百万机组节能达标运行调整实例探讨.docx

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1、国内某发电公司#3#4机组为2*100OMW超超临界机组，三大主机设备均由电气集团公司供货。该项目在设计上有若干创新和亮点，如采用烟气余热利用、邻炉加热启动、汽动引风机、微油点火、双循环脱硫工艺、四大管道”采用弯管技术、圆截面烟道、单列高压加热器、四机一控、四台炉公用一条输煤栈桥，侧煤仓布置，主厂房运转层标高优化由17m降到15.50m、现场总线技术应用建设数字化电厂等。这些设计创新和亮点，减少了机组的能耗，提高了机组的可靠性和自动化程度。该发电公司高度重视节能降耗工作，在基建期提出投产运营后生产指标要求（供电标煤耗目标值W290gkWh,奋斗值289.1gkWh0发电水耗目标值0.37kgk

2、Wh,奋斗值W0.2846kgkWh0综合厂用电率目标值4.2%,奋斗值3.92%）o现结合本厂实际设计和调试方案，借鉴同类型机组在节能方面采取的若干措施，从发电运行角度，提出若干能达标运行调整方案以下方案以供参考。1.1000MW超超临界机组锅炉专业节能达标调整措施1.1精心组织锅炉燃烧调整各项试验（I）优化制粉系统风煤比曲线，在保证不发生堵磨的前提下，降低一次风压设定值，使各台磨煤机风门开度达到60%以上，减少磨煤机风门的节流损失,减少一次风机的电耗。（2）优化动态分离器的转速调节，维持最佳的煤粉细度，降低不完全燃烧损失。值长要根据入炉煤质变化情况，及时下达指令通过设置分离器转速偏置，保证

3、炉内最佳燃烧工况。（3）相同负荷下一、二次风量进行调整，根据不同风量下锅炉尾部氧量的变化、排烟温度的变化、飞灰含碳量的变化、锅炉磨煤机送引一次风机单耗的变化，进行参数结果对比，从中找到一个最佳运行方式。（4）进行一次风管流量调平，使磨煤机出口各粉管流量均衡。同时通过调节一二次风配风，提高燃烧效率，尽量减少锅炉左右侧汽温偏差，过热器和再热器两侧出口的汽温偏差分别小于5和100Co（5）根据锅炉负荷，适当提高二次风挡板的开度，降低节流损失，减少送风机电耗。（6）通过燃烧调整控制最佳过量空气系数。根据氧量-负荷曲线，调节送风机出力，保持最低氧量运行，维持合适的过量空气系数。1.2优化制粉系统运行方式

4、（1）依据煤质特性，在保证磨煤机运行安全的前提下，适当提高磨煤机出口温度设定值。运行中保持冷风门关闭。同时通过提高磨出口一次风温度，改变一次风中冷热风的分配比例，从而对空预器的换热产生影响，并最终达到降低锅炉排烟温度的目的。（2）在保证煤粉细度合格的前提下，合理调整给煤量和风量，尽可能保持（3）维持合适的磨煤机通风量，降低排烟损失。保证磨煤机热一次关断门的严密性，在磨停运时，减少或不用对磨煤机通风。加强对冷一次风门漏风缺陷治理。（4）经常对磨煤机的电流进行比较，发现有电流增大现象时，及时联系设备部确认是否属于磨根磨损，必要时进行堆焊。（5）根据机组负荷合理选择磨煤机运行台数，降低制粉系统电耗和

5、锅炉氧量。优化煤层运行方式，尽量运行相邻磨煤机，合理分配各煤层煤量。（6）根据磨煤机磨碗差压的大小来控制给煤量，以保证磨煤机的最佳载煤量。（7）维持适当的一次风压。确保一次风机出口挡板和一次风道挡板处于全开位置。（8）加强电厂入厂煤来源管理，保证来煤相对稳定，避免由于煤质差异太大，而使排烟温度升高。1.3加强锅炉运行期间各参数调整（1）锅炉运行期间，尽量保证“压红线”运行，使锅炉出口蒸汽压力温度达到设计值。在升降负荷时，运行人员提前进行主、再热汽温控制，维持主再热汽温在要求范围内。（2）加强入炉煤煤质化验监督工作，防止由于煤质偏离设计值导致再热器超温，或由于运行调整不当等原因造成再热器减温水流

