱

在常規(guī)一次再熱的基礎(chǔ)上，汽輪機排汽二次進入鍋爐進行再熱。汽輪機增加超高壓缸，超高壓缸排汽為冷一次再熱，其經(jīng)過鍋爐一次再熱器加熱后進入高壓缸，高壓缸排汽為冷二次再熱，其經(jīng)過鍋爐二次再熱器加熱后進入中壓缸。比一次再熱機組熱效率高出2%～3%，可降低供電煤耗8～10克/千瓦時技術(shù)較成熟。

美國、德國、日本、丹麥等國家部分30萬千瓦以上機組已有應(yīng)用。國內(nèi)有100萬千瓦二次再熱技術(shù)示范工程。

3、管道系統(tǒng)優(yōu)化

通過適當增大管徑、減少彎頭、盡量采用彎管和斜三通等低阻力連接件等措施，降低主蒸汽、再熱、給水等管道阻力。機組熱效率提高0.1%～0.2%，可降低供電煤耗0.3～0.6克/千瓦時。技術(shù)成熟。

適于各級容量機組。

4、外置蒸汽冷卻器

超超臨界機組高加抽汽由于抽汽溫度高，往往具有較大過熱度，通過設(shè)置獨立外置蒸汽冷卻器，充分利用抽汽過熱焓，提高回?zé)嵯到y(tǒng)熱效率。預(yù)計可降低供電煤耗約0.5克/千瓦時。技術(shù)較成熟。

適用于66、100萬千瓦超超臨界機組。

5、低溫省煤器

在除塵器入口或脫硫塔入口設(shè)置1級或2級串聯(lián)低溫省煤器，采用溫度范圍合適的部分凝結(jié)水回收煙氣余熱，降低煙氣溫度從而降低體積流量，提高機組熱效率，降低引風(fēng)機電耗。預(yù)計可降低供電煤耗1.4～1.8克/千瓦時技術(shù)成熟。

適用于30～100萬千瓦各類型機組。

6、700℃超超臨界

在新的鎳基耐高溫材料研發(fā)成功后，蒸汽參數(shù)可提高至700℃，大幅提高機組熱效率供電煤耗預(yù)計可達到246克/千瓦時。技術(shù)研發(fā)階段。

7、汽輪機通流部分改造

對于13.5、20萬千瓦汽輪機和2000年前投運的30和60萬千瓦亞臨界汽輪機，通流效率低，熱耗高。采用全三維技術(shù)優(yōu)化設(shè)計汽輪機通流部分，采用新型高效葉片和新型汽封節(jié)能技術(shù)改造汽輪機，節(jié)能提效效果明顯。預(yù)計可降低供電煤耗10～20g/kWh。技術(shù)成熟。

適用于13.5～60萬千瓦各類型機組。

8、汽輪機間隙調(diào)整及汽封改造

部分汽輪機普遍存在汽缸運行效率較低、高壓缸效率隨運行時間增加不斷下降的問題，主要原因是汽輪機通流部分不完善、汽封間隙大、汽輪機內(nèi)缸接合面漏汽嚴重、存在級間漏汽和蒸汽短路現(xiàn)象。通過汽輪機本體技術(shù)改造，提高運行缸效率，節(jié)能提效效果顯著。預(yù)計可降低供電煤耗2～4g/kWh。技術(shù)成熟。

適用于30～60萬千瓦各類型機組。

9、汽機主汽濾網(wǎng)結(jié)構(gòu)型式優(yōu)化研究

為減少主再熱蒸汽固體顆粒和異物對汽輪機通流部分的損傷，主再熱蒸汽閥門均裝有濾網(wǎng)。常見濾網(wǎng)孔徑均為φ7，已開有倒角。但濾網(wǎng)結(jié)構(gòu)及孔徑大小需進一步研究。可減少蒸汽壓降和熱耗，暫無降低供電煤耗估算值。技術(shù)成熟。

適于各級容量機組。

10、鍋爐排煙余熱回收利用

在空預(yù)器之后、脫硫塔之前煙道的合適位置通過加裝煙氣冷卻器，用來加熱凝結(jié)水、鍋爐送風(fēng)或城市熱網(wǎng)低溫回水，回收部分熱量，從而達到節(jié)能提效、節(jié)水效果。采用低壓省煤器技術(shù)，若排煙溫度降低30℃，機組供電煤耗可降低1.8g/kWh，脫硫系統(tǒng)耗水量減少70%。技術(shù)成熟。

適用于排煙溫度比設(shè)計值偏高20℃以上的機組。

11、鍋爐本體受熱面及風(fēng)機改造

鍋爐普遍存在排煙溫度高、風(fēng)機耗電高，通過改造，可降低排煙溫度和風(fēng)機電耗。具體措施包括：一次風(fēng)機、引風(fēng)機、增壓風(fēng)機葉輪改造或變頻改造;鍋爐受熱面或省煤器改造。預(yù)計可降低煤耗1.0～2.0g/kWh。技術(shù)成熟。

