燃煤发电厂降低厂用电率对策与措施.doc

燃煤发电厂降低厂用电率对策与措施 摘 要通过对发电厂用电率指标的分解，找出降低厂用电率的三大系统给水系统、脱硫系统及送、引风系统。本着“小投入大节能”的原则，针对系统实际情况，通过采取设备整治、运行调整、指标管理等方式，找到了降低厂用电率的对策与措施。设备整治、运行调整策略实施后，通过实践取得了显著的经济效益，为降低成本，提高效益提出了有效的方法和途径。 关键词燃煤发电厂； 降低厂用电率； 对策 0 引言 某发电厂中有煤电机组容量为2130MW。二台煤机分别于1993年9月、1994年4月投产发电，同时2001年及2003年对汽轮机低压缸通流部分进行改造，改造后煤机出力由2125MW增至2130MW。下面重点对二台130MW煤机厂用电率情况进行分析。 近年来，随着新一轮大机组新机组的投产，电力需求逐渐小于电力供给，造成机组负荷率较2006年之前有较大幅度的下降；同时由于环保压力的加大，脱硫设施的投入，厂用电率加速上升。尤其是小机组老机组，由于陈旧的设备，落后的技术工艺的限制，发电厂用电率甚高，严重制约了电厂的生存与发展。因此，降低发电厂用电率，提高经济效益成为企业提效的首选。发电厂用电率就是电厂电力生产过程中所必需的自用电量占发电量的百分比。控制和减少电厂自用电能的消耗，就增加了电厂输出的电量。同时降低厂用电率，也在一定的程度上降低了煤耗。 电厂生产过程中降低厂用电率一般有三种途径①技术改造。②设备整治。③采用有效的运行调整与指标管理。为了切实降低厂用电率，2009年电厂本着“小投入大节能”的原则，通过采取后两种方式设备整治与运行调整，在确保机组安全运行的前提下，找到了降低厂用电率的措施，并取得了显著的经济效益。 下表中列出了2008年至2011年，电厂厂用电率的完成情况，可以看出，2009年实施降低厂用电率的对策后，与2008年相比厂用电率下降了0.36，2010年与2011年每年仍稍有下降，取得了显著的成果。 单位 2008 2009 2010 2011 生产厂用电率 9.21 8.85 8.82 8.77 负荷率 75.07 76.72 73.73 75.05 下面对电厂所采取的降低厂用电率的对策作一介绍。 1、分解厂用电指标，逐项分析，寻找降低厂用电率的突破口 随着电力供需矛盾进一步缓和，发电利用小时明显下降，发电厂生产经营形势严峻。机组还有哪些潜力可挖节能管理的突破口在哪里带着这些问题电厂积极应对，在2008年节能工作总结及2009年节能工作研讨会上，提出了“安全是基础、技术是保障、经济是根本、管理是手段、创新是动力、行动是关键 ”的节能工作理念。并将厂用电率指标逐项分解，根据厂用电率的分布情况，详细分析各设备存在的节能潜力。从下图中可以看出，给泵、脱硫与风机是6KV辅机中的耗电大户，电厂从这三大设备入手，对其存在的节能空间进行详细讨论分析，并确定实施项目与措施，付诸实践，切实降低厂用电率。 2、三大系统降低厂用电率的对策与实例 2.1、给水系统 （1）系统原状 给水直通阀是给水调整门的一个旁路阀，在调整门故障时开启。机组低负荷，减温水量小时开启该阀门，可以降低系统阻力，减少给水节流损失，平均每年开启时间约2500小时。近几年，因煤种多变，经常造成锅炉减温水量偏大，运行时经常因流量不足而采取关闭给水直通阀来提高减温水流量，造成给水节能损失，使给泵电耗增大。 （2）对策与措施 采取增大减温水管径、阀门的通径，提高减温水量，以增加开启给水直通门时间，降低节流损失，从而降低给泵电耗。 （3）经济效益分析 经试验开启给水直通门与关闭给水直通门相比，给泵电流下降了5A，给水直通门比改造前开启时间增加了3000小时，节能量为 0.8531/2563000/1000013.25万千瓦时/台 （4）2008年-2011年，措施采取前后给泵电耗表 单位 2008 2009 2010 2011 给泵电耗 2.33 2.31 2.28 2.25 2.2、脱硫系统 （1）系统原状 2台130MW燃煤机组共同配置一套带有GGH系统的石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺，脱硫率考核要求满足95以上。在系统中增压风机为前导叶调节，运行中前导叶全开运行节流损失较大。配有四台再循环泵，为了满足脱硫率，一般采取三运一备，当煤质下降，煤中含硫量较大时，需要四台再循环泵的运行来保证脱硫效率，这样就进一步增加了厂用电率。 （2）对策与措施 ①采取增压风机前导叶开度优化节能运行。为了降低前导叶全开节流损失，2009年，电厂与电力试验研究院，分别在单机运行与双机运行时，增压风机进口前导叶开度变化对风机出力、电耗等相关参数影响进行测试。在机组烟气保持不变的情况下，分别得出了单机、双机运行时增压风机、引、送风机总功耗最小时的增压风机前导叶开度值即单机运行时，在导叶开度为90时总功耗最小。