国内某电厂超超临界 1000MW机组节能改造技术研究

国内某电厂超超临界 1000MW机组节能改造技术研究

代涛

中煤新集利辛发电有限公司，安徽省亳州市， 236744

摘要：本文主要对凝结水泵运行方式优化和改造、锅炉优化吹灰试验、降低锅炉渣含碳量、可旋转式暖风器、正压直吹式低速磨煤机启停不投油、冬季单循泵运行等进行应用研究，经过分析与计算，认为某电厂百万机组采用新的节能降耗技术是可行的，能显著优化机组的机组技术指标，为后续百万超超临界机组的设计、设备选型、建设和投产运行提供节能降耗方法的参考。

关键词：节能降耗；百万超超临界机组；优化机组；设备选型；

1.前言

随着我国工业化、城镇化进程加快和消费结构持续升级,我国资源约束A趋强化，节能减排形势十分严峻，要节约集约利用资源，推动资源利用方式根本转变，加强全过程节约管理，是维持我国经济可持续发展的根本途径。技术成熟的大容量超临界和超超临界机组将是我国洁净煤发电技术的主要发展方向，也是解决电力短缺、能源利用率低和环境污染严重等问题的最现实和最有效的途径。某电厂两台百万千瓦机组，是国家“十-五”重点建设工程和“863”计划超超临界火电机组国产化的依托项目，于2005年1月肝工建设，2006年12月和2007年7月投产。两台机组自投产以来，运行状况良好，各项经济指标均能达到设计要求，取得了显著的经济效益和社会效益。近年来某发电厂始终把节能降耗工作作为-项重要的日常性工作来抓,依靠科

技进步、强化管理手段，不断探索节能降耗的新方法、新途径,节能降耗工作取得了

显著成绩。随着节能降耗技术的发展，本文针对超超临界1000MW机组投产后的关键节能技术进行应用研究，为后续超超临界机组的选型提供节能降耗方面的经验和参考。

某电厂四期工程两台1000MW燃煤汽轮发电机组，电力通过500kV输电线路送入山东电网，锅炉为高效超超临界参数变压直流炉，最大连续蒸发量为3033t/h,汽轮机出东方汽轮机厂、日立公司制造，为超超临界、一次中间再热、单轴四缸四排汽、凝汽式机组，设计额定功率为1000MW，最大连续出力1044. 1MW。#7、8机组各设置一套独立的凝结水系统，每套系统采用三台定速中压凝结水泵，每台凝结水泵为50%额定凝结水流量。每台机组的凝结水泵设计运行方式为两台运行、一台备用，并且系统设计有凝结水母管压力低于2. 7MPa联启备用凝泵逻辑。出于凝结水泵电机功率为1500kW,是最大的耗电设备之一。低负荷凝结水流量低，若在保证除氧器.上水的情况下停运一台凝泵，将凝泵的运行方式出“两运一备”优化为“一运两备”，将大大降低机组的厂用电率;凝结水泵加装高压变频器后将凝结水流量的调节出节流调节改为变频调节，节电效果更为显著。

随着节能降耗技术的发展，对于超超临界百万机组的经济性能还有进--步提升的空间。如凝结水系统出于采用阀门节流调节，机组调峰运行时，必然造成电能的大量浪费，在负荷低于520MW时实施单凝结水泵运行、520MW以上保持两台变频凝结水泵运行，大幅减少凝结水再循环流量和节流损失;另外锅炉优化吹灰试验、降低锅炉渣含碳量、可旋转式暖风器、正压直吹式低速磨煤机启停不投油、冬季单循泵运行方式等均可以进行应用，在保证安全的前提下优化机组的技术指标。由于超超临界百万机组的蒸汽参数高、辅机容量大，节能降耗技术的应用与亚临界机组有较大区别，只有结合超超临界百力级组的实际情况制定针对性的改造和运行方式优化，才能取得良好的效果。

2.凝结水泵优化改造可行性研究

机组正常运行中设计为两台凝泵运行，一台凝泵备用。随着负荷的降低，凝结水流量减小，需要随时调整凝结水再循环调门开度来保证精除盐入口压力不致过高(精除盐入口压力控制不超过3.5MPa,不允许超过4.0MPa)，在50%负荷时再循环流量达到700t/h，两台凝泵运行的经济性较差。

根据凝结水泵性能曲线，单台凝泵在1000t/h~ 1400t/h的流量下，凝泵效

率在80%~84.5%、扬程在340m~ 280m，均在高效安全工作区域内。低负荷500MW时凝结水流量在1100t/h~ 1200t/h之间，为单凝泵运行方式创造了条件。对凝泵本身影响较小。凝泵运行中泵产生的轴向力主要由平衡鼓平衡，约占95%的轴向推力，泵和电机分别设有推力轴承，剩余的轴向力出泵和电机的推力轴承承受，泵和电机的推力轴承承受的力较小。泵内设有多处水润滑导轴承，用以承受泵转子径向力，每一导轴承承受的力较小。湖北三环公司研制开发的SH-HIVF-Y 10K/ 1500型高压变频器,该变频器采用直接高-高变换方式，可以应用在电机功率为1500kW的立式布置的电机上,不会引发电机振动加剧等异常安全问题。

