陶再素

（華電白音華金山發(fā)電有限公司，內(nèi)蒙古錫林郭勒 026200）

火電廠節(jié)能及經(jīng)濟運行措施

陶再素

（華電白音華金山發(fā)電有限公司，內(nèi)蒙古錫林郭勒 026200）

結(jié)合華電白音華金山發(fā)電有限公司在創(chuàng)建節(jié)約型企業(yè)過程中的實際運行經(jīng)驗，介紹了從鍋爐參數(shù)控制、燃燒調(diào)整、降低汽輪機背壓、提高給水溫度及節(jié)約廠用電等方面采取的一系列切實可行的措施，使電廠達到節(jié)能降耗、經(jīng)濟運行的目的，收到良好效果。

節(jié)能降耗；燃燒調(diào)整；背壓；給水溫度；廠用電；汽水

0 引言

資源節(jié)約和環(huán)境保護是我國的基本國策，推進節(jié)能減排工作，加快建設資源節(jié)約型、環(huán)境友好型社會是我國經(jīng)濟社會發(fā)展的重大戰(zhàn)略任務。華電白音華金山發(fā)電公司（以下簡稱白音華發(fā)電公司）2× 600MW直接空冷火力發(fā)電機組煤耗和廠用電率高，生產(chǎn)成本長期居高不下。本文通過現(xiàn)場實際運行經(jīng)驗，總結(jié)了火電廠在運行過程中可采取的節(jié)能降耗、經(jīng)濟運行措施。

1 汽輪機側(cè)節(jié)能措施

1.1 降低運行背壓

機組背壓對發(fā)電煤耗影響很大，額定工況下，背壓降低1 kPa，發(fā)電煤耗約降低2.045 g/（kW·h）。白音華發(fā)電公司＃1，＃2機組額定背壓為11 kPa，600 MW工況下阻塞背壓為7 kPa，為降低運行背壓，增強機組做功能力，采取如下措施。

（1）根據(jù)背壓參數(shù)限制曲線的要求，參考機組負荷、環(huán)境溫度等因素，冬季盡可能把運行背壓控制在8～9 kPa，空冷系統(tǒng)發(fā)現(xiàn)大面積冷區(qū)時可適當提高運行背壓。當環(huán)境溫度小于－20℃時，逆流區(qū)風機最高頻率不允許高于35 Hz，以保證逆流區(qū)不因過冷而發(fā)生凍結(jié)。順流區(qū)、逆流區(qū)風機轉(zhuǎn)速在正常運行中盡量保持一致，以保證整個空冷島蒸汽分布均勻，如抽真空管路溫度較低，可控制逆流區(qū)風機轉(zhuǎn)速比順流區(qū)轉(zhuǎn)速低3～8 Hz。最少保持2臺真空泵運行，以免由于空氣未能及時抽出而產(chǎn)生氣塞現(xiàn)象，造成局部過冷凍結(jié)。防凍主要通過每列機組＃2，＃6逆流風機的反轉(zhuǎn)回暖來實現(xiàn)，當環(huán)境溫度小于－15℃時，回暖程序控制方式更改為10，30，50，70列回暖程序同時啟動，上述回暖程序結(jié)束后啟動20，40，60，80列回暖程序，回暖程序循環(huán)進行，無時間間隔，不得終止；當－15℃≤環(huán)境溫度＜2℃時，采用雙列逆流風機回暖，回暖順序為10＋50，20＋60，30＋70，40＋80，間隔時間為5 min。當?shù)拓摵蛇\行時，空冷風機全停后，回暖程序繼續(xù)進行，禁止利用啟動全部逆流區(qū)風機長期反轉(zhuǎn)的方式提高機組背壓，否則易造成順流區(qū)凍結(jié)。

