电厂节能降耗建议
电厂节能降耗建议范文第1篇
关键词：火力发电厂供电标准
一、火力发电厂供电标准煤耗率指标概述
电标准煤耗率指标是火力发电厂最重要的经济指标，也是描述发电主机性能与辅机耗电情况的综合性能耗指标。它指火力发电厂向厂外每供出一千瓦小时电能平均耗用的标准煤量，计算单位为“克/千瓦时”。近年来，电力体制改革使电力生产统计指标发生很多变化，而供电标准煤耗率指标在实际统计过程中，相关指标名称与定义也在发生变化。
二、影响火力发电厂供电标准煤耗率指标的因素分析
目前，影响火力发电厂供电标准煤耗率指标的因素是多方面的，主要有以下五方面。
（一）机组运行负荷率的影响
发电机组在正常情况下，负荷率的高低、发电量的多少，是影响供电标准煤耗率指标最关健因素。发电机组负荷率上升，发电主、辅机效率提高，供电标准煤耗率指标下降；反之，机组负荷带不足，发电主、辅机效率下降，直接影响供电标准煤耗率指标上升。
（二）原煤耗量计量准确性的影响
火力发电厂以燃烧原煤为主要原料，原煤是火力发电厂燃料成本的主要组成部分。因此，原煤耗用量计量准确与否是影响供电标准煤耗率指标的首要因素。例如：两台300MW燃煤发电机组，当日发电量为1400万千瓦时，发电厂用电率为5%，耗用原煤量为5500吨，当日入炉原煤低位发热量为23500千焦/千克，机组运行正常没有燃烧原油助燃，这样计算得出的供电标准煤耗率为332克/千瓦时。
（三）原煤低位发热量代表性的影响
这里指入炉燃煤原煤低位发热量，该指标涉及到入炉燃煤的采样、制样、化验、加权平均计算一系列工作，之后得出一个结果代表了当日计算煤耗指标的原煤低位发热量，中间任何一个环节出现差错就会对供电标准煤耗率产生很大影响。不同种类的煤具有不同的发热量，而且差别很大。原煤折算成标准煤耗量过程中，入炉煤的发热量起关健作用。因此，入炉燃煤原煤低位发热量要具有代表性。
（四）发电机组健康状况及燃油耗用情况的影响
火力发电厂机组在正常运行情况下，供电标准煤耗率指标相对稳定，但是，机组在运行过程中经常有缺陷存在，这些直接影响机组运行小指标如压力、温度、流量、厂用电量等指标的变化，最终影响机组供电标准煤耗率指标的变化。另外，燃油耗用方面的影响。机组降出力时投油助燃，以及机组非计划停运、计划检修及调停时迫使机组启停不可避免，启停用油增加，对供电标准煤耗率指标也产生影响。
（五）节能意识与节能技术应用情况的影响
目前大型火电厂主要以国有投控为主，相对私营企业节约意识要弱些，有时存在浪费现象。如生产过程中厂用电量消耗增加，直接影响到供电标准煤耗率指标的上升；自发电多用情况也时有发生，导致辅助设备不经济运行、利用率差等问题，影响了供电标准煤耗率指标上升。另外，在节能技术应用方面，由于有些新型的节能技术实际应用效果不可确定，使得火力发电厂在节能技术应用与改造上进度相对缓慢，有时会根据情况先改造一台进行观察比较，再对后面几台机组实施，这也会影响供电标准煤耗率指标。
二、对策建议
通过上述的影响因素分析，笔者认为火力发电厂应强化供电标准煤耗率指标可靠性管理、做好发电机组营运分析管理、加强设备和用煤管理、增强节能降耗意识，从而进一步降低供电标准煤耗率指标。
（一）强化指标可靠性管理
1.加强电测仪表监督管理。火力发电厂电测仪表监督管理工作内容包括电能计量系统、电测仪表的检验与检定周期等。日常应按照电测计量标准及电测仪表分级管理制度、电测仪表的检验与检定周期要求，做好电能表的管理，定期开展校验工作，落实考核制度。平日相关人员应对电能表随时予于关注，发现异常及时处理。
