时间：2023-01-12 01:19:52
与此同时，大力开发可再生能源也是我国节能减排的重要举措。其中的一个重要路径——生物质发电正进入快速发展的阶段。根据国家能源局的规划，到2015年生物质发电装机规模将从目前的550万千瓦提高1300万千瓦，也就是说“十二五”期间我国将新建200-300座生物质发电厂。
小火电关停后遗症
2011年3月国家发改委公布的《产业结构调整指导目录》中明确规定淘汰所有的10万千瓦及以下的小火电机组。随着环保标准的提高，小火电关停范围不断扩大，在部分地区产生了一些问题。
由于北方不少地区的小火电都承担着冬季供暖的重任，在没有替代热源的情况下，小火电关停后引发了当地居民的采暖问题。据调查，为保障供热，一些城镇平时处于停产状态的小火电，到了冬季不得不重新开启。因煤价上涨，燃煤小火电不得不依靠政府补贴而运行。
小火电机组每千瓦平均造价为6000元，除了服役期满的以外，不少未到服役期限（有的投放时间才一两年）的小火电也被纳入了强制关停范围，关停这些小火电造成电厂投资方很大的经济损失，人员就业也受到影响。
小火电作为农村当地的小型支撑电源，是大电力系统的有益补充，既节省了大电源、远距离输电线路和输配电系统的巨额基建投资，又对农村地区电网安全运行有重要意义，而且小火电机组在电力系统调峰过程中所具有的优势是大电力机组所无法企及的。
由于这些问题，部分地区关停小火电遇到了较大困难。这就需要进一步寻找既能终止小火电的高耗能高污染、又能化解上述问题的更妥善的解决之道。
生物质电厂：促小火电重生
技术进步使燃煤小火电的“绿色转型”成为可能，即改造成生物质电厂，实现热电联产。
生物质直燃发电技术全部采用生物质原料，在专用生物质蒸汽锅炉中燃烧，产生蒸汽驱动蒸汽轮机，带动发电机发电。生物质直燃发电技术与常规化石燃料发电技术相比，两者的热力系统、电力系统、水处理系统、除灰系统、供水系统和热工控制系统基本相同，而不同之处主要在于燃料制备输送系统和燃烧系统（包括锅炉本体和部分辅机）。
因此，只要对燃煤小火电机组的这两部分进行改造，使之适应生物质燃料的特点，高耗能、高污染的燃煤小火电厂就可以改造成以各种农林剩余物（如秸秆、树枝等）为燃料的清洁、环保的生物质发电厂。这种实践在国外早已开展，近十几年来，丹麦把过去很多燃煤供热机组都改成了燃烧生物质的热电联产机组，用于供热的生物质锅炉已达100多台。
生物质能改造是燃煤小火电实现“绿色转型”的重要途径。改造的前提条件：一是农林剩余物资源必须可靠且收集半径合理、当地燃料价格合理；二是小火电机组运行状况良好，服务期不宜超过15年；三是电厂交通条件好，能够承受较大的燃料物流压力。
我国的小火电主要是燃煤机组（约占总量的68.2%），并且主要分布在山东、江苏、河南、山西、辽宁、浙江、广东、黑龙江、河北等10个省份。其中山东、江苏、河南、河北、黑龙江等既是燃煤小火电最为集中的省份，又恰好是农作物秸秆资源丰富的农业大省。每年农忙时节大量秸秆因得不到有效处理，导致露天焚烧现象屡禁不止，严重影响着环境治理和交通安全。
在这些省区用生物质能改造燃煤小火电，不仅技术可行，而且存在着重大的社会效益和经济价值，可以使能源供应、环境保护和经济效益兼得，既让小火电产业获得了新生，又为秸秆禁烧找到了出路。
成功实践
将燃煤小火电改造成生物质电厂的科研探索在我国几年前就已开始，2011年终于取得技术突破，并成功应用到实践中。山东银河热电厂与清华大学煤燃烧国家工程研究中心合作，利用农林剩余物替代煤炭实现了热电联产，率先实现了“绿色转型”。
银河热电厂位于山东省德州市宁津县，占地面积210亩，是2003年为解决宁津县城区集中供暖问题而建设的燃煤热电厂。电厂2005年投运后，因热负荷不足和煤价上涨等因素一直处于亏损状态，于2007年8月停产。宁津是有50万人口、73万亩耕地的农业大县，电厂周边50公里半径内棉花种植达50万亩。棉柴除少量用于老百姓炊事以外，其他都弃之田间地头，可利用量达10万多吨。此外，宁津是“中国桌椅之乡”，全县有上百家家具厂、上千家削皮厂，每天产生的树枝、树墩及下脚料达800多吨。银河热电厂周边农林剩余物资源丰富，收购量能确保每天400吨以上。
2010年7月，汇丰生物能源集团与宁津县政府达成协议，投资将燃煤电厂改造成生物质电厂。同年10月，停产3年多的银河热电厂恢复运行，在整个冬季供暖期间，在燃煤机组尚未改造的情况下，电厂从开始纯烧煤到按20%、40%、60%、80%、100%的比例逐步提高生物质掺烧的份额。从改造技术、燃料成本、燃料供给三个方面看，银河热电厂改造成生物质电厂是完全可行的。
因此在2011年3月供暖结束后，银河热电厂即开始了燃煤锅炉改造工作，使之能适应生物质燃料燃烧，满足锅炉设计出力和热效率要求。此外还建设了年供应量在5万吨的生物质燃料基地。不到3个月的时间，电厂改造全部完成，同年6月成功进行了并网试验，并经过了大负荷的考验。2011年11月，银河热电厂为城区首次实现了完全以农林剩余物为燃料的发电和集中供热，2台燃煤锅炉已经成功地改造成了纯烧生物质的锅炉。
其实，银河热电厂改造前面临的困境也正是很多地区小火电现状的缩影。像这样的燃煤小火电，在德州10县3区有近20家，而在整个山东省则多达200家以上。这些燃煤小火电除企业自备电厂勉强运行外，其它都处于半停产状态，只在冬季4个月开机运行以解决城镇供暖问题。目前上网电价是0.415元/度，而由于煤价上涨等因素，发电成本已经高达0.5-0.6元/度，发电和供热均亏损，完全靠政府补贴才能运行。银河热电厂的成功改造为这些小火电“绿色转型”提供了样板。
利用生物质能改造燃煤小火电在我国推广的潜力很大。据统计，我国单机容量10万千瓦及以下的小火电机组有1.15亿千瓦，其中容量5万千瓦及以下的小火电机组合计9130万千瓦（占总容量的79.3%），容量2.5万千瓦及以下的小火电机组合计5160万千瓦（占全部小火电容量的44.9%）。
【关键词】煤粉锅炉；节油措施；新技术应用
1、前言
随着国际能源需求的迅猛增长，原油价格迅速上扬，挖掘燃煤机组节油潜力、节能降耗不仅有利于世界不可再生资源的综合有效利用，更是降低企业生产成本，保证企业可持续发展的重要保证，是提高经济效益和竞争力的重要措施和保障。
在燃煤机组运行中，锅炉启动点火和调峰稳燃是火电厂耗油的主要方式。助燃油一般用于运行中磨组启动与停止及机组低负荷运行时的稳燃。
根据2006年1—5月我厂#1、#2机组燃油量统计：前5个月#1、#2炉总共耗油349.12吨，其中机组启动点火用油292.2吨,运行中倒磨及稳燃用油56.92吨。机组月平均倒磨用油量分别为5.692吨/炉，总体表现耗油量比较高。
2、马莲台电厂330MW燃煤机组设备概述及其燃油消耗情况
#1、#2机组分别于2005年12月和2006年6月投产发电。机组额定负荷330MW，锅炉为WGZ1018/18.44－3型。系武汉锅炉厂生产的引进型亚临界一次中间再热自然循环汽包炉。锅炉采用0号轻柴油点火助燃，配有25支高压机械雾化油枪，单支油枪出力0.97t/h(试验最高可达1.2t/h)。
投产初期，由于锅炉存在严重的炉膛结焦，运行不稳定，磨组启停次数多。机组冷态启动和磨煤机启动停耗油量大。仅2006年机组共消耗0号柴油1063.31t，在一定程度上影响了机组的经济效益。为此，我们深入研究主、辅机设备技术特点，深挖节油潜力，根据机组日常运行状况大胆尝试在降低锅炉助燃油方面采取了一系列技术措施。
3、节油技术措施
3.1 机组启动节油
大型机组冷态启动过程是一个复杂的不稳定的传热、流动过程。由于冷态启动前锅炉、汽轮机各部件压力、温度接近环境压力、温度，锅炉升温升压、汽轮机暖缸、暖机需要一定的时间，检修后的机组冷态启动过程中，发电机和汽轮机需要做多项试验，锅炉只能维持在低参数状态下运行，需要消耗大量燃油,所以针对该机组启动特点，在启动、停止过程中采取以下方法：
(1)合理安排启动时间，使炉底加热充分发挥作用
在启动过程中将邻炉加热系统投运时间由原来5小时增至8小时以上，锅炉启压后方才点火，这样每次启动缩短锅炉点火事件3小时左右，节油15吨左右。因此，机组启动过程中合理安排启动时间，为炉底加热的投入准备足够的时间。
(2)机组启动过程中提前投煤，做到以煤代油
按规程规定，第一台磨煤机启动在发电机并网后进行，但通过观察机组冲转前炉膛温度、炉膛内火焰着火情况、以及我厂燃料特点，认为此时投粉完全可以，并经过试验一次成功。通过修改规程，每次节约启动用油12吨。因此，研究设备特点，合理安排机组冷态启动步骤，尽量缩短启动时间，可以节约大量燃油。
(3)提高油枪燃烧率，减少燃油浪费
经过不断摸索，根据油枪投入时火焰形状及油烟颜色，找到二次风量、燃油压力、燃油温度的最佳匹配关系，控制燃油压力2.9MPa左右，大量油枪投入后提高二次风压至2.0KPa,冬季提高燃油伴热温度在40℃左右，修改中心风档板开启步序使第一油枪投入后中心风档板由原来40％增加到60％开度，经这些调整使冷态油枪点火能够顺畅、稳定，同时减少了燃油不完全燃烧损失。
(4)积极推广实施新技术改造，使机组启动耗油突飞猛进的减少
我厂分别于2007年12月底、2008年4月初对我厂#1、#2锅炉进行微油点火改造，基本上可以使机组冷态启动、滑参数停机的燃油消耗控制在4T/次，而且随着煤电紧张、煤质的变差，对实现低负荷稳燃节油也非常明显。实施以上措施后，缩短了机组冷态启动的时间，冷态启动一次耗油量由原来的150t以上可以减少到70t。锅炉助燃用油和机组启动用油两方面的消耗量大大降低，全年共节约燃油近275吨，共创经济效益137.5万元。2008年通过微油技术改造，可以使机组启动的节油率达到90%以上。
3.2磨煤机启动节油
⑴降低油枪出力，减少助燃消耗
我厂原设计单支油枪出力0.97t/h，经过试验将油枪出力最低降低到0.47t/h,这样可以减少磨煤机启动的燃油消耗。
⑵磨煤机启动程序修改，缩短投油时间
我厂锅炉配置的ZGM95G型中速平盘磨，磨辊加压方式采用定-变加载方式，出于易于调节、系统操作简单灵活等一系列特点。通过认真分析，将磨煤机启动的投油逻辑做了更改，主要将启动程序做了两次修改。原程序如下：投油枪——暖磨——启动磨煤机——启动给煤机——撤油枪。第一次修改为：暖磨——投油——启动磨煤机——启动给煤机——撤油枪。通过此次修改，可以缩短启动时间约10分钟左右，磨煤机每次倒磨节约用油约0.265吨左右。第二次由于磨煤机推力瓦经常在启动过程中烧瓦，所以要求磨煤机启动后必须空转10分钟在启动给煤机，这样就会造成投油时间增长，所以磨煤机启动逻辑再一次进行了修改，将投油有启磨前改在启磨后，这样每次又可以节油约0.274吨左右，经济性已大大体现。
⑶加强磨煤机检修水平和四快治理，减少磨煤机的倒换次数
直吹式制粉系统中，磨煤机跳闸对锅炉的安全、稳定运行威胁很大，为了稳燃就必须投油助燃。我厂磨煤机06年前三季度共倒磨197次，其中因磨组缺陷倒磨143次,磨组缺陷切换占总次数的73%，正常切换29次，因设备原因跳闸25次。经过技术人员磨煤机检修水平的提高，加强了对设备治理，减少了磨煤机因故障、漏粉、跳闸停运次数，降低了助燃油消耗，保证了锅炉燃烧稳定。
4、结论
长期以来，火电机组燃油消耗过大、费用过高的问题一直困扰着电力企业，燃油节能工作任重道远。通过对马莲台电厂节油措施分析，认为火力发电厂可以从运行方式、设备改造、设备维护、新产品新技术推广应用等方面采取节油措施，以降低油耗，减少发电成本，增强发电企业竞争力。
参考文献
[1]电业安全工作规程（热力和机械部分）（修订本）、电安生[1994]227号
[2]李青,工维平编著.火力发电厂节能和指标管理技术,中国电力出版社.
