华能火力发电机组节电技术导则版.docx
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华能火力发电机组节电技术导则版
华能火力发电机组节电技术导则
中国华能集团公司
二○一○年三月
前言
节能降耗水平是衡量发电企业技术及管理水平的重要指标，关系企业的核心竞争力和长期盈利能力。
近两年来，随着国内其他发电集团公司火力发电机组节能降耗力度的不断加大，超（超）临界机组的大规模投产，华能集团公司供电煤耗和发电厂用电率指标领先的优势逐步缩小。
面对节能减排严峻的形势，华能集团公司曹培玺总经理在年度工作会上提出要“加强节能降耗管理，严格执行‘一票否决’，确保集团公司总体能耗水平和主力机型的能耗指标保持行业领先地位”，并强调30万千瓦及以上机组的能耗指标达到国内领先水平，是华能集团节能减排工作的重点目标和重点工作。
华能集团公司多年来有敢为人先的优良传统，有多年优秀经验的积累、良好的设备基础以及西安热工研究院强有力的技术支持。
为实现华能集团公司火力发电机组主要技术经济指标和主力机型能耗指标达到行业领先的目标，2009年4月～7月，华能集团公司先后多次组织召开节能降耗专题会议，安排部署节能降耗工作。
主要开展的工作有：
深入分析公司技术经济指标的完成情况，开展能耗指标对标工作；安排西安热工研究院开展60万千瓦及以上超（超）临界机组节能诊断工作，深入研究导致机组能耗高的主要问题及原因，并制定具体的技术改进方案；提出各机组能耗指标近期目标值，要求积极开展能耗指标创优活动；检查节能降耗工作进展，督促电厂进一步落实华能集团公司的部署和要求，抓紧实施节能诊断提出的改进措施，促进节能降耗工作长期持续开展。
为全面提升华能火力发电机组节电技术水平，实现集团公司确立的能耗指标近期目标值，以集团公司2007年制订的300MW机组节能降耗实施导则为基础，结合2009年600MW超（超）临界机组节能诊断分析工作经验，综合考虑在设备选型、技术改造、运行控制、检修维护等方面的节电工作，在华能集团公司安全监督与科技环保组织安排下，由西安热工研究院负责制订本导则。
编写人：
杨寿敏居文平刘家钰何育东张滨渭张广才王生鹏周元祥
校阅人：
罗发青刘家钰宋文希
审 核：
胡式海
批 准：
乌若思
目录
1.范围1
2.参考资料及标准1
3.设计厂用电率基本要求1
3.1设计厂用电率限值1
3.2电站设计及设备选型2
4.汽轮机辅机设备2
4.1凝结水系统2
4.2冷端系统3
4.3给水系统设计4
5.锅炉烟风系统6
5.1烟风系统设计原则6
5.2风机选型6
5.3烟风系统与风机改造8
5.4运行控制9
6.制粉系统10
6.1制粉系统选型10
6.2制粉系统运行控制10
6.3磨煤机耗电率11
7.空气预热器11
7.1空气预热器密封改造11
7.2空气预热器吹灰11
8.脱硫系统及设备11
8.1设备选型11
8.2运行优化13
8.3日常管理与维护15
9.电除尘器15
9.1电除尘器节电基本条件15
9.2节电控制基本原则16
9.3节电的主要方法16
9.4运行优化调整试验16
9.5节电改造17
9.6运行控制18
10.机组运行管理18
10.1节电管理18
10.2运行控制18
附录A1000MW机组引风机与增压风机合并改造案例20
附录B300MW机组静叶调节轴流式引风机节能改造案例29
附录C300MW机组一次风机节能改造案例33
附录D脱硫吸收系统运行优化案例38
附录E电除尘器运行优化调整和节电改造案例44
华能火力发电机组节电技术导则
1.范围
本导则适用于华能系统300MW及以上容量火力发电机组，300MW以下容量机组可参照执行。
2.参考资料及标准
《华能集团创建节约环保型企业规划（2006年～2010年）》（2009年版）
《华能系统300MW汽轮机节能降耗实施导则》
《华能300MW级机组锅炉及辅机设备节能降耗实施导则》
《华能火电工程设计导则》
DL5000－2000《火力发电厂设计技术规程》
DL/T466－2004电站磨煤机及制粉系统选型导则
DL/T468－2004电站锅炉风机选型和使用导则
3.设计厂用电率基本要求
3.1设计厂用电率限值
