300MW燃煤机组降低厂用电耗节能措施

火力发电厂降耗节能措施一、设备概述良村热电、发电机组厂用电率约7.59%、7.89%，与同业对标，与国内先进火电机组有一定差距。

本文结合具体情况从节能改造、优化运行方式等方面深挖节能潜力进行探讨,最大限度降低厂用电率.以适应时代对火电厂发展的需求。

石家庄良村热电是河北南网重要的电源、热源支撑点，锅炉为东方锅炉生产的型号为DG1110/17.4-II12型亚临界一次中间再热自然循环燃煤汽包炉，单机配三台双进双出钢球磨煤机，两台引风机、送风机、一次风机，风机均采用动叶可调轴流式风机。

汽轮机为东方汽轮机生产的亚临界、一次中间再热、三缸双排汽、单轴、两级可调整供热抽汽、凝汽式机组。

配有两台50%BMCR容量的汽泵，一台35%BMCR容量的电泵，两台凝结水泵(一台变频调节)、两台循环泵。

发电机为东方电气制造的QFSN-330-2-20型氢冷发电机，经容量为370MVA的主变接入220kV升压站，发电机出口经高厂变接带厂用电，厂用电分为6KV和400V两个电压等级。

机组大容量辅机和低压厂用变接入6KV系统，低压供电方式采用PC/MCC方式，两台机组设一台高压启动备用变压器。

二、降低厂用电率的具体措施厂用电率的决定因素有多个，辅机电动机的耗电量对厂用电率起着决定性的作用，同时合理调整、运行方式优化、节能改造同样影响着厂用电率。

通过几年的运行，暴露出部分设备在运行时的节能潜力很大，良村热电通过对设备的节能改造取得了明显的效果，厂用电率得到了有效控制。

1.磨煤机高铬钢球改造由于机组为河北南网骨干电厂，经常性参与机组调峰，在晚22:00-次日6:00时间段经常处在机组低负荷状态，有时机组负荷仅略高于最低稳燃负荷，此时即使采用双磨运行,磨煤电耗仍较高依旧居高不下，造成大量能源浪费。

通过考察采用铬锰钨抗磨铸铁球(高铬钢球)替代现使用的中铬钢球，并优化磨球级配方案，首先对1B磨进行更换钢球改造试验，技改后根据运行数据统计分析，在磨煤机出力不变、煤粉细度不变的情况下，1B磨煤单耗能明显下降，电流从之前的140A左右降至115A，电机功率从1200kW/h左右降低至1000kW/h，计算每天节电约4800kWh，按每千瓦0.3元，年单磨运行7000小时计算，年节约费用约42万元以上，节电效果明显。

300MW锅炉机组开机过程中的节能措施火力发电机组开、停机是一个安全风险大、经济成本高的过程，为了强化节能管理，降低开机耗能，控制开机成本，本人通过二十年的运行经验积累和对省内电厂的学习探讨总结，特制定了300MW（无烟煤/贫煤）机组开机过程中节油、节电、节水、节汽控制措施：在机组启动前，首先对影响开机的工作进行梳理，为确保开机工作顺利进行，坚决杜绝一切影响机组启动的缺陷存在。

一、开机过程中节油措施1.机组启动前必须完成油枪雾化片清洗检查工作，完成雾化用压缩空气滤网的检查，完成油枪进退试验和点火枪点火试验，完成油阀的开关试验，保证油枪、点火枪能正常使用，确保每支油枪均能一次点火成功；2.机组启动前，风门挡板试验合格，不合格的及时通知处理，确保风门挡板完好且开关正确；拱上压缩空气母管排污彻底疏水，检查各风门挡板位置和开度正确；3.在条件允许的前提下，应保证锅炉炉底加热有充分的投入时间，将汽包壁温提高到160℃甚至更高的水平，将会大大节约启动初期的燃油消耗：在汽包上水结束后，立即投入炉底加热，逐步提高高辅联箱压力，维持在 1.8Mpa以上，加热过程中应控制炉水升温率≤1℃/min，控制汽包上下壁温差＜50℃；4.锅炉点火后，为保证炉膛火焰均匀充满，应定时进行油枪切换，使炉内热负荷分布均匀；适当增大总风量，使得燃油完全燃烧，减少不完全燃烧损失；就地仔细检查油枪着火情况，油枪雾化不好时应及时处理；5.对于有高缸预暖的机组，应及时投入高缸预暖并采取焖缸措施，使转子和汽缸温度初期能够加热均匀，有利于缩短暖机时间；6.汽机中速暖机期间，降低汽轮机排汽参数，增大汽轮机进汽量，加快暖机速度：维持4-6支油枪切换运行，保证蒸汽初参数的稳定，汽机根据排汽温度和各轴承振动水平，适当降低真空运行，以增加暖机期间的蒸汽流量，加快暖机速度，减少暖机时间；7.汽机中速暖机期间，应对制粉系统进行投运前的准备工作，制粉系统的正常与否，对整个开机过程的油耗影响较大，一般情况下二次风温达120℃，启动密封风机和一次风机运行，向2台磨机通风，开始冷态暖磨；开始暖磨后，及时通知电热吹扫磨机料位一次，确保磨机料位正常。