6、量偏大，而最终导致机组循环效率下降。实际运行过程中，要保持再热器减温水门尽量关闭。（3）根据机组负荷合理选择磨煤机运行台数，降低制粉系统电耗和锅炉氧量。优化煤层运行方式，尽量运行相邻磨煤机，合理分配各煤层煤量。（4）优化吹灰管理，保证吹灰效果，及时投运吹灰器。但吹灰所消耗的蒸汽也随之增加。同时也应考虑吹灰能力和对受热面的磨损，因此必须通过分析试验，确定最佳吹灰频率和受热面先吹、后吹、维持等方案。1.4锅炉漏风管理（1）降低一次风压力的同时.，加强运行期间空预器漏风监控。发现空预器漏风量较大时，及时调整密封间隙。保证空气预热器的漏风率在投产第一年内不高于5.5%,运行1年后不高于7%o（2）干除

7、渣系统炉底漏风较大，平时加强漏风排查，人孔、检查孔等应及时关闭。（3）在锅炉大、小修中及日常运行中，针对锅炉本体及制粉系统进行查漏和堵漏工作，检查各个连接法兰密封、膨胀节处密封，锁气器是否严密及炉本体密封，特别应检查炉底水封槽、炉顶密封及磨煤机冷风门能否关严。1.5脱硫系统运行优化（1）石灰石浆液供给量及浆液循环泵优化运行。在不同负荷、不同入口S02浓度时，确定最佳的浆液循环泵组合方式、最佳的Ph设定值以及氧化风机的投运台数。（2）调整吸收塔液位，使得脱硫装置在满足环保排放要求的情况下，脱硫系统耗电率最低及运行成本最小。（3）海水温度降至10,停运电解制氯运行，降低电能消耗。（4）入厂的石灰石

8、颗粒进行不定期抽查，发现颗粒不合格要及时提出问题。1.6燃料卸煤运行方式优化1 .通过合理安排卸煤系统启动、停运时间，科学调度卸船机停运时间，减少卸煤皮带机空转时间。2.1000 MW超超临界机组汽机专业节能达标调整措施。2.1001 轮机通流性能（1）通过汽机性能试验，保证在THA工况下，汽轮机缸效率以及热耗率达到设计水平，汽轮机的热耗率不大于7432kJkWh,否则应检查原因。（2）进行变压运行范围试验：机组变工况运行时，在某负荷转换点，保持机组负荷稳定，进行定压和滑压运行的切换试验，并通过试验确定机组滑压运行方式的压力变化率。（3）通过汽轮机进汽试验，优化各负荷段调门调节开度曲线，最大可

9、能降低调门造成的节流损失。（4）运行中加强对调节级压力及各监视段压力监控，发现参数变化要进行认真分析比对，是否为通流级叶片结垢。（5）注意轴封漏气量，及时调整轴封压力，漏气量较大时应分析原因，在检修时段进行轴封系统密封间隙的调整。2.1002 佳真空系数，消除真空系统漏点并提高凝汽器效率（1）定期进行真空系统严密性试验，保证真空下降速度不0.270KPamin,分析真空下降原因，积极组织查漏并发现真空系统漏点。（2）根据季节和海水温度情况，合理调配循环水泵运行台数，维持最佳真空，保证凝结水过冷度不大于2,降低循环水泵电耗。（3）完善凝泵变频器和除氧器上水调门调节逻辑。低负荷时，凝泵变频维持凝结

10、水压力，除氧器上水调门调除氧器水位，这样既保证凝结水个用户有足够的压力又节约了凝泵的电耗。高负荷时，凝泵变频维持除氧器水位，除氧器上水调门调凝结水压力，这时除氧器上水调门开度大，减少了节流损失。（4）保证胶球清洗装置的投运和胶球回收率，保证凝汽器钛管清洁。（5）做好真空泵密封水冷却器运行工况的监控防止由于循环水水质非常差、循环水升压泵入口滤网堵塞等原因，造成真空泵密封水冷却能力不足而导致的真空泵出力下降。2.1003 热器端差参数分析及运行调整（1）通过对各加热器水位调整试验，确定合理的加热器运行水位，降低加热器端差，提高凝结水、给水温度。（2）低负荷阶段低加疏水不能逐级自流，导致热量损失时，