2.确保燃煤计量的准确性。发电燃煤耗用可根据各发电厂设备情况选择采用皮带秤或者给煤机计量，但不管采用哪种计量方式，均要加强计量设备的管理工作，使之符合计量标准。企业内部要开展皮带秤的定期校验工作，建议每月不少于3次且达到3次以上合格；给煤机计量设施建议每季度开展定期校验，最终确保燃煤计量的准确性。发电厂还应定期开展燃料的盘点工作，如月底定期组织盘煤来核实当月燃煤耗用计量的准确性，使燃煤的供、耗、存保持平衡。
3.提高入炉煤发热量的代表性。一要从采、制、化过程中把好关，这是提高入炉煤发热量代表性的关健。正常情况下火力发电厂均采用自动取样装置采样，当采样装置故障时，就必须人工采样，而人工采样人员必须持证上岗。分析化验人员也必须持证上岗，这样能确保化验结果的可靠与准确性。二要及时加强入炉煤分析。建议及时对入炉原煤低位发热量与该煤种到厂时低位发热量进行对比分析，以核对入炉煤采样取得的发热量是否具有代表性。
（二）做好发电机组营运分析管理
做好计划管理主要指火力发电厂的生产经营活动制定计划指标，进行有计划地组织、指挥、协调和控制。火力发电厂在安排全年发电计划的时候，要统筹兼顾考虑。在机组低利用小时环境下，机组负荷率偏低、经济性较差，影响供电标准煤耗率指标上升。因此，建议采取的措施为：安排机组有序调停、争取替发电量增加利用小时数、与调度加强联系等多种途径，努力争取多发电，以此提高机组运行负荷率，降低供电标准煤耗率指标。抓好运行管理是确保机组安全运行前提。在机组运行过程中加强对生产经济指标过程控制管理，重点抓好对供电标准煤耗率等相关能耗指标的监控，使节能降耗工作落到实处。加强指标监督、检查分析和考核，开展对标工作，努力降低燃煤耗用。当指标发生异常时及时分析原因，提出措施并落到实处。
（三）加强设备和用煤管理
设备管理是一项复杂的系统工程，是保证设备完好，不断提高设备健康水平和技术装备素质，充分发挥设备的效能的保障。建议做好发电机组设备的维护工作，提高机组的可靠性，使机组保持最佳状态；根据发电机组检修要求，合理制定机组ABCD级检修时间，尽可能地避开冬季和夏季用电高峰期。检修工艺要严格把关，严格执行“应修必修、修必修好”的原则，确保机组在检修后能高负荷、长周期运行，降低供电标准煤耗率指标。加强用煤管理，确保机组发电燃用原煤的煤质。煤的种类很多，煤质各异。每一台燃煤发电机组都有它的设计煤种，发电机组燃烧设计煤种或燃烧与设计煤种接近的煤种对机组性能有所保障；反之，劣质煤对锅炉燃烧影响很大，直接影响机组的性能、设备的健康以及机组的出力，更影响了机组供电标准煤耗率指标。因此，燃料管理部门应加强来煤管理，尽可能地采购符合发电机组锅炉特性的煤种，在来煤验收过程中严格把好验收关，确保来煤的质量。
电厂节能降耗建议范文第2篇
为确保效能监察工作取得实效，我们认真制定了“节能降耗”和“成本控制”效能监察实施方案，明确了效能监察的工作目的、工作方法和步骤，采取部门自查和效能监察工作小组进行检查的方式，重点对生产经营管理的主要经营指标、各项消耗性指标进行专项效能监察。督促检查节能降耗和成本控制方面的责任落实情况、推动全面可靠性管理和质量控制分析管理，优化设备运行状态，降低煤耗及热值差，采取管理节能、科技节能的有效措施，促进企业低成本、低消耗、低排放和高效率生产节能方式，堵塞管理漏洞，提高企业经营管理水平和经济效益。
一、认真制定“节能降耗”和“成本控制”效能监察工作实施方案
在项目立项后，我们依据集团公司关于开展“节能降耗”和“成本控制”效能监察工作要求，认真制定了“节能降耗”和“成本控制”效能监察工作实施方案。