適用于30萬千瓦亞臨界機組、60萬千瓦亞臨界機組和超臨界機組。

12、鍋爐運行優(yōu)化調(diào)整

電廠實際燃用煤種與設(shè)計煤種差異較大時，對鍋爐燃燒造成很大影響。開展鍋爐燃燒及制粉系統(tǒng)優(yōu)化試驗，確定合理的風(fēng)量、風(fēng)粉比、煤粉細度等，有利于電廠優(yōu)化運行。預(yù)計可降低供電煤耗0.5～1.5g/kWh。技術(shù)成熟。

現(xiàn)役各級容量機組可普遍采用。

13、電除塵器改造及運行優(yōu)化

根據(jù)典型煤種，選取不同負荷，結(jié)合吹灰情況等，在保證煙塵排放濃度達標的情況下，試驗確定*佳的供電控制方式(除塵器耗電率*小)及相應(yīng)的控制參數(shù)。通過電除塵器節(jié)電改造及運行優(yōu)化調(diào)整，節(jié)電效果明顯。預(yù)計可降低供電煤耗約2～3g/kWh。技術(shù)成熟。

適用于現(xiàn)役30萬千瓦亞臨界機組、60萬千瓦亞臨界機組和超臨界機組。

14、熱力及疏水系統(tǒng)改進

改進熱力及疏水系統(tǒng)，可簡化熱力系統(tǒng)，減少閥門數(shù)量，治理閥門泄漏，取得良好節(jié)能提效效果。預(yù)計可降低供電煤耗2～3g/kWh。技術(shù)成熟。

適用于各級容量機組。

15、汽輪機閥門管理優(yōu)化

通過對汽輪機不同順序開啟規(guī)律下配汽不平衡汽流力的計算，以及機組軸承承載情況的綜合分析，采用閥門開啟順序重組及優(yōu)化技術(shù)，解決機組在投入順序閥運行時的瓦溫升高、振動異常問題，使機組能順利投入順序閥運行，從而提高機組的運行效率。預(yù)計可降低供電煤耗2～3g/kWh。技術(shù)成熟

適用于20萬千瓦以上機組。

16、汽輪機冷端系統(tǒng)改進及運行優(yōu)化

汽輪機冷端性能差，表現(xiàn)為機組真空低。通過采取技術(shù)改造措施，提高機組運行真空，可取得很好的節(jié)能提效效果。預(yù)計可降低供電煤耗0.5～1.0g/kWh。技術(shù)成熟。

適用于30萬千瓦亞臨界機組、60萬千瓦亞臨界機組和超臨界機組。

17、高壓除氧器乏汽回收

將高壓除氧器排氧閥排出的乏汽通過表面式換熱器提高化學(xué)除鹽水溫度，溫度升高后的化學(xué)除鹽水補入凝汽器，可以降低過冷度，一定程度提高熱效率。預(yù)計可降低供電煤耗約0.5～1g/kWh技術(shù)成熟。

適用于10～30萬千瓦機組

18、取較深海水作為電廠冷卻水

直流供水系統(tǒng)取、排水口的位置和型式應(yīng)考慮水源特點、利于吸取冷水、溫排水對環(huán)境的影響、泥沙沖淤和工程施工等因素。有條件時，宜取較深處水溫較低的水。但取水水深和取排水口布置受航道、碼頭等因素影響較大。采用直流供水系統(tǒng)時，循環(huán)水溫每降低1℃，供電煤耗降低約1g/kWh。技術(shù)成熟。

適于沿海電廠。

19、脫硫系統(tǒng)運行優(yōu)化

具體措施包括：1)吸收系統(tǒng)(漿液循環(huán)泵、pH值運行優(yōu)化、氧化風(fēng)量、吸收塔液位、石灰石粒徑等)運行優(yōu)化;2)煙氣系統(tǒng)運行優(yōu)化;3)公用系統(tǒng)(制漿、脫水等)運行優(yōu)化;4)采用脫硫添加劑?？商岣呙摿蛐?、減少系統(tǒng)故障、降低系統(tǒng)能耗和運行成本、提高對煤種硫份的適應(yīng)性。預(yù)計可降低供電煤耗約0.5g/kWh。技術(shù)成熟。

適用于30萬千瓦亞臨界機組、60萬千瓦亞臨界機組和超臨界機組。

20、凝結(jié)水泵變頻改造

高壓凝結(jié)水泵電機采用變頻裝置，在機組調(diào)峰運行可降低節(jié)流損失，達到提效節(jié)能效果。預(yù)計可降低供電煤耗約0.5g/kWh。技術(shù)成熟。

在大量30～60萬千瓦機組上得到推廣應(yīng)用。

21、空氣預(yù)熱器密封改造

回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器通常存在密封**、低溫腐蝕、積灰堵塞等問題，造成漏風(fēng)率與煙風(fēng)阻力增大，風(fēng)機耗電增加。可采用先進的密封技術(shù)進行改造，使空氣預(yù)熱器漏風(fēng)率控制在6%以內(nèi)。預(yù)計可降低供電煤耗0.2～0.5g/kWh。技術(shù)成熟。

