600MW机组运行优化与节能对标实践

600MW机组运行优化与节能对标实践

张海峰王庆善

张海峰王庆善（华电能源哈尔滨第三发电厂，黑龙江哈尔滨150000）

摘要：600MW级火电机组已成为我国主力发电机组，开展600MW机组节能降耗对策研究，提高机组的经济运行水平和综合竞争力是发电集团面临的重要课题。

关键词：600MW火电机组；节能降耗；运行优化

目前，面临着能源资源逐渐匮乏和能源需求总量日益增大的双重挑战，节能降耗刻不容缓，尤其是能耗大户行业。电厂热力系统首当其冲，且与发达国家相比，我国的热力系统节能降耗还是有很大的潜力和空间可以充分挖掘。有理由相信，随着相关热力系统分析方法的逐步发展和完善，电厂热力系统节能降耗将会取得更长远的进步。

1节能潜力分析方法

本文采用耗差分析方法，在锅炉燃烧及制粉系统、汽轮机及热力系统、辅机系统3个层面仁进行系统分析和节能潜力诊断.确定各因素对机组供电煤耗的影响。炉侧参数主要采用公式法进行分析，主蒸汽和排汽参数主要根据汽轮机厂家提供的热耗修正曲线进行分析，对于影响热力系统的各种因素根据等效热降法进行计算，缸效率的影响主要采用小偏差分析法。

2600MW机组节能降耗优化措施与实施

本文以包头发电有限公司（以下简称包头电厂）600MW亚临界2号机组和贵港发电有限公司（以下简称贵港电厂）600MW超临界1号机组为典型案例，重点开展了燃烧优化、汽轮机滑压优化、顺序阀控制优化、通流部分间隙调整和改造等综合优化措施的研究与实施。

案例机组概况：

包头电厂2号机组锅炉为600MW亚临界一次中间再热、强制循环、平衡通风、单炉膛、悬吊式、四角切圆燃烧、固态排渣、紧身封闭、全钢构架n型燃煤汽包炉，型号为SG-2023/17.5-M914，设计煤种为神华万里川烟煤，锅炉设计效率为92.71%。汽轮机为亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、冷凝式汽轮机，型号为N600-16.67/538/538，设计热耗为7748kJ/（kW·h）。机组设计供电煤耗为330g/（kW·h），2007年机组实际供电煤耗为338g/（kW·h）。

贵港电厂1号机组锅炉为600MW超临界一次中间再热、变压运行螺旋管圈直流炉，采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构n型露天布置，锅炉设计效率为93%0汽轮机为亚临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、冷凝式汽轮机，型号为N600-24.2/566/566，设计热耗为7747kJ/（kW·h）。机组设计供电煤耗为287g/（kW·h），2007年机组实际供电煤耗为355g/（kW·h）。

3锅炉燃烧及制粉系统优化

影响锅炉效率的因素有排烟温度、飞灰可燃物、炉膛出口烟气含氧量、空气预热器漏风率、炉底灰渣可燃物、锅炉保温等。锅炉燃烧调整应考虑锅炉飞灰和炉渣含碳量等因素进行综合优化。包头电厂2号机组煤质较稳定，运行效率较高，可通过调整锅炉最佳氧量进一步提高锅炉效率。分别在600MW，480MW，360MW负荷下进行试验，保持其他参数不变，调整送风机挡板开度，改变一、二次风量和不同负荷下的锅炉氧量，确定氧量变化对锅炉燃烧效率、蒸汽温度及其他运行参数的影响，得到锅炉最佳氧量曲线。试验结果表明，通过锅炉氧量调整优化，可降低供电煤耗约1.5g/（kW·h）。

贵港电厂燃用的煤种特性严重偏离设计值，燃烧劣化再热蒸汽温度偏低约20~30摄氏度，运行经济性、安全性较差。燃烧优化调整前，经常由于锅炉积灰严重而发生灭火。该机组燃烧调整为性能优化的重点，技术难度较大。通过不断地摸索和试验研究，实施了多方面的优化措施，较好地完成了优化调整工作，提高了锅炉效率，降低了煤耗。

（1）锅炉左右侧烟气温度偏差调整。调整试验前，右侧主汽温度高于左侧，需投人较多减温水。试验调整表明，锅炉分离燃尽风（SOFA）水平摆角为50左右偏差较小，实际运行中可增加偏置风或减弱反切SOFA来调整烟气的左右偏差。

（2）再热蒸汽温度调整。450MW负荷下，燃烧器摆角以70%n，80%n，90%n，100%摆动时对过热汽温和再热汽温的影响。当煤种、工况不变时，改变燃烧器摆角，同时对飞灰进行取样分析。经分析看到，随燃烧器摆角增大，飞灰可燃物也相应增加，当燃烧器摆角从90%变化到100%时，飞灰可燃物可达12.06%。建议将燃烧器摆角控制在80%以下运行，尽量利用二次风量的匹配来调整炉内燃烧，增加再热汽温。

4汽轮机及热力系统优化

影响汽轮机热耗的主要因素有主蒸汽、再热蒸汽、回热、排汽参数，系统外漏、内漏和汽封间隙等。在2台案例机组上实施的具体优化措施包括：（1）进行主汽压力（定滑压运行）优化试验，确定不同负荷时最佳主汽压力；（2）尽可能使汽轮机汽封安装间隙保持设计值，或采用布莱登汽封和蜂窝汽封进行汽封改造；（3）将汽轮机的单阀运行方式切换为顺序阀方式，从而降低节流损失，提高汽轮机效率；（4）减少汽轮机内的蒸汽泄漏，有效提高汽轮机运行经济性，这种改造成本远低于通流部分改造。

5辅机系统优化

在2台案例机组辅机系统方面实施的节能优化措施主要包括：（1）循环水泵优化运行：通过循环水泵的启停实现冷端系统的运行优化，当汽轮机的做功增加量大于启动循环水泵的耗功量时，启动循环水泵；否则停运循环水泵。（2）调整给水泵小汽轮机的轴封间隙，治理系统泄露，减少高品位工质损失，降低能耗，提高机组效率。（3）高能耗辅机的变频改造：通过变频控制，降低设备能耗，降低厂用电率。

表1间隙调整和汽封改造前后汽轮机热耗与煤耗变化情况

对比凝结水泵分别运行在工频和变频工况下30d的节能效果，结果显示，凝结水泵改为变频运行后的用电量仅为改造前工频运行时的34.26%，节能效果显著，投入生产1个月就已实现节能效益30多万元。

6结论

本文系统地研究了600MW级火电机组的节能降耗对策，通过对所选典型机组实施锅炉燃烧及制粉系统、汽轮机及热力系统、辅机系统3个层面的综合优化措施，取得了良好的节能降耗效果。其中包头电厂2号机组的供电煤耗由2007年的338g/（kW·h）下降为2008年的329g/（kW·h），下降9g/（kW·h）；节能降耗对策实施后，贵港电厂1号机组燃烧稳定，供电煤耗由2007年的355g/（kW·h）下降为326~330g/（kW·h），节能效果显著。

参考文献

[1]沙亦强.电力转型期[J].中国电力企业管理，2009（13）：1.

[2]中国电力行业年度发展报告2008[R].北京：中国电力企业联合会，2008.