1、金陵电厂#1 机组节能分析及思考华能金陵发电有限公司 运行部 庞里波摘 要：近年来，国家大力倡导节能减排，风能、太阳能、生物能等新能源，新技术迅速被采纳和应用，但目前上述能源面临种种应用问题无法大力推广，新能源占我国能源比例极小，还不能作为主要能源。我国目前国民经济迅速发展节能减排任务的完成还需从能源大户煤电着手，此背景下超超临界百万大机组不断涌现，华能金陵电厂二期工程正是选择了百万超超临界燃煤机组。#1 机组于 2009 年底投产，在节能减排方面金陵电厂在生产中不断摸索总结，克服了种种困难，通过多次试验和生产人员的不懈努力大大降低了煤耗。#1 机组综合供电煤耗由 2010 年初的 305 克
2、降至年底的 293 克，2012 年达到 288 克在此过程中金陵电厂技术人员总结了一些经验和方法，为百万机组的节能工作做了有益的探索和尝试。关键词：百万机组 调整 节能 试验引言 金陵燃煤 1030MW 机组做为目前国内最先进的节能环保机组，#1 机组在投产一年后各项经济指标已逐步达到设计标准，分析各项经济指标提高的原因主要是各项性能考核试验结束后的调整完善，运行方式的调整，设备整治磨合，生产人员水平的提高，结合金陵燃煤机组厂目前的生产现状，总结在#1 机组在运行调整、设备改造、节能管理等方面的可行性节能措施及分析如下。结合实际积极进行运行调整：首先#1 炉通过运行人员根据运行调整的经验总结
3、与西安热工院院人员密切配合，积极调整分析，对各项指标进行测试并依据实测情况进行调整，调整前后煤耗明显下降，锅炉效率上升，1、磨煤机出口一次风调平，通过调整各磨煤机出口缩孔各粉管一次风量的偏差在 5%以内，达到设计标准，对炉膛两侧热偏差的消除起到了很好的作用。达到了提高主、再热汽温提高经济性的目的。3、各台磨煤机适当提高转速，磨煤机出口分离器转速 700RPM 时对应 R90 的煤粉细度为 17%，900RPM 对应 R90 的煤粉细度为 14.5%，我厂设计值为 15%，按这个标准控制，煤粉细度完全能达到要求，对燃烧方面的影响应该不会有问题，但降低了机械不完全燃烧损失，同时可以适当降低氧量，降
4、低了风机电耗。4、针对石子煤量比较大的情况，设计标准应该不大于千分之一，即 70 公斤/小时，现在将近翻一倍，且石子煤中细粉也比较多，为减少细粉量，提高一次风量（即风速）来提高细粉携带能力效果最好，提高磨出口一次风温也能起到很好的作用，但要考虑煤的情况，不要超过 70，按照目前的石子煤量，影响煤耗约 0.1-0.15 克/度，次情况将通过 2011年机组 B 修，对磨煤机磨辊进行补焊以及调整间隙来解决。5、调整氧量，首先经过热工院多点测量，目前 A 侧氧表显示偏小 0.5%，B 侧氧表显示偏小 0.1%，其次 100 万负荷时，我们的氧量控制氧表显示就有 3.5-4.0%，80 万负荷时氧量控
5、制氧表显示超过 4.0%，这个氧量明显偏高（当然这个氧量与提高汽温有关系），实际上 100 万负荷时我们只需要氧量 2.5-2.8%，80 万负荷时需要氧量控制不超过 3.2%，就可以满足我们的炉效需要了，多出来的风量其实是白白损失我们的风机电耗的，光是这个变化，可以降送风机电流 30 个安培，还可以降低引风机电流和排烟温度，进一步提高炉效。我们已在协调内更改相关曲线，节能效果明显。6、一次风母管压力要适当降低到 9.5KPa，因为随着一次风母管压力的升高，一次风机的电流是加速升高的，电能损失增加很快，而且目前的高风压（11.5KPa）是通过磨煤机冷热一次风调门的节流来实现的，我们只要开大冷热
