火力发电的循环水系统非常重要，都包含什么设备？

一、燃烧系统

燃烧系统由输煤、磨煤、燃烧、风烟、灰渣等环节组成

(l)运煤。电厂的用煤量是很大的，一座装机容量4×30万kW的现代火力发电厂，煤耗率按360g/kwh计，每天需用标准煤(每千克煤产生7000卡热量)360(g)×120万(kw)×24(h)=10368t。因为电厂燃煤多用劣质煤，且中、小汽轮发电机组的煤耗率在400~500g/kw·h左右，所以用煤量会更大。据统计，我国用于发电的煤约占总产量的1/4，主要靠铁路运输，约占铁路全部运输量的40%。为保证电厂安全生产，一般要求电厂贮备十天以上的用煤量。

(2)磨煤。用火车或汽车、轮船等将煤运至电厂的储煤场后，经初步筛选处理，用输煤皮带送到锅炉间的原煤仓。煤从原煤仓落入煤斗，由给煤机送入磨煤机磨成煤粉，并经空气预热器来的一次风烘干并带至粗粉分离器。在粉粉分离器中将不合格的粗粉分离返回磨煤机再行磨制，合格的细煤粉被一次风带入旋风分离器，使煤粉与空气分离后进入煤粉仓。

(3)锅炉与燃烧。煤粉由可调节的给粉机按锅炉需要送入一次风管，同时由旋风分离器送来的气体(含有约10%左右未能分离出的细煤粉)，由排粉风机提高压头后作为一次风将进入一次风管的煤粉经喷燃器喷入炉膛内燃烧。

电厂煤粉炉燃烧系统流程图

目前我国新建电厂以300MW及以上机组为主。300MW机组的锅炉蒸发量为1000t/h(亚临界压力)，采用强制循环(或自然循环)的汽包炉；600MW机组的锅炉为2000t/h的(汽包)直流锅炉。在锅炉的四壁上，均匀分布着4支或8支喷燃器，将煤粉(或燃油、天然气)喷入炉膛，火焰呈旋转状燃烧上升，又称为悬浮燃烧炉。在炉的顶端，有贮水、贮汽的汽包，内有汽水分离装置，炉膛内壁有彼此紧密排列的水冷壁管，炉膛内的高温火焰将水冷壁管内的水加热成汽水混合物上升进入汽包，而炉外下降管则将汽包中的低温水靠自重下降至下连箱与炉内水冷壁管接通，靠炉外冷水下降而炉内水冷壁管中热水自然上升的锅炉叫自然循环汽包炉，而当压力高到1666~1764MPa时，水、汽重度差变小，必须在循环回路中加装循环泵，即称为强制循环锅炉。当压力超过1862MPa时，应采用直流锅炉。

    (4)风烟系统。送风机将冷风送到空气预热器加热，加热后的气体一部分经磨煤机、排粉风机进人炉膛，另一部分经喷燃器外侧套筒直接进入炉膛。炉膛内燃烧形成的高温烟气，沿烟道经过热器、省煤器、空气预热器逐渐降温，再经除尘器除去90%～99%(电除尘器可除去99%)的灰尘，经引风机送入烟囱，排向天空。

(5)灰渣系统。炉膛内煤粉燃烧后生成的小灰粒，被除尘器收集成细灰排入冲灰沟，燃烧中因结焦形成的大块炉渣，下落到锅炉底部的渣斗内，经过碎渣机破碎后也排入冲灰沟，再经灰渣水泵将细灰和碎炉渣经冲灰管道排往灰场(或用汽车将炉渣运走)。

二、汽水系统

火电厂的汽水系统由锅炉、汽轮机、凝汽器、除氧器、加热器等设备及管道构成，包括凝给水系统、再热系统、回热系统、冷却水(循环水)系统和补水系统

(1)给水系统。由锅炉产生的过热蒸汽沿主蒸汽管道进入汽轮机，高速流动的蒸汽冲动汽轮机叶片转动，带动发电机旋转产生电能。在汽轮机内作功后的蒸汽，其温度和压力大大降低，最后排入凝汽器并被冷却水冷却凝结成水(称为凝结水)，汇集在凝汽器的热水井中。凝结水由凝结水泵打至低压加热器中加热，再经除氧器除氧并继续加热。由除氧器出来的水(叫锅炉给水)，经给水泵升压和高压加热器加热，最后送人锅炉汽包。在现代大型机组中，一般都从汽轮机的某些中间级抽出作过功的部分蒸汽(称为抽汽)，用以加热给水(叫做给水回热循环)，或把作过一段功的蒸汽从汽轮机某一中间级全部抽出，送到锅炉的再热器中加热后再引入汽轮机的以后几级中继续做功(叫做再热循环)。

(2)补水系统。在汽水循环过程中总难免有汽、水泄漏等损失，为维持汽水循环的正常进行，必须不断地向系统补充经过化学处理的软化水，这些补给水一般补入除氧器或凝汽器中，即是补水系统。

