600MW机组节电潜力分析及节电措施研究

1        邹县电厂Ⅲ期设备概述邹县电厂Ⅲ期工程2x600MW机组是山东电力首次利用世行贷款进行建设的火电机组，其中5号机组是山东省第一台600MW大型发电机组。           该工程根据世界银行要求，采用了分岛招标的方式进行国际招标。其中，汽轮发电机组由中国东方电气集团公司（DEC）与日本日立公司（HITACHI）联合设计、制造、供货。锅炉由美国FOSTER WHEELER能源公司设计、制造、供货。机组主体工程设计由西北电力设计院承担，山东电力建设一公司负责施工、安装。首台机组于1997年1月17日完成168小时连续满负荷试运转，正式移交试生产。机组主要设计指标：锅炉效率：92.55％；厂用电率：5.16％；发电标准煤耗：294g/kWh；供电标准煤耗：310 g/kWh。

2　邹县发电厂600MW机组节电潜力分析随着电力体制改革的进行，为了进一步做好节电降耗工作，我们对机组运行情况进行了认真分析研究，从制粉系统、循环水系统、运行管理及设备运行方式等方面进行了综合分析，为做好节电工作提出了努力方向： 2.1　邹县发电厂制粉系统存在节电潜力分析 邹县发电厂制粉系统采用正压直吹式，设有两台50%容量的一次风机提供一次热、冷风输送煤粉。制粉系统共配有6台双进双出、单电机驱动钢球磨。磨煤机主要参数如下：一次风机主要参数如下： 磨煤机和一次风机总电耗约占本台机组总厂用电的36％左右，因此做好相应的挖潜工作是十分必要的。制粉系统存在的主要问题如下： 2.1.1　按原设计邹县发电厂四台磨煤机就可带满600MW负荷，实际上由于磨煤机容量选型偏小，造成五台磨才能带满负荷。又由于山东电网峰谷差相差较大，夜间＃5、6机组只能带300MW负荷，为节电需要，因此夜间一般保持三台磨煤机运行。这就造成了磨煤机启停频繁，从而增加了磨煤机的空载电耗。 2.1.2　由于两台一次风机采用双进离心式风机，依靠风机入口调节挡板调节风机出力，风机电耗高且随机组负荷变化较小，造成低负荷下，风机电耗相对较大。 2.1.3　由于空预器漏风率较大（大于15％），漏风损失造成风机电耗增大。 2.2　邹县发电厂循环冷却水系统存在节电潜力分析 循环水系统主要参数如下：, 循环水泵总电耗约占本台机组总厂用电的21％左右，因此做好相应的挖潜工作是十分必要的。循环水系统主要存在的问题如下： 2.2.1　由于运行中循环水泵电机转速不可调，这样造成低负荷下，循环水泵电耗相对较大。 2.2.2　备用循环水泵出口碟阀可靠性不高，经常出现循泵联启后碟阀打不开情况。因此造成即使冬季也无法实现单台循环水泵运行。 2.2.3　机组启停机及正常运行期间，存在许多运行方式不合理的地方，造成辅机耗电量相对较大。

