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1、 中兴能源 有限公司火力发电厂综合节能解决方案版本：V1.0-中兴能源（天津）有限公司2010年9月目录：一、中兴能源有限公司介绍3二、火电厂能耗特点分析41、火电厂整体工艺流程概述42.火力发电厂节能评价体系53、100MW600MW在役机组经济性能技术指标（参考值）6三、中兴能源火电系统节能投资技术线路71. 锅炉燃烧系统节油技术路线7【技术名称】：燃煤锅炉气化微油点火技术7【技术名称】：燃煤锅炉等离子煤粉点火技术8【技术名称】：电站锅炉用邻机蒸汽加热启动技术92. 锅炉燃烧系统效率提升技术路线11【技术名称】：复合相变换热技术11【技术名称】：凝汽器螺旋纽带除垢装置技术143. 降低厂电
2、率技术路线15【技术名称】：风机、凝泵变频改造15【技术名称】：电除尘器变频节能提效控制技术164. 热值回收综合技术路线18【技术名称】：脱硫岛烟气余热回收及风机运行优化技术185. 吹灰优化技术路线20【技术名称】：锅炉智能吹灰优化与在线结焦预警系统技术206. 预热密封技术路线22【技术名称】：电站锅炉空气预热器柔性接触式密封技术227. 汽轮机效率提升技术路线24【技术名称】：汽轮机通流改造24【技术名称】：汽轮机汽封改造258. 热电联产技术路线26【技术名称】：基于吸收式换热的新型热电联产集中供热技术26【技术名称】：纯凝汽轮机组改造实现热电联产技术28四、EMC系统节能项目实施流
3、程301、初步节能评估：现有能耗分析及对标评估302、节能计量与详细参数采集：详细参数测量，确定实施解决方案303、系统节能诊断及产品选型：节能产品组合及经济性评估304、节能实施与监测：305、监控与优化：31一、中兴能源有限公司介绍中兴能源有限公司（以下简称“中兴能源”）注册资本12.9亿元，下设八大分支机构，主要经营范围涵盖太阳能光伏技术研发及工程承包、燃料乙醇作物种植及加工、合同能源管理、棕榈种植及油脂加工贸易、国际农业投资与开发、专利及技术进出口、资本运作与管理等相关领域。 公司主要股东中兴通讯股份有限公司于1985年成立，拥有超过十五年全球化运营经验，是中国上市公司中最大的通讯设备
4、销售商，2009财年实现营业收入602.73亿元。 中兴能源自2007年成立以来，一直坚持以“低碳”“可持续发展”为目标，不断吸纳和整合各类优质资源，通过全球化渠道、科技化手段、集约化经营，实现农业、新能源、节能减排领域中各价值段的有效对接，并不断创造和保持着技术领先，为世界各国提供清洁高效的低碳技术、低碳产品及相关综合性服务。 中兴能源（天津）有限公司由中兴能源注资11.5亿元人民币成立，依托中兴的品牌优势和资金实力，专注于工业、建筑领域的综合节能服务业务，解决了我国节能服务公司规模小、资金实力弱、风险承受能力弱、整合资源能力弱等问题。中兴能源全面整合政府、节能监测和认证、碳排放、银行、信保
5、、基金、排放权交易所等资源，吸纳最先进的节能产品及技术，采用合同能源管理（EMC)商业模式运作节能项目，全额出资为具有节能潜力的用户提供从能源审计到能源诊断，从节能改造方案设计到设备采购，从项目施工到设备调试维护，从节能量第三方监测与核证到申请节能项目政府补贴等一系列节能服务，并致力于成为中国节能服务领域最具特色、最具竞争力的节能产品和服务综合解决方案产业投资集团和集成服务运营商。 在清洁能源版块， 深圳1.27MW屋顶太阳能光伏发电项目，该项目已经列入国家“金太阳”示范项目名录，项目总发电容量为1.27MW，项目分别以3个0.4234MW为单独单元并网发电。在项目25年的寿命期内共产生363
