600MW超临界机组节能减排探索和实践

600MW超临界机组节能减排探索和实践陈思勤（华能上海石洞口第二电厂 上海市 200942）摘要：石洞口二厂600MW超临界机组节能减排已取得成效，近年来，电厂管理人员和技术人员在新技术应用、技改成果应用、运行方式优化调整和全方位考核管理上采取措施，克服机组老化的不利因素，2007年节能减排各项指标创造了历史最好水平。

关键词：节能减排；变频；脱硫前言华能上海石洞口第二电厂是国内第一家引进的国外600MW超临界机组的电厂，建厂16年来，我厂按照华能公司创建“红、兰、绿”三色国际一流公司的战略要求，制定了瞄准和超越世界一流电力企业的资源节约战略规划，为电厂节能降耗工作明确了一流的导向和目标。

我厂注重企业降低能耗、保护环境的管理工作，并积极依托超临界的先进技术，在企业节能降耗的理念上、管理上、技术上以及具体措施上，不断探索出了适应市场竞争的节能降耗的管理新路子，机组经济性能在国内燃煤火电机组中保持领先地位。

但近年来随着大容量高参数的电厂相继投产，各项性能指标的领先优势越来越小甚至被超越。

为实现电厂的节约环保建设和可持续发展的目的，我厂通过进一步的精细化管理、挖掘潜力、加大科技创新，加快技术改造，为节能降耗工作奠定设备基础；通过科学管理和素质培训，打造出一支优秀职工队伍和一套先进规范的企业管理体系，为企业节能降耗和长远发展提供了不竭的动力。

2007年初，我厂通过考核验收，成为华能集团公司“节约环保型”示范电厂。

1、节能减排新技术应用应用新技术，使科技转换为生产力，是企业保持竞争力的基础。

多年来我厂在华能总公司的支持下，坚持采用成熟可靠的节能减排技术，对设备进行持续改进，取得了很好的效果。

1.1变频技术应用我厂早在世纪之初就开始尝试采用变频技术，先后对12台给煤机、4台循环水旋转滤网以及2台轻油泵电动机进行了变频改造，使用效果良好，设备安全稳定节能运行，为进一步的大电机变频改造打下了基础。

2006年，随着大功率电机变频技术的成熟，国产化变频装置的可靠运行和改造成本的下降，我厂计划首先对2台机组凝泵电动机进行变频改造,原因是凝泵有100%备用,如果变频设备故障,备用泵自启动，不会影响机组安全。

凝泵投变频节能的技术关键是要保证凝泵出口凝结水用户的安全问题，如给泵密封水差压和低旁减温水都对凝结水压力带低限保护，逻辑设计以变频装置调节除氧器水位，除氧器进水调整门调节凝结水压力，从而实现逐步降低凝泵出口压力，开大除氧器调门开度，以减少管道节流损失，同时保证各用户对凝结水压力的最小要求，最后将备用泵的自启动压力设置为略高于凝结水压力低限保护值，确保系统安全。

2007年，我厂投资182万，对凝泵1A电动机进行了变频改造，每年可节约512万度电，节电43.3%，发电厂用电率降低1.5个百分点，按照上网电价计算，实现经济效益186.9万元/年，一年内就可收回投资。

2008年，计划对凝泵2A电动机也进行变频改造。

2008年我厂计划对两台机组的四台引风机电动机进行变频改造,原设计采用入口导叶调节炉膛负压，在低负荷阶段导叶开度甚至不到30%，风机效率仅为30%，大量能耗损失在节流损耗上，非常不经济；引风机在我厂辅机中属于大功率高耗能设备，占厂用电量的22%，经过初步计算，引风机变频装置使用后，厂用电率可下降0.34个百分点，节能空间显著。

两台机组引风机经变频改造后,通过降低频率的方法维持炉膛的压力，将原系统节流损失大大减少，估算出一台引风机年节电约600万KWh ，每台机组厂用电量下降10个百分点,厂用电率下降0.34个百分点,节能效果明显。

