百万超超临界燃煤机组节能诊断与降耗研究

文_夏玉芳 周元祥 蔡健

1 广东惠州平海发电厂有限公司 2 西安热工研究院有限公司 3 广东电力发展股份有限公司

在“双碳”目标指引和“双控”指标下，通过节能管理，降低机组煤耗，是发电企业的生存之本。案例机组已投产11a，设备性能逐年下降，机组能耗上升。为深挖节能潜力，2022年3月对机组开展节能诊断，分析机组生产实时数据、性能试验数据、现场设备和系统运行状况等，准确掌握机组当前能耗水平，科学识别和分析节能潜力。同时，结合同类型机组设备及系统改造经验，从运行优化、设备提效和技术改造等3个方面，提出节能降耗技术途径与实施方案。

1 案例机组情况

案例机组为1000MW超超临界燃煤机组，三大主机均由上海电气集团制造。锅炉采用上海锅炉厂引进ALSTOM技术制造的SG-3093/27.46-M533型,保证效率93.8%；汽轮机是由上海汽轮机厂与西门子公司联合设计制造的一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机，型号为N1000-26.25/600/600，保证热耗率7343kJ/kWh；发电机采用上海发电机有限公司生产的THDF125/67型，保证效率99%。

2 机组节能诊断现状

案例机组已投产11a，受汽轮机性能、运行工况偏离设计值等因素影响，目前能耗水平较设计值偏高。经研究分析，在实际运行条件下，各种因素使机组发电煤耗在77%负荷时高于设计值约8.8g/kWh，发电煤耗诊断值为277.7g/kWh。统计期内机组生产厂用电率为4.34%，供电煤耗为290.3g/kWh。影响机组发电煤耗的因素如表1所示。

表1 机组主要因素对能耗指标影响量汇总

综上所述，由于各种影响因素，77%负荷时机组发电煤耗较设计值升高约8.8g/kWh，下文针对升高因素进行节能降耗研究，提出节能降耗技术途径与实施方案。

3 机组节能降耗研究

3.1 汽轮机及热力系统节能优化

3.1.1 本体节能优化

根据现场诊断，案例机组汽轮机本体各项性能指标如下表2所示，为了降低机组能耗指标，对汽轮机本体节能工作提出以下建议：

表2 汽轮机本体各项性能指标偏差对经济性的影响量

①进行汽轮机性能试验，准确确定汽轮机高、中缸效率，若高压缸效率显著下降，需要尽快返厂或在现场进行检修。

②中、低压缸揭缸大修时，原则上通流部分汽封等进行更换或修复，不建议采用新型汽封结构进行改造。

③汽轮机中压调门扩散器喉部直径500mm，扩散器出口外径824mm，长度1764mm，扩散器疏水采用隐蔽设计，疏水管暗管变径Ф21-30mm，扩散器锥度15°，扩散器出口厚度约5mm，材料为GX12CrMoWVNbN10-1-1。应加强中压调门扩散管壁温度及中压缸排汽温度监测，发现异常尽快进行处理。

3.1.2 冷端系统节能优化

基于运行数据，根据汽轮机性能设计资料、循环水泵不同运行方式、凝汽器变工况计算结果，参照厂家提供的汽轮机低压缸排汽压力对出力的修正曲线，考虑排汽压力低于4.0 kPa后对机组能耗影响较小，对冷端系统运行优化指导建议如下：

①机组100%负荷工况下，循环冷却水温度15℃时，循环水泵应两台高速泵并联运行；循环冷却水温度18℃时，循环水泵应三台高速泵并联运行。

②机组75%负荷工况下，循环冷却水温度17℃时，循环水泵应两台低速泵并联运行。循环冷却水温度21℃时，循环水泵应三台高速泵并联运行。

③机组50%负荷工况下，循环冷却水温度21℃时，循环水泵应两台低速泵并联运行。循环冷却水温度26℃时，循环水泵应三台高速泵并联运行。

④上述工况及其他工况下，详细的循环水泵运行优化方式见表3，优化结果见图1，优化后运行时间见表4。

表3 冷端系统循环水泵运行方式优化结果

图1 循环水泵运行方式优化结果

表4 机组优化前后年度各种循泵运行时间

根据冷端优化结果，基于循环水温和机组负荷采用合理的循泵运行方式，预计可使机组供电煤耗降低约0.3g/kWh。

3.1.3 增设罗茨真空泵节能改造

案例机组抽空气系统配备3台水环式真空泵，正常2台真空泵运行，分别抽吸高/低压凝汽器中的不凝结气体，另外一台真空泵备用。真空泵工作水的冷却水原取自循环冷却水，后改至工业水系统以保证冷却器的清洁，从而降低工作水温度，提升真空泵组抽吸能力。

