典型燃煤电厂节能降耗措施火爆朋友圈

作者:幸运3D 发布时间:2021-01-20 20:15

  华能鹤岗电厂地处黑龙江省鹤岗市新华镇,一期工程安装两台30万千瓦亚临界湿冷机组,于1999年投产,汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产,型号为N315-16.7/537/537型;锅炉为哈尔滨锅炉厂制造,型号为HG-1021/18.2-YM8型亚临界参数自然循环锅炉,配备钢球磨煤机中间储仓式乏气送粉系统。二期工程安装一台60万千瓦超临界机组,于2007年投产,汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产,型号为CLN600-24.2/566/566型超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压凝汽式机组;锅炉为哈尔滨锅炉厂制造,型号为HG-1900/25.4-YM4型超临界参数变压直流炉,配备中速磨煤机直吹式制粉系统。

  由于入炉煤热值严重偏离设计工况,制粉系统在额定出力下运行,#3机组出力最大带至450MW,无法带满负荷运行,经锅炉厂核算,按目前燃用煤种,锅炉BMCR工况下燃煤量为320t/h(原设计为241.7t/h)。需增加磨煤机出力,以满足现煤种带负荷需要。经过计算磨煤机转速由24.3rpm增加至30rpm可以达到所需要求。为此电厂利用一期机组淘汰的变频器进行再利用,采用超频的办法对A、B、C三台磨煤机电机进行增频改造,通过提高磨煤机出力,不仅使机组出力达到90%以上,磨煤机耗电率亦相应下降,而且机组整体耗电率随出力系数提高而降低。

  鹤岗电厂冬季环境温度较低,结合地区特点,在2007年11月对循环水泵进行优化运行,当环境温度低于15℃时,循环水泵由两台泵运行改为单台泵运行,经试验同一负荷下凝汽器背压维持不变,但厂用电率由优化前的1.1%降至0.7%,供电煤耗降低1.3g/kWh。

  经过一段时间运行及同类型机组对标,发现循环水泵运行性能还是不够理想,冬季不同月份循环水量不能根据运行工况进行及时调整,厂用电率仍偏高。经可研论证,采取循环水泵双速改造措施,即利用原有绕组结构,在不更换定子绕组和不降低原有绝缘等级的情况下,通过改变电机内部绕组接线方式,形成双速,达到改变循环水泵转速的目的。改造后结合运行优化管理,不同季节(循环水入口温度)、不同负荷实现单台低速循环水泵、单台高速、两台低速、一高一低、两台高速五种运行方式,同时优化运行时间由冬季延伸到春秋季节,在优化时间段,循环水泵耗电率降低0.5%左右,全年循环水泵耗电率平均降低0.2%以上。

  目前在实际运行中,由于冬季环境温度最低达-30℃,循泵优化运行后,上塔循环水量降低,水塔结冰较为严重,每天要启动另一台循泵对水塔进行化冰两小时左右,泵启动频繁。另外,本地区昼夜温差较大,每天要根据温度变化进行泵高、低速切换运行,对泵和系统冲击较大,电厂正进行考察、分析,将根据对比分析结果考虑进行变频改造,一方面可以减少由于结冰对填料的损坏,影响水塔冷却效果,另外也可避免泵启动频繁对泵体及凝汽器管束的冲击。

  鹤岗电厂一期两台机组风烟系统分别配备两台动叶可调式轴流送风机和两台双吸离心式引风机,送风机型号为ASN-2640/1600,电机额定功率为1600kW,引风机型号为Y4-2×73No29F,电机额定功率为2240kW,风机在实际运行时,一直存在送风机动叶和引风机调节挡板开度小,运行电流大,节流损失较大。电厂决定对离心式引风机进行变频改造,结合循环水泵单套优化运行经验对轴流式送风机进行运行优化。其中,引风机改造后节电量幅度在30%左右,效果非常明显;送风机经调试实现单套风机运行,在75%负荷率下,送风机动叶开度由9%提高到40%,两台送风机运行电流由(72.6+74)A变为单台的91.9A,电流下降较为明显。但经连续半月以上跟踪发现,日统计送风机耗电率降低不明显,主要是送风机设计性能与管网匹配性较差,单套运行时电机电流虽然下降,但功率因数变化较大,实际运行功率降低不大,且锅炉两侧排烟温度偏差增加较大。后经西安热工院专家诊断,确定机组负荷率在80%以上时,送风机运行效率低于50%,而机组负荷率在70%左右,运行效率仅为35%,诊断结论是该型送风机与本厂送风系统极不匹配,必须全面彻底改造或更换成其它型号的风机才能适应本厂送风系统。经可研论证,电厂对一期四台送风机进行降速改造,转速由990rpm降到595rpm,改造后,不同负荷段风机效率均在70%以上,月统计送风机耗电率由0.23%降到0.1%以下,实际节电效果好于预期,一年半就收回了成本。

