5系统及辅机节能改造措施

5.1外置式蒸汽冷却器

5.2增加高压加热器或1号高加汽源切换

通常机组1号高加出口温度即为最终给水温度。机组在部分负荷运行时受抽汽压力影响， 水温度降低，机组热耗升高，同时低负荷工况最终给水温度影响锅炉脱硝。可根据需要选 性提高机组给水温度，目前可供选择的方案包括： a）单独增设0号高加，可选择全负荷投运，结合锅炉侧给水温度要求调整进入0号高加 蒸汽量。预期部分负荷最多可降低热耗35kJ/kW.h。 b 在汽缸1段抽汽口前开孔，作为低负荷1号高加备用汽源，即0段抽汽，仅增加管道 及阀门隧道标准规范范本，部分负荷时高加切换至0段抽汽，提高给水温度。应对0段抽汽口位置的选 取进行论证。该项改造在低负荷预期最多可降低热耗约10kJ/kW.h。 C 提高1段抽汽参数，须在1段抽汽管道上增设调节阀控制1号高加不超过原设计工作 压力，当1段抽汽压力超过原设计的最大工作压力值时调整阀门，THA及以下负荷时 调阀保持全开状态，提高THA及以下负荷的经济性。该项改造在低负荷时预期最多可 降低热耗约10kJ/kW.h。

5.3蛇形管高压加热器

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传统U形管高加管板位置在机组运行负荷频繁变化时容易产生疲劳裂纹，带来安全隐惠。 蛇形管高压加热器的管侧部件包括给水进出口集管和蛇形换热管，用厚度较薄的集管代替了 专统U形管高加中的水室及管板结构，换热管通常在壳体内弯成三程；壳侧部件主要由蒸汽 进口、疏水出口和壳体组成。蛇形管高加的集管与换热管之间为对接焊，并采用100%无损 深伤检测保证焊接质量，而且其换热管弯头较多，可以更好地吸收变工况引起的管束热变形 蛇形管高压加热器与U形管高压加热器比较，具有以下优点： a) 热弹性好（集管厚度为70～130mm，厚度仅为U形管高加管板的15%左右），疲劳 裂纹产生的概率大大降低： b) 工况包容性好； c) 相较于U形管高加温升3℃/min，温降2℃/min，蛇形管高加的温升温降速率可达 10℃/min，可以允许更多的变工况运行次数，能更好地满足当前机组快速启停，调 峰频繁的需求； d) 管口耐冲刷能力较强； e) 对过热段蒸汽出口含湿现象不敏感 f) 对水位波动不敏感；

5. 4 汽动给水泵组性能提升

采用新型高效叶型等技术对给水泵汽轮机进行通流改造，可以机组提高效率，减少从大 机的抽汽量，从而提高整机的经济性。 通过CFD设计手段对给水泵叶片型线进行重新优化设计，使给水泵设计高效工况点符合 实际管道阻力特性，流量符合实际工况所需流量，提高泵的运行效率，起到一定节能效果。

5.5锅炉排烟余热高能级深度利用

锅炉的排烟损失是锅炉各项能量损失中最大的一项，约占锅炉总能量损失的5%～8%。通 过对煤电机组，无其是排烟温度较高机组烟气余热的合理利用，能产生可观的节能效果。目 前火电厂常用的烟气余热利用技术包括以下几种： 低温省煤器技术。通过在空预器出口合适位置布置的低温省煤器，将烟气余热返回 到凝结水侧，提高凝结水温，减小汽轮机侧低加抽汽量。低温省煤器如布置在电除 尘器入口还可降低飞灰比电阻和烟气体积流量，提高除尘效率。低温省煤器技术通

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常可降低供电煤耗1~1.5g/kWh。 6 风水联合余热利用技术。在低温省煤器技术的基础增加了空预器冷一、二次风暖风 器及凝结水换热器，通过闭式循环水将低温省煤器和暖风器串联组成风水联合换热 系统；一部分的烟气余热通过凝结水换热器加热凝结水，排挤汽轮机低压缸抽汽， 增加蒸汽在汽轮机内的做功，从而节省煤耗；另一部分烟气余热通过暖风器加热空 预器进口的冷风回到锅炉，提高锅炉效率，同时也可解决空预器低温腐蚀的问题 风水联合余热利用技术通常可降低供电煤耗1.5~2.8g/kWh。 C） 空预器旁路深度余热利用技术。在风水联合余热利用技术的基础上增加空预器旁路 烟道，在旁路烟道内沿烟气流向依次布置给水换热器和凝结水换热器。通过给水换 热器加热给水可减少汽轮机高加抽汽，实现锅炉出口烟气余热的梯级利用，达到更 佳的节能效果。空预器旁路深度余热利用技术通常可降低供电煤耗3.5~5g/kWh