双机运行时，在导叶开度为80附近时功耗最小。并将该测试结果整编成例行制度并在工作中执行，有效降低脱硫电耗。 ②采取添加脱硫石灰石增效剂运行。为了做到既能有效减少再循环泵的运行台数，又能满足环保部门脱硫率的要求，选择添加脱硫增效剂的方式来降低脱硫电耗。通过实际使用，结果喜人，不仅脱硫率保持月均大于95，而且节省了一台再循环泵耗电量。 （3）经济效益分析 ①增压风机前导叶开度优化节能运行，与原先的导叶全开相比引风机、送风机及增压风机总功耗平均每小时节省75kWh，年节电量63万kWh。 ②原先二台煤机运行时采用3台再循环泵运行，加入增效剂后，不仅脱硫率在原来的基础上有所升高，而且，减少了一台再循环泵运行。6KV再循环泵电流为53A/台，因此，采用脱硫增效剂后每月节约厂用电33万千瓦时。 （4）2008年-2011年，措施采用前后脱硫电耗表 单位 2008年 2009年 2010年 2011年 脱硫电耗 1.91 1.80 1.61 1.68 备注2011年由于脱硫GGH差压上升，故脱硫电耗较2010年有所上升 2.3 送、引风系统 （1）系统原状 锅炉为超高压自然循环一次中间再热燃煤锅炉，锅炉炉膛氧量是锅炉运行中对经济性影响较大的参数之一。运行氧量发生变化时，对机组经济性的直接影响来至排烟热损失的变化，它还会引起送引风机电耗等，从而影响机组的安全、经济性。空预器为上海锅炉厂生产的容克式空预器，空预器运行年数已达15年，设备磨损老化现象不同程度存在，导致密封间隙增大，空预器漏风率上升。 （2）对策与措施 ①采取低负荷低氧量的控制策略。由于电力需求小于供给 ，因此低负荷时段增加，厂用电率及煤耗不断上升。电厂以锅炉安全稳定运行为前提，在不影响锅炉稳定燃烧和飞灰含碳量不增加，不发生锅炉结焦、不发生超温的情况下，运行中对锅炉氧量进行如下控制，并列入考核细则。 锅炉氧量控制标准 负荷（MW） 80 100 100及以上 双磨运行 氧量（） ≯7 ≯5 ≮3 可增加0.5 ②通过漏风整治与在线调整，长期保持空预器低漏风率。通过在大小修时将空预器由12仓改为24仓，增加一道径向密封片，减小漏风；在每一次机组检修时，检查、更换空预器环向密封膨胀节、测量和调整密封间隙，降低漏风。检修人员在运行状态下根据实际情况调整扇形板与径向密封的间隙、转子和环向密封法兰间隙，尽量控制其间隙值，降低漏风。 （3）经济效益分析 经多次整治、以及在线密封间隙调整，空预器漏风率明显由16％下降至7.8％，效果显著。2008年机组负荷率为75.46，风机电耗为1.73，整治与执行上述制度后，2009年机组负荷率为76.72，风机电耗为1.53，风机电耗下降0.2，以年发电13亿千瓦时为例，节省厂用电260万千瓦时。 （4）2008年-2011年，措施采用前后风机电耗表 单位 2008 2009 2010 2011 风机电耗 1.72 1.57 1.56 1.53 3、降低厂用电率的保障与管理措施 3.1制定小指标与值际竞赛考核制度、加强指标考核竞赛，积发员工自主执行指标考核管理制度。为了让生产人员有明确的目标，使上述策略能有效执行，电厂通过小指标竞赛与值际竞赛的辅助方式，来加强生产人员对上述管理制度的执行力，将经济指标完成情况与经济效益挂钩，这样员工积极性就充分调动了。在确保安全的前提下，自觉按照厂部的想法与要求执行各项运行方式，使系统以最经济的方式运行，使厂用电率降低形成良性循环。 3.2加强与同类型机组的对标，及时对指标进行月度与季度分析及整改，并进行闭环管理。为了能吸取先进的节电管理经验与技术，做到取长补短，电厂加强与同类型机组对标，对优秀经验与做法根据实际情况加以吸收整改，以进一步优化系统运行。每季度召开经营分析会，根据年度目标值对指标完成情况进行分析比对，对于差距较大的指标，对后期的运行提出意见与建议，以进一步降低能耗。 4、结论 2009年与2010年电厂本着“小投入大产出”的原则，通过设备整治与运行方式的调整等方式，在指标竞赛与技术管理的保障下，取得显著的效益。厂用电率从2008年的9.21下降到了2010年的8.82，并逐年有所下降。特别是2010年，负荷率比2009年下降3的情况下，厂用电率还下降了0.03，足以说明电厂在降低厂用电率上所采取的对策与措施是明显的，是有效的。 参考文献 ［1］ 蒋明昌。火电厂能耗指标分析手册［M］。北京中国电力出版社，2011年。 ［2］ 林章钧等。管理模式创新，降低厂用电率［C］。电厂管理与电气技术经验交流文集。北京中国电力企业联合会技术服务中心，2003年。 作者简介 董丽娜，女，1957年9月出生，大学毕业，统计师，现任职于浙江能源集团公司萧山发电厂综企部，是一位从事计划统计的管理干部，积累了丰富的经营管理工作经验，特别是对企业生产经营分析上有一定的研究。 1