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600MW火电机组节能优化措施

文档作者：杨成强杨建平文档来源：华电内蒙古能源有限公司包头发电分公司		点击数：	更新时间： 2022年02月25日
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第34卷第2期
2012年2月
华电技术
Huadian Technology
Vo1．34 No．2
Feb．2012
600 MW 火电机组节能优化措施
杨成强，杨建平
(华电内蒙古能源有限公司包头发电分公司，内蒙古包头014013)
摘要：以华电内蒙古能源有限公司包头发电分公司600MW机组为例，对循环水系统、锅炉燃烧系统、吹灰系统、辅机
系统进行了全面分析，实施了燃烧优化、汽轮机滑压优化、循环水系统优化、凝结水泵电动机变频改造、汽封改造、重新布
置疏水管道等优化措施，取得了良好的节能效果。
关键词：600 MW火电机组；节能降耗；优化措施
中图分类号：TK 229 文献标志码：B 文章编号：1674—1951(2012)02—0005—02
0 引言
华电内蒙古能源有限公司包头发电分公司(以
下简称华电包头发电公司)从基建期开始就把节能
技术改造工作放在很重要的位置，机组投产后，华电
包头发电公司加大节能减排投资力度，摸索出一套
成功的节能方案并实施，经济和社会效益良好。
1 600 MW 机组节能优化项目及节能效果
1．1 锅炉点火前利用其他水源作为辅机冷却水
华电包头发电公司在机组设计安装阶段，为了
防止夏季循环水温太高造成闭式水温升高，在A闭
式冷却器冷却水门后加装一路深井水，作为夏季降
低闭式冷却水的备用水源。在锅炉上水打压阶段或
机组启动阶段，投人该路冷却水降低闭式水温度或
将相邻运行机组循环水联络运行，引入该机组循环
水系统，关闭凝汽器进水侧2个入口门，循环水直接
通过开式水泵后，进入闭式水冷却器作为冷却水源，
回水直接进入该机水塔，通过水塔联络门进入相邻
运行机组水塔。该节能项目实施后，在锅炉水压试
验或机组启动阶段，可不启动或推迟开式水泵、循环
水泵启动。
节能效果：锅炉一次汽、二次汽打水压启动1次
耗时6 h，每小时可节电3 185 kW ·h，共节约厂用电
19 110 kW ·h；机组冷态启动1次耗时10 h，每小时
可节电3 185 kW ·h，共节约厂用电31 850 kW -h。
1．2 无电动给水泵锅炉冷态启动上水
该方案分2个阶段完成：第1阶段，锅炉启动上
水初期至汽包压力达0．6MPa，用1台汽动给水泵的
前置泵代替电动给水泵给锅炉上水；第2阶段，主机
抽真空后，利用汽动给水泵的备用汽源辅汽冲转汽
收稿日期：201(I一10—28
动给水泵、暖机，汽包压力达0．6 MPa后，与单独运
行的汽前泵并泵，随后停运该汽前泵，保持该汽动给
水泵组运行；主机负荷达100 MW 时，另一台汽动给
水泵用四段抽汽冲转，在主机负荷达240 MW时，该
汽动给水泵与前一台汽动给水泵并泵接待负荷；在
主机负荷达360 MW 以上且机组运行稳定时，第1
台投运的小机汽源由辅汽切换为四段抽汽，保证了
机组启动过程中电动给水泵一直处于备用状态，节
电效果显著。由于该方案在机组停机时，可用辅汽
带1台汽动给水泵，电动给水泵也一直可备用。
节电效果：机组冷态启动1次可节约厂用电10．0
万kW ·h，停运1次可节约厂用电0．6万kW ·h。
1．3 凝结水泵电机工频改变频
华电包头发电公司2台600 MW机组均为调峰
机组，自动发电控制(AGC)，负荷在350—600 MW
调整。低负荷时，一方面会造成凝结水压力偏高，凝
结水管道及除氧器上水调门振动大、系统噪音大，除
氧器上水调门线性变差，除氧器调门大幅波动使除
氧器上水流量和除氧器水位大幅波动，威胁机组安
全；另一方面，凝结水系统节流损失大，电能损耗大，
凝结水泵效率低，经济性差。2008年5月，对 1， 2
机组凝结水泵电动机进行变频改造。变频器采用
“
一拖二”的改造方式，即A，B凝结水泵共用1台变
频器。机组运行中采用变频凝结水泵运行、工频凝
结水泵备用的方式。当凝结水泵变频运行时，除氧
器上水调门保持手动全开状态，利用变频器自动调
节凝结水泵转速，以控制除氧器水位；当工频凝结水
泵运行时，原方式不变，采用除氧器上水调门自动或
手动控制除氧器水位。
节能效果：不但消除了凝结水系统低负荷时压力
过高、管道振动的现象，而且厂用电率下降0．12％ 。
1．4 循环水泵电动机改造
内蒙古包头地区每年10月15日至第2年4月
· 6· 华电技术 第34卷
15 13为采暖期，环境温度较低且时间长达6个月，
