采用对标法分析机组节能潜力

邢希东

（大唐国际盘山发电有限责任公司，天津 301900）

为了发掘公司的节能潜力和节能空间，天津大唐国际盘山发电有限责任公司(简称盘山发电公司)依托中国电力企业联合会2010年600MW机组竞赛对标平台，与节能先进标杆企业进行专题对标分析，完成了机组节能的分析，制定了节能工作规划。

一、节能管理措施

1.建立“三级管理”的节能管理机构

(1)决策层。由企业主管生产的领导全面负责公司节能工作。

(2)监督管理层。设置1名专职节能工作主管，负责企业全面节能工作。

(3)执行层。在发电部、设备部和燃料管理部等相关部门分别设置兼职节能管理人员，辅助部门进行班组节能管理工作。

2.抓好新设备选型

设备选型时做好热机轴功率和电机电功率的匹配优化工作，避免投运后出现大马拉小车的现象。

3.全公司普查节能空间

节能工作应该坚持抓大不放小的方针，对全公司正常运行的设备进行全面普查论证，进行技改，如普查节流机构实际开度低于70%～80%的设备。

4.坚持先诊断后优化的原则

借助电科院、科研所的力量对机组定期做修前修后试验以及系统的分析诊断试验，坚持诊断和优化同等重要的原则，对诊断出的问题和改进空间，必须由诊断方按照合同要求进行实际优化。

5.树立“小业主”节能管理理念

针对发电企业生产节能工作的实际情况，在节能工作中力推“小业主”管理思路。即将公司决定进行的技术改造或运行优化项目委托给有资质有权威的第三方，电厂相应部门做为改造项目的“小业主”，采用合同约定的方式，由第三方进行项目前期调研及试验改造，并对改造优化结果进行评估与完善。电厂做为业主，做好配合和监督工作。

二、节能项目

1.锅炉优化燃烧调整试验

邀请电科院、科研所对燃煤锅炉进行燃烧优化调整试验。试验过程以电科院为主，运行人员配合。试验总结出的优化曲线直接由热工人员在DCS控制系统中实现。电科院对优化曲线的实际节能、安全效果进行评估完善。该试验对降低厂用电、提高锅炉效率、降低煤耗具有十分明显的效果。

2.泵与风机车削叶片技术

对全公司主要泵与风机进行工作裕量分析，研究车削叶轮节能降耗的可行性。如某轴流式送风机满负荷动叶开度约50%，经计算，对叶片进行车削，使动叶开度可达80%，提高了工作效率，降低了风机能耗。

3.锅炉吹灰汽源改造

锅炉本体吹灰汽源为过热器分隔屏，经过优化设计，将炉本体吹灰汽源改为再热器冷端，减少了高温高压优质蒸汽的消耗，节能效果明显。

4.加热器系统优化

低压加热器由于抽汽压力低，低负荷阶段疏水不畅是大多数发电企业遇到的问题。采取扩大管径、减少弯头等措施降低疏水管道阻力，有效解决了疏水不畅的问题。

投产时间较长的机组、加热器，经常发生端差大的问题，大修时对高压加热器水侧进行冲洗、清垢，可以有效解决该问题。

5.低负荷运行优化

低负荷阶段，主机组及辅机都运行在低效区，能耗高。可请电科院进行优化试验，项目如下。

(1)汽机控制方式和滑压参数寻优。挖掘汽轮机低负荷节能潜力同时解决滑压方式下壁温超温问题。

(2)锅炉氧量曲线寻优，挖掘锅炉低负荷节能潜力。某机组通过锅炉氧量优化，锅炉效率提高0.1%～0.4%，煤耗降低约0.3～1.3g/kW·h。

(3)制粉系统运行优化。挖掘制粉系统节能潜力。通过对煤粉细度调整、最佳运行台数等进行试验。某机组经过优化，降低厂用电约0.07%，降低煤耗约0.25g/kW·h。

(4)半侧风组节能潜力试验优化。通过试验测试机组50%负荷下半侧风组运行的节能潜力，为实施半侧风组停运的节能做好基础工作。经试验，在50%负荷下，单侧送引风机运行与双侧送引风机运行比较。炉侧6kV电机消耗的总电耗占发电量的比例降低0.48%。折算煤耗可节约1.42g/kW·h。

(5)低负荷给水泵运行经济运行试验优化。测试低负荷下给水泵经济运行方式。优化试验进行低负荷单汽泵与双汽泵运行的经济性比较试验。

在完成以上试验的基础上，热工人员应将试验结果直接整合到控制系统。

6.凝汽器系统改造

(1)凝汽器补水喷雾。原设计凝汽器补水的地点是热井，将补水地点改至凝汽器喉部，呈雾状喷入。改后可降低凝结水含氧量、凝结水过冷度及排汽缸温度，提高真空度。

(2)凝补水系统串联。原系统每台机配备1台凝补水泵，长期运行。改造时将2台机组的凝补水系统串联，约降低电机功率200kW。

(3)凝汽器自流补水。600MW及以上容量的机组，均设有自流补水系统，如能解决好自流补水系统的真空泄漏问题无需启动补水泵即可实现补水。

7.密封风机增设低压电机

近几年的新建大型发电企业密封风机都是经由一次冷风母管取风，经低压电机(1运1备)增压后供制粉系统。但是盘山发电公司采用的仍然是单独配置高压密封风机系统。增设低压电机(原6kV密封风机备用)的优势如下。

