（广东省粤电集团有限公司珠海发电厂 519000）
按照国家的煤电节能减排升级与改造行动计划，到2020年现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗要求低于310克/千瓦时，其中现役60万千瓦及以上机组（除空冷机组外）改造后平均供电煤耗低于300克/千瓦时，珠海发电厂两台机组都是单机700MW的燃煤发电机组，因此降低煤耗节能减排成为了工作的一个重点。
珠海电厂2016年度各项指标如下：负荷率 71.44%、供电煤耗322.4g/kWh、
厂用电率5.96%、补水率1.03%、耗油量（全厂）770吨（启动7次）、发电综合水耗0.26kg/kWh，与国内同类型先进机组比，主要存在问题如下：1、汽机热耗率偏高；2、厂用电率高（主要在于风烟系统三大风机耗电率及循环水泵、凝结水泵耗电率偏高）；3、机组启停耗油量大。
为了降低煤耗节能减排，珠海电厂近两年进行的主要节能改造及优化大致如下：
1、汽机热力系统疏水改造：
低旁阀疏水改进：左、右侧低旁阀疏水阀取消，疏水接入左、右侧再热蒸汽疏水管道；合并高/中压导汽管疏水：保留左侧高/中压导汽管疏水，右侧高/中压导汽管疏水并入左侧管路疏水。
汽机抽汽系统三段~八段抽汽管道疏水改进：抽汽逆止门前疏水取消自动疏水器，电动门后疏水取消自动疏水器和旁路手动阀，并加装疏水气动阀，改造方式基本如下（以八段抽汽管道疏水改进为例）：
疏水改造后一共减少疏水器30个，减少了系统内漏，简化系统，减少了能量损失，可使汽机热耗率降低约60KJ/KWH。
2、汽机汽封改造：
在机组检修期间对汽轮机高中压过桥汽封、高排平衡活塞汽封、高压轴封、低压轴封等部位进行改造。汽轮机的过桥汽封、高排平衡活塞汽封、高压侧中压侧轴封的内轴封等共计11道汽封改型为布莱登汽封，汽轮机的阻汽片汽封全部车除更换新汽封齿，低压缸的第4、5、6级隔板汽封改型为蜂窝汽封，对汽轮机高中压缸、低压缸进行洼窝中心、汽缸变形量的复测，并进行洼窝调整，对高压内缸水平结合面车削消除其内张口；对低压内缸采用结合面铣槽加盘根的方式减少其结合面间的内漏；对低压缸分流环部位汽封块加不锈钢镶嵌片及加盘根的方法提高其轴向密封效果，减少内漏损失，对汽轮机的汽封间隙根据修订后的标准进行调整。
3、机组启停期间汽泵代替电泵应用，降低厂用电量；
正常设计是启停期间低负荷时启动电泵来维持汽包水位，在机组并网后负荷在105MW后汽源压力正常后才投入汽动给水泵，现通过辅汽代替低压侧汽源（五段抽汽）供给汽动给水泵，可以提供足够的汽动给水泵的低压侧汽源，在锅炉点火时就可以启动汽动给水泵上水，以机组冷备启机时间20小时，停机时间4小时计算，汽动给水泵代替电泵后启停一次就能节省电量28800Kwh。
4、微油系统优化及小油枪应用：
原来设计，锅炉点火至并网带负荷250MW前，需要投入1~3层锅炉大油枪运行，首先把A层大油枪改用小油枪，其次针对A磨煤机增加了微油枪点火系统，微油枪点火系统可以在低负荷时助燃A磨煤机，并且在A磨进风管道加装暖风器，即通过辅汽供汽加热A磨煤机的热一次风，使得A磨煤机的投入能提前在锅炉启动阶段就可以投入运行。改造后，机组冷态启动一次耗油从原来的100吨至300吨左右降至20吨左右，极大的降低了机组启停耗油及低负荷助燃用油。
5、设备排水综合回收利用
循环水泵马达冷却水、除盐水制备反渗透浓排水原来设计是直接外排的，现在根据水质要求，将这些排放水回收至脱硫工艺水箱，供给脱硫工艺水用；锅炉捞渣机冷油器改由闭式水供水；化学工业废水处理后由直接外排改为回收至除灰水箱（锅炉磨煤机石子煤斗冲渣等用途）循环利用，以上改造可使厂发电综合水耗降低20%以上。
6、锅炉吹灰优化及吹灰疏水阀改造
锅炉吹灰汽源是过热蒸汽，由于吹灰疏水阀内漏严重且基地式控制不合理，导致大量高品质过热蒸汽泄漏，现通过改造：1、降低锅炉吹灰频率；2、部分锅炉管道改用声波吹灰器代替蒸汽吹灰器；3、通过逻辑优化减少吹灰疏水阀开启时间，减少蒸汽的排放。以上改造使机组补水率已从0.9%左右降至0.5%。