11、应考虑进行设备改造，在疏水管顶部加装抽空气管抽走不凝结气体。2.1004 系统运行方式优化（1）根据循环水温度、真空和负荷情况，优化循环泵运行方式。（2）对循环水系统的热控逻辑部分进行优化完善，保证备用泵压力低和跳闸后联动，实现两台机组在确保真空的情况下实现单循泵运行。（3）做好循环水系统一次、二次滤网运行维护工作，定期进行清理，尤其海水冷却的机组，做好夏季澡类和微生物的清理工作。2.1005 侧各疏水阀门内漏（1）运行过程中，加强对就地各疏水阀门的内漏巡检。发现疏水阀门后温度异常升高，要及时联系检修进行紧固，并利用检修计划消除内漏。（2）加强一级大旁路后温度以及高加大旁路泄露监视。特别是针对

12、鸿电新投产机组，尤其要加强对系统疏水以及阀门内漏等缺陷的统计和消缺工作。3.100OMW超超临界机组电气专业节能达标调整措施3.1 积极开展辅机设备能耗统计对比工作，分析厂用电率高的具体原因并出台针对性措施（1）做好每日生产报表，及时发现各系统电耗偏高的原因，提出有针对性的措施。（2）加强小指标管理，开展单项指标对比、小指标竞赛等多种形式活动，充分挖掘机组潜力，推广调节指标好的先进经验。（3）建立奖惩制度，充分调动全体生产人员的积极性。（4）加强对标管理，学习指标先进的兄弟电厂的先进经验。3.2 加强照明系统管理优化（1）各配电室照明，可采取进入时开灯，出门时关灯的人为控制办法。（2）炉侧照明

13、采用光控开关。（3）汽机厂房的照明可根据光线的强度手动开关。3.3 加强停运机组管理，多方面减少厂用电消耗机组停运后，辅机油站停运条件满足时及时停止，机组停运后及时停运可以不运行的设备，减少辅助设备的用电量。4.结语节能降耗工作任重而道远,特别是新投产机组,在节能降耗工作上大有可为。发电企业应该安全的基础上去追求机组的最大经济效益，要以科学发展观为指导，通过不断的探索和实践，打造出一个更节约、更环保的现代化节能电厂。百万容量火电机组厂用电率设计值与运行值的差异浅析一、问题的提出节能降耗是我国经济发展的国策，也是一项长远的战略方针。发电厂的厂用电率一直是倍受各方关注的技术经济指标之一。100OM

14、W机组是我国目前单机容量最大的火电机组，其运行指标受到各方格外的关注。由于近期投运的部分100OMW机组其运行厂用电率比设计厂用电率低较多，结合国内已运行的几个单机容量为100OMW机组的部分运行负荷和运行厂用电率，本文通过对运行资料的初步分析，对设计值和运行值的差异进行说明。二、设计厂用电率与实际运行厂用电率的对比表1是近期收集的几个单机容量为百万千瓦等级的电厂运行厂用电率值和设计值的对比表：表1设计厂用电率与实际运行厂用电率对比表4三三25H080三aTfl.3.72外.三期9.9不*4.94l*生西）81C.3.913fl.4.49-OM不里时）Xf.4.74（畲曳史不舍依玛）-0.M5

15、.1收W4.33-0.7W499R.不畲总网）3tl;4.ITOUM.不令改啊）-0.43“K；4.42-0.U*tfc三不*90）“花.ae:舍父熨.nw）-0.44今一亨博，4.32I-OM畲1.g等.4,e-0.74北仑三平5（*改网W）Ml*.X76e无级仅X，4.74-OUr二星C90W机4.21不畲女做.帔1.47-0.73）.3-0.25由上述对比表可以看出，设计厂用电率比运行平均值高0.250.94个百分点，比机组满发值高0.731.86个百分点。三、设计和运行厂用电率差异的初步分析(一)设计和运行厂用电率计算方法的分析由于设计值与运行值存在着一定的差异，首先从计算方法上分析二者的差异。1、设计厂用电率的计算方法按电力行业标准火力发电厂厂用电设计技术规定(D1./T51532002)的附录A(提示的附录)给出的“火力发电厂厂用电率的估算方法(近似计算