600MW火电机组冷端系统节能优化改造效果

浅谈火力发电厂冷端系统设计优化浪潮通用软件有限公司通用技术集团工程设计有限公司摘要：我国目前的电力能源生产仍然以火力发电为主，在能量的转换过程中伴随着巨大的能耗。

火力发电厂的冷端系统设计主要是针对发电所用的汽轮机而言的，汽轮机在电能生产过程中作为能量转换装置的核心设备，是产电能耗的重要部分，为了达到火力发电厂能耗降低并优化其成本结构的目的，对火力发电厂的冷端系统设计进行合理的优化是很有必要的。

本文分析了火力发电厂冷端设备的性能特点，以及影响其运行的主要因素，进而提出了相关的设计优化措施。

关键词：火力发电；汽轮机；冷端系统；设计优化火力发电厂的整个系统中，汽轮机冷端系统是起到重要辅助功能的组成部分，能够在汽轮机工作完成后对其产生的余量乏气进行冷却处理，在很大程度上与火力发电厂的安全、稳定运行密切相关，并影响了系统的经济成本。

现阶段，国内众多的火力发电厂项目在冷端系统的设计中还存在一些明显的问题有待解决，它直接影响了火电厂汽轮机的运行效率，同时也与火力发电厂的初投资相关，从能源节约的角度考虑，冷端系统的优化设计需要广大设计工作者引起重视。

1 火电厂冷端系统的现状和问题1.1 冷端系统设计的现状汽轮机的低压缸末级组、冷却用设备共同组成了火力发电厂的冷端系统，其中冷却用设备包括有凝汽器、冷却塔以及循环水泵，另外还包括循环水的供水系统和空气处理系统。

从冷却介质的不同来看，可以把冷端系统分成两个部分，分别配备换热设备和其他子系统所需设备。

通常，冷端系统所使用的设备对于系统经济性的影响一方面在于汽轮机进气处理的内功，另一方面则是其他能耗设备的用电对于电厂的影响。

一般火力发电厂为电热联产，目前火力发电厂的冷端系统采用的为间接空冷系统，每一台汽轮机会配备单台冷却塔一一对应，对空气冷却器的散热器的类型会进行则由处理，通常冷端空冷设计被压为10KPa/28KPa，留有一定的富余量，保证设计在实际施工中能够满足要求，冷却塔的进出水温度会进行具体的计算结合环境温度和机组热量来进行确定。

600MW火电机组冷端系统节能优化改造效果作者：李国粹来源：《中文信息》2019年第04期摘要：汽轮发电机组是供电企业的重要设备，凝汽器系统是节能的重点部位，本文结合本单位的实际情况，对火电机组冷端系统的节能优化改造措施进行分析，介绍了几种节能优化方法，旨在给其他同类型的机组提供理论依据。

關键词：火电机组火力发电冷端系统节能改造中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2019）04-0-01引言随着我国电力生产规模逐渐扩大，电力企业也逐渐从生产型企业转变为经营型企业，提高效益、降低成本成为发电企业经营管理的长期目标。

当前电力企业生产过程中的能耗还比较高，从电力企业的生产情况来看，电厂的凝汽器的真空度对用电率、供电煤耗的影响十分明显。

凝汽器的真空下降，则发电热耗会逐渐上升，如果发电煤耗按330g/（kW·h）为标准计算，则发电机组的平均真空只需要提高0.7kPa，则发电过程中的煤耗就可以降低2g/（kW·h）以上，具有十分显著的经济效益。

对此，在电力企业生产过程中，必须要加强对节能降耗的重视，以600MW火电机组为例，分析汽轮机的冷端系统在节能降耗中的潜力。

一、凝汽器的真空大小与能耗的关系本文以某单位600MW火电机组为例进行分析，主设备均选用哈尔滨三大动力厂的国产设备，汽轮机是亚临界、一次中间再热、单轴、四缸、四排汽、反动凝汽式汽轮机，其中汽轮机的真空系统中的主要设备有凝汽器、真空泵、循环水泵，凝汽器为N-36000-1型，双背压、双壳体、单流程、表面式、横向布置。