关键字：电厂；热动系统；节能优化
0 前言
火力发电厂是我国能源供给最核心力量，热动系统是火力发电厂的核心部分，是发电力厂动力的源泉，通过热动系统转换热能和动力，保障火力发电厂的高效运转。我国改革开放三十多年，经济发展飞速，各行各业对电的需求量巨增，给供电行业带来了巨大的压力。当前，我国热动系统的系统结构，工艺水平都不是世界一流水平，都有许多提升的空间。对火力电厂的热动系统进行节能优化，改良技术，优化运行方式，充分利用锅炉余热等，优化蒸汽系统和供热系统，都能降低能耗，提高电厂的生产效率。
1 电厂热动系统节能优化的必要性
1.1 可持续发展的必要
火力发电厂是高能耗的企业，随着国家矿产资源的匮乏，降低发电厂的能耗，节约能源非常有必要。只要处理好生态环保与煤炭资源之间的协调关系，才能实现火力发电厂的长久发展，实现人类与大自然的共同发展，实现企业最大的经济效益与社会效益。
1.2 降低生产成本的必要
我国是能源消耗大国，我国石油和煤炭等能源型矿产资源日趋减少，已经开始向外国采购，火力发电厂的生产成本也在逐渐提高，企业为提高自身的经济效益，必须采用节能优化。电厂热动系统的节能优化，节省了生产资料，提高了原材料或半成品的使用效益，自然就降低了生产成本。
1.3 保护环境的必要
我国的火力发电技术尚处于中等水平，谈不上非常高技术，火力发电的过程中因为未完全燃烧产生大量的浓烟或其它硫化物、碳化物等，这些尾气排放物一般都是直接排往大气层，严重影响了空气质量，更有甚者，产生的大量固体废渣直接屯放在露天，对火力发电厂周边的居民产生重大的影响。电厂热动系统节能优化，可以让煤炭完全燃烧，产生的尾气进行回收或利用，有效的缓解了大气或土地的污染。
1.4 创新技术的必要
我国经济正在转型发展中，由粗放型经济向集约型经济，由劳动密集型向高技术型发展。大胆进行技术创新，开拓经济发展的新局面。火力发电技术同样需要技术创新，研究新技术，高技术，提高企业的经济效益。同时全民都在追求技术创新，作为火力发电厂的技术员工，也都希望使用新的高科技技术，体现自身的技术价值。从企业或企业技术员工来说，两者都希望大担进行技术革新，创新发展发电技术。
2 电厂热动系统节能优化的对策
2.1 运行方式的优化
要优化电厂热动系统，就要优化机组的运行方式，将每年的前几个月和后几个月采用不同的运行方式，一般来说，前六个月采用单阀运行，其它六个月采用顺序阀运行。其次，将机组调试到最佳运行状态，密切观察机组运行参数，调整各种不同参数处于系统的设计标准值，提高机组的运行状态，提高机组的安全系数。另外，还要关注机组的真空系统，汽轮凝结器的真空度大小决定了机组运行的效果，技术员必须时刻关注或查漏真空度，让其处于最理想的状态。
2.2 锅炉排污水的充分利用
火力发电厂为了保证发电的正常运行，需要大量的水参与，自然就产生了大量的排污水，这些排污水如果不充分利用，就会大量浪费，而且流行了较多的热量。要优化电厂热动系统，就要充分利用锅炉排污水，通过应用连续排污扩容器，回收排污过程中产生的余热。另外还需在排污末端使用冷却器，收集剩余热量，为污水的进一步利用作准备，例如，可以用于灌溉，或其它用处。只有进行锅炉排污水的重新利用，可能减少了水资源的浪费，降低对环境造成的污染。
2.3 母管制给水系统的优化
火力电厂热动系统的循环水系统贯穿整个火力电厂的发电过程中，水系统在整个发电过程中扮演重要角色，应该不断优化水系统，研究和优化母管制给水系统，动态模拟母管制给水系统，深入研究母管制给水系统的理论，结合母管制给水系统实践运行的丰富经验，制定合理有效的母管制给水系统的运行方式，实现不断提高火力电厂的经济效益，从而节约能源。
2.4 锅炉余热的充分利用
火力发电厂产生我锅炉高温烟气携带大量的热量，如果简单直接将这些烟气排往天空，不仅污染大气，还流失了大量的热量。应该制定或设计余热收集装置，高坑电厂通过技术改革在锅炉尾部安装凝结水循环装置，有效吸收烟气中的热量，避免热量的浪费；设计一种特质节能器，直接吸收排烟中含有的剩余热量，使其重新进人到热动循环当中。
2.5 蒸汽系统的优化
电厂热动系统中的蒸汽系统是重要组成部分，过去大部分蒸汽系统是低压蒸汽，基本上谈不上什么节能。而我厂热动系统的蒸汽系统采用新式技术路线，将蒸汽冷凝水变成蒸汽，有效节约低压蒸汽，同时又充分利用蒸汽系统产生的余热，达到良好的节能效果，提高企业效益。
2.6 供热系统的优化
要优化电厂热动系统，节省能耗，就必须优化供热系统。充分利用蒸汽能量。目前电厂输送供热通常会对蒸汽进行降温处理，这样会浪费大量的蒸汽能量。改良输送方法，将蒸汽输入某种特殊装置，利用蒸汽的能力自动推动汽轮机，有效利用了蒸汽能量，使得能源的浪费率大大降低。
3 结语
我国经济发展到今天这个阶段，节约能源非常有意义。虽然火力电厂为我国的经济建设做出了巨大贡献，但同时也带来了大气污染和固体废渣污染。随着环保意识的加强，我国倡导节能减排，优化企业技术，促进工业技术长远发展。热动系统作为火力发电厂的核心组成部分，能耗一直都比较高，也是热能与动力转换的重要环节，节能优化能给火力电厂带来新的发展机遇。火力电厂只有科学分析现有系统的运行状况，改良技术路线，改革工艺水平，有针对性的提出部分环节的技术革新，创造有利于火力电厂发展的可持续发展思路。
参考文献：
关键词：性能优化;节能降耗;分析
现在大部分电厂都实施了机组实时数据监控系统(也叫SIS系统)，将现场数据采集到实时数据库中，通过MIS网，使各位专工可以在任何地点实时了解电厂情况。但随着采集的数据量越来越多，通过什么方式从多达几十亿条的海量数据中取出关键数据进行分析，成为摆在各位专工面前的难题。对这些纷繁复杂的数据进行分析处理，不但需要专业技能，更需要强大的数据挖掘能力。该公司2015年上线的铜山性能优化系统，旨在总结分析火电厂运行过程数据基础上，通过性能计算模型提炼影响煤耗的关键数据及指标，并通过各种直观的图形模块指导专业人员采取切实可行的节能降耗措施。如提高真空、保证给水温度、加强燃烧调整、减少泄漏和工质损失、节省厂用电等。
1能耗指标分析
1.1供电煤耗
对于发电企业而言,衡量一个发电厂经济性的好坏，就是要看它的综合指标——发电成本，即对外供1°电所需的成本费用。火电厂的成本费用包括燃料费、水费、人员工资、基本折旧费、修理费等。在各项费用中，燃料费占的比例最大，约占总成本的70%左右，这就意味着火电厂经济运行的关键是减少燃料消耗量。对于燃煤火电企业来说，燃料消耗量就是指“煤耗”。考察节能降耗的一个重要指标就是“供电煤耗”——每千瓦时上网电量所消耗的标准煤的量。
1.2分析依据
能耗指标分析是指通过对影响供电煤耗的能耗指标的实际值与设计值或目标值的对比，分析能耗指标偏差，发现设备运行中经济性方面存在的问题，从而为运行优化调整、设备治理和节能改造提供依据和方向。能耗指标分析应坚持实时分析与定期分析相结合，定性分析和定量分析相结合，单项指标分析与综合指标分析相结合的原则。
2供电煤耗率指标体系
火力发电厂一台单元机组的设备、系统约有100项各类技术经济指标。因各个电厂发电的主、辅设备及系统各个不相同，故构成技术经济指标体系的指标数目也各异。该系统把火力发电厂供电煤耗率的指标体系分为三级，即3个层次。一级指标：供电煤耗率。二级指标：影响一级指标的直接指标：汽机热耗率、锅炉效率、厂用电率。三级指标：影响二级指标的直接指标。三级指标细分为：影响汽机热耗的指标包括可控指标（主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、凝汽器真空、凝汽器端差、凝结水过冷度、循环水入口温度）和不可控指标（高压缸效率、再热压损、中压缸效率）。影响锅炉效率的指标包括可控指标（给水温度、飞灰含碳量、送风温度、排烟温度、炉膛氧量、过热器减温水流量、再热器减温水流量）和不可控指标（空气预热器漏风率）。影响厂用电率的指标包括一次风机电耗率、送风机电耗率、引风机电耗率、磨煤机电耗率、汽泵前置泵电耗率、制粉电耗率、循环水泵电耗率、凝结水泵电耗率。
3节能降耗分析
该系统通过计划管控、能耗管控、运行优化、测点管控几个模块实现节能降耗目标。
3.1计划管控
计划管控的总体目标就是把影响电厂经济效应的指标通过和集团下发的指标、其他集团指标、往年指标进行综合比较，找出差距更好地制定下一步计划。(1)计划跟踪。计划跟踪的主要目的是对影响电厂经济效益的指标（发电量、供电煤耗、综合厂用电率）进行实时跟踪。首先，会把集团下发的计划指标进行日分解。通过对电厂实际发电量、供电煤耗、综合厂用电率和集团下发的指标进行日、月、年比较，发现差距并指导电厂动态调整每月计划指标。(2)同业对标。同业对标是把该电厂最近2年的供电煤耗和厂用电率与五大发电集团的指标进行对比发现差距，并以偏差和柱状图比较的形式直观展示出来。(3)计划分解。计划分解分为月计划和年计划。月计划是把电厂制定的计划分解到月，通过对每个月的计划值、完成值、偏差进行环比和同比，发现降耗空间，制定下个月指标计划。年计划通过最近几年的指标完成情况，制定下一年的降耗目标。(4)影响因素。影响因素是把影响煤耗的二级指标放在一起进行比较，通过比较发现降耗空间。
3.2能耗管控
通过计划管控模块分析、对比制定出合理的月计划和年计划。下一步的任务就是通过什么方式完成计划任务，哪些指标对煤耗影响比较大，通过什么方式找出这些指标，需要通过能耗模块进行查找和分析。(1)能耗异常。能耗异常分析目的是把一级指标和二级指标以及目标值进行比较，发现偏差，偏差较大的指标即是对煤耗影响比较大的因素。(2)能耗寻踪。能耗分布是通过树目录的形式展示了供电煤耗的计算过程，对影响煤耗的所有指标有一个总览的效果。而能耗寻优的目的则更加明确，能耗寻优通过雷达图的展示方式，直观地告诉运行人员那个指标偏离目标值比较大，最终定位到三级指标对煤耗的影响上。图1中的偏离中心比较远的指标(大黑点表示)，说明对煤耗影响较大，应及时调整。
3.3运行优化
通过能耗管控模块找到了对煤耗影响较大的最终指标(三级指标)。但是应该怎么调整，哪些是可以调整了，哪些是人工没法干预，每个指标和目标值具体偏差是多少，对煤耗影响是多少，将通过运行优化进行展示分析。(1)可控耗差。可控耗差目的把对煤耗影响的可控指标列出来，通过图形化展示，列出每个指标偏差对煤耗的影响，通过专家知识库给予指导。(2)非可控耗差。非可控耗差目的把对煤耗影响的不可控指标列出来，通过图形化展示，列出每个指标偏差对煤耗的影响。通过专家知识库给予指导。当非可控耗差对煤耗影响较大时，就要及时对相关设备进行清理检修。
3.4测点管控
测点管控是对电厂所有运行指标一个初步校验，把可能发生的故障消除在萌芽中。超限监控就是电厂温度、压力等相关指标设计合理的报警限值，超过相应限值就会及时报警，提示此指标异常。合理性异常监控是把一些指标看似正常，但已经不合理的指标把报警处理。
4结语
该文主要从火电厂影响煤耗的指标进行分级，按级一步步分析出对煤耗影响的主要指标，并给出指导意见。该文所提出的各项技术措施在现场应用后得到了很好的效果，同时也可被同类电厂所借鉴。
作者:李曙光 闫开艺 单位:徐州华润电力有限公司
参考文献
关键词：火电厂；继电保护；事故及预防
在火力发电厂中发电机组是最为重要的设备，其安全运行与火电厂的稳定生产息息相关。由于火电厂发电机组造价昂贵、结构复杂，而且火电厂内部仪器仪表众多、管道管线密集，如果发电机发生事故损坏的话，不仅导致机组停产，其检修和维护难度较大时间较长，产生严重的后果和巨大的经济损失。因此采取必要的发电机组继电保护设计，采取监控措施将事故率减到最低程度，是火电厂日常运行维护的重要工作。
一、火电厂继电保护运行原理及发展趋势
1、继电保护工作原理
继电保护主要利用电力系统中原件发生短路或异常情况时的电流、电压、功率等变化来构成继电保护动作。在供电系统运行正常时，继电保护装置的可以安全地、完整地监视各种设备的运行状况，为运行维护人员提供可靠的运行依据。当供电系统发生故障时，继电保护装置可以自动地、迅速地、并有选择地切除故障部分，保证非故障部分继续运行。而当供电系统中出现异常运行工作状况时，继电保护系统能及时、准确地发出信号或警报，通知运行维护人员尽快做出事故处理。
2、继电保护设计的发展趋势
在火电厂主设备保护方面，目前的继电保护设计已经越发细化，目前继电保护向网络化、智能化方向发展，倾向于提供集测量、控制、保护、数据通信、人工智能一体化的继电保护技术。
随着智能化变电站以及无人值守电厂等新型要求，电力系统对于继电保护的要求也在不断提高。除了提供保护的基本功能外，不同主设备的保护、控制装置应与调度联网，以便共享全系统数据。为保证系统的安全运行，各个保护单元与重合装置必须协调工作。因此，在实现继电保护的计算机化和网络化的条件下，保护装置实际上是一台高性能的集成控制终端。
二、火电厂继电保护事故类型分析及对策
1、保护装置配置使用不当或不正确动作引发事故或导致事故扩大化，最终造成电气设备损坏，甚至导致电力系统崩溃。
1998年8月17日，华能大连电厂2号机组检修，继电保护人员在对2号机组进行保护校验过程中，走错间隔出现误操作，导致1号机组发电机差动保护动作，1号机组跳闸，甩负荷359MW，导致王南、熊宝线断面潮流由450MW升至750MW，超稳定限额，大连地区拉闸限电1OOMW约73分钟。
以上问题的发生，主要原因是继电保护装置操作人员的动作不当引发的人为事故，表明操作人员对继电保护装置的运行缺乏最基本的操作认识。发电厂平时忽视了忽视专业人员技能和职业素质的培训，也没有认真贯彻各项规章制度及反事故措施。由于操作人员继电保护不正确动作而引发连锁事故，这对供电系统的安全供电和稳定运行造成巨大的危害。2、发电机、变压器保护配置和整定值设置不足，缺乏对相应线路保护的整定配合。
对于发电机、变压器保护的配置和整定计算，要求做到在继电保护装置选型时，通过整定计算来确定继电保护装置的技术范围；对于现场实际应用的继电保护装置，应通过整定计算来确定其运行参数(给出定值)。从而使继电保护装置能够正确地发挥作用，保障电气设备的安全，维持电力系统的稳定运行。
3、继电保护操作电源不可靠，出现二次寄生回路，继电保护装置抗干扰能力不足引发事故。
1999年11月3日，福建省李林变电所220kVl号主变压器CD-2型集成电路差动保护由于装置抗干扰能力差，在现场保护屏后使用对讲机时保护误动，误跳了1号主变压器。
上述事故反映出提高继电保护操作电源质量和保护装置抗干扰能力的重要性。继电保护二次寄生回路是指由二次设备相互连接，构成对一次设备监测、控制、调节和保护的电气回路。在二次设备基建、安装、调试过程中，由于工作不细遗留的二次寄生回路，是危害继电保护装置安全运行的严重隐患，由此造成的保护误动、事故扩大，严重地影响了电力生产的正常进行。
4、厂用电继电保护不足发生的继电保护事故。
1lOkV及以下电网和发电厂厂用系统是电力系统的重要组成部分，其保护装置的安全稳定运行、合理配置以及其与主网保护整定配合是否合理，将直接影响到220kV及以上系统的安全稳定。
1993年10月25日，广西来宾电厂01号高压备用变压器低压侧6kV I段母线发生相间短路着火，由于该变压器低压侧保护总出口连接片在1992年12月份更改接线后，继电保护专业人员未按规定更改图纸，也未向运行有关人员交待，以致1993年1月在整顿保护盘上标识时，贴错总出口连接片标识而错投，真正的总出口连接片没有投入，保护不能出口跳闸，高压220kV侧保护也因变压器阻抗大未能启动，致使故障未能切除，造成夹层内电缆及配电室设备烧损，高压备用变压器高压侧套管爆炸，后备保护跳开500kV主变压器三侧断路器。因短路时间过长，造成故障同时波及220、500kV系统，造成广西地区与主网解列，500kV系统振荡并与广东电网解列。事故暴露出该厂继电保护技术管理薄弱，制度不健全，1lOkV及以下电网和厂用电系统的继电保护工作存在很大漏洞；继电保护装置的设计、配置有待改进。因此，必须加强1lOkV及以下电网和厂用电系统继电保护工作，把它们作为电力系统的一个有机整体统筹考虑，降低继电保护事故的几率。
三、火电厂继电保护事故预防对策
1、充分发挥继电保护专业管理的职能作用，明确责任、权限和防止重大事故发生的关键环节，提高发电系统安全稳定运行水平，防止由于保护不正确动作而引起系统破坏。
2、应重视继电保护队伍建设，加强继电保护人员专业技能和职业素质培训，建立培训制度，保持继电保护队伍相对稳定，并不断培养新生力量。
3、继电保护技术监督应贯穿电力工业的全过程。在发、输、配电工程初设审查、设备选型、设计、安装、调试、运行维护等阶段，都必须实施继电保护技术监督。
4、应进一步加强技术监督工作，供电企业和用户做好继电保护技术监督工作和运行管理工作。
5、继电保护新产品进入试运行，应经所在单位有关领导同意后，报上级调度部门批准、安监部门备案，并做好事故预想。
6、所有继电保护装置的选型和配置，从初步设计阶段至投产运行前都必须经过相应各级调度部门的审核。不符合国家和电力行业相关标准的以及未经技术鉴定和未取得成功运行经验的继电保护产品不允许使用。
7、继电保护的配置与整定都应充分考虑系统可能出现的不利情况，尽量避免在复杂、多重故障的情况下继电保护不正确动作，同时还应考虑系统运行方式变化对继电保护带来的不利影响。
四、结束语
根据火电厂实际的运行状况和部分典型的事故与故障的分析，火电厂机电保护事故大致可以分成设计原因、人为操作原因以及设备自身原因等三个大类。针对这些事故情况，本文在可处理范围内总结了事故处理的思路和方法。随着我国继电保护技术的不断发展，火电厂继电保护技术将向着网络化和智能化发展，其事故类型将呈现多样化状态，因此必须对火电厂运行加强监控和监测，对运行人员定期进行事故演练，加强防反措施的学习，才能将火电厂机电保护事故发生率降到最低程度。
参考文献：
1林添顺.火电厂人为继电保护不正确动作事故分析及预防对策[J].企业技术开发,2010（13）.
