降低燃煤电厂厂用电率技术方法
降低厂用电率是提升发电企业经济效益的一项有效措施，应该以机组的安全可靠性为前提，结合电厂实际，全方位综合运用各类节电措施，强化机组优化运行和设备管理，以科技创新为着力点，不断地挖掘节能潜力，谋求企业经济效益的最大化。下面小编为大家分享降低燃煤电厂厂用电率技术方法，欢迎大家阅读浏览。
1 降低风烟系统耗电
锅炉风烟系统主要包括送风机、引风机、一次风机、增压风机等，风烟系统消耗的总能量即系统中各风机消耗的能量之和。降低锅炉风机能耗有两个主要途径：
一是在保证锅炉燃烧需要的前提下尽可能降低风烟系统运行的流量和系统阻力;
二是选择与锅炉风烟系统相匹配的风机及调节装置，提高风机的实际运行效率。
(1)试验确定主要风机效率曲线。现风机的效率曲线均为制造厂家提供，是风机单体试运时的效率曲线，安装到现场系统后，由于烟风道和挡板等影响出现较大变化，并不能准确反映风机的实际运行情况。结合等级检修前效率试验或专门安排主要风机效率及烟风道阻力试验，确定风机在整套系统中的实际高效运行区，明确检修治理和优化点，明确动、静叶开度与风机效率的关系，优化运行调整，使风机运行在高效区。
(2)严格氧量控制。锅炉运行中过大的过剩空气系数是造成风机流量增加，能耗增加的主要原因之一，不同煤种和负荷应有不同的过剩空气系数，因此应通过试验确定出不同煤种和不同负荷下的最佳运行氧量，优选送、引风机电流、一次风和二次风的比率等参数，输入自动控制系统，以便运行人员监视和控制。
(3)引风机与增压风机单耗合并监测、分析与调整。开展引风机与脱硫增压风机不同负荷工况下的优化运行试验，选取总耗电量的最小点工况，维持增压风机入口微正压，对应设立调整优化曲线。
(4)引风机、增压风机合并改造，加装变频器或者选用汽动驱动。新机组投产应该选用为“引增合一”方式;环保设施综合改造、脱硫旁路挡板取消后，风机出力能够满足运行要求，不建议进行“引增合一”改造。合并改造的联合风机应加装变频装置，节电效果明显。有稳定可靠的热用户，联合风机可选择背压式汽轮机驱动，大大降低厂用电率;如果选用凝汽式汽轮机驱动，系统复杂，投资大，容易出现节电不节煤现象，需慎重进行技术经济比较。
(5)降低系统运行阻力。主要监管压差的设备为：空预器、除尘器、脱硫除雾器、脱硫GGH、脱硝催化剂、低温省煤器等，设立压差监测的上下限值。结合对引、送、一次风机等辅机的电流监视，及时发现主要压差监控设备运行工况。将吹灰、冲洗等管理措施与压差上下限管理相结合，控制设备压差在合理范围内。
(6)风烟系统泄漏治理。重点监测部位为：锅炉的冷灰斗周边、水封、关断门、人孔门、看火孔、风烟挡板的法兰面和门轴、防爆门等，发现漏点尽快治理。运行中发现风机电流升高，排烟温度异常降低或升高，应及时检查处理。
(7)空预器漏风治理。空气预热器的漏风是风烟系统的主要漏风点，漏风率控制在8%以下，超过6%应查找原因，及时治理;若漏风率长期超过8%，则应通过检修调整密封间隙或改进空预器密封结构，可采用柔性密封、接触式密封等技术。
(8)送风机双速改造。低速运行时有明显的节电效果，根据情况在夏季高负荷时段，风机高速运行，维持锅炉燃烧所需风量。
(9)低负荷单侧风机运行。试验确定单风机运行耗电与双风机耗电情况比较，确定单侧风机运行时机组最大负荷，完善机组控制逻辑，实现系统的顺控启停与并列操作。
(10)增压风机加装旁路烟道。低负荷时可停运增压风机，利用引风机剩余压力克服脱硫系统阻力，降低风机能耗。
2 优化制粉系统运行
(1)确定不同负荷的磨煤机运行方式。根据煤质及每台磨煤机特性，尽可能保证磨煤机最大出力运行，根据负荷变化及时启、停磨煤机。对于双进双出式磨煤机应对比长期负荷工况，选择最佳钢球装载方案，如长期低负荷工况运行则适当减少钢球装载量。
(2)提高磨煤机出、入口温度。注意监督冷风门的严密性，并设法在检修中保证冷热风门关闭严密。运行中尽可能保证每台磨入口风门在较大的开度，减少风门节流损失;加装一次风冷却器降低磨煤机入口风温，加强空预器换热，降低排烟温度;采用一次风压母管压力调节的方式，有效降低一次风机电耗。
(3)控制一次风压，降低一次风率。保证一次风压与炉膛压差在0.6kPa左右，控制一次风各风管风速均匀，风速控制在24~27m/s以内为佳。
(4)碎煤机连续运行。减轻给煤机和磨煤机的磨损，也可降低2~5%的磨煤机电耗。
3 除尘除灰系统节电
(1)电除尘设备治理。如保持合适的极板间距、治理极板弯曲变形、阴极线脏污、振打装置缺陷等。针对电袋除尘器，可以采用优化袋区的喷吹时间及间隔，合理控制好布袋的压差，既降低了引风机电耗还能延长布袋的使用寿命。
