热电联产项目建议书

热电联产项目建议书（共8篇）

热电联产项目建议书 篇1

一、项目建设单位向地级政府投资主管部门提出项目建设申请报告

地级政府投资主管部门接项目建设单位申请报告后将依据城市发展规划对项目进行审查，经审查同意后下达同意项目单位看中前期工作的批复。

接此批复后项目建设单位可委托有资质的咨询机构编制初步可行性研究报告，编制完成后上报地级政府投资主管部门。

二、省级政府投资主管部门向国务院投资主管部门报送项目申请报告 省级政府投资主管部门接初步可行性研究报告后将开展项目预审工作，重点将围绕是否符合国家能源规划、项目建设的可行性和必要性等进行审查。经审查同意后，下达同意项目建设单位初步可行性研究报告的批复。

项目建设单位接此批复后马上开展项目支持性文件工作。主要内容如下： 1.项目可行性报告（国际发改委核准项目时，可研编制机构须具备有甲级工程咨询资质）； 2.省级建设行政主管部门出具规划批复文件；

3.国家级国土资源行政主管部门出具用地批复文件； 4.国家级环境保护行政主管部门出具环评批复文件； 5.国家级水行政主管部门出具水土保持方案批复文件；

6.取用水流域管理机构出具的水批复文件，利用城市中水需水利厅用水批复文件； 7.省级国土资源行政主管部门出具无压覆矿床文件； 8.甲级咨询机构可研评估报告； 9.电网公司同意接入系统文件； 10.民航主管部门意见；

11.省级文化行政主管部门关于无压覆文物的意见； 12.省级地震行政主管部门关于地震灾害评价意见；

13.军事设施主管部门对项目是否影响军事设施使用和安全意见； 14.融资银行省行贷款承诺；

15.热电厂需城市供热规划、热电联产规划及批复文件，城市供热管网批复文件； 16.燃料供给、运输及灰渣综合利用方案或协议等； 17.有关部门对项目当地燃料来源的论证和批复文件； 18.国家法律法规规定的其他文件如安全、卫生等；

以上支持性文件如需国家级部门批准的必须先经过省级级相关部门预审后上报国家及主管部门审批。

三、国家投资主管部门受理程序

热电联产项目建议书 篇2

在当前经济发展的“新常态”下,随着新电改的逐步实施,如何提高发电上网竞争力已成为电力企业深入研究的课题。针对市场需求,功热电汽轮机(简称PHE)高新技术的转化,成功地在国内多个电厂实施了小汽轮机拖动(泵或风机)和PHE装置直接发电项目。

功热电汽轮机技术的实施是在现有2台350 MW(或600 MW)热电机组中植入小汽机拖动或小汽机发电的集成系统。它充分利用了采暖抽汽的压差焓值,大机抽气进入功热发电机做功后再进入热网系统加热热网回水,做到了对热源的充分利用,可明显节约厂用电,增加上网发电量,提高了发电上网竞价的优势。

经过对国内常规2台300 MW或600 MW等级热电机组的采暖供热系统分析,利用采暖供热抽汽与电厂厂用电系统接入的可行性,原则上利用采暖抽汽压差实现PHE发电的容量,可以达到原设计电厂的厂用电容量的50%。但具体实施方案需综合考虑现场采暖抽汽引接、PHE装置及附加小热网换热器的布置条件。

经过对同煤同达热电公司现场实际情况的分析,其热网首站经设计优化,布置于2台330 MW机组中间的检修场地一侧,且A列外空冷岛下布置的空冷热泵机组又占据了一部分空间,主厂房两侧也无充分布置空间,因此实施大容量PHE的可行性较小。在对采暖热负荷系统及运行工况进行初步分析,综合考虑系统连接及场地布置条件后,确定可在同煤同达热电公司新建1台6 000 k W的PHE装置发电。

1 实施可行性条件分析

同煤同达热电公司于2013年建成投产,同步配备了空冷排汽热泵以提高机组对外供热能力。电厂设置2台东方锅炉厂生产的1 165 t/h亚临界流化床锅炉,配2台哈尔滨汽机厂生产的330 MW空冷汽轮机,对外采暖抽汽采用2×550 t/h锅炉。在电厂设计中,采暖期设计热负荷690 MW,采暖期162 d,供热延续时间3 888 h。后续电厂又实施了空冷排汽热泵回收改造,改变了供回水温度,增加了对外供热量。

1.1 蒸汽条件

经对国内300 MW等级燃煤供热机组调研,发现一般机组热网采暖均为汽机5段抽汽,参数为0.4 MPa、247℃。进入热网加热器的蒸汽存在较大的压差能,可以在满足原设计采暖供热负荷的前提下,充分利用该压差能,采用功热汽轮机拖动异步发电机进行发电。

经过技术分析计算,PHE装置采用大机采暖抽汽至热网加热器之前的一小部分0.4 MPa的蒸汽,经PHE装置做功发电后,排汽依然用于加热热网循环水。在满足原设计热网系统采暖热负荷及采暖工况均不变的情况下,增加PHE装置仅增加采暖抽汽量7.69 t/h(约占单台大机采暖抽汽量的1.4%),对蒸汽系统运行影响不大。

1.2 热网系统连接条件

PHE装置的蒸汽系统拟采用2台大汽机采暖抽汽引出母管的形式。热网水系统与原系统的连接采用并联形式,保证新增PHE系统切换灵活,不会影响大热网系统安全、稳定运行。

1.3 热网设备连接条件

PHE装置系统采用并联方式,由于采用独立的热网换热器,因此对于热网循环泵、热网加热器设备的参数无影响。

1.4 布置条件

根据现场情况,拟将附加小热网换热器布置在汽机房内的原热网加热器平台上,PHE装置设备布置于A列外空冷岛下热泵站附近。

2 项目实施方案

PHE装置发电采用异步发电机,其自身结构条件决定了发电机从电网或厂用电获取励磁电流,不需要励磁装置及励磁调节装置;无失步现象,运行时只要按机组容量匹配负荷即可。转子结构简单,热容量大,对高次谐波负载的耐力较强。异步发电机无直流励磁系统,无集电环电刷,因此运维费用低。

2.1 主机技术参数

汽轮机进汽压力0.4 MPa;汽轮机进汽温度247℃;汽轮机排汽压力0.15 MPa;汽轮机排汽温度175℃;汽轮机额定功率6 000 k W;汽轮机额定进汽量160 t/h;汽轮机额定转速3 000 r/min。