(1)节约厂用电。6kV密封风机，满负荷运行电流在45A左右；380V低压电机，满负荷运行电流在140A左右，改后可节电近80%。

(2)密封风从一次风母管取风，解决了一次风机变频运行时的抢风问题，避免了炉效降低。

(3)密封风机就就近设置在磨煤机冷风母管附近，减少管道阻力损失。

(4)在夏季煤质差时，密封风可由6kV风机供，其余季节由380V增压风机供，节能效果也十分可观。

三、供电煤耗对标偏差原因分析

2011年盘山发电公司供电煤耗比行业标杆A、B公司分别高16.47、19.01g/kW·h，从炉效、厂用电和热耗3个方面加以分析，偏差原因如表1所示。

1.锅炉效率

盘山发电公司锅炉效率低的主要原因如下。

表1 3家发电企业供电煤耗偏差汇总表

(1)锅炉燃烧氧量大，排烟损失大。标杆公司氧量年均值为2.8%。盘山发电公司目前氧量年均值约6%。

(2)煤质差，不完全燃烧损失大。标杆公司用煤实际热值及灰分在22MJ/kg、16%左右。盘山发电公司用煤实际热值及灰分为19.42MJ/kg、27.6%。

(3)一次风压母管压力低，炉膛温度高。标杆公司锅炉一次风母管压力由9～10kPa降低到6～8kPa，炉膛温度高、燃烧充分，提高了锅炉效率。

2.厂用电率

盘山发电公司厂用电率比标杆公司高1.2%～0.7%，对供电煤耗的影响十分明显。由于主要辅机耗电量并不是随负荷成线性比例增长，所以负荷率越高，辅机耗的电率越低。

2011年A、B公司的电厂负荷率分别为79%、87%，而盘山发电公司仅有72%。这是盘山发电公司用电率高的主要原因之一。

(1)引风机用电率。盘山比标杆公司A高0.15%的主要原因是锅炉燃烧氧量高，烟气量大。

(2)送风机用电率。盘山比标杆公司A高0.07%原因有两点：一是氧量高总风量大；二是A公司对送风机实施了削短叶片的改造。

(3)磨煤机电耗率。盘山磨煤机电耗率比标杆公司A、B高0.1%～0.13%，主要原因如下：

①磨煤机选型不当。

②煤的低位热值。

③一次风压力高。标杆公司母管压力维持在6～8kPa，盘山发电公司目前在9～10kPa，磨煤机阻力大。另外盘山公司辊式磨煤机的通风阻力比标杆公司的碗式磨煤机高，影响电耗。

(4)一次风机电耗率。盘山一次风机耗电率为标杆公司2倍。原因如下：

①选型。盘山一次风机是离心式，而标杆公司为轴流式。

②一次风压控制。在同样的风量、风压下，离心式风机的电耗水平比轴流风机大很多，而且标杆公司的一次风压还比盘山低2～3kPa，能耗水平进一步拉开差距。

③变频节能效果受阻。虽然盘山对离心式一次风机进行了变频改造，但是由于离心风机的抢风问题，导致风机入口挡板有部分节流，造成一次风机能耗升高。

(5)循泵耗电率。盘山的循泵电率比标杆公司高，主要因为标杆公司为海水冷却开式循环，热循环水不用上塔，泵出口压力低。另外其循泵为日本进口，最大2 500kW，盘山循泵高速运行时，轴功率2 800kW以上。

3.机组热耗

盘山汽轮机为75A型，已投产10年。而标杆公司机组为157型，投产6年。机组型号、老化程度等因素决定了盘山机组实际热耗比标杆公司高，影响供电煤耗升高。

4.客观不可比因素对煤耗的影响

(1)负荷率(1%影响0.2g计算)。2011年，标杆公司负荷率比盘山高7%～15%，影响煤耗升高1.4～3g/kW·h。

(2)入炉煤热值(100kcal/h影响1.2g)、真空度、设计热耗分析。2011年，标杆公司入炉煤热值为22MJ/kg，盘山公司为19.4MJ/kg，偏差约622kcal/h，影响煤耗升高7.5g/kW·h。

(3)真空度(1%影响3g)。盘山2011年真空度完成94.4%，标杆公司完成95%，影响煤耗升高1.8g/kW·h。

(4)设计热耗(26kJ影响1g)。盘山设计热耗7 876kJ/kW·h；标杆公司设计热耗7 745kJ/kW·h，比盘山低131kJ/kW·h，影响煤耗下降约5g/kW·h。

四、结论

盘山发电公司通过采取行业对标专题能耗分析，找到了节能管理的差距，发现了制约机组能耗水平的主要因素，为盘山发电公司下一步深挖节能潜力，提高机组经济运行水平提供了依据。

[1]邢希东.600MW火电机组降低厂用电率措施[J].中国电力，2007，(09)：60-64.

[2]邢希东，李学斌.600MW机组影响供电煤耗的因素分析及控制[J].华中电力，2007，(05)：71-74.