华能金陵电厂百万机组的节能实践

周 翔，马巧春

(

1. 江苏省电力设计院，江苏 南京 211102，2. 华能南京金陵发电有限公司，江苏 南京 210034)

华能金陵电厂百万机组的节能实践

周 翔，马巧春

(

1. 江苏省电力设计院，江苏 南京 211102，2. 华能南京金陵发电有限公司，江苏 南京 210034)

本文介绍了华能金陵百万超超临界机组设计、招标、基建施工过程中采取的一系列节能减排措施，并对这些节能措施实施效果进行了评估，首台机组投产后TPRI的性能试验结果表明：金陵＃1燃煤机组的主要经济指标在国内已投产的百万机组中处于领先地位。本文在借鉴已投运的玉环电厂、海门电厂基建及运行经验的同时对金陵燃煤机组的下一步节能降耗工作进行了展望，并提出了的节能改造设想。

超超临界；节能；1000MW。

1 概述

加强节能降耗工作是深入贯彻科学发展观、落实节约资源基本国策、建设节约型和谐社会的一项重要措施，也是国民经济和社会发展一项长远战略方针和紧迫任务。我国单位GDP的能源、原材料和水资源消耗大大高于世界平均水平。国家 “十一五”规划建议提出，到2010年单位GDP能耗比“十五”期末降低20%左右。节能降耗是促进节约型社会建设，实现经济社会全面协调可持续发展的必然要求。

华能金陵电厂二期工程是由华东电力设计院和江苏省电力设计院合作设计，作为华能在建的第三座百万电厂，该项目自立项伊始，就树立了指标先进、技术领先的百万等级超超临界机组建设理念，充分实现高效、节能、环保的目标不仅是为国家作出贡献，同时也是华能集团公司内在发展的要求，也是建设华能样板电厂的必然要求。

2 工程概况

华能金陵电厂二期工程建设两台百万等级高效超超临界燃煤发电机组，采用1030 MW容量、27.46 MPa/605/603℃参数的单轴、一次再热超超临界机组。采用比较成熟的“哈－上－上”的主机配置，与国内首台超超临界百万机组配置基本一致，锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的超超临界参数、变压直流炉，双切圆燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、半露天布置、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉(空预器拉出方式布置脱硝装置)；汽轮机为上海汽轮机厂有限责任公司生产的超超临界参数、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、凝汽式汽轮机；发电机由上海汽轮发电机厂生产，额定铭牌功率为1030 MW，冷却方式为水—氢—氢，三相同步汽轮发电机，无刷励磁。烟气脱硫采用石灰石-石膏湿法脱硫，设GGH系统；烟气脱硝采用选择性催化还原法，还原剂采用液氨。电厂设计煤种为神府东胜煤。华能金陵电厂二期工程除采用了国际领先的超超临界发电技术外，还在国内率先采用双筒自立式钢烟囱；采用了全封闭的圆型煤场；机组控制系统全面采用了现场总线技术，是国内第一台数字化百万机组；同时率先实现百万机组的同步脱硫、脱硝。

3 设计阶段的节能减排措施

3.1 汽机专业

⑴在主机确定阶段充分应用超超临界热力发电技术，从以下方面选择技术经济性好的高效主机，保证汽机的热耗率：

①借鉴国内超超临界机组的成熟技术，将主机参数确定为26.25 MPa/600℃/600℃，为机组高效奠定了良好的技术基础，该配置能进一步提高机组的发电效率，降低煤耗，减少一次能源的消耗量、有利于环境保护和节约资源；

②结合汽机结构及运行特点，采用过载补汽阀技术，提高了机组在实际运行负荷范围内的效率；

③结合金陵工程具体地理环境条件，灵活理解国内国际技术标准，确定合适的主机夏季1030 MW工况点，减少过大的主机出力备用系数，提高机组在实际运行负荷范围内的效率。热耗率的最终保证值为7318 kJ/kWh。

⑵凝结水系统：在国内率先采用2×100%容量的凝结水泵＋配置一套变频装置的方案，降低厂用电量，减少运行费用。

⑶配套高效节能的辅助设备，采用节能减排的热力系统。

汽动给水泵前置泵采用与主泵同轴布置，取消前置泵的电动机，利用给水泵汽轮机驱动前置泵。尽管主泵功率增加，用汽量增加，但省去了电动机功耗，厂用电可减少，减少了运行费用，提高了运行经济性。

抽汽系统：合理布置疏水管道，减少疏水点；采用合理的疏水系统和疏水阀控制运行方式，减少热量损失，提高热效率。

加热器疏水系统：低加疏水系统加装低加疏水泵，将#6低加的正常疏水输送至凝结水系统，改善回热系统，提高机组热循环效率。与逐级自流疏水相比，凝结水泵的设计容量因凝结水流量变小而变小，管系阻力降低，可较大降低厂用电，直接经济效益可观。