其中凝汽器有两个，A凝汽器为4.7kPa、B凝汽器为5.73kPa。

从热力学的角度来看，火电机组的凝汽器的真空下降的时候，其发电热耗水平是会不断上升的，所以想要降低火电机组的能耗，就必须要提高机组的真空。

二、真空系统节能降耗的方法及其效果分析真空系统节能降耗的方法就是在保证机组安全稳定运行的前提下，对设备管理和运行方式进行优化，进行技术改造，提高机组真空，从而降低设备的电耗。

600MW亚临界火电机组启动优化及节能摘要：大型火电机组节能优化工作是现代电力企业所面临的共性课题，机组启停节能优化又是火电机组节能优化工作的重要环节。

机组启停节能工作主要围绕降低启停用油、用电、用水等开展。

关键词：600MW亚临界火电机组；启动优化；节能；机组频繁启停不仅增加了各种能耗，而且影响机组供电煤耗、厂用电率等性能指标；同时，机组频繁启停易引起误操作。

在这种情况下，做好机组启动阶段的控制优化及节能工作变得非常有现实意义。

一、机组系统介绍该厂2 台亚临界600MW机组锅炉为亚临界、一次中间再热、控制循环汽包炉，采用正压直吹式制粉系统，锅炉采用平衡通风方式，每台炉设有2 台静叶可调流式引风机、2台动叶可调轴流式送风机和2台动叶可调轴流式一次风机。

二、机组启动过程优化机组的冷态启动过程是一个剧烈的金属零部件加热过程，因此整个启动过程对升温升压速率、升负荷速率要求严格，特别是机组检修后启动需要进行多项试验，使得启动时间延长，需消耗大量的燃料、厂用电。

因此，在保证机组安全启动的前提下，合理安排机组启动步骤，优化启动程序，缩短机组启动时间，尤为重要。

1.启动上水方式改进。

机组启动时原设计用30%容量电动给水泵给锅炉上水。

为节约厂用电，同时增加启动方式的灵活性，该公司规定从启动冲洗开始，用前置泵上水，上水时间冬季不少于4h，夏季不少于2h。

锅炉点火后，用辅汽冲转小汽机。

在锅炉升温、升压过程中，通过调整汽泵转速、给水旁路调节门、定排、连排来控制汽包水位。

并网前后，利用辅汽启动另一台汽动给水泵，当机组并网带一定负荷后，开启小汽机其他两路汽源供汽门。

当机组负荷大于30%时，开启主给水电动门，通过调整2台汽泵转速来控制给水流量。

负荷达50%时，检查2台小汽机汽源切为四段抽汽，将电动给水泵投入热备用，顺利完成机组启动，真正实现全过程无电泵启动。

2.实现单侧风机启动。

锅炉冷态启动过程中，启动初期，送引风机实行单侧运行，期间加强运行风机的监视和检查，确保风机安全稳定运行。

10KV干式变压器冷却系统节能优化摘要：本文介绍了10KV干式变压器冷却系统节能优化方法，为今后相同类型的缺陷处理和节能优化做了很好的探索，对其他电厂节能优化有良好的借鉴意义。

关键词：变压器冷却系统节能优化一、设备简介：1、我厂干式变压器基本数据我厂一期两台600MW机组，共有干式变（6KV）含励磁变16台，公用系统12台，基本参数如：2、干式变冷却系统分部设备介绍我厂干式变压器冷却系统主要由1台控制箱，6台冷却风机及相应的感温元器件构。

其中，冷却系统的设计为，一个空气开关为6台风机的总电源，当单台出现问题就需要断开总开关，这样冷却风机全停，影响变压器的冷却系统安全运行，对变压器安全运行造成隐患，增加了运行风险，而且风机全部运行会增大用电量。

二、10KV干式变压器冷却系统存在的问题一、耗电量大，我们进行了初步的统计和计算，单台风机标准功率90W，按照运行270~300天，采取均数计算方法，如下粗略统计用电量：P=0.09x6x65x24x285=240084(KW)二、冷却系统存在安全隐患，风机长经过周期的运行，单体故障率会提高，冷却方式为串联方式，如果单台出现故障，将无法隔离，变压器会被迫停运，造成不可估量的损失。

基于这两点考虑，我们进行了优化和改造。

三、冷却系统优化方案1、控制回路的优化进行分开控制变压器冷却风机，在总开关下级加装4个分控开关，当单台出现故障时，方便隔离，此种方式还有一个优点，可以选择性的运行风机，降低用电量，按照停运一半数量计算的的话，我们每年可以节省120048（KW），折算成经济效益为38415元，提高节能效益。