2.2 总平面布置

项目设计布置主要设备为PHE小汽机、附加换热器、疏水增压泵等。

根据现场情况,PHE小汽机机组布置在2#汽机房外热泵机房附近的空间。附加换热器布置在汽机房2台机器之间的热网加热器平台上。

2.3 热力系统

2.3.1 PHE装置与大机组连接

PHE装置与大机组的连接如图1所示。

拟从2台机组采暖供热抽汽母管上引接PHE小汽机供汽管,这样既不会影响热泵机组运行用汽,又可以保障2台大机组出现故障时PHE装置进汽有保证。

在初寒期,热网系统只有空冷热泵运行需要供热,采暖抽汽量有裕度;当深寒期时,热网系统空冷热泵与热网加热器同时运行供热,但由于汽轮机从最大抽汽量600 t/h到额定抽汽量550 t/h尚有裕度,且增加PHE装置仅需增加抽汽量7.69 t/h,因此PHE装置投产后可在采暖期内满负荷运行。

2.3.2 蒸汽量计算

经计算,PHE小汽机仅从大机抽汽7.69 t/h,即可实现利用压差发电6 000 k W。考虑发电机效率,扣除PHE装置自用电,实际PHE装置发电功率为5 600 k W。

2.4 电气部分

本项目设计包含1台功热汽轮机同轴串接1台异步发电机,发电机并网接点拟根据原厂用6 k V母线各段容量配置及预留位置情况,建议接入原厂厂用6 k V母线I段。PHE小汽机等设备控制纳入原DCS系统。

2.5 土建部分

附加换热器布置于2台机组之间的热网加热器平台上,需对原设计结构进行强度校核。PHE小汽机零米布置,彩钢板简单封闭。

3 节能效益分析

节能改造方案技术参数如表1所示。

(1)蒸汽经过功热汽轮机产生的轴功率=(功热汽轮机进汽焓-功热汽轮机排汽焓)×功热汽轮机进汽量=(2 958.39-2 784.78)×83÷3.6=4 002.6(k W)

(2)布置功热汽轮机需增加五抽的汽量=(抽汽焓-排汽焓)×抽汽量÷抽汽焓=(2 958.39-2 784.78)×83÷2 958.39=4.87(t/h)

(3)功热汽轮机的发电功率=功热汽轮机轴功率×异步发电机效率=4 002.6×0.94=3 762.5(k W)

(4)功热汽轮机组自用设备耗电功率=疏水泵功率+油站油泵功率=37+3=40(k W)

(5)功热汽轮机的综合发电功率=功热汽轮机发电功率-自用设备耗电功率=3 762.5-40=3 722.5(k W)

(6)抽汽量的增加折合大机的综合发电功率的计算:

①增加抽汽量折合大机发电功率=(抽汽焓-大机排汽焓)×新增抽汽量×大机轴效率×大机发电机效率=(2 958.39-2 400)×4.87×0.989×0.99÷3.6=739.71(k W)

②增加抽汽量的疏水折合大机发电功率的计算。倘若该增加的抽汽量经过大机做功,则大机疏水经过冷却塔排放到大气中,造成能量的流失;该增加抽汽经过功热汽轮机做功,排汽用于加热热网加热器,其疏水送至除氧器,则充分利用该疏水能量,排挤了用于加热除氧器的五抽抽汽。

功热汽轮机增加抽汽量的疏水折合五抽抽汽量=疏水焓×增加五抽抽汽量÷抽汽焓=377.08×4.87÷2 958.39=0.62(t/h)

折合五抽抽汽量在大机中的发电功率=(抽汽焓-大机排汽焓)×折合抽汽量×大机轴效率×大机发电机效率=(2 958.39-2 400)×0.62×0.989×0.99÷3.6=94.28(k W)

则:增加抽汽量折合大机的综合发电功率=增加抽汽量折合大机发电功率-增加抽汽量的疏水折合大机发电功率=739.71-94.28=645.43(k W)

(7)经济效益分析。采用功热汽轮机后1个供暖期的节能费用包括2部分:由于采用功热汽轮机后,厂用电量的减少所增加的发电利润;采暖抽汽流量的增加折合煤耗费用。

①设计采暖期为162 d/a,扣除始末期只运行空冷乏汽和热泵的60 d,本项目PHE机组运行按102 d/a计算,采用最新的山西省煤电机组上网电价0.320 5元/k W计算。则:1个供暖期内由于厂用电量的减少所增加的发电利润=功热汽轮机的综合发电功率×24 h×供暖天数×上网电价=3 722.5×24×102×0.320 5×10-4=292.06(万元)

②采用中电联公布的山西省平均供电煤耗330 g/k Wh,标煤价格按260元/t计算。则:五抽抽汽增加量折合煤耗费用=抽汽量的增加折合大机的综合发电功率×24 h×天数×发电煤耗×标煤价格=645.43×24×102×330×10-6×260×10-4=13.56(万元)

采用PHE功热汽轮机后1个供暖期的节能费用=厂用电量的减少所增加的发电利润-采暖抽汽流量的增加折合煤耗费用=292.06-13.56=278.5(万元)

4 结语

火电厂为适应电力市场竞争和社会可持续发展的要求,必须采取各种措施提高机组运行效率、降低机组能耗,降低厂用电率来获得生存的空间。PHE技术的实施是在热电机组中植入小汽机拖动或小汽机发电的集成系统,它充分利用了采暖抽汽的压差焓值。项目实施后,厂用电率由10.5%降至0.9%。按照同类机组厂供电煤耗312.4 g/k Wh计算,折合降低煤耗2.98 g/k Wh。折合1个供暖期减排粉尘951 t、SO2159 t、NOx 25 t。根据上述的计算结果还可以增加发电利润278.5万元/a。

上述项目研究的缺点:一是只能在供热机组上实现,二是参数计算及效益计算是在理想工况下进行的,实际的效果受制于机组真实参数、供热时间、现场改造条件等多方面条件。

节能减排是发电厂永恒的主题,相关工作未有止境。本项目将在下一阶段的调试过程中落实和完善优化,期待在节能与降低厂用电率方面有更大的突破,从而为社会的资源节约和环境保护事业做出更大的贡献。

摘要：火电厂为适应电力市场竞争和社会可持续发展的要求,必须采取措施提高机组运行效率,降低机组能耗,降低厂用电率来获得生存的空间。功热电汽轮机组技术的实施,是在热电机组中植入小汽机拖动或小汽机发电的集成系统。它充分利用了采暖抽汽的压差焓值。大机抽气进入功热发电机做功后再进入热网系统加热热网回水,充分利用热源,节约厂用电,增加上网发电量,提高发电上网竞价的优势。

关键词：降低厂用电率,功热电汽轮机组,压差焓值,热电联产

参考文献

[1]叶明.汽泵启停机组技术在350 MW机组上的应用[J].节能,2010,29(1):52-54.

[2]吕炜,陈晓峰,左川.循环水余热利用在火力发电厂的应用[J].华北电力技术,2011(11):27-28.

[3]叶明.提高汽轮机运行效率的措施[J].设备管理与维修,2012(7):37-38.

