火电厂节能及经济运行措施

陶再素

（华电白音华金山发电有限公司，内蒙古锡林郭勒 026200）

火电厂节能及经济运行措施

陶再素

（华电白音华金山发电有限公司，内蒙古锡林郭勒 026200）

结合华电白音华金山发电有限公司在创建节约型企业过程中的实际运行经验，介绍了从锅炉参数控制、燃烧调整、降低汽轮机背压、提高给水温度及节约厂用电等方面采取的一系列切实可行的措施，使电厂达到节能降耗、经济运行的目的，收到良好效果。

节能降耗；燃烧调整；背压；给水温度；厂用电；汽水

0 引言

资源节约和环境保护是我国的基本国策，推进节能减排工作，加快建设资源节约型、环境友好型社会是我国经济社会发展的重大战略任务。华电白音华金山发电公司（以下简称白音华发电公司）2× 600MW直接空冷火力发电机组煤耗和厂用电率高，生产成本长期居高不下。本文通过现场实际运行经验，总结了火电厂在运行过程中可采取的节能降耗、经济运行措施。

1 汽轮机侧节能措施

1.1 降低运行背压

机组背压对发电煤耗影响很大，额定工况下，背压降低1 kPa，发电煤耗约降低2.045 g/（kW·h）。白音华发电公司＃1，＃2机组额定背压为11 kPa，600 MW工况下阻塞背压为7 kPa，为降低运行背压，增强机组做功能力，采取如下措施。

（1）根据背压参数限制曲线的要求，参考机组负荷、环境温度等因素，冬季尽可能把运行背压控制在8～9 kPa，空冷系统发现大面积冷区时可适当提高运行背压。当环境温度小于－20℃时，逆流区风机最高频率不允许高于35 Hz，以保证逆流区不因过冷而发生冻结。顺流区、逆流区风机转速在正常运行中尽量保持一致，以保证整个空冷岛蒸汽分布均匀，如抽真空管路温度较低，可控制逆流区风机转速比顺流区转速低3～8 Hz。最少保持2台真空泵运行，以免由于空气未能及时抽出而产生气塞现象，造成局部过冷冻结。防冻主要通过每列机组＃2，＃6逆流风机的反转回暖来实现，当环境温度小于－15℃时，回暖程序控制方式更改为10，30，50，70列回暖程序同时启动，上述回暖程序结束后启动20，40，60，80列回暖程序，回暖程序循环进行，无时间间隔，不得终止；当－15℃≤环境温度＜2℃时，采用双列逆流风机回暖，回暖顺序为10＋50，20＋60，30＋70，40＋80，间隔时间为5 min。当低负荷运行时，空冷风机全停后，回暖程序继续进行，禁止利用启动全部逆流区风机长期反转的方式提高机组背压，否则易造成顺流区冻结。

（2）夏季环境温度较高，在大负荷时段，为保证运行安全，必须留出一定的背压裕量，以防止由于外界扰动造成背压迅速恶化最终导致背压保护动作跳机。任何情况下，机组运行背压不得超过40 kPa。当机组背压达25kPa时，应保持3台真空泵运行，同时投入＃2机组空冷岛喷淋系统。经验认为，＃2机组空冷岛喷淋系统投入后（流量为90 t/h），机组运行背压可以降低4～5 kPa，效益明显，＃1机组在2016年大修时也将对空冷岛加装喷淋系统。

（3）由于白音华地区风沙较大，空冷岛散热面积灰、积沙严重，为保持散热面清洁，每年5—10月，对空冷岛散热面进行2～3次全面冲洗，以保证散热效果。

（4）机组运行中，坚持每月一次真空严密性试验。机组停运后，及时进行排汽装置灌水查漏。平常加强对凝结水溶氧等参数的监视，如发现异常应认真分析，同时加强系统漏点的查找。对发现的漏点要及时处理，保证真空系统不漏气。