设计厂用电率是指在设计工况（或THA）下，机组所有辅机设备消耗的电功率与发电机端部输出功率之比。
为确保华能公司在厂用电率方面的领先优势，不同类型机组的设计厂用电率应达到表1的限值。
表1华能火电机组设计厂用电率限值
机组类型
设计厂用电率，%
备注
机组类型
设计厂用电率，%
备注
300MW等级亚临界湿冷机组
5.2
300MW等级亚临界
直接空冷机组
7.8
电动泵
350MW等级亚临界湿冷机组
5.1
600MW等级亚临界
直接空冷机组
5.1
汽动泵
350MW等级超临界湿冷机组
4.9
600MW等级超临界
直接空冷机组
5.1
汽动泵
600MW亚临界湿冷机组
4.9
1000MW等级超超临界直接空冷机组
4.9
汽动泵
600MW等级超临界湿冷机组
4.7
300MW等级间冷机组
5.3
汽动泵
600MW等级超超临界湿冷机组
4.7
600MW等级超临界间冷机组
4.8
汽动泵
1000MW等级超超临界湿冷机组
4.5
1000MW等级超超临界间冷机组
4.6
汽动泵
注：
1、表1中设计厂用电率限值包括脱硫系统，对于设计硫份大于1.2%的机组，可适当提高；
2、对于燃用无烟煤并配备钢球磨煤机的机组，厂用电率增加0.6个百分点；
3、对于燃用贫煤或烟煤并配备钢球磨煤机的机组，厂用电率增加0.33个百分点；
4、对于燃用褐煤的机组，厂用电率增加0.4%。
3.2电站设计及设备选型
3.2.1积极推进业主主导电站设计的模式，电站设计应充分发挥生产、建设和研究机构的综合作用，应达到电站设计总体布局合理、主、辅机设备选型及裕量合理、系统简化，充分体现节能、节电原则，设计指标领先。
3.2.2电站设计和重大辅机设备选择应充分落实节电原则，并在设计中予以考虑，如设计时配备凝结水泵变频装置等。
3.2.3重大辅机设备选择宜进行可行性论证，特别是空冷机组的冷却方式、空冷机组的排汽压力、凝汽器面积、主要风机的型式及裕量，必要时，聘请专业技术人员进行核算。
4.汽轮机辅机设备
4.1凝结水系统
降低凝结水系统耗电率的主要措施有：
1）确保凝结水泵流量扬程特性与系统阻力特性相匹配；2）提高凝结水泵运行效率；3）尽量降低凝结水流量。
4.1.1凝结水泵性能与系统阻力特性匹配
凝结水泵性能（流量扬程特性）与系统阻力特性不匹配，造成除氧器水位调整门（凝结水调整门）节流损失增大，凝结水泵运行效率偏离设计点，凝结水泵运行效率降低。
对于新设计机组，优先选择3×50%容量凝结水泵，也可选择2×100%容量凝结水泵，凝结水泵扬程选择应根据凝结水系统设计特点进行仔细核算，防止凝结水泵扬程选取过大。
此外，凝结水泵电机宜加装变频调节装置，以降低部分负荷下凝结水泵耗电率。
在凝结水泵电机加装变频调节装置后，应根据机组实际状况，在保证凝结水母管压力的条件下，修改除氧器进水控制逻辑，机组在运行中保持除氧器进水门全开，采用变频装置调节除氧器水位。
此外，及时调整低旁减温水压力低保护定值、给水泵密封水差压低保护定值、凝结水压力低开启备用泵定值。
凝结水泵电机加装变频调节装置后，600MW及以上超（超）临界机组凝结水泵耗电率不大于0.2%，其他机组凝结水泵耗电率不大于0.22%。
4.1.2提高凝结水泵运行效率
凝结水泵变频运行，其运行效率得到一定的改善（相对于定速运行），但凝结水泵本身的效率有一定的下降，造成凝结水泵耗功增大。
通过凝结水泵性能诊断试验，确认凝结水泵运行效率（一般情况下效率应达到80%以上），作为凝结水泵增效改造的依据。
4.1.3杂项用水治理
通过凝结水杂项用水的治理，进一步降低凝结水泵出口流量，达到节电的效果。
根据机组运行需要，通过安装高质量可调节阀门，合理控制杂用水用量，能有效降低凝结水泵的出口流量和厂用电消耗。
4.2冷端系统
4.2.1循环水泵
循环水泵节约厂用电的主要措施有：
1）循环水系统配置；2）循环水泵变速（双速）运行；3）提高循环水泵效率。
（1）循环水系统配置
对于循环水系统宜采用扩大单元制供水系统，每台机组设两台循环水泵，循环水母管之间需设联络门，实现不同季节、不同负荷下循环水泵优化运行，如：
夏季1台机组2台循环水泵运行；春、秋季2台机组3台循环水泵运行；冬季1台机组1台循环水泵运行。
对于每台机组设两台循环水泵，应优先采用至少一台循环水泵具备高低速功能的方案；也可采用动叶调节或变频调节方式。