  鹤岗电厂于2009年对三台机组进行脱硫系统安装改造,2010年2月份分别投入运行,脱硫系统运行耗电率平均在0.9%左右,通过采取对吸收系统运行优化(在不同负荷、不同入口SO2浓度时,确定最佳的浆液循环泵组合方式、最佳的PH设定值、氧化风机的投运台数、吸收塔液位和石灰石粒径)、除雾器运行维护及检修治理、公用系统(制浆、脱水等)运行优化,三台机组脱硫耗电率平均降到0.75%,但在节能监督管理中,分析发现在引风机、增压风机联合优化运行时,增压风机出力降到最低,引风机还有一定调整空间,经研究讨论,并报请环保部门,在70%-80%负荷率区间,对#1机组进行停运增压风机试验,用引风机代替增压风机取得成功,后续又对增压风机加装旁路改造以及增压风机转子抽出工作,一期实现100%额定工况时,引风机取代增压风机运行,脱硫耗电率月均低于0.35%,二期实现75%负荷率下,引风机取代增压风机运行,脱硫耗电率月均在0.6%左右。

  三台机组原凝结水泵运行方式为定速运行,流量的调节是靠调门进行节流调节,调节门开度在20-40%区间运行,这种调节方式节流损失很大,同时由于节流调节,泵出口压头大,轴承及密封部件经常损坏,增加了检修维护成本。改造后,一期凝结水系统耗电率由0.32%降到0.15%,二期由0.38%降到0.16%。

  2009年末一期两台机组电除尘进行三电场改四电场后,电厂结合市场推广技术,对一期电除尘一电场高频电源改造及节能智能控制系统优化改造,改造后电除尘耗电率由改造前的0.23%降到0.11%,降幅达到52%。 小结:几年来通过落实上述节电措施,并通过合同能源管理方式对#3机组引风机电机进行变频改造,水源地升压泵变频改造等措施,三台机组耗电率均降低在1个百分点以上。具体见附图(图表中不含脱硫耗电率)

  鹤岗电厂一期2*300MW机组配备8套制粉系统,采用中间储仓式布置,热风干燥、乏气送粉方式,磨煤机型号为DTM-350/600,电动机额定功率1000kW,排粉机型号为M6-31NO200,叶轮直径为2000mm、风量119880m3/h、风压13940Pa、转速1490rpm、额定功率800kw。从节能监督角度分析,制粉系统运行好坏不仅影响制粉系统电耗,同时对锅炉燃烧效率影响较大,为此,电厂成立制粉系统优化攻关小组,通过对钢球装载量、煤粉细度、磨出入口温度、排粉机出口风压等调整控制、低谷时段合理组织配煤,降低制粉系统运行台数,制粉系统再循环风门调整等不断摸索试验制定对应节能措施。

  (1)控制磨煤机电流在92-95A之间,低于92A以下时,立即补加钢球,保证磨煤机出力。

  (2)控制磨煤机出口温度在72-75℃,入口温度不低于200℃,保证磨煤机干燥出力。

  (3)采取制粉系统优化调整,精细调整给煤量,控制好磨煤机出入口差压,始终保持磨煤机在最大出力。

  (4)每天化验一次各磨煤机的煤粉细度,始终保持R90在20-25%之间,发现超出范围立即调整分离器挡板,并及时进行跟踪化验。

  (5)值长根据调度曲线合理指挥控制配煤,并充分利用螺旋输粉机进行倒粉,确保在75%负荷率以下停止#1排粉机运行。

  (6)严格控制排粉机出口风压在3000-3300Pa之间,并且及时关闭停用给粉机对应的一次风门(根据试验每个备用给粉机对应一次风门未关闭,造成排烟温度升高3-4℃),降低排粉机耗电率。