(3)冷却水(循环水)系统。为了将汽轮机中作功后排入凝汽器中的乏汽冷凝成水，需由循环水泵从凉水塔抽取大量的冷却水送入凝汽器，冷却水吸收乏汽的热量后再回到凉水塔冷却，冷却水是循环使用的。这就是冷却水或循环水系统。

三、电气系统

发电厂的电气系统，包括发电机、励磁装置、厂用电系统和升压变电所等，如图3所示。

发电机的机端电压和电流随着容量的不同而各不相同，一般额定电压在10~20kV之间，而额定电流可达2OkA。发电机发出的电能，其中一小部分(约占发电机容量的4%～8%)，由厂用变压器降低电压(一般为63kV和400V两个电压等级)后，经厂用配电装置由电缆供给水泵、送风机、磨煤机等各种辅机和电厂照明等设备用电，称为厂用电(或自用电)。其余大部分电能，由主变压器升压后，经高压配电装置、输电线路送入电网。

15 冷态滑参数启机

151 循环水系统启动

1511 检查循泵入口水位不低于400米，滤网前后水位差小于02米，泵及电动门已送电，信号试验正常，经向值长汇报后，断开联锁开关，合上循泵顺序启动开关，检查泵电机电流、出口压力、盘根泄漏、轴承振动、轴承温度等项目应正常，冷却塔下水均匀。

152 检查工业水压力在035-040 Mpa之间。

153 向凝汽器补水到水位计的800-1000mm处，启动一台凝结水泵，开启其凝结水再循环门，备用凝泵投联锁。投后缸喷水。

154 检查主油箱油位正常后，启动交流润滑油泵，正常后投直流润滑油泵联锁。润滑油压在010-014 MPa，润滑油温>350C，检查润滑油系统各部位无泄漏，记录主油箱油位。

155 启动排烟风机，运行风机联锁置“自动”位，备用风机联锁置“联锁”位。

156 投入盘车装置

1561 开启盘车油门，检查顶轴油泵进、出口门在开启状态，启动一台顶轴油泵，记录大轴顶起高度及顶轴油压，备用顶轴油泵投联锁位置。

1562 就地启动盘车装置运行，记录盘车电机电流，检查机组内部有无摩擦声，转子挠度<005mm，润滑油低油压试验良好；投入润滑油压力低保护。

157 自动主汽门、调节汽门、抽汽逆止门、高排逆止门、旁路试验正常。

158 调节保安系统试验正常。

159 投入厂用辅汽系统并进行疏水。

1510 启动凝结水泵向除氧器补水至1000 mm，冲洗合格后，关闭放水门和化学补水门，开启凝结水上水门，维持除氧器水位在2000-2200 mm。

1511 除氧器补水到1600mm 时，稍开再沸腾门，给水加热至锅炉所需温度后，开启加热进汽门（辅助蒸汽至除氧器进汽），关闭再沸腾门，开启除氧器加热进汽门进行加热。

1512 开启除氧器下水门，给前置泵和给水泵充水赶空气，赶完空气后关闭放空气门，调整给水泵和前置泵密封水压，密封水压差约为0045-0060 Mpa左右。

1513 启动给泵电动辅助油泵运行，润滑油压在020-030MPa正常后投联锁开关。

1514 联系电气向给水泵送操作电源和动力电源，根据锅炉要求，顺启给水泵向锅炉上水，给水走高加（也可用除氧器静压法向锅炉供水）。

1515 锅炉点火前的准备工作

15151 凝汽器已通循环水，且循环水系统运行正常。

15152 关闭真空破坏门和再热器放空气门以及锅炉侧再热蒸汽管道疏水门，启动一台真空泵，开启其抽空气门抽真空。

15153 开启辅助蒸汽向轴封调整门管路充汽并开启相应轴封管道疏水，注意汽缸前、后汽封不应向外大量冒汽。

16 锅炉点火后的工作

161 锅炉点火正常，主蒸汽压力微正压后，汽机抽真空到-60Kpa投入旁路系统。盘上手动将三级减温水及进汽调整门调整门全开，开启低旁减温水调整门及来汽调整门，其开度比高压旁路门相应大20%，开启高压旁路来汽电动门和调整门，减温水暂且不投，以满足再热器要求来调整高旁来汽门开度及减温水调整门开度（上限设计在30%N0，下限设计在0%N0）。通常应将高旁出口蒸汽温度控制在3500C以下，低旁出口蒸汽温度控制在1300C以下。

162 投旁路注意事项：必须保证遵循先投三级，再投低旁，最后投高压旁路的原则，减温水调整门开度要与减压门开度、旁路出口温度相匹配。关闭旁路时，顺序与投入相反。旁路系统如处于备用状态，其疏水门应适当开启。

163 当主汽压达到008 MPa，主汽温达到1000C时，凝汽器真空抽至-36Kpa时，启动一台轴加风机运行，另一台轴加风机投联锁备用。向前后汽封供汽（供汽前应对前后轴封供汽管路进行充分疏水），调整轴封压力在005-010MPa左右，后轴封供汽温度维持在120-1600C。