6、4万度电能，平均年发电量为145.34万千瓦时，年发电小时数为1145小时，其中，首年发电量为162.13千瓦时。平均每年节约标煤508吨，减少CO2排放量1240吨，减少SO2排放量11.8吨，减少NOx排放量6.7吨。内蒙古自治区年产3万吨甜高粱茎杆燃料乙醇产业化示范项目的废渣生物质余热发电工程合同能源管理项目。 在节能减排版块，公司专注国内节能领域的合同能源管理项目，结合自有技术和专利，与国内外知名节能产品制造商、设计院强强联合，为电力、冶金、化工、建材、楼宇等用于提供基于EMC运营模式的综合节能改造与投资。 二、火电厂能耗特点分析1、火电厂整体工艺流程概述火力发电厂的生产过程可分成三个
7、阶段：燃料的化学能在锅炉中转变为热能，加热锅炉中的水使之变成蒸汽，称为燃烧系统；锅炉产生的蒸汽进入汽轮机，推动汽轮机旋转，将热能转变为机械能，称为汽水系统；由汽轮机旋转的机械能带动发电机发电，把机械能变为电能，称为电气系统。2.火力发电厂节能评价体系按相互影响的层面划分，火力发电厂节能中的54个指标评价构成如下图所示：3、100MW600MW在役机组经济性能技术指标（参考值）机组类型供电 煤耗厂用电率平均值g/kW.h最好值g/kW.h落后值g/kW.h平 均 值%最 好 值%落后值%全国平均352.66.47国产100M机组415.2383.0446.08.667.5410.56国产200M
8、W级机组367.0343.0406.08.166.7110.3300MW机组平均值341.05.54国产300MW级机组342.4327.0367.05.394.179.54进口300MW级机组330.7320.0341.75.573.459.49600MW机组平均值329.05.05国产600MW级机组（亚临界）336.0325.635005.084.645.95国产600MW级机组（超临界）313.05.0进口600MW级机组（亚临界）324.69314.03385.023.815.61进口600MW级机组（超临界）310.96308.7313.233.943.864.02三、中兴能源火电
9、系统节能投资技术线路1. 锅炉燃烧系统节油技术路线【技术名称】：燃煤锅炉气化微油点火技术目前我国电站锅炉启动和低负荷稳燃过程中要消耗大量燃油，现役机组每台锅炉每年点火及稳燃用柴油约500吨以上。传统的大油枪每只油枪的出力在1.0t/h左右，而气化微油点火技术油枪出力只有30kg/h左右。适用范围：煤粉锅炉节能原理： 1.技术原理通过煤粉主燃烧器的一次风粉瞬间加热到煤粉着火温度，风粉混合物受到了高温火焰的冲击，挥发粉迅速析出同时开始燃烧，从而使煤粉中的碳颗粒在持续的高温加热下开始燃烧，形成高温火炬。2.关键技术油枪的气化燃烧，油燃烧室的配风，煤粉燃烧器的分级设计。 3.工艺流程： 电子点火枪点燃
10、油枪燃烧强化点燃一级煤粉点燃二级煤粉气膜风保护三级燃烧送入炉膛。主要技术指标： 同原来的点火油枪相比，节油在80%以上，烟煤节油率在95%以上。技术应用情况： 煤种适应力强，已在135MW、200MW、300MW及600MW机组上得到了应用。典型用户及投资效益： 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2300MW锅炉B层喷燃器投入节能技改资金260万元，与原点火油枪相比，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2600MW锅炉B层喷燃
11、器投入节能技改资金360万元，与原点火油枪相比，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。【技术名称】：燃煤锅炉等离子煤粉点火技术 适用范围：无等离子点火系统时，锅炉每次冷态点火到正常运行需耗油60吨左右，等离子系统投运时，耗油仅10吨左右，适用于干燥无灰基挥发分含量高于18的贫煤、烟煤和褐煤等煤种的锅炉点火系统。采用等离子点火装置，可以节约机组的燃料成本，特别是调峰机组，节油效果也十分显著，此外，该技术还可克服投油点火不能投电除尘器的环保问题，因而具有明显节能潜力节能原理： 1.技术原理在直流强磁下产生高温空气等离子气体，用来局部点燃煤粉。 2.关键技术等离子
