燃煤热电机组主要节能技术有哪些？

电力是世界上的主要能源，电能的生产方式是多种多样的，燃煤发电是电能生产的主要手段。特别是在发展中国家，电能主要来自燃煤发电厂。由于燃煤电厂效率较低，大量的热、二氧化碳和飞灰排入大气，造成严重的环境污染。因此，节能是电力企业当前的重要工作。燃煤电厂主要节能技术汇总如下：

（1）提高蒸汽参数　常规超临界机组汽轮机典型参数为24.2MPa/566℃/566℃，常规超超临界机组典型参数为25～26.25MPa/600℃/600℃。提高汽轮机进汽参数可直接提高机组效率，综合经济性、安全性与工程实际应用情况，主蒸汽压力提高至27～28MPa，主蒸汽温度受主蒸汽压力提高与材料制约一般维持在600℃，热再热蒸汽温度提高至610℃或620℃，可进一步提高机组效率。主蒸汽压力大于27MPa时，每提高1MPa进汽压力，可降低汽轮机热耗0.1%左右。再热蒸汽温度每提高10℃，可降低热耗0.15%。预计相比常规超超临界机组可降低供电煤耗1.5～2.5g/（kW·h）。技术较成熟。适用于66万千瓦、100万千瓦超超临界机组设计优化。

（2）二次再热　在常规一次再热的基础上，汽轮机排汽二次进入锅炉进行再热。汽轮机增加超高压缸，超高压缸排汽为冷一次再热，其经过锅炉一次再热器加热后进入高压缸，高压缸排汽为冷二次再热，其经过锅炉二次再热器加热后进入中压缸。比一次再热机组热效率高出2%～3%，可降低供电煤耗8～10g/（kW·h）。技术较成熟。

美国、德国、日本、丹麦等国家部分30万千瓦以上机组已有应用。国内有100万千瓦二次再热技术示范工程。

（3）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0.3～0.6g/（kW·h）。技术成熟。

（4）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0.5g/（kW·h）。技术较成熟。

适用于66万千瓦、100万千瓦超超临界机组。

（5）低温省煤器　在除尘器入口或脱硫塔入口设置1级或2级串联低温省煤器，采用温度范围合适的部分凝结水回收烟气余热，降低烟气温度从而降低体积流量，提高机组热效率，降低引风机电耗。预计可降低供电煤耗1.4～1.8g/（kW·h）。

在新的镍基耐高温材料研发成功后，蒸汽参数可提高至700℃，大幅提高机组热效率，供电煤耗预计可达到246g/（kW·h）。

（6）汽轮机通流部分改造　对于13.5万千瓦、20万千瓦汽轮机和2000年前投运的30万千瓦和60万千瓦亚临界汽轮机，通流效率低，热耗高。采用全三维技术优化设计汽轮机通流部分，采用新型高效叶片和新型汽封技术改造汽轮机，节能提效效果明显。预计可降低供电煤耗10～20g/（kW·h）。

（7）汽轮机间隙调整及汽封改造　部分汽轮机普遍存在汽缸运行效率较低、高压缸效率随运行时间增加不断下降的问题，主要原因是汽轮机通流部分不完善，汽封间隙大，汽轮机内缸接合面漏汽严重，存在级间漏汽和蒸汽短路现象。通过汽轮机本体技术改造，提高运行缸效率，节能提效效果显著。预计可降低供电煤耗2～4g/（kW·h）。

（8）汽机主汽滤网结构优化研究　为减少主再热蒸汽固体颗粒和异物对汽轮机通流部分的损伤，主再热蒸汽阀门均装有滤网。常见滤网孔径均为ϕ7mm，已开有倒角。但滤网结构及孔径大小需进一步研究。可减少蒸汽压降和热耗，暂无降低供电煤耗估算值。

（9）锅炉排烟余热回收利用　在空预器之后、脱硫塔之前烟道的合适位置通过加装烟气冷却器，用来加热凝结水、锅炉送风或城市热网低温回水，回收部分热量，从而达到节能提效、节水效果。采用低压省煤器技术，若排烟温度降低30℃，机组供电煤耗可降低1.8g/（kW·h），脱硫系统耗水量减少70%。适用于排烟温度比设计值偏高20℃以上的机组。