常可降低供电煤耗1~1.5g/kWh。 6） 风水联合余热利用技术。在低温省煤器技术的基础增加了空预器冷一、二次风暖风 器及凝结水换热器，通过闭式循环水将低温省煤器和暖风器串联组成风水联合换热 系统；一部分的烟气余热通过凝结水换热器加热凝结水，排挤汽轮机低压缸抽汽， 增加蒸汽在汽轮机内的做功，从而节省煤耗；另一部分烟气余热通过暖风器加热空 预器进口的冷风回到锅炉，提高锅炉效率，同时也可解决空预器低温腐蚀的问题。 风水联合余热利用技术通常可降低供电煤耗1.5~2.8g/kWh。 c）空预器旁路深度余热利用技术。在风水联合余热利用技术的基础上增加空预器旁路 烟道，在旁路烟道内沿烟气流向依次布置给水换热器和凝结水换热器。通过给水换 热器加热给水可减少汽轮机高加抽汽，实现锅炉出口烟气余热的梯级利用，达到更 佳的节能效果。空预器旁路深度余热利用技术通常可降低供电煤耗3.5～5g/kWh。

5.6风机及烟风管道节能优化改造

次风机、送风机及引风机（或增压风机）厂用电率占比较大，随着机组深度调峰及灵 活性改造完成后，风机设备在低负荷下厂用电率将大幅增加，因此设法降低电站风机耗电率， 特别是低负荷下的厂用电率，对机组灵活性改造后的经济运行有着十分重要意义。 电站风机节能方案的确定和实施须建立在现场热态性能试验基础上确定，以保证最大节 能效果。 对于离心式风机而言，可考虑采用更换高效叶轮、整体改造或加装调速装置来实现节能 对于直吹式制粉系统配套的离心式一次风机在加装调速装置时需根据风机自身特性进行稳 定性分析，不可盲目进行。 对于静叶可调轴流式风机，推荐采用加装调速装置来实现风机节能。 对于动叶可调轴流式风机，节能方案选择性多（如减半数叶片、双速电机、更换高效叶 片、加装调速装置、整机更换等），需对比各种节能方案的投资回收周期，确定适用的改造 方案。 风机配套调速装置形式多样，并不局限于高压变频器，但液力耦合器装置不推荐采用， 变频调速装置（高压变频器）投资费用相对较高，推荐采用风机分档调速技术，将最大程度 上节省投资费用

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600MW容量及以上等级机组配套的静叶可调轴流式引风机，可考虑采用小汽轮机驱动或 气电双驱节能方案，可实现一定程度上的蒸汽梯级利用。但投资费用高，须在改造前需进行 经济性论证，保证合理的投资回收周期。 风机设备加装调速装置前，必须对现有风机和电机轴系进行强度校核，避免发生叶片、 轴系等部件断裂的情况。 对于仍采用引风机、增压风机联合运行的机组，推荐进行引风机、增压风机合并改造 以实现最大程度上的节能。 电厂可根据机组负荷特性和风机设备自身情况，摸索单台风机运行经济性和安全性，在 超低负荷下采用单列风机运行模式。 风机节能改造的同时建议对烟风管道进行内流优化，改善风机进气条件、减少涡流损失 避免产生气流激振，最大程度上实现节能降耗，

5.7高耗能辅机变频改造

5.8光煤互补降碳技术

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在汽轮机节能改造技术领域内引入多能互补的理念，实现清洁能源与化石能源的互补利 用，充分融合汽轮机侧热力循环的梯级热利用和光热侧的高品质热供给特性，利用太阳能镜 场收集的热量加热导热介质（通常为导热油）进行热量存储，导热介质以热能形式补充汽轮 机热力系统，达到煤电机组节煤降碳效果。具体节煤效果需根据系统配置镜场面积、光照条 牛、储热能力、汽轮机热力系统补热接口位置等确定

6系统及辅机供热改造措施

6.1热泵利用循环水余热及热泵综合应用

基于电厂余热深度利用的压缩式热泵供热系统

压缩式热泵是一种可以通过消耗少量电能或机械能将大量低品位热能转移到高品位热 能的系统级设备。压缩式热泵供热系统技术是利用部分高温循环水和少量的电能，实现对外 热网水供应（热水温度一般不超过75℃）

高低旁路供热改造技术主要适用于300MW及以上有较大工业供热或采暖用汽需求、且需 要深度调峰的供热机组，是供热机组灵活运行方式之一。 可利用机组已有旁路或新建旁路，旁路部分主蒸汽或再热汽流量，实现对外供热。具体 可以分为： a）低旁单独对外供热； b）旁路部分主蒸汽对外供热； c）主蒸汽减温减压对外供热； d）汽轮机高低旁路联合供热。 目前应用较多的是低旁单独对外供热和汽轮机高低旁路联合供热两种方式。此外，通过 主、辅设备及控制逻辑适配性改造，实现“停机不停炉”，达到热电解耦及提升供热安全可

