天津电力行业节能工作先进经验交流会在汉沽举行

天津市经济和信息化委员会组织全市电力行业生产、运营单位的节能工作先进经验交流会10日18日在汉沽召开。国网天津电力公司、电科院、津能集团及全市发电企业主管领导和节能工作负责人出席经验交流会；并就贯彻落实国家《万家企业节能低碳行动实施方案》进行了详细解读。

在电力行业节能工作先进经验交流会上，国网天津电力科学研究院进行了“冷端系统节能优化研究”的专题讲座，军粮城热电公司、陈塘热电公司等八个发电企业先后介绍了利用节能产品、节能技术在发电设备上进行节能改造后取得的具有安全性、经济性和良好节能效果的作法和经验。

吸收式水源热泵技术在火电厂的应用及效果

军粮城热电有限公司开展余热利用改造项目，设计12台吸收式热泵，总容量480MW，利用#9、#10两台350MW汽机五段抽汽444t/h（0.35MPa/255℃）作为驱动汽源，回收两台 200MW机组余热（198MW），循环水流量21276t/h，供回水温度33/25℃；热网循环水流量12000t/h，热网水供出水温度85/55℃；新增供热面积400万m2；可使200MW机组单台机组煤耗下降约65g/kWh。

该项目最大的亮点在于创新。在供暖季电厂循环水不再依靠冷却塔降温，而是作为热泵低温热源，进行余热资源回收利用，同时形成闭式循环冷却系统，节省了大量冷却水资源。电厂原本用于供热的那部分抽汽，一部分作为热泵高温驱动热源，另一部分用于加热热泵出口后的一次网热水，减少了换热温差。在相同供热能力情况下可大大减少汽轮机的抽汽量，增加汽轮机的发电能力，提高系统整体能效。采用逐级升温的方式加热一次网，使加热过程避免了大温差传热造成的大量不可逆传热损失。

（军粮城热电有限公司通讯员供稿）

CV阀堵孔技术改造提高机组供热比

天津陈塘热电有限公司三期安装两台300MW抽凝汽式供热机组（编号：#8、#9机），2010-2011供热季，按照区调要求，对三期机组进行最大采暖供热能力试验。针对采暖抽汽不足的问题，陈塘热电有限公司为了增加热网抽汽进汽量，相应的减少该工况下通往低压缸去的排汽量，选择对连通管调节阀（CV阀）位于对称位置的两个通孔进行封堵。

连通管压力调节阀碟整圈开有6个直径为100mm的通孔，为减小抽汽工况下通往低压缸去的流量，可选择位于对称位置的两孔封堵。实施时，将阀门解体，在相应的阀碟汽孔上攻钻M110*3的螺孔，配上螺纹堵塞，堵塞两端开有10*45°的坡口以供与阀碟焊接。

堵孔改造后，单机最大采暖抽汽流量可以增加40t/h以上。如果按照单台机组供热水流量5000t/h计算，能够提高供热水温5℃以上，为单机供热负荷的增加以及外网供热负荷的扩大提供了保障，对于提高机组供热比，降低供电煤耗具有积极意义。

（天津陈塘热电有限公司通讯员供稿）

引风机变频改造后节能效益显著

天津国电津能热电有限公司一期工程的2×330MW亚临界机组每台锅炉配置两台双吸双支+液力耦合离心式引风机。由于没有配置增压风机，引风机需要同时克服锅炉、脱硝、除尘器、脱硫和烟塔的阻力，其压头比常规机组引风机压头高，故比常规引风电机功率大。

离心式风机在变速调节过程中，在风机的风量由100%下降到50%时，变速调节与风门调节方式相比，风机的效率平均高出30%以上。当锅炉负荷一定时，若风机系统的漏风率一定，风机效率、电机效率、传递效率基本不变时，系统的控制效率越高，电机所消耗的电功率越小。风机系统由原来的风门挡板调节改为变频调节，系统的控制效率得到显著提高。

鉴于引风机设备效率偏低的主要原因是液力耦合器输出转速与电动机的额定转速偏差较大，造成液力耦合器运行效率低。2010年对两台炉四台引风机全部进行了变频改造，项目回收年限11个月，变频改造后的节能效益显著。

（天津国电津能热电有限公司通讯员供稿）

汽机真空系统改造效益可观

国投北疆电厂之前汽机真空系统采用高、低压凝汽器抽真空管路采用串联方式，改造时使用N-49710型双背压、双壳体、单流程、表面冷却式凝汽器。该系统采用并联布置型后高、低压凝汽器抽空气管路完全独立，两个凝汽器之间无连通管，而是同时由各自的抽气口通过真空泵抽出空气和不凝结气体。

改造后高、低压凝汽器之间的抽空气管路连接已被切断，由此实现高、低压凝汽器抽空气管路的单独抽吸。在节能运行方式下仅投一台真空泵时，可采用关小高压凝汽器抽真空母管隔离阀的措施，对高压凝汽器内空气（蒸汽）抽出流量进行适当地控制与调整，确保两只凝汽器满足双背压运行要求。

