【摘 要】黔东电厂两台600MW 机组分别于2008年和2009年相继投产，为进一步提高机组运行可靠性、经济性，降低能耗水平，黔东公司针对机组现状，开展能耗评估，从设备治理改造、锅炉燃烧优化调整、运行方式优化等方面进行综合治理，取得了显著的效果。

【关键词】机组 节能 降耗 分析 措施

能源是国民经济的基础资源，制约我国国民经济建设的重要因素。因此，节能降耗，节约用电，提高企业的经济效益，具有十分重要的意义。同时，节能减排也是我国各级政府强力推进的重大举措和社会关注的焦点，其社会意义也非常重大。当前国家大力提倡绿色GDP，“十二五”计划也将火电行业确定为高耗能行业，是“十二五”期间节能降耗重点行业之一。据有关单位统计，目前，我国火电供电煤耗与发达国家水平还有20％左右的差距，因此，我国火电行业的节能降耗还有较大的空间。提高火电厂的一次能源利用率，尽可能的降低发电成本，已成为全国各大发电企业及科研院所研究的课题。各电站情况不同，可采用的节能降耗方法也各异，通过现场实际运行经验，总结分析出了我厂在运行过程中采取的切实可行的节能降耗措施。

锅炉是由东方锅炉厂引进福斯特%uB7惠勒公司技术设计制造，型号：DG2028/17.45-Ⅱ3，型式：亚临界压力，一次中间再热，双拱形单炉膛，“W”型火焰燃烧方式，尾部双烟道结构，采用烟气挡板调节再热汽温，固态排渣，全钢、全悬吊结构，平衡通风，露天布置，配双进双出磨煤机正压直吹式制粉系统。

汽轮机是由东方汽轮机厂制造N600-16.7/538/538-1,型式：亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、纯冲动凝汽式，配有两台 50％MCR 出力的汽动给水泵和一台 30％MCR 出力的电动给水泵。

发电机为东方电机股份有限公司生产的DH-600-G三相同步汽轮发电机，冷却方式为水氢氢。

3.1 机组供电煤耗高

黔东电厂两台机组投产以来，因受核准、煤炭等制约长期未能正常发电，在设备治理、管理方面与集团公司的标杆企业存在一定的差距。

原煤仓设计存在一定的缺陷，在煤仓内部存在一定的“死区”，容易使煤滞流，加之我厂来煤较湿、粘度大，就造成原煤仓很容易出现“假空仓”状态，导致输煤皮带不能停运，常发生给煤机断煤、返粉，从而影响锅炉的燃烧稳定，机组不能带高负荷运行，在紧急情况下必须投油稳燃。

制粉系统管理未规范，常发生分离器堵塞，使制粉系统出力未达到设计值、煤粉细度变化较大，给燃烧调整、配风带来很大的影响。造成飞灰、大渣含碳量偏大，排烟温度较高，造成锅炉的效率下降。

锅炉燃烧调整、配风优化未全面开展，减温量比设计值偏大，再热器温度不能达到设计值。

3.2 厂用电率高

凝结水泵设计流量偏大，在低负荷运行期间，为满足系统运行的要求，必须开启凝结水循环、凝结水杂用水，关小除氧器上水调节门，势必造成节流损失的增加，导致凝结水泵做了部份无用功，电耗增加。

仪用压缩空气泄漏点较多、空压机联锁定值整定不合理，要单台机组运行时，要两台仪用空压机运行才能满足要求，造成仪用空压机的厂用耗电量增加。

输灰逻辑、控制方式设计不合理，导致在单台机组运行，必须要三台除灰空压机运行才能满足要求，造成除灰系统的厂用电耗量增加。

原煤仓粘壁、堵煤、断煤情况严重，导致机组频繁降出力及助燃用油量大幅增加，严重影响机组的正常运行。经考察分析，确认堵煤原因为：煤仓原设计为不规则的半圆锥状，存在棱角死区，在原煤向下流动时，在煤仓下部圆锥体口处存在瓶颈，造成棱角死区部分贴壁原煤处于滞流状态。当原煤潮湿、流动性差时，很容易压实、粘壁。若原煤粘壁较轻，在运行中会频繁出现“虚假空仓”现象；若原煤粘壁较重，使能下煤的“中心孔”越来越小，会逐步将煤仓堵死。

经考察调研，确定煤仓改造方案：对两台炉原煤仓内部采用加装钢衬板的方法增大的接口棱角角度，消除几何死区，使煤仓成为较规则的圆锥状，并涂上耐磨材料，打磨光滑，减少原煤在煤仓中的阻力，另从煤仓出口往上切除1140mm,在此处加装破拱机，将给煤机入口闸板下移。

改造后给煤机入口断煤、原煤仓粘壁、堵仓次数大幅下降，减少了锅炉的稳燃用油，同时使机组运行可靠性大幅提高。

目前#1炉已改造四台磨煤机，#2炉已改造三台磨煤机，两台机组剩余磨煤机应尽快进行改造，以最大限度提高设备安全运行系数，保证机组安全。同时给煤机的运行稳定，有效降低同负荷下磨煤机的运行裕度，有���降低制粉单耗、稳燃耗油，从而降低供电煤耗。