（2）夏季環(huán)境溫度較高，在大負荷時段，為保證運行安全，必須留出一定的背壓裕量，以防止由于外界擾動造成背壓迅速惡化最終導致背壓保護動作跳機。任何情況下，機組運行背壓不得超過40 kPa。當機組背壓達25kPa時，應保持3臺真空泵運行，同時投入＃2機組空冷島噴淋系統(tǒng)。經(jīng)驗認為，＃2機組空冷島噴淋系統(tǒng)投入后（流量為90 t/h），機組運行背壓可以降低4～5 kPa，效益明顯，＃1機組在2016年大修時也將對空冷島加裝噴淋系統(tǒng)。

（3）由于白音華地區(qū)風沙較大，空冷島散熱面積灰、積沙嚴重，為保持散熱面清潔，每年5—10月，對空冷島散熱面進行2～3次全面沖洗，以保證散熱效果。

（4）機組運行中，堅持每月一次真空嚴密性試驗。機組停運后，及時進行排汽裝置灌水查漏。平常加強對凝結(jié)水溶氧等參數(shù)的監(jiān)視，如發(fā)現(xiàn)異常應認真分析，同時加強系統(tǒng)漏點的查找。對發(fā)現(xiàn)的漏點要及時處理，保證真空系統(tǒng)不漏氣。

1.2 減小凝結(jié)水過冷度［1－3］

凝結(jié)水過冷度對發(fā)電煤耗影響比較大，額定工況下凝結(jié)水過冷度每升高1℃，發(fā)電煤耗上升約0.0483 g/（kW·h）。由于空冷系統(tǒng)管路長，面積大，凝結(jié)水過冷度普遍較大，為減小過冷度，采取以下措施。

（1）按規(guī)定投入凝結(jié)水過冷霜凍保護。當運行列任一凝結(jié)水溫度低于35℃，或排汽溫度與運行列任一凝結(jié)水溫度的差大于15℃，且環(huán)境溫度低于2℃時，發(fā)出凝結(jié)水過冷報警信號；過冷持續(xù)10 min后，發(fā)出凝結(jié)水霜凍保護報警信號，同時控制系統(tǒng)將排汽壓力設定值升高3 kPa，多啟動1臺真空泵。

（2）運行中空冷島凝結(jié)水回水旁路電動門必須處于關(guān)閉狀態(tài)。

（3）定期對凝結(jié)水管路進行檢查，保證保溫良好，冬季電伴熱可靠投入。

1.3 提高給水溫度［4］

給水溫度變化，一方面引起回熱抽汽量變化，影響做功能力，另一方面使鍋爐排煙溫度變化，影響鍋爐效率，額定工況下給水溫度每降低1℃，發(fā)電煤耗約增加0.0710 g/（kW·h）。

（1）確保高壓加熱器（以下簡稱高加）投入率，實現(xiàn)高加滑啟、滑停。在給水泵啟動后，及時將高加水側(cè)投入，2000 r/min中速暖機時投入高加汽側(cè)，汽輪機打閘前退出高加，機組運行中保持高加水位穩(wěn)定。

（2）調(diào)整高加水位。加熱器水位過高會淹沒有效傳熱面，降低熱經(jīng)濟性，同時疏水可能倒流入汽輪機，危及主機安全，使進汽側(cè)壓力擺動或升高，端差增大，還可能導致抽汽管和加熱器殼體振動；水位過低或無水位，蒸汽經(jīng)疏水管進入相鄰較低一級加熱器，大量排擠低壓抽汽，降低熱經(jīng)濟性，并可能使該級加熱器汽側(cè)超壓，尾部管束受到?jīng)_蝕，同時加速對疏水管道及閥門的沖刷，引起疏水管振動和疲勞損壞。白音華發(fā)電公司＃1，＃2機組長期存在＃1高加下端差大（比額定端差高約6℃）、＃2高加溫升偏低（比額定溫升低約10℃）、減負荷過程中＃3高加水位波動等問題，經(jīng)對比分析，除汽輪機內(nèi)部原因?qū)е赂骷壋槠麥囟绕咄?，?高加運行水位比標準水位高約120 mm，＃3高加運行水位比標準水位高約30 mm也是引起異?，F(xiàn)象的原因，將水位調(diào)整至標準水位后，高加端差及水位波動等異?，F(xiàn)象均有所緩解。