黔北电厂（300MW机组）节能降耗汇报材料（一）典型工况参数分析黔北电厂300MW#1机组指标统计情况序号项目单位设计值额定工况和设计值偏差影响煤耗值g备注1.负荷MW 300 301 12.主汽压力MPa 16.7 16.46 -0.24 0.43.主汽温度℃537 541.34.3 -0.44.再热汽温℃537 540.7 3.7 -0.0995.飞灰可燃物% 7.5 7.37 -0.13 -0.27 煤质差异6.排烟温度℃131 122 -9 -1.5 冬季7.过热器减温水量t/h 27.7 1.2 -26.5 -0.278.再热器减温水量t/h 0 0 0 09.空预器漏风率% 7 5.5 -1.5 -0.2110.炉膛氧量% 4 3.4 -0.6 0.711.排烟热损失% 5.23 6.64 +1.41 5.6412.机械未完全燃烧损失% 2.72 5.39 10.613.收到基低位发热量kJ/kg 23081 17560 -542114.锅炉效率% 91.56 87.43 -4.13+17.3615.高加投入率% 100 100 0 016.凝结器真空kPa 85.1 84.7 -0.4 1.2317.真空度% 93.6 93.4 -0.218.给水温度℃271.4 279.8 8.4 -0.35519.真空严密性Pa/min 270 46 -22420.汽耗率：kg/kwh 2.998 3.12 0.122 14.421.凝结器端差℃ 4.5 3.58 -0.92 -1.022.补水率% 1.5 0.95 -0.55 -0.2723.凝结水过冷却度℃0.5 0.72 0.22 0.00824.循环水进温度℃22 22.5 0.525.环境温度℃20 20 026.汽轮机热耗kJ/kwh 7891 8283.8 392.8 14.727.厂用电率(不含脱硫) % 5.57 4.90 -0.67 -2.4628.脱硫厂用电率% 3.18 3.07 -0.11 -0.4029.厂用电率(含脱硫) % 8.75 7.96 -0.79 -3.0730.发电标煤耗g/kW.h 310 327.75 17.7531.供电煤耗（不含脱硫）g/kW.h 328 344.62 16.6232.供电煤耗g/kW.h 339.7 356.1 16.38分析每项指标影响煤耗的原因及对策措施：1、主汽压力：主汽压力低于设计值0.24MPa，影响煤耗0.4g/kW·h，主要原因为#1炉风量用不上，风量太大，会造成燃烧波动大，运行中汽温相对比较低，运行人员采用降低压力的方式来维持汽温，故压力维持相对较低。

煤矸石300MW循环流化床机组降低厂用电率的措施摘要：该文阐述辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司2×300MW 循环流化床机组影响机组厂用电率的因素，通过优化辅机运行方式、进行技术改造、加强运行管理等方法，实现厂用电率的大幅下降，达到节电降耗的目的。

关键词：300MW流化床锅炉机组运行优化技术改造降低厂用电率辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司(以下称调兵山煤矸石电厂)现有两台300MW亚临界燃煤矸石空冷机组。

2008年开工建设，已在2009年末1#机组投产发电，2#机组于2010年5月投产发电。

本文就调兵山煤矸石发电厂两台300MW循环流化床机组在降低厂用电率中采取的措施与方法进行分析。

1 产生厂用电率过高的因素调兵山煤矸石电厂1、2号机厂用电系统采用单元制供电方式，厂用6kV系统按单元机组划分母线。

每台机组设置两段工作母线，在各自发电机出口引接一台分裂绕组的高厂变降至6kV，再由两台真空开关送至6KV A段、B段母线。

两台机组设有一台有载调压、分裂绕组启动/备用变压器（启备变），作为两台机组6kV母线的备用电源，其高压侧从本厂升压站220kV母线引接，低压侧出线采用共箱封闭母线。