我厂原凝结水泵设计偏大，运行中电流达241.90A，压力3.72MPa，当机组在70%负荷或更低负荷运行时，凝结水母管高，除氧器上水调门节流损失大、阀门冲刷严重，管道振动大，从而导致该阀门调节性能大幅下降，同时增加该阀门损耗。为避免该类异常发生，就必须通过开启凝结水再循环、凝结水杂用水等来降低凝结水母管压力，从而造成凝泵在做部份无用功，经济性下降，因经常开启凝结水再循环门，使调节阀磨损加剧，振动增加，最终导致此阀门经常损坏。

经研究后，确定将凝结水泵原设计的5级叶轮，去掉凝结水泵第二级叶轮，保留4级叶轮。在取下叶轮处加装轴套，使其各间隙不变。

改造后数据分析：

减级前后2B凝泵电流、凝结水流量、机组负荷、压力分析表：

根据上表可以得出，2B凝泵从启动前期至520MW负荷期间，2B凝泵减级前后电流电流变化在43A至82A左右变化，根据电流计算凝泵通过减级后，2B凝泵启动初期（冲管上水），以24小时计可节约厂用电11903.04 kWh，整个机组启动按照48小时计算厂用电，可节约厂用电19304.96 kWh；机组平均以520MW负荷计，2B凝泵每天可节约厂用电6256.8kWh。

凝泵安全性分析：在凝结水泵未改造前，由于电动机、泵出力都偏大，在低负荷时因出口压力偏高，使凝泵的轴向推力增大，导致凝泵断轴共3次，造成了上万元的直接经济损失，甚至出现一台机组两台凝泵出现故障，而造成机组被迫非停1次。在经过改造后从未发生凝泵断轴事件。另外2B凝泵在减级后，节能的效果明显的，除氧器上水调节阀噪音和振动明显降低,机组正常运行时整个凝结水系统压力降低0.7MPa左右，即降低了厂用电率，又保障了整个凝结水系统的正常运行和机组的安全稳定运行。

我厂每台炉共配置了36只油枪。为了保证锅炉用油配置了3台供油泵，单台供油泵电机容量为132KW可供单台锅炉所有油枪同时投入运行。而在实际运行过程中锅炉启动升压时只需投入12～16只油枪，制粉系统启动��油枪将逐渐减少，在锅炉燃烧不稳需要助燃时只需投入4只油枪即可。所以在这种运行工况下就造成了大量的能量损失。

经研究决定，对#1、2燃油泵进行变频改造（采用一拖二方式，即一套变频器带两台泵运行，但这两台泵不能同时运行），采用三台燃油泵采用“二工一备”运行方式，在正常运行时采用一台泵运行，一台泵备用，且处于联锁状态。运行中当母管压力低或工作泵故障，联锁启动备用泵，母管压力到定值后则自动停运备用泵。#3供油泵作为工频备用。

另外，对运行方式进行了优化调整：进回油母管联络门开度进行控制，炉侧燃油压力基本稳定在2.95MPa，供油泵电流下降了60A左右，节能效果较为明显，相当于每小时降低厂用电32KW，月节电2.3万度，年节电经济效益12万元以上。

建立阀门内漏治理台账，通过定期进行阀门测温对比，及时发现阀门内漏的隐患，并及时进行整改，若机组运行中能处理的就及时处理，不能处理的通过运行方式的调整使其暂时隔离，如：锅炉定排手动门、电动门存在内漏，而运行中又不能处理，则将定排手动总门关闭，在锅炉定排时才将其打开，定排结束将其关闭。运行不能处理的阀门利用停机时间进行集中处理。

通过阀门内漏的治理，机组运行的补水率由原来1.0%下降为0.48%。

5.1 机组启动方式优化

我厂锅炉油枪设计为1.25t/h，在机组启动的耗油量达150吨左右。为了降低机组启动油耗，从设备改造、运行方式进行调整，将油枪出力改为0.8t/h，在锅炉点火后，二次风温到达160℃即启动一次风机开始暖磨，当一、二次风温达启动条件后，即投入启动磨的大油枪，启动磨煤机运行启动，建立磨煤机料位，机组暖机过程中，采用一支油枪一支煤火嘴的方式运行，最少的时候只有四支油枪带四支煤火嘴运行，煤粉燃烧良好，机组并网前即启动了两台磨机运行，投用了五支火嘴，并网后又先后启动了两台磨机，在水位、汽温可控的情况下，快速进行升负荷，同时，倒厂用电、并泵等工作并没有让升负荷过程保持，从而在并网后49分钟内锅炉实现了断油运行，经过多次摸索，反复实践，最终使机组冷态启机油耗大幅降低，已降至50吨左���。

5.2 正常运行方式的优化

5.2.1 输灰系统优化

我厂输灰系统采用北京国电富通科技发展有限公司设计和生产的双套管密相气力输灰系统。自投产以来单台炉运行时一直要运行3台空压机运行，减压阀后调整压力0.35MPa，各电场输灰管进气门前手动门全开，单个输灰管输灰压力最高0.15MPa才能达到输灰的要求，若2台空压机运行则不能满足输灰的要求，使厂用电率一直居高不下。