1.2 减小凝结水过冷度［1－3］

凝结水过冷度对发电煤耗影响比较大，额定工况下凝结水过冷度每升高1℃，发电煤耗上升约0.0483 g/（kW·h）。由于空冷系统管路长，面积大，凝结水过冷度普遍较大，为减小过冷度，采取以下措施。

（1）按规定投入凝结水过冷霜冻保护。当运行列任一凝结水温度低于35℃，或排汽温度与运行列任一凝结水温度的差大于15℃，且环境温度低于2℃时，发出凝结水过冷报警信号；过冷持续10 min后，发出凝结水霜冻保护报警信号，同时控制系统将排汽压力设定值升高3 kPa，多启动1台真空泵。

（2）运行中空冷岛凝结水回水旁路电动门必须处于关闭状态。

（3）定期对凝结水管路进行检查，保证保温良好，冬季电伴热可靠投入。

1.3 提高给水温度［4］

给水温度变化，一方面引起回热抽汽量变化，影响做功能力，另一方面使锅炉排烟温度变化，影响锅炉效率，额定工况下给水温度每降低1℃，发电煤耗约增加0.0710 g/（kW·h）。

（1）确保高压加热器（以下简称高加）投入率，实现高加滑启、滑停。在给水泵启动后，及时将高加水侧投入，2000 r/min中速暖机时投入高加汽侧，汽轮机打闸前退出高加，机组运行中保持高加水位稳定。

（2）调整高加水位。加热器水位过高会淹没有效传热面，降低热经济性，同时疏水可能倒流入汽轮机，危及主机安全，使进汽侧压力摆动或升高，端差增大，还可能导致抽汽管和加热器壳体振动；水位过低或无水位，蒸汽经疏水管进入相邻较低一级加热器，大量排挤低压抽汽，降低热经济性，并可能使该级加热器汽侧超压，尾部管束受到冲蚀，同时加速对疏水管道及阀门的冲刷，引起疏水管振动和疲劳损坏。白音华发电公司＃1，＃2机组长期存在＃1高加下端差大（比额定端差高约6℃）、＃2高加温升偏低（比额定温升低约10℃）、减负荷过程中＃3高加水位波动等问题，经对比分析，除汽轮机内部原因导致各级抽汽温度偏高外，＃2高加运行水位比标准水位高约120 mm，＃3高加运行水位比标准水位高约30 mm也是引起异常现象的原因，将水位调整至标准水位后，高加端差及水位波动等异常现象均有所缓解。

（3）定期检查高加旁路有无漏泄以及抽汽逆止门或加热器进汽门开度是否正常，以保证抽汽压降正常，核对给水温度是否达到负荷对应的要求。

2 锅炉侧节能措施

火力发电厂锅炉效率提高1百分点，可以使发电标准煤耗降低3～4 g/（kW·h），因此，通过对锅炉的运行方式进行优化调整，可有效提高效率，达到节能目的。

2.1 加强燃烧调整

（1）加强运行中的燃烧调整。运行中根据负荷的变化情况与燃烧情况及时调节一、二次风的设定值，保持磨煤机入口调节风门全开，用一次风母管风压调节各台磨煤机一次风量，减小节流损失，降低一次风机电流。在保证不堵磨的前提下尽量减小各台磨煤机一次风量，从而降低一次风总量，减少煤粉气流着火热量，也能降低火焰中心高度，同时降低选择性催化还原（SCR）区入口NOx质量浓度，减少喷氨量。

控制氧量在合理的范围内，减少系统漏风。600 MW负荷下氧量控制在2.0%，480 MW负荷下氧量控制在2.5%，360 MW以下低负荷运行时的氧量控制在3.5%左右（如再热蒸汽温度正常，氧量可控制在3.0%）。

（2）保持合适的炉膛负压及合理的火焰中心位置。应维持炉膛负压在－100～－50 Pa稳定运行，既可以保证炉内的火焰冲满度，又可以减少系统漏风。当少于等于4台磨煤机运行时，保持磨煤机集中运行，尽量避免隔层运行，以保持燃烧稳定。