调兵山煤矸石发电厂影响厂用电率过高的因素有以下几个方面：(1)泵与风机是火力发电厂的两类重要设备，厂用电主要消耗在经常连续运行的锅炉及汽机系统的6kV辅机上，风烟、给水、循环水三大辅助系统的设备用电量占全部厂用电量的70%-75%左右。

(2)迅速增长电量的同时，电网峰谷也在迅速增大，参与电网调峰运行，由此产生的低负荷时厂用电率升高。

(3)由于锅炉各部的漏风，尤其是烟道的漏风，使引风机耗电率大幅度升高。

(4)一台机组配有3台给水泵，正常运行时两台投运，一台备用，但当负荷降至180MW以下时，泵组效率低，耗电率大。

1.5机组停运过程中及停运后，由于平均负荷低，甚至不带负荷，辅机系统相对运行时间长，增加厂用电率。

2 降低厂用电率的措施(1)高压流化风系统的使用与调整锅炉高压流化风系统主要为锅炉外置床、回料阀、冷渣器内物料循环提供流化风。

300MW机组节能降耗分析漏时含油回水进入化学水系统，改造时应将各冷油器回水改道。

开式水回水量在扣除用于各冷油器(电泵油冷却器和密封油泠却器)的水量约275t/h后仍有超过1000t/h的流量，完全能满足净水站约600t/h的用量。

2.2将#1机开式水回水改接至冲洗水泵前池原设计冲洗水泵前池补水由专门的补水泵供给。

该补水压力低，但流量变化较大，要求3台补水泵经常处于完好的备用状态。

而原设计开式水回水接入循环排水管排入河中。

分析表明，开式水的回水压力和流量足以满足冲洗水泵前池补水的要求，而且水源可靠。

目前改造完成后经2年多的时间检验，开式水系统运转正常，补充水可靠性得到保证，而且三台补水泵可以完全退出备用。

2.3将空压机冷却水回水引接到输煤系统冲洗泵前池做补水，达到退出抑尘水泵运转备用的目的。

3疏水系统改造3.1问题提出:在原有汽轮机热力系统中，所有管道疏水均直接接到疏水扩容器后进入到凝汽器。

同目前国内其它300mw机组一样，系统普遍存在内漏的问题，从而降低了机组运行热经济性。

影响机组经济性的内漏主要是系统内的一些疏水阀门关不严造成的，而很多阀门在机组运行中往往不能及时消缺，甚至只能等停机时处理，运行时间越长，内漏越严重，损失越大。

因此对疏水系统进行优化化改造显得更有现实意义。

3.2分析与对策:为减少内漏对热经济性的影响，对汽机热力系统做以下改进:3.2.1将汽机高中压平衡管疏水改接到四段抽汽逆止阀前。

原高中压平衡管疏水接到本体疏水扩容器，一旦发生内漏，将增加凝汽器热负荷。

因高中压平衡管蒸汽压力、温度与四段抽汽相近，改造后不会产生热冲击。

改进后，就算疏水阀关不严，漏汽可随四段抽汽进入除氧器加热凝结水，减少了热能损失，同时不会影响凝汽器热负荷。

当机组发生跳机或其它异常时，四段抽汽逆止阀关闭，疏水排到四段抽汽逆止阀前通过抽汽逆止阀前疏水管排到本体疏水扩容器，也不会影响机组安全。

3.2.2将高压外缸疏水改接到高排逆止阀前。

1、使用新型的无油技术，如等离子点火技术、少油点火技术等)。

2、对送风机、吸风机、一次风机等动力进行变频改造。

实践证明，采用性能较好的变频器不但可靠性高，而且风机节电率可达40%～60%。

大型变频器基本上每千瓦费用为1000元。

3、采用先进的设计技术和加工工艺、采用先进的附属设备和部件，对汽轮机通流部分进行改造，可以提高机组容量和缸效率，从而大幅度地降低发电煤耗。

对于国产机组，采用先进的高效叶型进行通流部分改造，煤耗至少可降低8g/kWh。

4、当煤质发生变化时，及时调整制粉系统运行方式，保证经济的煤粉细度，降低飞灰和炉渣可燃物，提高锅炉热效率。

建议电厂按0.5Vdaf较核煤粉细度。