6、一次风调门就可以在不减少磨通风量的前提下降低一次风压，从而有效降低一次风机的电流，减少风机电耗，我们知道，一次风只起输送煤粉的作用，为燃烧提供氧气的作用很小，只要适当就可以了。继续降低一次风压可以降低排烟温度和降低电耗,因为这样可以增加磨的热风通风量降低冷风通风量,让一次风机出口风尽量通过空预器,但考虑到制粉和燃烧安全问题,最多一次风压不能降低到8.5KPa。7、凝结水系统采用变频方式结合调门调节方式运行，运行人员不断对变频转速以及上水调门对电耗的影响进行研究经过优化将凝泵电耗下降明显，已达到 0.2 的水平，属于国内先进行列。8、积极进行凝汽器真空漏点排查以及真空抽汽系统改造、#1 机在经过
7、近 1 年的不断排查以及真空系统抽汽管道放水管路改造的完成，真空严密性保持在 5Opa 左右的优秀水平，有效降低了机组的煤耗，提高了机组的经济性。9、对如照明变等非重要电源变压器运行改暗备用，降低了厂用电率。其次，运行人员比较全面的摸清机组设备特性后采取适当措施降低了机组煤耗1、根据一年多的运行经验发现适当提高锅炉壁温报警值调高了近 15 度，以目前的金属材质上述还是在安全许可范围内，目前#1 炉主、再汽温度已由机组投产时的 580 度提高至 600 度，降低煤耗约 3 克左右。2、运行人员定期对进行现场内漏排查，对现场的内漏管路全面排查，经过排查消除了如高加水侧放水，小机进汽管路疏水，锅炉减
8、温水管疏水等内漏降低了机组水耗，以及能耗。3、制粉系统随机组负荷的降低，在剩余的制粉系统出力可满足运行需要的前提下，可及时停用；在高负荷及煤种允许的情况下，可适当降低运行磨的旋转分离器转速，以利于提高制粉出力；燃用褐煤煤等限出力（较低）煤种时，也应放在上限附近运行；4、在不同的负荷段，对应不同煤种，及时修正二次辅助小风门偏置，以利于在同样的总风量条件时降低风机电耗；对应不同负荷，及时修正炉膛氧量，使既满足完全燃烧的需要，又不过高；注意运行磨的一次风量偏置调整，可参照一次风管的风速范围，不必过高，以利于着火和降低一次风机电耗；调整空预器密封装置，降低漏风，可有效降低风机电7、及时投用吹灰装置，确
9、保受热面管壁结焦、积渣不严重，使工质吸热充分；8、在保证主、再热汽温与管壁温度在合适范围的前提下，合理组织相应煤层的制粉系统及出力范围，以及吹灰的投用，以利于降低锅炉排烟温度；9、减少主、再汽减温水的用量，通过及时调整煤、水比，AA 风门开度、总风量的修正、吹灰等手段调整汽温，提高机组循环效率；10、通过调整空预器漏风控制装置，减小漏风，提高热一、二次风温度，更好满足燃烧要求；11、尽量采用 IV 抽供辅助汽源，不用或少用较高品质的冷再汽源。12、化学水质严格监督，防止受热面内部结构影响机组效率。13、定期检查给水温度，保证高加投入率。14、对负荷汽压曲线进行修正，保证变负荷时调门开度留有余地
10、，并且减小节流损失，减少给泵能耗，提高机组整体经济性。15、机组供热，我厂辅汽系统为南京液晶谷项目供热，虽然供汽量不大，但还是在一定程度提高了机组的经济性。二、机组用油的控制（1）、机组启动时，在准备厂用汽母管供汽时，启动炉点火，确保燃烧完全，及时联系供汽、关闭相应疏水；在冷再来汽压力上升并逐步替代启动炉来汽时，及时停用启动炉；在滑参数停机时，多用冷再汽源，在满足暖管时间至切换汽源的前提下，启动炉点火备用。（2）、在启、停及低负荷时，尽量保证等离子和 A 层磨的正常投用，合理调整煤粉细度和煤层的集中投用及煤种的调整，及时停用或不用助燃油；（3）、投用油枪助燃时，根据煤种、负荷、机组故障原因合理