3.2 锅炉专业

3.2.1 选择合理的制粉系统本工程设计煤种及校核煤种的可燃基挥发份均高于30%，煤粉细度为R90=22%，制粉系统和磨煤机的选择中的首要依据是煤质特性及其变化范围，其中煤的挥发份和磨损指数又是主要因素。不同的煤种特性要求配备不同的制粉系统，制粉系统型式还要考虑与锅炉燃烧器、炉膛型式相匹配，只有这样，才能保证锅炉性能稳定。结合本工程实际，专业人员经充分研究，最终选用较理想和经济的中速磨正压冷一次风直吹式制粉系统，磨机选用上重

HP1163Dyn，给煤机选用施阳施道克有限公司提供的EG3690。

3.2.2 合理选择三大风机风量、风压设计裕量

参考国内1000 MW等级机组的三大风机的风量、风压裕量的取值以及国外有经验的制造厂的有关设计导则，尤其玉环工程的投运经验，对本工程三大风机风量裕量和压头裕量进行了适当的优化。优化结果为：一次风机采用动叶可调轴流式风机，风量裕量为40%，另加温度裕量、风压裕量为30%。经对一次风机电机轴功率进行了核算，选用功率为4000 kW的一次风机；送风机采用动叶可调轴流式风机，风量裕量为10%，另加温度裕量、风压裕量为30%，风机型号为FAF28-14-1，跳低一档，玉环为FAF30-14-1。引风机采用静叶可调轴流式风机，考虑到厂家投标的电动机挡数，最后确定风量余量为1.16倍，风压余量为1.27倍，机组额定工况时一次风机、送风机和引风机运行点应处于高效区。

3.2.3 采用等离子点火系统

百万等级发电机组在试运期间要经过锅炉吹管、整定安全阀、汽机冲转、机组并网、电气试验、锅炉洗硅运行、机组带大负荷运行等许多阶段，此期间由于锅炉无法投磨或无法完全断油运行，因此要耗费大量的燃油。根据中电联定额站电定定[2006]16号文规定，2台1000 MW机组试运期间燃油消耗的标准定量为12914吨。本工程使用等离子点火系统直接点燃煤粉代替燃油，可以节省大量燃油，大规模地节约成本。

在机组启动和低负荷试运期间投入等离子煤粉点火系统，电除尘器也可以正常投入，这将大大减少粉尘的排放，避免了环境污染和引风机磨损，给电厂带来显著的社会效益和经济效益。

3.2.4 采用变频供油泵

由于变频器具有软启动功能，油泵启动时将不具有冲击电流，节省启动时的能耗。当变频泵工作时，将回油调节阀关闭，当油枪不用油或用油减少是，管路油压上升，为了保持管路压力稳定，通过DCS发出信号，降低电机的转速，从而使管路压力下降，直到与设定值接近后稳定在一定的转速。由于功率P与转速成立方关系，电机转速的降低伴随着能耗的急剧下降，从而实现较高的节能效果。本工程采用变频油泵，可以显著节约燃油系统热备用打循环的电能消耗。

3.3 水工专业

3.3.1 循环水系统优化

循环水泵是耗能大户，本工程首先对循环水系统进行冷端优化计算，选择了最合理的循环水量。本工程循泵最终选型为：一台1000 MW机组配二台固定叶片循泵(进口叶轮)，扩大单元制运行方案。循泵采用高效节能的立式混流泵，最高效率可达到89%。

3.3.2 各种水泵节能措施

对工业水、生活水、煤场喷淋、回用水、化学水泵、原水提升等输水系统的水泵增设变频调速装置，使供水量与用户用水量很好匹配，有效节约运行能耗。部分水泵可根据工艺运行方式采用变频调速控制；化水系统采用沉淀池替代传统的机械搅拌澄清池，无需搅拌电动机，节省运行电费，节约能源。

3.4 电气专业

3.4.1 合理选择和使用变压器

变压器是电厂发电和配电系统的重要设备，其自身要产生较大的有功功率损失和无功功率消耗。选择合理的接线方式、变压器型式有利于节能降耗。

在本工程只设一台检修/备用变压器和设置发电机出口断路器，较常规设两台起动/备用变压器可降低变压器空载损耗40%以上，全年可节电约21万kWh。

3.4.2 绿色节能照明在本工程中的应用

通过采用高效率的灯具、光源、电子镇流器和节能电感镇流器，并采取科学绿色的设计理念，不但能降低厂用电率，节约能源，同时还能给电厂带来可观的经济效益。通过选用满足绿色照明和照明节能要求的照明器材和光源，可以将整个发电厂的照明装置总容量降低20%～30%，照明能耗降低20%～30%，大大降低发电厂的照明成本。

