廣東粵電云河發(fā)電有限公司

前 言

廣東粵電云河發(fā)電有限公司的5、6號機組是300MW循環(huán)流化床機組，分別于2010年7月和8月投產(chǎn)。該公司兩臺機組的三大主機均是上海制造的。鍋爐是上海鍋爐廠首次自行研發(fā)具有自主知識產(chǎn)權的300MW循環(huán)流化床鍋爐。

一、成果實施的背景

廣東粵電云河發(fā)電有限公司的兩臺300MW循環(huán)流化床機組自投產(chǎn)以來，該公司技術人員逐年不斷挖掘機組節(jié)能潛力，通過多年生產(chǎn)技術對標工作的開展，各項生產(chǎn)技術指標得到大幅度提高，2012、2013年參加了全國循環(huán)流化床機組競賽，分別獲得二等獎和三等獎的好成績，但與標桿機組相比，仍有較大差距，特別是廠用電率仍較高。2012年5、6號機組的供電標煤耗為336.4 g/kwh、336.1g/kwh，直接生產(chǎn)用電率為7.61%、7.46%。

為了進一步提高5、6號機組的生產(chǎn)技術指標，更好地發(fā)揮兩臺機組的經(jīng)濟效益，2013年10月，該公司組織技術人員開始調(diào)研和尋找科研機構合作，對機組進行節(jié)能診斷。同時該公司向廣東粵電集團有限公司申請了名為“5、6號機組節(jié)能診斷”的科技項目，并得到了公司的批準。為確保節(jié)能診斷項目能取得較好的成果，該公司技術人員經(jīng)過多次調(diào)研和評估，在了解其他電廠節(jié)能技術應用的情況和效果的基礎上，經(jīng)公司內(nèi)部技術人員討論，決定邀請西安熱工研究院有限公司為該公司5、6號機組能耗診斷項目實施單位。

表1 云河發(fā)電有限公司5、6號機組節(jié)能潛力預測分析匯總

二、節(jié)能診斷

2014年4月至5月，西安熱工研究院有限公司的10位專家組成節(jié)能診斷專家小組到廣東粵電云河發(fā)電有限公司，專家小組成員中涉及有鍋爐本體及燃燒、鍋爐煙風系統(tǒng)、汽機本體及熱力系統(tǒng)、冷端系統(tǒng)、廠用電及環(huán)保系統(tǒng)等多個專業(yè)。云河發(fā)電有限公司按專業(yè)對口安排專業(yè)技術人員與其聯(lián)合組成科技攻關小組，對兩臺300MW亞臨界循環(huán)流化床機組主要運行經(jīng)濟指標現(xiàn)狀進行分析，對現(xiàn)場設備和系統(tǒng)運行狀況進行實地調(diào)研。

表2 云河發(fā)電有限公司5、6號機組各負荷率下經(jīng)濟性指標預計值

經(jīng)過半個月的現(xiàn)場系統(tǒng)分析、現(xiàn)場測量、數(shù)據(jù)采樣收集和在線進行試驗等的節(jié)能診斷措施，科技攻關小組通過多次交流討論會對各項能源損耗問題進行分析，提出了影響機組運行經(jīng)濟性的主要因素。在此基礎上進一步定量計算了這些因素對機組經(jīng)濟性指標的影響量，得出了機組能耗的損失分布情況及其主要原因，明確了下一步節(jié)能降耗工作的方向和重點，并有針對性地提出了5、6號機組節(jié)能降耗的技術途徑與實施方案，同時預測分析了各項改造實施后機組的能耗水平，以指導該公司優(yōu)化運行、設備維護及技術改造工作，推動電廠節(jié)能降耗目標的實現(xiàn)。

通過該次節(jié)能診斷，找出影響該公司5、6號機組發(fā)電煤耗的主要因素包括以下幾點：

1.由于受國內(nèi)制造加工工藝和投產(chǎn)初期設備安裝水平的制約，汽機各缸性能達不到設計水平，導致云河發(fā)電有限公司5、6號汽輪機熱耗較設計水平偏高219kJ/kWh和189 kJ/kWh左右，折合機組發(fā)電煤耗約8.2g/kWh和7.1g/kWh；

