节能措施优化凝结水系统运行：改变凝泵出口压力与低报警值

电站辅机的耗电在厂用电中占比大，节能潜力不可小觑。

6.2.3.1　磨煤机

目前国内火电企业制粉系统的耗电量已经占到火电企业用电量的15%～25%，是发电企业的耗电大户。

通过量身定制合理的钢球磨煤机钢球初装钢球量和级配，在保证钢球磨煤机出力不降低和细度合格的前提下，使钢球磨煤机电流降低15%～30%，不仅降低了火电厂用电率，又可以大幅度降低钢球磨煤机钢球的损耗，最终达到节能降耗的目的。

磨煤机节能改造采用铬锰钨钛合金铸球，通过加入锰、钨、钛几种合金元素细化金属晶粒，使金属碳化物颗粒更小，分布更均匀，提高了钢球的淬透性，使其具有高耐磨性、低失圆率和破碎率的特点。它的耐磨性是普通高铬铸球的2倍，是普通中铬铸球的3倍。

铬锰钨钛合金铸球的材质分析如图6-9所示，淬火回火后的组织为马氏体加铬、锰、钨及钛复合碳化物以及少量的残余奥氏体。其中碳化物呈多边形、团球状，约占65%，基体为回火马氏体，其上有少量残余奥氏体。

图6-9　铬锰钨钛合金铸球在扫描电镜下的微观组织（2 000X）

华能山西某电厂为两台600 MW级超临界间接空冷燃煤机组所配备的10台磨煤机由北方重工集团公司生产，属双进双出直吹式低速钢球磨煤机，型号为MGS4366。

在平均负荷500 MW以上且磨煤机内平均压力为7.0 kPa左右时，磨煤机改造前后数据如表6-11所示。

表6-11　#1炉D层磨煤机节能改造前后数据对比

通过表6-11可以看出，磨煤机节能改造后比改造前电流降低了30.8 A，出力基本一致。磨煤机耗电量占发电量百分比由原来的0.27%降低到0.2%，降低了约25.9%。试验最大出力下的磨煤单耗由原来的21.33 kW·h/t降低到17.41 kW·h/t，降低了3.92 kW·h/t，节能效果非常明显［17］。#1炉D层磨煤机节能改造后运行约2 500小时，检查磨煤机衬板磨损情况时发现，磨机衬板正常完整，没有出现衬瓦有裂纹和松动等现象。

6.2.3.2　风机

带基本负荷的机组在变工况运行条件下有较大的节能空间。当前国内风机普遍存在负荷率低，在动叶开度45%左右运行时，能耗加大的问题；同时风机运行工况点偏离设计高效点，风机效率下降超过10%（图6-10中高效中心圈左侧与其他圈相交的圈区域内），能耗浪费严重。业内一种观点认为，动叶可调引风机改为变频驱动效果不一定好。对此，某热电厂对双级动叶可调式引风机改为变频驱动后的节能性以及动叶开度固定后的安全稳定性进行分析和实践［18］，变频前后引风机电耗见表6-12，节能效果明显。

图6-10　引风机特性曲线

表6-12　引风机变频前后电耗数据

在工频状态下，通过改变动叶开度调节流量，使引风机出力处于低扭矩区域，风机效率也处于低效区；变频后（见图6-11），动叶开度开大，增加扭矩出力，使风机工况点区域扭力矩上升3 700 Nm/kg，风机效率平均提高了近10%。

图6-11　接线方式

6.2.3.3　泵

1）凝给水泵

超临界600 MW汽轮发电机组凝泵配置：两台全容量凝泵，凝泵转速为1 492 r/min，扬程为388 m，流量为1 604 t/h，电动机的额定功率为2 000 kW、额定电流为225.5 A，电动机配备两套6 kV工作电源。

变频装置自动控制逻辑：采取降低凝泵出口水压、工作转速等措施，确定凝泵的最佳变频运行方式（见图6-12），使机组在低负荷运行期间每小时可节电300 kW·h，凝泵的耗电率降至0.20%以下。

图6-12　凝泵工作电源配置图

原凝泵变频控制在自动状态运行时，出口压力设定为2.2～2.5 MPa，而除氧器水位调节门较多参与调节，其压头损失造成凝泵耗电率达0.33%；出口压力设定为1.8 MPa，自动跟踪正常，化学精处理后水压为1.5 MPa，可以满足凝结水汽泵中密封水的供水压力要求，其最高压力为1.2 MPa。相同工况下低负荷运行时，凝泵电流下降10～15 A，耗电率下降至0.27%，较同期降低0.06%。随后，将凝结水压力低于1.5 MPa的联启备用水泵的定值更改为1.4 MPa，化学精处理后凝结水压力低报警值由1.4 MPa改为1.2 MPa，然后将凝泵出口压力设定值改为1.6 MPa，化学精处理后水压为1.3 MPa，凝结水系统运行正常。机组在低负荷下凝泵电流降低了5～10 A，每小时可节省60 kW·h的厂用电量［19］。通过降速节电，取得一定的节能效果。

2）循环水泵

辽宁清河发电公司地处北方，年平均气温为6.5℃，最高气温为37.9℃，最低气温为-36.6℃，年平均相对湿度为66%，年平均风速为3.6 m/s。600 MW机组配两台50%容量的斜式轴流循泵，凝泵转速为370 r/min，扬程为26 m，流量为32 400 t/h；循泵装配的电动机额定功率为3 000 kW、电压为6 kV、额定电流为370 A。