1.2汽轮机通流部分改造96年我厂2号机组低压缸进行了改造，仍采用焊接转子、原5级动叶改成6级动叶、末级叶片由867mm 改成928mm、排汽面积由原7.1m2改成7.2m2、次末级动叶由自由叶片改成自带围带叶片；更换内缸、保留外缸；改造后， 比设计工况提高了 2.3 g/kwh，热耗比原考核试验值低299.9kJ/kWh，折合成标煤约11.3g/kWh。

同工况供电煤耗比1号机低8－10 g/kWh。

2010年我厂计划对1号机低压缸进行同样的改造。

预计试验工况节约发电标煤耗9.03 g/kWh；按机组75％负荷计，节约发电标煤耗6 g/kWh。

按07年煤价415元／吨、每年煤价上涨4％、机组年发电35亿，6.58年收回投入。

1.3给水加氧技术应用97年开始我厂引进德国先进技术，在2台机组的给水处理方式上采用了加氧处理的先进工艺。

其原理是通过给水加氧,使它的氧化还原电位由全挥发处理(AVT)工况下的-300/400mV上升到 100/150mV。

此时,碳钢表面的磁性氧化物(Fe3O4)被一层薄而致密的γ-FeOOH(或α-Fe2O3)覆盖和保护。

由于三价铁的溶解度很低,降低了锅炉中腐蚀产物的迁移和沉积。

实践证明,给水加氧处理所形成的氧化膜具有较强的耐蚀性。

通过采用加氧处理工艺后有效地减少了锅炉炉管的结垢，锅炉已连续运行10年不需要化学清洗，解决了以往超临界锅炉每运行2到3年必须要进行化学清洗处理的弊端，节约了大量的清洗药品和检修工期；同时每年可节约大量的给水处理用化学药品，减少了化学废水的排放量；锅炉运行压差在采用加氧处理工艺前每年上升约0.4MPa/年，采用加氧处理工艺后锅炉运行压差连续10年基本保持不上升，减少了给泵的蒸汽消耗。

1.4工业废水回用项目全厂工业废水设计时就采用了分类收集集中处理的先进理念，所有工业废水按不同的污染情况进行分类收集后，针对不同的污染情况采取不同的处理方式，减少了处理成本，也为废水的回用创造了条件，2006年底对工业废水进行了回用改造，投资75万元，将工业废水一部分回用到输煤系统作为煤堆系统喷淋及场地冲洗用水；另一部分回用到渣水闭式循环系统作为补充水，使工业废水实现了100%回用，为此我厂2006年度被评为上海市节水先进单位。

1.5脱硫工程06年12月开工的2台机组进行湿式石灰石脱硫工程项目，湿法烟气脱硫技术普遍具有脱硫反应速度快、脱硫效率高、脱硫剂利用率高等优点。

在钙硫比等于1.02左右时，目前世界上最成熟的湿式石灰石/石膏法脱硫技术的脱硫效率可达到95％以上。

因此，湿法石灰石/石膏烟气脱硫是火电厂采用最广泛的一种脱硫方法。

我厂脱硫工程预算投资3.2亿，预计2008年6月底前完成168试运行，系统投运后脱硫效率可达到95%。

1.6电除尘装置改造98年，我厂投资800万，对电除尘阴极丝和振打装置进行全面改造，除尘效率大幅提高，#1&#2炉的排放浓度小于50mg/Nm3,远远好于我国的排放标准300 mg/Nm3。

1.7炉底声纳探测系统03年，我厂投资100万，与东海舰队研究所共同研制开发了炉底声纳探测系统，利用海军海洋探测专利技术，对炉底焦渣堆积情况进行探测，通过三维实时画面反映设备参数，实现了军工产品的工业化应用，首创国内应用先例，减少了锅炉的堆焦排放。

1.8炉底干排渣改造08年，我厂计划投资2400万，将1、2号机组炉水力除渣系统改干排渣, 干式排渣技术先进成熟，干式排渣与水力排渣系统相比有着系统维护简单、节水环保、干渣活性好等优点，干式排渣技术为燃煤电站排渣系统在节水、节能以及综合利用方面开辟了新的途径，在国外燃煤电站已有广泛应用。

