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北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008/1/16 12:09:20
摘要：厂用电率是衡量火力发电机组经济性能的主要经济技术指标之一，文章分析了华能德州电厂6号机组（660MW），在深挖高压6kV辅机上存在的节电潜力，以及在降低机组厂用电率方面所采取的一系列措施。通过优化辅机运行方式、技术改造、加强运行管理等方法，使6号机组厂用电率得到了较大幅度的降低，由投产初期的5.8以上降低到现在的5.4以下，达到了节电降耗的目的。
关键词：发电机组；厂用电率；节电措施；发电厂
华能德州电厂6号机组（660MW）是山东电网单机容量最大的2台火力发电机组之一，锅炉由德国巴布考克（BABCOCK）公司制造，为亚临界参数自然循环汽包炉，制粉系统配备6台BABCOCK公司制造的双进双出、正压直吹筒式钢球磨煤机；于2002年10月13日完成168h连续满负荷试运行后投入生产。华能德州电厂6号机组投产发电初期，单机综合厂用电率(包含外围除灰、化学、输煤系统厂用电)经常在5.8％以上，华能德州电厂在深挖节电潜力，降低6号机组厂用电率方面采取了一系列措施。
1 机组节电潜力分析
厂用电主要消耗在经常连续运行的锅炉及汽机系统的6kV辅机上，风烟、制粉、循环水三大辅助系统的设备用电量占全部厂用电量的70～75％左右［1］，因此，深挖高压辅机节电潜力，减少风烟、制粉、循环水三大系统辅机耗电量，是降低机组厂用电率的关键［2］。
1.1制粉系统、风烟系统的节电潜力分析
(1)6号机组一次风机为入口静叶调节离心式风机，依靠风机入口挡板调节风机出力，一次风压跟踪锅炉负荷变化。由于一次风压设计值偏高，且风压随机组负荷变化小，当机组在400～500MW低负荷运行时(锅炉不投油稳燃负荷为400MW)。低负荷运行时，一次风压仍维持较高水平（9.0kPa左右），使磨煤机携带风调节挡板节流损失增大，一次风机电耗增加。针对这个问题，华能德州电厂修正了DCS内部一次风压曲线，增加了运行人员手动设定风压模块，在机组负荷为550～660MW之间时，维持一次风压为9.0～10.0kPa，当机组负荷降至400～450MW时，适当降低一次风压至7.5～8.0kPa，使低负荷期间磨煤机携带风调节板开度增大，减少了磨煤机携带风电动调节挡板的节流损失。
(2)由于空预器漏风率较大，漏风损失造成风机电耗增大，同时，由于空预器积灰较为严重，造成部分蓄热片腐蚀，致使机组满负荷时空预器烟侧压差高达2.4～2.5kPa，远高于设计值1.2kPa，导致一次风机电耗增大。对此，在机组检修期间，将空预器密封装置更换为可调式密封，并更换了已腐蚀损坏的蓄热片，降低了空预器漏风率，减少了风烟阻力；同时，为了避免空预器低温腐蚀，损坏蓄热片，运行时需根据环境温度变化及时投入暖风器，将空预器蒸汽吹灰替换为乙炔脉冲吹灰装置，优化了吹灰运行方式，使空预器积灰得到控制，烟侧压差可以维持在1.2kPa以下，降低了风机电耗。
(3)机组投产初期磨煤机故障率较高，磨煤机切换次数较多，启停频繁。因磨煤机启、停逻辑设计繁琐，从而延长了切换2台磨煤机并列运行的时间，增加了磨煤机的空载电耗。通过改良检修工艺，降低了磨煤机故障率，减少了磨煤机消缺切换次数；修改简化了磨煤机启、停步骤，删除了一些不必要的步骤，将磨煤机启动、停止时间由原30min缩短为15min左右。