（3）定期檢查高加旁路有無漏泄以及抽汽逆止門或加熱器進汽門開度是否正常，以保證抽汽壓降正常，核對給水溫度是否達到負荷對應的要求。

2 鍋爐側(cè)節(jié)能措施

火力發(fā)電廠鍋爐效率提高1百分點，可以使發(fā)電標準煤耗降低3～4 g/（kW·h），因此，通過對鍋爐的運行方式進行優(yōu)化調(diào)整，可有效提高效率，達到節(jié)能目的。

2.1 加強燃燒調(diào)整

（1）加強運行中的燃燒調(diào)整。運行中根據(jù)負荷的變化情況與燃燒情況及時調(diào)節(jié)一、二次風的設定值，保持磨煤機入口調(diào)節(jié)風門全開，用一次風母管風壓調(diào)節(jié)各臺磨煤機一次風量，減小節(jié)流損失，降低一次風機電流。在保證不堵磨的前提下盡量減小各臺磨煤機一次風量，從而降低一次風總量，減少煤粉氣流著火熱量，也能降低火焰中心高度，同時降低選擇性催化還原（SCR）區(qū)入口NOx質(zhì)量濃度，減少噴氨量。

控制氧量在合理的范圍內(nèi)，減少系統(tǒng)漏風。600 MW負荷下氧量控制在2.0%，480 MW負荷下氧量控制在2.5%，360 MW以下低負荷運行時的氧量控制在3.5%左右（如再熱蒸汽溫度正常，氧量可控制在3.0%）。

（2）保持合適的爐膛負壓及合理的火焰中心位置。應維持爐膛負壓在－100～－50 Pa穩(wěn)定運行，既可以保證爐內(nèi)的火焰沖滿度，又可以減少系統(tǒng)漏風。當少于等于4臺磨煤機運行時，保持磨煤機集中運行，盡量避免隔層運行，以保持燃燒穩(wěn)定。

2.2 調(diào)整汽溫及減溫水量

加強主蒸汽及再熱蒸汽溫度的調(diào)整，減少再熱器減溫水量。

（1）爐側(cè)主蒸汽及再熱蒸汽溫度盡量靠近額定值，但不超過額定值。

（2）再熱蒸汽溫度調(diào)節(jié)方面，當SCR區(qū)煙溫不超過420℃時，用尾部煙氣擋板調(diào)節(jié)再熱器溫度，不用再熱器減溫水調(diào)節(jié)。

2.3 加強受熱面吹灰

在鍋爐運行當中，受熱面上結(jié)渣或積灰使受熱面的傳熱變差，排煙溫度升高。為了減少排煙損失，如負荷滿足吹灰要求，按規(guī)定對鍋爐進行吹灰，保持受熱面清潔，減少排煙熱損失。

2.4 減小脫硝系統(tǒng)噴氨量

噴氨量方面，現(xiàn)以脫硫側(cè)凈煙氣排放NOx質(zhì)量濃度為準，控制在85～95 mg/m3（標態(tài)，下同），加、減負荷時及時調(diào)節(jié)噴氨量，保證氨逃逸率不超標，并降低噴氨量。當SCR區(qū)出口NOx質(zhì)量濃度與脫硫側(cè)凈煙氣排放NOx質(zhì)量濃度出現(xiàn)較大偏差時，應及時聯(lián)系人員進行檢修校驗。目前白音華發(fā)電公司氨逃逸率均控制在0.21 mg/m3以下。