原控制回路优化后的控制回路2、运行方式的确定通过可靠性分，根据实际情况，优化运行方式，由全风机运行，改为一半风机运行。

此方案在电网中广泛应用。

3、冷却设备的优化通过与厂家的沟通，以及兄弟单位的走访，进一步优化风机设备的质量，对标采购，冷却风机由佛山市大东南电器有限公司提供，符合GB，并且有出厂合格证，虽然整体质量不错，但轴承不能长周期使用，轴承质量较差。

汽轮机冷端优化与改进胡德义（阜阳华润电力有限公司安徽阜阳）【摘要】：热力发电厂最大的能量损失在冷端系统，本文通过对东汽600MW级机组冷端系统的各个设备性能进行分析，并进行各种优化与改进，使冷端系统达到最优状态，大大提高机组的经济性。

【关键词】：热力系统冷端真空严密性凝汽器端差冷水塔0 引言在热力发电厂中，最大的能量损失在冷端系统，其性能好坏对机组的经济性影响非常大，而很多电厂的冷端系统与设计工况点相差甚远，存在很大的节能空间。

本文通过对我司两台机组冷端系统的各个设备性能技术分析，并进行各种优化与改进，充分展现利用冷端系统各个设备的性能，使机组达到最佳经济运行状态，节能效果显著。

1 汽轮机冷端系统各设备的主要技术规范a、凝汽器凝汽器型号为N-38000-1，东方汽轮机厂生产，主要性能参数如下：冷却面积： 38000m2冷却水设计进口温度：21.7℃冷却水设计压力：0.40MPa(g)冷却水设计流量：71748m3/h设计背压： 5.2 kPa（a）（平均）[LP/HP 4.6/5.8 kPa（a）] b、循环水泵循环水泵采用长沙水泵的立式斜流泵，循环水系统采用带冷却塔的二次循环水系统，扩大单元制(双机供水系统之间采用联络管系统，联络管管径为φ2000mm)。

循环水泵型号； 88LKXA-26；型式：湿井式、固定叶片、转子可抽式、立式斜流泵；立式并列布置；单基础支撑循环水泵性能参数：c、冷水塔冷水塔面积为9000m2，自然通风，循环水干管管径为φ3000mm，设计循环水流量为18m3/s；带十字挡风墙。

淋水填料采用聚氯乙烯改性塑料片制成，波型为双S波；淋水板外形规格为1000×500×500mm、1000×400mm，片距30mm，片材厚度为0.40(±0.03)mm，每立方米组装体质量约为20kg/m3；淋水填料的组装高度为0.8m、1.0m、1.2m，由塔中心向外分别布置。

600MW级亚临界燃煤机组综合节能升级改造研究针对600MW级亚临界燃煤机组运行供电煤耗偏高的问题，提出了包括汽轮机通流改造、提升参数改造、锅炉受热面改造、一次风机改造、外置蒸汽冷却器、低温省煤器改造等为主的一套综合节能升级改造方案，分析了各方案的技术和经济效益，可作为同类型机组改造的参考。

标签：亚临界；燃煤机组；综合节能升级改造1 前言2014年9月，国家发改委、环保部、能源局等三部委联合下发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》（发改能源〔2014〕2093号），提出“到2020年现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时，其中现役60万千瓦及以上机组（除空冷机组外）改造后平均供电煤耗低于300克/千瓦时”。

本文针对山西鲁能河曲电厂2×600MW亚临界机组情况，提出一套综合节能升级改造方案。

燃煤电厂的节能降耗对“十三五”节能目标的实现具有重大作用。

可作为同类机组改造参考。

2 机组概况山西鲁能河曲发电有限公司一期2×600MW机组，锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造的HG-2028/17.45-YM型亚临界、一次中间再热、控制循环、四角切圆燃烧、燃煤汽包炉，设计燃料为烟煤；汽轮机为东方汽轮机有限公司制造的N600-16.7/538/538型一次中间再热、三缸四排汽、冲动凝汽式汽轮机。

