发电厂节能降耗的措施有哪些（转载--做好电厂节能降耗工作）

来源：热电圈

1、汽动热网循环泵技术

采暧供热机组的热网循环泵采用背压式汽轮机驱动替代传统的电动机驱动，提高了能量的利用率。系统中背压汽轮机的用汽取自采暖抽汽管道，该汽轮机为单级汽轮机，其排汽压力略高于热网加热器进汽压力，排汽进入热网加热器后同采暖抽汽一道加热热网循环水，系统配置见下图：

由于采用了小汽轮机驱动热网循环泵，因此大幅降低了供热厂用电率。另外小汽轮机仅使用了进入小汽轮机蒸汽的不到10%的焓降，该部分90%以上的能量还将用于热网循环水的加热，而不是作为冷源损失浪费掉，故而提高了能源利用率。这一系统的另一好处还体现在可以不考虑小汽轮机的内效率，即使小汽轮机的效率很低，但根据能量守恒，未转变为机械功的热量均会进入到热网加热器中被完全利用，使整个系统的能量利用率保持一致。

2、凝结水泵深度变频优化

目前投运的各等级机组基本都进行了凝泵变频技改，并取得了较好的节能效果，但部分机组在实现凝泵变频运行后，由于汽泵密封水压力等原因，仍保持除氧器上水调门在节流运行方式，使凝泵变频的效果未能充分发挥。因此需开展凝结水泵深度变频优化工作，通过优化控制逻辑在正常运行中实现除氧器上水调门全开，进一步降低凝结水泵耗电率。

应用案例一：华能玉环电厂在完成凝结水泵变频改造后进一步实施深度变频优化工作，通过改变原控制逻辑系统将凝泵变频电流大幅降低，使凝结水泵耗电率降低0.05%，达到0.15%的最优水平。

应用案例二：华能井冈山电厂进行四台机组给水泵密封水增压泵改造，使凝结水压力不受密封水压力限制，改造后实施深度变频，凝泵耗电率由0.2%降至0.15%。

3、高低加水位优化试验

正常运行中，高加水位控制在规定的设定值范围内，由于受负荷影响和抽汽压力、温度影响，以及测量误差的影响，在不同负荷下，高加水位不同，造成加热效果不同。当高加下端差偏离设计范围（正常值在5-6℃）时，说明加热器实际水位控制不当，发生水位过高淹没疏水冷却段，或水位过低造成本级加热器的抽汽排挤下一级加热器。应根据实际水位情况和优化后的运行效果，校准加热器水位测量回路，并相应修改加热器水位联锁、保护定值。

4、开式水系统优化

机组开式冷却水系统优化有技术改造和运行方式优化，技术改造有：开式泵电机变频改造、车削叶轮、新增小泵等；运行方式优化有：有些机组当本机两台循泵同时运行时，循环水压力（包括虹吸作用）能够克服开式水系统阻力，从而可以停运开式泵；或对开式泵增加旁路，使现停开式泵。

应用案例1：杨柳青电厂#7、#8机组开式水系统各新增一台60％额定流量的开式水泵（流量1250t/h，扬程16m，功率75kW），小流量水泵在春、秋、冬季节能运行8个月，比大泵功率降低85kW，达到节电目的。部分电厂通过系统优化，实现了开式泵停运。

应用案例2：工业水系统、开式水系统加联络。某电厂经过试验，非夏季工况，两台330MW机组只要有一台开式泵运行，炉侧动力设备冷却水倒至该开式泵循环水供给，炉侧动力设备冷却水的回水也相应倒换至该开式泵的机组凉水塔，可以停运一台工业泵和1～2台深井泵的试验措施，节约了厂用电和市电费用。停止一台工业泵后，节约厂用电394200kwh，节省14.98万元。停止一台深井泵后，节约551880kwh，节约成本37.395万元。

5、高压加热器改造

随着机组运行时间的增加，由于各种原因引起的高压加热器堵管数量逐渐增加，加热器的端差逐渐偏离经济运行范围。为降低其端差，一般采用整体更换加热器的方式。判断标准一般为加热器堵管数量是否超过总管数的10%，超过则安排改造更换。更换时应注意要对水室隔板的结合面及螺栓进行解体检查处理，防止运行中出现水室隔板处泄漏。

6、给水泵再循环阀改造

给水泵再循环阀内漏将造成给水泵功耗增加，严重影响经济性，部分采用电泵的机组，由于再循环阀内漏，引起厂用电率上升0.3-0.4个百分点，应及时进行治理。再循环阀由于前后压差很大，且给水温度接近饱和温度，在小开度运行时极易引起汽蚀冲击而造成泄漏。在防治上，一是加强检查分析，及时发现调阀泄漏并尽早采取措施；二是应尽量避免调阀频繁开启或在小流量状态长时间运行；三是利用检修机会对调阀通流部件进行研磨修复，并确保调阀关闭严密；四是采用先进技术对调阀进行换型改造，如采用多级节流降压技术减缓汽蚀现象，选购质量优良、阀门型线合理、材质和加工工艺过硬的阀门等。

部分电厂在给泵再循环阀前加装电动隔离阀，正常运行时保持电动隔离阀在关闭状态，通过逻辑设计，在给水流量降低至再循环调阀开启值前，先行开启电动隔离阀，有效降低了运行中再循环阀门的内漏。

应用案例：华能井冈山电厂将#1、2机组给水泵再循环调阀前手动阀改为电动阀，运行中保持关闭，有效降低了再循环漏流量。

7、管道系统优化

通过适当增大管径、减少弯头、尽量采用弯管和斜三通等低阻力连接件等措施，降低主蒸汽、再热、给水等管道阻力。机组热效率提高0.1%～0.2%，可降低供电煤耗0.3～0.6克/千瓦时，技术成熟。

8、外置蒸汽冷却器

超超临界机组高加抽汽由于抽汽温度高，往往具有较大过热度，通过设置独立外置蒸汽冷却器，充分利用抽汽过热焓，提高回热系统热效率。预计可降低供电煤耗约0.5克/千瓦时，技术较成熟，适用于66、100万千瓦超超临界机组。

9、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果。预计可降低供电煤耗2～3g/kWh。技术成熟，适用于各级容量机组。

10、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，采用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。预计可降低供电煤耗2～3g/kWh。技术成熟，适用于20万千瓦以上机组。

11、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，可取得很好的节能提效效果。预计可降低供电煤耗0.5～1.0g/kWh。技术成熟，适用于30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。

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。预计可降低供电煤耗约0.5～1g/kWh技术成熟。

13、加强管道和阀门保温

管道及阀门保温技术直接影响电厂能效，降低保温外表面温度设计值有利于降低蒸汽损耗。但会对保温材料厚度、管道布置、支吊架结构产生影响。暂无降低供电煤耗估算值。技术成熟，适于各级容量机组。

14、低温余热的利用

低温余热一般温度低于200℃的烟气和低于100℃的液体，但量非常大，主要利用方式有冷凝水的余热利用、热管和热泵技术等。新型低温余热利用形式还有通过吸收式制冷空调（如溴化锂空调），吸附式制冷空调将低温热量转化成冷量，用于供冷。

,