火电厂基建调试中的节能手段探讨

王达峰，方天林，罗 辇

（1.浙江省电力试验研究院，杭州 310014；2.浙江省电力设计院，杭州 310012）

自国家“十一五”规划提出节能减排以来，电力企业勇于作为节能降耗的排头兵，如火如荼地开展了各项工作。在火电厂基建方面，业主单位也同样提出了这方面的需求，各施工及调试单位都进行了节能减排方面的研究。应充分挖掘内部因素，发挥调试人员的主观能动性，采取先进的技术手段，合理安排调试程序，减少调试过程中水、汽、电的消耗；积极利用外部因素，提高资源利用率。

1 充分利用老厂资源

为减少公用、配套设施的建设成本，现在不少工程都是在老厂的基础上进行扩建，要充分利用老厂的资源，如水、电、汽等工程建设中的消耗性资源。

1.1 利用邻机来汽进行管道冲洗

燃油、辅助蒸汽、轴封、小机调试用汽等小系统管道都可以通过临时管路，利用邻机的辅助蒸汽来进行吹扫。如果利用本炉燃烧产生蒸汽，能耗高、成本大。因为低负荷时锅炉效率低，产生同样参数的蒸汽需要更多的燃料，有些锅炉启动还需要消耗高价的柴油，辅机的电耗也很大。而采用邻机的辅助蒸汽时，锅炉高负荷运行时效率高、一般燃用的是价格比燃油低的煤，厂用电率也较低。如嘉兴发电厂二期工程的小系统管道冲洗就采用了邻机辅汽，大大减少了调试过程中的燃料、辅机用电的消耗，节约了建设成本。

1.2 利用邻机来汽进行化学清洗加热

化学清洗时无论是碱洗还是酸洗，介质温度一般都要求高于环境温度，在40～120℃左右。传统加热方法主要有：本炉加热、启动锅炉产生的蒸汽加热、电加热器加热。这些方法能耗都较高，如果能接邻机来汽，则可以减少用电量及燃料消耗，节约成本，这一措施在目前的调试项目中已广泛应用。

1.3 利用邻机来汽加热给水系统

在机组启动时采用邻机来汽（再热冷段）供至高加加热给水，这一方法在上海外高桥三期的2台机组中进行了尝试，机组冷态启动时的给水温度从 90～100℃提高到215～240℃，这样能使制粉系统的投入时间大大提前，改善了炉内燃烧情况，提高了锅炉运行初期的效率，并缩短了机组的启动时间。

1.4 利用邻机循环水

在舟山发电厂二期300 MW机组调试过程中，因土建工期原因，循环水系统的安装调试进度较慢。为了不影响工程的总体进度，从老厂的循环水管路中用φ273 mm的管子接入闭式水热交换器，直至冲管开始，发挥了45天的作用。虽说当时是考虑工程进度的临时应急措施，但从节能减排的角度分析同时也是一个非常有效的方法，因为其循环水流量不大，约为200 m3/h，相对于老厂循环水总流量35 870 m3/h来说几乎可以忽略不计，对老厂机组的真空没有明显影响，但少开1台循环水泵（额定功率1 900 kW）的电耗节约非常明显，可节约电能：

1 900 kW×45 d×24 h/d=2 052 000 kWh

2 积极采取各种技术措施

调试人员发挥主观能动性，利用先进的技术，合理安排辅机的启动时机，对节能降耗也能起到非常重要的作用。

2.1 熟练掌握微油点火、等离子点火等新技术

新的点火技术可以提前制粉系统的投入时间，减少高价燃油的消耗，如能在锅炉化学清洗阶段、冲管阶段投入制粉系统，可为工程节约大量燃料成本。但要考虑相关辅助系统的投入，合理安排调试工序，并考虑相关的安全风险，做好防范措施。如嘉兴发电厂二期4台600 MW机组采用传统的点火方式，调试时每台机组消耗燃油5 000～6 000 t，而在三期7号1 000 MW机组调试中，采用了微油点火技术，整个启动过程仅用了341 t燃油，节油率在90%以上。

2.2 无循环水分系统调试

循环水系统投运是发电厂启动试运的基本条件之一，除冷却汽轮机排汽外，送/引风机、空压机等辅助设备旋转产生的热量都要通过闭式冷却水系统带走，而闭式冷却水则是通过水-水交换器用开式循环水来进行冷却。

一般发电厂循环水系统取/排水于大海或大型河流，地质条件比较恶劣，施工时间受潮汛期制约，有时长距离施工不但施工条件复杂多变还牵涉到沿途政策处理等许多棘手问题，因此循环水系统的施工常常是影响整个工程进度的关键因素。在发电厂基建调试中实施无循泵分系统调试，工程进度可以提前1个月左右甚至更多。