两台机组分别于2004年10月、12月正式投入商业运营。

机组投产后，陆续实施了低氮燃烧器改造、烟气超低排放改造、汽封改造、凝结水泵电机变频改造、高温高压疏水阀更换、凉水塔填料更换等多项改造，但机组供电煤耗和厂用电率较高，与同类型机组先进水平有较大的差距。

3 主要节能改造措施综合研判该机组设计参数、运行水平，提出以下改造方案。

3.1 汽轮机通流改造根据山西鲁能河曲发电有限公司2号机组性能试验报告，机组实际性能与设计值偏差较大，三阀全开工况下汽轮机热耗率为8052.6kJ/kWh，比设计值高出316.6kJ/kWh（见表1）。

火力发电厂汽轮机冷端系统优化分析摘要：自新中国成立以来，随着科学技术的不断发展，在火力发电厂汽轮机及冷端系统方面都有了很大的发展和进步，在目前，我国用来研究凝汽器的很空环境一般都是由冷却水进水的温度和对汽轮机的负荷确定的，通过控制冷却水的用量，从而使得循环水泵和汽轮机所消耗的功率增加的数量来确定，这些分析都具有相当的局限性，文章仅仅考察了循环水泵与汽轮机消耗能力之间的不同状态，对冷却水产生的水资源耗费与所产生的热污染都没有加以具体考察，因此具有较大的缺陷，所以该文将重点讨论火力发电厂汽轮机与冷端结构设计的问题。

关键词：汽轮机；冷端系统；优化1引言汽轮机冷端系统是整个火力发电机组系统的最主要部件，对发电质量起着很大的关系。

技术人员只有了解汽轮机节能的基本原理，才能在具体的运行中实现预定的目的。

2 火电厂在凝汽式汽轮机冷端运行过程设计中所必须注意的重要因数问题2.1凝汽器最佳真空和最佳冷却水量彼此间的关系从总体上来说，不管从早期的设计阶段一直到最后的考察、审视过程，都有着一种共同的认识，也就是说汽轮机冷却端的真空压力都存在着一定的限制，并不是真空状态越好产生的效果就越好。

我们必须明白的是，在冷却水的工作温度、蒸发压力等要求维持恒定的前提下，使用可以通过调整防冻冷却水的流向来调节机里面的真空系统状态，也就是说为了提高凝汽机内部的真空度，循环水泵必须耗费较多的能量，并且必须采用较高的供热量及其相应的材料，这将造成很大的时间损耗。

正如人们所认为的，最佳的真空位置在通常情况下是不受冷却水流量大小的限制的，两者之间也具有某种特殊的联系，也就是说在汽轮机的正常运转过程中，如果总排气量不变并且相应的冷却水管入口的温度也不会发生变化，这时，从中检测出初始的冷却水量就可以很直观地获得开始时在凝汽器内部产生的压力，进而起到通过调节进水量来改变内部真空压力的作用。

而在工作环境条件相同的情况下，如果凝汽器里面的压力突然下降，会使得汽轮机的运作功率快速上升，从而帮助企业获取更大的经济利益。

600MW间接空冷机组冷端优化治理案例分析摘要某电厂建设规模为330万千瓦，安装六台35万千瓦纯凝湿冷机组和两台60万千瓦纯凝间接空冷机组。

目前2台60万千瓦机组空冷塔换热效果随时间性能逐渐下降，导致机组在高温时段运行时背压高，能耗高。

结合600MW空冷机组冬季高背压供热系统，充分利用热网凝汽器设备，对该机组实施降背压改造，充分释放一期5、6号湿冷机组冷却塔的富余冷却能力来降低8号机组凝汽器背压，从而实现了汽轮机冷端优化的深度治理，达到节能降耗目的，为同时具有空湿冷机组的火电厂提供冷端治理的参考依据。

关键词：纯凝湿冷机组间接空冷机组热网凝汽器0前言某电厂建设规模为330万千瓦，安装六台35万千瓦纯凝湿冷机组和两台60万千瓦纯凝间接空冷机组，为实现汽轮机冷端的深度治理，达到机组节能降耗的目的，计划利用现有的600MW机组高背压供热系统和350MW湿冷机组冷却塔的富余冷却能力来解决600MW机组空冷塔换热效果随时间性能逐渐下降，导致机组在高温时段运行时背压高，能耗高的问题。