工程完成后预计节约厂用电量1000万千瓦时/年，厂用电率下降0.13个百分点,在水处理和设备维护方面产生的经济效益约为410万元/年。

2、节能减排技改成果应用众所周知大投入能够获得大的经济效益，但是通过技术改进，小成本同样也能够创造出不凡的经济效益。

本厂技术人员在实践过程中不断探索和研究，依靠自身的技术力量，完善和改进控制策略和方式，同样取得了很好的节能效果。

2.1一次风机快速减负荷控制策略改进我厂的一次风余量不足，在一台一次风机跳闸后，原设计保留4台磨煤机运行，很难满足磨煤机的对一次风流量的运行需求，极易导致机组跳闸。

技术人员通过反复试验确认了一台一次风机能确保满足2台磨煤机的一次风量需求，大胆修改了快速减负荷控制策略，很好地解决了这一难题。

2007年迎风度夏期间，我厂一次风机1B跳闸，改进后的系统承受住了风量剧烈波动的考验，成功避免了一次机组非计划停运，保障了电网的安全。

2.2引风机高低速切换装置控制方式改进引风机高低速切换装置原设计不可靠，在运行中不能满足高低负荷情况下反复切换的要求，技术人员通过反复研究，提出了针对开关切换不成功后自动回复到原位置的新设计思路，经过改进后的控制策略有效地提高了切换装置的可靠性，使得吸风机高低速切换可以根据负荷调整，避免高速切上后不敢切回的问题。

如此，在迎风度夏期间，少投一个月的高速运行方式， 即可节电426 万度，相当于降低厂用电率0.7%。

2.3磨煤机助燃方式优化第五台磨煤机投运逻辑原设计要求有最低点火能量，需要投油枪才能满足逻辑许可条件，专业人员通过核算锅炉热负荷，确认在不投油的情况下完全能够满足磨煤机的点火要求，修改了投磨许可条件。

按照每天切投两次磨煤机计算，年节油可达100吨。

2.4再热器减温水自动控制策略攻关再热器减温水不能投自动是困扰我厂多年的技术问题，原设计采用常规的串级温度PID加前馈控制，由于再热减温器出口至高温再热器出口，蒸汽温差在266～326℃左右，是一个有较大延迟的大滞后过程，故控制对象本身的特性决定了其自动控制较高的实现难度。

专业技术人员根据手动控制经验，将再热蒸汽减温水控制指令设计为基本开度和前馈开度两个部分；基本开度以高温再热器出口温度平均值来确定，在再热蒸汽减温水自动控制投入实际运行的时候，这个基本开度可由运行人员视情况在原值基础上手动加减5%；前馈开度包括三个部分，分别是低温再热器出口温度前馈、汽机高压调门开度前馈和负荷偏差前馈。

采用改进后的控制策略，再热器减温水自动控制已完全能靠自动控制，控制品质比原来平均提高3-5℃。

3、运行方式优化调整坚持开展精细化管理，通过优化调整挖掘各类系统中的节能减排潜力是我厂专业技术人员长期钻研的课题。

通过不断试验摸索所归纳出的管理手段已作为我厂长效管理机制，通过这些手段的实施，电厂的节能减排工作取得了很大的成效。

3.1锅炉配煤掺烧从2007年9月份开始，配煤掺烧专题小组在认真总结以往配煤掺烧管理经验，进一步完善了我厂配煤掺烧制度和优化了配煤掺烧方式，改“分仓配煤燃烧”为“精细配煤全仓燃烧”，通过改变过去“不同煤种固定单独加仓方式”为目前的“不同煤种经过1：1比例的配煤后混合加仓方式”，达到了提高入炉煤灰熔点、减少锅炉结焦和炉底非正常排放的目的。

通过以上措施，有效降低锅炉结焦，保障炉底除灰系统正常运行，提高了锅炉健康运行水平，节能环保绩效明显。

从去年夏天开始,尽管机组出力系数（发电量）和锅炉炉底渣量有较大幅度增加，但由于锅炉结焦情况好转，两台锅炉运行正常，无明显结焦现象，炉底除渣系统正常运行，去年同期炉底开大、小门（灰闸门）频繁排放的异常运行现象未再发生，基本消除了炉底非正常排放。