2王群明.关于机电保护人为责任和设备事故的探讨[J].电力安全技术,2003（08）.
3华电能源股份有限公司.火力发电厂生产典型事故预防措施[M].中国电力出版社,2009.
4李佑光,林东.电力系统继电保护原理及新技术[M].科学出版社,2003.
5吴晓梅,邹森元.电力系统继电保护典型保障分析[M].中国电力出版社,2001.
6吕学娟.火电厂发电机机电保护探析[J].科技促进发展,2011（12）.
***水利水电工程在**省**市境内，位于昌化江中游，东北距海口市275km，西北距八所港48km，具有发电、浇灌及供水等综合效益。
***水库正常蓄水位140．00m，死水位116．00m，总库容17．10亿m3。水电站装机4台，总装机容量24万kw，多年平均发电量5．04亿kw.h，总浇灌面积6．63万hm2。
***水利水电工程由枢纽灌区和送出工程组成，枢纽工程主要包括拦河大坝、引水发电系统、地下厂房与灌区高干渠取水口等。河床为碾压混凝土重力坝，两岸接土坝。地下厂房位于右岸岸边，非溢流坝段下游，尺寸为87mx14mx37．3m（长X宽X高），副厂房布置于地下厂房顶部地面上。地面与地下主厂房发电机层高差约30m，为运行与维护方便，设置有1台载重1t的电梯。
本工程营运中可能存在的主要危害有：高压电气设备触电、充油设备和压力容器易燃易爆、地下厂房火灾等。
二枢纽布置对安全卫生的影响分析
工程枢纽所在地非喀斯特地貌区，坝址处河床为斑状花岗岩，岩石坚硬完整，岩性均一，无大断裂通过。两岸地势平坦，发育有I、II、III级河流沉积物，且以II级阶地展布最广，山坡坡度15°左右。本工程地震基本烈度为6度。水库两岸山体雄厚，地质条件良好，水库蓄水后，无渗漏之虞，库岸稳定。水库诱发地震的可能性亦小。
本区空气质量良好，工程所在地无大气污染源分布，自然环境较好。本区域属热带季风气候区，日照充足，降水丰沛，降水主要来源于夏季风和台风，干湿季明显，湿季（5～10月份）降水占年降水总量的88．5％，分配极不均匀。风速一般为2.9～3.8m/s，坝址实测最大风速为22m/s。本区灾难性天气主要有干旱、西南干热风、台风等。据猜测，电站建成后，库周区降水将略有增加。
本工程兴建前，库区河道水质较好，除大肠菌群、细菌总数等指标外，其余均较好，而细菌学指标超标是由于人畜粪便治理不善和不良卫生习惯造成的。建库后，有关部门曾对水库水质大肠菌群等指标进行过监测，监测结果显示，细菌学指标仍较差。同时，在调查中了解到，库底卫生清理做得不彻底，水库沉没了麻疯病医院，未进行消毒，沉没区有些坟墓未迁，迁了的没有对坟址进行消毒等，曾导致电站运行初期电站区域疾病发病率有所上升。但只要有良好的饮食卫生习惯，不喝生水等，这些不良影响是可以避免的。
综上，枢纽四周的自然条件不存在制约本工程项目的危害因素。
同时，枢纽四周没有工厂分布，仅坝下电站四周有广坝乡等集中居民点，且有一定距离，因此，不存在工程兴建对工程四周居民人身财产等安全因素的影响，工程施工和投入运行后的实际情况也说明了这一点。
枢纽总体布置中，易燃易爆的设备场所主要有主变压器、电站透平油库、绝缘油库以及其油处理室等。根据布置，电站透平油库、绝缘油库和油处理室场布置于地面，与其他建筑物的距离均在30m以上；绝缘油库与开关站主变压器有管道联接，透平油库与地下厂房水轮机层有油管相通。主变压器之间有防爆隔墙。
辅助用室中，生产卫生用室、生活用室和妇女卫生用室均按规范设置，医疗卫生用室现已迁往八所电厂生活区，坝区现已没有卫生所，但广坝乡有一所乡镇卫生院，一般常见病均可就诊。
三工程运行中安全卫生危害因素的分析
本电站运行中有害作业的生产部位主要有：变压器场、220kV开关站、油库及易燃易爆品仓库等。220kV高压设备距运行人员的实际距离为10m，距检修人员办公楼约30m。易燃易爆品仓库距副厂房约300m，堆放的易燃易爆品有：汽油、油漆、氢气、氧气、酒精、丙胴等，但数量较少，非长期存放，并配备有灭火器、放爆等消防设施。
此外，开关中的SF6有可能泄漏毒害人体健康，但配有SF6泄漏监测报警装置。
本电站采用完全的计算机监控系统，在中控室进行集中控制，自动化程度较高。电厂人员进入地下厂房均实行翻牌制度，地下厂房与地面副厂房之间设有电梯，并设有2处安全通道：1处位于2个母线竖井内，楼梯宽1m，设有栏杆；另1处为进厂交通洞，宽7m，高7m。
本电站运行期可能发生的重大事故有油库爆炸失火，配电装置等设备操作误动、保护失灵。
本电站水库为多年调节水库，拦河坝、泄洪建筑物等属大（1）1级建筑物，大坝洪水标准按1000年一遇设计，可能最大洪水校核，因此，洪水漫坝造成危害的可能性极小。
电站运行对职业卫生的影响主要是机组噪声和振动。
四安全卫生设计中采用的主要防范措施
1安全设计
为确保设备生产流程安全运行、不发生重大设备和人身伤亡事故，本工程安全设计采用的主要防范措施有：
对地下厂房、副厂房、开关站、油库、变压器场、电缆通道等，均严格按照《水利水电工程设计防火规范》进行消防设计。地下厂房内消防水源自坝前取水，并以机组技术供水总管作为备用水源，同时，当水库低水位时为满足油库的消防要求，在厂区内设有2台增压泵置于专用泵房内。本电站油系统（包括绝缘油库、透平油库以及油处理室）与其它建筑物距离均大于30m，符合防火要求。变压器场主变压器与主变压器之间设有防爆隔墙。绝缘油库与主变压器间、透平油库与发电机层间均有油管相通，装、卸油均在管道内进行。厂区内各建筑物间的防火距离均符合《水利水电工程设计防火规范》的要求，均设有安全疏散通道。地下厂房有4个出口：2处位于母线竖井内，并与地下各廊道相通，1处为地下厂房与地面副厂房间的电梯，1处为进厂交通洞，完全能够满足疏散要求。
发电机层、水轮机层敞开式电气设备均装有保护网。
地下厂房内各楼梯均设有栏杆，各工作廊道地面均用水泥抹平。
为进行电气设备的检查、试验、调整、校验和修理等有关维护工作，本电站设有实验室。
本电站厂房按50年一遇洪水设计，500年一遇洪水校核，在地面副厂房临河面按500年一遇泄洪水位设混凝土防洪墙，在开关站下游结合施工公路设有纵向浆砌石挡墙，厂区内设纵、横向排水沟，可将暴雨与生活污水等自流排入调压井内，因此，不存在防洪标准内水淹厂房的不安全因素，若有超标洪水发生，则可指示电厂工作人员提前疏散，可保证人员安全。
本电站所处区域为多雷地区，为防止雷电入侵波过电压损坏设备和危及人身安全，对高压进线、开关站、变压器等均按过电压保护设计规程进行了保护。电站防雷接地、保护接地和工作接地均连成统一的接地网。
为保证水轮机机组的安全运行，机组进水口前均设置了拦污栅。
2卫生设计
根据TJ36—79《工业企业设计卫生标准》，本电站卫生设计采用了如下主要防范措施：进厂交通洞与地下厂房各洞室均采用喷混凝土保护与排水防渗措施使洞内保持干燥。主机间为水磨石地面，四面与顶部用铝合金板装修并设有洗手间，形成了1个明亮、卫生、舒适的工作环境。
地下厂房通风采用水库低温水淋水处理空气的通风方式。空调器与风机房布置于进厂交通洞末端顶部，2台主风机分别以高速射流方式将风送至发电机层，母线道利用冷却主厂房后的风量通风，母线竖井的地面上设4台风机向外排风。电缆道至水轮机层采用均布小轴流风机进行诱导送风。
副厂房中控室、计算机房、载波室等均采用小型冷风机与空调器对空气进行调节。
电厂整个通风系统经济简便、合理安全，并同时符合TJ19—75《工业企业采暖通风和空气调节设计规范》的有关要求。
地下厂房来光采用全灯光照明。厂用电和机组自用电采用共用厂用变压器的混合供电方式，并设立了2个独立的厂用电源，分别从#1、#2机和#3、#4机获得电源，且在全厂停电时将由主变压器倒送，从而确保了地下厂房的用电。
本电站永久生活区布置于**市八所镇内，坝区布置办公作业区，包括厂区、办公区及招待所等，办公作业区内均按需要建有浴室、厕所等，办公作业区内饮水均取自水库，并经过了消毒处理，工作环境符合卫生要求。
3应急措施
本电站运行过程中，一旦发生电气设备故障，自动保护装置将会自动跳闸并发出信号。坝区各建筑物内均根据有关规定和需要安装了感烟、感温报警器，一旦发生火灾，将发出报警信号，有关人员即按指示标志进行疏散，并组织灭火，机组变压器中控室，还可自动灭火，一旦人员受损伤，则马上送往医院救治。
本电站设有1组220V直流蓄电池，以供全站保护、控制、信号使用。计算机系统单独设置2套不停电电源屏，以保证计算机系统的可靠性，并另设置2组直流、交流变换装置，分别供给中控室模拟板的位置信号、事故、故障信号及主送器使用。左岸渠首电站可作为电站全部停电时，外来保安电源。
五运行情况
***水利水电枢纽工程1993年12月29日第一台机组（1#机）投产发电，1994年5月29日2#机组投入运行，同年10月29日3#机组投入运行，**年3月29日4#机组投入运行，电站四台机组自投运以来截止至20**年11月25日已累计发电43.8517亿kW·h。
水电厂生产事故大多为误操作和脚由俱护故障以及生产人员违纪、治理工作不到位所致。因此，只要严格按照设计的防范措施实施，即可满足安全卫生要求，收到既安全又卫生的实际效果。
自运行治理以来，电厂通过落实安全责任制度，编写完善有关企业治理标准和企业治理技术标准，实现安全文明生产双达标，建立***治理信息网，逐步使电厂的安全、生产治理向创一流电厂的目标靠拢，至今未发生人身伤亡事故。
1落实安全生产责任制，制定了安全保障体系，实行安全生产第一责任人制度。
2**年，完成企业治理标准和企业治理技术标准的编写工作。又于20**、20**年根据企业改制后的实际情况，以及电厂设备更新改造后的实际情况，对有关的企业治理标准和企业治理技术标准重新进行了修编。
3于20**年10月组建完成***治理信息网络，并通过在网上进行设备缺陷治理，提高生产治理水平、开展网上技术培训，提高企业员工素质等方法，达到了深化企业制度治理、加强安全生产治理的目的。
4设立防汛办公室，落实防汛责任制度，并严格按照当年报省三防办批复的防洪调度方案进行汛期水库调度。
5建立***技术监督网络，目前主要对绝缘、化学、继保、电测、金属、环保等六个专业进行技术监督工作，并完善了有关的技术监督工作标准及考核标准。
6制定安全考核制度，成立考核领导小组，加强考核力度。
7根据**年原电力部大坝安全监察中心颁布的《水电站大坝安全注册规定》的要求对大坝进行了安全注册申请，**年3月获得等级为甲级的注册登记证，从而使***大坝的安全治理上了一个新台阶。
10**年，实现安全文明生产双达标，为实现争创一流电厂的目标踏上了坚实的一步。
11加强安全设备性能的检测与检验。起重机、电梯等特种设备，按规定每年均由**省劳动安全卫生检测中心站进行检测，20**年通过全面的安全技术检验，对存在的缺陷已全面整改。
12建筑消防设施、电气消防安全的检测（包括配电线路、变配电装置、动力装置、照明装置、防火防爆电气装置、消防电气系统、消防给水系统、火灾自动报警系统）经**建安消防安全检测中心检测，已确认其安全性，对存在的缺陷已全面整改。
13防止发生气械伤害和电气误操作事故方面。机械设计、制造和维护符合国家标准，机械强度、刚度满足要求，机组及辅助设备稳定性、密封良好，外形无缺陷，运动件防护性良好，无制动和控制等其他缺陷。同时，严格按照《电业安全工作规程》配置安全工器具和进行作业，加强安全监督工作，安装微机五防操作系统。
14电气设备带电部位均设有防护装置，加强维护，防止漏电、静电、电火花或其他电危害。
15防雷方面，投产以来曾遭受几次强雷电的侵袭，但未发生设备严重损坏和人员伤亡事件。
16噪音符合标准，同时运行值班已实行机电合一、少人值守的治理方式，地下厂房已实现无人值班，噪音对人员的伤害程度已很低。
17作业环境方面，安全安全通道无缺陷、疏散标志明显、照明良好、通风和空气质量良好、气温舒适、无高温高湿现象等其他作业环境。
18整个生产场所标志齐全、清楚、规范。
19职业危害
20劳动安全卫生辅助设施
六安全卫生气构设置与人员配备
本电厂规模不大，原有职工人数100余人，现正进行人员精简，精简后人员编制约80人。电厂在生产部设立负责安全监督和治理的专职人员，负责电厂生产过程中职业安全与卫生防范措施的实施与监督。并设专职治理人员2人，实行厂、班、车间3级兼职制度，各生产车间均设有兼职安全员，负责监督各项安全卫生措施的实施。
七劳动保护教育与培训
本电站运行期间每年定期地对职工进行劳动保护与安全卫生教育。
关键词：梯级电站；220kV系统；35kV系统；0.4kV厂用电系统；联络运行
中图分类号：TM508 文献标识码：A
火溪河是涪江上游最大的一级支流，位于四川省绵阳平武县西北部。火溪河干流全长114km，规划河段长64km，落差1383m，水量较丰沛平稳，水力资源集中，占全河85%以上。火溪河梯级电站按“无人值班、关门运行、数字电站、网络控制”方式设计，站内不设中控室，控制室设在300公里外的成都。“一库四级”电站自上而下为水牛家（装机2×35MW，2007年5月1日发电）、自一里（装机2×65MW，2004年12月29日发电）、木座（装机2×50MW，2007年10月1日发电）、阴坪（装机2×50MW，2009年7月1日发电），总装机400MW，两条220kV送出线路分别经木座和阴坪开关站接入四川省500kV平武变电站。
