百万千瓦等级超超临界机组节能减排特点及优化措施

吴建军

(神华国华浙能发电有限公司B厂，浙江 宁波 315612)

1 机组概况

神华国华浙能发电有限公司B厂百万千瓦等级机组锅炉型号为SG3091/27.56－M54X，锅炉额定工况下蒸汽压力为27.56 MPa。汽轮机是由上海汽轮机有限公司和德国西门子公司联合设计制造的N1000－26.25/600/600(TC4F)型超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机，额定主蒸汽压力为26.25 MPa、主蒸汽温度为600℃，额定再热蒸汽压力为5.0 MPa、再热蒸汽温度为600℃，属超超临界机组，热循环效率高，在机组系统设计上充分考虑了经济性。

2 机组设计特点

2.1 锅炉系统

(1)锅炉本体系统配置容量为30%锅炉最大连续蒸发量(BMCR)的启动循环泵，将大气扩容式启动系统中外排的疏水改为排往省煤器入口，与简单疏水启动系统相比，具有高热量回收及低工质损失的优点。炉水的再循环保证再循环水所含热量又回到炉膛水冷壁中，在锅炉启动的大部分过程中，没有热量损失及工质损失，减少了启动时所需要的燃料量，同时也减少了水处理量。

(2)锅炉燃烧系统在B层采用轴向插入式等离子燃烧器，改小B层燃烧器对应的油枪;采用等离子点火技术，在锅炉启动及系统深度调峰时起到良好的节能作用，这在百万千瓦等级超超临界塔式锅炉中还是首次使用。

(3)磨煤机配置有动态分离器，分离器采用变频方式控制转速，可进行偏置调节，煤种在一定范围内发生变化及磨煤机出现一定磨损后煤粉细度仍可达到要求，保证了锅炉效率。

2.2 汽轮机系统

(1)汽轮机采用全周进汽方式，高压缸进口设有2个高压主汽门、2个高压调节门和1个补汽阀。高压缸排汽经过再热器再热后，通过中压缸进口的2个中压主汽门和2个中压调门进入中压缸，中压缸排汽通过连通管进入2个低压缸继续做功后分别排入2个凝汽器。该机组取消调节级，采用全周进汽滑压运行方式，效率较高。

(2)采用了补汽技术。在主调节阀门开足的情况下，由补汽阀向机组供汽。补汽技术是西门子公司特有的技术，是从机组热耗保证(THA)工况开始从主汽阀后、主调阀前引出一些新蒸汽(额定进汽量的5% ～10%)，经补汽阀节流降低参数(蒸汽温度约降低30℃)后进入高压第5级动叶后的空间，主流蒸汽与这股蒸汽混合后在以后各级继续膨胀做功的一种措施。补汽技术提高了汽轮机的过载和调频能力，它使全周进汽机型的安全性、可靠性及经济性全面超过喷嘴调节机型。补汽点选择在汽轮机最大连续出力(TMCR)工况，从THA工况起补汽阀才开始进汽，机组在TMCR工况以下时，主调节阀在额定流量下设计成全开，避免了蒸汽节流，从而提高了TMCR工况以下所有工况的效率。采用补汽技术不仅成功解决了全周进汽机组快速调频的压力损失问题，还可解决额定工况下滑压运行时进汽压力偏低的问题。

(3)凝结水系统设3台50%容量的凝结水泵，凝结水泵正常时2台运行，1台备用。当任何一台泵发生故障时，备用泵自动投入运行;当机组负荷≤50%额定负荷时，单台凝结水泵运行。如果使用2台100%容量的凝结水泵(大流量的凝结水泵需要进口)，会增加投资，而采用3台50%容量的凝结水泵，大大减少了投资，增加了运行的灵活性和可靠性。

(4)给水系统配置2台50%容量的汽动给水泵作为经常运行的给水泵，不设电动调速给水泵作为机组启动和汽动给水泵故障时的备用泵，大大节省了投资。

(5)循环水系统采用了闭式循环方式，建有全国最大的海水冷却塔，可以做到对附近海域零热污染。

(6)#6低压加热器疏水带疏水泵，将疏水送入加热器出口凝结水管道，凝结水系统采用了1台疏水冷却器，提高了机组的经济性。

3 技术改造措施

3.1 凝汽器双背压改造

神华国华浙能发电有限公司B厂凝汽器采用双背压凝汽器，凝汽器原抽真空管路采用串联式抽真空方式，即高压凝汽器的抽空气管路直接接入低压凝汽器中，通过低压凝汽器的抽气管路间接地对高压凝汽器抽气，导致低压凝汽器内积聚空气的抽出受阻，造成低压凝汽器与高压凝汽器背压相差很小。通过改造，正常运行时保持高、低压凝汽器并联式抽气方式，高、低压凝汽器抽气互不干扰，使低压凝汽器传热恶化情况得到治理。以机组75%的负荷率计算，改造后凝汽器背压可降低0.18 kPa，机组效率提高约0.144%，供电煤耗降低0.4g/(kW·h)。