煤粉过粗，达不到经济细度，导致炉膛着火延迟，使火焰中心升高，排烟温度升高;煤粉过细，燃烧提前，火焰中心下降，对汽温调整产生影响，同时也增加了制粉系统电耗。

请参考《电站磨煤机及制粉系统选型导则》(DL/T466-2004)。

该标准规定，无论无烟煤、贫煤和烟煤，其经济煤粉细度均按0.5Vdaf选取。

5、采用先进的煤粉燃烧技术。

煤粉燃烧稳定技术可以使锅炉适应不同的煤种，特别是燃用劣质煤和低挥发分煤，而且能提高锅炉燃烧效率，实现低负荷稳燃，防止结渣，并节约点火用油。

6、采用高参数的大容量火电机组，不仅能减少大气污染，而且大大降低供电煤耗。

7、根据国际电工委员会(IEC)1985年和《电站汽轮机技术条件》(DL/T892-2004)规定：在任何12个月的运行期间，汽轮机任何一进口的平均温度不应超过其额定温度。

机组可以在(额定温度+8)℃下长期运行，但全年平均温度不允许超过额定值;在(额定温度+8)～(额定温度+14)℃下，机组全年允许运行400h;在(额定温度+14)～(额定温度+28)℃下，机组全年允许运行80h，但每次不超过15min;超过(额定温度+28)℃，要停机。

8、负荷降低时，应及时停运1套制粉系统。

实践证明，300MW锅炉，3套制粉系统运行比2套制粉系统运行，排烟温度要高出10℃左右。

浅谈300MW燃煤机组节能降耗措施与方法
燃煤发电是我国主要的发电形式之一，但其能源消耗和环境污染问题也引人担忧。

在如今资源日益匮乏的情况下，如何节约能源、降低排放，是发电厂需要面对的重要问题之一。

本文将为大家介绍一些300MW燃煤机组节能降耗措施与方法。

1. 提高机组效率
提高机组效率是降低能耗的有效方法之一。

一方面，可以加强对发电机组的管理和维护，保证燃煤发电机组的稳定运行，减少能耗浪费。

另一方面，可以通过技术手段提高机组的能效，包括：采用高效节能锅炉、优化汽轮机的工况与调节、提高热力系统的效率、采用新型的空气预热系统等。

2. 优化锅炉燃烧
燃煤锅炉在燃烧过程中会产生大量的废气，而优化锅炉燃烧过程可以有效降低废气排放和能耗消耗。

方法包括：调整燃料供应机构、优化燃料的燃烧过程、燃烧室超低氮氧化物燃烧等。

3. 回收余热
燃煤发电在排出烟气时，通常带有大量的余热，而回收余热可以充分利用能量资源。

回收余热的方法包括：采用热交换器回收浆液温度余热、高温烟气余热利用、烟气冷凝水余热回收等。

4. 采用先进技术
随着科技的发展，煤电技术也在不断升级，采用先进技术可以有效地降低煤电的能耗和排放。

比如，采用燃煤气化技术、燃料电池技术等，均能够为发电厂的节能减排做出贡献。

以上提到的方法，都是燃煤发电厂有效节能降耗的方法，而在实际应用中，需要结合自身的情况，选择最符合自己的方法进行实施，以达到最好的效果。

300MW火电机组厂用电分析及节电措施摘要：文章主要以某厂的300MW火电机组厂的实例进行分析，对影响300WM火电机用电率的原因进行简单的研究，找出降低辅机耗电率的因素，提升机组负荷率，并通过完善系统、优化技术以及提高煤质和加强管理等一系列的措施来降低厂用电率。

关键词：300MW；火电机组；用电分析；节电措施；前言：由于煤矿属于不可再生资源，并且由于我国近些年的国家能源政策以及我国日益增长的用煤需求以及我国供给侧改革的政策不断增加和种种原因导致我国的电价和煤价不断上升。

我国自2008年以来，大部分的发电企业已经出现了亏损的现象，由于现阶段煤电企业所面临的形势非常严峻，因此大部分电力企业都将节能降耗以及提升效益作为工作当中首要的考虑因素。