1 220kV送出系统
1.1 系统构成
火溪河四个梯级电站220kV系统按下图所示方式连接。水牛家电站220kV送出线路接入自一里220kVⅠ母，自一里220kV单母线再经里木线接入木座电站220kVⅡ母，然后通过木武线接入四川省平武变电站；木座220kVⅠ通过木坪线接入阴坪220kVⅠ母，阴坪220kV单母线再经阴武线接入平武变电站。两条送出线路在木座Ⅰ母、Ⅱ母设置220kV母联开关212DL。
1.2 正常运行方式
水牛家和自一里两个站20MW负荷通过木天线送入天明变电站220kVⅠ母，木座和阴坪两个站20MW负荷通过坪天线送入天明变电站220kVⅡ母。木座212DL联络开关断开，使木座220kV Ⅰ母和220kV Ⅱ母分段运行。
1.3 特殊运行方式
当220kV木天线或木坪线送出线路任一线路检修或故障，合上木座212DL联络开关，使木座220kVⅠ母和220kVⅡ母联络运行。
1.4 特殊应用事例
火溪河流域梯级电站220kV系统具备很强的灵活性，联络运行，确保四个站八台机组电能可靠送出。在“5.12”地震后，两条送出线路均有铁塔坍塌，无法运行，只好将两条线路整合为一条线路，通过合上木座212DL联络开关，临时恢复一条线路，同时对另一条线路进行永久恢复，缓解了灾区供电局势。
2 35 kV系统
2.1 系统构成
火溪河四个梯级电站都是两台机组，站间均相距10余公里，为了确保厂用电的可靠性，站间通过35 kV系统联络，并以平武35 kV地方网做备用电源。结合投资比较，35 kV与10 kV及400V系统采用如下图多样的连接形式：
2.2 正常运行方式
平时将350DL断开，将平武35 kV地方网和火溪河梯级电站35 kV系统网断开隔离；通过合上自一里301DL向火溪河梯级电站35 kV系统网供电，木座电站、水牛家电站通过隔离变作为火溪河梯级电站35 kV系统网备用电源。
2.3 特殊运行方式
当自一里1B检修或无法通过301DL向火溪河35 kV系统网供电时，可通过木座10 kVⅠ段向火溪河35 kV系统网供电，非常时期也可通过水牛家10 kVⅠ段向火溪河35 kV系统网供电。当自一里、木座均不能向火溪河35 kV系统网供电时，可通过合350DL由平武35 kV地方网向火溪河35 kV电网供电，以确保各电站400VⅢ段外来厂用电源的稳定可靠。
2.4 特殊应用事例
火溪河流域梯级电站35kV系统具有很强的可靠性。在“5·12”地震后，电站通过水牛家10 kVⅠ段向火溪河35 kV系统网供电，保证四个站厂用后备电源，同时向平武地方电网供电，确保方圆50公里灾区人民用电，极大地支持抢险救灾。
3 400V厂用电系统
3.1 系统构成
每个站400V厂用电系统由400VⅠ、Ⅱ、Ⅲ段及备自投构成， 由图1可知10 kVⅠ段、10 kVⅡ段、10kVⅢ段均取自不同的电源点。为确保供电的可靠性，站内厂用辅助设备（如：技术供水泵、渗漏排水泵、消防泵、励磁风机电源等）分别取自400VⅠ段和400VⅡ段， 400VⅢ段不接负荷仅为联络切换用。
3.2 正常运行方式
根据各站内400kV厂用电联络图，通过400V备自投实现厂用电的切换，400V备自投动作情况如表1描述。
3.3 特殊运行方式
当400VⅠ段和400VⅡ段电源都消失时，该站内由10KVⅢ段外来电源降压后提供，10KVⅢ段外来电源可从220 kV系统、35 kV系统（包括平武35 kV地方网）获取。即使所有系统电源都消失了，四个电站都配有柴油发电机，通过柴油发电机实施机组黑启动，再确保整个流域乃至整个系统电源恢复。
3.4 特殊应用事例
火溪河流域梯级电站400V厂用电系统具备很高的可靠性， “5·12”地震后，通过启动接在400VⅢ段的柴油发电机，提供给400VⅠ、400VⅡ厂用电，成功实现了自一里黑启动，通过220 kV牛里线向水牛家提供厂用电，恢复水牛家机组发电后再由水牛家10kV向公司管理中心及白马等乡镇5000灾民供电。
结语
火溪河流域梯级电站220kV、35kV及400V厂用电系统联络运行具备很高的灵活性和可靠性， 为流域梯级电站群电气联络设计提供了范例。
参考文献
[关键词]原脱硫系统排放不达标 提效改造 效果达到 SO2排放浓度小于200mg/m3，效率大于96.7%的。
中图分类号：TM6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）35-0047-01
前言
乌海热电厂2×200MW机组原配套烟气脱硫工程为石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术，采用一炉一塔的配置方式，设置增压风机，无GGH。设计技术要求为：在锅炉100%BMCR工况，设计煤种烟气量，在燃用煤种设计硫份Sar为1.22%（对应FGD入口SO2浓度为4093mg/ Nm3）时，设计脱硫效率96.7%，出口SO2浓度为400mg/Nm3。
2011年7月国家火电机组污染物排放新标准《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）颁布，脱硫系统出口SO2排放浓度要求为200mg/Nm3以下。因乌海热电厂2×200MW机组原脱硫系统设计容量相对偏小，另目前乌海地区低硫煤源紧张，入厂煤含硫量不断提高（达1.8%），所以原脱硫系统无法满足新标准排放要求，电厂积极响应国家环保政策，针对原脱硫系统提出提效改造意向、调研、方案制定且进行论证，于2012年进行了脱硫系统提效改造。
1、 乌海热电厂概况
乌海热电厂2×200MW机组锅炉为DG670/13.7-20型、超高压、一次中间再热、自然循环汽包锅炉，呈∏型布置，单炉膛，燃烧器四角布置，双切圆燃烧，固态排渣，采用容克式二分仓回转式预热器，额定蒸发量670t/h，额定汽温540/540℃。设计排烟温度（BMCR）137℃，锅炉设计效率92.42%，
原脱硫系统采用全容量石灰石/石膏湿法脱硫，一炉一塔；吸收剂制备系统、脱硫石膏处理系统等辅助系统按两炉脱硫装置公用设置。由#1和#2炉引风机来的全部烟气在静叶可调轴流式增压风机的作用下进入吸收塔，烟气自下向上流动，在吸收塔洗涤区（吸收区）内，烟气中的SO2、SO3被由上而下喷出的吸收剂吸收生成CaSO3，并在吸收塔反应池中被鼓入的空气氧化而生成石膏（CaSO4・2H2O）。脱硫后的烟气在除雾器内除去烟气中携带的浆雾后，然后送入烟囱排入大气。
脱硫装置的烟气入口与烟囱之间设置有旁路烟道，正常运行时烟气通过脱硫装置，事故情况或脱硫装置停机检修时烟气由旁路烟道进入烟囱。
吸收塔底部浆池中产生的石膏由吸收塔石膏排出泵送入石膏一级旋流器浓缩，其溢流流回吸收塔，含固量为45%-60%的底流送入真空皮带脱水机，脱水后的产物为含水量不大于10%的石膏，进入石膏储藏间。必要时，石膏浆液也可由吸收塔石膏排出泵排入事故浆池。真空皮带脱水机按两套设置，单台容量按处理燃烧设计煤种时2台锅炉在BMCR工况下石膏排放量的75%设计。
燃用煤种设计硫份Sar为1.22%（对应FGD入口SO2浓度为4093mg/Nm3）时，设计脱硫效率95.1%，出口SO2浓度为400mg/Nm3。
2、改造方案简介
乌海热电厂2×200MW机组脱硫系统本次改造设计脱硫系统入口烟气量999783m3/h，原烟气SO2浓度按6000mg/m3设计，脱硫系统出口SO2排放浓度满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中规定不大于200mg/m3，脱硫效率不低于96.7%。
本次改造范围为引风机出口第一个膨胀节（含）至烟囱入口膨胀节（含）设备；保留增压风机，增设增压风机旁路，旁路尺寸按BMCR工况下单台炉燃烧设计煤种时的50%烟气量设计；吸收剂制备及供应系统、石膏脱水系统等公用系统的增容改造。
1）乌海热电厂现有脱硫场地紧张，尽可能在原有场地上进行，本次扩容改造尽可能使用原有的设备、管道、阀门以及仪器仪表，最大程度利用现有资源，达到充分利旧的目的，新增事故浆液箱布置在原事故浆液池东侧空地位置，新增石灰石粉仓布置在原石灰石粉仓旁边，改造真空皮带脱水机布置在原工艺楼内。
2） 电气系统改造：两台机组共设置三台高压厂用变压器，脱硫高压厂用变压器容量为8000kVA，高压厂用起动/备用变压器容量为31.5/20-20MVA，#1、#2高压厂用变压器容量为31.5/20-20MVA。现#3（1C）、#6（2C）浆液循环泵负荷分别由#1、#2高压厂用变压器供电（控制在脱硫DCS系统），其余脱硫系统负荷由脱硫高压厂用变压器供电。脱硫岛备用电源取自高压厂用起动/备用变压器， 每台机组设一台容量为1250kVA的低压脱硫变，两台变压器互为备用。
3） 吸收塔系统改造：本次改造吸收塔利旧，采用浆池抬升改造方案。塔高度由29.66m增加为37.5m，新增吸收塔高度7.84m保留原三层喷淋层+一层托盘配置，新增一层喷淋层，喷嘴采用空心锥形式；更换原有三台氧化风机，仍采用两座吸收塔共配置三台罗茨式氧化风机（Q=10000Nm3/h，P=90Kpa），两用一备运行方式。氧化风管进行相应改造，氧化风布置方式采用管网式；拆除原有两级平板式除雾器，更换为两级屋脊式除雾器。
4）吸收剂制备及供应系统改造：吸收剂制备及供应系统为两台机组公用系统，新增一套石灰石粉制浆及供应系统，容量与原系统一致；新建一座石灰石粉仓（有效容积262m3，φ7m）、一座石灰石浆液箱、两台石灰石浆液泵以及相应的配套装置，石灰石浆液泵与原有两台石灰石浆液泵互为备用，管道采用单元制设计；更换原石灰石粉仓除尘系统。
5）石膏脱水系统改造：拆除现有皮带脱水机，更换两台大容量真空皮带脱水机，出力15.5t/h（石膏含水10%），每台有效脱水面积17.0m2，带速4～6.5m/min，同时对石膏旋流器及相应的附属系统进行扩容改造。
6）控制系统改造：新增设备的监控和远操通过原有DCS系统实现，FGD装置的重要信号以及发电主机DCS中重要信号应通过硬接线实现信号传输；新增区域配套相应的工业电视监控系统及火灾报警系统；增容装置所有需要自动调节和远方操作的阀（风）门采用电动执行机构；更换原有原、净烟气CEMS。
3、改造后评价
乌海热电厂#2脱硫系统于7月25日改造完成，投入运行，#1脱硫系统于9月25日完成改造，改造后两台炉脱硫入口烟气量999783m3/h，原烟气SO2浓度6000mg/m3，脱硫系统出口SO2排放浓度均低于200mg/m3，脱硫效率大于96.7%，达到设计效果（两台炉改造效果见下图椭圆线标示）。
下图为乌海热电厂PI系统生产实时画面（图1）
4、结论及建议
乌海热电厂2×200MW机组脱硫系统增容改造于2014年12月通过了华电电力科学研究院性能考核试验，各项指标都达到设计值，满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）规定排放要求。
建议乌海热电厂采用入炉煤参烧措施，严格控制入炉煤硫份不超设计值（小于1.8%）；加强CEMS系统维护，确保在线数据准确传送；提高化学人员业务素质，确保为运行人员提供可靠指标参数，能正确指导运行人员正确调整及运行优化，才能保证脱硫系统稳定、经济、高效运行，创造更高的社会效益和经济效益。
关键词：火力发电厂；中速磨煤机；运行故障；对策研究
中图分类号：TM62 文献标识码：A
现代火力发电厂中速碗式磨使用已相当的普及。中速碗式磨煤机作为火力发电厂重要的制粉设备 ，它的任务是将原煤干燥、磨碎成一定细度的煤粉 ，以便送入锅炉中燃烧。在火电厂生产中经常遇到磨煤机的各种故障，或者因其他故障而影响到磨煤机的正常运行，从而进一步发展为威胁磨煤机本身、甚至威胁电厂主设备的事故。本文通过某发电厂600MW亚临界锅炉HP1003磨煤机运行情况进行分析，从而从运行操作角度，总结出磨煤机安全运行需注意的问题，为提高机组安全性、经济性提供途径。
1 中速碗式磨煤机的原理
原煤的碾磨和干燥同时进行。一次风通过喷嘴环均匀进入磨环周围，将从磨环上切向甩开的煤粉吹送至磨机上部的分离器，在分离器中进行分离，粗粉被分离出来返回磨环重磨，合格的细粉被一次风带出分离器。难以粉碎且一次风吹不起的较重的石子煤、黄铁矿、铁块等通过喷嘴环落到一次风室，被刮进石子煤斗，由人工定时清理。
2 碗式磨煤机运行中所遇到的问题及对策
2.1 煤湿造成给煤机出口堵塞
根据长期的运行观察，当煤质中水分含量超过15%时，给煤机出口至磨煤机落煤管粘煤加剧。连续运行3小时便会出现落煤管堵塞甚至堵死。水分含量愈大，粘煤速度愈快。落煤管堵死后，会造成实际进入锅炉的燃料量下降，负荷迫降。而堵塞在给煤机出口的原煤，使得给煤机皮带、给煤机清扫链过负荷跳闸，甚至损坏。
另外，给煤机出口至磨煤机落煤管刚刚开始堵塞时，往往煤量等远方参数均无变化。盘上发现堵塞往往是通过磨煤机分离器出口温度上升快、磨煤机电流下降等参数才发现。这些参数都比较滞后，因此发现堵煤时，工况已经很恶劣了。