热电联产项目建议书 篇3

【关键词】热电联产；集中供热；发展现状；问题；建议

0.前言

所谓的热电联产指的是将热能和电能联合生产的一种高效能源生产方式，它无论是在节能减排工作上还是全球温室气体减排工作上均作出了积极的贡献。而且以燃煤方式的热电分产和热电联产为例进行比较，热电联产要比热电分产节约更多的能源。由此可见，我国热电联产集中供热存在着巨大的发展空间和市场潜力。

1.我国热电联产集中供热市场发展现状

在过去的20年里，我国的热电联产市场取得了很大的进步，到目前，热电联产装机容量位居世界第二位，这极大的促进了我国这项事业的发展。从1990年到2000年，仅10年的时间就由10GW增长到29.9GW，平均每年增长11.6%，到2005年年末我国的热电联产装机的容量进一步增大，达到69.8GW，2001～2005 年这5年期间的年均增长速度为18.5%。之后它的容量一直是以上升的趋势在发展着，而且目前，我国的热电联产已经承担了全国总供热蒸汽量的81.2%，热水采暖供热量的 29.5%。同热电分产相比，它具有能源效率高、节约潜力大等特点。

2.我国热电联产集中供热发展存在的问题

2.1相关体制有待于完善

相关的体制是确保热电联产集中供热能否快速发展的基本保障，由于热电联产集中供热涉及到企业生产和社会公众的生活等各个方面，要想推动此项事业的发展，节约更多的能源，首先就要有完善的体制。

目前，我国有关这方面的体制还十分薄弱，具体体现在：

2.1.1是能源价格政策缺乏一定的章程

虽然我国的煤炭价格已经顺应市场的发展轨道，但是就电价和热价这两方面仍然存在一些问题，其中之一就是它们还未摆脱政府的干扰，需要政府定价或政府指导价。近年来，在煤炭价格快速增长的同时，电价和热价的增长幅度却十分小。与此同时，由于这些问题的存在，居民的基本生活已经严重的受到采暖的影响，而且同普通的商业化企业相比，供热企业没有随时关停供热机组的权利。尽管这方面引起了政府的重视，给予了一定的补偿，但是由于能源价格政策缺乏一定的章程，还需要进一步的理顺，导致很多供热企业和供电企业的经济效益十分差，而且这已经对它们的日后生存造成了巨大的威胁。

2.1.2是供热体制改革还需要进一步深化

目前，我国热电联网集中供热发展存在的一个抑制点就是供热体制改革还需要进一步深化，这主要体现在我国的大部分地区仍然使用旧的政策，按照面积征收热费，事实上，这应该按照热量收费，这不仅使集中供热节能环保的优越性不能得到充分的体现，而且也极大的抑制了建筑节能工作的开展。

2.1.3热电（冷）发电并网问题仍然存在

发电并网障碍的存在，严重的影响了热电冷联供热技术的发展和应用。

2.2相关政策不健全

对于热电联产集中供热的相关政策不健全这方面来看，主要表现在经济激励政策和行政管理政府两方面：

首先，热电联产集中供热的财税优惠政策十分缺乏。目前，我国对于热电联产集中供热这方面的相关优惠政策十分少，而且即使是在许多文件中均提出要“大力发展热电联产集中供热”，但是从实际情况看，相应的具体配套政策措施十分缺乏。

其次，对热电联产项目运行的监督鼓励还有待加强。虽然我国对于此项项目采取审评标准制度，但是在项目的运行期间，就表现出了弊端，监督、鼓励等都十分缺乏，导致一些企业产生了欺骗的行为，在评审时以热电联产的名义进行，但在实际工作时却转换了方式，成为火电厂的运行方式，这不仅浪费了很多能源，而且在很大程度上降低了能源的利用效率。

2.3资金缺乏

目前，对于我国热电联产集中供热的发展起着巨大的抑制作用的是资金的匮乏。具体表现在：（1）是事先得到规划的相关项目由于对热网建设的投资十分缺乏，从而严重的影响到这些项目的建设和经济运行。（2）对于已经运行的热电联产集中供热项目，由于各种因素的存在会严重的损伤热网，但是由于资金的缺乏不能及时对热网进行节能改造，从而影响了节能的效果。（3）是虽然一些城市或城镇用热发展的比较迅速，但是仍然存在一定的不确定性，从而导致相关项目在规划阶段就受到资金缺乏的阻碍。（4）是建立的一些有助于缓解融资障碍的新机制在我国的热电联产集中供热领域应用的十分少。

2.4技术水平低

目前同发达国家相比，我国的热电联产集中供热方面的技术水平还十分低，不能推动相关产业的快速发展以及节能减排目标的实现，为此，我国需要借鉴发达国家的先进技术，促进热电联产集中供热的发展。

3.促进我国热电联产集中供热发展的建议

3.1完善相关体制

为了促进我国热电联产集中供热的快速发展，首先就要加大中此项事业的重视，理顺相关体制，使体质得到完善。具体应从以下三方面着手：首先，设立专门的部门，加强部门的统筹能力，制定出有利于我国热电联产集中供热长期发展的规划、产业政策以及技术政策，从而促进此项事业的健康发展。其次，推动电力体制进一步的深化改革。使热电（冷）联产项目与主电网并网的规划得到允许和运行，同时鼓励电并网的发展。最后，完善供热体制，加强改革。理顺能源价格，从而形成长效的管理体制和机制。

3.2建立健全热电联产集中供热的优惠政策

目前，我国在经济激励和行政管理方面制定的能够推动热电联产集中供热的政策是国务院出台的《热电联产集中供热管理条例》，其相关内容是：（1）是制定有关热电联产集中供热的优惠政策，并以财政补贴、能源价格、税收减免等方面作为考虑依据。（2）是提高监督管理能力。对于热电联产的新上项目要加强其节能评估和审查，并提高其监督管理能力，确保热电联产集中供热的发展。

3.3加强国际交流合作

为了促进我国热电联产集中供热的健康发展，实现节能减排的目标，我国要加快与国际的交流和合作，并研制有关“热电联产集中供热国际合作节能项目”，从而为我国热电联产集中供热的发展提供有利的契机。

4.结束语

综上所述，我国的热电联产集中供热发展的空间十分广阔，而且发展前景十分好，但是仍然存在一些问题亟待解决。而且事实证明，只有这些问题迎刃而解，才能促使我国的热电联产集中供热得到更好的发展，才能更加有利于我国节能减排目标的实现。

【参考文献】

[1]Jacob Kam insky.D istrict Heating and CoolingTechnology Research and Development Overviewof the U.S.Department of Energy Program [J].CFfice of Building and Community，U.S.DOE.

[2]韦新东，尹军，全贞花.日本集中供热（冷）系统的发展现状[J].吉林建筑工程学院学报，2001，（3）：28-30.

[3]Faruk M endi，Kurtulus Boran.Fuzzy controlledcentral heating system [J].International Journal ofEnergy Research，2002，26（15）：1313-1322.