(4)6号炉磨煤机为双进双出钢球磨，由于锅炉实际燃用煤种与设计煤种有差别，钢球实际磨损率与供货厂家提供的钢球添加公式存在较大误差，致使投产初期需补充钢球数量偏多，磨煤机实际运行功率上升，增大了厂用电量。经不断摸索积累经验，运行人员调整了磨煤机充球频率，通过合理计划对磨煤机补充钢球，在保证磨煤机出力的情况下，使磨煤机平均运行功率由原来1430kW降低到1370kW左右。
(5)磨煤机油站逻辑设计不尽合理，原设计磨煤机顶瓦油压低时，无延时跳磨煤机；顶瓦油泵出口滤网堵塞无法实现在线清理。磨煤机跳闸不仅使锅炉燃烧不稳定，同时也增加了磨煤机切换次数，使电耗增加。经过多次攻关试验和分析论证，我们将磨煤机顶瓦油系统进行了技术改造，将磨煤机顶瓦油压低跳磨煤机增加了50min延时，实现了顶瓦油泵出口滤网堵塞在线清理，进一步减少了磨煤机切换次数，同时保证了锅炉燃烧稳定。
(6)合理安排磨煤机组合运行方式，正常情况下，6号机组4台磨煤机组合可以带550MW负荷，5台磨煤机组合可以带660MW额定负荷，如果机组负荷曲线在550～580MW之间时，第5台磨煤机出力不足额定出力的30％，运行很不经济。当5、6号机组均运行在不经济负荷时，运行人员及时与值长沟通，请示调度，合理调整5、6号机组负荷曲线，使启动第5台磨煤机的机组尽量多带负荷，节省厂用电消耗。
(7)6号机组送风机为定速、电机驱动轴流式动叶可调送风机，由于DCS内部原设计二次风压偏高，低负荷时二次风挡板节流较大，增加了送风机电耗。对此，结合锅炉燃烧情况，我们将各二次风口手动调节挡板由原50％开度增大到80％～100％。同时修正了DCS内部二次风压曲线，将满负荷（660MW）时，二次风压从2.5kPa降为1.85kPa，使运行中二次风电动挡板开度增大，减少了挡板节流带来的厂用电损耗。
1.2循环水系统节电潜力分析及节电措施
(1)华能德州电厂6号机组设有定速运行循环水泵3台，正常运行采取2运1备的运行方式，为降低循环水泵电耗，经过论证，在环境温度较低的冬季，运行1台循泵就可以满足凝汽器冷却水和真空的要求，降低了厂用电消耗。
(2)投产初期胶球清洗收球不正常，经常收不到球，为回收胶球不得不开启第3台循泵提高循环水压力。经对胶球清洗系统运行方式的调整，选择规格合适的胶球，将胶球泵收球时间由1h延长到3～5h，实现了胶球清洗运行正常，收球时不再开启第3台循环水泵，避免了因收球带来的循环水厂用电损失。
(3)机组停止后，由于循环水系统需经开式水系统向主机润滑油、空压机提供冷却水源，导致循环水泵、开式水泵少用户运行时间过长，使厂用电增加，对此，为主机润滑油增加了一路工业水源作为备用，停机后主机润滑油冷却水切至工业水，空压机冷却水切至邻机供给，使循环水泵无用户后可以得到及时停运。
1.3运行管理及设备运行方式
1.3.1 机组正常运行时辅助系统的节电措施
(1)合理调整真空泵运行方式，根据6号机组汽机真空严密性较好和真空泵出力较大的实际情况，将真空泵运行方式由2台泵运行、1台泵备用改为1台真空泵运行、2台真空泵备有。
(2)磨煤机停运后即停止出口分离器电机运行。
(3)磨煤机启动后即停止磨顶轴油泵运行。
(4)除渣溢流水池溢流水泵由连续运行调整为间断运行，当溢流池水位高或灰水制浆时再开启溢流水泵运行。使溢流水泵运行时间由原来每天24h缩短到2～3h。
(5)机组低负荷时，控制氧量不超过6.0％，避免过量空气系数过大，进一步减少风机电耗。
(6)凝汽器补水方式由凝输泵补水改由依靠凝汽器真空虹吸补水，机组正常运行期间凝输泵停运，使凝输泵用电大幅降低。
1.3.2 停机后的节电措施
机组停运过程中及停运后，由于平均负荷低，甚至不带负荷，辅机系统相对运行时间长，必然增大机组厂用电率，因此，合理安排停机过程中辅机系统的运行方式，辅机达到停运条件时及时停运，尽量缩短辅机运行时间，也是降低厂用电率的有效措施。