3.4.3 降低供配电线路线损

3.4.4 电除尘系统采用节能控制装置

本工程电除尘系统采用节能控制装置，在负载条件和排放完全一样的情况下，可显著减少电耗，节能50%左右，降低配套电源容量。节能控制装置可使三相平衡供电、无缺相损耗、减少电网污染，提高设备效率和功率因数，有效克服反电晕现象，抑制火花电流冲击。以百万级机组配套电除尘系统而言，常规配置装机容量5300 kVA以上，其功耗可达3300 kW，而采用节能控制装置后，电耗可降低到1600 kW左右，相应配套电源容量也可大幅降低，其节能效果是十分显著的。

3.4.5 合理选择辅机和电动机型号

参照规程规范及国内其他电厂运行经验，合理选择辅机备用系数和电动机容量。匹配辅机设备及其驱动电动机之间的功率，避免“大马拉小车”现象，提高电动机运行效率，降低厂用电率。

3.5 热控专业

热工控制系统采用现场总线技术，可较大程度减少电缆长度。采用现场总线之后较常规控制系统可减少45%电缆消耗量，且现场总线型仪表由总线供电，故较常规仪表功耗降低。本工程共设置两个监控点：机组集控室和输煤控制室。采取集中监控后对运行操作员要求较高，可适当减少运行人员数量。此外，控制室数量减少后，空调负荷也相应降低。

经采取一系列的节能措施后，金陵二期工程厂用电大幅度降低，节能降耗效果显著，一般同类电厂厂用电率初步设计时的设计值为5%～6%，按目前已知资料，本工程初步厂用电率(含脱硫脱硝)为4.65%。与同类电厂设计比较值比较见表1。

4 施工阶段采取的节能措施

金陵工程在施工及设备交安过程中，始终坚持把节能减排意识贯彻在设备招标、评标、各设计联络会中，注重选择能耗指标低的辅机，注重在设计中选用优化的利于节能减排的设计方案，将节能减排的思想贯穿施工方案的制定及整个施工过程中：

表1 玉环、泰州、金陵电厂设计能耗指标比较

⑴锅炉脱硝评标过程中，对于发标书中脱硝旁路的设置要求进行了充分的讨论，取消了脱硝反应器SCR的烟气旁路，提高系统设备的可靠性，同时保证了脱硝系统的持续运行，非常有利减少NOx排放。

⑵脱硝设计收口审查完成后，我厂于2009年3月底于哈锅厂主持召开了华能金陵电厂二期工程脱硝系统审查会，邀请了华能系统及西安热工院的专家对哈锅所做的脱硝系统设计方案、委托丹麦FORCE公司所做的SCR流场试验报告进行了审查，为脱硝系统的施工图设计顺利全面开展提供了保证。

⑶脱硝系统灰斗采用双灰斗，为了保证投用后反应器催化剂的使用寿命，我厂技术人员对全国已投运及在建的脱硝系统进行了调研，最终确定脱硝系统入口烟道采用双灰斗布置方案，即省煤器出口与SCR入口均设计灰斗，以保证投运后催化剂的使用寿命，保证脱硝系统投运后减排效果。

⑷对一次风测量进行了改进，充分汲取玉环等项目的运行经验，对一次风测量系统进行了优化，一方面对磨煤机入口风道加装均流装置，请西安院专家进行均流装置的计算、设计；另一方面对一次元件进行改进，由原笛形管改用防堵测量精确的多点文丘里测量装置，以保证投运后一次风测量的准确性，降低一次风机电耗。

⑸加装了热二次风测量装置，借鉴玉环电厂经验，在空预器出口加装了热二次风测量装置，采用背靠管在线测量装置，改变了以往机翼型测量方式；且测点布置于空预器出口热二次风母管，与送风机出口的测量数据相比精确度大大提高。保证投运后入炉二次风测量的准确性，可以有效降低送风机的运行电耗。

⑹对锅炉炉顶密封进行改造，由普通的耐火浇筑料改用立体柔性密封技术，采用进口的高温粘合剂和多层高密度陶瓷纤维将锅炉本体漏风、漏灰部位密封起来，整个密封结构呈可塑性，动态吸收调整锅炉发生的膨胀而不是硬性的抑制膨胀，不会发生因热交变应力引起的开裂、漏风现象。减少炉顶漏灰，改善锅炉运行、检修环境；减少漏风降低送、引风机电耗。

⑺锅炉专业制定了基建阶段空预器漏风率控制的具体措施，与空预器制造、安装、监理单位签订了责任状，确保投运后空预器漏风率优于设计值。

5 节能效果

华能金陵电厂#1燃煤机组已于2009 年底投产发电后委托西安热工研究院对机组进行性能考核试验工作。本次试验对所有考核项目进行了严格的考核，包括锅炉最大连续出力、锅炉效率、额定出力、空气预热器漏风率、NOx排放浓度、过热蒸汽温度和再热蒸汽温度、风烟系统压降、汽水系统压降等。试验结果如下：

