火电机组低负荷下节能运行方式探讨

中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司 崔宇杰

近年来随着全社会对节能减排的重视，电力行业也迎来了新的战略规划与目标指向。我国电力工业正从大机组、超高压、大直流、西电东送的发展阶段，向绿色发电、特高压、智能电网的发展新阶段转变，煤电装机比重持续下降，清洁能源比重快速上升。同时，火电机组的利用小时数持续下降，长期在70%额定负荷下运行，调峰停机次数大幅增加，机组长期偏离经济工况运行，本文以某电厂300MW 机组为例，探讨机组低负荷下机组的节能运行控制方式[1-2]。

1 设备简介

某电厂两台300MW 机组为国产引进型机组，后通流改造增容至330MW，锅炉为上海锅炉厂生产的SG－1025/18.3M317型亚临界中间再热控制循环汽包炉，正压、直吹式制粉系统，四角切园燃烧，每台机组配5台中速磨，4运1备。汽轮机为N330-16.7/538/538型亚临界、中间再热、单轴双缸二排汽、高中压合缸、凝汽式、给水泵汽轮机排汽到主机凝汽器，额定工况下二台汽动给水泵运行，一台电动给水泵备用。

2 机组节能运行方式优化

2.1 启动方式优化

两台330MW 机组分别配置2×50%汽动给水泵加1×50%电动给水泵。按照以往机组启动的做法，一般都是电动给水泵上水启动，待机组并网带负荷6MW 左右，四段抽气压力满足要求后才开始进行小汽机启动操作，在汽动给水泵启动操作的过程中，由于电动给水泵只有50%的容量，机组在这段时间内无法快速带负荷，从而造成发电量的损失。经探索实践，对330MW 机组启动时小汽机的运行方式进行了优化。

在机组启动过程中，先用辅汽将汽动给水泵的两台小机冲至3100rpM 备用。尽可能让电动给水泵提前停下备用，并缩短机组并网带负荷后直接升至正常负荷的时间，降低厂用电的消耗。通过此措施，机组安全性及经济性都有了显著提高。

安全方面：避免电动给水泵长时间单泵运行的风险，低负荷暖机期间可作为电泵的应急备用泵；避免了如果机组带负荷后再进行小汽机暖管送轴封抽真空操作时、由于设备原因或操作不当导致主机真空下降所带来的风险。

经济方面：从送轴封抽真空开始到小汽机带负荷需要大约5小时，如果是机组热态启动，根据机组带负荷情况粗算，如果节约了由于启动小汽机用去的5个小时，机组负荷从100MW 到200MW可节约发电成本100000×5×0.5=25万元。按照330MW 机组1年启动四次计算，累计节约发电成本100万。电泵可提前5小时停下备用，电动给水泵功率为5500kW，机组启动1次少使用电泵5小时，可节约厂用电量为5500×5=27500kWh，按照330MW 机组1年启动四次计算，累计节约厂用电成本27500×0.50×4=5.5万元，总节约成本100+5.5=105.5万元。

2.2 单侧风机启动机组

锅炉点火启动可采用单侧风机运行方式，点火启动后，达到小油枪投运条件（热风温度大于130 ℃）应尽快投入A 制粉系统和小油枪运行，减少机组启动用油。单侧引风机每小时节省1325kWh，送风机每小时节省230kWh。以1年机组启动20次（3台200MW 机组启动15次，2台300MW 机组启动5次）、并以最保守的机组从点火到并网前采用单侧风机来估算，全年可节约启备变电量近25万kWh，如在带初负荷暖机阶段也采用单侧风机，全年可节约的启备变电量约50万kWh，大大提高了机组启动的经济性。

2.3 精细化配煤参烧

掺配掺烧的目标，是在不同的市场情况下综合考虑掺配掺烧和生产经营指标间的关系，保证满足安全、环保和经济的要求，实现综合效益的最大化。在保证锅炉安全稳定运行的基础上（不发生因入炉煤质而发生锅炉灭火、燃烧不稳、锅炉受热面严重结焦、制粉系统着火爆炸等严重事件），按优质煤种和经济煤种的价格差制定不同的掺烧比例和掺烧方式，在性价比较高的前提下，增加掺烧经济煤（如进口低热值煤种）的比例，降低发电成本。在热值方面以机组负荷为定点，以磨煤机综合出力为依据，以满足最大输入热值与机组需求的输出热值相匹配；入炉煤的热值主要考虑到制粉系统的出力、风烟系统和燃烧系统的运行能力，以及增加负荷的速率与运行中的稳定性[3-4]。