本章主要是以我国黑龙江市某电厂300MW的机组为本文章研究的实例，并将火电厂的用电数据和影响常用电率作为主要因素进行简单的研究并分析降低厂用电率的主要措施。

一、火电厂厂用电率评价一个火电厂生产效率的重要指标就是厂用电率。

一个厂的厂用电率越低，就代表着火电厂生产过程中将煤转化为电的效率就越高，煤耗就越低。

与之相反，一个厂的厂用电率越高就代表火电厂在生产过程中将煤转化为电的效率就越低，煤耗就越高。

厂用电率低下就会增加企业在采购原煤的成本，从而就降低了企业的经济效益。

火电厂的用电率主要是由风机、循环泵、制粉系统、循环水泵四方面构成。

这四大系统的工作效率和工作情况直接关系到整个机组的工作效率。

在现阶段的技术条件背景下，火电厂常用的用电率大概是在3.5~%8.5%之间，但是根据有关研究表明当场用电率降到1%，那么其相应的供电耗煤可以随着也降低4g/（kW.h）。

1.黑龙江某火电厂的用电实例分析以下数据是通过对黑龙江某火电厂的330MW火机组厂的用电率的情况进行分析所得出的，相关数据见下表：黑龙江某330MW火电机组厂用电率统计表耗电能×（kW。

h)1.给水泵耗电率从上面的图表可以得出火电厂所有的辅机设备之中给水泵的占比超过了全部设备的40%，可以明显看出他的消耗电能数量高于其它任何设备，该厂总共有三台给水泵，每台给水泵的功率都是5500kW，耗电率为 2.996%，这是辅机设备耗电率最高的设备，所以就可得知，给水泵的耗电率是控制火电厂机组厂用电率的重要设备，给水泵是影响厂用电率的最大设备。

火电厂300MW机组汽轮机运行节能降耗措施摘要：按照党中央的环保工作要求，针对一些高能耗、高污染的工业生产体系进行节能减耗的改革发展，特别是在火电生产过程中会造成大量的化石资源燃烧和环境污染问题，必须通过科学合理的手段进行汽轮机组运行过程的节能减耗调控，不断推动火力发电的经济效益和环保价值，进一步优化我国的能源供给结构。

基于此，以下将介绍火电厂节能减耗的工作情况，同时有效结合300MW机组汽轮机运行过程中的高能耗点，详细分析可靠的节能减耗应用措施。

关键词：火电厂；300MW机组；汽轮机；节能降耗引言：随着我国工业现代化体系的不断发展，对电力资源的应用依赖也在不断攀升，而在传统的火电生产过程中会产生较高的能耗损失和较重的环境污染，必须通过可靠的方式来实现火电生产的节能减耗处置，减少汽轮机组等运行过程中的用电量，帮助电力企业提升生产效益。

一、火电厂设备运行节能减耗的概述火电是目前我国电能资源生产的重要方式之一，火电厂的能源供给主要来自于煤炭，在其燃烧发电的过程中，不仅会造成大量的化石能源资源浪费，还会诱发火电厂周边空气环境、水体环境质量下降等问题，必须积极开展火电厂的节能减耗工作，通过全过程管理与有效控制的方式来减少火电生产过程中的能耗浪费，这对提升资源利用率和增加火电厂生产效益等都具有重要意义[1]。

以300MW机组汽轮机的运行过程为例，技术人员需要明确在汽轮机组生产过程中产生的高能耗环节特点，有针对性的展开节能减耗的优化处置，不断提升火电厂的实际生产效率。

通过增强火电厂节能减耗保障，更有利于推进我国清洁发电产业的合理化配置，为实现可持续性发展等提供了可靠助力。

二、影响300MW机组汽轮机运行能耗的因素(一)热力系统能耗在300MW机组汽轮机的运行过程中，尽管在煤耗量上能够较好的满足火电厂的实际发电需求，但与煤耗标准值相比仍有较大的调节空间，这与汽轮机组整体的热力系统能耗偏高有十分密切的联系，需要技术人员对机组的工作效率、高能耗点、运行峰谷值变化情况等参数进行详细的记录和分析，并结合应用需求，有针对性地进行机组整体的热力系统优化，有效降低由于系统运行而带来的不必要的能耗损失问题。

降低厂用电率的优化运行措施作者：张鹏来源：《世界家苑·学术》2018年第03期摘要：300MW机组厂用电率每降低1%，影响供电煤耗下降3.41g/kWh。

清苑热电两台机组投产以来，在保证安全、环保的基础上，致力于循环水泵、凝结水泵、制粉系统、变压器、除脱等系统、设备的优化运行，降低厂用电率。

关键词：厂用电率；设备；优化运行1 循环水泵优化运行1.1 一般一台高速循环泵运行占厂用电率0.5-0.6%，一台低速循环泵运行占厂用电率0.3-0.4%，机组加减负荷时，尽量减少循环水泵启停次数。