  (7)运行中如因为下层部分给粉机停用影响#1制粉系统通风出力不足时,应通过调整再循环风门进行控制,严禁开启备用给粉机一次风门,人为使锅炉漏风,影响锅炉燃烧效率。

  (8)尽量减少磨煤机启停次数,当粉位出现不均衡时,用螺旋输粉机进行倒粉。

  (9)当发生磨煤机断煤情况时,及时停止磨煤机运行,防止长时间空转磨煤机。

  (11)停磨煤机将煤粉抽净后,及时停止磨煤机运行,并将系统风导至近路风运行,降低排粉机出力。

  (1)每月定期对波浪瓦进行检查和更换,重点保证对磨入口的检查和更换,以保证护甲波形。

  (2)严格按照制粉系统漏风检查规定,对磨煤机本体、锁气器、人孔门、防爆门、系统风门以及螺旋输粉机进行检查和维护。

  (3)每次停机执行粗粉分离器折向挡板检查消缺规定,保证挡板内外开度一致,并调整开度在40-60%之间,以降低系统通风阻力和提高分离效率,减少回粉中合格煤粉含量,提高制粉出力。

  (4)每次停机对排粉机叶轮、风箱及管道等部件进行防磨治理,必要时对排粉机进行找动平衡试验。

  (5)当磨煤机电流低于90A,经补加钢球后,制粉出力提高不明显,或补加钢球周期明显缩短时,必须对磨煤机进行钢球筛选。

  (1)2010年针对#1炉#3磨应用新型小球技术,应用后对应磨煤机单耗降低,耗电量降低13%,但由于磨煤机出力降低,未进行推广,目前该公司新型小球技术进一步提升,并配套研制台阶型衬板,制粉出力提高约23%左右,鹤岗电厂立即组织调查研究,目前进行项目申报审批中。

  (2)针对排粉机风门开度平均在40%左右,运行电流在65-70A之间,产生节流损失较大,考虑到排粉机台数多(8台)进行变频或降速改造投资大,根据离心式风机相似性定律,对8台排粉机叶轮进行切削,叶片直径由原来的2000mm切割掉150mm为1850mm,每个叶片切割掉75mm,根据叶轮和机壳间隙,对机壳内壁进行相应处理,改造后电流降低8-10A,耗电率降低0.15%。

  目前机组入炉煤严重偏离设计工况,灰分较大,加上炉型设计和制粉、燃烧系统的设备问题及保温、漏风问题,锅炉仍存在制粉电耗高、满负荷时引风机出力不足、排烟温度高、主再热汽温偏低、空预器入口烟温偏低等问题,严重影响机组运行经济性。经西安热工院诊断并提出建议,电厂确定在2012年的#1机组大修中对锅炉进行节能增效综合治理(具体分析及治理措施见附件一)。

  目前,运行措施及检修治理项目已全部完成,其中,将磨煤机出口温度从70℃提高到75℃是合理可行;另外,所做的一次风调平试验有效降低锅炉尾部烟气CO含量,改善了炉膛配风;技改项目在本次大修中完成。预计在蒸发量达到最大连续蒸发量(1021t/h)时,过、再热汽温可达到540℃,且过、再热器减温水量无明显增加,锅炉效率92.5%(入炉煤热值不低于16.44MJ/kg),最低稳燃负荷<50%B-MCR。

  三台机组真空泵均为水环式线℃时,设计极限抽吸能力51 kg/h,而在夏季以及春秋季节时,其工作液冷却水温度均在20℃以上,最高达到33℃。此时,线℃,严重影响真空泵抽吸能力,电厂对真空泵冷却水系统进行改造,将工业冷却水(水温10-15℃)接入对真空泵工作液进行冷却,改造后,工作液温度明显降低,经测试春秋季节,机组线kPa,夏季机组线kPa,为配合循环水泵优化运行,公司原则上规定每年真空泵工业冷却水投入时间为4月15日-10月15日,该区间段机组线g/kWh,同时延长了循泵优化运行时间。