2.2013年5月至2014年4月期間，5、6號機組出力系數(shù)分別為0.658和0.648，相較于出力系數(shù)1.0時的發(fā)電煤耗分別升高約9.6g/kWh和10.0g/kWh；

3.5、6號機組再熱汽減溫水和過熱汽減溫水投用量較大，使發(fā)電煤耗分別升高約1.6g/kWh和1.4g/kWh；

4.5、6號機組低壓缸排汽壓力較設計值的偏差，對不同背壓范圍進行分段修正，加權核算后分別導致發(fā)電煤耗升高約0.9g/kWh和0.6 g/kWh；

5.2013年5月至2014年4月期間，5、6號機組啟停次數(shù)分別為4次和3次，4月底6號機組停機一次，使機組發(fā)電煤耗分別上升約1.0 g/kWh和0.9g/kWh；

6.5、6號機組鍋爐熱效率優(yōu)于設計值約0.8個百分點，使機組發(fā)電煤耗下降約2.5 g/kWh；

7.其它因素包括熱力系統(tǒng)嚴密性、回熱系統(tǒng)、蒸汽消耗、主再熱蒸汽參數(shù)等對5、6號機組能耗的影響均處于相對正常水平，總計分別使機組發(fā)電煤耗下降約1.4 g/kWh和1.8 g/kWh。

對云河發(fā)電有限公司5、6號機組的節(jié)能潛力進行預測分析匯總如下表3.1所示。

如表1所示，云河發(fā)電有限公司可以通過運行優(yōu)化、檢修維護、技術改造等多方面努力，5、6號機組發(fā)電煤耗在目前基礎上可分別下降約6.1g/kWh和5.9g/kWh，廠用電率可分別下降約0.35個百分點和0.33個百分點。

在此基礎上，技術攻關小組綜合考慮出力系數(shù)這一影響因素對發(fā)供電煤耗、廠用電率的影響，設定了預期指標。以出力系數(shù)0.75為例，5、6號機組發(fā)電煤耗力爭達到306.9g/kWh，廠用電率達到6.40%和6.66%，供電煤耗達327.9g/kWh和328.9g/kWh。不同出力系數(shù)下5、6號機組經(jīng)濟性指標預計值見表2。

三、節(jié)能措施實施

經(jīng)過節(jié)能診斷后，廣東粵電云河發(fā)電有限公司組織了多次節(jié)能改造研討會，將節(jié)能診斷后的可實施的措施進行評估和分解，結合該公司的實際情況，初步擬定將采取以下節(jié)能措施：

1.5、6號機組汽輪機本體揭缸檢修，可使發(fā)電煤耗下降4.0-6.0g/kWh；

2.5、6號機組運行中加強凝汽器半側清洗，注重機組停運期間凝汽器冷卻管的高壓水清洗，可使發(fā)電煤耗分別下降約0.2g/kWh和0.5g/kWh；

3.5、6號機組熱力系統(tǒng)優(yōu)化（過熱汽減溫水改至高加后等）可使兩臺機組發(fā)電煤耗均下降約0.5 g/kWh；

4.增設煙氣事故噴淋系統(tǒng)，實現(xiàn)漿液循環(huán)泵優(yōu)化運行，預計可使5、6號機組脫硫年均耗電率均下降約0.1個百分點。

5.電除塵優(yōu)化運行，預計可使5、6號機組電除塵年均耗電率均下降約0.15個百分點。

2014年11月至2015年1月，廣東粵電云河發(fā)電有限公司5、6號機組開展投產(chǎn)以來的首次大修。借此機會，公司根據(jù)擬定的節(jié)能措施進行節(jié)能改造工作，主要如下：