1.2 真空泵冷却水夏秋两季采用消防水或者消防水和开式水并联运行方式，冬春两季采用开式水冷却运行方式，保证机组真空在最优值。

1.3 每年11月15日至次年3月15日，双速循环泵电机切换至低速方式，正常运行中维持1台循环泵低速运行，机组背压不高于5.6KPa。

机组背压高于6.0KPa，凝汽器循环水温升大于10℃，切换至高速循环泵运行。

1.4 每年3月16日至11月14日，双速循环泵电机切换至高速方式，正常运行中维持1台循环泵运行。

当机组背压5.6KPa以上，凝汽器循环水温升大于12℃时，双循环泵运行。

当机组背压4.0KPa以下，凝汽器循环水温升小于8℃时，单循环泵运行。

1.5 当冷却水塔结冰严重或环境温度低于-5℃时应维持2台循环泵运行进行冲冰，当冷却水塔冰已冲下或环境温度高于-2℃时停运1台循环泵。

2 凝结水泵优化运行2.1 为降低凝结水泵电耗，将凝结水主调门旁路门大开，以达到进一步降低管道阻力的目的。

2.2 加强凝汽器水位与除氧器水位监视，如有异常及时调整。

凝结水泵出口压力降至0.9MPa时，关小凝结水主调门。

2.3 工业抽汽由1号机接带时应严密监视工业抽汽减温水自动正常，工业抽汽温度控制在规定范围内，如不能维持，可关小凝结水主调门以提高凝结水压力。

2.4 变频凝结水泵跳闸或凝结水压力低，工频凝结水泵联锁启动时，应立即检查凝结水主调门旁路门关闭至25%，延时5秒后，可人为调整凝结水主调门，维持凝汽器和除氧器水位正常。

浅谈300MW燃煤机组节能降耗措施与方法
300MW燃煤机组是目前国内常见的大型发电机组之一，其运行过程中消耗大量的煤炭
资源，造成了严重的能源浪费和环境污染。

为了降低机组的能耗和排放，提高资源利用率，需要采取一系列的节能降耗措施和方法。

对燃煤机组的锅炉进行优化改造是最为重要的措施之一。

通过改善锅炉的燃烧方式和
烟气循环系统，提高燃烧效率，降低排放浓度，减少能源的浪费和环境污染。

可以采用煤
粉布风技术和燃烧优化系统，使煤粉和空气均匀混合，燃烧更充分，达到高效低排放的效果。

对发电机的末级叶片进行表面涂层处理，减少摩擦损失，提高发电机的效率。

通过增
加叶片的光滑度和抗氧化能力，降低叶片的磨损和能量损失，提高发电机的输出功率，减
少电力损耗。

对燃煤机组的余热利用也是降低能耗的重要手段。

通过余热锅炉和余热蒸汽发生器，
收集锅炉排出的烟气中的余热能量，用于蒸汽回馈锅炉或加热系统，提高能源利用效率，
减少燃煤机组的燃料消耗。

还可以对燃煤机组的输电线路和变压器进行合理规划和布局，减少输电线路的电阻和
损耗，提高输电效率。

对机组的运行管理和调度也需要加强，合理安排机组的运行时间和
负荷，避免出现低负载运行和频繁启停，以减少能源的浪费。

300MW燃煤机组节能降耗措施与方法是一个综合性的工程，需要从锅炉改造、发电机
优化、余热利用、输电线路规划和运行管理等多个方面入手。

通过采取这些措施，可以有
效降低机组的能耗，提高环境效益和经济效益。

浅析300MW循环流化床机组降低厂用电率的措施摘要：文章以本公司所用300MW循环流化床锅炉机组为例，分析影响热电厂循环流化床机组自身用电量的因素，并提出降低热电厂300MW循环流化床机组厂用电率的几点措施，以供同行参考。

关键词：循环流化床；厂用电率；300MW1引言随着我国经济的快速发展，人们对于电能的需求量不断增加，加之目前全球处于资源紧缺和环境恶化的形势下，电力企业也在不断进行改革，并应用新技术和新设备提高机组的运行效率，降低对环境的污染。