3　邹县发电厂600MW机组节电措施         发电厂节电工作主要应在加强运行管理和设备改造等方面采取措施，由于设备改造需要工期长、投资大，大部分需要在大修期间完成，虽然节电效果较为明显，由于受时间、费用限制不能及时实现。管理降耗则是在现有设备系统的基础上，根据试验结果和运行经验，制定可行的操作措施来挖掘潜力，在日常管理中加强运行考核来实现节能降耗的目的，具有费用少、见效快、效果好等优点。目前，我们采取的措施主要有以下几方面： 3.1　加强运行管理，进一步降低制粉系统电耗 3.1.1　提高磨煤机暖磨速度，减少磨煤机空转时间，降低磨煤机制粉单耗。磨煤机停运时，如果大风量吹扫15分钟且煤粉已经吹空后，未出现停止磨煤机运行条件，可以手动跳闸磨煤机，减少磨煤机空转电耗。 3.1.2　根据负荷变化及时调整一次风压力设定值。正常运行时一次风压力设定值保持在9.0-11kPa之间，运行人员根据负荷变化、磨煤机运行方式等及时调整一次风压力设定值。通过试验结果对正常运行时一次风压力设定值做如下规定： 1）根据磨煤机容量风挡板开度调整一次风压力设定值。当磨煤机容量风挡板开度小于42％时，在允许的范围内尽量降低一次风母管压力设定值。 2）如果运行磨煤机辅助风档板全关且磨煤机出力不能满足负荷要求时，可以适当增加一次风压力设定值。 3）正常运行时发现一次风机电流超过170A（启动磨煤机、事故处理情况除外），应就地手动调整空预器密封扇形板，减少空预器漏风，降低一次风机电流。 4）5、6#炉空预器密封扇形板均存在自动调整不正常、漏风的缺陷，运行人员应熟记各种工况下六大风机的电流值，根据吸、送风机、一次风机电流、空预器电流变化情况及时手动调整空预器密封扇形板的位置，降低空预器漏风率，减少风机电耗。 5）运行值班人员注意监视磨煤机电流变化，磨煤机电流正常控制范围在115－118A之间，发现磨煤机电流降低至115A且磨煤机出力降低时及时联系添加钢球，保证磨煤机出力。 6）减少因磨煤机检修后试转而切换制粉系统运行的情况。磨煤机本体机械部分检修后试转，应采用点动方式启动。 3.2　加强辅机的经济调度，降低辅机耗电率 3.2.1　正常运行中加强辅机的经济调度，降低辅机耗电率 1) 合理调整真空泵运行方式，根据凝汽器真空参数及真空严密性情况，确定采用一台或 2) 两台真空泵运行方式。当凝汽器真空高于-95kPa且能够保持稳定时保持一台真空泵运行。5、6＃机经真空治理后真空泵运行方式由两台运行（一台6kV，一台400V）改为仅有一台400V泵运行。 3) 真空泵正常冷却水源为开式循环水，当循环水进水日平均温度高于24℃时，将真空泵 4) 冷却水源由循环水切换为掺混水运行，降低真空泵冷却水的温度，提高真空泵效率。 5) 根据环境变化及设备运行状况，及时调整掺混水泵和杂用水泵运行方式。夏季高温季, 节，可开启2-3台杂用水泵运行；冬季寒冷季节，可只保留一台掺混水泵或杂用水泵运行。 6) 各开关室、变压器室事故排风扇正常情况下应停运，夏季合理安排各开关室集中空调! 运行方式，开关室实行"人走灯灭"， 每天可节电714.9kWh，全年可节电260938.5kWh。 7) 合理安排辅助设备运行方式；提高厂用电电压，降低厂用电率。在系统、设备切换、停运时，尽量节约厂用电。 8) 根据设备实际情况。正常运行情况下＃5、6机各停运一台检修变，节省变压器空载损.耗，每天可节电72kWh，全年可节电26280kWh。 9) 严格按调度曲线调整220kV、500kV母线电压，降低线损。 10) 在网上无功负荷较低的情况下或大雾天气，应首先采用发电机进相运行的方式调整系统电压，在网上电压能够满足要求的情况下，尽量不要投入35kV系统电抗器。 3.2.2　机组启停机过程中加强辅机的经济调度，降低辅机耗电率 1) 启动过程中合理安排各辅机运行方式，降低辅机耗电率 2) 炉升压时即启动一台小机运行，锅炉上水尽量不要采用电动给水泵。 3) 旁路系统投入前，再启动凝升泵运行。 4) 锅炉空预器出口热一次风温160℃以上时，再启动第一套制粉系统。 5) 汽轮机冲转前，根据真空情况可仅保持C真空泵运行。 6) 汽轮机转速3000r/min且稳定后，及时停运主机交流润滑油泵TOP、主机马达吸入油泵MSP。 7) 发电机冲转前再启动第二台循泵。 8) 发电机并列后，再启动第二套制粉系统。 9) 机组负荷150MW以上，除氧器由备用汽源切换至本机四段抽汽后，应及时停运除氧再循环泵。 机组停运期间合理安排各辅机运行方式，降低辅机耗电率 1) 机组负荷200MW，应停运一台小机，停运前置泵。 2) 汽轮机打闸后，停运一台循泵。打闸5小时后，启动辅助冷却水泵，停运最后一台循泵。将除氧器上至高水位后，停运凝升泵运行。 3) 锅炉完全不需要上水时，停止除氧器加热，停运除氧再循环泵。 4) 调整制氢站用水、Ⅲ期暖通减温用水后停运凝结水泵。

5) 当低压缸排汽温度均降至50℃以下且无用户时，停运辅助冷却水泵。 6) 汽轮机盘车装置投运后，停运主机马达吸入油泵MSP。 7) 汽轮机长期停机检修，高压缸第一级金属内壁温小于180℃时，可停运盘车；当该处壁温小于150℃时，可停运主机交流润滑油泵TOP。 8) 锅炉全面放水后，应及时破坏凝汽器真空，停运真空泵、轴加风机。 9) 空预器入口烟温低于121℃，停运空预器；烟温低于80℃时，方可停运火检风机。 3.3　加强设备治理力度和设备技术改造，降低辅机耗电率。 1) 大修时计划将循环水泵电机改为变频调节或双速，降低循环水系统电耗。 2) 联系制造厂家对循环水泵出口碟阀检修，增加可靠性，冬季气温0℃以下及低负荷时可以采取单台循环水泵运行。 3) 大修时计划将一次风机电机改为变频调节，降低一次风机电耗。 4) 联系厂家对空预器密封间隙调整装置进行调整，降低空预器漏风率。

4　小结

         采取节电措施后，邹县发电厂600MW机组制粉系统耗电量由占总厂用电的36％左右降低至占厂用电的33％左右，厂用电率有了明显降低，同等负荷下， 5、6#机组用电率2003年4月比2001年6月约降低0.25%左右。