（一）明确了工作目的及意义，即：通过开展“节能降耗”和“成本控制”效能监察，督促检查节能降耗和成本控制方面的责任落实情况、推动全面可靠性管理和质量控制分析管理，优化设备运行状态，降低煤耗及热值差，采取管理节能、科技节能的有效措施，促进企业低收入、低消耗、低排放和高效率生产节能方式，堵塞管理漏洞，提高企业经营管理水平和经济效益。
（二）确定了工作方法和步骤，即：宣传阶段（3月1日－4月1日）由各部门组织召开专门会议，学习动员；监察审计部人员深入分场、部门，作具体宣传和要求；自查阶段（4月2日－6月30日）由各部门按实施方案要求“对标、对表、对照”进行认真自查自纠，对自查情况写成书面自查报告报效能监察办公室；检查整改阶段（7月1日－8月31日）在自查基础上，效能监察小组对各部门进行认真检查，对自查不到位和自查中发现问题但没有自我整改的进行重点检查，发现问题和不足，监察审计部发《监察建议书》，限期认真整改。总结提高阶段（9月1日—11月30日）巩固整改成果，总结经验，制定和完善“节能降耗”和“成本控制”相关经济指标，加强管理，工作取得效果。
二、节能降耗”和“成本控制”效能监察工作实施情况
根据“节能降耗”和“成本控制”效能监察工作实施方案，在公司效能监察工作领导小组的领导下，效能监察工作小组深入各部门认真开展了此项监察工作。
（一）组织各部门围绕节能降耗和成本控制主题，认真学习和宣传，提高全员认识，引导全员自觉参与“成本控制”和“节能降耗”工作，增强了全员节能意识。在此基础上，提高了搞好效能监察工作的主动性和自觉性。各部门都围绕实施方案认真开展了自查工作。
（二）在公司各部门自查的基础上，监察小组定期或不定期的对各部门进行了检查。检查发现生产部门对节能降耗各项考核指标，进行了层层分解，将主要指标落实到每个岗位、每个人和工作的每一个环节，形成了节能降耗“事事有人抓、件件有落实”的有利局面。
（三）重点对燃料管理工作进行了检查。监察小组深入现场到煤场磅房、燃运分场、化学分场煤化验室及燃料管理部就煤场管理、煤磅、采、制、化程序管理、燃料制度建设、落实和燃料成本控制等方面进行了认真检查。
通过对现场考察、资料查阅和座谈，发现燃料部门工作中能严格“对标、对表、对照”进行，磅、采、制、化过程严格管理，重视做好对燃料管理人员行为规范的教育和监督等工作。
（四）对非生产用能和用材进行了检查，倡导从节约一度电、一滴水、一张纸做起。无论在生产上还是在办公室和生活方面都要厉行节约，严格控制各项成本，反对浪费。
三、“节能降耗”和“成本控制”效能监察整改工作情况
效能监察工作小组在经过认真检查后，对检查结果认真汇总、分析，针对存在的问题和不足，提出了监察建议：
1、加强运行经济活动分析，及时调整和优化设备运行方式，保证机组运行的经济性。
2、妥善处理好与供煤单位的关系，调整购煤策略，严格控制燃料成本，做好来煤的检斤、检制和查假工作。做好配煤和掺煤工作，提高燃烧效率和燃烧稳定性，减少重油消耗量。
3、根据煤炭市场形势，及时调整购煤结构，提前做好燃料冬储工作
4、加大设备改造力度，提高设备健康水平。
5、加强资源综合利用，深入搞好清洁生产。继续以粉煤灰为重点，推进工业废物综合利用。
6、加强节电、节水工作，努力降低厂用电和一次水耗量。发扬勤俭办企业的优良传统，努力降低非生产用能和用材。
四、总结提高工作情况
在效能监察工作小组检查发出监察建议后，公司各部门认真进行整改，制定和完善管理制度，规范各项工作程序，组织召开专题会议，认真落实了各项监察建议，及时进行了整改。