在冬季单机单台循环水泵运行方式下，真空度最低
为83．0 kPa，最高为89．6 kPa，造成凝汽器人口循环
水温度偏低，水塔结冰严重，2台机组循环水泵电耗
达厂用电的1．3％ 。2009年9月，华电包头发电公
司分别对 1， 2机组的 2和 4循环水泵电动机进
行改造，由原来的l6级改造为18级，功率由3 000
kW 降为2 100 kW，投入后运行正常。
节能效果：改造后循环水泵运行稳定，全年节电
约889．9万kW ·h，节约资金约253．5万元。
1．5 主、再热蒸汽管道疏水及高、低压加热器疏水
改造及优化
由于主、再热蒸汽管道疏水气控门以及高、低压
加热器危机疏水气控门内漏，造成凝汽器热负荷增
加，机组真空度降低，经济性变差；另外， 7， 8低
压加热器在负荷小于420 MW 时，正常疏水管道有
气阻，造成疏水不畅，危机疏水调门全开，也造成凝
汽器热负荷增加，机组真空度降低。为此，对主、再
热蒸汽管道及高、低压加热器危机疏水门门头进行
研磨，调整最低限位；对 5， 6低压加热器正常疏
水管道弯头进行技术改造，减少管道弯头，重新布置
疏水管道，减少系统阻力，关闭主、再热蒸汽管道疏
水气控门前手动门。
节能效果：通过此项技术改造，不但降低了凝汽
器热负荷，而且凝汽器真空度提高了0．5 kPa， l，
2机组煤耗下降了1．25 g／(kW ·h)，机组经济性
增加。
1．6 主机汽封改造
华电包头发电公司 1， 2机组于2006年10
月、11月投产，但2008年4月和2009年2月机组热
耗率超过设计值。利用 1， 2机组大修机会，将
1， 2机组高、中压缸汽封和阻汽片改造为布莱登
汽封，汽封改造31圈，阻汽片改造79圈。
节能效果：改造后机组运行良好， 1， 2机组热
耗率分别下降150 kJ／(kW ·h)和160 kJ!(kW ·h)，
1， 2机组煤耗下降2．5 (kW ·h)左右。
1．7 优化 1， 2机组滑压曲线
针对华电包头发电公司 1， 2机组在50％ ～
90％ 负荷中投入滑压曲线后，负荷调整时，主蒸汽超
压、再热器温度超温、调阀阀点位置不合适、节流损
失大等问题，通过对滑压曲线的理论研究，现场收集
试验参数并与中国华电集团公司动力技术研究中心
热力试验数据进行分析比较，根据机组真空度变化
情况定出 1， 2机组不同季节时的最佳滑压曲线。
节能效果：该曲线投入后不但安全，配合了锅炉
燃烧系统先进过程控制APC(Advanced Process Con—
tro1)的投入，而且经济性较好，平均降低煤耗
2．0 g／(kW ·h)，提高了机组的经济性，获得了较好
的经济效益。
1．8 循环水系统运行方式优化
华电包头发电公司 1， 2机组循环水系统为
联络运行方式，机组运行后没有调试， 1， 2机组
循环水分开运行，造成春、秋季机组真空度偏低，2
台机组4台循环水泵均运行，机组运行不经济且厂
用电率高。根据循环水系统联络运行设计方案，对
该系统进行研究后，2009年春季成功实现“两机三
泵”运行方式；2009年11月，华电包头发电公司在
“两机三泵”运行方式的基础上积极探索，在对安全
性、可行性分析调研后，大胆试验“两机一泵”运行
方式，试验取得成功，机组安全、经济运行4个多月，
开创了国内湿冷火电机组循环水系统运行方式节能
优化的先河。
节能效果：春、秋季循环水系统为“两机三泵”
运行方式，每年可节电120万kW ·h，节约资金36
万元；冬季循环水系统为“两机一泵”运行方式，每
年可节电610万kw ·h，节约资金180万元。
1．9 采用等离子点火，实现无油点火
华电包头发电公司机组设计有等离子点火系
统，机组调试阶段为了赶工期，只对等离子点火系统
初步调试，锅炉启动有时仍采用油枪点火，不但造成
燃油消耗量较大，而且威胁锅炉的安全。华电包头
发电公司成立攻关小组，对等离子点火系统进行优
化治理，2008年l2月，在 1机组启动时，成功实现
了等离子无油点火，现已全面推广和应用。
节能效果：每年可节约燃油600t，节约资金420
万元。
1．10 锅炉燃烧系统、吹灰系统优化
为了适应机组加负荷响应速率、提高锅炉效率，
华电包头发电公司引进美国英维斯公司燃烧技术，
对 1， 2机组进行燃烧系统和吹灰系统的优化，经
过近半年的调整试验，圆满完成APC燃烧系统试
验，成功投运。
节能效果：机组加负荷速率由原来的5 MW／min
增加至15 MW／min，锅炉效率达93．6％。
2 结论
华电包头发电公司积极探索节能挖潜技术，于
2008年全面启动节能挖潜工作，取得了满意的效
果。2010年第1季度，华电包头发电公司供电煤耗
为308．18 g／(kW ·h)，折算对标煤耗值为299．37
g／(kW ·h)，综合厂用电率为5．68％。华电包头发