舟山发电厂二期利用邻机系统的循环水系统，宁海发电厂二期采用小功率的临时海水泵提供循环水。此外，可采用以下方法来解决辅机的冷却问题：

（1）在无循环水的情况下，采用闭式水换水方式。闭式水在不断地循环运行，克服阻力转换热量。在无用户时，最终会有近20℃以上的温升，如果有辅助机械要试运时，闭式水温会不断上升。为达到冷却效果必须控制闭式水温，这时就必须通过回水管路排放温度较高的闭式水，并同时往闭式水膨胀水箱补充温度极低的新鲜除盐水，达到降低闭式水温的效果。

这种方法的好处是对系统不用改动，简单易行，不利之处在于需要消耗除盐水，而且适用的范围较少，只有在少量辅机运行时才能控制住闭式水温度。

（2）改造系统，采用其他水系统。当有大量的辅机设备需要闭式水时，可以考虑用临时的小泵系统来代替安装工作量巨大的循环水系统，或用其他水系统来代替闭式水。在嘉兴发电厂三期7号机组的分系统调试中，专门用1台凝结水输送泵（凝输泵C，93 m3/h，16.9 kW）为闭式水需求量比较大的空压机及其冷干机服务。通过500 m3凝结水箱循环闭式水。当凝结水箱中水温上升时，凝输泵A或B（300 m3/h，132 kW）与3 000 m3除盐水箱循环进行换水冷却，见图1（图中虚线为临时管路）。最终成功完成了7号机组的分系统调试，直至锅炉冲管前循环水泵投入运行，发挥了30天的作用。

图1 嘉兴发电厂三期凝输水改为冷却水系统示意图

嘉兴发电厂三期机组的每台循环水泵的功率为2 800 kW，为混流泵，故试运期功率按额定功率计算，扣除凝输泵A或B及凝输泵C的电耗，30天可节约厂用电：

（2 800 kW-132 kW-16.9 kW）×30 d×24 h/d=1 908 792 kWh

此方法的特点是：只需对系统作少量改动，用凝输水冷却空压机等大用户，其他系统通过闭式水换水冷却，能满足整个机组调试的要求。

2.3 为汽动辅机作好准备

除汽动给水泵外，最近一些大型机组纷纷上马汽动送风机、引风机和一次风机，以后也许会出现汽动的循环水泵、凝泵等，辅汽系统、真空系统等调试工序要作相应调整，调试专业人员配置也要作好相应的准备，小机、电液控制系统（MEH）的调试力量要加强。

2.4 锅炉静压上水

外高桥发电厂三期机组启动调试期间，锅炉无压时采用静压上水和辅汽加热给水技术。静压上水就是利用除氧器的压力，让除氧器水自行流进锅炉，节约了汽泵前置泵运行带来的电耗。而辅汽加热给水，主要是在机组冷态启动时，在除氧器内利用辅汽给低压给水加热，提高给水温度，从而提高炉膛温度，加快锅炉启动速度，降低机组启动消耗。

2.5 控制辅机启动时机

（1）分系统调试期间，闭式水、循环水、空压机等公用系统试运转结束后应及时办理代保管，由运行人员在夜间无调试工作时及时停运设备，早晨及时启动。

（2）在锅炉化学清洗阶段（如需锅炉点火）、冲管及整套启动低负荷阶段，控制辅助设备的投入量，锅炉可采用单侧风机运行。

（3）对于亚临界带炉水循环泵的机组，在锅炉化学清洗时可先投入1台炉水泵，定期进行切换。锅炉低负荷运行时，可先投入1台，负荷升高后再投入第2台。

3 结语

以上提到的节能手段，有些在目前的基建工程中已得到了应用，需要注重的是进行深化或优化。基建调试是个复杂的系统工程，有些技术的实施需要调试、业主、生产、安装等各单位的配合协作；新技术、新方法的应用过程中，难免要花费一些成本（包括物资成本、人力成本和时间成本），建设方应建立一定的激励机制，充分发挥各单位的积极能动性，鼓励在调试现场不断创新，找到更多的方法，为基建阶段机组的节能减排献计献策。

[1]冯伟忠.外高桥三期1 000 MW超超临界机组调试过程中节能减排与技术创新[J].华东电力，2008（6）:1-5.

[2]刘期飞.宁海百万机组调试中的节能环保与技术创新[J].神华科技，2010，12（8）:91.