600MW机组节电潜力分析及主要技术措施

600MW机组节电潜力分析及主要技术措施

陈阳

华电国际邹县发电厂 山东 济宁 273500

摘要：600MW机组通过采取运行优化、设备治理、技术改造等深度节电措施，可以降低厂用电率1.4%左右，机组整体发电厂厂用电率达到5.2%以下(4.9%)。文章对冷端系统和制粉系统电潜力进行分析并提出相应的优化措施。

关键字：600MW；节电潜力；优化措施

0 前言

对照华能600MW机组发电厂厂用电率标准值和各辅机耗电率达标值标准，依据现有深度节能优化治理技术分析和现场设备运行情况诊断，600MW机组通过采取运行优化、设备治理、技术改造等深度节电措施，可以降低厂用电率1.4%左右，机组整体发电厂厂用电率达到5.2%以下(4.9%)。

1 冷端系统节电潜力分析和优化建议

1.1 凝结水泵

5、6号机各配置两台100%容量凝结水泵，两台100%容量凝升泵，凝结水泵均为定速泵，凝升泵1台变频，1台定速。2022年1～7月份5号、6号机组凝结水泵耗电率分别完成0.29%、0.22%，超出标准值0.15和0.08个百分点。凝结水泵耗电率高的原因一是5号机凝升泵变频器故障，工频运行耗电率偏高；二是为防止转速低造成油环出口油压低影响轴承冷却效果，凝升泵变频调节范围未达设计值；三是低负荷时除氧器上水调节门节流。

优化建议：（1）加强设备运行维护，及时消除凝升泵变频器故障缺陷，减少工频运行时间；（2）5号、6号机运行中应保持除氧器上水主副调节阀、旁路阀全开，降低系统阻力。（3）开展降低凝升泵转速试验。做好轴承温度升高的防范措施，逐步降低凝泵转速，观察轴承温度变化情况，根据试验情况，优化凝升泵最低转速。

1.2 前置泵

2022年1～7月份5号、6号机组汽泵前置泵耗电率分别完成0.19%、0.18%，超出标准值0.03和0.02个百分点。

优化建议：（1）前置泵系统永磁调速、永磁电机及变频一体机提效改造。前置泵进行永磁调速或永磁电机及变频一体机改造，改造后可降低厂用电率约0.04个百分点。国家能源华北公司霍州电厂已实施本项技术改造。（2）前置泵叶轮改造。开展机组前置泵性能试验，根据试验情况论证实施前置泵叶轮切削改造。（3）汽动给水泵及前置泵单侧运行。当机组负荷长期在50%及以下负荷运行时，可投入汽动给水泵及前置泵单侧运行，根据广东惠州平海发电厂1000MW机组试验情况，电动前置泵耗电率可降低0.07个百分点，汽泵轴功率降低折算厂用电率降低0.25个百分点。

1.3 循环水泵

5、6号机各配置4台循环水泵，其中2台高低速，1台定速，1台辅泵。2022年1～7月份5号、6号机组循环水泵耗电率分别完成0.81%、0.66%，5号机超出标准值0.06个百分点。循环水泵耗电率高的原因一是循环水泵为高、低速控制，调节方式不灵活，部分时段循环水泵运行方式不合理；二是现场检查发现胶球磨损严重，清洗效果差，凝汽器管道易积垢、堵塞，造成循环水系统阻力大；三是为保证安全，冬季维持1台大流量循环水泵、1台辅助循环水泵运行。

优化建议：（1）冬季维持1台大流量循环水泵运行（辅助循环水泵只用于循环水系统充水及停机后）；（2）合理调整各机组循环水泵运行方式，冬季保持凝汽器循环水温升9～11℃，其它季节8～10℃；（3）各机组凝汽器胶球应及时替换、更新，保持浸泡后的胶球直径与冷却管道内径之差为1mm；（4）利用机组检修机会将定速循环水泵改造为变频控制，提高循环水泵调节灵活性。

2 制粉系统电潜力分析和优化建议

2.1 问题分析

5号、6号机组磨煤机耗电率2022年1～7月份完成1.02%，其中5号机组1.03%，6号机组1.02%，比标准0.85%分别偏高0.18、0.17个百分点。存在的主要问题如下：

（1）制粉系统运行方式需要优化。磨煤机组合运行方式存在优化空间，特别是低负荷时段4台磨煤机停运1台或3台磨煤机启动第4台磨煤机时，因炉膛热负荷出现变化，经常出现屏过超温问题，目前5号、6号炉低负荷维持四台磨煤机运行，一台磨煤机不建立料位低煤量运行，不仅导致制粉单耗增加，使得低负荷运行磨煤机钢球和衬板磨损加剧，同时低负荷运行磨煤机也存在风煤比偏高，氮氧化物生成量大，也会导致三台运行主力磨煤机风粉浓度降低，不利于锅炉低负荷稳燃。

