浅谈火力发电厂的节能减排技术

2011-08-15上海电力股份有限公司

上海节能 2011年8期

上海电力股份有限公司金兴

前言

《国家国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》要求：推进传统能源清洁高效利用。电力工业是节能减排的重点领域，近几年，我国一大批超临界和超超临界高效环保机组相继投产，短期内我国燃煤机组平均供电煤耗有了大幅降低；但是投产早、能耗高的火电机组仍占一定比例，新投运的机组在主要辅机等方面节能减排还有一定空间，火电厂节能减排的潜力依然很大，因此必须大力推进节能减排工作。

根据中国电力联合会科技开发服务中心发布的2009年度全国火电机组能效对标及竞赛资料，2009年度参加竞赛的我国火电机组平均供电煤耗为342g/kWh，总体能耗水平仍然偏高。不同容量的机组（规定投产一年以上的机组可参加竞赛，实际2009年已投运的机组多于下列统计数据）煤耗平均值为：

＊10台1000MW级超超临界机组的平均供电煤耗为290.57 g/kWh，最低为281.84g/kWh；

＊4台600MW级超超临界机组的平均供电煤耗为311.40 g/kWh，最低为310.15g/kWh；

＊104台600MW级超临界湿冷机组的平均供电煤耗为312.12 g/kWh，最低为301.84g/kWh，最高为 325.25g/kWh；

＊75台600MW级亚临界湿冷机组的平均供电煤耗为322.24g/kWh，最低为310.88g/kWh，最高为333.32g/kWh；

＊37台600MW级空冷机组的平均供电煤耗为339.80g/kWh，最低为323.26g/kWh，最高为354.80g/kWh。

从上可以看出，我国当前相同等级机组中能耗水平的差距还是比较大。其中能耗水平较先进的机组仍然在不断地寻求进一步节能降耗的途径；对于能耗水平较高的机组，存在一定的节能降耗空间。根据多年的经验，以下分别浅述火电厂比较成熟的主要节能减排技术改造项目和内容。

一、锅炉部分

1、回转式空气预热器柔性密封改造技术

原锅炉回转式空气预热器由于结构庞大，密封性能较差，大机组投运一段时间后空预器漏风往往达7%～10%，甚至更大，严重影响了锅炉效率和风机的电耗。改造采用新型弹性密封组件，是一种先进的回转式空气预热器密封技术，具有零间隙、耐冲刷、耐磨损、耐高温、耐腐蚀、弹性好、密封磨损量自动补偿、不增加风阻等特点；采用合页弹簧技术，允许空预器的转子在热态运行状态下有一定的圆端面变形及圆周方向的变形；采用密封滑块自润滑合金，高温下干磨擦系数μ＝0.1.对主轴电机驱动电流影响较小；空预器漏风率会随着运行时间的增长而适当变大，可利用停炉时进行检查并重新调整密封组件。

空气预热器柔性密封改造当前已有较多成功实例，某600MW机组改造前测得空预器A/B侧漏风率分别为8.30%/7.90%，改组后分别为4.64%/4.38%，漏风率平均下降3.59%。

根据600MW机组参数变化对煤耗率的影响计算，漏风率每下降1%使供电煤耗下降0.18g/kWh，两侧平均漏风率下降3.59%，使供电煤耗下降0.65g/kWh。按单台机组年发电量35亿kWh计算，每年可节约标煤2275t。空预器柔性密封改造后，两台送风机、两台引风机、两台一次风机运行电流合计值在相同工况下（600MW）比改造前下降了约60A，每年可节电436.46万kWh。

2、风机节能改造

当空预器改造后漏风大幅下降，但环保逐步要求增加脱硫系统、脱硝系统，烟尘排放要求电除尘器改造为电袋复合或布袋除尘器等因素，都会使锅炉各种风机实际工作点大幅变化，导致各大风机不断需要进行改造。根据机组的实际情况，改造的方案多种多样，常见的有轴流风机转子节能改造（减少叶片数）、选用高效风机叶型增容改造、轴流静叶可调风机改造为动叶可调、引风机和增压风机合并改造、增压风机加旁路提高运行灵活性节电改造等。

例如某电厂1000MW超超临界机组原配有两台轴流风静叶可调的引风机和增压风机，电厂决定拆除脱硫的GGH后需要对风机系统进行节能改造，改造方案可有：静叶可调风机重新选型、静叶可调改造为动叶可调、引风机和增压风机合并改造、风机马达改为双速等。通过对运行费用、维护费用、改造投资大小、回收期、施工期、运行灵活性、安全可靠性等方面综合比较，最终选用引风机和增压风机合并，单速轴流静叶可调风机改造方案。具有节电量显著的特点，一台风机改造费用约为200万元（包括加固、烟道等其他费用），改造后一台风机年节电量为405万kWh，改造后两年即可回收投资。

3、锅炉燃烧优化调整

新机组投产，机组的控制系统往往没有经过细致地调整，特别是锅炉系统，有必要进行燃烧调整优化的工作。通过一系列针对性的试验和最终调整锅炉控制逻辑、控制函数和整定参数，可以消除存在的相关设备缺陷，使锅炉运行的安全可靠性和经济性有一定程度的提高。某超临界600MW机组实施锅炉燃烧优化调整后，消除了锅炉燃烧器损坏等重大缺陷，排烟温度下降10℃、主汽和再热汽温度平均提高4℃～5℃、石子煤排放平均下降千分之四，氮氧化物排放有所下降，供电煤耗下降达3g/kWh，综合效益十分可观。