12、发生器。 3.工艺流程等离子发生器利用空气做等离子载体，用直流接触引弧放电方法，制造功率达150kW的高温等离子体，热一次风携带煤粉通过等离子高温区域被点燃，形成稳定的二级煤粉的点火源，保证煤粉稳定燃烧。主要技术指标： （1）额定电压：0.38/0.36kV （2）工作电流：290320A （3）额定功率：200kVA 技术应用情况： 该技术已先后应用50600MW各等级机组锅炉200余台，总容量已突破70000MW。典型用户及投资效益： 岱海电厂2600MW机组锅炉节能技改投资额1000万元。机组投入生产后，采用等离子点火装置一次冷态启动可节省燃油98吨，2台机组每年可节省燃油980吨。年节
13、能经济效益达500万元，投资回收期2年。【技术名称】：电站锅炉用邻机蒸汽加热启动技术现有直流锅炉的启动方式一般有两种：疏水扩容式和带炉水循环泵式。疏水扩容式启动方式存在大量的工质和热量浪费，而带炉水循环泵的启动方式虽能节约部分工质和热量，但却存在系统复杂和初投资较高的缺点。从点火方式上来看，等离子点火技术和小油枪点火都属于冷炉冷风点火，在点火阶段有50左右的煤因为不能燃烬而浪费，且未燃烬的煤粉对锅炉来说是一种巨大隐患。本技术属于系统优化改造类项目，节能效果明显，投资低，简单易行且安全性高，预计到2015 年可在电力行业推广至10，形成10 万tce/a 的节能能力。节能原理：1.技术原理该技术
14、的主要思路是采用蒸汽替代燃油和燃煤，对锅炉进行整体预加热，使锅炉在点火时已处于一个“热炉、热风”的热环境。该启动方法的系统简单，实施容易，所增加的费用远低于等离子点火等其他省油方法。采用这种启动方式后，锅炉在启动过程所需的燃油强度大为降低，燃油过程大大缩短，从而使总体耗油量下降一个数量级以上。目前，每次锅炉启动的点火用油仅为20t；同时还可以大大减少厂用电及燃煤量，显著降低整个启动过程所消耗的能源总量和启动总成本。另外，该技术不仅将锅炉由原来的冷态启动转为热态启动，并且使烟风系统的运行条件更优于热态启动，极大改善了锅炉的点火和稳燃条件，显著提高了锅炉的启动安全性。该启动方式还可带来其他一系列的
15、附加效益。如，因加热蒸汽取自相邻汽轮机已经发过电的抽汽，可显著提高该机组的发电效率；点火阶段良好的热环境，可极大提高该阶段的燃油和燃煤的燃烧率，彻底消除燃油的黑烟现象，防止油烟粘结在空预器等尾部受热面而危及锅炉安全，电除尘可及早投入，显著改善该阶段的环保；由于显著提高启动阶段的排烟温度，可极大降低空预器结露和堵灰的概率，提高锅炉运行经济性和安全性。对于配有SCR 脱硝系统的锅炉，可杜绝其在启动阶段可能出现的低温结露、堵灰、催化剂中毒以及未燃尽烟灰的粘附甚至二次燃烧的威胁等等。2. 关键技术该技术的总体思路是采用蒸汽替代燃油和燃煤，对锅炉进行整体预加热，使锅炉在点火时已处于一个“热炉、热风”的热
16、环境。3. 工艺流程锅炉上水完成后，启动锅炉给水泵，开始小流量向锅炉提供给水（给水流量维持在500600t/h 左右），同时打开加热蒸汽管道的电动阀门，利用邻炉冷再热蒸汽加热高压加热器给水（蒸汽参数300，60bar），此时的给水可根据品质和清洗效果选择排入凝汽器或直接进入除氧器，小流量给水在锅炉内不断循环的过程中逐渐升温，直至达到给水加热极限，此时给水温度约为250，启动风烟系统，锅炉开始点火。此时的炉膛已均匀受热，喷入炉膛内的柴油能充分燃烧，燃烧效率比冷炉膛时要高，由于给水在暖炉时加热了省煤器，拥有巨大表面积的省煤器成了巨大的“暖风机”，炉膛内的冷风经过省煤器受热并通过空气预热器加热了一次