例如：某煤电一体项目四台600MW机组，2009年春节过后，因煤矿生产穿越水层，来煤水分达17%。每天每台给煤机出口至磨煤机落煤管堵塞数次，#3机组曾出现六台磨煤机运行堵剩下两台的危险工况，严重威胁机组安全。后转变思路，提前观察。组织人力，敲打落煤管。并在落煤管堵死之前提前主动停磨处理。扭转了生产生的被动局面。
对策：
（1）严把煤质关。提前对煤质进行分析，监盘人员及时通过热冷风门变化，结合就地查看，判断煤质变化及干湿程度，以作好磨煤机落煤管堵塞事故预想；
（2）结合就地给煤机机内压力判断堵塞情况及发展。平时磨煤机落煤管畅通，给煤机机内的密封风，通过落煤管，磨煤机，最终到达炉膛。一般给煤机内压力维持在2-4KPA。当落煤管堵塞时，阻断了给煤机内的密封风的去路，使得在给煤机内部憋死压，其压力和一次风压相当。一般给煤机内压力高于5KPA，堵塞已经开始加剧。上升到7KPA时，随时出现堵死；
（3）配备强光手电，定期查看给煤机落煤管。必要时可减少煤量、甚至短时间（1-2分钟）停运给煤机，以减少皮带上落下的原煤阻碍查看视线，查看落煤管堵塞程度；
（4）观察磨煤机电流。正常运行中，磨煤机的电流下降，说明磨煤机出力已经下降，进入锅炉的燃料量已经减少。应结合当时工况，判断是否为落煤管堵塞；
（5）加疏通装置。目前由于设计、制造工艺问题，在#1机组C制粉系统安装了疏通装置，但效果不理想。
当判断给煤机落煤管有堵塞时，应提前联系人力对落煤管进行敲打，以缓解落煤堵塞。通过不断的观察分析，在堵死之前切换制粉系统，使堵塞的制粉系统停运。开启给煤机人孔端盖，对之疏通。
2.2 石子煤着火
现场的石子煤，就磨煤机运行时排出的原煤中不易被磨碎、重度较大的黄铁矿、煤矸石、石块等杂物，其中混有少量的重度较大的煤颗粒，有一定的发热量。电厂磨煤机石子煤着火是十分危险的异常工况。
（1）当来煤太湿时，为了维持磨煤机的干燥出力，就要尽量维持额定的风量，额定的分离器出口温度，甚至维持更高的分离器出口温度。这就要求开大热风，关小冷风，提高混合风温度。
额定出力下，不同湿度来煤，磨维持分离器出口70℃时的混合风温度如下表：
煤湿会造成混合风温度过高。过高的混合风进入磨煤机风环下部，不断加热从风环喷嘴落下的至一次风室的石子煤和少量的煤颗粒，造成石子煤自燃。
例如：某电厂#2机600MW机组，2010年10月9日，因煤湿，保持六台磨煤机。巡检发现E制粉系统石子煤入口处有小细火星，但是排不干净，停止E制粉系统，投入消防蒸汽，火星消灭后，启动E制粉系统，运行正常；
（2）石子煤刮板变形刮不干净时，容易出现着火。石子煤刮板因断裂、变形等，刮不干净一次风室的石子煤颗粒，石子煤中的少量可燃物不断被较高温度的一次风所干燥、加热，最终冒烟着火。
例如：某电厂#1机600MW机组，2012年08月01日，检发现E磨煤机石子煤斗冒烟，紧急启动F制粉系统 ，停运E制粉系统，投入E磨消防蒸汽。检修打开磨煤机检查石子煤刮板变形。重新焊接后，投入运行正常；
（3）石子煤中原煤太多，也容易造成石子煤着火，因为这时候石子煤中的可燃物质增加，且原煤的燃点相对石子煤较低。石子煤中原煤过多的原因，一般是加载力不够、磨棍或者衬板变形有缺陷造成。
例如：某电厂#1机600MW机组，在2009年7月19日B磨煤机排出石子煤含有煤粒较多，值班主值判断着火风险大。并将此记入值班记录。专工指导此台磨保持较大风量，保持分离器出口温度65℃左右，打算择机对其进行检修。两天后的17：45，巡检发现#1炉B磨煤机石子煤斗处冒烟，排石子煤发现石子煤中煤粒冒烟燃烧。停运此故障磨煤机，投入消防蒸汽灭火，并立即安排检修检查。更换衬板3块，启动后排放的石子煤中原煤颗粒已经几乎看不到，磨运行正常。
另外石子煤排放不及时、控制分离器出口温度过高、原煤过于干燥、煤质变为易燃煤种等情况下，也较容易发生石子煤机内自燃；
目前实际采取的对策：
（1）立即将磨煤机冷风调节挡板切手动控制，降低一磨煤机一次风温，降低磨煤机出口温度（控制到55℃左右）；
（2）对石子煤进行排放；
（3）停磨，并投入磨煤机消防蒸汽；
（4）确认着火熄灭后，方可恢复磨煤机正常运行方式。
2.3 给煤机煤量不受控制
（1）煤量突增至最大值且不受控制。
这种情况一般为转速探头故障损坏、控制器故障、变频器故障等等。发生此类故障，对于运行人员来说处理起来比较棘手。参数波动会比较大。
例如：某厂600MW机组，2012年02月02日19：44， F给煤机煤量突然增大至最大值（67.5 T/H），总煤量由232T/H 上升至242 T/H ，电流33 A上升至37.5 A，立即派人就地检查F给煤机，19：47 F给煤机发断煤信号、皮带跑偏信号， 19：49紧急停运 F给煤机，RB触发启动，机组甩负荷至568MW，切除机组协调控制，在此期间主汽压力由16.5 MPa上升至16.95MPa ，机组负荷最大上升至616.9MW，65秒后复位RB动作信号，启动E制粉系统运行，机组各项参数稳定后，20：00投入机组协调控制。检修检查F制粉系统为控制器故障。更换后恢复正常。
在处理故障中，如果再次遇到这样或者那样的故障，处理起来更加棘手，参数波动会比较大。
例如：某厂600MW机组，2011年8月13日17：50，负荷560MW，E给煤机突然飞车（给煤机全转速运行，远方和就地都无法控制），切除CCS控制，快速降负荷，停止E给煤机，E磨煤机走空后，停止E磨煤机。启动F制粉系统时，F给煤机入口篷煤，通知检修敲煤。稳定机组各参数正常，维持机组负荷480MW。18：22检修敲开F给煤机入口篷煤，启动F制粉系统，加负荷至580MW。检修检查后发现E给煤机转速探头损坏，已经更换完给煤机转速探头后，启动E制粉系统，运行正常。
在现实运行中，也出现过给煤机显示煤量到零，而就地正常运行的状态，这里不再累赘。
需要注意的问题：
制粉系统发生堵煤、或者给煤机煤量不受控制等此类问题时，由于值际煤量已经发生变化、而煤量指令没变，或者煤量指令变化而实际煤量没变，或者煤量指令和实际煤量不符等现象的出现，导致协调回路收到与实际煤量不符的虚假指令的欺骗。这一点在事故处理中不能大意。
例如给煤机出口落煤管堵煤时候，实际进入锅炉的煤量瞬间减少，相当于一台给煤机跳闸。但此时，堵塞的给煤机的转速正常，煤量显示正常，指令也没有变，只不过给的煤没有进入磨煤机内碾磨，而是在填充落煤管、堵塞给煤机出口的空间。这时，协调回路认为煤量没有变化，风、水、以及负荷均没有变化。数分钟后，主汽压力下降。此时协调回路认为总煤量不足，指令几台给煤机均匀加煤。当监盘人员发现故障制粉系统后，显示进入锅炉的总燃料量已经很大了。此时，如果立即启动备用磨，停运故障磨，往往因总燃料量过大，而出现锅炉超压、超温，机组过负荷等一系列的故障，导致事故扩大。
目前实际采取的对策：
（1）大胆应用RB功能。一旦发现给煤机煤量最大且不受控制，在确保锅炉不灭火的前提下，紧停运该给煤机，触发RB，机组自动减负荷。拖延时间过长，导致磨煤机满煤、锅炉超压、机组过负荷等，反而把事件扩大化了。因此，尽可能快的把已经有了故障的设备切除，使得故障干扰因素不再计入协调控制；
（2）盘面人员心中要有数，无论是在CCS、其他控制方式、还是在手动，进入炉膛多少吨煤带多少负荷，大约得多少吨风多少吨水，这些都要做到心中有数。事故情况下的调节要向这靠。有时协调受到了欺骗，偏差太大，得手动调节；
（3）提高设备健康水平和自动化的智能水平。
2.4 正压直吹式制粉系统中，一次风量大幅度变化所造成的事故分析
2002年10月15日07：30，某330MW机组，在加负荷过程中。启动D磨煤机，加煤后，主汽压力上升仍较缓慢。再次加大第D磨煤机煤量。突然副值发现刚启动的D磨煤机热风门开度只有5%，冷风门开度也只有10%左右，煤量已经25T/H，而一次风量只有5T/H。才想起启动磨煤机后，忘记开热冷风（当时因热工有工作，未投入风量低闭锁启磨条件及风量低保护）。此时距启动给煤机已过了4分钟。副值急忙将热冷风门开大，D磨煤机一次风量升至85T/H。此时主值发现，炉膛冒正压，汽包水位急剧上升，急忙调整汽包水位，还没明白什么原因，汽包水位高保护动作，炉MFT。
副值启动D磨煤机前，未及时开大一次风，维持合理的一次风量。启动给煤机后，不断加煤，原煤被磨成煤粉并在磨煤机内积存。数分钟后，磨煤机内已经积存相当多的煤粉。此时，紧急开启风门，磨煤机内积存的煤粉便在瞬间被送入炉膛。此时实际进入炉膛的瞬时煤量可能高达每小时上千吨！燃料量的急剧增加，导致负压冒正，汽包水位急剧上升，且短时间内上升至保护值。
结语
制粉系统故障为火力发电厂常见故障，以上故障也只是从运行的角度，经过多年的运行观察，分析了以碗式磨煤机为原型的制粉系统的一部分较常见故障及目前采取的措施。实际上，制粉系统经常发生的，有漏粉、震动大、异音、突然跳闸、等。这些在检修的层面分析的比较多。制粉系统的安全运行，要从检修、运行两个层面不断总结分析、不断积累完善。
参考文献
关键词：电力工业；瓶颈期；热经济性；发展
【分类号】：TK115
1.我国电力工业的发展与现状
电力工业是国民经济的重要基础产业，电力工业的发展更是国民经济发展的基础，它和人民生活水平的提高息息相关。
新中国成立以来，中国的电力工业取得了迅速的发展，平均每年以10%以上的速度在增长，到2000年3月全国装机容量已达300GW以上，无论在装机容量还是发电量上都跃居世界第2位；2007年中国发电量占全球发电总量的比重高达49%，成为无人能比的第一大电力工业发展国。
2.提高发电厂热经济性的必要性
目前，我国电力工业仍以火电厂为主。随着火力发电机组容量的不断扩大，现在装机300MW及以上机组已成为运行中的主力机组；600MW、800MW和900MW机组已相继并网发电，火电厂已进入电力工业的瓶颈期。那么，如何提高发电厂的热经济性成为当前的首要问题，并关系到发电机组是否能在最佳状态下高效率、良好的运转。现在我们就来探讨提高发电厂热经济性的具体措施。
3.发电厂的主要热经济性指标
发电厂的热经济性是用热经济性指标来衡量的。火力发电厂及其热力设备广泛采用热量法来计算发电厂的热经济性指标。主要热经济性指标有能耗量（汽耗量、热耗量、煤耗量）和能耗率（汽耗率、热耗率、煤耗率）以及效率。下面介绍凝汽式发电厂常用的几个主要热经济指标。
3.1锅炉设备的主要热经济指标
锅炉效率是锅炉设备的主要经济指标，锅炉热效率被广泛的用做发电厂锅炉车间班组生产竞赛的主要指标。
锅炉热负荷（不计锅炉连续排污）
kJ/h
锅炉燃料消耗量（即发电厂耗煤量）
kg/h
3.2 汽轮发电机组的主要热经济指标
汽轮发电机组热耗率的大小，不仅与汽轮机设备的完善程度有关，还与运行、维修的工作量有关，因此常被用作汽轮机车间班组生产竞赛的主要热经济指标。汽轮发电机组的热经济性指标有：汽耗量、汽耗率、热耗率。
3.3 全厂性的主要热经济指标
发电厂作为一个整体，其总效率等于发电厂有效利用的能量（即输出的电能Pe）与其消耗的能量（即输入燃料完全燃烧时的放热量）之比，即
发电厂煤耗率： kg/（kW・h）
1kg标准煤的发热量为 =29270kj/kg，则标准煤耗率的表达式为：
kg标煤/（kW・h）
整个发电厂生产过程中能量转换是由六个环节顺序组成的，因而全厂总效率应等于各环节效率的连乘积。
4.提高发电厂热经济性的途径
4.1提高蒸汽初参数及降低蒸汽终参数
提高蒸汽初参数、降低蒸汽终参数可以明显地提高发电厂的热经济性，现代火力发电机组均向高参数、大容量方向发展，我国生产出单机容量为300Mw、600Mw的汽轮发电机组，其初参数分别为16.18MPa、535℃和16.67MPa、537℃。改变蒸汽参数，必须通过全面的技术经济论证后确定。
4.2给水回热加热的影响
给水回热加热是利用汽轮机抽汽在回热加热器中对锅炉给水进行加热。这一方面使进入锅炉的给水温度升高，提高了工质在锅炉中的平均吸热温度；另一方面由于进入凝汽器排汽量减少，从而减小了冷源热损失。因此在其他条件相同的情况下，回热循环热效率比朗肯循环热效率有显著提高。给水回热可使机组效率相对提高10%-20%。所以，几乎所有的机组均采用给水回热加热，以提高电厂的热经济性。
4.3蒸汽中间再热的影响及应用
蒸汽中间再热是将蒸汽从汽轮机高压缸排汽的一部分引出进人再热器中加热，当温度提高后再引回汽轮机中继续膨胀作功。
由理想再热循环图可知，蒸汽中间再热降低了汽轮机的排汽湿度，为大容量机组进一步提高蒸汽初参数创造了条件，同时也提高了机组的相对内效率，若蒸汽中间再热参数选择的合理，还可提高循环热效率。一般一次中间再热，可使机组的热经济性相对提高5%以上。因此超高参数以上机组普遍采用蒸汽中间再热，以提高机组的热经济性。
4.4热电联产
热电联产是利用在汽轮机中作过功的蒸汽对外供热，同时生产了电能和热能，减少了冷源热损失，使发电广的热经济性得到提高。热电联产的发电广通常称为热电厂，以热电联产方式集中供热称为热化。
热电厂热电联产生产形式有背压式汽轮机、调节抽汽式汽轮机和背压式汽轮机加凝汽式汽轮机三种，三种生产形式热电厂的热力系统如图4-1所示。
采用背压式汽轮机组发电，并利用其排汽供热，无冷源热损失，热经济性最高。它不需要凝汽器，结构简单，投资少。应当注意，采用背压式汽轮机组必须要有稳定的热负荷，否则不宜单独采用，通常与凝汽式机组并列运行。如下图所示。