2.5 采用滑壓運行方式

低負荷下定壓運行，大型鍋爐難以維持主蒸汽及再熱蒸汽溫度，而變壓運行時，鍋爐較易保持額定的主蒸汽及再熱蒸汽溫度。當變壓運行主蒸汽壓力下降，溫度保持一定時，雖然蒸汽的過熱比焓隨壓力的降低而降低，但由于飽和蒸汽比焓上升較多，總比焓明顯升高，這一點是變壓運行取得經(jīng)濟性的重要因素。變壓運行汽壓降低、汽溫不變時，汽輪機各級容積流量、流速近似不變，能在低負荷時保持汽輪機內(nèi)效率不下降，同時高壓缸各級與高壓缸排汽溫度都有所升高，這就保證了再熱蒸汽溫度，有助于改善熱循環(huán)效率。另外，在變壓運行時，允許給水壓力相應降低，在采用變速給水時可顯著減少給水泵的用電，減輕水流對給水泵的侵蝕，延長給水泵的使用壽命。

為提高機組運行效率，經(jīng)華電電力科學研究院試驗測定，分別給出了白音華發(fā)電公司＃1，＃2汽輪機主蒸汽壓力與負荷最優(yōu)關(guān)系曲線，運行中按滑壓曲線保持定－滑－定運行方式，正常情況下滑壓偏置應為0 MPa。

（1）定壓方式下，壓力值由操作員設定，有上、下限制值，上限值為17 MPa，下限值為4 MPa，定壓變化速率為0.26 MPa/min。

（2）滑壓方式下，滑壓的定值由負荷指令按照主蒸汽壓力與負荷曲線控制。

＃1機組自動滑壓的負荷范圍為180～565 MW，對應的壓力范圍為5.90～16.67 MPa。各節(jié)點負荷與壓力的對應關(guān)系見表1。

表1 ＃1機組各節(jié)點負荷與壓力的對應關(guān)系

＃2機組自動滑壓的負荷范圍為180～560 MW，對應的壓力范圍為5.90～16.67 MPa。各節(jié)點負荷與壓力的對應關(guān)系見表2。

表2 ＃2機組各節(jié)點負荷與壓力的對應關(guān)系

3 降低廠用電率

3.1 合理安排電動給水泵運行方式

（1）低負荷段采用單臺給水泵運行。經(jīng)＃2機組A給水泵最大出力試驗結(jié)果得出：單臺電動給水泵運行時，在保證安全的前提下，能滿足425 MW負荷要求（主蒸汽壓力按滑壓曲線設定，主蒸汽及再熱蒸汽溫度為540℃，背壓為9 kPa，主蒸汽流量為1350 t/h）。決定在機組低負荷（400 MW）且主蒸汽流量在1300t/h以下時采用單臺電動給水泵運行方式，目前廠用電率降低明顯。

（2）合理安排機組啟、停階段給水泵運行方式。機組啟動后，特別是冬季，鍋爐上水至正常水位，停止給水泵運行，待汽包水位降低至報警值或機側(cè)旁路投運時，再啟動給水泵運行；機組停運時，鍋爐汽包壓力降低至1.7 MPa，將汽包水位上升至最高可見水位后停止給水泵運行。

3.2 鍋爐采用單側(cè)風機運行啟動方式

鍋爐啟動單側(cè)引、送、一次風機運行點火，在機組并網(wǎng)前方才啟動另一側(cè)風機并列運行?？蓽p少單側(cè)風機運行時間7～10 h。

3.3 對大功率電機進行變頻改造

白音華發(fā)電公司＃1，＃2機組凝結(jié)水泵、循環(huán)水泵均已進行變頻改造，降耗效果顯著。單臺循環(huán)水泵頻率40～45 Hz即能夠滿足運行需要，降低運行電流約10 A。凝結(jié)水泵采用變頻方式運行以后，凝結(jié)水母管壓力由3.2 MPa降低至1.5 MPa，600 MW工況下，凝泵高壓側(cè)電流能降低約50 A。

