热力系统运行方式节能优化调整

摘 要：结合300MW机组设备运行特点及我厂热力系统改造，对目前设备运行方式进行了优化调整和改造，节约了厂用电，减少了工质的损失和浪费，实现了机组节能降耗。

关键词：运行方式；节能；调整

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2017.04.063

1 前言

近年，我公司通过历次大小修，对#5、#6、#7、#8机组热力系统进行了优化改造，目前，#5、#6、#7、#8机组名牌出力由原来的300MW提升为330MW，机组热力系统优化改造后，使得机组出力增大，给公司带来的巨大的经济效益。然而机组热力系统的优化改造不仅仅带来的是机组名牌出力的提升，同时给我们的运行方式的调整也开阔了空间，近两年来，运行部加强节能管理，采用技术上可行，经济上合理以及环境和社会认可的措施，进行了多项运行方式优化改革尝试，通过优化设备运行方式，进一步节约厂用电，减少各个环节中的损失和浪费，更加有效、合理地利用能源， 进而实现机组节能降耗，最大限度的提高机组的经济性，实现公司利益的最大化。下面就机组热力系统改造后，在机组运行方式方面做的调整及优化逐一论述。

2 运行方式优化调整

2.1 采用汽泵代替电泵提高机组启停的经济性和安全性

我公司四台机组给水系统配置2台50%汽泵和1台50%电动给水泵。原设计机组启动时采用电泵向锅炉上水，直至点火、升温升压、汽机冲转、暖机、发电机并网，当机组负荷升至100MW-150MW时，才依次启动两台汽泵。汽泵带负荷正常后将电泵停运投备。这个过程大约10-12小时甚至更长，机组停运过程中也需运行5小时以上，由于启停机过程中电泵运行小时数均较多，导致厂用电消耗大，机组经济性差；另外如果启停过程中电泵故障跳闸，锅炉将面临断水干烧的危险。因此，充分利用辅汽汽源，通过优化小机进汽和汽泵给水管路，实现机组启停全程用汽泵代替电泵上水，既可大量节约厂用电，实现了节能降耗；同时因有电泵始终备用，又极大的提高了机组启停的安全性。

2.1.1改造方案：

小机汽源正常由四段抽汽供给，为实现机组启停全过程小机代替电泵运行，经过研究采取给四段供辅汽逆止门加装旁路手动门的办法，在机组启动时开启该手动门由輔汽向四段抽汽供汽，提供小机启动汽源。同时为保证锅炉水位调整需要，在A汽泵出口电动门加装旁路调整门，用于给水流量调整，在机组启动接带负荷至100MW～150MW时进行小机汽源切换，将小机汽源倒为四段抽汽接带，系统改造如图1：

通过上述改造实现了汽泵代替电泵的全过程机组启停

2.1.2 经济及安全性分析：

对运行方式优化改造前机组启、停过程中电泵全程上水运行电耗搜集、汇总、整理如下：

从上表可以看出：利用电泵全程进行锅炉上水：机组冷态滑启电耗在1.3-2.0万KWH，滑停电耗也近1.2万KWH，如果再加上组织管理、人员操作、缺陷的影响，厂用电耗十分惊人，这明显大大增加了机组正常启、停费用。

通过对改善后机组启停过程中用A汽泵代替电泵全程上水时A前置泵运行电耗搜集、汇总、整理如下：

为了科学论证改造效果，必须计入A小机在机组启停过程中的热耗等价电耗进行比较。结合多次开停机跟踪记录A小机运行情况如下：

（1）冷态启动等效电耗：3602KWh

（2）滑停等效电耗：2001KWh

计入启停机过程中的A小机等效电耗，得出采用A汽泵代替电泵全程上水的实际电耗如下表：

机组启停过程中，用汽泵全程代替电泵运行，节能效果十分显著：单机启动节电1.2万KWH，停运节电0.7万KWH 。以我公司4台机每年各启停3次计算，可节约外购电量22.8万KWH ，以0.36元/KWH计算可节约人民币8.208万元，长期效益及推广前景十分广阔。

从统计资料看，300MW机组启动过程中因电泵故障跳闸导致锅炉干锅的事故并不鲜见，而采用汽泵全程代替电泵从根本上杜绝了此类事故的发生，机组启停安全性大为提高。

2.2 机组启停过程、低负荷使用单台循环泵，降低厂用电

我公司#5、#6机组循环水系统配置三台循环水泵，以前机组启停及低负荷过程中两台循环泵运行，由于循环泵实际流量比设计流量大，在机组启动或低负荷时，两台循环泵运行流量明显富裕，经过试验，目前机组启停时保持一台循环泵运行就可以满足需要。春秋季由于环境温度较低，循环水温度在8-15℃之间，机组负荷在200MW及以下时保持一台循环泵运行，大大节约了厂用电，实现了节能降耗。