（a） （b） （c）
（a）背压式汽轮机组；（b）背压式汽轮机组加凝汽式汽轮机组；（c）调节抽汽式汽轮机组
图4-1 电厂热力系统图
热电联产首先减少或避免了冷源热损失，将电能生产中的低品质热能部分或全部用于供热。其次，热电联产集中供热，以高效率大锅炉取代了分散供热时的低效率小锅炉，提高了燃料利用率，节约了大量燃料，一般热电联产可节省20%-25%的燃料。热电联产改善了分散供热的劳动条件，减轻了劳动强度。
热电联产也存在一些问题：因受供热距离限制，热电厂必须建在热负荷密集的工业区和城市附近，当热负荷较小时，供热机组运行经济性会显著降低。热电厂的工质损失一般远大于凝汽式发电厂，使水处理设备的投资和运行费用增加，对外供热能力减小，还会降低热力设备运行的安全可靠性。
5.结论
综上所述，我们可以归纳出提高发电厂热经济性的方法，目前采用的技术和措施可概括为以下6个方面：
（1）提高蒸汽初参数以提高循环吸热过程的平均温度；
（2）采用蒸汽中间再过热以提高循环吸热过程的平均温度；
（3）降低蒸汽终参数以降低循环的平均放热温度；
（4）采用给水回热；
（5）有热负荷地区建设电厂，采用热电联合生产；
（6）采用燃气――蒸汽联合循环。
另外，需要强调的是，采用上述方法提高发电厂的热经济性时，需要注意不能孤立地去追求提高发电厂的热经济性，而必须综合考虑技术经济因素的限制，通过全面的技术经济论证后，才能确定某项技术措施的可行性。
参考文献
[1]郑体宽.热力发电厂.北京：中国电力出版社，2004.8
[2]叶涛主编.热力发电厂.北京：高等教育出版社.2006年8月
论文摘要：本文首先分析了我国火电的特点，包括其在我国电力结构中的主导地位，煤电关系的密切性，和节能减排的艰巨性。然后分析了当前火电面临的问题，归纳总结了已有的成功经验。并对火电的发展提出合理的预测。
总述
能源可分为常规能源与新能源，已经广泛利用的煤炭、石油、天然气、水能、核电等能源，称为常规能源。新能源一般是指在新技术基础上加以开发利用的可再生能源，包括太阳能、生物质能、水能、风能、地热能、波浪能、洋流能和潮汐能，以及海洋表面与深层之间的热循环等；此外，还有氢能、沼气、酒精、甲醇等。目前不论发达国家或发展中国家的电力需求都也常规能源为主。尤其是我国，由于受国情的影响，至今电力的主要需求还是以火电为主。但是火电有其局限之处，气候变化和环境污染正在催促我国进行新的调整。
国家能源局电力司副司长曹述栋在2009年3月28日召开的电力科学发展高层论坛上透露，目前针对形势发展，在“十二五”期间将会加快核电、热电联产、煤电一体化发展，继续推进上下游关系，积极调整火电结构，促进节能减排。
在2009年4月的《求是》杂志上，国家发改委副主任，国家能源局局长张国宝撰文：《科学发展电力工业赢得挑战的根本路径》。根据该文：电源结构和电网结构调整方向将是:
一、积极推进电力工业的上大压小，加速淘汰落后产能；二.大力发展核电；三.积极推进水电开发；四.加快风电、太阳能发电和热电联产等清洁高效能源的建设。
而根据“十一五”规划，我国电力政策是“重点优化发展火电，有序开发水电，积极推进核电建设，大力发展可再生能源”等。对比可以看出，除了核电从“积极”变成目前的“大力发展”外，火电、水电、可再生能源的政策也有变化。下一步水电的政策是“积极推进水电开发”，代替了“十一五”规划提出的“有序开发水电”。火电是“积极推进电力工业的上大压小，加速淘汰落后产能”，不同于“十一五”规划提出的“重点优化发展火电”。有关新能源的提法是“加快风电、太阳能发电和热电联产等清洁高效能源的建设”，也与以往提出的“大力发展可再生能源”有所不同。
而措辞不同的背后，是规划的变化。
那么对于火电，国家的规划又是什么呢？
我国火电特点
一、我国电力以火电为主
先看发电量，2004年我国总发电量为22033.1亿千瓦时，其中火力发电量17955.88亿千瓦时，火电电量占总发电量的比例为81.50％；2008年全国发电量是34334亿千瓦时，其中火力发电量27857.37亿千瓦时，火力发电量占总发电量的比例是81.14％； 2009年全国发电量是36506亿千瓦时，其中火力发电量29814.22亿千瓦时，火力发电量占全国发电量的比例是81.67％。火力发电占总发电量的比例变化不大，均在80％以上（见表格1），可以看出，全社会的用电主要靠火电企业提供。
图表 1
截止2009年12月底，全国发电量为36506亿千瓦时，其中火力发电量为29814.22亿千瓦时，同比增长7.2%；水力发电量为5544.95亿千瓦时，同比增长4.3%；核能发电量为692.63亿千瓦时，同比增长1.3%。发电量比例图表1
再看我国的电力装机结构。2004年我国总装机容量44237万千瓦，其中火电装机32948万千瓦，占当年总装机容量的74.48%。2008年我国火电装机是60286万千瓦，占当年总装机容量的76.07％。2009年我国火电装机达到65205万千瓦，占当年总装机容量的74.60%。从电力的结构看，我国的电力装机虽然从2004年的4.42亿千瓦增加到2009年的8.74亿千瓦，但火电装机占总装机容量的比重不但没有降低，反而还有所上升（见表格2）。
主要耗能产品(工作量)和耗能设备指标（见图表2）
图表 2
再看各种能源的利弊分析（见表格3）。
主要耗能设备能效指标（见图表3）
图表 3
能源种类
火电
水电
核电
可再生
技术成熟度
较成熟
较成熟
成熟
风电较成熟，太阳能，生物质能，地热能成熟
人才供应
平衡
平衡
不足
不足
原料供应
供需矛盾存在，但基本可以满足
长江、金沙江、雅砻江、大渡河、乌江、红水河、澜沧江、黄河和怒江等大江大河的干流水能资源丰富，总装机容量约占全国经济可开发量的60%
基本满足
为可再生，风电发展有过剩趋向，太阳能主要应用与太阳能热水器。生物质与地热局限较大
发展潜力
一般
到2020年基本开发完毕
较大
较大
区域影响
在各省均有分布，
对区域经济贡献较大。
水能资源主要分布在西部地区，约70%在西南地区。
已建项目分布在广东，浙江，江苏。在建或即将开工：辽宁，山东，福建。拟建省市：四川，重庆，湖南，广西，江西，安徽，湖北，吉林（省份不重复列举）
风能主要分布在两大风带：一是“三北地区”(东北、华北北部和西北地区)；二是东部沿海陆地、岛屿及近岸海域。太阳能主要分布在部分日照时间长省份。
对环境影响
是电力行业污染的主要制造者
可以起到控制洪水、改善航运、调剂供水等作用，对气候影响具有改善作用。
属于清洁能源，污染小
属于清洁能源，污染小
依此可以分析：在近期内，火电的主导地位不会改变，水电由于受气候和地域的影响较大，潜力较小。核电由于其特殊的吸引力，将会吸纳更多的人才与资金投入，虽然近期存在技术的不足和铀资源有限等不足，但随着技术的改进和铀资源开发程度的增加，近期的发展趋势将是稳中有升。风电的发展有减缓趋势并趋于平稳发展，太阳能受成本影响，更多将应用于太阳能热水器，光伏发电还处于试水阶段，地热发电受地域影响比水电更大。
二、煤电产业关系密切
煤炭是我国最重要的基础能源。随着重工业化进程的加快以及城镇化速度的提高，以煤炭为主的能源消费不断快速增长。煤炭是我国最重要的基础能源，1952年一次能源消费中煤炭占95％，20世纪50年代、60年代都在90％左右，70年代占80％左右，80年代以来，一直保持在70％左右。而且在今后相当长的时间里，煤炭仍然是主要能源，2007年全国原煤产量达25.23亿吨，消费量为25.8亿吨，煤炭产量比2002年的14.15亿吨增长80.21％，年均煤炭产量涨幅达12.5％。由于中国的能源结构以煤为主，这就决定了中国的电力工业以燃煤火电为主，在我国目前的发电结构中，用煤发电占总装机容量的70％以上；而煤炭行业的最大用户则是电力企业。中国在1952年时，火电曾占总装机容量的90.4％，总发电量的82.2％，以后虽然比重有所下降，但到2007年火电仍占总装机容量的77.73％。由于中国电力工业的迅速发展，发电用煤占煤炭产量的比重较大——1980年仅为18％，2003年则占到64％，2006年占到49.7％，2007年又提高到51％，而电力是中国煤炭工业的最大用户，煤炭和电力是依存度非常高的上下游产业。
三、节能减排任务艰巨
根据能源发展“十一五”计划，2010 年，万元GDP(2005 年不变价，下同)能耗由2005 年的1.22 吨标准煤下降到0.98 吨标准煤左右。“十一五”期间年均节能率4.4%，相应减少排放二氧化硫840 万吨、二氧化碳(碳计)3.6亿吨。
在电力工业方向计划规定大力发展 60 万千瓦及以上超(超)临界机组、大型联合循环机组。采用高效洁净发电技术改造现役火电机组，实施 “上大压小”和小机组淘汰退役。推进热电联产、热电冷联产和热电煤气多联供。在工业热负荷为主的地区，因地制宜建设以热力为主的背压机组；在采暖负荷集中或发展潜力较大的地区，建设30 万千瓦等级高效环保热电联产机组；在中小城市建设以循环流化床技术为主的热电煤气三联供，以洁净能源作燃料的分布式热电联产和热电冷联供，将分散式供热燃煤小锅炉改造为集中供热。到2010年，使火电供电标准煤耗由2005 年的每千瓦时370 克下降到355克，厂用电率由5.9%下降到4.5%；城市集中供热普及率由30%提高到40%，新增供暖热电联产机组超过4000 万千瓦，年节能3500 万吨标准煤以上，为改善城市空气质量做出贡献。
新建火电机组必须同步安装高效除尘设施；加快现役电厂除尘器改造，提高可靠性、稳定性和除尘效率。通过使用低硫燃料、装设脱硫设备等综合措施，严格控制电厂二氧化硫排放。推广低氮燃烧技术，扩大烟气脱氮试点范围，鼓励火电厂减少氮氧化物排放。到2010 年，使火电厂每千瓦时烟尘排放量控制在1.2 克、二氧化硫排放量下降到2.7 克，电厂废水排放达标率实现100%。
火电面临问题
一、煤电博弈，电煤矛盾日益突出
我国1993年进行煤炭价格部分市场化改革，国家为了确保电价稳定，设定了国有大型电厂的电煤价格，从而形成了“计划煤” 与“市场煤” 之间的价格双轨制，这也造成了多年来的煤电矛盾。2003年电力体制改革，厂网分开后，国家逐渐放开了发电用煤价格。2003年的煤炭订货会合同签订率完成了计划的90％，而执行率却只有30％。2004年的煤炭订货会合同签订率不到一半，执行率更低。2006年，国家又取消了对重点电煤合同的政府指导价，让电煤价格完全由市场调节。电煤主要由三部分组成：一是重点合同，二是区域合同，三是市场采购。随着煤炭价格的上涨，煤炭企业与电力企业的矛盾愈演愈烈，近两年，电煤合同也仅签订了重点合同。以前重点合同占煤炭供应在一半以上的比例，现在还不到50％，而市场采购的比例越来越高，达到40％，有的地方甚至达到60％。2003年，我国的原煤产量是11.89亿吨，其中用于火力发电的原煤是7.6亿吨，电煤占当年原煤产量的64％，电煤供应基本平衡。2006年，我国的原煤产量达到23.8亿吨，而其中用于火力发电的原煤是11.43亿吨，电煤占当年原煤产量的48％，电煤供需矛盾已开始显现。2007年，我国原煤产量25.5亿吨，其中用于火力发电的电煤是12.82亿吨，电煤占当年原煤产量的51％，比2006年虽略有上升，电煤供需矛盾突出。
近几年来，受国家发改委放开电煤价格、煤炭生产成本提高、国际能源价格大幅上涨、国内需求扩张等因素影响，国内煤炭价格总体上涨。电力装机容量近几年均以10％以上的速度增长，对电煤的需求大幅度增长。对于煤炭企业而言，电煤价格意味着利润；对于电力企业而言，电煤价格代表着成本。电煤价格一路攀升，年均涨幅在10％左右，发电企业原料成本大幅增加。特别是2008年1月以来，南方大面积雨雪灾害发生后，多年来积累的电煤供应矛盾终于暴发。火电企业与重点煤炭企业签订的供煤合同价涨幅在10%～15%之间，合同煤供给量仅能保证电厂50％的需求，剩下的煤炭需求要依靠市场价进行市场采购。煤炭市场价持续攀升，火电企业成本压力不断加大。
一方面，煤炭企业强烈要求涨价，另一方面发电企业则大喊降价才能活。实际上，目前煤的产能绰绰有余，但是煤企为了保证卖方市场的地位一直都保持“限产保价”的措施，长期的限价使得电煤始终处于较为紧张的状态。发电企业买不到煤，就顺势喊要提高电价，这样的大戏几乎是年年上演。虽然大煤企和电厂都是国企，但这样的“内斗”并不奇怪，只因国资委对国企的考核模式中，利润是一个重要指标。
2010年以前，每年都会召开一个由发改委主导的“全国煤炭产运需衔接合同汇总会”，在这个会上煤炭企业和发电企业之间的博弈尤为引人注目。发电企业的用煤量占了全国煤炭产量的50%。以五大集团为首的发电企业在09年的会议上联手要求降低煤价。另一边厢，09年开始的“国进民退”也使得煤炭行业全面进入“大矿时代”，谈判的底气越发地足了。于是煤企要求每吨的合同价在08年的基础上涨80－100元，电企则要求降价50元。最终在会上一单未签。然而 ，在保供暖和保“两会”用电的压力之下，电企和煤企会后达成了某种妥协。
煤企取得“胜利”，兖州煤业与五大电力集团签订了在山东省内的重点煤合同，单价上涨4%。