11、投用相应层、相应数量的油枪，保持合适的油压，并在恢复过程中及时撤除油枪。4）、定期做燃油泄漏试验并对燃烧管路定期检查。三、机组启停过程中的节能控制1）、启动过程中特别时温态以及热态启动过程中，在锅炉准备点火前启动引、送风机，既可防止炉膛内的蓄热过多散失，又可节省厂用电，在条件许可的时候，利用单侧风机启动；汽侧真空泵在点火前供轴封时启动，需要注意此前辅汽或有热量的相关疏水与凝器的隔绝，以防低压缸防爆膜冲破2）、机组启动至转态后，在燃烧稳定的条件下及时停用等离子发生器，减少了电能损失；3）、锅炉疏水箱、汽机清洁水扩容器的疏水在水质合格后应及时回收进系统，减少对外排放，可节省由此增加的电耗；通过上述
12、方法控制启动过程中能耗损失得到一定降低。四、通过机组做性能考核试验得到机组节能方面的重要指导并严格执行。金陵电厂#1 机投产后针对机组的煤耗偏高问题请西安热工院做了一次性能试验并发现一些问题，通过机组检修以及运行方式调整煤耗下降明显，具体情况如下：汽轮机性能考核1.1 汽轮机考核指标表 1 汽轮机性能考核结果序号 试验项目 单位 设计值 试验结果 备注1 THA 工况下热耗率* 1 kJ/kWh 7318 7343.8*2 试验值2 铭牌出力工况(TRL)下出力 MW 1030 1034.74 修正后值3 最大连续出力工况(TMCR)下出力 MW 1065.932 1078.284 修正后值4
13、 振动 50um 额定负荷下 2 号瓦振动值在5265um 之间5 噪音 85dB(A) 84.9 dB (A) 汽机旁的汽泵无 隔音罩注* 1：THA 工况进行了两次试验，上表列出的是第二次试验结果。第二次试验与第一次试验的差别在于高加危急疏水加关了手动门。注* 2：试验结果未修正，系统存在一定的内漏，主要是高排通风阀，详见表 1.5.1 所列。1.2 汽轮机其他指标表 2 汽轮机性能试验结果序号 试验项目 单位 试验结果 备注1 820MW 负荷下热耗率 kJ/kWh 7457 试验值2 550MW 负荷下热耗率 kJ/kWh 7665 试验值3 VWO 工况下出力 MW 1106.7 修
14、正后值1.3 汽轮机高、中压缸效率表 3 THA 工况高、中压缸效率对比试验工况 THA 工况试验平均值高压缸效率 MW 90.3中压缸效率 MW 93.0注：THA 工况高调阀全开，补汽阀关闭。1.4 机组供电煤耗按照 THA 工况的热耗率，1030MW 负荷下的锅炉效率，管道效率取 99%和实测的厂用电计算发、供电煤耗。厂用电计算：脱硫脱硝系统投运，循环水泵按照一机两泵进行计算。表 4 各负荷工况煤耗计算结果 试验工况 - THA(平均值) 820MW 550MW试验电功率 MW 1025.2 824.9 551.2 厂用电率 % 4.25 4.45 5.86 试验热耗率 kJ/kWh 7
15、343.8 7457.5 7665.5 试验锅炉效率 % 94.07 93.83 93.75 试验发电标准煤耗 g/kWh 269.1 273.9 281.8 试验供电标准煤耗 g/kWh 281.0 286.7 299.4 1.5 试验发现机组存在的一些问题1.5.1 系统内漏序号 KKS 阀门名称 测量温度1 高排通风阀 2832 低压旁路阀 803 10LBA12AA401 #1 机主蒸汽管道疏水电动门 B 1104 10LBQ80AA401 #1 机一抽气动逆止门后至清洁水疏扩疏水电动门 2005 10LBQ80AA403 #1 机一抽逆止门后至清洁水疏扩疏水电动门 1206 10XA