1、“以小保大”抓落实。对大指标（煤耗、厂用电率、油耗、水耗）的变化情况日监督、周分析、月核算；对小指标进行分场、班组层层细化分解、逐级落实，以小指标促大指标完成。
2、加强煤场管理，保持合理的库存，及时烧旧存新，减少热值损失，降低热值差；严格执行煤场分类储煤规定及配煤管理措施，按照安全、经济适炉的标准，科学计算掺混比例，确保锅炉经济、安全燃烧。
3、以“以热定电”，合理安排运行方式，在确保石化公司大乙烯供热的前提下，继续抢发电量；最大限度拓展热力市场，提高供热量，确保机组高效运转。
4、树立“零违章、零非停”理念，以星级评定为契机，全面加强安全生产基础管理；着力实施现场标准化作业，强化设备检修质量管理，实施动态对标，提高设备的可靠性指标；加大反事故演习力度，提高运行人员正确操作能力；科学制定锅炉四管防磨防爆措施及防灭火措施，提高机组的等效可用系数。
5、加强对设备的巡检，有效整治跑、冒、滴、漏，综合治理设备的内外漏泄；合理调控锅炉连排流量，做好疏水、凝结水的指标控制与回收，严格控制水汽损失率，全方位减少热损失。
6、优化机组运行方式。将一厂电量成功地向二厂进行置换，充分发挥大机组的优势，降低了供电煤耗；坚持锅炉运行参数压红线运行，提高机炉的负荷率；加强燃烧调整、强化煤粉细度监控及一二次风量风速的配比，提高锅炉效率；加强对凝结器的定期清洗工作，降低端差，提高真空度。
7、对公司非生产用水、用电进行检查，对长明灯、长流水的现象进行检查和考核；
8、充分利用经过变频改造的节能设备，降低厂用电率和供电煤耗，努力增加上网电量；
9、继续加强燃油管理，减少锅炉启停次数，严格执行锅炉升压曲线，对启停炉和稳燃用油实行定量管理，努力降低重油消耗。
经过公司各部门的努力，以对煤、水、油、电消耗量进行控制和节约，使各项指标同比取得全面好转，煤耗、发电厂用电率达到或接近历史最好水平，有力促进“节约年”各项工作的开展。
1-9月份：
1、发电量实际完成*万千瓦时，同比多发电*万千瓦时；
2、供热量完成*万吉焦，比去年同比增加*万吉焦；
电厂节能降耗建议范文第3篇
根据目前国内外各专业厂家的制造和同类工程机组运行经验，水泵电机可采用同步电机和异步电机两种形式。若选用同步电机，其功能因素高，稳定性好，但须增加励磁装置，而且控制设备复杂，运行维护工作量大，配用设备占地面积较大。故本工程泵站的水泵电机拟选用效率高，噪声低，工作可靠，保养维护简便的2套立式异步电动机及1套低压电动机，提水泵站的电机电压拟采用10kV级。电机型号分别为YKK355—2、YKK400—2、YKK100—2。评估认为:主要耗能设备的选型，充分考虑了节约能源和工程造价，达到一定的能效指标和能效水平，不会对能源消费构成不利影响。下阶段，应对电动机及水泵进行优化选型，使其满足《评价企业合理用电技术导则》GB/T3485—1998和《清水离心泵能效限定值及节能评价值》GB19762—2007。提高功率因数，减小无功损耗。
变压器能效评估分析
目前国内使用的变压器主要有9型、10型、11型等几种类型。由于技术进步10型和11型从经济角度考虑相差不多，本工程选用的11型低损耗变压器，其能耗值远低于GB20052—2006《三相配电变压器能效限定值及节能平均值》，与9型、10型变压器相比其具有:体积小、重量轻、效率高、损耗低、噪声低、运行可靠的特点，可减少大量的电网损耗和运行费用。从而降低了电气设备的能耗量。本项评估认为:目前选用的SC11—315/10型三相节能型变压器，根据《三相配电变压器能效限定值及节能评价值GB20052—2006》标准规定，该容量电压器能效限定值为空载损耗P0=880W，负载损耗Pk(100℃)=3270W。该项目所选变压器满足《三相配电变压器能效限定值及节能评价值GB20052—2006》能效限定值要求(空载和负载损耗偏差允许在7.5%以内)，属于节能降耗产品。