164 启动高压辅助油泵运行并投入其联锁开关。

165 检查汽机本体疏水门应在开启位置。

166 检查主汽门、调节汽门、高压排汽逆止门的严密情况，保证无蒸汽漏入汽缸。

167 联系热工，投入除低真空、机电炉大连锁、主汽门关闭停机以外的主保护

17 低真空保护待机组定速并网后真空大于-0085MPa再投入。

18 冷态启动应具备的条件（当高压内缸上壁温度低于150°C时，按冷态启机）：

181 主汽压力：098-12 MPa，主汽温度：230-2600C，主汽具有50-800C的过热度，且比高压内缸上壁温度高500C以上。再热汽温比中压内缸上壁温度高500C以上。主蒸汽与再热蒸汽温差<500C。

182 润滑油温：35-400C，

润滑油压：01-014 MPa，

高压辅助油泵出口油压：196±01 MPa。

183 凝汽器真空：-60— -66Kpa。

184 盘车运行正常，连续盘车时间不少于2小时。

185 大轴晃动度与原始值相比：不超过002mm。

186 主油箱油位正常。

187 汽缸夹层加热联箱处于热备用状态（禁止在转子静止或盘车的情况下投入夹层加热）。

188 具备其他启动条件。

19 冲转、升速

191 汇报值长，已具备启动条件，得到冲转命令后准备冲转。

192 打开四至六抽电动门（三抽除外），低加随机启动，高加在带一定负荷时再投（也可以随机启动，但要保证疏水畅通）。全开自动主汽门，用高压调节汽门冲转，操作事项如下：

1921 检查OPC开关置“OPC正常”位置。

1922全开自动主汽门，“脱扣”灯灭，“挂闸”按钮灯亮，复归抽汽和高排逆止阀控制水电磁阀，打开高排逆止门和各抽汽逆止门。DEH上选择“操作员自动”方式，选择“调节汽门”冲转。

1923 选择“目标转速”，输入“500”，敲回车键确认。

1924 选择“升速率”，输入“100”，敲回车键确认。

1925 点击“进行”按钮，注意机组转速上升后盘车应自动脱开，否则立即停机。当机组转速升至800 r/min时，停止顶轴油泵运行。

1926 按上述方法冲转，将机组转速升到800及3000 r/min。

1927 冲转过程中，视胀差情况（或者在500 r/min）投入汽缸夹层加热系统,控制机组高压缸正差胀小于35mm,夹层加热联箱压力不大于40Mpa,当机组带负荷后若高压缸胀差趋于稳定, 高压缸正差胀小于15mm可及时停止夹层加热系统。

193 具体升速暖机时间规定如下：

序号 名称 转速（r/min） 时间（min） 升速率

1 升速 0-500 5 100

2 暖机 500 5

3 升速 500-800 3 100

4 暖机 800 20

5 升速 800-3000 22 100

6 检查 3000 5

注意事项 过临界时，DEH自动将升速率修改为300-400 r/min，轴承过临界时振动小于015mm，否则应打闸停机，高、中压转子临界转速为1669 r/min，低压转子临界转速为1836 r/min，发电机转子临界转速为1381 r/min。

194 机组冲转过程中振动规定：

1941转速在1500 r/min以下，各轴承振动小于003 mm。

1942转速在1500-3000 r/min之间，各轴承振动小于004 mm。

1943过临界时，轴承振动小于015mm。

1944正常带负荷时，轴承振动小于003 mm。

1945启动及运行过程中，转子振幅大于120µm时报警，大于250µm时停机。

195 机组冲转过程中，应做到：

（1）倾听机组内部声音，应无异音。

（2）检查机组各轴承温度、回油温度应在控制范围内。

196 发电机进风温达到300C，投入空冷器。

197 检查机组汽缸膨胀及胀差应正常，否则应进行相应调整。

198 定速3000r/min时，投入高压辅助油泵联锁停止其运行，注意主油泵出口油压应稳定。

199 定速3000r/min时，真空应不得低于-85 Kpa。全面检查正常后，按规定做有关试验。

110 并网带负荷

1101 全面检查正常，按规定做有关试验后，根据电气运行人员要求投入“自动准同期”。机组具备并网条件，报告值长。

1102 电气人员并网成功后，发来“已并列”信号。机组自动带上5%的初始负荷（6-7MW），在此负荷下暖机30min。在缸温允许的情况下，尽量把负荷带得高些。负荷在20MW以下时，鉴于“功率回路”无法投入，必须将负荷的目标值设置大于给定值。