⑴锅炉最大连续出力试验采用滑压方式运行，实测过热蒸汽流量为3068.3 t/h，过热蒸汽压力为25.97 MPa，过热蒸汽温度为592.3℃，修正至设计压力、温度下(机侧)的流量为3118.3 t/h，达到了设计流量3100 t/h 的要求。试验期间，减温水投运正常，各级受热面均无超温现象。

⑵两次 BRL 平行工况下的实测锅炉效率分别为94.16%和94.02%，修正后锅炉效率分别为94.05%和93.94%，平均效率为94.00%，达到了性能保证值94.00%。

⑶BRL 工况下，NOx排放浓度为220.7mg/Nm3(标态，O2=6%的干烟气)，达到了性能保证值300 mg/Nm3(标态，O2=6%的干烟气)，考核合格。

⑷BRL 工况平行工况下，A 侧空气预热器漏风率平均值为5.60%，B侧空预器漏风率平均值为5.97 %，达到了性能保证值6%(一年内)，考核合格。按照THA工况的热耗率，1030MW负荷下的锅炉效率，管道效率取98%和实测的厂用电计算发、供电煤耗。厂用电计算：脱硫脱硝系统投运，循环水泵按照一机两泵进行计算。

表2 金陵煤机TPRI性能试验汇总

6 节能打算及预期

为进一步摸底设备，金陵电厂准备对#1煤机进行节能诊断分析，探索设备运行状况，保证机组安全高效运行。借鉴兄弟百万电厂的运行改造经验，金陵煤机初步节能改造方案如下：

⑴汽轮机高排通风阀改造

目前采用汽轮机厂设计的调节阀作为高排通风阀，调节阀存在一定的泄漏量，是造成汽耗高于设计值的主要原因之一，通过对高排通风阀进行改造，将使汽机热耗达到设计值。

⑵降低锅炉排烟温度

目前锅炉燃煤含硫量在0.6%左右，通常不高于1%，按此计算烟气的酸露点不高于80℃，降低到设计温度应不会造成空气预热器的低温腐蚀与堵灰。因此，需从预防空气预热器堵灰及锅炉运行经济性两方面考虑。在目前设备和燃煤条件下，通过在预留段加装传热元件可降低10℃左右锅炉排烟温度，可降低供电煤耗约1g/kWh。

⑶增压风机变频改造(联合风机及汽泵扡动的可行性)

本厂送风机和一次风机选用的是动叶调节轴流式风机，引风机和增压风机均采用了静叶调节轴流式风机，其结构简单、耐磨性好、可靠性高、维修方便、制造和维护成本低。但其缺点是调节性能不如动叶调节轴流式风机，低负荷时运行效率较低。因此提高引风机和增压风在低负荷期间的运行效率，是本厂风机节能的一条有效途径。

⑷脱硫烟道加装均流装置，尽可能降低风机的流量和系统阻力。

7 结论

火力发电厂的节能减排工作是一个系统工程，燃煤火电厂建设、运营是消耗巨大能源和污染物排放的特殊过程，在工程规划、设计、施工、生产全过程都应充分考虑节能降耗。要摒弃以往注重投运后对标挖潜、技术改造，轻节能规划、节能设计的现象。在规划设计初期，重视投资产出比，加大节能投入，促进节能减排新成果的应用，确保华能新投产机组的指标先进，减少机组投入商业运行后的技改投资。

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Energy Saving Practice of the 1000MW Ultra-Supercritical Units in Huaneng Jinling Power Plant

ZHOU Xiang, MA Qiao-chun
(1. Jiangsu Electric Power Design Institute, Nanjing 211102, China;
2. Huaneng Nanjing Jinling Power Generation Co.Ltd., Nanjing 210034, China)

This article introduced a series of energy reduction measures during the procedures of the design, tendering and infrastructure construction of the 1000MW Ultra-Supercritical Units of Hua Neng Jinling power plant, evaluated the implementation effect of these measures. The TPRI performance testing result after the fi rst units launching showed that the main economic indicators of Jinling ＃1 Fuel Units took a leading position in launched domestic 1000MW Ultra-Supercritical Units. This article took examples from launched Yuhuan Power Plant and Haimen Power Plant in infrastructure construction and operation. At the same time, it looked into the future of the next energy conservation and consumption reduction work of Jinling ＃1 Fuel Units, and put forward the idea of energy conservation and reconstruction.

ultra-supercirical (USC) units; energy saving; 1000MW.

TM621

B

1671-9913(2010)06-0038-06

2010-11-04

周翔(1979- )，男，工程师，主要从事电厂规划设计研究工作。