节能措施效果评估
本项目是自来水厂工程，原料为河水，产品为经过处理后达到饮用水标准的清洁水，生产过程中，主要消耗的为电能。对厂内所有用电设备(含日常照明、通风、空调、工艺设备等厂内日常用电)的功率、效率以及工作时间进行统计。水厂生产规模为3.0万m3/d，自来水厂设备用电总量为490.979万kW，折合标准煤603.341t。项目水能耗指标为0.58kW•h/t。本项目充分考虑自来水厂的项目特点，结合国家各种节能标准和规范，在规划、设计、建造和运行过程中，通过采用新型墙体材料，执行建造节能标准，加强构筑物用能设备的运行管理，合理设计建筑围护结构的热工性能，提高工艺、运行、用电等的效率，降低能源消耗，合理、有效地利用能源。
结语
1)建立完善的能源消耗定额考核机制，制订详细的能耗考核指标，并与绩效考核挂钩，设立节能工作的节奖超罚制度，对节能工作中做出贡献的单位和个人给予一定表彰和奖励，以有效推进节能降耗工作。
电厂节能降耗建议范文第4篇
关键词：风电场；综合厂用电率；电力损耗；风力发电企业；节能 文献标识码：A
中图分类号：TM621 文章编号：1009-2374（2016）34-0118-03 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.34.058
1 概述
风力发电技术是一种极具利用潜能的可再生能源发电技术。风能本身不含任何污染物，是一种清洁原料，在风电生产过程中也不产生任何污染物，而且风力资源的分布又遍及世界各地，是一种可再生能源，因此风电场发展前景十分广阔。建设风电场主要是为了提高发电量及具有良好的发电效益，因此风电场对于节能降耗的管理工作愈加重要。综合厂用电率是风力发电企业主要的经济运行指标，也是发电集团开展对标管理的主要指标之一，因此加强综合厂用电率分析，有效减少场用电量消耗，降低综合厂用电率，在用电日趋严重的今天显得尤为重要。综合厂用电率是发电生产过程中设备设施消耗的电量占发电量的比例。本文通过对某风电场的用电率进行计算分析，探寻用电率偏高的原因，并提出可行的措施和建议。
2 基本情况
本风电场风机有两种型号，一期安装33合动力发电机组，二期安装33台金风科技发电机组，该风电场自投运以来，各设备运行基本正常，但用电率指标偏高，为了寻找原因，我们对影响用电率的相关指标进行分析计算。本风电场综合厂用电率为综合厂用电与风机发电量的比值。综合厂用电计算为：风机发电量-主变低压侧上网电量+站用电+主变损耗的80%。风电场厂用电损耗包括风机机组损耗、箱变损耗、电力电缆损耗、架空线路损耗、主变损耗和站用电。按额定容量来估算风电场年损耗电量，根据本风电场可行性研究报告知，风机年平均利用小时数为2114h。按年平均利用小时数为2114h计算年损失电量。
3 用电率计算分析
风电场是由风力发电机组、架空线及箱变、升压站内设备三部分设备组成。从负载上来看，风电场厂用电和有功损耗主要有风力发电机组自用、输电线路损耗、变压器及站用变用电，因此将综合厂用电分析分为以下四部分：
3.1 一期33合动力机组耗电量分析
联合动力机组耗电量包括风力机组损耗、箱变损耗、电缆损耗和线路损耗。
本风电场联合动力风机部件消耗功率统计见表1。