16、L11AA408 #1 机小机 A 高压进汽主汽门阀体疏水气动门 1007 10XAL23AA404 #1 机小机 B 低压主汽门后疏水气动门 1108 10LCH81AA111 #1 机一号高加 A 事故疏水调门 1509 10LCH82AA111 #1 机一号高加 B 事故疏水调门 22010 10LCH61AA111 #1 机三号高加 A 事故疏水调门 15011 10LCH61AA111 #1 机三号高加 A 事故疏水调门 15012 高加连续排气、启动排气门 160建议在机组下次停机期间，针对上述内漏阀门进行检修消缺，尤其是高排通风阀。1.5.2 系统外漏总明漏量约在 12t/h 左
17、右，系统补水率在 0.40.6%之间。序号 序号 泄漏点1 高压真空破坏门密封水 6 轴加水侧放水门2 低压真空破坏门密封水 7 真空泵 C3 A 凝泵盘根漏水 8 低加疏水泵进口滤网放水阀4 B 凝泵盘根漏水 9 除氧器上水旁路放水阀5 轴加进汽管排水 10 辅汽供氨站泄压门1.5.3 主参数运行值序号 问题 备注1 汽温运行值偏低再热减温水管路在气动门和电动门均关闭后还有泄漏，减温器前后明显温降，A 侧 2，B 侧 6左右，减温水总量约为 6.8t/h。2 主汽压力运行值偏高部分负荷下主汽压力运行值偏高，高压调门开度较小，高压缸效率较低。820MW 调门开度 27%，高压缸效率82%；55
18、0MW 调门开度 23%，高压缸效率 78%。1.5.4 加热器序号 问题 备注1 低加排气门 8 号低加试验前温升仅为 4，后开启连续排气门后温升正常达到 22，接近设计值。2 高加排气门 6 台高加的连续排气和启动排气均开启，试验期间关闭，但仍有泄漏。1.5.5 吹灰日常运行下吹灰时间较长，脱硫系统吹灰也使用主蒸汽作为汽源，建议进行改造，高负荷下脱硫系统的吹灰汽源选择使用辅汽。第二部分 锅炉性能考核2.1 锅炉考核指标表 1 锅炉及制粉系统性能考核结果序号 试验项目 单位 保证值 试验结果 说明93.94% 实测 94.11%1 BRL 工况锅炉效率 % 94.%94.00% 实测 94.
19、15%2 锅炉最大连续出力 t/h 3100 3086修正后 3118受给水泵和增压风机运行安全性限制3 锅炉额定出力（BRL） t/h 2931 2933上五层、下五层燃烧投运时锅炉各项指标正常5.6/6.04 空预器漏风率（BRL） % 65.4/6.35 烟气侧阻力（BMCR） kPa 0.93 0.91/0.846 汽水侧压降（BMCR）省煤器进口至末级过热器出口 MPa 3.6 4.8 滑压运行，未修 正7 再热器压降（BMCR） MPa 0.2 0.28 NOx 排放浓度（BRL） mg/m3 300 2219 过热蒸汽温度 600610 593.7598.010 再热蒸汽温度 5
20、98608 590603.8壁温报警值设定偏低，主、再热蒸汽温度控制低11 噪音 dB(A) 85 88.3 所有测试设备平 均值12 制粉系统保证出力 t/h 87.3 87.713 制粉系统保证出力下单耗 kw.h/t 煤 8.5 9.5 未进行煤质可磨 性系数修正14 锅炉效率（100%THA） % / 93.90 实测 94.07%15 锅炉效率（75%BMCR） % / 93.77 实测 93.83%16 锅炉效率（50%BMCR） % / 93.63 实测 93.75%2.2 锅炉存在的问题1. 主、再热汽温偏低由于各级受热面的壁温报警值设置偏低，主、再热汽温基本维持在 595以下