[4]中国城市集中供热2000 年技术进步发展规划编号组.中国城镇集中供热2000年技术进步发展规划[J].区域供热，1995，（1）：1-4.

热电联产项目建议书 篇4

报告

为围绕2×330mW热电联产工程项目建设做好服务、监督和保障工作，充分发挥出效能监察为强化工程管理监督、节约生产经营成本，提高企业经济效益的重要作用。公司自四月份起，开展了工程建设管理效能监察，现将工作开展情况报告如下：

一、认真制定工程建设管理效能监察工作实施方案

为确保效能监察工作取得实效,我们认真制定了工程建设管理效能监察实施方案，明确了效能监察的工作目的、工作方法和工作步骤，并分阶段组织实

施。

工作目的及意义：通过开展工程建设管理的效能监察工作，降低工程建设成本，节约费用，规范管理工作，确保工程建设的安全、质量与进度，争创集团公司文明样板工地，实现机组“即投产、即稳定、即盈利”。

工作方法及步骤： 1、4月－11月，由监察审计部牵头，各职能部门人员组成的检查组对工程建设相关制度建设、招议标制度执行情况、施工过程及验收等环节进行全过程监督。

2、检查组根据监督检查情况，对发现的问题和漏洞认真汇总、分析，提出《监察建议书》，要求工程筹建处进行限期整改。3、11月，根据检查过程中出现的问题及监察建议和意见，工程筹建处对工作的不足之处进行总结分析，积极进行整改提高,切实提高工程管理的工作水平。4、11月底前完成工程管理效能监察工作总结报告。

二、工程建设管理效能监察工作实施情况

根据工程建设管理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工程筹建处认真开展了此项监察工作。

对筹建处工程建设人员学习教育情况进行监察

按照效能监察工作要求，筹建处组织部门人员进行了专题学习，学习领会上级有关文件、实施方案，并结合公司各级领导人员和关键岗位工作人员学习贯彻《中国大唐集团公司领导人员廉洁从业实施细则》的要求，开展了工程管理人员党风廉政知识答题、观看警示教育片等活动，公司纪委给配备发放了和业务工作有关的合同管理制度、招议标管理制度、党风廉政相关规定等为内容的学习资料，提高了对工作的认识，增强了搞好效能监察工作的自觉性和主动

性。

充分发挥监督职能作用，严格监督招议标管理制度的执行情况

我们认真落实集团公司、大唐甘肃公司工程建设要求，加大对工程材料采购、工程建设等合同签订及履行的监督。我们全过程参与了工程主、辅机设备招标、施工、安装、监理单位的招标，拆除还建工程和其他设备材料的招议标活动。截至目前，已完成了工程初步设计招标、完成主设备招标、完成四大管道管材国际采购的打捆招标、完成施工队伍招标、完全五批辅机招标、完成脱硫、脱硝以及调试等招标工作。从总体情况来看，招标工作基本合理，基本满足设计进度和建设工作进度的需要。

对建立健全项目建设的各项管理制度的监察

在热电联产项目的前期工作中，已建立了相应的管理制度，但随着工程建设的全面实施，必须进一步规范管理，提高制度执行力。今年，筹建处作了大

量管理制度制定工作，建立和完善了各部门岗位工作标准、各项综合管理制度、工程管理制度、安全监察管理制度、计划财务管理制度、物资供应管理制度以及筹建处《党风廉政责任制实施办法》、《党风廉政建设责任追究办法》、工作人员党风廉政守则等，编写了《工程招标管理办法》、《工程设备材料管理办法》、《工程合同管理办法》、《工程造价管理办法》、《工程质量管理办法》等等。进一步加强和完善了制度建设，规范了工作准则、提高了制度执行力。

对完善质量、进度、文明施工管理体系的监察

质量管理是电厂基建的核心部分，质量管理的职责贯穿于整个基建过程。为了实现工程“创精品工程、建一流热电企业、机组达标投产”的质量总体目标，公司制定了以质量控制为核心，实行“样板”标准化施工质量管理，坚持高标准、严要求、抓全过程、抓预防为主的“一高一严两抓”的质量控制方针。层层落实质

量管理责任，实行全过程、全员质量管理，切实做到“凡事有人负责、凡事有章可循、凡事有据可查、凡事有人监督”。项目筹建处成立了“质量监督组”，由总工程师任组长，工程部主任任副组长，工程部专业工程师任质检员，实行全方位、全过程、多元化的质量管理体系。

依据里程碑计划，合理制定工程施工进度

根据工程整体进度安排，以合理、有效、按期完成工程任务为目标，制定和完善里程碑计划；督促监理公司抓好施工单位的现场施工管理和施工组织工作，保障工程建设质量和建设进度；合理、有序安排招标计划，确保设计资料的及时提交；做好设备的监造、催缴工作，保证主辅设备按期交货，不影响施工进度。

三、监察建议：

针对我们在检查中发现的问题，提出了监察建议：

1、要进一步加强工程建设管理制

度的学习力度，保证工程建设期间各级管理人员在工作过程中严格依靠制度履行职责。

2、严格执行工程建设招投标、工程建设合同、设备材料、工程造价、财务等管理程序，确保全体工程技术人员不发生廉政方面的问题，做到廉洁自律、依法办事。

四、取得的成效

在效能监察检查小组的督促下，筹建处针对提出的意见和存在的问题认真进行了整改。

1、筹建处各部门认真组织部门人员学习相关管理制度，不断提高管理人员制度执行力。

2、继续对相关管理制度进行制定和完善，3、在工期紧、任务重、技术要求高的压力下，筹建处管理人员不断规范工作程序，提高管理人员严格执行管理制度的自觉性，营造了和谐的工程文化，使参建的每一位员工都能够主动的参与

再谈热电联产的节能工学论文 篇5

摘要：热电联产能够有效节约能源改善环境质量，是国内外工程界人士所共知的常识。在热电专委会出版“61个热电厂实际经营情况报告分析”后，有人针对报告中一些热电厂供电煤耗偏高的情况，提出中小热电厂不节能，应以大机组取代。本文将对热电厂的实际运行情况进行中小热电厂的节能分析。

关键词：热电联产 节能

前言

]20前后，我国煤炭价格涨幅很大，很多热电企业出现亏损。国家能源领导小组办公室政策组为摸清我国热电企业的实际情况，利用热电专委会在杭州召开“内部挖潜，节能降耗，提高热电厂综合经济效益经验交流会”的时机制定了“热电企业调查表”会后我们根据收到的回执表，汇总分析提出了“61个热电厂年20实际经营情况报告分析”供领导部门和研究单位参考。

有的单位人员，针对报告中一些热电厂供电煤耗偏高的情况，提出“中小热电厂不节能，应以大机组取代，这些热电厂也应列为关停对象”。我们认为这种观点是片面的。众所周知热电厂有电与热两种产品，看一个热电厂是否节能要看电与热两种产品，要全面分析。