案例机组的真空泵选型依据为真空严密性大于400Pa/min，并且考虑了富裕量。目前真空严密性试验结果基本小于100Pa/min，处于良好水平。因而建议案例机组进行罗茨真空泵组改造，根据场地情况，采用新增两台罗茨真空泵组或者替代原有水环真空泵组改造方式皆可，正常运行中，罗茨真空泵组单独运行抽吸凝汽器中的不凝结气体，原有的水环真空泵组备用，仅在机组启动及真空严密性较差的情况下启动运行。

根据其它机组的罗茨泵组改造经验，罗茨真空泵组运行较目前的水环真空泵组运行功率可降低60%以上，年均厂用电率可下降0.15%。

3.2 锅炉系统节能优化

3.2.1 提高再热蒸汽温度

根据现场诊断，案例锅炉主蒸汽温度、再热蒸汽温度高负荷工况基本可达设计值，但中低负荷均存在不同程度偏低，特别是再热蒸汽温度低负荷工况显著偏低。根据节能诊断分析，低负荷工况降低炉内辐射换热，提高炉膛出口烟温，是提高低负荷再热蒸汽温度的主要方向，主要建议如下：

（1）恢复燃烧器摆角调节

案例锅炉目前燃烧器摆角因机械故障固定于水平位置。低负荷燃烧器摆角上扬，将抬高火焰中心位置，提高炉膛出口烟温。建议利用检修机会恢复燃烧器摆角调节功能，改善运行人员调节方式，改善低负荷再热蒸汽温度。由于燃烧器摆角执行机构很难长期保证灵活，建议恢复摆角摆动后利用燃烧优化调整试验，对比不同负荷不同摆角与炉膛出口温度、汽温、减温水等影响，综合确定合适角度留作后续卡涩时燃烧器可固定位置。

（2）专项配风优化调整

专项配风优化调整，包括低负荷适当降低SOFA风比例，降低运行氧量，提高炉膛-风箱差压，关小偏转二次风等，均将有助于在低负荷降低燃烧区域火焰温度，减少下炉膛辐射吸热量，火焰中心高度抬高，炉膛出口烟温升高，再热蒸汽温度升高。但氧量与SOFA比例等配风方式调整，将可能影响NOx以及CO浓度以及燃烧稳定性，具体合适方式需要综合考虑。

根据相关电厂调整经验，在恢复燃烧器摆角调节的基础上，针对配风方式开展专项燃烧优化调整试验，再热蒸汽温度整体可提升3～5℃，对应机组发电煤耗降低约0.2g/kWh。

3.2.2 降低磨煤机出口压力

案例锅炉不同负荷下，热一次风母管压力约为7.5～12kPa，磨煤机入口热一次风门开度基本全开，磨煤机入口风压约为7～11.5kPa，磨煤机通风阻力约为3～4kPa，对应磨煤机出口压力约为4～8.5kPa。与其他同类型制粉系统相比，当前案例锅炉磨煤机出口压力偏高约1～2kPa。据此推理，当前磨煤机出口至燃烧器入口存在阻力异常偏高部位，初步怀疑是粉管调节缩孔。

建议利用检修机会，对磨煤机风环进行更换修复，并在燃烧器喷口附近水冷壁背侧增设温度测点，同时查找磨煤机出口压力偏高原因并解决，减少不必要节流损失，预计降低一次风压约0.5～1.0kPa，对应降低一次风机耗电率约0.03%。

3.2.3 送风机提效改造

案例锅炉在高、中、低负荷工况下，送风机效率平均约70%、50%、30%。送风机整体运行裕量较为偏大，其与系统匹配性差，导致风机运行效率低。建议案例锅炉开展送风机双速改造可行性。将送风机电动机转速由990r/min降至745r/min，可以满足机组正常工况运行要求，并且风机运行效率平均提高了15%左右，详见图2。需要说明的是，降一档转速后，风机各负荷工况基本满足运行要求，但理论核算风机TB工况点（3.4kPa、340m3/s），较风机性能曲线最大出力线安全裕量约为1.25，较风机选型规范要求参数1.35有所降低。基于合规性考虑，考虑保留高速档（990r/min）作为备用。根据相关电厂改造经验，采用双速改造后，对应厂用电率约下降0.03%。

图2 降速至745r/min后风机性能曲线

3.2.4 电除尘改造及优化

案例机组除尘采用三室四电场电除尘器，2011年电除尘耗电率为0.26%，与同类型机组相比，电除尘耗电率偏高。建议将电除尘优化调整设定为自动控制方式，以机组负荷（总燃料量）与吸收塔进、出口烟尘浓度为判断依据，自动调整电除尘供电方式与电流极限，减少手动调整滞后性。实施电除尘电源改造与电除尘运行优化自动调整，预计可使机组电除尘耗电率下降0.08%。

4 结语

2020年9月，习近平主席在第75届联合国大会上提出“双碳”目标；2022年5月，国家发展改革委等部门发布了《煤炭清洁高效利用重点领域标杆水平和基准水平（2022年版）》，为贯彻落实国家节能法规、强制性标准及重大政策要求，燃煤电厂需要借助节能诊断方式，强化技术节能和管理节能工作，进一步降低机组能耗，促进企业可持续发展。