到了2009年12月15日，发改委宣布“合同汇总大会”今后不再举行，各个发电企业也改变了往日的联合状态，各自为营与煤商进行谈判。而在目前已经签订的合同中，重点煤合同的最高涨幅达到25%，可以说涨价是定局。而电煤的涨价，必然会通过销售电价的上涨，最终由用户买单。
如今，各个发电企业都眼巴巴地望着发改委的政策留个口子，实施“煤电联动”。煤电联动政策始于2004年年底。当时国家规定，以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5％，便将相应调整电价。第一次煤电联动在2005年的5月，当时每度电价上调了2.52分钱。2006年，第二轮煤电价格联动又将全国销售电价平均每度提高2.52分钱。
能源发展对策
1.电力企业向上游进军，实现煤电联营
近几年，各大发电企业纷纷投入大量资金向上游延伸产业链。电企挖煤的举动得到了政府部门的鼓励。国家发改委公布的《煤矿企业兼并重组调研报告》明确指出，鼓励电力等大型企业兼并重组煤矿，实现煤电一体化经营。五大发电集团纷纷把触角延伸到煤炭领域，通过兼并、参股和独立开发等形式，变买煤为挖煤。国内几大发电企业都在不约而同地加速向煤炭领域进军。这是它们为应对煤价上涨、走出亏损困境而采取的举措之一。
煤电联营在2004年已经开始启动，当时国内诸多电力企业陆续宣布参股煤炭企业，或者与煤炭企业共同投资设立项目公司勘探开发煤炭资源。到2005年上半年，煤电联营进入一个高潮期，包括广州控股等多家电力上市公司或其大股东在当时相继了关于煤电联营的相关公告。煤炭与电力的联营将使煤电的协同效应长期显现。中央直属5大发电集团之一的国电集团重组内蒙古平煤集团尘埃落定，国电内蒙古能源有限公司宣告成立；华能集团提出了“以电为核心、煤为基础、电煤路港运一体化” 的产业发展战略，全资收购了内蒙古扎赉诺尔煤业公司；中电投集团也提出了类似的发展战略，其投资控股的霍林河煤矿和露天煤业是国内五大露天煤业开采地之一，已成为重要利润增长点；中国华电集团在鄂尔多斯市也拥有了一个储量为14亿吨的煤矿。在五大发电集团中，华电集团已经在我国部分煤炭大省拿到200亿吨煤炭储量，大唐发电集团拿到180亿144吨，国电集团也有近百亿吨的储量。中电投集团动手早，2008年已经有数千万吨的煤炭实际产量。向“综合性能源集团” 转变是全国发电集团不约而同的战略选择。
2.煤炭企业向电力领域延伸，实现煤电一体化
《煤炭工业发展“十一五”规划》中提出了“支持煤电、煤化、煤路等一体化建设，推进产业聚集和产业融合” 的发展要求。在产煤丰富的城市周边区域建设燃煤电厂，既可以降低煤炭的运输成本，提高北电南送的潜力，又可以在本地区形成煤炭、能源、化工一体化的新兴产业体系，促进区域经济发展。在煤炭资源富集的省份，由煤电一体化而催生的坑口电厂逐渐增多。坑口电厂建在煤矿附近从而免去了运输环节，不仅降低了发电成本，煤的经济利用率也可得到提高，尤其是一些煤炭热值比较低的矿井，经济效益会明显提高。一些煤炭类公司如山西焦煤、郑州煤电等都建立了自己的发电厂。
3.煤电合作模式分析
随着电力企业与煤炭企业的合作，出现了多种合作模式，包括神华模式、山西焦煤模式、鲁能模式和淮南模式等。
（1）神华模式，一体化经营模式
神华模式是综合赢利的模式，神华拥有包括煤矿、电厂、铁路、港口和航运资产在内的完整产业链，是以创新为龙头，以一个一体化为主体，以整合集成、价值创造和社会和谐发展为两翼的新型国企持续发展模式，神华模式的主体集中体现在四个一体化，即矿、陆、港的设施平台一体化，煤、电、油的产品加工一体化，供、产、运、销一条龙的运营活动一体化，人财物技价值管理一体化。其在电力方面的发展主要是煤电油生产运作的一体化。煤电油纵向一体化经营，同时生产多种具有相关性的产品，使煤炭企业提高资源利用效用，降低成本，增加收益。神华模式把产业链上的各个环节全部收入囊中，以求获取最佳的协同效应。
神华集团以煤炭产业为基础，通过控股和建设电站并举，大力发展电力产业，初步形成以“三西”（山西、陕西和蒙西）和长江、珠江两个三角区为重点的电力辐射网络。神华已经拥有2200万千瓦机组的电厂，列全国电厂规模的第六位，电力业务和煤炭业务优势互补，电力业务为煤炭业务提供稳定、规模可观的市场，煤炭业务为电力市场提供稳定的燃料供应。2008年上半年，在其他电力企业亏损或者微利的状况下，神华电力企业利润达到22.3亿元。
（2）山西焦煤模式，即煤炭企业兴建电站
山西焦煤集团利用其现有煤炭资源，将废旧资源循环利用，建立了国内最大燃用洗中煤坑口电厂古交电厂及4个煤矸石综合利用电厂。
（3）鲁能模式，即电力企业兴办煤矿
鲁能集团大力对煤矿进行收购，包括：山东鲁能与陕西银河在锦界煤矿的合作；2004年，双鸭山市政府、宝清县政府与鲁能集团签订了合作开发宝清县朝阳矿区煤炭产业化项目协议。
（4）淮南模式，即煤电企业合作新建煤矿或电站
淮南模式主要有两种方式：一种是通过煤电联营，由“皖电东送” 变输煤为送电。田集电厂承担着安徽东向发展融入长三角的“皖电东送” 重任，联营双方分别是中电投旗下上海电力股份有限公司和淮南矿业有限责任公司，双方各占50％股权共同投资成立淮沪煤电有限公司，公司下设两大板块，田集电厂和丁集煤矿，煤矿的煤优先直供电厂，电厂的电全部直供上海。因为实行煤电联营，可以将中间费用留在原煤基地，目前，淮南新批准的火力电厂均以这种联营的方式运作，从而实现了产业与资本的互动。继田集电厂之后，正在建设中的淮浙煤电公司凤台电厂，是另一个模式。联营双方浙江能源集团与淮南矿业采取合作形式，组建淮浙煤电公司，双方共同投资建设凤台电厂，配套建设顾北煤矿，在煤就地转化为电的同时，发出的电全部输送到浙江。两种联营一体化所遵循的原则是，长期靠煤发电的企业要往煤企投资，产煤主要用于发电的公司要向电力企业投资，双方通过相互渗透建立产权纽带，通过煤电资本的相互持股实现混合经营。
二、火电效益与节能减排
其实，煤电的矛盾也并非完全是坏事，煤电博弈可以使火电厂本身效率和设备的利用效率提高，进而可以使火电的效益得到提高，火电厂的另一个问题便是自身效益与节能减排的矛盾，火电厂要节能，这时自身发展的需要，减排则是应对气候变化和环境问题的需要，所以若要减排，则需要投入一定量的资金这将导致本身所得利润的下降。
根据能源发展“十一五”规划2010 年，万元GDP(2005 年不变价，下同)能耗由2005 年的1.22 吨标准煤下降到0.98 吨标准煤左右。“十一五”期间年均节能率4.4%，相应减少排放二氧化硫840 万吨、二氧化碳(碳计)3.6亿吨。火电供电标准煤耗每千瓦时355 克，下降15 克；厂用电率4.5%，下降1.4 个百分点；电厂二氧化硫排放总量减少10%以上。所以在加快新能源发展同时，火电落后产能的淘汰步伐也在加快，这直接关系到国家节能目标的实现。
所以，根据国家发改委的计划，到2010年年底，要争取关掉5000万千瓦关停小火电机组。其中全国5万千瓦以及以下的火电为主的燃油锅炉和发电机组都将淘汰，东部地区应淘汰单机容量10万千瓦及以下燃煤纯凝汽式火电机组；除西藏、新疆、海南及青海等远离主干电网的地区外，中西部地区应淘汰5万千瓦及以下燃煤凝汽式火电机组。
这些目标已经在加快完成。截止到2008年年底，“十一五”前三年，全国累计关停了3421万千瓦，已完成“十一五”期间关停五千万千瓦目标的68.4%。
据获悉，目前国家发改委、能源局还确定下一步将逐步关停12.5万千瓦和20万千瓦的小火电机组，同时不再上30万千瓦的火电机组。发改委的根据是，根据测算，60万千瓦的大机组和10万千瓦、5万千瓦以下的小机组，一千瓦时的发电煤耗要差100到150克标准煤。而加大关停小火电，势必将导致“十一五”节能步子加快。
国家调整新的政策，可能将导致国家“十一五”节能目标的实现。
国家发改委能源所高级顾问周凤起表示，核电为代表的新能源加快发展后，有利于国家节能目标的实现，“现在看来‘十一五’节能20%的目标问题不大，因为后2年只需要每年单位GDP能耗降低5%。”
世界自然基金会全球气候变化应对计划主任杨富强指出，目前中国经济增速在放缓，按照现在8%的经济速度看，最后两年共降低10%的单位GDP能耗没有问题。“实际上2008年已经超额完成目标。”
根据他的研究，2008年按照正常情况，即只要GDP(国内生产总值)不超过9%-10%，单位GDP能耗预计能降低4.4%，但是实际降低了4.59%，因为2008年第四季度经济放慢，能源消费负增长导致。
数据显示，2006-2008年三年累计完成单位GDP能耗下降10.08%，完成20%任务的50%。杨富强表示，后两年再完成降低10%左右的目标问题不大，这样为2010开始的后2个5年计划再分别下降20%能耗埋下了伏笔。“真如此，2001到2020年就会以能源总量翻一番的消耗，实现经济翻两番的目标。
三、关闭小火电与地方利益的矛盾
5万千瓦机组发相同的电量，比大机组多耗煤30%---50%，2005年，小火电机组排放二氧化硫和烟尘排放量分别占到电力行业总排放量的35%和52%，然而，一些火电虽然小，但是给当地的财政缴纳了很大一部分的税收，有的甚至达到一半左右，小火电的关停，将直接影响当地的财政收入和经济状况，根据国家发改委的文件，单机发电容量在5万千瓦以下的机组将在2010年陆续关停。因此国家提出了“上大压小”和“节能发电调度”的政策， “上大压小”是指将新建电源项目与关停小火电机组挂钩，在建设大容量、高参数、低消耗、少排放机组的同时，相对应关停一部分小火电机组。
2008年《节能发电调度办法》已在广东、贵州、四川、江苏、河南试点。实行节能发电调度，将打破传统的平均主义，使高效、节能、环保机组的优越性能够体现出来，意味着高能耗、高污染的小火电机组将因无法入围“发电排序表”而面临无电可发的生存危机，最终被淘汰出局。由于可再生能源发电比重在总装机容量中只占很小一部分，高效、环保的大火电机组客观上成为节能发电调度的最大受益者，此项政策的出台，有利于促进电力企业特别是火电企业的产业升级。
火电发展预测
一、规划的预测
根据国家能源局可再生能源司副司长史立山透露，2020年风电总装机将达到1亿千瓦，大大超出2007年《可再生能源中长期发展规划》提出的2020年风电装机3000万千瓦的水平。
周凤起说，目前政策的调整方面核电的力度要大一些，原因是核电上可以在短期内发展比较快，“只要安全问题、核废料问题、核原料问题解决，就可以实现大发展。而水电尽管也在大发展，但是从长期看，相对潜力要要小一些。比如到2020年开发潜力可能就‘差不多了’”。
张国宝透露，2020年水电装机规模达到3亿千瓦左右；除水电以外的可再生能源所占比重，从目前的1.5%左右提高到6%以上。
此前，2005年3月2日国务院召开常务会议，决定将核电的发展政策从“适度”变成“积极”。为此
不过，上述政策又进行了最新的调整。张国宝撰文透露，国家现正在调整核电中长期发展规划，加强沿海核电发展，科学规划内陆地区核电建设，力争2020年核电占电力总装机的比例达到5%以上。
周凤起说，根据核电装机比例新的变化测算，2020年的核电总装机量可能从过去提出的4000万千瓦，提高到7000万千瓦左右。但这个数字也不是一成不变的，原因是以后根据需要核电也可能发展更快。
由此可以预测到2020年，国家总装机量大约为（7000/0.05=140 000）万千瓦，其中可再生（除水电）为（140 000×6%=8600）万千瓦，水电30 000万千瓦，核电7000万千瓦，火电94400万千瓦。预测图为由于是保守估计，所以核电比例还有可能更大（属于个人预测）
而根据国家能源局可再生能源司副司长史立山的观点，其中风电的装机容量可达到10 000万千瓦，所以其占总装机的7.1%，再加上生物质的最低装机容量3000万千瓦（占2.1%左右）。则高于张国宝提出的可再生除水能外占6%，所以总装机可能比预计的要高很多，但所占比例不会发生很大变化，火电的底线可以达到60%，其次比例居第二仍然只会是水电。
二、火电的发展方向
根据“十一五”规划，我国电力政策是重点优化发展火电，有序开发水电，积极推进核电建设，大力发展可再生能源等。根据张国宝在《求是》杂志上的文章《科学发展电力工业赢得挑战的根本路径》，火电是“积极推进电力工业的上大压小，加速淘汰落后产能”，不同于“十一五”规划提出的“重点优化发展火电”。可以推测，在“十二五”期间：
一、将不会再上三十万千瓦及其以下机组。将会向着大机组，大容量，节约环保型方向发展。上海外高桥电厂2台，江苏泰州1台百万千瓦超超临界机组的相继投运使得我国在运百万千瓦超超临界机组达到十台。
二、依托重大项目建设，推动科技进步和国产化。实现火电关键设备的国产化，不断升级设备制造水平，不断提高创新能力，巩固常规发电机组国产化的成果，掌握燃煤机组的先进制造技术。
三、贯彻安全节约清洁方针，促进电力工业可持续发展。建立健全应急机制，提高电力设施抗灾能力建设，确保了电力工业的安全稳定发展。电力工业始终认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针。