一、全国热电机组的供热节能

根据中国电力企业联合会编制的《2004年电力工业统计资料提要》，我国2004年热电联产的情况为：

单机6000千瓦及以上供热机组装机容量4813.68万千瓦

单机6000千瓦及以上供热机组年供热量165736.5万吉焦

单机6000千瓦及以上供热机组供热标煤耗率40.22公斤/吉焦

集中供热锅炉的供热标煤耗率55公斤/吉焦(相当于锅炉效率61%)

《节能中长期专项规划》中确定的十大重点节能工程之一“燃煤工业锅炉改造工程”提出我国燃煤工业锅炉平均运行效率为60~65%。

我国热电联产由于供热的年节煤量为：165736.5万吉焦(55-40.22)=2449.58万吨

我国统计部门不统计供热节煤量，电力系统也不管供热，建设部也是管城镇居民采暖，而供热节煤又分散在全国各地,分布在全国的供热大市场,因而不被重视和”发现”.但这确是不容忽视的事实。

我国热电机组的年发电量，统计部门不单独列项，没有热化发电量统计(前苏联有此统计)，归在火力发电大盘子里。为便于分析我们假设2004年全国热电机组的年利用小时为5000小时，(2004年我国火电机组利用小时为5991小时)则全国热电机组的年发电量为：

4813.68万千瓦×5000小时=24068400万kwh

(占全国当年发电量的10.97%占全国当年火力发电量的13.30%)

由于热电机组供热节煤2449.58万吨

将使热电厂的发电标煤耗率降低

2449.58万吨/24068400万kwh=0.000102吨/kwh=102g/kwh

2004年全国火力发电量18103.8亿kwh

由于热电机组供热节煤2449.58万吨

将使全国火力发电的标煤耗率降低

2449.58万吨/18103.8亿kwh =13.53 g/kwh

也可以理解为:2004年我国电力工业如果不是全国热电机组在供热方面的节能,将使我国火力发电的供电标煤耗率不是376g/kwh而是389.53 g/kwh,因而热电机组的节能贡献,功不可没。

今年热电专委会主任委员周小谦同志(国家电网公司顾问)到日本考察时了解到：日本海外电力调查会2004年海外电气事业统计显示，中国电厂的热效率为40.36%(我国中国电力企业联合会公布的.热效率为35.12%)仅低于日本的41%，远高于美国的33.1%，这得益于热电联产机组的贡献。(我国热电机组在火力发电厂中的比重高于美国和日本)，日本人把我国热电联产在电力工业中的八作用，比我们自己一些负责人看的还清楚。应当深思。

二61个热电厂的节能分析

有人认为61个热电厂中，很多厂的供电标煤耗率高于目前30万千瓦凝汽机组的供电标煤耗因而是不节能的，应该淘汰。我们认为拿我国目前的热电机组和30万千瓦的大型火电机组来对比，本身就是不科学的。我国历来强调“以热定电”，按热负荷的大小来选择供热机组的容量。由于供热距离不可能太远，因而多数热电厂不能用大机组。据中国电力企业联合会编制的“电力工业统计资料汇编”机组分类资料，20我国单机6000千瓦及以上供热机组共2121台，4369.18万千瓦。其中单机5万千瓦以下的中小供热机组共1859台，占87.65%容量2099万千瓦，占48.04%，对我国热电领域来讲，中小热电机组占半壁河山，是不容忽视的节能与环保方面的主力军。拿单机5万千瓦以下的中小机组来和30万千瓦的大机组来对比显然是不合理的。

我国火力发电厂一般建在煤矿附近或铁路的要道附近，因而要远距离输电。2004年我国的输电线损7.55%,而热电厂则建在城市近郊，靠近热用户，甚至与热用户只一墙之隔，因而没有或很少输电损失。火力发电厂输电到城市郊区还要经过复杂的配电系统才能将电力送至千家万户，而热电厂输送热力到热力用户也要有热损失，我们假设火力发电的配电损失与热电厂的输热损失相当，因而认为热电厂的供电标煤耗率应与当年火电发电的供电标煤加上输电线损来对比，看是否节约能。

供电标煤耗率应为376×1.0755=404。388g/kwh以此来与61个热电厂的实际供电标煤耗率相比较，61个热电厂中有22个热电厂的实际供电标煤耗率低于上述值，属于供电节煤，占36%。

61个热电厂中有56个热电厂的实际供热标煤耗率低于集中供热锅炉的供热标煤耗率，属于供热节煤，占91。8%(有几个提热电厂填报的供热标煤耗率过高，高达65~87kg/GJ，估计为计算错误)。

由于时间关系，不可能认真核对每个热电厂的供电、供热标煤耗率，其中必有些单位计算出错，但有一点我们认为是肯定的，多数的中小热电厂，只要有一定的基本热负荷，年总热效率和热电比，符合国家要求，核算供电与供热标煤耗，总是节能的。但是也不排除，个别热电厂热负荷过小，偏离设计值过大，热化循环发电量过少，大部时间凝汽发电，导致发电供热都不节煤，此类热电厂在市场经济发展的今天，是没有出路的，应该淘汰。有的热电厂装有5台抽汽机，而热负荷又很少，经常凝汽发电，形成小火电，理所当然被列入清理对象。因而我们认为对热电厂进行能源审计是合理的。

热电联产项目建议书 篇6

一、影响县域省级开发区热电冷联产项目推进的主要原因

1. 发展定位不高

苏北的经济开发区基本上是从2000年左右启动建设的, 受当时所处的发展阶段、发展理念的限制, 经济开发区的定位模糊且不高, 基本上都是抱着“摸着石头过河、试试看”的思想, 很多县提出“产业不分一二三, 项目不分大中小”, 开发区项目“小而乱”“小而全”的现象普遍存在, 缺少清晰的产业定位, 没有形成支柱产业。

2. 发展理念陈旧

片面理解“发展是硬道理”的观点, 唯GDP是从。对人与自然是否和谐、当前与长远是否兼顾、经济和社会发展是否协调、发展是否可持续等思考得较少。不管效益如何, 只要来投资, 都欢迎;不管环境影响多重、能耗多高、安全隐患多大, 只要能增加GDP, 都接受。导致开发区企业生存时间短, 替换频繁, 生产运营不稳定。

3. 园区规划滞后

苏北的经济开发区在建设初期, 没有比较完整、清晰的规划, 只有一个初步的、框架的构想, 规划是在引进项目、建设项目的过程中被动地向前推进的。园区的道路、给排水、电力、通讯、供热、管线、地面标高等应该提前规划好的事项, 也多是临时确定的。尽管各县都承诺免费做到“五通一平” (通路、通水、通电、通话、通气、平整土地) , 但“五通一平”的时间滞后、标准较低, 影响企业建设进度和正常运行。