二、汽轮机部分

汽轮机设备及其系统是火电厂重要的组成部分，近年来汽轮机的设计水平有了很大的提高，节能降耗潜力较大。

1、汽轮机本体改造

汽轮机本体节能改造工作主要分成三部分，即汽轮机通流部分、汽轮机汽封系统以及汽轮机的进汽和排汽部分的改造。

目前国产和首批引进技术生产的亚临界300MW汽轮机用户纷纷采用先进的三维流场动静叶片设计技术实施了通流部分改造，实践表明可以大幅降低汽轮机的热耗，是一项成熟的改造技术。目前采用先进的三维流动设计技术，改造后300MW亚临界汽轮机热耗可以达到7960kj/kWh左右。如果改造前汽轮机设计热耗较差，不可修复的老化损失较严重，改造后机组实际运行煤耗可降低8g/kWh～10g/kWh左右。

如果设备原始设计热耗较低，通流部分整体改造热耗下降较少，影响投资收益率，可进行汽轮机汽封系统的改造，这方面已有不少案例，有些改造确实短期内效果较好，但还未经过长期考验。汽轮机汽封改造包括动静叶汽封、隔板汽封和轴封等的改造，隔板汽封和轴封的改造形式有布莱登汽封、蜂窝汽封和刷子汽封等，改造后汽缸效率可提高2个～3个百分点，煤耗降低1g/kWh～3g/kWh，投资也不大。汽轮机汽封改造有高精密性和高可靠性的要求，虽然大多数改造是成功的，但也出现了个别失败的案例，因此必须强调，汽轮机汽封改造技术必须获得原汽轮机制造厂的认可，改造使用的汽封备件的制造必须成熟可靠。

汽轮机进汽部分的改造主要是减少进汽部分的节流损失和尽量避免汽流激振，消除轴承振动大的缺陷。某600MW机组进汽部分的改造包括配汽系统优化和进汽调节阀门重组、设置合适的阀门重叠度，可大大减少进汽的节流损失和大幅减少因部分进汽引起的汽流激振，改造后机组轴承瓦温下降了20℃～30℃，振动下降了 20ūm～70ūm，在 500MW负荷汽耗降0.1kg/kWh，折合煤耗约2g/kWh。

2、汽轮机辅机及其系统改造

汽轮机辅机及其系统的节能改造包括各种水泵的改进和热力系统的节能改造。

由于设计以及选型的不合理，有些水泵压头余量过大和水泵本身效率不高，通过水泵性能和管路特性测试，正确评价水泵节能潜力是水泵节能改造可行性研究的关键。某电厂对前置泵和凝结水泵的改造案例提供了水泵节能改造的原理和方法，包括车削叶轮、流道打磨、修正进出口角等叶型优化改进、选用高效叶轮等可降低电耗和提高水泵效率；循环水泵流道涂特殊涂料也可提高循泵效率，节电效果十分明显，某600MW机组两台循环水泵实施后进行对比试验，循环水泵运行电流下降分别为3.8%和3.4%，年节约电费约20万元，投资回收期在一年内。

汽轮机疏水系统往往设计复杂，冗余系统多，甚至存在设计、安装错误、阀门泄漏严重，不仅造成机组的经济损失，还使维修工作量及维护费用增加，运行人员操作量增加，对机组安全性、可靠性也有影响，某200MW机组改造后，额定工况下降低热耗53.66 kJ/kWh，折合煤耗2.05g/kWh。汽轮机疏水系统优化改造值得推广。

三、电气部分

当前火电厂已大量采用电机调速技术达到根据主机负荷调节辅机出力的节电目的。采用的主要技术有变频调速、永磁调速和电机由单速改为双速等。由于目前火电机组负荷率相对较低，各类调速技术节能效果十分显著。例如300MW机组凝结水泵采用变频或永磁调速后节电率可达30%～50%。若采用变频技术，设备及配套投资约为150万元～200万元之间，但年节约电费可达70万元～100万元左右，3年内肯定能收回成本；某330MW机组一次风机改造后各负荷点节电率分别在20%～40%范围内，风机平均功率从1150kW下降到590kW，以运行7000小时计算，年节电量达773万kWh；某600MW机组循环水泵电机改为双速，单台电机改造费用约35万，若保守按一台循环水泵一年内有3个月投入低转速运行就可节电约200万kWh，一年内可回收成本。

近年来，随着技术的不断成熟和可靠，变频调速器功率已越来越大，变频器使用范围也越来越广，从最初用于小型辅机、凝结水泵等逐步发展到各种风机，甚至循环水泵，节电效果十分显著。但改造时均要增加辅助系统（变频器、永磁调速器等），在带来可观的节能效益的同时，也带来了系统复杂化、整体可靠性下降、维护修理费用增加等问题。因此，改造前必须扎实做好多方案可行性研究，择优选择投资回收期短的项目。改造调试时必须精心测试，确定可能存在的共振转速区，设定变频器或永磁调速控制器只能快速通过的速度范围；改变频后对原有电机的使用寿命也可能会有一定的影响，个别已发生电机损坏的事故；若干年后变频器部分元器件的可靠性和更换费用问题会凸现，也应引起注意。