  一期#1、2凝汽器为哈尔滨汽轮机厂辅机工程有限公司生产的N-15770型单背压、单壳体、双流程、表面式凝汽器。凝汽器采用冷却塔循环供水冷却方式,冷却水系统配套两台循环水泵,以满足机组在不同季节和不同负荷时对冷却水量的要求。凝汽器抽空气系统配套两台水环真空泵,机组正常运行时,一台运行,一台备用。凝汽器铜管由于产品本身质量及安装中存在问题,易出现循环水泄漏、凝结水水质恶化现象,两台凝汽器分别进行不同程度堵管,另外,机组经长周期运行管束出现不同程度腐蚀结垢,冷却能力下降,凝汽器端差全年平均高达8℃以上,经专业技术人员全面考察、分析和论证,通过了进行凝汽器不锈钢管更换的改造方案,改造前后技术规范见附表:

  在相同工况条件下,改造后凝汽器压力较改造前降低约1.838kPa,凝汽器冷却水进口温度30℃、冷却水流量28162t/h下,凝汽器压力为8.868kPa,达到并优于设计保证值(9.1kPa)。300MW负荷工况下凝结水过冷度为-0.217℃,低于设计保证值(0.5℃)。实际运行中凝汽器端差在1.5-3℃,低于集团公司规定的3.5℃优秀标准。

  一期两台水塔投运多年,由于设计冷却面积小、材料老化等原因,冷却效果很差。2011年按规定在80%负荷率以上测试水塔冷却幅高达15℃左右,超标准值约8℃,造成汽轮机在该季节排汽压力上升2.8kPa以上,供电煤耗上升约6.5g/kWh,严重影响机组经济性。经诊断及检查分析主要存在以下问题:

  (2)破碎填料常堆积在凝汽器水室以及冷却管内,对机组的安全运行造成影响。

  (3)喷嘴堵塞、损坏较多,淋水溅散的均匀性差,并且部分区域无法正常淋水。

  基于上述问题,电厂以合同能源管理方式与节能服务公司签订合同,在不改变槽式配水情况下,用双斜波淋水填料、145-42除水器,反射III型喷溅装置及I70玻璃钢托架更换原有设备及部件,建设工期35天,目前两台水塔已全部改造完毕,经改造后考核性试验,#1水塔冷却幅高为5.6℃,#2水塔冷却幅高为5.1℃,比改造前降低接近10℃,低于标准值7℃在1℃以上。

  电厂600MW机组为双背压凝汽式机组,抽气装置为串联布置方式,即高压凝汽器中的不凝结气体连通到低压凝汽器抽气通道,与低压凝汽器中的不凝结气体混合后经线年经热工院专家诊断,低压凝汽器汽侧存在空气聚集现象,同时由于机组线Pa/min,说明空气聚集是由于真空泵没有及时抽出漏入的空气造成。为此,电厂按照专家提出改造建议(见附图)进行改造,改后经比较线kPa。

  一期300MW机组自投产后,就存在#7、#8低加疏水逐级自流不畅,导致低加危急疏水处于常开状态,每小时约70吨左右65℃疏水直接进入凝汽器,致使一部分高品位热能未合理利用,还导致凝汽器热负荷增加,影响机组热力循环经济性。为解决该问题,经专业讨论分析通过在#7低加正常疏水管道上增加一台管道变频泵,布置在循环水泵坑内,将疏水导入#6低加入口凝结水管道(具体见附图),改造后系统工作正常,由于凝结水泵已改为变频运行,经统计改造后系统耗电率基本没有变化,凝汽器热负荷得到降低,经估算机组煤耗约降低0.69g/kWh,年节约标煤2000吨左右。