17、风和二次风，在极短的时间内就能满足投粉条件，大大缩短了锅炉启动的投油时间，进一步减少了锅炉启动点火的燃油量，同时由于投油时间缩短，可以尽快投入电除尘器，更好地满足电厂环保要求。主要技术指标：典型用户正常情况下的每次启动耗油约20t，最低为12t/次。分两个阶段：1）基建阶段：21000MW 超临界机组在整个调试期间共耗油1030t，为常规调试期耗油量（21000t）的二十分之一。基建阶段按计划每台机组平均启动25 次，每次耗油200t，两台机组计划耗油10000t，采用该技术后可节油8970t，折合13070tce。2）生产阶段：典型用户每次机组启动耗油20t，计划用油200t，每次启动节油1
18、80t。采用该技术后，每年每台按照5 次机组启停，两台机组每年可节能2622tce。电站锅炉用邻机蒸汽加热给水启动技术使用的蒸汽来自邻机的冷再热蒸汽，蒸汽量与采用该方法机组启动时免启锅炉辅机的厂用电能耗平衡。技术应用情况：该项技术自2007 年11 月在上海外高桥第三发电有限责任公司两台1000MW 机组上第一次应用，至168 小时考核结束，共消耗燃油1014t，仅为百万千瓦等级机组调试用油定额的10。系统简单，改造投资仅200万元，远低于小油枪点火或等离子点火方式的投资。典型用户及投资效益：典型用户：上海外高桥第三发电有限责任公司建设规模：21000MW 超超临界火力发电机组。主要技改内容：
19、安装邻机冷再热至本机的高压加热器蒸汽管道及阀门。节能技改投资额200 万元，建设周期3 个月。若不考虑新建机组基建阶段，仅考虑机组投运后的生产阶段，两台机组每年可节约2622tce，年节能经济效益210 万元，投资回收期为1 年。2. 锅炉燃烧系统效率提升技术路线 【技术名称】：复合相变换热技术适用范围：火力发电机组 燃煤锅炉节能原理：锅炉的热损失主要包括排烟损失、化学不完全燃烧损失、机械不完全燃烧损失、散热损失、灰渣物理热损失等项目。其中，排烟损失是最主要的部分，约占整个锅炉热损失的7080。一般地，排烟温度每降低15,可使锅炉热效率提高1%。因此，降低排烟温度是提高锅炉效率的最有效的途径。
20、然而煤、石油、天然气等均含硫，燃烧时都产生三氧化硫，三氧化硫与水蒸气结合形成硫酸蒸汽。如果锅炉受热面的金属壁温低于硫酸蒸汽的凝结点(酸露点)，就会在其表面形成液态硫酸(称为酸露)。低温酸露出现，会导致腐蚀漏风与积灰（结露性），其危害极大：一方面导致漏风，既增大风机电耗，又造成炉膛缺风，使燃烧恶化。热效率降低。另一方面导致积灰，使受热面换热能力下降。积灰严重时会形成堵灰，不仅影响传热，而且可能因烟道阻力剧增而限制锅炉出力，甚至被迫停炉。尤其是作为锅炉尾部受热面的空气预热器，由于壁温过低而引起的酸露腐蚀、灰堵现象经常发生，并一直得不到有效解决。为了解决这个问题，现在锅炉设计通常作法是提高设计排烟温
21、度，但这是以牺牲锅炉热效率为代价的。尽管如此，空气预热器往往运行一至两年后依然出现酸露腐蚀，直至穿孔报废。因此，在保证锅炉尾部受热面不发生酸腐蚀的前提下降低排烟温度，进而提高锅炉效率成为世界性的难题。主要技术指标：1） 复合相变换热器能够在锅炉的设计和改造中，大幅度降低烟气的排放温度，实现排烟温度仅比最低壁面温度高15，使大量中低温热能被有效回收，产生十分可观的经济效益；相比传统设计方法，能够将锅炉排烟温度稳定降低30100，实现锅炉效率提高27。而且对于越是排烟温度高的锅炉的节能效果越显著。2） 在降低排烟温度的同时，保持金属受热面壁面温度处于较高的温度水平，远离酸露点的腐蚀区域，从根本上避
22、免了结露腐蚀和由此发生的堵灰，大幅度降低设备的维护成本；3） 保证换热器金属受热面最低壁面温度处于可控可调状态，使复合相变换热器具有相当幅度的调节能力，使排烟温度和壁面温度保持相对稳定，并能适应锅炉的燃料品种以及负荷的变化；4） 在保留热管换热器具有高效传热特性的同时，通过适时排放不凝气体有效解决相变换热器可能出现的老化问题，大大延长设备的使用寿命。锅炉蒸发量（t/h）原排烟温度（）设计排烟温度（）温降（）最低壁面温度（）SO2减少排放量（吨/年）CO2减少排放量（吨/年）节煤量（t/年）35170115551004128811584651601154510066462525431301551