4. 产业布局散乱

省政府批准各县的省级经济开发区的面积一般为2.5平方公里, 但事实上, 苏北县域的省级经济开发区的占地面积没有小于15平方公里的。由于规划的滞后, 企业在园区内的分布是零散的, 有的县甚至是随投资商在较大的范围内自由选择的。产业不集中, 无规则、散乱地分布于开发区的各个角落。这几年, 虽加大了园区的规划管理、投资密度管理, 使乱象有所控制, 但仍无法从根本上彻底改变。布局的混乱, 大大增加了集中供热的难度。

5. 环境容量限制

随着国民环保意识的增强, 我国的环境保护法律法规逐步完善, 环境保护执法的力度也明显加大。环境影响评价是项目核准的前置性条件, 是判断项目可行性的重要依据, 和土地、规划、安全、能耗一样, 是具有否决权的因素。目前, 环境保护部门对污染物排放实行“总量控制”管理, 苏北经济欠发达地区尽管环境容量相对较大, 但因没有污染物排放指标, 使很多环境影响很小、经济效益很好的项目也难以通过环境评价。如:盱眙是一个农业大县, 每年农作物秸秆量100万吨, 秸秆禁烧已成为夏、秋两季乡镇的重点、难点工作, 尽管花费了大量的精力, 秸秆禁烧效果依然不理想, 时常出现因秸秆焚烧问题而处理县、乡、村干部的现象。盱眙是全国生态示范区, 环境容量较大, 然而盱眙为解决秸秆利用问题申请建设生物质发电项目时, 却因盱眙没有污染物排放指标而无法通过环境影响评价, 只能通过省污染物交易平台, 花大价钱向污染严重的苏南地区购买他们减排下来的污染物排放指标。

6. 准入门槛较高

热电 (冷) 联产项目由省级及以上发展和改革委员会 (能源局) 核准, 国家鼓励300MW及以上集中供热的热电 (冷) 联产机组, 严格控制新上300MW以下热电联产机组, 热电 (冷) 联产项目实行“以热定电”的政策, 区域内的热负荷是确定热电 (冷) 联产项目规模的最主要依据。苏北县域经济开发区及其周边地区的热负荷一般在150吨/小时以下, 最多只能上一个30MW规模的热电 (冷) 联产项目, 远低于国家产业政策鼓励的最低标准, 给项目核准增加了难度。从环境准入看, 新修订的发电项目污染物排放标准不仅指标要求高, 而且污染物控制范围扩大, 除原来的CO2、SO2外, 还增加了NOX等指标, 提高了环境准入的门槛。

二、加速推进县域省级开发区热电冷联产项目的着力点

如何破解县域经济开发区热电 (冷) 联产项目建设的困境, 建议从以下几方面着手:

1. 制定热电 (冷) 联产规划

为了减少盲目投资、重复投资、无效投资, 提高投资效益, 实现经济增长方式从粗放型向集约型、从主要依靠要素投入向依靠创新投入转变, 国家特别强调规划对产业、项目的规范和引导作用。制定区域热电 (冷) 联产规划, 在深入研究分析区域热 (冷) 负荷现状和未来趋势的基础上, 提出切实可行的热电 (冷) 联产方案, 是争取国家对限额以下热电 (冷) 联产项目审核的前提。2012年初以来, 苏北部分县启动了区域热电 (冷) 联产规划, 有的已通过省发改委 (能源局) 组织的专家论证, 这为接下来建设热电 (冷) 联产项目奠定了坚实的基础。

2. 加强颠覆性因素分析

项目可行性研究需要从政策、市场、社会、经济、文化、土地、规划、环境、安全、稳定、能耗、技术、资源、经济效益、社会效益、竞争力等多方面进行, 排除颠覆性因素是项目可行的最基本要求。一般项目的颠覆性因素主要有政策、规划、环境、安全、稳定等, 要切实加强对这些颠覆性因素的研究, 排除这些因素对项目的颠覆性影响。就热电 (冷) 联产项目而言, 最难排除的颠覆性因素是环境, 必须突出对环境影响和评价的研究, 解决环境影响的颠覆性问题。从盱眙这几年推进经济开发区热电 (冷) 联产项目的实践来看, 项目没能获得核准的最主要因素就是环境因素。2012年, 盱眙禾睿热电联产有限责任公司 (投资人:上海) 在盱眙经济开发区的热电联产项目已经开工建设, 并完成投资约1000万元, 后因发电项目污染物排放标准提高, 需要增加20%的投资, 致使项目经济效益下降, 投资者不得不放弃。2013年, 浙大网星有限责任公司拟接手盱眙经济开发区热电联产项目, 几轮谈判已近尾声, 因盱眙方考虑最大限度减少污染物排放, 要求采用天然气作燃料, 大大增加了运营成本, 致使项目经济上不可行, 投资者只能忍痛放弃。现在, 盱眙经济开发区的热电 (冷) 联产项目由光大集团接盘, 计划用生物质作为燃料, 1300万美元注册资本金已于7月到位, 正在快速向前推进, 预计也将因环境影响评价难以通过而搁浅。

3. 重视投资者选择

不管行业处于生命周期的哪个阶段, 同一行业同一时间内, 这个行业都既有成功者也有失败者, 成功与失败主要取决于企业的个性特征。即使是处于高速成长期的行业, 也有令人心酸的失败者;即使是处于衰退期的行业, 也有令人羡慕的成功者, 企业是否具有核心竞争力是企业成功与失败的关键。因此, 我们招商引资要选择那些在行业内具有核心竞争力的企业来投资, 才容易成功, 才不至于出现3-5年优惠期一满企业就撤出的现象。就热电 (冷) 联产这类投资额较大、投资回收期较长、具有一定程度的垄断性项目来看, 一要选择实力强的企业来投资, 解决钱的问题;二是要选择现金流量好的企业来投资, 解决回收期长的问题;三是要选择省内有污染物排放指标的企业来投资, 解决审批难的问题。

4. 科学安排工作进度

热电 (冷) 联产项目, 需上报省级以上发改委 (能源局) 核准, 材料要求高、事项范围广、程序执行严、时间周期长, 必须科学合理地安排项目前期工作进度, 甚至需要组建一个项目班子来统一有序地推进项目。虽然, 许多县区设立了重点项目考核办公室, 其主要职能是负责重大项目的事后考核 (目标考核) , 还应有重大项目前期工作推进的班子, 来推进重大项目的尽早落地。有的县设立有重大项目办公室, 一般挂靠在发改委或经信委, 其职能是重大项目的前期推进和项目建设, 但其工作没有正常开展起来, 要尽快发挥其应有的作用。