风机有风发电时耗电元件有齿轮箱油泵（6kW）、发电机内部风扇（5.5kW）、发电机外部风扇（4.75kW）、齿轮箱换热器风扇（3kW）。则联合动力单台机组有风发电消耗功率为：
P1=6+5.5+4.75+3=19.25kW
冬季风机加热耗电元件为机舱加热器（20kW）、变流器控制电和加热（5kW）、塔底柜加热器（1kW）。则单台机组冬季消耗功率为：
P2=20+5+1=26kW
又冬季无风时发电机加热器（1.5kW）、齿轮箱油加热器（3kW）工作，单台机组消耗功率为：
P3=1.5+3=4.5kW
由表2和表3分析，70m高年有效风速小时数占全年的51.67%～61.92%。风速的季节变化以5、6、7、8、9、10、11月为大，12、1、2月为小，则：一年内风机有风发电时间为：4526.43～5424.56h，取有风发电时间为5000h。实际年累计满负荷时间为：447.59～591.91h，取年累计满负荷时间为500h。
结合风机各部件消耗功率得风机年耗电量见表5。
3.2 二期33台金风科技机组耗电量分析
金风科技机组耗电量包括风机损耗、箱变损耗、电缆损耗和线路损耗。
本风电场金风科技风机部件消耗功率统计见表4。
因为电量采集位置不同，金风科技风机在有风发电时不采集功率损耗，即金风科技风机只在不发电时有功率损耗。
夏季不发电时风机散热耗电元件为IGBT冷却风扇（8kW）、电容器冷却风扇（3kW）、塔底冷却风扇（4kW）。则单台机组消耗功率为：
P1=8+3+4=15kW
又冬季无风时机舱加热器（0.03kW）、塔底加热器（0.8kW）工作，单台机组消耗功率为：
P2=0.03+0.8=0.83kW
根据风资源数据分析得到的典型年2009及2010年发电时间汇总表（表2和表3），结合风机各部件消耗功率得该机组年耗电量见表5。
3.3 升压站主变压器耗电量分析
3.3.1 主变空载损耗为：
3.3.2 主变负载损耗为：（变压器容量比为100/50/100）即主变额定容量为180MVA，高压侧为180MVA，中压侧为90MVA，低压侧为180MVA。负载损耗为：
Pk1-2=150.3kW
Pk1-3=513.8kW
Pk2-3=129.8kW
3.3.3 折算到变压器额定容量的损耗值为：
各侧绕组的损耗为：
3.3.4 折算到各侧的损耗为：
3.3.5 单台变压器的年耗电量为：
3.3.6 变压器损耗的80%为综合厂用电损耗，即：
3.4 升压站站用电量分析
考虑到冬季电采暖损耗和夏季的空调损耗，根据1月和7月的日用电量估算一年内站用电为：
3.5 综合厂总用电分析
根据上述计算得到本风电场综合厂总用电分析如表5所示，主要耗电指标为一期33合动力机组的风力机组损耗，占25.54%，二期金风科技机组相比一期联合动力机组，风机耗电大大降低，用电量仅占2.33%，并且其他指标耗电量与一期基本相同；其次为电缆用电，一期和二期分别占13.69%和13.68%，第三为线路损耗，一期和二期分别占10.87%和10.97%。
4 数据分析
4.1 综合厂用电率
4.1.1 根据风资源数据分析，本风电场年平均利用小时数为2114h。则66台风机年发电量为：
。
4.1.2 风电场综合厂用电为：
4.1.3 综合厂用电率为：
该指标高于一般指标要求范围（2.04%～5.79%），说明需要对各耗电指标进行调整，来降低综合厂用电率。
4.2 降低综合厂用电率的措施及建议