根据现场经验和输灰系统厂家的指导，对省煤器、一电场、二电场、三电场、四电场、五电场各输灰管进气进行节流调整，并将各电场进气手动门关闭；根据各电场灰量大小：省煤器、一电场进气手动门开启2.5～3圈；二电场进气手动门开启2～2.5圈；三电场、四电场、五电场进气手动门开启1.5～2圈。关闭一电场所有仓泵的流化阀。

调整后单台炉运行时2台空压机运行，减压阀后调整压力0.35MPa，各电场输灰管进气门前手动门按节流方法进行调整。现可以达到双套管输灰系统低压力、高浓度、低流速的设计理念，单台炉运行时可以做到只运行两台空压机，而且气源充足，各输灰管道在运行中除设备问题外未发生堵塞现象，并且弯头破损现象在调整后从未发生，单机运行时，每年可节约厂用电60万元。

5.2.2 制粉系统优化运行

锅炉设计为前后墙“W”火焰燃烧，燃烧稳定性较好，额定负荷时投用五台制粉系统，50%负荷时投用三台制粉系统，减少磨煤机运行台数、同时减少一次风量降低一次风机电流，节电效果明显。

通过定期降低原煤仓的料位，有效防止了煤仓内的滞流煤粘贴于仓壁，造成“虚假空仓”现象，导致输煤皮带不能停运、制粉系统断煤的事件发生。从而减小了保证了制粉系统的可靠、安全运行，提高机组的经济性。

5.2.3 脱硫系统运行方式优化

实时监视烟气中二氧化硫的含量、脱硫效率等参数，当二氧化硫的含量下降时，及时调整浆液循环泵的运行台数、调整氧化风机的出力，通过调整大幅降低了脱硫厂用电率，脱硫厂用电率由原来？%降为且减轻了设备磨损，节约了设备维护费用。

5.2.4 循环水泵运行优化

为降低循环水泵电耗，根据循环水温变化，#1、2 机在循环水温较低或低负荷时，采用两机三泵运行方式，冬季采用单机单泵运行方式，节电效果明显。

5.2.5 厂用电系统优化：

5.2.5.1 减少空载运行变压器数量

　 在暗备用动力中心接线方式下,正常运行时,调整两段母线所带负荷的运行方式，使两段母线负荷电流尽量平衡，两台互为备用的变压器各带一半负荷运行,每台变压器的负载损耗降为带全部负荷时的1/4,从而使节能效果明显。

5.2.5.2 照明系统优化

机组正常运行期间，配电室开事故照明及中间一排灯，当有人工作时可根据需要开启相关照明。生间区域的照明分别冬季、夏季进行规定了开关时间。

我厂#1锅炉投产后结焦严重，因跨大焦导致捞渣机多次停运，甚至使捞渣机断裂，已严重影响机组安全运行。对#1炉进行了燃烧优化调整，优化锅炉运行方式和参数，减少、缓解了#1锅炉的炉膛结焦，提高锅炉热效率。

6.1 制粉系统运行优化

无烟煤与烟煤掺烧方式选择“分磨磨制，炉内混烧”的方式，即V1、V2煤种进行单独上仓，通过改变对应制粉系统及该配风单元运行参数后，进行炉内各煤种的混烧。

调整磨煤机出口分离器折向挡板，以改变煤粉细度，通过化验分析飞灰含碳量、大渣含碳量分别从原来的5.63%/6.86%下降为2.53%/3.2%左右，逐步使煤粉的细度达到经济细度。

将四角燃烧器消旋叶片放至最低，减少其煤粉气流的旋转强度，减少火焰刷墙结焦。

6.2 运行氧量调整和二次风配比调整

由于该锅炉采用低 NOx 燃烧方式，燃尽风量过大，燃烧初期缺氧，造成烟气中 CO 含量较大。由于还原性气氛的存在，容易造成炉膛高温腐蚀和受热面结焦，从而导致排烟损失增加，降低锅炉效率。

锅炉运��中严格控制锅炉平均氧量在4.5%～5.5%之间运行，所有氧量点必须高于3%运行，以防止、减缓锅炉结焦。

锅炉二次风与炉膛压差控制在0.7KPa～1.0KPa运行，任何时候风箱压差均不得低于0.7KPa运行。

　　除了对#1、 2机组进行设备治理、 燃烧优化调整、运行方式优化等措施，黔东公司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，组织生产管理人员到系统内先进电厂进行考察学习，从设备状况、运行小指标、燃煤结构、 煤质状况、管理方式等几个方面进行了对标，并针对自身存在的不足制定整改计划， 在日常工作中认真落实。

通过对#1、 2 机组采取的一系列治理措施，两台机组运行可靠性和经济性有了很大提高。下表为主要经济指标的对比：

由此可见节能降耗是发电企业提高经济效益最直接、最有效的途径， 树立全员节能意识，加强节能管理，仍是今后很长一段时期内机组能耗治理的重点。