效果分析：

启停机时停运一台循环泵可节约厂用电如下：

电机功率：P=1.732UIcosφ =1.732 × 6 × 137×0.85 =1210KW；

按照启动至接带200MW负荷用时10小时计算，可节约厂用电12100 KWH；

按照200MW负荷滑停至盘车投入2小时计算，可节约厂用电2420 KWH；

春秋季机组负荷在200MW及以下时，由于循环水温度较低，一般在8-15℃之间，并且两台循环泵流量富裕，停运一台循环泵机组真空下降不大于1Kpa，而厂用电率下降0.8%，按照机组真空每下降1Kpa时对应供电煤耗增加2.6g，厂用电率下降1%时对应供电煤耗减少3.2g计算，只要循环泵停运时真空下降不大于1Kpa就可以实现节能目的。我厂#5、6机组在200MW负荷，循环水温度在13℃以下时，停运一台循环泵，真空下降0.5-0.7Kpa左右，可降低煤耗1g左右，达到了节能降耗的目的，提高了机组的经济性。

2.3 暖风器疏水系统改造

2.3.1 暖风器疏水系统改造方案

在现有的两台疏水泵系统基础上安装一套多级水封系统，在原有的暖风器疏水至管扩管道上增加一管道与凝汽器相连，利用凝汽器真空来抽吸暖风器疏水。工作流程为：炉暖风器疏水→暖风器疏水箱 →多级水封→高加疏水扩容器 →凝汽器。通过多级水封及其后调整门共同维持暖风器疏水箱水位在正常范围，防止疏水箱被抽干，造成暖风器内的蒸汽被直接抽至凝汽器而影响机组经济性。

2.3.2 效果分析

暖风器疏水回收至凝汽器后，每天可节约除盐水80吨，效益明显。另外，暖风器疏水回收至凝汽器后，无需启动暖风器疏水泵，每天可节省电耗约500度，降低厂用电率，同时，系统改造后且减少了暖风器疏水泵的日常维护工作，使暖风器水泵运行时“跑、冒、滴、漏”的现象得到解决，符合现场文明生产要求。

2.4 #7、8机循环泵两机三泵运行方式

2.4.1 运行方式调整方案

我厂#7、8机组各配有两台循环泵，正常运行时一台循环泵运行，一台备用，但在夏季工况时，由于循环水温度高，单台循环泵不能满足需求，而启动两台循环泵循环水流量又过大，冷却塔冷却能力不足，造成循环水温度过高，影响机组真空下降，并且厂用电增加较多。而我厂#7、8机循环泵出口母管安装有联络门，经过试验调整，在夏季工况时运行三台循环泵，开启循环泵出口联络门进行调整保证两台机组循环水流量平衡，同时开启塔池自流沟联络门保持塔池水位平衡，这样即满足了两台机组真空的需求，又将厂用电的增加降低至最小，提高了经济性。

2.4.2 效果分析

#7、8机双机运行时采取两机三泵的运行方式，表5是两机三泵运行时的主要参数：

由上表可以看出，两机三泵运行时，兩机真空均上升1.2KPA左右。厂用电#8机上升1%左右，#7机6KV母线电流仅上升10A，几乎可以忽略不计。由以上所述，根据经验值可推算出#7、8机供电煤耗平均可下降1.5g/kwh左右。另外，由于两机三泵运行时塔池淋水密度与单机两泵运行时相对较小，而且塔池在设计时都有一定的裕度，故循环水温度与单机单泵运行时几乎没有变化，在很大程度上保证了机组运行的安全性。

2.5 凝汽器放水系统优化

凝汽器检修后，为了查找凝汽器铜管存在的胀口松弛，管道腐蚀破损，真空系统泄漏点等情况，利用除盐水充满凝汽器汽侧查找泄露点是火力发电厂一项重要工作，每次大小修后都要进行灌水找漏工作，但是找漏结束后凝汽器中的水就直接排放至地沟，造成浪费，并且由于排水井等限制，放水速度不能够太快，影响了检修工期，同时我厂#7、8机组凝汽器地沟无下水井，排水依靠潜水泵排出，流量有限，并且需要浪费厂用电，因此对凝汽器放水系统进行了优化改造。

将凝汽器放水回收至凝汽器循环水回水管道，排放至塔池，改造系统如图：

效果分析：凝汽器灌水所用除盐水量大，约需1000吨除盐水。将1000吨除盐水回收排放至塔池后，可节约1000吨原水，1吨原水按1元计算，每台机组每次可节约1000元原水成本。每台机组投资增加低压阀门2只、部分管道，为一次性投 资，且投资小。#7、8机组无需启动潜水泵，节约了人工及厂用电。

凝汽器放水时间由原来的6-8小时缩短为2-3小时，大大节约了放水时间，为检修工作创造了有利条件。

2.6 除氧器排氧门调整，降低除盐水耗

除氧器的主要作用就是用它来除去锅炉给水中的氧气，保证给水的品质。传统方式下正常运行中，除氧器的排氧门保持常开，工质浪费较大，为了减小工质浪费，在保证给水溶氧合格的前提下，将除氧器排氧门关闭，根据化学监督除氧器溶氧指标进行间断开启调整溶氧，从而达到降低工质损失的目的。

排氧门调整后四台机组每天节约除盐水约40吨左右，达到了节能减排目的。

3 结论

经过上述运行方式优化调整，节能效果显著，实现了节能减排的目标，同时保证了机组安全运行。

参考文献：

[1]厂家技术资料及说明书[R].2007（10）.

[2]靖远第二发电有限公司汽机系统图[R].2009（11）.

[3]靖远第二发电有限公司汽轮机运行规程[R].2009（11）.

作者简介：牛志成（1972-），男，甘肃泾川人，本科，工程师，主要从事汽轮机运行技术管理工作。