改造后，高、低压凝汽器内积聚的空气都能被顺畅抽出，机组真空得到大幅的提高，低压凝汽器压力比高压凝汽器压力降低1kPa以上。全年可以节省4200吨左右标准煤。每年可节省燃料费用达394.8万元，经济效益十分可观。 （国投北疆发电厂通讯员供稿）

水塔节水及提高冷却效果改造效果明显

天津大唐国际盘山发电公司对600MW机组的收水器、水塔喷溅装置进行设备改造。

冷却塔热力计算采用的气象条件由空气的干球温度、湿球温度（或相对湿度）和大气压力各参数组成。为了减少蒸发损失，盘山发电公司首先在3#水塔上加装了2000m2收水器，加装后经与4#塔对比真空没有变化，但节水效果比较明显。2012年1-8月发电综合水耗完成2.16kg/kwh，同期完成2.36kg/kwh同比下降0.2kg/kwh。

2012年5 月对水塔的喷溅装置进行了改造，加装了2000个（1/4）经过测试统计可使循环水温下降0.3℃，如果全部加装后可使循环水夏季水温下降至少1℃。

循环水温每下降1℃，可影响供电煤耗下降约1g/kwh，一个8000m2的水塔，需要更换8000个最低需要投资40万元。一台600MW机组年利用小时按5500小时计算按下降1g/kwh，年节约标煤3300吨，节约价值248万元。

（大唐国际盘山发电有限责任公司通讯员供稿）

降低锅炉排烟温度改造显成效

天津华能杨柳青电厂三期工程#5、#6锅炉为德国Babcock公司设计制造。两台锅炉投入运行后就一直存在着排烟温度偏高（冬季140℃左右、夏季160℃左右，设计值为125℃）的现象。经过对运行数据、设计资料和试验数据分析，排烟温度偏高主要原因是：省煤器受热面吸热偏低、制粉系统旁路冷风过大、给水温度偏高以及空气预热器入口温度、漏风和煤质等因素。

在对省煤器、再热器、吊挂系统进行了项目改造可行性分析后，华能杨柳青电厂对两台锅炉进行了改造。在受热面改造中，将原来二级省煤器布置方式改为三级结构布置，原来的上级省煤器保留利用，下两级省煤器均改为直鳍片式省煤器，采用直鳍片省煤器，鳍片高度为16.5mm，厚度为4mm，省煤器整体布置的横向节距和纵向节距与原来一样。改造后的省煤器的受热面积为10437m2，由于省煤器受热面的增加，相应增加省煤器吸热量，省煤器的吸热量达到1289.4KJ/kg，比原来增加了552KJ/kg，省煤器出口烟气温度由原来的409℃降低到372℃。

（华能杨柳青电厂通讯员供稿）

降低厂用电的节能措施及效果

大港发电厂3、4号锅炉分别配备4台钢球磨煤机，改造前的耗电量占厂用电20%左右。通过使用超高铬稀土钢球，提高磨煤机内钢球的破碎力，研磨力，磨煤机运行电流由改造前的120A降低到95A以下，单台磨煤机能耗降低超过10kWh/t以上。4台磨煤机每年节电560万kWh。

1、2 号脱硫塔分析浆液原取样点设计在石膏排出泵出口管路上。改造后石膏排出泵平均每天停运14小时，年节电24万kWh。3号机组在检修中及时更换了电侧凝汽器铜管，当海水温度在20℃时，数据显示凝汽器换热效果得到提高，各负荷段端差均有所降低；凝结水过冷度受到换热效果提高的影响，对比升高约0.6℃；各负荷段凝汽器压力对比降低0.2～0.7kPa， 综合各负荷段数据，凝汽器压力平均降低0.45kPa左右，换热效果明显。

（大港发电厂通讯员供稿）

#6炉达标提效项目改造效果显著

中石化股份天津分公司热电厂#6炉存在的主要问题是：掺烧神华煤后，排烟温度大幅上升至150℃；燃烧器无低氮燃烧功能，NOX排放值在750mg/Nm3以上；油枪耗油量较大，为635kg/h；粗粉分离器分离效率低；脱硫改造后烟气系统阻力增加，吸风机裕量不足；引风机变频器已运行多年，故障率逐渐升高；炉体局部保温温度超标。

天津分公司对#6炉立体分级低NOX燃烧器、小油枪、相变换热器、粗粉分离器及炉顶密封部分进行了大修和项目改造。

#6炉改造后完成反平衡锅炉效率92.66%，较改造前的90.37%提高2.29%。热效率试验结果表明，在330t/h、370t/h、406t/h 三个工况下的热效率分别为92.25%、92.57%、92.66%，预计年节约原煤12073吨，预计年效益为872万元，1.2年即可收回全部改造投资，达标提效治理取得显著效果。

（中石化股份天津分公司热电厂通讯员供稿）