7、汽轮机凝汽器胶球系统恢复设计性能
通过改造优化凝汽器胶球清洗系统，使汽轮机凝汽器保持良好的换热性能，使机组的真空能保持在设计值以维持机组效率不下降，既减少了运行一段时间后因为凝汽器脏污而减负荷来单边清洗凝汽器，也能减少运行操作以及单边运行凝汽器带来的风险。
8、海水温度低时实行单循泵运行并优化控制逻辑
机组以前设定是两台循环水泵同时运行，循环水泵是6KV电机，正常运行电流380~400A，在冬季（11月~3月）循环水温较低，同时调度负荷较低（<70%额定负荷）的时候，停运1台循环水泵，对于机组真空影响不大，但是能有效地降低厂用电。
9、全厂照明系统优化及改造
主要是通过开展照明系统LED改造，取消高杆照明，采用LED节能路灯，加装光感开关控制照明的启停来减少照明用电，预计年节约电量70万千瓦时以上。
10、锅炉燃烧优化调整
锅炉磨煤机是6KV电机，运行电流60A~80A，主要是在不影响机组负荷能力的情况下，通过减少磨煤机的运行台数来减少厂用电。
11、凝结水泵运行控制逻辑优化
主要是提升凝结水泵运行负荷区间，降低凝结水泵耗电率。正常情况下凝结水泵是两运一备，控制逻辑优化后，单台凝结水泵运行时，主汽流量＞63%时才增加一台凝结水泵；两台凝结水泵运行时，主汽流量＜54%时就自动停运一台凝泵，主要目的是保证机组安全情况下，提升单泵运行负荷区间。以近年来负荷率的情况下，如每天单凝结水泵运行时间为8小时左右，每天每台机组可节省厂用电0.8万千瓦时，全月单机可节省厂用电量约24万千瓦时。
12、汽泵再循环阀控制逻辑优化
主要是在低负荷时段确保汽动给水泵再循环流量需求的情况下，调整再循环阀的开关设定值，尽量减少再循环阀的开启时间，解决了汽动给水泵再循环阀在低负荷段长期开启调节的问题，降低了汽动给水泵低负荷时耗汽量，同时也能减轻汽动给水泵再循环阀阀芯吹损内漏问题。
13、在机组循环冷却水质干净的情况下，停运机组的循泵旋转滤网冲洗水泵，由机组的循泵出口供给旋转滤网冲洗水，旋转滤网冲洗水泵仅在冷却水质差的情况下投入，循环冷却水质大部分时间是比较干净的，需要旋转滤网冲洗水泵运行的时间比较少。
14、机组正常运行时，停运底灰系统的灰斗加热蒸汽，仅在机组启停期间，投入底灰系统的灰斗加热蒸汽，经过试验，因为灰斗本身还有气化风供给，不会因为停运灰斗加热蒸汽导致灰斗结块这样的情况发生。
15、拆除冷再蒸汽供给轴封用汽管路，同时改动控制逻辑，确保轴封用汽尽可能用辅助蒸汽供给，减少备用供汽即主蒸汽供给时间，主蒸汽作为高品质蒸汽，尽量少用，以提高机组的整体效率。
16、锅炉空预器在线冲洗，此项操作经过不断尝试调整已经相当成熟可靠，确保了可以在机组运行期间冲洗空预器，这样可以避免机组风烟系统因为空预器差压上升而增大出力，甚至因为出力不够导致机组限制负荷，大大改善机组的运行状况。
近年来机组的节能降耗工作取得了明显成效：1号机性能试验额定工况下热耗率为8002kJ/（kW•h），折算供电煤耗为306.5g/kWh；2号机性能试验热耗率为7968.7kJ/（kW•h）（额定工况），折算其供电煤耗为307g/kWh，均较前几年试验有明显下降。机组补水率从0.9%左右降至0.5%左右，降幅超过40%。全厂发电综合水耗从0.32kg/kWh，降至目前0.25kg/kWh，年度节水总量超过40万吨。全厂年度耗油量从2015年的1800吨左右降至目前的300-500吨左右，节油效果显著。但是还没有达到供电煤耗300克/千瓦这个目标，电厂的节能减排仍然是机组运行的重点，现阶段仍然在不断摸索尝试节能减排的各种方法，包括对外供热、再热蒸汽代替过热蒸汽作为吹灰汽源凝汽器改造等等，以达到国家对燃煤机组的要求。
论文作者:岑文兴
论文发表刊物:《电力设备》2018年第9期
论文发表时间:2018/7/5
标签：机组论文; 疏水论文; 水泵论文; 蒸汽论文; 负荷论文; 煤耗论文; 锅炉论文; 《电力设备》2018年第9期论文;