1103锅炉滑参数启动曲线升温升压，汽机侧加负荷过程如下：

序 号 项 目 安 排 时 间

1 0-10MW 加负荷 20 min

2 10 MW 暖机 40 min

3 10-40 MW 加负荷 80min

4 40 MW 暖机 60min

5 40 -135 MW 加负荷 130min

6 合计 330 min

1104 汽机加负荷操作方法如下：

11041 打开DEH操作面板，选择“目标负荷”，输入相应的负荷值，敲回车键确认。

11042 选择“加负荷率”，输入1 MW/ min的速率，敲回车键确认。

11043 点击“进行”按钮，注意机组负荷应上升。

1105 机组升速、加负荷过程中控制的指标：

(1) 主汽温升率：250C/ min。

(2) 再热汽温升率：350C/ min。

(3) 主汽、再热汽管道温升率：70C/ min。

(4) 汽缸、法兰温升率：250C/ min。

(5) 内缸外壁与外缸内壁温差：<400C

(6) 主汽门、调节汽门阀体温升率：50C/ min。

(7) 高压缸内壁上、下温差：<300C。

(8) 法兰左、右温差：<150C。

(9) 法兰上、下温差：<200C。

(10) 汽缸及法兰内外壁温差：<800C。

(11) 汽缸与法兰温差：<800C。

(12) 外缸法兰中壁与螺栓温差：<500C。

(13) 高压缸相对膨胀：+40— -20mm。

(14) 低压缸相对膨胀：+45— -25mm。

1106 初始负荷期间的操作：

11061 低加随机启动时，低加疏水逐级串联至#2低加，启动一台低加疏水泵运行，保证低压加热器水位正常。

11062 检查所有辅机运行正常，负荷带至10%额定负荷时，主汽管道、高压各疏水阀门应自动关闭。

11063 带15%以上负荷时，手动关闭后缸喷水旁路门。 带20%以上负荷时，投入“转速控制回路”、“功率控制回路”。根据需要，可选择投入“TPC”保护或“负荷高低限制”。再热蒸汽管道、中压管道疏水门应自动关闭。根据差胀情况决定是否停止夹层加热系统。

11064 负荷达30%以上时，三抽压力达到025MPa以上，打开本机三抽至除氧器电动门，关闭辅助蒸汽去除氧器门（或三抽母管至除氧器门）。除氧器开始滑压运行。

11065 将轴封供汽切换为除氧器供应，关闭辅助蒸汽到除氧器的阀门。切换轴封汽源时注意疏水。高加疏水切换至除氧器，关闭其去#4低加门，开启高加空气去除氧器门。

11066 检查机组振动、差胀、缸温、轴向位移、各轴承温度、回油温度、润滑油压、油温等参数在合格范围内。

11067 负荷达30%以上时，根据#1高加抽汽压力和除氧器压力差决定是否大于03MPa来决定投高加。

凝结水泵启动前应确认凝汽器侧放水门在关闭状态，向凝汽器补水至高水位后关闭补水门；全开泵的进口门和空气门，出口门有联动装置时，应投在联动位置，无联动装置时应在关闭状态；检查泵的各轴承润滑油是否充足，向轴承送冷却水；检查泵的填料盒压盖是否良好，送上密封水；盘动转子灵活，通知电气送电。水泵启动后应首先注意转子转向，如反转应立即停泵，通知电气处理。注意检查电流、出水压力、振动、声音、轴承润滑、填料盒及压盖密封等，同时应注意出口门是否联动全开，无联动装置应及时开启。根据操作目的适当开启向除氧器、汽缸喷水、再循环等系统供水阀门，根据凝汽器水位下降情况适当向凝汽器补水。

蒸汽锅炉不自动加水可能由以下原因引起：

1、供水系统故障

供水系统中的水泵、水位控制器或水位计可能存在故障，导致无法自动加水至蒸汽锅炉。这可能是由于设备老化、损坏、堵塞或误操作等原因引起的。需要对供水系统进行检查和修复，确保其正常运行。

2、水位控制器故障

蒸汽锅炉的水位控制器可能出现故障，无法准确监测到锅炉内的水位。这可能是由于感应器或测量装置损坏、误差调整不当或电路故障引起的。需要对水位控制器进行检查和维修，确保其准确可靠。

3、自动补水装置故障

蒸汽锅炉通常配备有自动补水装置，用于根据水位控制自动补充水分。如果这个装置损坏或故障，就无法实现自动补水。需要对补水装置进行检查和修复，确保其正常工作。

4、水位设置错误

蒸汽锅炉水位设置错误可能导致自动补水不触发。如果水位设置过低或过高，则无法正确触发补水装置。需要调整水位设置到合适的位置，以确保自动补水正常进行。

5、污垢或堵塞

供水管道或系统中的污垢和堵塞可能导致水流不畅，阻碍了自动加水。这可能是由于水垢、锈迹、沉淀物等引起的。需要定期对供水系统进行清洗和维护，以防止污垢的堆积和堵塞。

6、电气故障

蒸汽锅炉的自动控制系统可能出现电气故障，导致无法正确触发自动加水装置。这可能是由于电气元件损坏、电路故障或断电等原因引起的。需要对电气系统进行检查和修复，确保其正常工作。