电公司将继续加大节能资金投入力(下转第10页)
· l0· 华电技术 第34卷
经过1个多月的运行，煤发热量计算工作正常，
同工业分析数据相吻合，动态特性较好，能实时反映
燃料发热量变化。主要问题是升、降负荷时发热量
计算结果存在波动，这主要是锅炉热惯性造成的。
氧量在线软测量系统工作正常，氧量计算误差与
目前氧量计显示值的绝对误差小于0．5％W(O )，在
负荷变动时动态响应明显优于氧量计。在燃料发热
量发生变化时，经过热量信号修正后，计算氧量的响
应速度也达到要求。
锅炉散热损失、锅炉未完全燃烧损失、锅炉排烟
损失、锅炉效率、机组发电效率、机组发电煤耗计算
采用锅炉热力试验规程推荐方法计算，在原始信号
正常情况下，最终得到的机组发电煤耗计算误差小
于±5 g。
氧量软测量系统存在的附加误差：
(1)锅炉吹灰。系统风量采用送风侧流量计
算，当锅炉受热面采用蒸汽吹灰时，由吹灰系统进入
烟气中的水蒸气会导致氧化锆氧量表测量氧量下
降，而软测量氧量保持不变。根据观察数据，实测测
量氧量一般偏低0．2％左右。系统风量如采用引风
侧流量计算，在吹灰时氧化锆氧量表和软测量氧量
保持一致。空气预热器吹灰不产生影响。
(2)负荷。在低负荷下，系统一些参数测量精
度变差。当负荷低于50％ 时，软测量氧量要考虑附
加误差。
(3)风量测量装置故障。软测量所用风量采用
送风侧风量，在其他机组系统应用问题集中在热一
次风测量装置出现飞灰堵塞或磨损，测量精度下降。
偶有二次风测量装置出现类似故障。如果测量装置
不发生问题，风量测量漂移一般在机组正常运行1
个月后可达到稳定状态。
(上接第6页)度，在全公司开展“节能为我，我为节
能”的活动，争取更好的节能效益，全面提高华电包
头发电公司的企业竞争力。
参考文献：
[1]华东六省一市电机工程学会．600 MW 汽轮机设备及其
系统[M]．北京：中国电力出版社，2006．
[2]王宁玲，张勇，杨勇平，等．600MW 火电机组节能降耗分
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电机组节能降耗的影响[J]．中国电力，2010(10)：
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[4]陈晓东，项广陆．循环水系统和送风机的节能优化改造
[J]．华电技术，2011，33(6)：75—77．
7 结论
(1)锅炉效率提高带来的收益。锅炉排烟氧量
测量准确后，控制系统能更容易地将 控制在最优
值附近，使得锅炉效率提高。按照锅炉效率平均提
高0．2％ 计算，则可以降低标准煤耗约0．6
g／(kW ·h)。
(2)送引风机节能带来的收益。Ot的优化控制
降低送风机、引风机耗电量，按照通风量平均降低
2％计算，折合降低煤耗2 g／(kW ·h)。
(3)锅炉安全运行带来的收益。锅炉排烟氧量
测量准确后，可以降低因通风不足带来的炉膛结焦、
尾部烟道二次燃烧等事故的概率。另外，当氧化锆
氧量计故障时，可以提供给运行人员一个有效的信
号用以调整燃烧，从而获得相关的安全效益。
(4)增加燃料发热量在线计算功，可使控制系
统或运行人员根据实际情况更好地优化燃烧，这对
经常处于低负荷和变负荷工况下运行的机组尤为
重要。
参考文献：
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[2]华东六省一市电机工程学会．锅炉设备及系统[M]．2
版．北京：中国电力出版社，2001．
(编辑：白银雷)
作者简介：
周立群(1978一)，男，黑龙江依安人，工程师，工学硕
士，从事电厂运行方面的工作(E—mail：liqun—zhou@ 126．
com)。
[5]侯昭湖，杨建平，石振勤．循环水系统节能改造及运行方
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[6]金晏海，阚洪．循环水泵的运行方式及节能分析[J]．华
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[7]邓元凯，张永和，李明，等．具有高节能减排潜力的炉内
非线性过程双尺度优化技术[J]．华电技术，2008，30
(5)：64—69．
(编辑：刘芳)
作者简介：
杨成强(1981一)，男，陕西宝鸡人，助理工程师，从事电
厂汽机运行管理和节能管理方面的工作。
杨建平(1974一)，男，陕西宝鸡人，工程师，从事电厂汽
机运行管理方面的工作(E—mail：yjp808@126．corn)。

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