4.2.1 减少发电机组损耗。根据上述分析，两期66台发电机组的损耗占用电量的大部分，尤其是一期33合机组的用电量最大，我们需要根据现场实际情况优化程序参数，尽量缩短各用电设备的工作时间和启停次数，从而达到减少风机自用耗电的目的。具体措施有：根据环境温度设定冷却装置和加热器装置的启停及工作；偏航系统参数修改，减少电机的启停次数；修改风机的切入风速；提高电压来降低输电线路损耗；改变风电机组电量计量点，将计量点从风机发电侧改为风机出口侧，风机发电过程中损耗不计入统计，从而降低厂用电率。
4.2.2 减少变压器和站用电量。变压器不平衡度越大损耗也越大，因此一般要求变压器低压侧电流的不平衡度不得超过10%，低压干线及主要支线始端的电流不平衡度不得超过20%。提高功率因素和降低变压器运行温度的措施可提高运行经济性。变压器铁损和铜损随着电压的变化而变化，在满足电网电压的前提下，进行优化选择变压器档位，尽可能维持高电压，可降低变压器损耗。站用电量调整的空间不大，如果能及时关灯、合理控制电采暖和水加热器、少开空调和大功率电器等节能降耗措施，也能适度降低综合用电量。
5 结语
本文结合实际，对风电场综合厂的用电率进行了计算分析，并提出了相应的降低用电率的措施和建议，希望能对其他风电场降低厂用电提供参考。
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[J].内蒙古科技与经济，2012，（3）.
电厂节能降耗建议范文第5篇
以某电厂1×330MW机组为例，采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，设计脱硫效率为95%。脱硫系统设计处理烟气量109万Nm3/h(标况、湿态)，设计硫份0.4%。脱硫装置于2004年7月开工建设，2005年11月通过“168”试运。正常投运后，GGH多次发生堵塞，严重影响了系统安全运行。因烟囱已经进行防腐，电厂决定将GGH换热元件拆除。起初，电厂对称拆除了GGH内部约15%的换热元件，但经运行一段时间后，堵塞现象越发严重，系统阻力进一步加大。电厂决定进一步将GGH的换热元件拆除25%，但问题依然没有解决。最后将GGH所有换热元件拆除后，问题解决。GGH堵塞问题的解决，大大减少了平时运行维护的工作量。GGH增加烟气系统阻力约800～1000Pa，堵塞严重时，可达1100Pa甚至1500Pa。GGH拆除后，随着系统阻力降低，增压风机负荷降低，处于非高效区域运行，因此将增压风机电机返厂降低转速。同时，拆除GGH，使得FGD占厂用电率由原先的1.1%～1.2%降低为0.7%～0.8%。表1为GGH拆除前后运行数据。从表中数据可以看出，拆除GGH后，系统阻力下降，增压风机电流明显降低。负荷为250MW时，运行三台循环泵和两台循环泵时，增压风机电流分别下降19.7%和15.4%；负荷为330MW时，运行三台循环泵和两台循环泵时，增压风机电流分别下降20.9%和19.1%。该330MW机组取消GGH后，FGD配套设备轴功率可以减小1000kW左右(GGH主电机和低泄漏风机电机取消，增压风机轴功率降低等)，以年运行5500小时，厂用电0.35元/kWh计，一年可以节约电费192.5万元，经济效益十分显著。
2对FGD技术经济的影响
本节以2×300MW机组为例，分为脱硫新建机组和脱硫已建机组两种情况进行分别讨论。