適用于各級容量機組。

22、電除塵器高頻電源改造

將電除塵器工頻電源改造為高頻電源。由于高頻電源在純直流供電方式時，電壓波動小，電暈電壓高，電暈電流大，從而增加了電暈功率。同時，在煙塵帶有足夠電荷的前提下，大幅度減小了電除塵器電場供電能耗，達到了提效節(jié)能的目的?？山档碗姵龎m器電耗。技術(shù)成熟。

適用于30～100萬千瓦機組。

23、加強管道和閥門保溫

管道及閥門保溫技術(shù)直接影響電廠能效，降低保溫外表面溫度設(shè)計值有利于降低蒸汽損耗。但會對保溫材料厚度、管道布置、支吊架結(jié)構(gòu)產(chǎn)生影響。暫無降低供電煤耗估算值。技術(shù)成熟。

適用于各級容量機組。

24、電廠照明節(jié)能方法

從光源、鎮(zhèn)流器、燈具等方面綜合考慮電廠照明，選用節(jié)能、**、耐用的照明器具?？梢砸欢ǔ潭葴p少電廠自用電量，對降低煤耗影響較小。技術(shù)成熟。

適用于各類電廠。

25、凝汽式汽輪機供熱改造

對純凝汽式汽輪機組蒸汽系統(tǒng)適當環(huán)節(jié)進行改造，接出抽汽管道和閥門，分流部分蒸汽，使純凝汽式汽輪機組具備純凝發(fā)電和熱電聯(lián)產(chǎn)兩用功能。大幅度降低供電煤耗，一般可達到10g/kWh以上。技術(shù)成熟。

適用于12.5～60萬千瓦純凝汽式汽輪機組。

26、亞臨界機組改造

為超(超)臨界機組將亞臨界老機組改造為超(超)臨界機組，對汽輪機、鍋爐和主輔機設(shè)備做相應(yīng)改造。大幅提升機組熱力循環(huán)效率。技術(shù)研發(fā)階段。

27、低(低)溫靜電除塵

在靜電除塵器前設(shè)置換熱裝置，將煙氣溫度降低到接近或低于酸露點溫度，降低飛灰比電阻，減小煙氣量，有效防止電除塵器發(fā)生反電暈，提高除塵效率。除塵效率*高可達99.9%。低溫靜電除塵技術(shù)較成熟，國內(nèi)已有較多運行業(yè)績。低低溫靜電除塵技術(shù)在日本有運行業(yè)績，國內(nèi)正在試點應(yīng)用，防腐問題國內(nèi)尚未有實例驗證。

28、布袋除塵

含塵煙氣通過濾袋，煙塵被粘附在濾袋表面，當煙塵在濾袋表面粘附到一定程度時，清灰系統(tǒng)抖落附在濾袋表面的積灰，積灰落入儲灰斗，以達到過濾煙氣的目的。煙塵排放濃度可以長期穩(wěn)定在20mg/Nm3以下，基本不受灰分含量高低和成分影響。技術(shù)較成熟。

適于各級容量機組。

29、電袋除塵

綜合靜電除塵和布袋除塵優(yōu)勢，前級采用靜電除塵收集80～90%粉塵，后級采用布袋除塵收集細粒粉塵。除塵器出口排放濃度可以長期穩(wěn)定在20mg/Nm3以下，甚至可達到5mg/Nm3，基本不受灰分含量高低和成分影響。技術(shù)較成熟。

適于各級容量機組。

30、旋轉(zhuǎn)電極除塵

將靜電除塵器末級電場的陽極板分割成若干長方形極板，用鏈條連接并旋轉(zhuǎn)移動，利用旋轉(zhuǎn)刷連續(xù)**陽極板上粉塵，可消除二次揚塵，防止反電暈現(xiàn)象，提高除塵效率。煙塵排放濃度可以穩(wěn)定在30mg/Nm3以下，節(jié)省電耗。技術(shù)較成熟。

適用于30～100萬千瓦機組。

31、濕式靜電除塵

將粉塵顆粒通過電場力作用吸附到集塵極上，通過噴水將極板上的粉塵沖刷到灰斗中排出。同時，噴到煙道中的水霧既能捕獲微小煙塵又能降電阻率，利于微塵向極板移動。通常設(shè)置在脫硫系統(tǒng)后端，除塵效率可達到70%～80%，可有效除去PM2.5細顆粒物和石膏雨微液滴。技術(shù)較成熟。

國內(nèi)有多種濕式靜電除塵技術(shù)，正在試點應(yīng)用。

32、雙循環(huán)脫硫

與常規(guī)單循環(huán)脫硫原理基本相同，不同在于將吸收塔循環(huán)漿液分為兩個獨立的反應(yīng)罐和形成兩個循環(huán)回路，每條循環(huán)回路在不同PH值下運行，使脫硫反應(yīng)在較為理想的條件下進行?？刹捎脝嗡p循環(huán)或雙塔雙循環(huán)。雙循環(huán)脫硫效率可達98.5%或更高。技術(shù)較成熟。

適于各級容量機組。

33、低氮燃燒

采用先進的低氮燃燒器技術(shù)，大幅降低氮氧化物生成濃度。爐膛出口氮氧化物濃度可控制在200mg/Nm3以下。技術(shù)較成熟。