四、进一步调整发电装机的结构，提高机组技术水平和经济性。进一步贯彻上大压小方针，加速关停小火电机组，淘汰落后产能；鼓励建设能耗低、大容量的高效环保发电机组，提高电力工业整体效率，推进节能减排；积极发展热电联产，努力提高热电联产比重，改善北方大中型城市供热状况和冬季环境质量，以利民生；以建设大型煤电基地为重点，积极推动煤电一体化进程。
参考书目：
1、 中国能源报告2009 《分析报告三 高价能源促进电力行业高效节能》赵瀚森李慧
2、 求是《科学发展电力工业赢得挑战的根本路径》 张国宝 二OO九年四月
3、 能源发展“十一五”规划 国家发展改革委二OO七年四月
4、 能源发展“十一五”规划
“十一五”指标提前完成
电力行业“十一五”节能减排指标主要包括:供电煤耗、火电平均厂用电率、线损率、发电水耗、电力二氧化硫排放总量、脱硫机组投运容量、现有电厂二氧化硫达标率等。曾记否,在“十一五”规划实施一年之后,总理于2007年3月指出:“全国没有实现2006年年初确定的‘单位国内生产总值能耗降低4%左右、主要污染物排放总量减少2%’的目标。”而在此刻,电力行业已能够自豪宣布:通过积极推进“上大压小”,不断优化火电结构,加大可再生能源开发力度等结构调整措施和烟气脱硫、高效除尘、空冷等工程技术措施,以及资源节约、环境保护等管理措施,我们已经提前一年乃至一年半实现了“十一五”规划目标,为全国节能减排目标的实现做出了决定性贡献。乙丑岁末盘点节能减排,电力行业为人民交上了一份满堂红的答卷。
环保行动多点开花
2009年是国家推行“上大压小”政策的第四年,小火电机组关停进展顺利。继2006年关停314万千瓦、2007年关停1438万千瓦(超额48%完成当年任务)、2008年关停1669万千瓦(超额28%完成当年任务)之后,2009年关停小火电机组2124万千瓦,共累计关停5545万千瓦,已提前一年半完成“十一五”计划关停5000万千瓦小火电机组的目标,每年可节约原煤6404万吨,减少二氧化碳排放1.28亿吨,促进了我国火电结构的进一步优化。
脱硫建设亮点繁多
“十五”末期,我国投运的烟气脱硫装置容量仅占煤电总装机容量的13%,根据中电联初步统计,截至2009年底,全国新投运脱硫机组容量约9500万千瓦,装备脱硫设施的燃煤机组占燃煤机组总量的比例将超过70%,如果加上具有脱硫功能的循环流化床机组,则比例将近80%,再考虑到一些纯凝小机组还要继续关停,可以说,没有二氧化硫控制措施的火电机组已经屈指可数。事实上,五大发电集团中的中国大唐集团及北京、贵州、山西等部分省份,脱硫火电机组装备比例已经基本达到100%。
在脱硫工艺选择方面,虽然仍然以石灰石―石膏湿法为主,但氨法脱硫、海水脱硫、循环流化床脱硫等技术也因地、因厂制宜地实现了多元化发展,尤其是我国具有自主知识产权的氨法脱硫技术在2台13.5万千瓦燃煤机上两炉一塔(烟气量相当于单机30万千瓦)应用成功,成为新亮点。
“十一五”以来,电力二氧化硫排放量逐年降低,已由2006年最高的1350万吨,下降至2008年底的1050万吨,二氧化硫排放绩效值由2006年的5.7克/千瓦时下降到3.8克/千瓦时, 2009年预计将低于3克/千瓦时。“十一五”期间,电力行业将几乎全部承担全国二氧化硫总量减排任务,为总量减排目标的实现做出重要贡献。
在提高火电厂烟气脱硫装备能力的同时,由脱硫公司建设、运行脱硫装置的烟气脱硫特许经营试点工作进一步发展,专业化脱硫公司以国家出台的脱硫电价及相关优惠政策为基础,承担电厂脱硫设施建设、运行、维护及日常管理,这种市场化机制对规范脱硫产业健康发展、提高脱硫设施运行可靠性将起到积极作用。
供电煤耗世界先进
供电煤耗是全面反映电力工业结构、技术、管理的综合性指标。截至2009年11月,全国供电标准煤耗由2008年的345克/千瓦时下降到339克/千瓦时,进入了“340克时代”,提前实现“十一五”末供电煤耗355克/千瓦时的目标,进入世界先进行列。
结构调整深入展开
火电新增规模比重持续降低,大容量、高参数、高效率、低能耗、低排放的节能环保型燃煤发电机组比例持续提高。
我国在运百万千瓦级超超临界机组达到21台,正在建设24台,成为拥有百万千瓦级超临界机组最多的国家。现役火电机组中,30万千瓦以上机组占到67%以上。2009年上半年,全国新投产电力装机容量累计达3301万千瓦,其中水电等清洁能源1104万千瓦,占全部新增容量的33.45%。
2009年,国家核准了三门、海阳、台山三个核电项目6台机组,在建百万千瓦级核电机组达到19台,占全世界30%以上,成为全球在建核电规模最大的国家。
在2006年《可再生能源法》颁布后,我国风电取得跨越式发展,装机容量几乎每年翻番,已经建成了100多个风电场,1.5兆瓦机组成为主力机型,具有自主知识产权的3兆瓦海上风机成功并网发电,2009年,预计新增风电装机达800万千瓦,总装机容量增至2000万千瓦。
2009年,国家相继出台了一系列太阳能补贴扶持政策,《关于实施金太阳示范工程的通知》提出对光伏并网项目和无电地区离网光伏发电项目分别给予50%及70%的财政补贴,太阳能发电正向着“一元时代”的目标迈进。
电网节能降耗改造力度加大,已建成世界上第一条±800千伏直流输电线路和1000千伏交流输电示范工程,输电线损从9.64%降为6.07%,累计下降了3.57个百分点。
发电权交易结出硕果
目前,二氧化硫排污权交易在我国电力行业进一步发展的空间已经不大。但是,具有相同理论基础和异曲同工之妙的发电权交易却结出丰硕果实。
自2008年3月《发电权交易监管暂行办法》实施以来,电力企业在遵循电网安全、节能减排、平等资源、公升透明、效益共享的原则下,积极实践。据报导,2009年河北省电力公司成为国家电网公司系统中交易电量占全网购电量比例排名第一的企业,共签订发电指标有偿替代交易协议88份,涉及被替代小机组70台,容量327万千瓦,替代交易电量127亿千瓦时,全年共节约标煤117万吨,减少二氧化硫排放6.6万吨。
2009年11月5日,东北电网公司、黑龙江省电力有限公司、华能伊敏煤电公司、华能新华发电公司签署协议,首次实现了跨省发电权交易,对在更大范围内降低发电能耗和污染排放,推动电力市场化发展起到了积极示范作用。
需求侧管理初见成效
我国电网企业具有法律、法规赋予的安全用电、节约用电职能,承担着供应和销售电能的任务,具有与广大用户密切联系、分配电力资源、掌握用电信息和进行负荷管理的先天优势,在电力需求侧管理上发挥着主体地位和关键作用。据统计,国家电网公司共建设了25000余个电力需求侧管理示范项目。中国南方电网公司从2007年起开展的需求侧管理为核心的“绿色行动”,在电力供应侧、需求侧甚至发电侧采取综合措施,为提高综合能效水平进行了积极探索,起到了典型示范作用,年节约电量460亿千瓦时,相当于减少标煤消耗1507万吨,减少二氧化硫排放36万吨,减少烟尘排放15万吨,节能减排成效显著。
全新挑战更为严峻
当火电厂二氧化硫控制取得重大成就时,一些新、老环境问题逐步显现出来,正所谓“摁下葫芦起了瓢”,使火电厂氮氧化物和烟尘排放的进一步控制提上议事日程,烟气脱硝产业、烟气除尘产业的发展急剧升温。
电站脱硝刻不容缓
燃煤电厂氮氧化物的排放,约占整个工业排放量的1/3强,呈逐年上升趋势,控制其排放已刻不容缓。
2009年,国家环保部组织了数10个有关氮氧化物控制的研究会议,全面研讨火电厂氮氧化物控制法规、政策、标准、技术路线、产业化发展等问题,已经基本形成了对于新建燃煤机组和位于重点地区的燃煤机组开展大规模烟气脱硝的共识,约有上亿千瓦的新建机组已经要求建设烟气脱硝装置。
近几年来,国内电厂锅炉制造商和有关科研单位(院校)结合我国电厂锅炉燃煤特点,对引进技术做了大量适应性改进和完善化工作,使之更适合国内需要,已经完全掌握了低氮燃烧装置的自行设计、自行制造和自行安装调试的全套技术,建成的烟气脱硝催化剂生产线已有2万吨/年的产能,正在建设的生产线如果投产将会达到5万吨/年的产能,基本可以满足国内脱硝产业发展的需要。
除尘技术将有新发展
老电厂采用50毫克/立方米、新建电厂采用30毫克/立方米的排放标准,促进了电除尘器、电袋式除尘器、袋式除尘器技术的应用和发展。
针对电除尘器的高频电源技术,在国内得到了快速发展。这种技术具有控制柜与变压器按一体化设计、体积小、重量轻、安装方便、除尘效率高、设备损耗只有工频电源的1/3、综合节能20%以上等优点,已经实现国产化。国内多个电厂进行的电除尘器电源改造,效果都十分明显。
近年来,我国燃用准格尔煤或类似煤质的电厂,以及部分环保要求严格的火电工程,开始陆续选用袋式或电袋除尘器。据统计,截至2008年底,我国燃煤电厂12.5万千瓦以上容量机组已投运袋式(电袋)除尘器的机组容量为1477.7万千瓦,约占火电总装机的2.5%,其中,最大单机容量机组为60万千瓦机组。
多污染物联合控制引人关注
由于我国大气污染正从煤烟型向煤烟、机动车和工业复合型大气污染过渡,多种污染物协同减排已被提到重要位置。
同时,大气中排放的总量汞污染控制也成为焦点。联合国环境规划署已将汞污染控制纳入议事日程。
煤燃烧是汞排放进入大气的主要途径之一,以煤为主的电源结构使我国成为汞排放大国。在汞污染基础研究方面,我国尚处于起步阶段,未完全摸清汞污染的源头,基础信息十分缺乏。在燃煤电厂汞污染控制方面,我国与绝大多数欧盟国家的燃煤电厂汞污染控制方式相同,并未采取针对汞的单项脱除技术,而是依靠现有燃煤电厂广泛应用的除尘器、脱硫设备以及正在快速发展的烟气脱硝设备来降低燃煤电厂的汞排放。另外,正在兴起的多污染物联合控制技术也是今后燃煤电厂控制汞排放的手段之一。
哥本哈根会议与碳减排
2009年12月7―18日,在丹麦首都哥本哈根举办的《联合国气候变化框架公约》缔约方第15次会议,194个国家派代表参会,119位国家元首和政府首脑出席,显示出了全人类对气候变化问题的关注。
中国电力工业已经达到世界先进水平,2009年预计年底总装机容量预计达8.6亿千瓦左右,但人均装机水平仅相当于美国的1/7,日本的1/4,韩国的1/3,发展仍然是我国电力工业的首要任务。
但是,从现状看,我国火电装机容量占总装机容量的78%,其中95%以上是燃煤电厂,根据有关国际机构和专家分析,我国二氧化碳年排放量已超越美国,居世界第一位。从长远看,我国一次能源结构中以煤为主状况将长期存在,电源结构也将在未来几十年以煤电为主,2000年以后新建的燃煤电厂占绝对数量,服役时间还很长,进一步提高效率的空间越来越小,未来电力二氧化碳的减排压力将越来越大。
《可再生能源法》修订2009年12月26日,《可再生能源法》经过修订,通过实施。新修订的法律重点解决电网规划和建设不适应可再生能源发电发展、可再生能源发电上网电价与费用分摊机制不完善、配套优惠财税政策未能有效落实等突出问题,并规定对可再生能源实施全额保障性收购制度,要求国家有关部门制定全国可再生能源发电量的年度收购指标和实施计划,确定并公布对电网企业应达到的全额保障性收购可再生能源发电量的最低限额指标,电网企业应该收购不低于最低限额指标的可再生能源并网发电项目的上网电量。
能源规划拉开大幕
虽然政府部门通过公开招标确定相关规划、政策研究课题并不鲜见,但是2009年8月,在能源规划领域,由国家能源局为制订“十二五”能源发展规划而专门向全社会公开招标系列重大问题研究尚属首次,数十家大专院校、科研院所、能源企业和行业协会在“公开、公平、公正”原则下竞争一个课题的场面也十分罕见。这种情况充分说明了在应对气候变化以及节能减排的大背景下,能源发展规划工作的复杂性和挑战性,也预示着能源发展、节能减排工作将会逐渐在科学、民主决策的旗帜下推进。
积极推进环保产业健康发展
中央经济工作会议明确指出,2010年是实施“十一五”规划的最后一年,要加大攻坚力度,确保节能减排取得重大进展,强化企业社会责任,突出抓好重点行业、重点领域节能减排工作,加快先进适用技术推广应用,有效遏制高耗能、高排放行业过快增长,坚决淘汰落后生产能力,认真落实工作责任制,把节能减排目标完成情况作为检验经济发展成效的重要标准。
调结构重质量防反弹
我国将2010年经济增长的预期目标定为8%,仅从数值来看似乎不高,但从总体要求看,这8%是在加快转变经济增长方式基础上的8%,是继续保持国民经济健康、平稳发展的8%,电力行业应充分利用国家转变经济发展方式、调整经济结构、电力需求相对缓和的有利时机,积极推动电力产业结构调整,进一步加大节能减排力度,夯实节能减排基础,提高发展质量,防止节能减排关键性指标的反弹。
2010年,我国将继续推进“上大压小”,计划关停小火电机组1000万千瓦,并大力发展可再生能源和核能,争取非化石能源占一次能源消费比重比2009年提高0.5个百分点左右,继续提高热电(冷)联产的比例,促进替代低效、高污染的工业锅炉,提高能源利用效率,下大力气做好风电建设和接入电网的规划、实施、运行管理,加快开工水电,按照有关流域综合开发规划,促进实现水电梯级开发与流域防洪、供水、航运目标的协调,促进水电开发与重要生物资源的保护,加强智能电网研究与试点,优化电网布局,提高电网设备技术水平,促进电网与电源、电网与城市、输电与配电的协调发展,进一步降低输电损耗。
强产业稳脱硫控污染