2.2 调整汽温及减温水量

加强主蒸汽及再热蒸汽温度的调整，减少再热器减温水量。

（1）炉侧主蒸汽及再热蒸汽温度尽量靠近额定值，但不超过额定值。

（2）再热蒸汽温度调节方面，当SCR区烟温不超过420℃时，用尾部烟气挡板调节再热器温度，不用再热器减温水调节。

2.3 加强受热面吹灰

在锅炉运行当中，受热面上结渣或积灰使受热面的传热变差，排烟温度升高。为了减少排烟损失，如负荷满足吹灰要求，按规定对锅炉进行吹灰，保持受热面清洁，减少排烟热损失。

2.4 减小脱硝系统喷氨量

喷氨量方面，现以脱硫侧净烟气排放NOx质量浓度为准，控制在85～95 mg/m3（标态，下同），加、减负荷时及时调节喷氨量，保证氨逃逸率不超标，并降低喷氨量。当SCR区出口NOx质量浓度与脱硫侧净烟气排放NOx质量浓度出现较大偏差时，应及时联系人员进行检修校验。目前白音华发电公司氨逃逸率均控制在0.21 mg/m3以下。

2.5 采用滑压运行方式

低负荷下定压运行，大型锅炉难以维持主蒸汽及再热蒸汽温度，而变压运行时，锅炉较易保持额定的主蒸汽及再热蒸汽温度。当变压运行主蒸汽压力下降，温度保持一定时，虽然蒸汽的过热比焓随压力的降低而降低，但由于饱和蒸汽比焓上升较多，总比焓明显升高，这一点是变压运行取得经济性的重要因素。变压运行汽压降低、汽温不变时，汽轮机各级容积流量、流速近似不变，能在低负荷时保持汽轮机内效率不下降，同时高压缸各级与高压缸排汽温度都有所升高，这就保证了再热蒸汽温度，有助于改善热循环效率。另外，在变压运行时，允许给水压力相应降低，在采用变速给水时可显著减少给水泵的用电，减轻水流对给水泵的侵蚀，延长给水泵的使用寿命。

为提高机组运行效率，经华电电力科学研究院试验测定，分别给出了白音华发电公司＃1，＃2汽轮机主蒸汽压力与负荷最优关系曲线，运行中按滑压曲线保持定－滑－定运行方式，正常情况下滑压偏置应为0 MPa。

（1）定压方式下，压力值由操作员设定，有上、下限制值，上限值为17 MPa，下限值为4 MPa，定压变化速率为0.26 MPa/min。

（2）滑压方式下，滑压的定值由负荷指令按照主蒸汽压力与负荷曲线控制。

＃1机组自动滑压的负荷范围为180～565 MW，对应的压力范围为5.90～16.67 MPa。各节点负荷与压力的对应关系见表1。

表1 ＃1机组各节点负荷与压力的对应关系

＃2机组自动滑压的负荷范围为180～560 MW，对应的压力范围为5.90～16.67 MPa。各节点负荷与压力的对应关系见表2。

表2 ＃2机组各节点负荷与压力的对应关系

3 降低厂用电率

3.1 合理安排电动给水泵运行方式

（1）低负荷段采用单台给水泵运行。经＃2机组A给水泵最大出力试验结果得出：单台电动给水泵运行时，在保证安全的前提下，能满足425 MW负荷要求（主蒸汽压力按滑压曲线设定，主蒸汽及再热蒸汽温度为540℃，背压为9 kPa，主蒸汽流量为1350 t/h）。决定在机组低负荷（400 MW）且主蒸汽流量在1300t/h以下时采用单台电动给水泵运行方式，目前厂用电率降低明显。

（2）合理安排机组启、停阶段给水泵运行方式。机组启动后，特别是冬季，锅炉上水至正常水位，停止给水泵运行，待汽包水位降低至报警值或机侧旁路投运时，再启动给水泵运行；机组停运时，锅炉汽包压力降低至1.7 MPa，将汽包水位上升至最高可见水位后停止给水泵运行。