（1）汽輪機高中壓缸解體檢修及改造。

對5、6汽輪機進行解體檢查，發(fā)現(xiàn)5、6號汽輪機高中壓缸阻汽片存在如下缺陷：5號機高壓持環(huán)的28道阻汽片、蒸汽室的5道阻汽片和高壓轉子的14道阻汽片嚴重磨損，6號機高壓持環(huán)的28道阻汽片間隙有1.1mm。上述阻汽片的間隙已超標。

圖1 過熱器減溫水系統(tǒng)改裝前示意圖

圖2 過熱器減溫水系統(tǒng)改裝后示意圖

發(fā)現(xiàn)缺陷后，該公司馬上組織本廠技術人員、大修隊伍、監(jiān)理等相關方召開討論會，同時也咨詢了上海汽輪機廠，決定進行阻汽片的更換。更換具體范圍如下：5號機高壓持環(huán)28道阻汽片、蒸汽室5道阻汽片、高壓轉子14道阻汽片；6號機高壓持環(huán)28道阻汽片；阻汽片的間隙標準如下：高壓持環(huán)靜葉阻汽片的間隙為0.75-0.85mm，噴嘴室靜葉阻汽片的間隙為1.00-1.10mm，高中壓轉子阻汽片的間隙為0.75-0.85mm。

（2）凝汽器不銹鋼管機械清洗。

公司為了確保汽輪機凝汽器不銹鋼管的清潔度，在大修時對凝汽器水側采用高壓水射流清洗，此方法是以高壓水射流，對凝汽器不銹鋼管的內(nèi)部結垢、堵塞物或表面附著物進行徹底地切削、破碎、擠壓及沖刷以達到完全清洗的目的。根據(jù)現(xiàn)場情況，選用40MPa-45MPa的清洗壓力。清洗頭采用進口品牌的自進式旋轉清洗槍頭，可使高壓水流與換熱管內(nèi)壁全面接觸，無死角，清除徹底。

（3）鍋爐過熱器減溫水系統(tǒng)優(yōu)化改造。

公司的兩臺機組的過熱器減溫水管道原本是從高壓加熱器前引出，大修后通過在高壓加熱器后主給水門的旁路調(diào)門手動門前焊接1個219×18/133×16的異徑三通（材質(zhì)為WB36)、40米133×16的20G無縫鋼管、1個133×16的等徑三通（材質(zhì)20G）和DN100的電動截止閥，實現(xiàn)了過熱器減溫水管道由高壓加熱器后引出，具體改裝示意圖1、圖2。

（4）增設煙氣事故噴淋系統(tǒng)，實現(xiàn)FGD漿液循環(huán)泵單泵優(yōu)化運行。

由于廣東粵電云河發(fā)電有限公司兩臺循環(huán)流化床鍋爐燃燒的煤基本都是低硫煤，原煙氣的二氧化硫濃度較低，在這種情況下，F(xiàn)GD系統(tǒng)可以只開一臺漿液循環(huán)泵均可滿足達標排放的要求，達到優(yōu)化運行方式減少廠用電消耗的目的。但在運行中，為防止只有一臺漿液循環(huán)泵運行過程中出現(xiàn)跳閘等故障導致吸收塔設備損壞的情況發(fā)生，該公司通過對吸收塔入口事故噴淋進行改造和完善事故噴淋的控制邏輯，目的是對煙氣溫度進行控制，防止煙氣溫度超過180℃。這樣就可以實現(xiàn)漿液循環(huán)泵單泵優(yōu)化運行方式減少廠用電消耗。

（5）電除塵優(yōu)化運行。

該公司兩臺300MW循環(huán)流化床機組的鍋爐原設計燒國內(nèi)收到基灰份為20.15%煙煤，現(xiàn)在流化床鍋爐燒的主要煤種為國外印尼煙煤，收到基灰份只有5.0%左右，飛灰量大幅減小。該公司在確保粉塵濃度達標排放的前提下，為減少5、6機組電除塵耗電量，進行電除塵優(yōu)化運行調(diào)整，將5、6機組電除塵1、2、3號電廠高壓柜二次電流設定值由80%減至50%，4、5號電場高壓柜二次電流設定值由80%減至30%，調(diào)整后的5、6機組的1、2號除塵變電流分別下降約30A。