热电联产项目建议书 篇7

1 热力产品及其市场营销概述

1.1 热力产品

电能和热能联合生产的方式称为热电联产， 热电联产企业的产品主要为电能和热能。作为能量， 这两种产品不同于一般产品的特殊性一是不能大量储存， 二是必须通过电网公司的电力网络和热力公司的热力网络转运后销售给终端用户。由于电网与热网的一次性投资大和非重复性建设项目都造成了这种转运网络的寡头垄断（Oligopoly）， 使得各类用户及其他上下游产业没有选择余地， 只能与其进行交易或服务。另一方面， 热电联产企业一般都位于城市的周边地区， 热电联产企业的建立与城市地域与规模密切相关。因此， 同一城市的热电联产企业数量不多且在较长时间内生产规模变化不大。所以， 同类生产企业之间也形成了垄断。热电联产企业又时刻受燃料供应的限制， 以及燃料涨价带来的成本上升的压力， 因此对热力产品的营销工作以及营销策略的研究日渐重要。

1.2 热力产品营销

目前， 热力销售工作处于被动状态， 主要是依赖热力公司下达的热力供应计划， 按照计划供应，热电联产企业不能够主动参与竞争。我国的电力企业（ 包括热电联产企业） 已经走向了市场， 但营销工作仍在或多或少地套用计划经济时期的经营管理模式。电力市场营销与一般意义的营销存在一定差距。热电联产企业应当根据市场规律建立合理的营销体系， 根据科学的市场营销理论注重品牌的包装和宣传， 根据市场需求合理调整产品价格， 加强与批发商（ 热力公司） 和直供用户的沟通并提高服务水平， 积极开拓直供用户， 减低企业单一买主的风险。

2 热力产品绿色营销

2.1 环保商品定位热力产品绿色电力

作为一种商品， 在营销过程中将商品的包装设计和绿色价格、绿色渠道、绿色促销相结合以引起消费者广泛的注意， 增加市场认购量。热电联产企业本身就是一种节能型的企业， 这是相对单一生产电能的企业的优势所在， 因此， 在营销过程中可以参考绿色电能的营销策略开展热能产品营销工作。发达国家绿色产品的共同特点是以绿色电价项目的形式启动， 将可再生电力作为一种区别于普通电力的特殊产品， 为其单独进行产品设计和价格制定， 从而避免提高所有用户的电价。

2.2 绿色产品价格支持

目前， 上海市绿色电力的上网电价实行政府定价或招标定价， 对绿色电力高出普通电力部分的价格， 政府给予上海市电力公司一定的定价权。高出普通电力的价格部分反映的是绿色电力的环境效益， 这部分价格的放开不会影响到电价的稳定， 因为用户具有选择权。如果价格定得不合理.他们可以选择不购买绿色电力。将来， 随着绿色电力市场规模的扩大， 绿色电力的价格必将得到相应的调整。

热力产品的价格策略也可以参考上海绿色电力的价格调整销售价格， 考虑绿色产品这一因素，从而提高热电联产企业的供热价格。另外， 热力产品的特性决定了这一特殊产品的营销策略不同于一般产品。首先， 热力产品购买方几乎只有热力集团这一单一购买方， 需求量的大小几乎和价格（ 非大幅度变化） 没有关系， 特别是民用采暖， 即价格的变化几乎不会对采暖量的供应造成影响。

3 非采暖季节热力产品营销

3.1 开拓蒸汽制冷市场促进 DSM热电联产企业的产品市场需求受季节性和天气的影响较大， 在冬季， 取暖需求大， 热电联产企业都在最大负荷下生产。但是在非采暖季节， 一般用户的民用采暖关停， 仅有部分重要用户和部分酒店的热水供应， 使热电联产企业的生产计划大幅减少。另外， 工业用户的减少也使得企业生产计划降低。由于热力产品的生产减少， 热电联产企业的利润受到严重影响。因此在非采暖季节开拓热力市场的热力产品营销工作显得尤为重要。

3.2 客户关系管理促进热力销售

根据市场营销学理论， 客户关系管理（CRM） 是指通过培养企业的最终客户、分销商和合作伙伴对本企业及其产品更积极的偏爱或偏好， 留住他们并以此提升企业业绩的一种营销策略。客户关系管理的目的是从客户利益和公司利润两方面实现顾客关系的价值最大化。客户关系管理对企业显然是有利的， 由于夏季热力产品需求量较低， 促销手段显得尤为重要， 因此热电联产企业更有必要开展 CRM工作。但是， 由于客户稳定或几乎不变， 因此热力产品的促销工作不同于其他产品。建立良好的供需关系和提高服务意识对产品的促销是必不可少的。热力产品的主要用户是热力公司， 而热力产品供应者有多个热电联产企业和一些较小规模的锅炉供热厂。在春季供应期结束后， 热力用户大幅萎缩。除了供热管线的约束外， 究竟选择哪个企业的产品是热力公司需要考虑的问题。

热力产品特性不同于一般产品， 因此热力产品营销也与一般产品不同。热力产品的营销不能完全套用一般产品的营销。热力产品的营销应当考虑机组电力需求， 应当考虑电网公司的调度计划， 合理地分配热力与电力的负荷。因此， 电力市场与热力市场营销又是相互约束和影响的。根据实际生产条件合理分配电热比来进行市场营销也是需要进一步研究的工作。

参考文献：

[1] 马喆非.刍议独立发电企业市场营销[ J] .湖北电力.2006， 30（3）： 46- 47.

[2] 李先国.市场营销学[M]. 北京： 中国财政经济出版社，2005.

[3] 郭国庆. 市场营销通论[M]. 北京： 中国人民大学出版社， 2003.

[4] 刘志真， 邱丽霞. 热电联产[M]. 北京： 中国电力出版社， 2006.

热电联产项目建议书 篇8

摘 要：国电肇庆电厂自投产以来，磨煤机混合通风量及双侧送风量的巴类测点时常出现较大的测量误差，导致运行自动投入率低、给煤机误跳闸等，且存在低负荷时锅炉总风量保护动作的隐患。文章结合现场实际，采用了多测点带自清灰的瓦特测量装置对原有巴类风量测量装置进行技术改造，后续生产实践验证了该方法的有效性。

关键词：磨煤机混合通风量；AB侧送风量；巴类测点；多点式自清灰

中图分类号：TK223.26 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）08-0007-02

1 背景概述

国电肇庆电厂两台35万机组分别于2012年9月和11月并网发电，项目位于肇庆市北江河畔大旺高新区内，承担着整个大旺新区的供热和南网调峰任务。锅炉型号：DG1150/25.4-Π2为东锅的350 MW超临界变压直流锅炉，炉膛内布置5层低NOX旋流燃烧器，A、E层配置国电自主开发的等离子点火系统，制粉系统为中速碗式直吹型式。