2.1脱硫新建机组(1)初投资某电厂2×300MW机组采用湿法脱硫，一炉一塔，脱硫效率不低于95%。如果取消GGH的建设，可以节省设备费约1350万元，GGH支架、减少的烟道及支架费用约300万，相应的安装和土建费用等约270万元。因为取消GGH，需要对烟囱进行防腐，如果采用泡沫砖费用约500万元。因此，取消GGH可节省FGD建设投资费用共约1420万元。(2)运行费用1)电费根据计算取消GGH的建设每年可节约电费192.5万元/台，因此两台FGD可每年节约385万元。2)水费取消GGH后，由于进入吸收塔的烟气温度升高，需要释放更多的热量和蒸发更多的水分，才能够达到绝热饱和状态，系统的水耗要比安装GGH的情况约增加50%左右，2套FGD装置工艺水消耗约增加45t/h。水价按1.0元/m3计，不设GGH每年增加水费45×5500×1.0=24.75万元。3)维护费按设备费的2.5%计，不设GGH每年可节省运行维护费1350×2.5%=33.75万元。综上所述，脱硫新建机组(2×300MW机组)若取消GGH的建设，可节约初投资1420万元，每年节约运行费用394万元。
2.2脱硫已建机组(1)初投资某电厂2×300MW机组采用湿法脱硫，一炉一塔，脱硫效率不低于95%。如果拆除现有GGH，其拆除费用加上补加防腐等其他费用，共需约6万元/台，两台GGH共约12万元。需要对烟囱进行防腐，如果采用泡沫砖费用约500万元。因此，拆除GGH需增加投资费用约512万元。(2)运行费用1)电费如前所述，拆除GGH每年可节约电费192.5万元/台。两台FGD可每年节约385万元。2)水费如前所述，拆除GGH每年增加水费45×5500×1.0=24.75万元。3)维护费按设备费的2.5%计，拆除GGH每年可节省运行维护费1350×2.5%=33.75万元。综上所述，脱硫已建机组(2×300MW机组)若拆除现有GGH，需增加投资512万元，每年节约运行费用394万元。
3对FGD运行维护的影响
作为脱硫装置中故障率最高的设备，GGH严重影响了系统的投运率。若取消GGH，能大大降低脱硫设施能耗，降低系统故障率，减少平时维护工作量，增加系统投运率，提高脱硫设施可靠性。取消GGH的情况，需注意以下几点：(1)新建的脱硫装置在地方环保许可的情况下，建议取消GGH，采用烟囱防腐的方案。烟囱防腐的投资成本仅相当于单台GGH设备费用，取消GGH既可节约运行成本，又能提高系统投运率。(2)已建GGH的脱硫机组建议电厂加强与地方环保部门沟通，在环保许可的情况下拆除现有GGH，并对烟囱加以防腐处理。(3)拆除GGH的方式拆除GGH时，应该将其换热元件全部拆除，并补加防腐。不建议通过只抽取GGH部分换热元件的方式来降低能耗和系统阻力。这样会造成烟气短路，使得GGH堵塞更加严重，且起不到换热效果。
4对FGD达标排放的影响
通常脱硫装置一年商业运行后GGH漏风量要求保证不大于1%，但实际运行中GGH的漏风率很难控制在1.5%以内。经调研，国内GGH经过密封改造，漏风率最低能控制在0.8%。按《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中污染物排放要求，重点地区SO2排放浓度要求小于50mg/Nm3，脱硫装置设置GGH后漏风率将对脱硫能否达标排放有较大影响。以某600MW机组为例，脱硫入口SO2浓度按3600mg/Nm3计，若设置GGH，正常的漏风量按1%计，则原烟气中的SO2的1%将漏到净烟气中，为36mg/Nm3，原烟气中SO2浓度剩余3554mg/Nm3。按50mg/Nm3排放标准，烟气经过脱硫塔之后，需达到出口为14mg/Nm3，脱硫系统所必需达到的脱硫效率为99.61%。脱硫装置的脱硫效率将由未设置GGH的98.6%提高至99.6%，设置GGH对脱硫达标提出更为苛刻的要求。因此，对于执行特别排放限值的重点地区，要保证长期稳定SO2达标排放建议不设置GGH。
5结论