1改造目的一期5、6号湿冷机组的冷却塔与二期8号机组间接空冷塔，布置距离较近，对机组进行空湿冷的冷却系统互通互补，实现在夏季利用湿冷机组冷却塔，分担空冷机组的一部分冷却负荷，使8号机组在夏季背压降低至26.5kPa以下，达到夏季满发和降低发电标煤耗的目的。

2对600MW机组的温度变化与背压进行分析注：横坐标为乏汽温度（℃），竖坐标为背压（kPa）注：横坐标为乏汽温度（℃），竖坐标为汽轮机热耗（kJ/kW•h）注：横坐标为乏汽温度（℃），竖坐标为发电标煤耗（g/kW•h）乏汽温度变化2℃，对应背压变化值和发电煤耗变化值详见下表：从以上曲线和表看出，在低背压时，温度变化2℃，背压变化值较小，相应发电煤耗变化值小；而在高背压时，温度变化2℃，背压变化值较大，相应发电煤耗变化值大。

根据《火力发电厂节能和指标管理技术》，湿冷机组循环水温度变化对真空、供电煤耗的影响，若机组循环水入口温度每降低1℃，机组真空度提高0.3-0.7KPa，真空每提高1Kpa，机组发电煤耗可降低2g/kWh。

试论600MW机组低氮燃烧系统燃烧调整进入到新世纪以来，随着我国市场经济水平的迅速提升，我国的各行各业都取得了非常快速的发展，但是我国的环境污染问题却是越来越严重，特别是大气污染物的排放控制问题已经受到了全世界的关注和重视。

我国的火电厂的早期投入运行的锅炉低氮燃烧技术较为落后，NOx气体的排放浓度普遍偏高，再加工作业现场因素的限制，对NOx气体排放浓度的控制是有一定的困难的，并且其减排的成本很高，而工作量也很大，因此，低氮燃烧系统的燃烧调整便是一种有效、经济的减排方法，值得我们深入的推广和应用。

本文便对以内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司6号机组设备为例并介绍其燃烧系统调整的目的、机组设备燃烧系统调整前的准备工作、机组设备燃烧系统的调整内容以及机组设备燃烧调整过程中的注意事项四个方面的内容进行了分析，从而详细的论述了600MW机组低氮燃烧系统的燃烧调整工作。

标签：600MW机组；低氮燃烧；燃烧调整1 以内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司6号机组设备为例并介绍其燃烧系统调整的目的我们所选用的我电厂的机组设备为600MW亚临界、自然循环、前后墙对冲燃烧、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、尾部双烟道、紧身封闭、全钢构架的∏型汽包炉，其具体的型号为DG2070/17.5-II4，并且此锅炉设备的具体设计参数为：设计压力19.1MPa，最大连续蒸发量为2070t/h，额定蒸发量1876t/h，额定蒸汽温度541℃。

设计主燃料为准格尔烟煤，低位发热量17981kJ/kg。

点火助燃油为-10号轻柴油，发热量41800kJ/kg。

前后墙布置并且是对冲燃烧的方式是我们所选择的燃烧器的布置方式。

选择了共计4台双进双出的钢球磨煤机，前后墙分别布置了4层煤粉燃烧器，并且每一层煤粉燃烧器都设置有4支氮氧化物的轴向旋流燃烧器，总计32只燃烧器。

在第一层的煤粉燃烧器的上方位置，前后墙位置处分别布置了2层燃尽风燃烧器，每一层共有4个，这样一共有燃尽风燃烧器16只。

火力发电厂汽轮机冷端系统优化要点分析摘要：火电厂是生产电力的主要企业，在生产电力期间需要消耗大量能源，而汽轮机是其主要耗能装置，对汽轮机冷端系统进行优化至关重要，有助于实现节能降耗的效果。

基于此，本文对汽轮机冷端系统主要影响因素进行了分析，并提出了相应的优化措施，以期降低煤耗，促进火电厂节能降耗工作的顺利实施。

关键词：火力发电厂；汽轮机；冷端系统；优化措施0引言汽轮机冷端系统对于火电厂发电机组而言非常重要，其与机组发电效率密切相关，如果技术人员想要在电力生产过程中充分发挥汽轮机具有的作用，就必须了解其节能机理，采取相应的优化措施，促进火力发电厂的可持续发展。