21、运行，汽温比设计值低约 10左右，对机组经济性有较大影响。2. 排烟温度偏高BRL 工况下实测排烟平均值 133.1，修正到设计条件下为 132.5，比设计值 119高出 13.5。另外，预热器空气侧温度也比设计值偏低 1020左右，故初步判断预热器烟气侧换热效率偏低。建议电厂择机进行处理。3. 习惯运行方式下锅炉效率较低由于燃烧调整试验暂未出正式结果，本次性能考核试验在习惯运行工况下对100%THA、75%BMCR 以及 50%BMCR 工况下进行了效率测试，锅炉效率偏低（如表 1，1416） 。习惯运行方式下部分参数控制不太合适，简要分析如下：1) 磨入口一次风量：实际运行时，磨入口一次风
22、量偏高（偏置 1020%） ，建议在不堵磨的情况下尽量减小一次风量。2) 磨出口风粉温度：以设计煤质资料（神华煤）带入计算，磨出口风粉温度为75.95，习惯运行工况控制在 70以下。3) 一次风母管风压：在磨煤机不堵煤的情况下，降低一次风母管风压会明显降低三大风机电流。4) 停运磨风门开度：部分磨煤机热风门关不严（已发现 F 磨） ，为保证磨煤机出口温度在 50以下，在磨煤机停运状态下冷风门开度达 30%左右，风量约 50t/h。建议对存在泄漏的热风门进行检修。5) 二次风配风：不同的二次风配风对灰渣可燃物、NOx 排放量、汽温以及锅炉效率有着重要的影响。通过一系列调整最终#1 机煤耗下降约
23、12 克，效果明显。五、管理方面说；（1）对标管理。通过与先进机组经济指标的逐项对比和深入分析，找出差距，制定改进计划和措施。（2）经济指标管理。管理更加精细化，方法更丰富。全年指标逐月分解落实、全程监控。并通过各种竞赛、考核提高工作效果。加强每月、每季度的生产指标分析，始终掌握机组运行状况，保持指标处于受控状态。发现分析问题，监控设备状态。（3）检修和维护管理。加强设备运行状态分析，跟踪缺陷及时消除，检修中针对性处理，努力提高设备的可靠性和工作性能。（4）节能项目管理。对节能技改项目，从调研、论证、立项、实施、完善和优化等各方面加强管理和控制，保证项目发挥最大效果。（5）非生产用能管理。将节
24、能管理覆盖到企业的所有部门。对非生产用电、用水、用热加强管理和控制，降低全厂综合能耗水平。（6）节能宣传和全员参与。加强节能宣传和培训，增强节能理念和节能知识，提高节能积极性。全厂职工献计献策，依靠群众智慧，提升节能工作水平。六、结论未来几年中国必须新增 5 亿 kW 以上的发电装机才能满足经济发展和人民生活水平提高的需要。在新的历史条件下，我们不仅要解决电力工业发展规模和速度问题，还要加快解决电源结构不合理、电网建设滞后、可再生能源发电比例过低等结构失调问题，以及环境问题、降低成本和能源消耗、提高服务质量等许多深层次的问题。尽管我国现阶段火力发电企业的节能减排工作取得了明显的成效，这主要是在
25、国家和政府的大力推进下取得的。尤其是“十一五”期间，国家把实施“上大压小”，加快关停小火电机组作为当前和今后个时期电力工业节能减排工作的重点，要求总体能耗要下降 20，排放指标下降 15，这就需要发电企业以“节能减排”和可持续发展为目标，积极投资进行技术改造、加强内部管理、实现经济效益和社会效益的双丰收。本文通过对金陵电厂节能减排过程中的一些有益探索，以及取得的实效，证明了大机组通过调整以及改造，节能方面相当有潜力可挖的，只要坚持不懈，多方发动，完成我国的节能减排任务是大有希望未来 10 年，参考文献：1 西安热工研究院有限公司华能南京金陵电厂 1 号燃煤机组性能考核试验初步结果 2010 年 4 月6张才稳.李超.黄涛.火力发电厂节能减排监管信息系统J.华中电力.2009.22(5).