3.2 锅炉采用单侧风机运行启动方式

锅炉启动单侧引、送、一次风机运行点火，在机组并网前方才启动另一侧风机并列运行。可减少单侧风机运行时间7～10 h。

3.3 对大功率电机进行变频改造

白音华发电公司＃1，＃2机组凝结水泵、循环水泵均已进行变频改造，降耗效果显著。单台循环水泵频率40～45 Hz即能够满足运行需要，降低运行电流约10 A。凝结水泵采用变频方式运行以后，凝结水母管压力由3.2 MPa降低至1.5 MPa，600 MW工况下，凝泵高压侧电流能降低约50 A。

3.4 其他节能措施

（1）成对设置的低压厂用变压器，将其中1台转成热备用，用1台变压器带2段动力电源母线，节省1台低压厂用变压器的空载损耗。

（2）合理控制厂房内的照明，保证照明充分的前提下及时关闭照明。

（3）根据环境温度情况及时停止设备电伴热，以节省厂用电。

4 减少工质损耗

4.1 降低补水率

电厂补水率是一项重要指标，额定工况下补水率每升高1%，增加发电煤耗约0.0717g/（kW·h）。白音华发电公司从以下几方面降低补给水量。

（1）根据化学分析结果，合理控制锅炉排污量，减少汽水损失。

（2）加强闭冷水箱、凝结水补充水箱的水位控制，避免溢流。

（3）合理安排真空泵的运行方式，避免真空泵抽气中大量带汽，凝结成水后通过分离器溢流。

（4）机组启动后或运行中每月对汽水系统阀门进行一次全面检查，确保关闭严密，对存在内漏的阀门及时隔离处理，减少汽水损失。

（5）制定措施，对机组排汽装置灌水查漏或锅炉水压试验后的存水进行回收。根据统计，排汽装置灌水查漏的回收水量约为880 m3/次，锅炉水压试验后回收水量约为500 m3/次（再热器内存水340 m3，剩余为主蒸汽、再热蒸汽管路存水）。

（6）对厂区暖气系统进行优化改造，避免因部分区域暖气回水不畅而导致工质就地外排。

（7）对生产废水和雨排水全部回收再利用。合理控制废水池、回用水池及机力通风塔塔盆水位，防止塔盆溢流，避免外排。

4.2 降低工质热耗

（1）冬季或春秋季运行时，及时调整一次风、二次风暖风器供汽电动门开度，保证暖风器不冻的情况下，关小供汽总门，降低空气预热器入口冷风温度，达到降低排烟温度、节约辅汽用量的目的。

（2）对存在内漏的汽水系统阀门及时隔离处理，减少高品质汽水热量损失。

（3）通过系统改造，冬季将锅炉连排扩容器疏水引至厂房暖通换热机组进行热量回收。

（4）按照环境温度编制温度控制曲线，调整厂房暖气系统一级汽水换热机组二次侧供水温度，减少暖气系统用汽量。

5 结束语

据2011—2015年统计数据，白音华发电公司通过采取以上节能降耗措施，发电标准煤耗由310.53 g/（kW·h）降低至300.56 g/（kW·h），发电厂用电率由8.01%降低至7.64%，补水率由2.04%降低至1.19%，取得了良好的节能效果。火电厂的节能降耗、提高经济效益的措施还有许多，需要更广泛的相互交流和借鉴。

［1］刘玉快，庞永梅，陈振洪，等.凝结水过冷度及对机组的影响［J］.应用能源技术，2008（11）：39－41.

［2］崔修强.火电厂凝结水过冷度产生的原因分析及对策［J］.江西电力，2006，30（1）：26－29，52.

［3］肖国俊，包正强.凝结水过冷度产生的原因及消除对策［J］.电站辅机，2005，26（4）：22－26.

［4］郭连伟.给水温度对锅炉运行经济性及安全性的影响［J］.中国化工贸易，2013（6）：385.

（本文责编：弋洋）

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1674－1951（2016）10－0066－03

陶再素（1975—），女，重庆梁平人，工程师，从事发电厂运行管理方面的工作（E-mail：469968309＠qq.com）。

2016－05－09；

2016－07－22