高效的运营维护节能管理策略

除常规的电厂运营维护管理外，机组受环境气候影响的安全经济性容易被设计疏忽。

6.2.4.1　防冻措施

1）空冷发电机组安全性

冬季，电厂空冷岛的安全很重要。冬季风机反转启动前，在同样工况下机组的背压不稳定，其最高值为10.5 kPa左右。冬季风机反转启动后，在同样工况下，当投入7台空冷反转风机，机组的背压参数稳定，且能保持8 kPa左右。改造后，空冷岛内设置了温度场在线监测系统（见图6-18）［24］，有效地解决了冬季空冷岛管束冻裂的问题。冬季投入AGC风机反转控制，使AGC系统避免因管束内结冰以致凝结水及蒸汽无法正常流通，保证机组背压稳定，平均降低了2 kPa背压，创造了经济效益，设备维修费约90万元，冬季空冷岛管束的防寒防冻物资费用约25万元。

图6-18　660 MW机组空冷岛

2）煤电机组冬运

针对冬夏工况的差异，给予机组不同的应对处理，可获得一定节能效果。

2×600 MW机组锅炉夏季满负荷运行时排烟温度最高可达155℃，冬季满负荷不投热风再循环的情况下，排烟温度约为115℃，而300 MW负荷运行时仅约为95℃。根据600 MW负荷下的测试数据可知，预热器进风温度为27℃时，锅炉空气预热器出口排烟温度为145℃。以#1锅炉为例，锅炉年平均排烟温度在额定负荷时为132.8℃，超过机组设计排烟温度10.8℃，造成较大的锅炉排烟热损失，见表6-15。而在冬季，机组低负荷时存在空气预热器冷风温度偏低造成硫酸氢铵腐蚀的风险。

表6-15　2014年孟津#1机组全年排烟温度统计表

说明：THA为涡轮机热接收（turbine heat acceptance）。

6.2.4.2　冷凝器机器人

凝汽器在线清洗机器人应用于火力发电厂凝汽器换热管的在线清洗，智能化解决了凝汽器胶球清洗的老问题。其以数字化为核心的控制系统实现了凝汽器在线清洗的智能化管理［25］。

1）结构(www.xing528.com)

水蜘蛛（water spider，WSD）凝汽器在线清洗机器人装置的控制系统主要包含现场、远方两地监控系统。现场监控设备由S7-200 PLC、人机界面（HMI）、伺服电机、三相异步电机、通信接口和触摸显示屏等组成；远方是基于数据传输单元（data transfer unit，DTU）的GPRS无线通信，通过上位机组态软件收发数据，系统结构如图6-19所示。清洗机器人装置及伺服电机定位PLC逻辑如图6-20、图6-21所示。

图6-19　WSD凝汽器在线清洗控制系统框图

图6-20　WSD冲洗机器人正面、侧面示意图

图6-21　伺服电机定位部分PLC逻辑简图

2）冲洗

在600 MW、500 MW、450 MW三个负荷工况下，修正冲洗后凝汽器相关参数（凝汽器热负荷、循环水流量、循环水进水温度）至冲洗前状态，仅考虑冲洗后清洁系数上升对机组的影响：600 MW负荷时，凝汽器实际总传热系数上升到174 W/（m2·℃），凝汽器端差温度下降了0.89℃，凝汽器背压下降了0.23 kPa，随之发电煤耗平均值降低了0.69 g/（kW·h）。

凝汽器换热效果有明显改善。其冲洗后三个负荷下凝汽器的清洁系数平均值为0.844，而冲洗前凝汽器的清洁系数平均值为0.749。

清洁系数的对比试验是在#5机组凝汽器在线水冲洗装置停运10天后进行的，此时凝汽器水侧的污染还未达到改造前的情况，可见改造效果优于前后清洁系数的差值。

按600 MW工况凝汽器热负荷、循环水流量、循环水进水温度条件计算，凝汽器在线水冲洗装置提高凝汽器清洁系数约0.16，凝汽器平均温度端差降低2.02℃，凝汽器的平均压力降低0.54 kPa，机组发电煤耗降低1.69 g/（kW·h）。

3）效益分析

按江苏镇江发电公司630 MW超临界机组真空度每提高1%，煤耗降低2.8 g/（kW·h）、单机年发电量为35亿千瓦时、标煤单价为500元/吨计算，全年冷凝器真空度平均提高0.54%，则煤耗降低1.69 g/（kW·h），年节约标准煤5 915 t，企业可节约成本295万元，CO2气体排放减少约1.5万吨。

另外，WSD凝汽器在线冲洗机器人运行安全可靠，工作效率高，运行操作简单，维护工作量少，每次电耗大约500度，年运行费低；凝汽器水阻力低，循环水泵电流下降，有利于发挥单循环泵和低速泵运行的节电效益。