3.凝结水泵运行方式优化改造实施过程

1、单凝泵运行试验情况。

2007年11月28日，#8 机负荷510MW，A、B凝泵运行，停用B凝结水泵。停用前参数如下: A、B凝泵电流分别为86. 27A、87. 99A,精除盐入口压力3. 28MPa,除氧器上水调门开度29. 76%，凝结水再循环调门开度68. 73%，凝结水流量1962. 4t/h, A凝结水泵滤网差压2. 42kPa, B凝结水泵滤网差压2. 40kPa.停用后参数如下: A凝泵电流为92. 51A,精除盐入口压力2. 91MPa,除氧器上水调门开度29.38%,凝结水再循环调门开度0%，凝结水流量11701/h，A凝结水泵滤网差压3. 73KPa。随后有进行了多次试验，每次试验数据基本相同，单凝泵运行除氧器上水调门开度28. 8%，除氧器水位自动调节正常，机组保持单凝泵运行是可行的。

2、实施单凝泵运行。

将凝结水母管压力低于2.7MPa联启备用凝泵的保护定值修改为2.OMPa,

并相应修改报警值。在凝泵允许启动条件中增加“ 负荷大于400MW”判断条件，以保证在单凝泵运行时，备用泵联启正常。制定单凝泵运行的操作指导意见如下：

(1)为防止发生凝泵跳闸或凝环水母管压力低造成两台备用凝泵同时联启，正常运行中，只投入一台凝泵的联锁。

(2)当机组负荷高于520MW，保持两台凝泵运行;当机组负荷低于520MW时,及时停运一台凝泵，保持单凝泵运行。

(3)启、停第二台凝泵时，要按照设备轮换的原则进行，保证两台备用凝泵在良好备用状态。

(4)加强运行凝泵、备用凝泵的检查、维护，每班至少要到就地检查2次，发现相关缺陷，及时联系检修人员处理，保证备用凝泵处于良好备用状态。

(5)严密监视除氧器水位、除氧器上水调门开度、凝结水流量、凝结水母管压力、凝结水再循环调门开度、流量、凝汽器水位等参数。

(6)严密监视凝泵电流、轴承温度、电机线圈温度、凝泵入口滤网差压，发现有关参数异常，及时启动备用凝泵运行。

(7)备用凝泵的泵体抽空气门保持开启状态，启动后及时关闭。

(8)注意监视、调整小机机械密封水温正常，否则及时开启旁路门进行调节。

(9)关闭未投联锁的备用凝泵出口电动门，缩短备用凝泵达出力的时间。凝泵出口电动门凝泵出口电动门每次全开或全关的时间约为8min，正常启动凝泵的步骤为:关闭出口电动门、启动凝泵，然后再开启出口电动门,等到凝泵有出力时约9min的时间，出于单凝泵最高适应负荷约为540MW，满足不了机组快速增负荷的要求。关闭未投联锁的备用凝泵出口电动门，需要时直接启动凝泵，1min 内凝泵基本达到50%额定流量，可以满足机组快速增负荷的要求。

(10)启停第二台凝泵时，一定 要密切监视凝结水母管压力,及时调整凝结水再循环调门开度，防止凝结水母管超压造成管道、法兰损坏。

2009年9 -10月期间两台机组完成了凝结水泵加装变频器工作,高压变频器选用湖北三环公司研制开发的SH-HVF-Y10K/1500型高压变频器，变频器额定参数为:功率1500kW,输入电压10kV士15% ,输出电压0~ l0kV,输出电流150A,调频范围0~50Hz。改造方案为每台机组的A、C凝结水泵各加装一套 变频器，B凝结水泵仍采用定速泵，正常运行中备用，采取每月定期启停的方式试验备用的良好性，在A、C凝结水泵出现故障或检修时启动运行。将凝结水母管压力低联启备用凝结水泵的保护定值修改为I.7MPa,增加凝结水母管压力低至1.9MPa跳凝结水泵变频器自动，机组正常运行时，除氧器上水调阀手动调节，A、C凝结水泵变频器投入自动运行状态，使用凝结水泵变频调节除氧器水位。

4.凝结水泵运行方式优化和改造的效益分析

在低负荷520MW以下低负荷实施单凝结水泵运行方式，按照每天单凝结水泵运行3小时计算，#7、8机组每天节电7772.3kW.h,单机厂用电率平均降低0.02%。A、C凝结水泵加装高压变频器后再550MW以上发挥的节能效果显著。2009年9月-10月期间完成了凝结水泵加装变频器工作，统计2008年1-12月份凝泵耗电率为0.35%，2010年1-12 月份凝泵耗电率为0. 25%，节电效果达到40%左右。按2010年两台机组共发电131. 69化kW. h计算,全年节电量为131. 69* 10000*(0.35%-0. 25%)=1316.9力kW. h。

综上所述，该电厂经过凝结水泵运行方式优化和改造，在机组负荷低于520MW时保持单凝结水泵运行，在高于520MW时保持两台变频凝结水泵运行，凝结水再循环调阀保持全关状态，减少了回流损失;除氧器上水调阀保持较大开度降低节流损失，节电效果显著。

5参考文献