对于热电厂来说，近年来随着热电行业相关技术的发展，目前比较常用的燃烧技术为循环流化床燃烧技术，其燃烧效率高、对环境污染低，属于目前比较先进的洁净煤燃烧技术。

但是在循环流化床机组的运行过程中，存在厂用电率过高的问题，需要寻找原因，采取有效降低厂用电率的措施。

2机组概述本公司所用汽轮机为亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，其与发电机组的组合采用的是积木块式的设计，具有级数少、效率高、轴向推力自平衡、热负荷适应性高、自动化程度高等特点。

本公司所用循环流化床锅炉型号为DG1065/17.44-Ⅱ18型，是由东方电气集团东方锅炉股份有限公司开发、设计与制造的。

本锅炉为单汽包、自然循环、循环流化床燃烧方式，具有较高的碳燃尽效率、脱硫效率、较低的NOX排放，并具有较好的燃料适应性。

3厂用电率过高的主要影响因素循环流化床锅炉是一种效率高、污染低、可以实现洁净燃烧的锅炉，是目前清洁节能型燃烧器的首选锅炉类型。

流化是由气流以一定速度穿过布风装置上的物料，使物料颗粒通过与气流的接触而转变成拟流体的状态。

流化床类别主要取决于床内气流的空床截面速度，随着气流速度的提高，气流对床内物料颗粒产生的曳力与作用在颗粒上的重力和浮力逐渐达到平衡，床内物料则由固定床状态经过鼓泡（沸腾）、节涌和湍流床状态达到快速流化床状态。

因此根据其工作原理，固体煤炭在燃烧的过程中需要经过炉膛、分离器和返料装置等，并在这些装置内进行高速的循环运动，所以在燃烧及循环过程中需要大量的风机和泵，这些风机和泵的电流和功率较大，数量较多，其自身用电量占据厂用电量的70%～80%左右，且耗电量较高，是导致厂用电率高的最根本原因。

300MW机组节能降耗优化运行何艳马保军新疆天山电力股份有限公司玛纳斯发电分公司（玛纳斯832200）摘要：新疆玛纳斯电厂三期扩建工程2×300MW机组自2008年10月投产后，机组的各项技术经济指标均未达到设计值，针对机组实际情况，通过加强运行管理，开展值际竞赛活动，加强燃料管理和监督，寻找各种调整方法，逐步使机组的各项技术经济指标达到了设计值。

关键词：节能降耗；强化运行管理；优化运行方式近年来，火电机组负荷率降低，煤炭价格持续攀升，水费价格不断上扬，管理费用提高，使得各发电厂的发电成本在迅速增加，企业的利润空间在迅速缩小。

面对如此严峻的形势，如何保持企业的发展，增加企业与职工的利益，出路之一就是向节能降耗要效益。

1实行节能降耗的必要性新疆天山电力股份有限公司玛纳斯发电分公司三期扩建工程2×300M W亚临界中间再热凝汽式湿冷汽轮机，配2×1025t/h亚临界中间再热自然循环煤粉锅炉。

自2008年10月投产后，因设备缺陷、煤质不稳定、负荷率低、运行方式等多种客观因素的影响，较同类型机组平均水平有较大的差距。

机组的各项技术经济指标均未达到设计值，厂用电率和供电煤耗是火电厂的主要经济技术指标之一，而玛电厂用电率实际完成值比设计值高0.8%，供电煤耗实际完成值比设计值高40g/kw.h。

按两台机组预计年度发电量计算，全年厂用电量多耗0.32亿千瓦时，按上网电价计算，每年公司将损失752万元。

全年供电煤耗多耗16万吨，按标煤单价计算，每年公司将损失3000多万元。

若能将机组各项经济指标达到设计值，仅厂用电率和供电煤耗就为公司节约近4000万元。

若全部用于职工，将使每个职工每年增加一万多元的收入。

因此搞好发电厂技术经济小指标是节能降耗之本。

提高发电厂经济效益，提高工人工资必须采取竞价上网多发电，降低厂用电率、发电煤耗率等。

2优化机组启动和停止时间2.1厂用电率、供电煤耗作为发电厂的重要指标，因此必须加强设备治理，寻找各种调整方法，努力控制各项经济指标达到设计值，在确保安全的情况下，强化检修管理，推行状态检修，提高检修质量和设备可用系数；加强运行管理，通过开展值际竞赛活动，保证运行参数压红线运行；加强燃料管理和监督，合理库存，降低消耗；加强水资源的重复利用，降低水耗。