针对以上问题，可以通过以下措施来解决蒸汽锅炉不自动加水的问题：

- 定期检查供水系统，包括水泵、水位控制器和补水装置，确保其正常运行。

- 定期检查和清洗供水管道以防止污垢和堵塞。

- 检查水位控制器的感应器和测量装置，并进行校正和调整。

- 检查自动补水装置的工作状态，并进行必要的维修或更换。

- 调整蒸汽锅炉的水位设置到合适的位置，以确保自动补水的正确触发。

- 对蒸汽锅炉的电气系统进行检查和修复，确保正常工作。

- 定期维护锅炉设备并开展预防性维护措施，以保持其正常运行。

对于无法自行解决的问题，建议咨询专业的锅炉维修公司或技术人员，以便及时修复和恢复自动加水功能。

　密闭式冷凝水回收装置即用汽设备排放的冷凝水经架空或地沟管道集中回到密闭集中水罐中,然后利用高温冷凝水综合回收装置将100℃以上的软化水直接输入锅炉,组成一个从供汽到回收的密闭循环系统,该系统是目前冷凝水回收的较好方式。在日本普遍采用此种冷凝水回收装置。　　　　密闭式冷凝水回收装置又可分为以下两种方式。　　21　泵直接送冷凝水进锅炉回收系统　　其工作原理是饱和蒸汽从锅炉送至蒸汽间接加热设备中,放热后产生的饱和状态的冷凝水经疏水器靠蒸汽压力压入架空或埋地回水管线中,经管线汇总到集中罐。根据设备用汽压力,冷凝水排量,用调压控制阀来标定集水罐压力,使其最低。饱和状态的冷凝水在集水罐内充满到高水位时,高温冷凝水综合回收装置就自动起动将水泵入锅炉。当集中罐内的水位抽到低水位时,回收装置自动停止运行。如锅炉水位超过警戒水位而不需补水时,通过锅炉水液面控制仪控制回收装置将水自动泵送回软水箱。　　22　高低压力回收系统　　其工作原理与第一种密闭式回收系统基本相同,只是需要高压用汽设备及低压用汽设备分别安装两套回收系统。　　23　高温冷凝水综合回收装置　　密闭式蒸汽冷凝水回收方式是回收100℃以上的饱和水,一般离心泵在输送饱和状态的热水时要产生气蚀,使泵不能正常工作,严重的气蚀会损坏泵叶轮造成事故。我们根据离心泵性能表(见表1)可知,一般离心泵只能吸75℃以下过冷水,如水温超过80℃,就要在泵入口处增加正压头以防气蚀。要泵送100℃～120℃的饱和热水,需要在泵入口处增加60m～175m的正压水头。为解决这一问题,冷凝水回收装置把喷射泵和离心水泵结合起来,有效地解决了防气蚀问题,这种泵与其他部件组合称为高温冷凝水综合回收装置。

火力发电厂降耗节能措施

　加强工业节能减排，是践行科学发展观，走低碳经济、可持续发展道路的必然要求，是企业降本增效，提高市场竞争力的主要途径。电力行业也在及时转变观念 ,在节能降耗上加大投入 ,加快新技术的开发及应用。下面我为大家分享火力发电厂降耗节能措施，欢迎大家阅读浏览。

　 一、设备概述

　良村热电#1、#2发电机组厂用电率约759%、789%，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DG1110/174-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03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。同时通过更换钢球，1B磨内装载量下降，通流面积增加，同时降低了一次风压、降低了一次风机电耗，两台一次风机电流减少共计5A，每小时功率减少约45kW，按机组运行5500小时计算，按供电每千瓦03元计算，年节约费用约74万元。取得成功经验后，陆续对两台机组的六台磨都进行了改造。

　2 循环水泵电机高低速切换改造

　良村热电两台300MW机组设有四台循环泵，每台机组配有一台双速循环泵，由于低速电源安装时就存在问题，无法进行高、低速电源切换，冬季仍运行高速循环泵，造成较大的电量损耗。同时也造成凝汽器端差上升至15℃，机组经济性、安全性大幅降低。因此对1B、2B两台双速循环泵进行了电源改造，根据异步电动机的转速公式n=60f/p，只要改变频率f或极对数n就可以改变转速，对于循环泵，只需在小范围内进行不经常的调速，考虑到改造成本和维护量，首选改造磁极对数来改变转速，通过加装高、低速电源切换柜来实现循环泵高、低速电源切换，改造前单台循环泵在12极496r/min转速下运行，电机额定功率为1900KW，改造后单台循环泵在16极373r/min转速下运行，电机额定功率为800KW，设备改造后针对性的制定了与循环泵高、低速相匹配的运行方案，循环泵耗电率及厂用电率同比明显降低。数据显示低速循环泵投运后电流明显下降，由195A降至120A， 通过冬夏季不同方式数据分析循环泵耗电率067%下降至05%，降幅明显。同时采取了循环水并列运行、根据真空冬夏季合理安排循环泵启停方式，通过一段时间的运行，对比优化前、后的数据，发现循环水泵耗电率由2012年度085%降至2013年度08%、2014年度079%，下降幅度005%、006%，变化幅度为6%、7%。采取优化方案后2014年共节约厂用电量约18823万度，折合人民币6211万元，节约节能效果明显。