23、154010088612933702201501153510014097615367410150115351002271587287271000140115251003652550914026计算依据：1、假设设备漏风系数为0； 2、燃料酸露点温度为90； 3、使用义乌烟煤，含碳量49.6%，含硫量1.3%，发热量4708kcal/kg； 4、锅炉年运行时间为300天； 5、锅炉效率为85%；技术应用情况：方案一：加热除盐水适用场合：以供热（汽）为主，热电联产企业。基本原理：提高进除氧器水的温度，减少了汽机的抽汽，提高了供热能力。方案二：提高空气预热器进口风温，同时加热除盐水适用场合：上级空气
24、预热器出口烟温不高，尾部有可能结露，加热除盐水量受限制。基本原理：从降低排烟温度回收的余热中，一部分用来加热送风，提高上级空气预热器的进口风温，使其尾部最低壁面温度高于酸露点，防止结露腐蚀；另一部分加热除盐水，综合提高热效率。方案三：内部循环方式适用场合：系统对加热除盐水没有用场。基本原理：一方面，在省煤器后适当增加“复合气水段”、“复合气气段”受热面，用以加热锅炉给水，降低排烟温度提高锅炉热效率。另一方面，利用相变段整体壁温可控可调不结露的特点，加热送风，确保空预器避免低温结露腐蚀。方案四：余热锅炉（中、低压）适用场合：系统给水温度和热风温度较高，用户需要一定量的中、低压蒸汽。基本原理：一方
25、面，在转向室增设中、低压蒸发段，生产中、低压蒸汽，用以降低排烟温度提高锅炉热效率。另一方面，利用相变段整体壁温可控可调不结露的特点，加热送风，提高空预器最低壁面温度，确保空预器避免低温结露腐蚀。典型用户与投资：扬州威亨热电80t/h循环硫化床锅炉，原排烟温度171 。根据运行记录显示，当入口风温为20时，经过空预器的出口风温仅为71，出口烟气温度太低，严重影响到空预器的安全正常运行。改造方案：增加复合汽水段，提高给水温度和增加了复合汽汽段，加热空气避免了空预器低温酸露腐蚀，提高了入口风温。80T/H循环流化床节能效果：80T/H循环流化床于2007年10月投运除尘方式为布袋除尘，改造前排烟温度
26、为171，改造后排烟温度为120，排烟温度下降51，锅炉热效率提高2.5。年节标煤3384吨，年节能经济效益为284万元，减少二氧化硫排放65吨，减少二氧化碳排放8664吨。锅炉热效率提高2.5。通过扬州市节能技术服务中心现场检测。130T/H循环流化床节能效果：130T/H循环流化床于2008年5月投运除尘方式为电除尘，改造前排烟温度为156，改造后排烟温度为120排烟温度下降36。年节标煤3182吨，年节能经济效益为267万元，减少二氧化硫排放67吨，减少二氧化碳排放8141吨。【技术名称】：凝汽器螺旋纽带除垢装置技术 2005年全国电力系统供电煤耗377g/kWh标煤，比国外先进水平高出
27、5060 g/kWh标煤。凝汽器循环水浓缩倍率为1.53.0，国外先进水平循环水浓缩倍率为67，耗水较大。适用范围：火力发电机组节能原理： 1.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。2.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