（2）部分磨煤机料位运行偏低。6月份5号机组A、B、E磨煤机料位较C、D、F磨煤机偏低100Pa左右；5月份6号机组D、E磨煤机料位偏低100Pa左右。

（3）磨煤机出口温度低。5号、6号锅炉磨煤机出口温度低于控制要求的75℃，使得燃烧推迟，飞灰、炉渣可燃物升高，降低了磨煤机磨制能力。原因一是磨煤机出口温度波动、控制裕量偏大，使得磨煤机出口温度较控制标准偏低；二是雨季燃煤外水含量高，使得磨煤机干燥出力不足，磨煤机出口温度达不到控制标准。

（4）磨煤机风门节流。5号、6号锅炉运行中，容量风调门、磨煤机热风调门同时在节流状态，部分磨煤机调门开度偏小。

2.2 优化建议

（1）优化磨煤机不同负荷下的运行方式。1)通过试验确定磨煤机组合方式。开展磨煤机最佳出力试验、最大出力试验、磨煤机组合方式优化试验，根据负荷变化及时优化磨煤机组合方式，启、停磨煤机降低磨煤机耗电率。推荐磨煤机组合运行方式如下：按照磨煤机带负荷能力测算，250MW-300MW负荷区间启动三台磨煤机，300MW～400MW负荷区间启动四台磨煤机，400MW～500MW负荷区间启动五台磨煤机，500MW负荷以上启动六台磨煤机。2）优化低负荷制粉系统运行方式。针对磨煤机接带负荷能力问题，建议低负荷运行两台主力磨煤机，适当增加钢球装载量，提高磨煤机电流5A，提高磨煤机磨制能、接带负荷能力，提高3台磨煤机运行接带负荷裕量。针对低负荷启停磨煤机屏过超温问题，根据超温情况，及时优化降低超温侧磨煤机出力，同时适当增加温度低一侧磨煤机出力，平衡两侧炉膛热负荷、均衡炉膛温度场。通过收集3台磨运行、3台磨启动第4台磨、4台磨停运1台磨的操作记录分析，通过制粉系统负荷调整，完全可以将炉膛屏过A、B侧温度差控制在30℃以内。为均衡低负荷炉膛热负荷，建议在机组低负荷经常停运燃烧器侧加装热烟气循环喷口，即有助于低负荷稳燃，又有助于均衡炉膛温度场。通过采取以上综合治理措施，可降低厂用电率0.1个百分点左右。

（2）优化磨煤机钢球装载量及添加方式。1）开展磨煤机最佳钢球装载量试验，通过试验逐步优化磨煤机电流控制标准（建议按 120～130A控制），提高磨煤机制粉能力。2）定期补充钢球，按照“多次加少量加”的原则，根据计算每天补充约40㎏的钢球。当R200偏大时，还需加一定量的小钢球。3）加强检修钢球筛选及衬板治理。大小修时将所有钢球取出进行人工筛选，剔除变形钢球、直径偏小无效钢球、石块选出，同时对于磨煤机衬板磨损量超过2/3的应进行更换。

（3）优化磨煤机料位。分析并消除磨煤机料位差压偏低的缺陷，在磨煤机运行中应建立正常料位，保持高料位运行，必要时可以进行磨煤机料位变化特性试验。

（4）提高磨煤机出口温度。1）按照《DL/T 5145-2012 火力发电厂制粉系统设计计算技术规定》控制相应煤种磨煤机出口温度,烟煤控制要求维持磨煤机出口温度70～90℃运行。对磨煤机一次风冷风调节门严密性进行普查，调整冷风调节挡板零位，确定内漏阀门，利用机组检修机会消除内漏缺陷,有效提高磨煤机入口风温。

3 结论

根据邹县电厂600MW机组发电厂用电率设计和实际运行情况，重点选择同类型机组的华能德州电厂作为降低厂用电率重点对标机组，通过开展对标工作，学习借鉴节电新技术、新思路和新方法，进行了全面节电潜力分析并制定了重点节电措施，提供电厂参考，电厂需要继续组织开展现场对标工作，做好节电措施的完善、分解和实施。

参考文献：

[1]冯斌;王锋涛;闫乃明.600MW燃煤机组脱硫浆液循环泵变频改造及节能优化研究[J].电力科技与环保.2021,37(02):51-57.

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[3]喻国;刘向民;沈铭科.600MW机组浆液循环泵节能运行方式研究[J].发电设备.2019,33(06):404-408.