　3 锅炉本体照明改造

　良村热电#1炉本体现有灯具546套，均采用70W的金卤灯，截至2014年灯具使用近3年多，老化严重损坏频率极高，人工及材料费等维护费用较高。通过改造将#1炉现有70W的金卤灯全部更换为30W LED节能灯436套，减少灯具110套，且同样满足现场照明需要，将控制箱实现了分区控制(长明部分手动远方控制，夜间照明实现自动光控/手动转换)。#1锅炉本体总计546套灯具，每年维修量约200套，每套灯具更换灯泡(82元)、镇流器(79元)、触发器(15元)共计200套，直接材料费352万元， 人工费16万元 搭架子费用046万元，合计558万元 /年，因灯具更换后，寿命为7年免维护，7年可节约维护费3416万元 。改造前#1锅炉房本体照明耗电208万度;改造后耗电为557万度，节约电能1523万度，按照我厂现在上网电价04316元计算，节电费用639万元/年，7年节约电费4473万元。根据节约维护和电能费用计算，每年合计可节约费用1197万元;本次改造费用实际费用39万元，灯具单价约902元，数量为436套，按照每年节约1197万元计算，326年内可收回投资。在2015年大修中对#2炉照明也实施了改造。

　4 合理优化辅机运行方式

　(1)汽机专业将凝汽器补水方式改为为自吸补水，停运凝补水泵，通过凝汽器的负压作用将凝补水箱内的除盐水吸进凝汽器，并保证凝补水箱液位不能低于4200mm，防止发生凝汽器漏空现象，特殊情况下自吸补水不能满足要求时再启动凝补水泵补水，大大缩短了凝补泵的运行时间。机组启动阶段采取无电泵启动方式，启动汽泵前置泵向锅炉汽包上水，提前将一台汽泵定速至3100r/min,保证汽包补水要求。

　(2)锅炉专业根据磨煤机出力情况定期安排清理分离器及添加钢球，保证制粉系统最佳出力，降低制粉系统耗电率。根据机组运行出力情况，及时安排停止1C、2C磨煤机运行，以保证负荷不受阻为原则，尽量减少C磨煤机的运行。同时加强受热面及空预器吹灰，确保空预器差压不增大、受热面不积灰，减小风机耗电量。

　(3)电气专业将变压器的冷却器风扇控制自动运行，尽量避免在手动方式。现场照明以既确保生产现场必要的亮度，又尽可能地节约厂用电为原则，将原来常开照明的场所，根据现场情况两路分控的只开一路，多路控制的`开启一半。现场的空调控制以保证室内设备温度为原则控制启停，因现场照明电压402V偏高，调节照明变压器的有载调压装置至380V,降低工作电压节约电能的同时延长灯具的使用寿命，同时控制办公非生产用电节能。

　(4)化学专业超滤出水提升泵采用变频泵运行，尽可能停运工频泵。保持除盐水箱高液位运行，通过液位差自流至凝补水箱，以减少除盐水泵运行时间。液氨卸载时通过液氨储罐和液氨槽车的压力差平衡液位，以减少液氨压缩机启用时间，降低电耗。污废水排放泵按照液位控制自动运行，避免造成空转。

　(5)输煤专业缩短上煤时间，避免皮带超负荷运行和长时间小流量运行，如遇堵煤，设备故障等上游设备跳闸，待煤流走空后先将下游设备停运，避免处理缺陷过程中下游设备长时间空转，努力降低输煤设备空运转时间，降低输煤耗电率。

　(6)除灰专业在满足环保要求前提下调整除尘器高压参数，限制各电场二次电流极限值。根据机组负荷和空压机负荷情况及时启停空压机，根据锅炉输灰压力曲线，及时调整输灰结束压力设定值，减少压缩空气用量，降低空压机出力。

　良村热电经过近三年的技改实践，取得了显著成效，截至到2015年6月，#1、#2发电机组厂用电率分别完成约685%、719%。由于2015年下半年电除尘及脱硫脱硝综合改造，新增了大量耗能设备，厂用电率又有所上升，随着国家节能减排政策的不断深化，作为发电企业，应该积极响应国家政策，将降低厂用电率作为一个长期的课题来研究。

　 三、节能改造的潜力

　1、利用新技术，对辅机变频节能改造

　火电厂辅机出力随发电机负荷的大小而变化，电网负荷随时在变化，发电机输出功率变化，风机、水泵等主要辅机出力也要相应调整，对于采用调节阀或挡板调节的风机、水泵，运行中的特点是转速在±20%范围内变化时，其运行效率变化不大，其流量与转速的一次方成正比，压力与转速的平方成正比，轴功率与转速的三次方成正比，当转速降低后，其轴功率随转速的三次方降低，驱动风机、水泵的电机所需的电功率亦可相应降低，所以调速是风机、水泵节能的重要途径。在风机、水泵的流量调节中，节流调节最为简单，也是目前应用最多的调节方式，主要缺点是能耗偏大。由于变频调速在频率范围、动态响应、转差补偿、功率因数、工作效率等方面是与交流调速无法比拟的，因此开展变频调速节能降耗势在必行。

　2、电气设备改造优化选型

　对今后需要改造或者新增的电气设备，要从节能角度出发进行技术经济比较，做好电气设备评标选型。

　(1)优先选用高效电动机

　高效电动机是指总损耗比标准系列电动机降低20%以上的电动机。高效电动机由于定子铁芯、转子铁芯均采用高导磁、低损耗的优质电工硅钢片构成,且制造工艺较先进,所以电机在运行中各种损耗较低,功率因数高,运行热稳定好,使用寿命长。同等情况下,高效电动机比标准电动机效率提高3%,但制造成本却比标准电机高出30%。对火力发电厂不需要进行状态调节的辅助机械而言,把拖动电动机更换为高效电动机是一种行之有效的方法。