2 有待挖掘的节电潜力
火力发电厂节电主要应在加强运行管理和设备改造等方面采取措施，由于设备改造需要工期长，投资大，很多需要在机组停机检修期间完成，而部分设备运行方式的变更也需要科学论证后，才可以实施。目前，华能德州电厂6号机组仍旧存在一些节电潜力，有待论证后，利用适当的机会改造设备，调整运行方式后实现。
(1)根据6号炉制粉系统现状，3台磨煤机就可以带450MW负荷，但由于锅炉始终存在较严重的结焦问题，低负荷下，锅炉落焦可能造成燃烧不稳定，出于机组运行安全考虑，机组在400MW负荷下仍采用4台磨煤机运行组合，增加了低负荷下制粉电耗。在完全控制或消除锅炉结焦问题后，当机组负荷小于450MW时，可以尝试3台磨煤机组合运行，进一步节约了制粉系统厂用电量。
(2)目前，磨煤机可以实现单侧给煤机运行，当一侧给煤机或下煤管道发生缺陷后，可以不停运磨煤机，实现给煤机单侧运行，但是当一侧给粉管路或一侧分离器故障时，仍需要停磨煤机对分离器进行检修，按设计单侧分离器（出粉管）运行是允许的，建议生产部门试验论证，做好单侧分离器运行调试，减少因单侧粉管路缺陷造成的磨煤机切换。
(3)引风机、一次风机为恒速运行离心式风机，机组带满负荷时，风机静叶开度仅为60％左右，对于电网调峰机组来说，风机效率低，电耗偏大，尤其在低负荷时，电耗损失更大，因此，可以考虑将风机传动装置改用高压变频电机，以节约厂用电。
(4)机组的厂用电率与机组负荷关系密切，如果机组平均负荷高，厂用电率将明显降低，6号机组主、辅机设计裕量均偏大，目前，6号机组已经进行了720MW稳定负荷运行试验，计划申请修改机组容量。
(5)循环水泵电机单速改双速，在环境温度低时，采用低速运行，此改造投资较小，易于实现，可以节约较多厂用电。
(6)目前，6号机组共布置400V检修变压器2台（汽机检修变和锅炉检修变），机组正常运行时，这2个变压器基本不带负荷，变压器空载损耗增加了厂用电消耗，我们可以尝试在两检修段之间设计一合适容量的联络开关，机组正常运行时停运1台检修变，实现变压器冷备用，减少了热备用变压器的空载损耗。另外，5、6号机组的化水变，循水变同样可以经适当改造，实现同类型变压器一运一备，定期切换，达到变压器冷备用，降低空载损耗的目的。按变压器平均空载损耗3％计算，实现冷备用后，仅检修变每年就可节电131400kW·h。
2003、2004年同期6号机组部分指标比较值见表1。2003、2004年部分月份6号机组经济指标值见表2。
表1 2003、2004年同期6号机组部分指标比较统计
发电量/kW·h厂用电量/万kW·h运行时间/h负荷率/％综合厂用电率/％
2003年1～10月258215.615452522774.85.98
2004年1～10月318271.517839651674.05.61
表2 2003、2004年部分月份6号机组经济指标
2003年8月2004年1月2004年10月
制粉、风烟、循环水三大系统电耗率/％4.433.913.77
综合厂用电率/％5.985.745.22
由表1、表2可看出，在同等负荷条件下，采取各项节电措施后，2004年1～10月6号机组综合厂用电率与去年同期比较明显下降，三大系统耗电率、综合厂用电率呈降低趋势，节电降耗效果显著。
3 参考文献
［1］徐甫荣.发电厂辅机节能改造技术方案分析.电气传动自动化，2004，（1）：1～2.
［2］刘玉宁.电厂厂用电率及其对策.东方电气评论，2002，（9）：158～159.
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