山西省大同市-燃煤发电机组节能降碳综合改造项目节能评估报告

一、项目概况

本项目位于山西省大同市，项目单位在现有电厂内对两台660兆瓦超临界燃煤发电机组实施节能降碳综合改造，改造后装机容量不变，不新增燃煤发电产能。项目总投资约4.5亿元，其中汽轮机通流改造约1.75亿元、锅炉受热面与燃烧系统改造约1.2亿元、冷端优化与循环水系统改造约6800万元、烟气余热利用与风机水泵变频改造约6200万元、热工控制与监测系统约2500万元。改造内容包括汽轮机高压缸与低压缸通流部分更换高效叶片、汽封间隙调整、锅炉省煤器与空预器密封改造、磨煤机与燃烧器优化、循环水泵双速改造与冷却塔填料更换、低温省煤器加装、引风机与送风机变频改造，以及机组供热抽汽能力提升。项目建设期约14个月，结合机组检修窗口分台实施。

二、评估依据与范围

评估依据包括国家节约能源法、煤电节能降碳改造相关实施方案、常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额标准、火力发电厂节能设计规范，以及项目单位提供的改造方案、机组近三年运行数据、供电煤耗统计与检修记录。评估边界为电厂厂区，覆盖锅炉、汽轮机、发电机、烟气脱硫脱硝及循环水、输煤、除灰等辅机系统。基准年两台机组年发电量约62亿千瓦时，供电量约57.6亿千瓦时，供电煤耗为每千瓦时312克标准煤，厂用电率约百分之七点一，年综合能源消费量约179万吨标准煤。改造后新增用能以少量电力为主，不新增燃煤量。

三、项目能源消耗与能效水平分析

改造后机组供电煤耗预计降至每千瓦时296克标准煤，较基准年下降16克，按年供电量57.6亿千瓦时测算，年节能量约9.2万吨标准煤。分项来看，汽轮机通流改造可降低热耗约每千瓦时110千焦，对应供电煤耗下降约8克；冷端优化通过降低背压与提高循环水效率，可下降约3克；锅炉受热面与空预器密封改造减少排烟损失与漏风，可下降约2.5克；烟气余热利用与风机水泵变频改造可下降约2.5克，其中厂用电率下降约0.4个百分点。改造后厂用电率降至百分之六点七，年减少厂用电量约2300万千瓦时。按单位产品能耗限额比对，改造后供电煤耗优于常规燃煤机组能耗限额先进值，机组调峰能力同步提升，最小技术出力可下降约五个百分点。

四、节能措施与节能效果分析

汽轮机通流改造是本项目节能量的主要来源，采用全三维气动设计的可控涡叶片，优化动静叶匹配与通流间隙，降低级间泄漏与湿汽损失，同时提高低压缸末级叶片抗水蚀能力。锅炉侧重点在于降低排烟温度与提高燃烧效率，通过加装低温省煤器回收烟气余热加热凝结水，排烟温度由135摄氏度降至110摄氏度左右，同时更换空预器密封片降低漏风率。冷端优化通过循环水泵双速改造与冷却塔填料、配水系统更新，在春秋季低负荷工况下降低背压约1.2千帕。辅机节能以变频改造为主，引风机、送风机、一次风机与凝结水泵按负荷调节转速，避免节流损失。运行优化方面，建立机组性能在线监测与耗差分析系统，将供电煤耗偏差分解到可控运行参数，指导运行人员调整配煤掺烧与滑压曲线。改造后同步提升供热抽汽能力，采暖季可增加供热量，替代区域分散小锅炉。

经测算，项目年节能量约9.2万吨标准煤，年减少二氧化碳排放约25万吨，年节约燃料成本约6800万元。改造不改变燃煤总量控制要求，单位发电碳排放强度下降约百分之五。

五、评估结论

项目属于存量煤电机组的节能降碳改造，改造后供电煤耗与厂用电率均明显下降，能效水平达到同类型机组先进值，符合煤电清洁高效发展方向。项目采用的通流改造、低温省煤器与辅机变频等技术路线成熟，设备选型满足能效标准，节能量测算依据充分。评估认为项目用能结构未发生实质变化，改造施工可结合检修窗口完成，对区域电力供应影响可控，静态投资回收期约6.6年。建议改造后开展机组性能考核试验，验证供电煤耗与背压改善效果，并将耗差分析纳入日常运行管理。综合判断，项目在节能方面可行。

（本文由中讯咨询编制，相关内容基于行业公开资料与项目调研整理，仅供行业研究参考，不构成任何投资建议。）

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