　(2)采用节能型变压器。

　由于材料技术的不断发展和变压器厂对结构的不断改进 ,节能型变压器发展也很快 , 目前已发展到 S10型甚至S11型。而以节能为技术特点的S9型变压器与节能效果更好的S11型相比较已变成“费能”型。S11变压器适用范围广，性能水平高于S9型变压器，空载损耗平均降低30%，空载电流降低70%。因此应优先选择节能的S11型变压器或更新型的节能变压器。 在选用配电变压器(容量2500KVA及以下)时应优先选用S11型干式变取代同容量的油浸变或其他干式变压器，可明显降低无功损耗。

　3、通过调节厂用电经济电压来降低厂用电率

　高电压状态下，不仅危及电动机绝缘，而且使电动机损耗大大增加,过高的运行电压会增加无谓的电能浪费。所以需要给厂用辅机优选一个合理的运行电压范围，进一步挖掘设备的节能潜力，降低厂用电率。电力行业标准和企业标准《规程》规定：电动机的运行电压范围为95%～110%额定电压，在此范围内电动机的总损耗是不一样的，分析外加电压的目的是寻找一个最经济的运行电压。想找出全厂所有辅机电动机损耗最小的函数表达式的方法十分繁冗。所以对于全厂众多的厂用辅机电动机运行中自身损耗可以用试验(调节电压)方法的来求函数的极值，以便找出对应的6kV母线电压Uj即经济电压。就目前400V厂用段运行电压来看，通过调节分接头适当降低厂用母线电压应是可行的，预期节电量非常可观，参考同行降压节电效果，可使厂用电率降低约01%。

　4、减少发电机组封闭母线输电过程中的铁磁性损耗

　大型发电机组从发电机至主变压器等回路采用封闭母线输电，减少输电过程中的铁磁性损耗。由于封闭母线局部分接位置磁屏蔽不严及其钢构安装形成闭合回路等原因，在交变磁场的作用下钢材料会产生涡流损耗和磁滞损耗 ,称为铁磁性损耗，如果铁磁性损耗过大 ,会造成钢材料局部过热，可能会威胁到人身安全、设备安全或结构安全 ,还造成大量电能损耗。要减少铁磁性损耗 ,应从减少交变磁场中钢材料的使用、增加屏蔽、避免形成闭合来回路、改善钢材料与载流导体空间关系等方面处理。

　5、有效控制电气设备运行过热问题

　电气设备如开关、母线等由于设计安装不当或者维护不到位以及环境条件恶劣等影响，在运行中经常会造成开关隔离触头、母线接头等部位过热现象，不仅威胁设备安全运行，还会损耗一定的电能。对设计安装容量不足的情况要对设备进行有针对性的增容技术改造。对维护不到位及环境影响的情况，要严格执行检修工艺标准，处理过热部位，使用电力导电膏。在承载负荷电流的开关触头、母线接头清理后涂敷导电膏，接触电阻比未涂敷下降25%至95%，温升比未涂敷下降25%至70%，可节省有功电量。

;

冷凝器胶球在线清洗装置 套什么定额合适

定压排气补水装置设备采用系统静压作为膨胀水箱内的设计初始压力水头，采用保证系统内热水不汽化的压力作为膨胀水箱内动行终端压力水头。

初始运行时首先启动补水泵向系统及气压罐内的水室中充水，系统充满后多余的水被挤进胶囊内。

因为水的不可压缩性，随着水量的不断增加，水室的体积也不断的扩大而压缩气室，罐内的压力也不断的升高。当压力达到设计压力时，通过压力控制器使补水泵关闭。

当系统内的水受热膨胀使系统压力升高超过设计压力时，多余的水通过安全阀排至补水箱循环使用，当系统中的水由于泄露或温度下降而体积缩小，系统压力降低时，胶囊中的水被不断压入管网补充系统的压降损失，当系统压力至设计允许的最低压力时，通过压力控制器使补水泵重新启动向管网及气压罐内补水，如此周而复始。

真空排气装置：

其接入规格与排气阀是相同的。真空破坏器又叫真空阀。

真空破坏器是一种能自动消除给水管道内真空、有效防止虹吸倒流的装置分为大气型、压力型和软管型也叫破真空阀用于容器或管道中,在管道或容器因系统运行或停止而产生负压或真空逐步升高时,该阀能自动开启,破坏真空效应,使管道及其它设备不至产生瘪、凹裂等现象,以保护设备的安全

套用对应阀门子目，有专用的子目套专用的，如果没有，可套用相应规格的阀门子目。把材料中的阀门换算为真空阀即可。如果是不完整基价，在单独列材料时，记得把对应阀门列为真空阀即可。