3.4 其他節(jié)能措施

（1）成對設置的低壓廠用變壓器，將其中1臺轉(zhuǎn)成熱備用，用1臺變壓器帶2段動力電源母線，節(jié)省1臺低壓廠用變壓器的空載損耗。

（2）合理控制廠房內(nèi)的照明，保證照明充分的前提下及時關(guān)閉照明。

（3）根據(jù)環(huán)境溫度情況及時停止設備電伴熱，以節(jié)省廠用電。

4 減少工質(zhì)損耗

4.1 降低補水率

電廠補水率是一項重要指標，額定工況下補水率每升高1%，增加發(fā)電煤耗約0.0717g/（kW·h）。白音華發(fā)電公司從以下幾方面降低補給水量。

（1）根據(jù)化學分析結(jié)果，合理控制鍋爐排污量，減少汽水損失。

（2）加強閉冷水箱、凝結(jié)水補充水箱的水位控制，避免溢流。

（3）合理安排真空泵的運行方式，避免真空泵抽氣中大量帶汽，凝結(jié)成水后通過分離器溢流。

（4）機組啟動后或運行中每月對汽水系統(tǒng)閥門進行一次全面檢查，確保關(guān)閉嚴密，對存在內(nèi)漏的閥門及時隔離處理，減少汽水損失。

（5）制定措施，對機組排汽裝置灌水查漏或鍋爐水壓試驗后的存水進行回收。根據(jù)統(tǒng)計，排汽裝置灌水查漏的回收水量約為880 m3/次，鍋爐水壓試驗后回收水量約為500 m3/次（再熱器內(nèi)存水340 m3，剩余為主蒸汽、再熱蒸汽管路存水）。

（6）對廠區(qū)暖氣系統(tǒng)進行優(yōu)化改造，避免因部分區(qū)域暖氣回水不暢而導致工質(zhì)就地外排。

（7）對生產(chǎn)廢水和雨排水全部回收再利用。合理控制廢水池、回用水池及機力通風塔塔盆水位，防止塔盆溢流，避免外排。

4.2 降低工質(zhì)熱耗

（1）冬季或春秋季運行時，及時調(diào)整一次風、二次風暖風器供汽電動門開度，保證暖風器不凍的情況下，關(guān)小供汽總門，降低空氣預熱器入口冷風溫度，達到降低排煙溫度、節(jié)約輔汽用量的目的。

（2）對存在內(nèi)漏的汽水系統(tǒng)閥門及時隔離處理，減少高品質(zhì)汽水熱量損失。

（3）通過系統(tǒng)改造，冬季將鍋爐連排擴容器疏水引至廠房暖通換熱機組進行熱量回收。

（4）按照環(huán)境溫度編制溫度控制曲線，調(diào)整廠房暖氣系統(tǒng)一級汽水換熱機組二次側(cè)供水溫度，減少暖氣系統(tǒng)用汽量。

5 結(jié)束語

據(jù)2011—2015年統(tǒng)計數(shù)據(jù)，白音華發(fā)電公司通過采取以上節(jié)能降耗措施，發(fā)電標準煤耗由310.53 g/（kW·h）降低至300.56 g/（kW·h），發(fā)電廠用電率由8.01%降低至7.64%，補水率由2.04%降低至1.19%，取得了良好的節(jié)能效果。火電廠的節(jié)能降耗、提高經(jīng)濟效益的措施還有許多，需要更廣泛的相互交流和借鑒。

［1］劉玉快，龐永梅，陳振洪，等.凝結(jié)水過冷度及對機組的影響［J］.應用能源技術(shù)，2008（11）：39－41.

［2］崔修強.火電廠凝結(jié)水過冷度產(chǎn)生的原因分析及對策［J］.江西電力，2006，30（1）：26－29，52.

［3］肖國俊，包正強.凝結(jié)水過冷度產(chǎn)生的原因及消除對策［J］.電站輔機，2005，26（4）：22－26.

［4］郭連偉.給水溫度對鍋爐運行經(jīng)濟性及安全性的影響［J］.中國化工貿(mào)易，2013（6）：385.

（本文責編：弋洋）

TM 621

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1674－1951（2016）10－0066－03

陶再素（1975—），女，重慶梁平人，工程師，從事發(fā)電廠運行管理方面的工作（E-mail：469968309＠qq.com）。

2016－05－09；

2016－07－22