  (六)落实300MW汽轮机组节能降耗实施导则中热力系统改进措施,并对600MW机组进行有选择改进

  泵体放气门低加导#8正常疏水调门疏水泵入口压力真空表疏水泵电动门后压力表疏水泵出口逆止门前压力表疏水泵逆止门后放气至凝汽器手动门疏水泵泵体放气至凝汽器手动门疏水泵放气至凝汽器总门循环水泵坑疏水泵出口电动门后管道注水放气门电动闸阀,4.0疏水泵入口手动门疏水泵疏水泵出口逆止门疏水泵出口电动门低加出口至#6低加入口凝结水管道机#7低加正常疏水增加疏水泵米0.6米机循环水泵坑低加低加原设计热力系统疏水阀门复杂、个数繁多,并普遍存在泄漏现象,不但使做功减少,还引起凝汽器热负荷增加,真空下降,严重影响机组的经济性。以#1机组为例,由于疏水阀门内漏较为严重,机组汽耗偏高,在270MW负荷以上时,备用凝结水泵经常联起,不仅使机组煤耗增加,同时使机组耗电量增加,基于上述原因,并结合节能降耗实施导则,严格按照导则要求,分别对一期主、再热蒸汽及旁路系统,汽轮机本体疏水,加热器疏水及放空气系统,轴封系统,凝水及小汽轮机蒸汽系统,给水系统疏水进行优化改进,并借鉴300MW机组导则,有选择地对600MW机组热力系统进行优化治理,均取得了明显效果,尤其#1机组额定出力下,实现单台凝结水泵运行。

  (七)一期2×300MW汽轮机组通流部分改造,并获得国家财政奖励资金1172万元

  一期两台汽轮机型号为N300-16.7/537/537型、亚临界一次中间再热、单轴、双缸、双排汽凝气式汽轮机,是20世纪80年代初哈尔滨汽轮机厂引进美国西屋公司制造技术并改进设计制造的早期产品(老73型)。机组投产后,存在的普遍问题是各项经济指标未能达到预期的设计性能,汽轮机出力存在不足,各监视段均不同程度存在超温超压现象,其中,2、3段抽汽温度超设计值30℃左右,5、6段抽汽温度超设计50℃以上,三缸效率低于设计值4%以上,高、中压过桥汽封漏汽量超标严重。机组实际热耗率为8442kJ/kWh,比设计值高出461kK/kWh,影响煤耗升高18.56g/KWh。

  本次通流改造的主要内容为将汽轮机通流部分中高压进汽结构(含一段抽汽)改造;高压内缸改造;高、中压缸的夹层冷却蒸汽系统改造;高压缸通流改造;中压缸通流改造;低压缸通流改造;低压5、6段抽汽温度偏高治理;1-6号调节阀顺序改变;高压外缸改造、高、中压缸和低压缸端部汽封更换为新型高效汽封,整个系统的工艺流程不发生变化,与改造前相同。其生产能力增加5%,即机组的额定功率由300MW增加到315MW。

  本项目实际完成投资5616.5万元,项目改造完成后,经西安热工院热力性能试验,汽轮机热耗率分别为7977.2kJ/kWh、7959.1kJ/kWh,分别比改造前降低432.8kJ/kWh、629.7kJ/kWh,每年可节省标煤58464吨,年降低燃料成本3500万元,并获得国家节能改造财政奖励资金1172万元。

  鹤岗地区冬季较为寒冷,冬季采暖用汽量较大,以一期中南设计院为例,电厂采暖供汽汽源设计分别由二段、四段、五段抽汽供给。但在实际运行中,由于各种因素影响,除热水采暖外基本为二段抽汽供给。其中,保守估计采暖期有三个月(12、1、2月)供汽量在130t/h左右,其余三个月一般在30-50t/h,整个采暖期供汽量平均在80t/h左右。根据等效焓降法,用四段抽汽取代二抽供汽,按两台300MW机组运行,供汽量80t/h计算,汽轮机效率提高0.84%,对应煤耗降低2.65g/kWh。另外,蒸汽采暖一般利用饱和蒸汽的汽化潜热,理论上应采用饱和蒸汽即可,为此,通过合理控制供汽参数(维持供汽压力不变,通过减温水装置控制供汽温度160-180℃),在同样换热效果下,全厂供汽量约降低7t/h,对应煤耗约降低1.6g/kWh,即通过合理调整采暖供汽汽源,合理控制供汽温度,冬季机组煤耗约降低1.6+2.65=4.25g/kWh。电厂在2012年对各采暖供汽联箱减温装置进行治理或改造,主厂房采暖联箱增加一路五抽汽源,由扩建端低辅母管接入,讨论和制定四抽取代二抽汽源切换方案,并于采暖期落实实施,实现采暖汽源合理应用,采暖供汽参数得到合理控制,而且采暖回水温度由100℃以上降到80℃左右。返回搜狐,查看更多


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