脱水塔冷凝器 设备安装定额子目下 能否去掉汽车起重机三个中的2个？

不可以随意扣减机械台班

离心式冷水机组套什么清单

可以套用03版安装工程预算定额第一册机械设备安装工程的1-1422到1-1429项套用。

反应釜，压滤器，过滤器，列管冷凝器设备安装定额怎样套用？有什么规范

你的冷却水可能没有并联，而是串联用，当水从第一套冷凝器中带走热量之后，水变成了热水。这时候的水不能被第二台冷凝器使用，所以第二台不能冷凝或者冷凝效果变差。

冷凝器介质阀开反应釜停止为什么会有回流管冷媒液流出

冷凝器脏了冷却高压端的风少了，导致氟利昂不能很好的从液体转化成汽体。。。冷媒少了冷却的汽体就少了。简单粗暴

有没有一种过滤器可以从它进反应釜然后再从他出来

陶瓷膜过滤器，陶瓷膜过滤器是一种采用陶瓷膜滤芯和防腐外壳制作而成的快速高效微孔过滤设备。产品再生能力强,当滤材堵塞后，在不影响正常工作的条件下，能利用系统进行滤材反冲洗，并能很快恢复过滤设备的高效精密过滤功能。产品安装简便、占地面积只需03m2～9m2，处理能力达150m3/h；耐高温、高压、耐酸碱腐蚀；过滤精度高；彻底高效反冲再生，使用寿命长；运行可靠、维护简单；可广泛应用于氨水过滤、剩余氨水过滤、循环水过滤、废水过滤等领域。

在空气处理柜中空气是如何被除溼的

给空气除溼的原理是，通过压缩机制冷，让常温的空气进入冷凝器循环，空气中的溼度遇冷，会凝结成水珠附着的冷凝器表面，起到除溼的效果

空调的冷凝水到哪里去了？

窗机见不见得到水漏出，不说明什么问题，窗机的水会先流去后面的冷凝器附近，会被冷凝风扇打起，“泼”到冷凝器上，泼不到的也泡著冷凝器，用于降温，如果这些水挥发及时，就不会有水流出，如果空气太潮溼水太多，才会溢出流出机外。

当然，也有可能是排水管塞了。你要看看有没有水倒流回室内，如果制冷正常，又没有水流到室内，这样就不必理会。

答案补充：

如果你有机会看到一个正在川作、拆开外壳子的窗机，就很容易理解了，因为情形是一看就知道的。

空调排出的冷凝水有毒吗(能喝吗)为什么

空调排出的冷凝水就是房间里空气中的水份,虽然说这些水龚没有显示的毒素,但空调流出来的水,细菌还真不少喝了绝对有害无益

因为，冷却塔是指高出地面部分的建筑物为主，而冷凝器是指塔形建筑物内的设备，主要是管路、集水器、凝水泵等，且包括地面以下部分的设施和装备。

冷却塔的作用是将挟带热量的冷却水在塔内与空气进行换热，使热量传输给空气并散入大气。冷却塔中水和空气的换热方式之一是，流过水表面的空气与水直接接触，通过接触传热和蒸发散热，把水中的热量传输给空气。用这种方式冷却的称为湿式冷却塔。湿式冷却塔的换热效率高，水被冷却的极限温度为空气的湿球温度。

但是，水因蒸发而造成损耗；蒸发又使循环的冷却水含盐度增加，为了稳定水质，必须排掉一部分含盐度较高的水；风吹也会造成水的飘散损失。必须有足够的新水持续补充。因此，湿式冷却塔需要有供给水的水源。

缺水地区，在补充水有困难的情况下，只能采用干式冷却塔。干式冷却塔中空气与水的换热是通过由金属管组成的散热器表面传热，将管内水的热量传输给散热器外流动的空气。干式冷却塔的换热效率比湿式冷却塔低，冷却的极限温度为空气的干球温度。这些装置的一次性投资大，且风机耗能很高。

冷却塔冷却水的过程属热质传递过程。被冷却的水用喷嘴、布水器或配水盘分配至冷却塔内部填料处，大大增加水与空气的接触面积。空气由风机、强制气流、自然风或喷射的诱导效应而循环。

扩展资料：

冷却塔的主要用途：就是用来冷却生产用循环水。此水经过冷却以后就可以重复使用，就能大量的节约水源。

1、冷却塔上的水，是用高压水泵打上去经过布水器后，将水均匀地散开后落下来。一般情况下冷却塔高度为十几米、几十米象个巨大的烟囱，其上方有一台大型的排风扇，能通过排风扇的旋转，将空气从下面抽上去，在空气和水滴接触的过程中将热量带走，从而起到冷却水的作用。

2、用冷却塔的地方很多：电厂、化工厂、中央空调等。

①、按用途分：一般空调用冷却塔、工业用冷却塔、高温型冷却塔。

②、按噪声级别分：普通型冷却塔、低噪型冷却塔、超低噪型冷却塔、超静音型冷却塔。

③、其他用途：喷流式冷却塔、无风机冷却塔、双曲线冷却塔。④，按冷却塔的形状分：有方形,圆形,横流式,逆流式,无填料喷雾式系列冷却塔等。

3、学校里面用的冷却塔，就是专门为中央空调修建的冷却塔。其作用就是用来冷却循环液的。

——冷却塔——冷凝器