1凝汽式汽轮机冷端的运行优化意义汽轮机冷端系统的运行会影响到整个系统的运行效率，同时其自身也很容易受到干扰，如冷端系统中很多设备都会由于背压影响机组功率[1]。

如果火电厂汽轮机冷端系统存在问题，则会导致机组运行效率大大减小，不但耗时较多，而且还会加速煤炭的消耗。

所以，有关单位和企业必须对冷端系统进行优化，必须对冷端系统进行深入的调查，制定详细的评估与测试体系，并将先进的科技手段引入到冷端系统中，以保证冷端系统的运行，从而达到节能降耗的目的。

近年来，随着我国能源市场的持续发展，行业的规模不断扩大，企业的竞争能力也越来越强，在这个时候，对冷端系统进行优化是非常必要的。

2汽轮机冷端系统设备性能主要影响因素2.1凝汽器性能影响因素(1)循环水温：循环水温变化会影响凝汽器的真空性。

有关实验表明，600 MW湿冷机组凝汽器循环水温度每减小1℃，凝汽器真空度将会下降0.2 kPa，供电煤耗下降0.6 g/kWh。

(2)循环水流量：大型发电机组的循环水温度在8~10℃之间的情况下，循环水量降低10%，水温升高1℃。

流量较低时，凝汽器的真空度下降幅度较大，而当冷却水温度上升时，其压力变化值也随之增大。

(3)热负荷：在常规排汽热负荷条件下，凝汽器的真空能够满足机组的要求。

600MW级湿冷式火电机组“两机一塔”的优势摘要：随着国内新能源电源的不断建设，火力发电已成为调峰备用电源，同时在国内双炭背景下，未来的火力发电机组需向更高效、更节能、更环保的方向发展。

在此背景下，对于新建火力发电机组来说，降低建设初投资，提高机组经济性，优化机组系统布置及运行方式灵活性成为未来新上火电机组的主攻方向。

关键词：600MW级湿冷式火力发电机组，两机共用一座冷却塔，降低基建投资费用，提高火电机组经济性，节约水资源。

冷却塔在湿冷式火电机组中占据重要位置，其原理是通过冷却塔冷却循环水，最终通过循环水冷却汽轮机低压缸排汽来实现火电机组安全、经济运行。

目前国内600MW级湿冷式火电机组采用一台机组配置一座冷却塔，该级别机组冷却塔单塔面积在7500㎡-8500㎡之间，循环水量60000m3/h左右，冷却塔塔高150m-160m。

随着国内新能源电源点建设的不断增加，目前国内火电机组主要扮演调峰保电的作用。

以贵州省为例，每年5月份至9月份为丰水、丰光期，省内火电机组通常低负荷运行甚至单机运行，当全厂单机运行或两机低负荷运行时，常规火电机组的“一机一塔”配置方式不能更好的利用全厂冷却塔的淋水面积，相应停运机组的冷却塔处于闲置状态。

从火电厂基建和运营情况对比，基建期冷却塔采用“两机一塔”的设计能避免一台机组停运时闲置相应的冷却塔，即两台600MW级湿冷式火电机组共用一座冷却塔，该设计不仅能降低基建投资费用还能在机组运营期通过合理分配机组循环水淋水面积，降低循环水温度以提高凝汽器背压，最终降低机组热耗的作用。

一、“一机一塔”和“两机一塔”基建投资对比：以2×660MW纯凝式超临界火电机组配置为例，汽轮机低压缸排汽量约1150t/h（含给水泵小汽轮机排汽，下同），冷却塔循环倍率按52倍计算，全厂两台机组采用“一机一塔”时，需配置两座淋水面积约8000㎡的双曲线自然通风冷却塔，所需混泥土量约43000m³，冷却塔填料16000㎡，冷却塔单塔高约150m。

600MW火电机组节能降耗分析与优化措施摘要：近年来，国家对燃煤火电机组的高效清洁发展提出了更高的要求。

燃煤发电企业如何进一步提升燃煤机组节能、环保水平，提高火电企业竞争力成为当前重要课题。

关键词：火电机组；节能降耗；优化措施前言火电机组运行中，其运行效率会影响到能耗问题，需要采取合理措施进行运行管理、燃料管理等优化，并做好各项重要设备的节能改造，安装工作等，使能源利用率得以提高，并减少环境污染，保证电厂的经济效益和社会效益。