（10）锅炉本体受热面及风机改造　锅炉普遍存在排烟温度高、风机耗电高，通过改造，可降低排烟温度和风机电耗。具体措施包括：一次风机、引风机、增压风机叶轮改造或变频改造；锅炉受热面或省煤器改造。预计可降低煤耗1.0～2.0g/（kW·h）。

（11）锅炉运行优化调整　电厂实际燃用煤种与设计煤种差异较大时，对锅炉燃烧造成很大影响。开展锅炉燃烧及制粉系统优化试验，确定合理的风量、风粉比、煤粉细度等，有利于电厂优化运行。预计可降低供电煤耗0.5～1.5g/（kW·h）。

（12）电除尘器改造及运行优化　根据典型煤种，选取不同负荷，结合吹灰情况等，在保证烟尘排放浓度达标的情况下，试验确定最佳的供电控制方式（除尘器耗电率最小）及相应的控制参数。通过电除尘器节电改造及运行优化调整，节电效果明显。预计可降低供电煤耗约2～3g/（kW·h）。

（13）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，取得良好的节能提效效果。预计可降低供电煤耗2～3g/（kW·h）。

（14）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/（kW·h）。

（15）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/（kW·h）。

（16）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，一定程度上提高热效率。预计可降低供电煤耗约0.5～1g/（kW·h）。技术成熟。

（17）取较深海水作为电厂冷却水　直流供水系统取水口、排水口的位置和型式应考虑水源特点：是否利于吸取冷水以及温排水对环境的影响、泥沙冲淤和工程施工等因素。有条件时，宜取较深处水温较低的水。但取水水深和取排水口布置受航道、码头等因素影响较大。采用直流供水系统时，循环水温每降低1℃，供电煤耗降低约1g/（kW·h）。

（18）脱硫系统运行优化　具体措施包括：①吸收系统（浆液循环泵、pH值运行优化、氧化风量、吸收塔液位、石灰石粒径等）运行优化；②烟气系统运行优化；③公用系统（制浆、脱水等）运行优化；④采用脱硫添加剂。可提高脱硫效率、减少系统故障、降低系统能耗和运行成本、提高对煤种硫分的适应性。预计可降低供电煤耗约0.5g/（kW·h）。

（19）凝结水泵变频改造　高压凝结水泵电机采用变频装置，在机组调峰运行可降低节流损失，达到提效节能效果。预计可降低供电煤耗约0.5g/（kW·h）。

（20）空气预热器密封改造　回转式空气预热器通常存在密封不良、低温腐蚀、积灰堵塞等问题，造成漏风率与烟风阻力增大，风机耗电增加。可采用先进的密封技术进行改造，使空气预热器漏风率控制在6%以内。预计可降低供电煤耗0.2～0.5g/（kW·h）。

（21）电除尘器高频电源改造　将电除尘器工频电源改造为高频电源。由于高频电源在纯直流供电方式时，电压波动小，电晕电压高，电晕电流大，从而增加了电晕功率。同时，在烟尘带有足够电荷的前提下，大幅度减小电除尘器电场供电能耗，达到提效节能的目的。可降低电除尘器电耗。

（22）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。

（23）电厂照明节能方法　从光源、镇流器、灯具等方面综合考虑电厂照明，选用节能、安全、耐用的照明器具。可以一定程度减少电厂自用电量，对降低煤耗影响较小。

（24）纯凝汽式汽轮机供热改造　对纯凝汽式汽轮机组蒸汽系统适当环节进行改造，接出抽汽管道和阀门，分流部分蒸汽，使纯凝汽式汽轮机组具备纯凝发电和热电联产两用功能。大幅度降低供电煤耗，一般可达到10g/（kW·h）以上。

（25）亚临界机组改造　将亚临界老机组改造为超（超）临界机组，对汽轮机、锅炉和主辅机设备做相应改造。大幅提升机组热力循环效率。