3.2 空气预热器冷端漏风控制改造

空气预热器漏风率是锅炉运行的关键指标，漏风率的大小直接关系到锅炉效率，而空气预热器的密封装置直接影响漏风率的大小。传统的密封装置只在热端的径向密封处设置了密封跟踪装置，用于减小运行时的漏风率，而冷端的径向密封和旁路密封则存在“密封死点”。机组投运后，对空气预热器冷端漏风控制系统进行了改造，在空气预热器冷端转子与隔板间隙大于4.5 mm的部位和旁路采用不锈钢丝做成的“铁扫帚”进行密封，使得2台锅炉的空气预热器漏风率均低于4.00%，#5锅炉A，B空气预热器的漏风率分别为3.14%和3.23%，达到了目前国内的最优值，大大提高了锅炉效率。

3.3 机组探索采用给水加氧处理

加氧处理可有效降低腐蚀速度和锅炉沉积率，延长锅炉酸洗周期，增加精处理周期制水量，降低机组运行成本。神华国华浙能发电有限公司B厂技术人员积极探索百万千瓦等级机组的给水加氧技术，并取得了初步的成绩，达到了节能减排的效果，每年可节约260万元药品和除盐水的直接费用。对比168 h试运行和实际运行工况，在机组负荷为1000 MW时，锅炉一次系统阻力(省煤器入口至过热器出口)压降降低了0.2～0.3 MPa，单台小汽轮机转数降低100 r/min左右，提高了机组效率。

4 机组优化运行措施

4.1 提高再热汽温

神华国华浙能发电有限公司B厂锅炉投产以来一直存在再热汽温偏低的情况，影响机组的循环效率。通过采取以下措施，使锅炉的平均再热汽温上升10℃左右，累计降低煤耗0.5 g/(kW·h)。

(1)锅炉燃烧调整。在保证煤粉着火、燃烧阶段风量的前提下，适当增大燃尽风的风量，抬高了锅炉的燃烧中心，从而提高了锅炉的再热汽温，使再热汽温的的左右偏差减小。

(2)优化锅炉吹灰。根据锅炉的燃煤特点，不同负荷段、不同时间段，摸索了新的吹灰方式。在水冷壁易结焦区域每天吹灰1次，在不易结焦区域(再热器、二级过热器)分批次吹灰。采用新的吹灰方式后，吹灰频率下降近75%，再热汽温明显提高。

4.2 优化配煤

神华煤种的灰熔点温度偏低(1100～1200℃)，具有较强的结渣倾向，尤其在连续高负荷时结焦情况较为严重，不仅威胁锅炉的安全，还影响锅炉的效率。因此，用石炭煤(软化温度为1 500℃左右)进行掺烧，并对不同煤种进行合理掺配，很好地控制了锅炉的结焦情况，降低了锅炉的排烟温度，也对锅炉再热汽温的提高有较大影响。

4.3 机组启动过程的优化

4.3.1 点火前利用临机辅汽对本机锅炉进行热态冲洗

直流锅炉炉水无定排和连排系统，对水质要求高，启动阶段冷、热态冲洗时间比较长，延长了机组启动时间。改变以往直流锅炉点火升压，然后进行锅炉热态冲洗的做法，在点火前利用邻炉辅汽加热除氧器，逐渐提高给水温度至170℃及以上、水冷壁出口温度至150℃后进行锅炉热态冲洗。锅炉每次冷态启动时采用此方法不仅可节约除盐水4 400 t、节约燃料200 t(折算成煤量)、缩短启动时间6 h，还可以提高炉膛的整体温度，强化锅炉启动初期的燃烧，减小水冷壁热偏差。

4.3.2 单侧风组启动

锅炉启动初期，锅炉的风量基本控制在30% ～40%，而单侧送、引风机就可以满足要求。因此，采用在机组并网前再启动另一侧风组的方法，在保证机组安全的前提下，既可以满足锅炉启动的要求，又可以大量节约厂用电。送风机的额定功率为2 800 kW，引风机功率为6 100 kW，以节约20%的功率计算，每小时可节约的电量为1780 kW·h。