1回热系统加热器对600MW火电机组节能降耗的影响加热器的水位对加热器端差有着很大的影响。

当水位较低时加热器的测量水位就会降低，从而造成输水温度逐渐升高，这就会加大加热器的端差升高。

与之相反的是当水位较低时，加热器的测量水位也会逐渐升高，从而造成输水温度逐渐升高，这也会造成加热器的端差降低。

因此我们说热力系统当中的加热器之间的端差就是加热机组端差。

我们在实际工作当中，想要让测量基准以及水位测量能够统一以及准确，就应该对加热器水位的高低进行严格的检查和准确的计量。

与此同时，想让热水器能够更好的发挥它自身的作用，就应该对热水器高低水位自动调节进行更好地改进及优化。

通过以上的方法我们不仅能够让火电厂达到节能降耗的效果，同时也能够去保证加热器高低水位信号的准确性。

2送风量对600MW火电机组节能降耗的影响送风量对600MW火电机组节能降耗的影响也非常大。

我们说送风量它存在一个最佳的值点。

火电厂想要让机组排烟损失变的最小就应该去控制送风量让其达到它的最佳值。

同时我们还应该对风量大小进行更好的调整和准确的判断。

还应该对氧量进行相关的设定。

通过这样的方式我们可以让氧量在自动化系统中对应负荷进行更好的调整及优化。

火电厂在让风量达到最佳值点的时候还应去参考机组的氧量大小对煤量以及负荷进行更好的调整和判断。

企业相关人员他们在测量炉膛的出口氧量系数时就会发现它不能够被准确地计量出来，出现这样的原因主要是因为氧量观测点一般都安装在锅炉尾部的受热面之上。

600MW机组低氮燃烧器改造效果分析【摘要】锦界发电公司3号机组锅炉燃烧器改造前NOx排放浓度约402mg/m3～609mg/m3，采用新型燃烧器器和全炉膛分级燃烧技术对3号锅炉燃烧系统进行了低氮改造。

试验结果表明，低氮燃烧器改造后，锅炉在最佳运行状态下，NOx排放浓度可控制在128mg/m3～135mg/m3之间，与改造前相比，NOx 排放浓度平均降幅约70%，低氮改造效果非常明显。

【关键词】低氮燃烧器；NOx排放浓度；锅炉效率；减温水量0 锅炉概况锅炉为600MW单炉膛、∏型布置、固态排渣、全钢架结构、平衡通风、亚临界压力一次中间再热控制循环汽包锅炉。

锅炉采用摆动式燃烧器调温，四角布置、切向燃烧，正压直吹式制粉系统。

锅炉原燃烧器采用四角布置，共24只切向燃烧摆动式，每只燃烧器最大出力为11.5t/h，分六层布置，每层设置4只燃烧器。

在顶部燃烧器上方各设一层燃尽风和辅助风喷口。

煤粉喷口、二次风喷口、燃尽风喷口均可上下摆动，用以调节再热汽温。

正常运行时，锅炉NOx排放浓度在402mg/m3～609mg/m3之间，该排放浓度已无法满足环保和国家火力发电政策的要求[1]。

为响应国家“节能减排”政策号召，电厂对3号锅炉进行了低NOx燃烧系统改造。

表1 锅炉主要设计参数Tab.1 Major design parameters of the boiler1 改造方案对燃烧器进行重新布置，改变假想切圆直径，调整各层煤粉喷嘴的标高和间距，增加新的燃尽风组件以增加高位燃尽风量（改造后燃烧器见图1）；除了A 层一次风沿用等离子燃烧器之外，更换其它5层一次风喷口、喷嘴体及弯头，一次风全部采用上下浓淡、中间带稳燃钝体的燃烧器；采用新的二次风室，适当减小端部风室、油风室及中间空气风室的面积；在凑燃尽风室两侧加装贴壁风；采用节点功能区技术，在两层一次风喷口之间增加贴壁风。

图1 燃烧设备布置示意图Fig.1 Schematic diagram of the burner layout下端部风及一次风仍旧为逆时针方向旋转，切圆适当减小；其它二次风改为与一次风小角度偏置，顺时针反向切入，形成横向空气分级。