不同磨煤机的热值控制。锅炉运行时考虑到燃烧的稳定、机组启停和事故处理过程中确保最低负荷的稳定性，在有条件的情况下，A 磨尽量上热值高、挥发分高的煤，灰熔点不做要求。备用磨不上印尼煤。水分大、灰分高、热值低的劣质煤种磨煤机出力会较高，干燥出力求热风量大，须综合各炉各磨的状态综合考虑，尽可能提高制粉系统的出力，降低掺烧经济煤种对制粉系统出力不利的影响。煤粉细度应与煤质相适应，以煤的挥发分作为调整煤粉细度的选取指标。

不同负荷段热值控制。每天晚峰后机组负荷相对较低，低热值煤尽可能安排在二值和三值第一次上原煤仓。热值参照一期≥4600kcal/kg，二期≥4700kcal/kg 执行。值长密切关注机组负荷曲线变化，接班后与调度进行沟通，了解本班的负荷变化曲线和最高出力。以皮带混、分仓混、分时掺烧作为加仓原则，以负荷曲线走势控制低热值煤种的加仓量和各煤仓的煤位，当班值长对机组的发电出力负责。

2.4 循环水系统运行方式优化

电厂共有12台循环水泵，其中#1～#6循环水泵供一期三台200MW 机组，#7～12循环水泵供二期两台300MW 机组。按照以往的运行方式，全年仅1～3月份一、二期会各停1台循环水泵，经济性较差。循环水泵运行优化调整后运行方式是：根据天气的变化、机组负荷及真空运行情况及时调整循环水泵的运行台数（全年大体执行一期6台循环水泵：1～3月份4运2备，5～9月份全运行，4、10～12月5运1备；二期5台循环水泵：5～9月份全运，其余时间4运2备。）夏季时，针对循环水温高、凝汽器真空低的状况，根据循环水温度升高及时增加循环水泵入口旋转滤网冲洗次数，加强各机组凝汽器二次滤网反冲洗，保证循环水滤网不堵垃圾。同时在满足工业水温情况下，将各机组的三台水水交换器同时投入节流运行，尽量提高凝汽器循环水进水量，尽可能提高机组真空和设备运行效率。

优化循环水系统运行方式后，根据机组运行工况的变化、循环水温和机组真空情况，并结合天气变化情况合理安排循环水泵的运行方式，优化水水交换器的运行，有效提高机组真空，节省厂用电。相较于以往的循环水系统运行方式，全年有七个多月比以前多停一台循环水泵备用，降低厂用电率。

经济效益：按照停运一台循环水泵每小时节电1250kWh 计算，全年有七个多月比以前多停一台循环水泵备用，可节约厂用电1250×24×7×30=6300000kWh。

2.5 节约启备电量的运行优化方式

因电厂启备电量与上网电量不能互抵，启备变用电需按照市场价计费比上网电价高出0.15元左右，因此启备变用电是一块不容忽视的发电成本。在机组停运期间，将公用系统上由启备变带的负荷设备转移到运行机组上，科学优化公用设备（如灰渣泵、油泵房油泵、6kV 空压机、冲灰冲洗水泵房各水泵、冷冻站各设备、脱硫系统电源、总厂电源、水厂电源、380V 化水段等）运行方式，尽早停下不需运转的辅机或转为厂用电供电，最大限度减少机组停运期间启备变的用电量，可减少市场电价的用电量，提升电厂的经济效益。

3 结语

除对机组进行设备治理、燃烧优化调整、运行方式优化等措施，电厂还积极从管理上找原因，从各个环节进行对比分析，查找出管理中存在的漏洞，加强培训以提高全员节能意识，从设备状况、运行小指标、配煤掺烧、管理方式等几个方面进行了对标，并针对存在的不足制定整改计划，在日常工作中认真落实。此外建立良好的沟通渠道，使员工随时随地有任何机组运行问题或节能增效建议时能及时与管理人员进行沟通，共同探讨节能降耗技巧，全力为提高机组经济性和降低厂用电率而献计献策。通过采取的一系列优化治理措施，机组运行的可靠性和经济性有了很大提高。