28、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。3.工艺流程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，进口段固定，出口呈自由状态，冷却水进入换热管后，螺旋纽带除垢装置在冷却水流动能作用下自由旋转。对原有设备、工艺不改动。主要技术指标： 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。技术应用情况： 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。典型用户及投资效益： 国家电网
29、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。3. 降低厂电率技术路线 【技术名称】：风机、凝泵变频改造 发电厂厂用电量约占机组容量的5l0，泵与风机等辅机设备消耗的电能约占厂用电的7080。泵与风机的节
30、电水平主要通过耗电率来反映。泵与风机的节能，重点要看其是否耗能过多、风机与管网是否匹配。目前火电厂中的主要用电设备能源浪费比较严重，主要是风机必须满功率运行，效率低、节流损失大、设备损坏快、输出功率无法随机组负荷变化进行调整、电机启动电流大（通常达到其额定电流的68倍）严重影响电机的绝缘性能和使用寿命。解决上述问题最有效手段之一就是利用变频技术对这些设备的驱动电源进行变频改造。【技术名称】：电除尘器变频节能提效控制技术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
31、率约150 万kW，年耗能约75 亿kWh。如果全部改用高频电源，按节电70计算，每年可节约50 亿kWh 的电能，折合170 万tce，产生18 亿元的节能效益，改造总投入约35 亿元。到2015 年，该技术预计推广到25，总投入9亿元，节能能力可达50 万tce/a。适用范围：电力、冶金、建材等行业电除尘器改造节能原理：1技术原理采用电力电子技术，将工频交流电转换为电压70kV以上、电流峰值46A、时间宽度为20s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
32、供电电能的效果。2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。3工艺流程三相工频交流电整流滤波形成直流电通过逆变电路形成高频电流脉冲对电流脉冲的周期进行优化控制电流脉冲通过高频变压器进行升压对高压电流脉冲进行整流送电除尘器电场。工艺流程见图1、图2。图 高频高压电除尘器电主要技术指标：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。技术应用情况：已通过中国
33、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1251000MW 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。典型用户及投资效益：1）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（
34、电价按0.36 元/kWh 计），投资回收期2 年。2）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。4. 热值回收综合技术路线 【技术名称】：脱硫岛烟气余热回收及风机运行优化技术目前成熟的脱硫技术如石灰石(石灰)-石膏湿法脱硫等虽取得了明显成效，但是投入成本高达亿元，成为目前制约火电厂配套脱硫设备的主要瓶颈。脱硫岛
35、烟气余热回收及风机运行优化技术通过对脱硫技术进行节能改造，预计到2015 年可推广10，总投资约15 亿元，实现约90 万tce/a 的节能能力。适用范围：电力行业节能原理：1.技术原理取消脱硫系统传统的GGH（气气换热系统），通过在吸收塔前加装烟气冷却器，其水侧与汽轮机的低压加热器系统连接，利用锅炉排烟余热加热部分或者全部凝结水，凝结水吸热升温后接入到下一级低压加热器，从而减少回热系统对低压缸的抽汽，在机组运行条件不变的情况下有更多的蒸汽进入低压缸做功，达到充分利用锅炉排烟余热的目的。同时，由于进入吸收塔的烟气温度降低，减少了吸收塔工业冷却水耗用量。2. 关键技术1）排烟余热利用：取消脱硫系