在冬季，600 MW机组保持单台循泵运行，每台循泵单独运行时的实际容量为60%左右，由于循环水温低，循泵流量过大，且斜式轴流循环泵系统不允许采取关小出口阀门限制冷却水流量的措施，导致循泵耗电增大。

针对冬季循泵耗电严重的问题，将一台YKSL3000-16（3 000 kW、16 P）循泵电机改造为16/18 P高低双速电动机（见图6-13），电机在18极运行时，水泵流量为16极运行时的0.89倍，扬程为16极运行时的0.79倍，轴功率为16极运行时的0.7倍，相当于水泵流量减少11%时，电机输出功率可减少30%。据此，随各季节水温的变化选择驱动转速，调节供水量，有效节约电能。

冬季单台循泵运行的实测数据如下：循环水供水温度平均为13℃左右，凝汽器真空度平均为96.55 kPa，凝汽器端温差平均为8.65℃，凝结水过冷度平均为1.21℃，循泵的耗电率平均为0.86%，循泵的年平均耗电率为1.10%。该机组每年可节省厂用电量约4.68×106kW·h，合计金额为187万元［20］。

图6-13　电机定子的角形、星形接法

在改造成高低双速电机（见表6-13）后，定子绕组以原16 P为基本极，星形接法，16 P时电机各项性能与原来全部一样，原电机“CT”差动保护功能及方式可不变。在18 P转速时，定子绕组以角形接法，因绕组仍有较高的分布系数，故其输出功率仍能满足低速时水泵所需功率，且电机的温升、振动、噪声也均能符合国家相关标准的规定值。

表6-13　循泵电机改造高低双速前后的技术数据(www.xing528.com)

（续表）

因为继电保护规程高压电机容量在2 000 kW以下可不安装差动保护，所以电机在18 P运行时将差动保护退出。

6.2.3.4　阀门

电站阀门的重要性显而易见，仅以高压旁路阀举例说明。

1）设备情况

HG-1970/25.4-PM18超临界参数变压运行直流锅炉配合东汽的N630-24.2/566/566、QFSN-630-2-22发电机组。汽轮机旁路系统阀门由CCI进口阀门构成，高压旁路主阀型号为HBSE280-200，采用气动执行机构。可是，高压旁路主阀内漏严重，多次修复投运后仍旧内漏，仅用堆焊工艺无法修补，机组热耗升高，严重影响机组效益及其运行可靠性，初步折算煤耗约0.5 g/（kW·h）［21］。

2）高压旁路阀内漏原因

启动过程中，主蒸汽管道开始暖管升温，大量湿蒸汽在阀芯上冲刷是磨损的主要原因。由于蒸汽速度达100 m/s以上，且蒸汽夹带部分水珠或异物，阀芯严重磨蚀，开机一次就使阀门密封线冲刷损坏。

在阀门平衡式密封结构上，阀杆和流量套筒之间的压缩石墨密封圈几经动作而损伤，造成间隙超标，影响密封性能。

再则，阀门气动执行机构没有达到必需的比压。根据计算，阀门的关闭力过小，很容易产生泄漏。

3）改进措施

采用上海华尔德电站阀门公司的阀芯保护技术，阀芯上设有专门的保护套（见图6-14），避免湿蒸汽或异物直接冲刷阀芯。另外设置一套高压旁路阀控制系统，在气动执行机构上加装液压装置，增加关闭力，防止高压旁路阀泄漏。

图6-14　高压旁路阀改造前后的结构外貌

6.2.3.5　热解尿素环保节能

尿素作为烟气脱硝还原剂，普遍存在尿素热解电耗高的问题。淮南平圩发电公司二期2×640 MW机组脱硝采用选择性催化还原（SCR）烟气脱硝工艺，两台炉共用一个还原剂储存与供应系统，利用锅炉高温烟气加热冷一次风作为尿素热解热源，大大降低尿素热解工艺的能耗，在HG-1970/25.4-YM7型锅炉上真正实现节能、环保、安全的目标［22］。

1）原设计电加热

原设计尿素用锅炉一次风（280～320℃）电加热高温热解，风量设计值为7 184～7 876 Nm3/h，最大值为8 000 Nm3/h。电加热器将高温一次风空气加热到340～650℃，每台炉的电加热器功率约908 kW。热解炉配置冷风吹扫管路系统，气源为冷一次风，作为热解炉紧急吹扫降温用，但电加热一次风法（见图6-15）耗电量大。

图6-15　电加热法热解系统图

2）改用650℃热烟气

加热一次风到450℃热解尿素。图6-16为#4机组设备改造后的正常投运系统图。图6-17为尿素热解烟气换热系统。

图6-16　#4炉脱硝热解系统DCS画面

图6-17　尿素热解烟气换热系统

注：系统共8个阀门，6个手动闸阀，2个电动蝶阀，4个热电偶，4个压力变送器和1个流量计。系统的3种运行方式：①使用高温烟气换热器；②使用电加热器；③两者同时使用。

3）经济性

锅炉脱硝热解系统改造成本为230万元左右，其费用包括专利使用费、购置设备费和施工费。设备费用中预热器及除尘器50万元，管道及膨胀节、阀门、弯头等50万元，保温材料、外护、耐火捣料30万元，热控设备20万元，专利费30万元，施工费用50万元。当年即可收回投资，并创造20万元效益。

6.2.3.6　案例

孟津发电公司600 MW机组的节能措施和效果见表6-14。

表6-14　600 MV超临界机组节能［23］

（续表）