技改前肇庆电厂碗式磨混合通风量、空预器出口AB侧送风量使用的是威力巴测流量装置，由于流体中夹杂的各类固体粉尘容易将巴类风量测点的取样管堵塞，进而准确测量每台碗式磨的混合通风量及空预器出口AB侧风量就显得尤为困难。碗式磨的混合通风量测量值与实际值偏差大导致：磨煤机风量调节长期无法投入自动、给煤机误跳（热控逻辑设置磨煤机入口风量小于整定值时跳对应给煤机），空预器出口AB侧送风量DCS显示值与实际值偏差大导致：送风及氧量自动无法投入（或偏差大跳为手动调节）、低负荷时锅炉总风量保护可能动作，机组运行的安全性和经济性降低。

此外，热控检修的工作量很大，需要不定期强制或停止扫描相关测点，拆开取样管接头进行吹扫。为了提高锅炉燃烧的稳定性和经济性，更好保证整机组自动投入率，利用停机时机上述风量测量装置进行了技术改造，经过长时间的运行实践，验证了所采用改进方法的有效性。

2 常规测量方法研究

2.1 测量原理

风量测量的核心是测量差压，通过插入流体管内的斜角取压管（两根），测量出上游（迎风侧）的气压和下游（背风侧）的气压，二者相减，即为差压。要准确测量差压要求两根取压管紧密布置（一般为一体化组装产品），且安装角度要保证。测出差压和风速，应用伯努利方程就可算出相应体积或质量流量。

2.2 常规测点布置

改造前肇庆电厂碗式磨混合通风量在直管段布置三个取样测点，AB侧送风量直管段共布置六个取样测点，通过差压变送器送至相应DPU的AI模块，再通过DCS的模拟量三选中（SELM）模块后折算出实测风量供PID自动调节和运行人员监视。理论和生产实践表明，风量测量误差主要受被测对象管道横截面积、管道长度（弯头除外）和取样点布置位置和个数的影响。受实际条件制约，管道横截面积、管道长度难以改变，故取样点布置位置和个数成为技改的核心。常规测量方法的弊端在于测点布置个数相对较少、选取位置不合理且风中携带灰尘较多，取压管较易发生堵塞，导致差压测量不准，进而影响风量测值。

3 改进测量方法研究

依据上述常规方法所存在的弊端，进行针对性的改进，主要措施有：合理选取取样位置、合理布置取样测点、改用防堵塞取压管。

因此，为准确测量管内流体流量，首先要检查确认原有测点布置位置是否合理，尤其在测点布置离弯头较近时，测值误差大且波动幅度较大。其次增加取样测点个数，选取在同一风管横截面上均匀布置多个测点，采用取平均值的方法，消除取样误差，所有取样测点的上游取压管和下游取压管各自汇流成一根总管后与差压变送器相连。最后采用自清灰取样测点，防止因灰尘堵塞取压管而引起的测量误差。

3.1 碗式磨混合通风量改进测量方法

磨入口风量改进相对较简单，只是将其取样位置平移至离弯头较远处，因其截面积相对较小，故考虑在不增加取样测点的基础上，将常规巴类测点换为带自清灰功能的瓦特测点。

该类测点在每个取压管内同步布置了振打清灰固件，固件在管内工质冲量作用下，做无规则运动，振打取压管内壁，壁内积灰随之自动脱落，消除取压误差。固件选用防锈蚀材质，尺寸及质量经过25%～105%工况试验，选取最佳参数，基本上可以消除因取压管积灰而引起的误差，且其一次投入成本、改造施工和实际应用效果比外加反吹扫装置更有优势。经过6个月的生产实践证明，改进方法非常有效，热工人员再无现场进行过人工吹扫，且磨入口通风量测量准确，为运行人员合理调节磨的通风量，为防止堵磨、合理配风及调节煤粉细度提供了有效的监视和参考手段。

3.2 空预器出口AB侧送风量改进测量方法

肇庆电厂AB两侧风箱入口管道尺寸为（3 980×2 810 mm）。由于风管横截面积大，管内工质速度场和压场分布偏差较大。故宜进行均压处理，以取的更切合实际值的加权差压值。具体做法为将原有测量取压点拆除，在风道平直段沿管壁外周均匀加装18个带清灰固件的取压测点，以获得更贴近实际的差压均值。改进的测量装置示意图，如图1所示。

测量出的平均差压，经过三个变送器接入总线就地柜，通过耦合器由光缆传输至PB卡件，PB卡输出信号通过AI（模拟量输入通道）送至DPU，DPU根据内置逻辑算法将变送器传入的现场测量平均差压，转换为送风量的质量流量并将其送至送风及氧量调节以及各开关量保护逻辑中。送风质量流量的数学模型公式如下：

G=0.3005K×A■（t/h）

其中：

G为被测气体质量流量，单位t/h；

K为风量测量装置流量系数；

A为通流面积，单位m2；

ΔP为平均差压，单位Pa；

t为被测气体温度，单位℃；

Px为被测气体管内的压力，单位Pa。

改进后的风量监测系统示意图，如图2所示。

由于采用风道截面上布置多个测点，然后将多个测点有机组合在一起的方式，差压放大倍数增大，改造后的装置所产生的差压值是本身管段内流体动压的十多倍，大大提高了测量精度。装置出厂前需进行风洞试验，根据风洞试验装置测量出的数据与标准皮托管测量的数据进行对比，装置测量出的差压值是标准皮托管测量出来的差压值的十多倍。由于测量装置本身具有利用粉尘动能进行自动清灰防堵塞的功能，不需要加装反吹扫装置也无需频繁人工吹扫，能真正做到长期免维护，解决了原风量测量装置的堵塞问题。

此外，多点组合风量测量装置采用插入直管段的安装方式，其挡风面积很小，因此，其对整个风道流体的压力损失可以忽略不计，节能效果非常好。且安装方便，适合安装在水平管道上，大大减少了安装工程量。

4 结 语

现代火电厂由于DCS和现场总线的应用，自动化程度越来越高，原有风量测量装置已满足不了锅炉总风量自动投入率的要求。并且其抗恶劣运行环境影响的性能不足，常常导致较大的测量误差，运行人员无法作出正确的判断和调整，不利于锅炉的安全、经济运行。本文立足现场实际，采用自清灰多点式测量装置替代原有的威力巴类测量装置，经过半年多的生产实践检验，验证了该改造方案的可行性。我厂该测量装置投入使用至今未出现过堵灰现象，大大减少了热工人员的维护量，且稳定性也非常高，目前风量能完全投自动，运行良好，保证了机组的安全、经济运行。

参考文献：

[1] 方兴国，吴志祥.直吹式制粉系统一次风量测量装置的改造[J].电力科 学与工程，2010，（8）.

[2] 赵安民.锅炉送风量测量装置的改进[J].华电技术，2011，（6）.

[3] 段俊杰，沈军，杭卫华.锅炉二次风量测量装置准确性差问题在300MW

机组中的治理[J].华中电力，2010，（2）.