36、统传统的GGH，通过在吸收塔前加装烟气冷却器，充分利用锅炉的排烟余热，提高汽轮机组的运行效率；同时，由于进入吸收塔的烟气温度降低，减少了吸收塔工业冷却水耗用量。2）风机运行优化：在两台并联的增压风机基础上增加一条增压风机旁路烟道，并适当提高引风机的压头，通过优化风机的运行方式，实现在3060BMCR 的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，从而提高风机运行效率。3. 工艺流程1）排烟余热利用：在排烟余热利用方面，取消脱硫系统传统的GGH，改在吸收塔前加装烟气冷却器，其水侧并联在回热系统第二级低压加热器上，从2号低加进口引出部分或全部冷凝水，送往烟气冷却器。烟气从锅炉出来后，依次
37、通过空气预热器、电除尘器和引风机，通过开启的脱硫入口档板进入到脱硫区域内，烟气经增压风机增压后进入到烟气冷却器内。从2号低加进口引出的部分或者全部凝结水在烟气冷却器内吸收排烟热量，降低排烟温度，而自身却被加热、升高温度后再返回低压加热器系统，在2号低加出口与剩下的凝结水汇集后进入到3号低加。烟气在烟气冷却器中降温后进入到脱硫吸收塔中进行脱硫，而后经脱硫出口档板至烟囱排放。同样，烟气也可不经过脱硫系统而直接通过脱硫旁路档板进入烟囱后排放。2）风机综合优化运行：在风机优化运行方面，为了实现在较低负荷下的风机高效运行，必须增加一个增压风机的旁路烟道，在一定负荷条件下，烟气可以通过此旁路烟道绕过增压风
38、机直接进入到烟气冷却器中冷却。在正常运行情况下从引风机A和引风机B出来的烟气分别进入增压风机A和增压风机B进行增压，此时增压风机A和B的入口档板打开，关闭增压风机旁路档板。烟气通过增压风机增压后再进入烟气冷却器冷却，冷却至85左右进入吸收塔进行脱硫，而后经过除雾器和出口挡板至烟囱排放。在低负荷运行工况时，关闭两台引风机A，B的其中一台和两台增压风机，仅维持一台引风机运行，关闭增压风机A的入口挡板和出口挡板，打开增压风机B入口档板和旁路档板，让烟气从增压风机旁路烟道中通过。考虑到在增压风机B停运的情况下，增压风机B的入口档板长期处于开启状态会对风机叶片和机座等产生腐蚀，因此要求在单风机运行的情况
39、下，始终保持增压风机B的出口档板处于较小的开启状态，给增压风机B一定的烟气通流能力，防止腐蚀。这样，旁路烟道中的烟气和少量增压风机B通道中流通的烟气汇合后进入烟气热量回收器，冷却、脱硫后经烟囱排向大气。系统工艺流程图如下：主要技术指标：以21000MW 发电机组为例，采用本技术可使每台机组供电煤耗下降2.71g/kWh，年节电198 万kWh，年节水26 万t，取得综合经济效益2375 万元。技术应用情况：2009年5月在上海外高桥第三发电有限责任公司21000MW机组上首次应用成功。典型用户及投资效益：典型用户： 上海外高桥第三发电有限责任公司建设规模：21000MW 机组。主要技改内容：烟
40、气冷却器本体基础施工，烟气冷却器安装，凝结水管道和支吊架安装，烟道施工和风机改造（如有需要）。节能技改投资额4370 万元，建设期12 个月。按机组年利用5500h 测算，每年可节能29810tce，取得经济效益2276 万元，投资回收期2 年。5. 吹灰优化技术路线【技术名称】：锅炉智能吹灰优化与在线结焦预警系统技术在电站及工业锅炉运行中，锅炉结渣、积灰是个长期存在的问题。由于缺乏科学的监测方法指导锅炉水冷璧、再热器、过热器、省煤器“四管”及省煤器后部烟道空预器进行吹灰，导致吹灰频次不合理，“四管”局部污染和磨损严重及结焦，从而造成吹灰汽源浪费、锅炉效率降低，并给锅炉的安全和可靠运行带来很大