表3 汽輪機高中壓缸改造前后熱耗對比（300MW工況）

四、實施后效果

1.汽輪機高中壓缸改造的效果

該公司兩臺300MW機組大修啟動后，由廣東省電力科學研究院進行大修后的熱力性能試驗。300MW工況下機組熱耗值如下表3所示：

由表3可以看到，大修后汽輪機的修正熱耗降低了137.7 kJ/ kWh，折合供電標煤耗5.71 g/kWh。數(shù)據(jù)表明該公司兩臺300MW汽輪機高中壓缸更換阻汽片后汽輪機的效率明顯提高。

2.凝汽器不銹鋼管機械清洗效果

該公司兩臺機組的凝汽器不銹鋼管清洗后，組織專業(yè)技術人員對水側管板、水室內(nèi)表面、不銹鋼管進行仔細檢查，確保清洗干凈無雜物、水垢、泥垢。在凝汽器水室由一端用手電照射，在另外一端可以見到明亮的光線。不銹鋼管內(nèi)部潔凈、無污物。

大修后機組啟動，凝汽器端差較修前降低約1℃，由此帶來的供電煤耗約降低0.66 g/kWh。

3.鍋爐過熱器減溫水系統(tǒng)優(yōu)化改造的效果

該公司對5、6號機組鍋爐過熱汽減溫水改至高加后，提升了整個熱力系統(tǒng)的回水加熱的效率，經(jīng)過該公司的生產(chǎn)在線數(shù)據(jù)可以估算兩臺機組發(fā)電煤耗均下降約0.5 g/kWh。

4.FGD漿液循環(huán)泵優(yōu)化運行的效果

實現(xiàn)FGD漿液循環(huán)泵單泵優(yōu)化運行，預計可使5、6號機組脫硫年均耗電率均下降約0.1個百分點，供電標煤耗降低0.3 g/kWh。

5.電除塵優(yōu)化運行的效果

該公司兩臺機組在確保粉塵濃度達標排放的前提下，經(jīng)過優(yōu)化運行方式的調(diào)整，將電除塵實時功率由原來1350 kW下降至1080 kW，減少了270kw的功率損耗，使該公司的廠用電率比原來下降0.15%，供電標煤耗降低0.5 g/kWh。同時為進一步降低電除塵耗電率，該公司還計劃將現(xiàn)電場高壓柜的功率因素70%改造為功率因素高達95%以上的新型調(diào)制型高頻電源，電能轉化效率高，可節(jié)省大量電能。

五、總 結

1.2014年，該廠5、6號機組的等效可用負荷率相對2012年略有下降，主要是機組調(diào)峰停運時間和次數(shù)同比增加，但是供電標煤耗和直接生產(chǎn)用電率同比下降。其中供電耗同比下降1.5g/kwh。直接生產(chǎn)用電率下降0.5%。直接廠用電率的下降主要表現(xiàn)在脫硫耗電率、電除塵耗電率及一二次風機耗電率的下降。

2.2014年12月，廣東粵電云河發(fā)電有限公司5、6號機組大修，按照節(jié)能診斷技術要求，公司對5、6號機組進行了相關檢修和改造，汽機熱耗率大幅下降，直接生產(chǎn)用電率也有所降低。2015年1-3月，該公司的5、6號機組供電標煤耗累計值為329.9g/kwh，同比下降約4.5g/kwh，直接生產(chǎn)用電率為6.53%，同比下降約0.5%。

3.廣東粵電云河發(fā)電有限公司成功利用和吸收機組節(jié)能診斷技術，對節(jié)能潛力較大、實施效果較明顯的項目進行改造。改造后，機組供電標煤耗降低約6g/kWh。若按照該公司兩臺300MW循環(huán)流化床機組每年供電30億千瓦時來計算，一年可以節(jié)約標準煤約1.8萬噸，按照該公司采購標煤單價730元/噸計算，每年可以節(jié)約1314萬元的燃料成本支出。同時也為社會減少碳排放、緩解地球溫室效應發(fā)揮了積極作用。