4.3.3 循环水恢复

机组在大小修后系统恢复初始阶段，循环水通过相邻机组联络管道保持注水来冷却闭式水，在机组投运辅汽前启动循环水泵，避免了过早启动循环水泵，从而节约了厂用电量。循环水泵的额定功率为5800kW，按80%的功率计算，每小时可节约电量4640 kW·h。

4.3.4 优化等离子点火方式

神华国华浙能发电有限公司B厂百万千瓦等级机组采取了等离子点火方式，但该等级机组锅炉容积较大，全国也没有经验可借鉴。该厂技术人员大胆尝试，采取了以下措施:点火初期投B层4支油枪，等C磨煤机启动后，煤量在120t/h左右时，根据锅炉燃烧情况，只留2支油枪，3台磨煤机运行稳定后，油枪全部停用，每次启动用油量大大减少。

4.4 低负荷时单台凝结水泵运行

该厂机组配置了3台凝结水泵，每台为50%容量。采用低负荷单凝结水泵运行方式后，在机组负荷650 MW以下时，只维持1台凝结水泵运行，完全能满足安全运行的要求。根据统计，每月600 MW以下的运行时间不小于200 h，单台凝结水泵运行比2台凝结水泵运行时功率小900 kW左右，因此，2台机组每月可节约电量360 MW·h。

4.5 采用真空补水方式

所谓真空补水即是停运凝结水输送泵，依靠凝汽器的真空负压对凝汽器进行补水。根据该厂的系统布置特点，采用真空补水的方式。按机组年运行7800 h计算，扣除事故和紧急情况下需要启动低压凝结水输送泵对凝汽器补水的时间，凝结水输送泵可停运时间为7000 h。

经济性估算:按2台机组估算，每台机组停运1台低压凝结水输送泵，凝结水输送泵电机功率为75 kW，凝结水输送泵电机的效率为80%，1年停运低压凝结水输送泵7000h，则可节约电量840MW·h。

4.6 合理的循环水运行方式

该厂循环水泵运行方式为:夏季2机3泵，其余季节单机单泵，完全能满足机组对循环水量的要求。在2机3泵方式下，4台循环水泵中的3台泵运行，停运泵作为备用泵，#5，#6机组循环水泵出口2个联络门打开。单机单泵方式下，#5，#6机组各运行1台循环水泵，#5，#6机组循环水泵出口2个联络门关闭。

经济性估算:按循环水泵电机效率为80%、两机三泵运行时间为90 d估算，则每台循环水泵每年可节约电量10020 MW·h。

单机单泵运行时间按200 d计算，则#5，#6机组2台循环水泵每年可节约电量44 540 MW·h，每年共节约厂用电量54560 MW·h。

4.7 提高真空度

提高真空度、增强机组做功能力、减少燃料量是提高经济性的重要措施。

(1)坚持每月进行1次真空严密性试验，要求真空度下降速率小于0.133 kPa/min。

(2)充分利用停机机会进行凝汽器灌水查漏，处理真空系统漏点，提高真空严密性。

(3)保证主机及小机轴封供、回汽运行正常。(4)运行中经常检查负压系统，发现泄漏及时处理。

(5)每周投用1次凝汽器胶球清洗装置，保证换热面清洁。

5 提升规范化管理水平

为了规范操作，该厂发电部专门制作了详细的操作卡，使操作规范化，把失误减少到最小，避免因为误操作造成机组的非计划停运和设备的损坏。利用机组大、小修的机会组织人员参加仿真机的培训，提高员工的操作水平和事故处理水平，为机组安全、经济运行提供了保障。该厂2台百万千瓦等级机组自2009年双投以来，#5机组连续运行近300 d，维持了较高的可靠性，对节能减排起到了较大作用。

6 结论

事实证明，采取各项措施并优化机组运行方式后，经济效益和环境效益十分明显。同2010年相比，相同负荷率下，2011年该厂机组厂用电率大幅下降，供电煤耗下降约2 g/(kW·h)，全年全厂累计节约标煤约25万t，节能效果显著。

［1］包劲松.大型汽轮发电机组双背压凝汽器抽真空系统节能改进方案［R］.杭州:浙江省电力试验研究院，2010.

［2］张连涛.循环水泵性能试验技术措施［R］.宁波:神华国华浙能发电有限公司B厂，2011.