41、隐患。锅炉结渣、积灰不但增加了锅炉受热面的传热阻力，使受热面传热恶化、煤耗增加，降低锅炉的热经济性，还可能造成烟气通道的堵塞，影响锅炉的安全运行，严重时会发生设备损坏、人身伤害事故，对锅炉运行危害严重。目前需要实施本项目改造的锅炉约有1000 多套，预计到2015 年可改造其中的30（约350 套），达到350 万tce/a 的节能能力。技术内容：1.技术原理将锅炉水冷壁、过热器、再热器、省煤器“四管”及省煤器后尾部烟道、空预器污染程度进行量化处理和图像转换，显示实时参考画面和污染数据，并根据临界污染因子及机组运行状况提出吹灰优化策略，实现污染监测与智能吹灰优化闭环反馈监测控制相结合，并具有锁
42、气清灰和煤质在线调整功能。同时在此基础上，采用有限元法研究膜式水冷壁特点，根据热力系统状态空间原理和主导因素原理，建立锅炉、主要辅助系统及设备的运行模型，开发炉膛结焦预警系统、高温区金属超温预警系统，建立结焦预警、超温预警控制数据库和锅炉炉膛及高温区结焦动态模型，可视化地在线显示炉内状态和结焦过程。2.关键技术在锅炉各受热面污染在线监测的基础上，实现系统开环运行操作指导与闭环反馈监测控制相结合的智能吹灰运行模式，降低排烟温度，提高锅炉效率；采用有限元法研究膜式水冷壁特点，建立锅炉、主要辅助系统及设备的运行模型，开发炉膛结焦预警系统、高温区金属超温预警系统，建立结焦预警、超温预警控制数据库和锅炉
43、炉膛及高温区结焦动态模型，可视化地展示炉内状态和结焦过程；配合建立燃料管理系统、制粉优化监测系统、燃烧优化系统和锅炉运行防结焦经验管理模型。3.工艺流程（1）配置系统专用服务器 （2）确定和安装新增测点。 （3）安装调试“四管”污染监测系统软件和基础平台 （4）建立基于膜式水冷壁背面温度测量的结焦预警模块 （5）建立调试积灰污染洁净因子计算相关模块 （6）建立调试锅炉性能监测和预警监测相关模块 （7）建立调试在线调整煤种功能模块 （8）锅炉“四管”吹灰敏感性试验 （9）炉膛积灰积渣特性试验 （10）进行吹灰蒸汽压力对吹灰性能的影响试验 （11）积灰特性试验和吹灰强度及频次试验 （12）搭建炉膛
44、结焦预警画面 （13）制定吹灰优化和结焦预警、超温预警策略 （14）闭环运行试验和预警试验 （15）与SIS 系统对接主要技术指标：可使电站锅炉排烟温度下降36，锅炉效率提高0.20.5。按需吹灰比定时吹灰可减少吹灰频次1/22/3，预计每年可减少结焦次数35 次，发电煤耗降低0.51.5g/kWh。同时，再热气温度得到有效控制，降低锅炉循环倍率，提高再热器温度或避免再热器超温，避免因结焦严重塌焦灭火事故的发生。技术应用情况：2008 年通过山东省科学技术厅组织的科学技术成果鉴定，鉴定结论为“本项目在电站锅炉智能吹灰优化研究与应用效果方面达到国内领先水平”。该技术目前已在华电、国电、大唐、华能
45、、中电投、国投、河北省投等电力集团近百台机组实施了节能改造，其中300MW 以上机组40 多台，占目前国内火电机组总量的近8。典型用户及投资效益：1） 华电邹县发电有限公司。建设规模：1000MW 机组#7 锅炉“锅炉智能吹灰优化与结焦预警系统”节能技术改造。主要技改内容：新增测点24 个，新增1 套采集器、1台套服务器、1 台工控机和1 套显示器，建立数据采集和传输系统，建立优化吹灰优化和结焦预警系统。节能技改投资额约180 万元，建设期8 个月。年综合节能量13600tce，年综合经济效益1000 余万元，投资回收期4 个月。2）内蒙古大唐托克托发电有限责任公司。建设规模：600MW 机组#6 锅炉“智能吹灰优化与在线结焦预警系统”节能技术改造。主要技改内容：新增1 套采集器、1 台套服务器、1 台工控机和1 套显示器，并建立数据采集和传输系统，建立吹灰优化和结焦预警系统。节能技改投资额150 万元，建设期9 个月。年综合节能量7000tce，年综合经济效益560 余