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靠性的目的。 高低旁路供热多采用新建旁路方案。新建高压旁路，增设关断阀、减温减压装置；在锅 炉再热器出口、中压缸进汽调节阀入口前的热再蒸汽母管设置三通，设置热再蒸汽抽汽管道、 关断阀、减温减压装置、关断阀后并入厂区采暖蒸汽管道，配套进行减温水、热控等部分改 造。

6.3供热系统与热力系统耦合运行优化

7系统及辅机灵活性改造措施

储热罐以水作为储热介质，通过冷热水自然分层，达到储热目的，储热罐根据其用途日 分为常压罐和带压罐。 大型斜温层储热罐主要用以解决热电联产机组存在的热电耦合问题，同时也可增加机组 调峰的灵活性与安全性、提高机组热利用效率以及满足频繁变负荷的需求。与传统的双罐系 统相比，斜温层热水储罐实现了一个罐同时存储冷热介质，可节省设备的投资与占地面积并 简化了系统。 热水储热供热方案设计运行方式一般为电网负荷高峰时储热，电网低谷时利用储热对外 供热，其理想的运行方式是一个昼夜完成一次储热和放热过程，储热和放热的周期一般不超 过一周。 储热供热方案更适合于电负荷峰谷差较大，且调峰周期较短的电网环境，其对长时间低 负荷调峰的适应性较差。 从投资成本来看，热水储热方案的对建设储热罐的场地要求和建设成本均较高

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7.3熔盐储热辅助调峰

水利工艺、技术交底7.4基于电化学技术的调频储能

火电的调频能力主要取决于锅炉的反应情况，常规的火电很难适应短期高频的频率波 动。基于电化学储能的调频技术是以常规火电机组支撑电网基本负荷，联合电化学储能响应 AGC调频指令，实现快速变负荷。基于电化学技术的调频储能需在电厂增设电储能设备，例 如磷酸铁锂电储能或超级电容储能等设备，电储能设备通过断路器接引至厂用高压母线，通 过控制电储能设备的充、放电功率，利用其响应速度快、精度高的特点，达到提高机组AGC 调节品质的目的

7.5磨煤机动态分离器改造

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灵活调峰运行对锅炉的低负荷稳燃能力提出了更高的要求。与锅炉止常负荷相比，锅炉 在低负荷工况时，需要更细的煤粉细度以及更高的煤粉均匀性系数来保证煤粉能够更快更充 分地着火与燃尽，从而使锅炉能够始终保持稳定、持续地燃烧。磨煤机动态分离器通过变频 电机带动煤粉分离器转子体，使转子体具备主动选粉功能。同时，分离器转子体能够配合磨 谋机下部的叶轮风环装置同向进行旋转，进一步对磨煤机内部的空气动力场进行优化，降低 某粉循环倍率，提升磨煤机出粉效率。磨煤机动态分离器改造适用于因负荷降低或燃料偏差 较大导致煤粉细度或煤粉均匀性无法满足燃烧要求的煤电机组

7.6送、引风机安全运行措施

引风机在超低负荷下，可能会存在以下问题 a）风机选型过大，导致风机在超低负荷下调节机构（挡板门、静叶或动叶）开厚 过小，导致运行调节困难，无法保持炉膛燃烧稳定（如氧量、炉膛负压波动 幅度大）或引起氮氧化物超标； b）超低负荷工况下，烟气量减少，烟风管道内部气流充满饱和度不足，产生大 量涡流，导致烟风管道振动并且由于风机进气条件改变，引起风机振动； c）烟风系统阻力偏大，导致风机在低负荷或超低负荷下，风机发生抢风失速的 情况，给设备安全稳定运行及机组经济运行带来影响； d）超低负荷工况下，风机设备运行效率将大幅度降低、厂用电率会大幅度提 高，机组运行经济性变差。 针对上述存在的、可能出现的问题，主要改造措施如下： a）在综合考虑机组运行情况的条件下，对风机进行节能改造，既可提高风机设 备在超低负荷下运行经济性，又能在一定程度上改善风机调节特性： b）对烟风管道内部流场进行优化改造，减小烟道内部涡流，避免产生气流激 振。同时，监测和控制烟风系统阻力情况，避免系统阻力增大、流量减小导 致的风机抢风失速问题； c）对机组控制策略，特别是风机运行与锅炉稳燃进行控制优化，保证机组在低 负荷下炉膛燃烧稳定； d）加装风机在线监测系统，加强对风机运行的监测和检修维护：

e）可结合机组负荷及风机设备情况，摸索单台风机运行的可能性。

照度标准T/CEEMA 0042022