(2)电除尘智能集中节能自动控制。自动管理和控制电除尘器高低压等各设备的运行，通过工况特性分析及反馈控制，自动选择高压供电的间歇供电占空比和运行参数，使设备始终运行在功耗最小、效率最高的理想状态。
(3)电除尘器高频电源改造。通常在除尘器一、二电场采用高频电源，大幅增强烟尘的荷电量，减少电场内无效的空气电离所消耗的.能量，既提高除尘效率，又减少能耗。
(4)优化输灰系统运行方式。根据机组负荷、输送系统的运行情况来设定输灰系统仓泵进料时间，减小空压机能耗。
4 脱硫系统节电
(1)优化浆液循环系统运行。湿法脱硫工艺中，在部分负荷情况下可视情况适当提高浆液PH值，同时保证浆液密度合理，可停运一台浆液循环泵而保证脱硫效率不降低，当恢复该台浆液循环泵运行后应尽快降低浆液PH，以稀释浆液中的亚硫酸盐，保证石膏品质。合理控制脱硫吸收塔液位，既可提高反应区浓度，也可以有效降低浆液循环泵和氧化风机电耗。
(2)采用脱硫添加剂。经技术经济比较合适后，可采用添加脱硫增效剂，提高反应能力，可以减少浆液泵全容量运行时间，降低浆液泵电耗。
(3)加强除雾器的水冲洗。除雾器压差越低风机电耗越小，控制除雾器压差小于200Pa运行，否则应进行水冲洗。
(4)加强GGH吹灰管理。对于具有GGH的脱硫装置，必须加强吹灰管理，建议加装蒸汽吹灰装置。建立GGH压差与机组负荷的对比曲线，发现异常应及时处理。
(5)氧化风机由罗茨风机改进为高速离心风机，提升风机效率。
5 循环水系统节电
(1)建立循环泵台数与循环水温度、排汽压力对应曲线。现在大部分机组均采用了动叶可调式或采用高低速循环水泵的运行方式，应通过试验明确循环泵台数与循环水温度、排汽压力对应最佳运行曲线，严格执行。将二台机循环水出入口管道联络，以便实现两机三台循环水泵的运行方式。
(2)加强循环水系统胶球和滤网的管理。胶球系统重点监视收球率，投入胶球时尽量利用循环水流量较大的时机。二次滤网应采用定期投入与压差管理相结合，及时清污和排污。
(3)循环水系统节水。根据水源水质及深度节水要求，试验确定循环水处理工艺，采用循环水浓缩倍率自动控制，减少循环水补充水。
(4)优化开式水运行方式。根据现场实际情况，减少开式水泵运行时间，采用开式水出入口门全开(或加装旁路)，依靠循环水压力冷却。
(5)闭式泵电机双速改造。根据机组运行状况和季节变化，合理地切换高低速运行方式。
6 其他设备系统优化
(1)无电泵启动。进行必要的系统完善，机组启动时不用电动给水泵，采用汽动给水泵前置泵上水。
(2)凝结水泵系统。减小凝结水系统管道阻力，避免采用调节阀调节流量，凝结水泵变频调速改造已相当普遍，或者进行更可靠的永磁调速改造，根据负荷调整凝结泵出口压力，有效降低凝泵电耗。当给水泵采用凝结水作为机械密封水时，可以通过改造增加机械密封泵替代，实现凝结水泵全负荷段变速运行。
(3)空压机系统。分析厂区内各类压缩空气系统的运行状况，确保安全前提下进行连通合并改造。具备条件的可在灰用空气系统加过滤器，代替仪用空气系统运行，实现仪用空压机停备。
当机组备用或检修时，具备条件后应及时隔离停备机组的仪表或灰用空气系统。
(4)输煤系统。做好原煤仓料位监测，优化输煤程控方式，严格控制输煤皮带空载运行时间,尽量保证输煤皮带尽可能大负荷连续运行。
(5)化水系统。通过水平衡试验，掌握电厂用水现状和各水系统用水量之间的定量关系，节约新鲜水量、减少废水排放量，寻找节水的潜力。
保证制水系统在满出力下运行，保证膜处理系统按设计回收率运行，减少膜系统污堵，缩短制水时间，减少制水次数。
(6)前置泵系统。新建机组的除氧器高位布置、前置泵与汽动给水泵同轴设计，彻底解决了前置泵耗电问题;在役机组通常采用前置泵叶轮切削方式尚有一定的节电空间。
(7)燃油系统。具备变频改造条件的应实施供油泵变频改造，即使供油泵未进行变频器改造，也可以在锅炉燃烧稳定可靠、保护装置完整的前提下，日常运行时停止供油泵运行。
(8)真空泵系统。通常有2种方式来提高水环真空泵抽吸能力：一是采用深井水、中央空调冷媒水等冷却方式降低真空泵的工作液温度;二是加装大气喷射器或蒸汽喷射器提高真空泵入口压力。近年来，部分机组使用罗茨-水环泵串联抽真空技术，该设备采用罗茨泵抽吸凝汽器不凝结气体，经过冷却器冷却后再进入水环真空泵，通过以小代大的方式运行，节电明显。
(9)次要厂用变压器冷备用。由于设备选型预留的裕度较大，部分380V厂用变压器维持空载或轻载运行。应结合厂用电平衡管理，选择燃料、照明、检修、热网等厂用变压器，进行优化配置，停止次要厂用变压器的运行，实现冷备用。
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