每台机组也可设三台循环水泵，可不采用动叶可调、高低速和变频调节方式。
（2）循环水泵变速运行
循环水泵变速运行节电有一定的限制条件。
在汽轮机排汽压力未达到极限背压之前，循环水泵变速（变频或双速）运行节电和机组的最佳运行真空紧密相关，此时不宜单纯考虑节约厂用电，应该以机组的运行真空为最佳值作为衡量依据，即运行真空未达到最佳值，不应采用循环水泵变速运行节约厂用电。
循环水泵变速应优先选择双速方案（高、低速）。
对于配置两台循环水泵的机组，原则上推荐一台循环水泵双速改造，这样单台机组循环水泵的运行方式有一机一泵（低速）、一机一泵（高速）、一机两泵（一高速、一低速）、一机两泵（两台高速）四种，通过冷端系统运行优化试验，寻求在机组不同负荷、不同循环水温度条件下的机组最佳真空和循环水泵的最佳运行方式，真正实现汽轮机冷端系统的节电和节能。
典型机组循环水泵运行方式优化曲线见《华能火电机组节能降耗技术导则》附录A。
冷端系统运行优化试验得出的循环水泵最佳运行方式一定要和设备的具体操作特点相结合，充分考虑循环水泵变速倒线的实际情况，原则上优化结果不能导致在一周或较短的时间内循环水泵电机频繁改接线。
（3）循环水泵增效改造
循环水泵设计配套偏差、运行磨损等造成循环水泵效率下降，厂用电增加。
现代高效循环水泵的运行效率能达到85%以上甚至更高，当循环水泵实际运行效率低于76%时，可考虑进行循环水泵增效改造。
（4）海水脱硫机组增设循环水旁路
对于使用海水脱硫的机组，应增设凝汽器冷却水旁路，当水温较低时部分冷却水走旁路，既保证了海水脱硫的水量，也降低了凝汽器冷却水流量，从而降低了凝结水过冷度。
同时绝大部分海水走旁路，降低了循环水系统阻力，降低了循环水泵功耗。
4.2.2开式冷却水系统
为适应季节变化机组开式冷却水流量的不同需求，开式冷却水泵节电可以采取如下措施：
1）冬季工况下，停运开式水泵（升压泵），开式冷却水通过旁路自流。
对循环水泵扬程较小，部分开式冷却水冷却设备用水量要求较高的情况下，可以增设单独的增压泵（如冷却器冷却水等）。
2）开式冷却水泵双速改造，在春秋季节低速运行，降低开式水泵电耗。
夏季高温时，高速运行。
4.3给水系统设计
300MW机组主给水系统常规设计方案见图1，优化设计方案见图2，图2的设计方案减少了一个电动阀和一个逆止阀，有利于机组节能和节电。
在新建机组设计中宜采用图2的设计方案，对于在役机组也可采用图2的方案改进给水系统。
600MW及以上超临界机组主给水系统常规设计方案见图3，优化设计方案见图4，图4的设计方案减少了一个电动阀和一个逆止阀，有利于机组节能和节电。
在新建机组设计中宜采用图4的设计方案，对于在役机组也可采用图4的方案改进给水系统。
图1300MW机组给水系统设计方案
图2300MW机组给水系统优化设计方案
图3600MW超临界机组给水系统设计方案
图4600MW超临界机组给水系统优化设计方案
5.锅炉烟风系统
5.1烟风系统设计原则
5.1.1风机进口管道布置应尽量保证气流均匀地进入叶轮和充满叶轮进口截面。
5.1.2风机出口管道应尽量有3～5倍管径的直管段。
当安装位置受到限制，风机出口没有足够的直管道而需要转弯或分流时，弯头应采用顺向弯头，弯头内宜设导流叶片；分流支管应圆滑过渡。
5.1.3风烟系统设计的其它注意事项按DL/T468－2004《电站锅炉风机选型和使用导则》第10章－风机的系统设计的规定进行。
5.2风机选型
5.2.1风机选型主要是考虑锅炉风机与风（烟）系统相匹配，一是必须全面准确提供风机选型设计所需的原始数据和各工况参数；二是合理确定风机的型式和大小。
要合理确定风机选型设计参数，必需提供正确完整的原始数据和合理选择风量和风压裕量。
为合理确定风量和风压裕量，业主单位必须深入了解锅炉和辅助设备制造厂提供的参数是否留有裕量及其大小（特别是空气预热器一、二次风的漏风率、制粉系统的出力及阻力）；设计院的管道设计是否合理和风（烟）量及阻力计算时是否已留有裕量，防止裕量层层加码，造成风机选型过大。
5.2.2风机选型必须的原始数据
（1）当地气象条件
a大气压力
b干、湿空气温度
c空气相对湿度
d湿空气标准密度
（2）锅炉热力计算和空气动力计算结果（包括各典型工况）
（3）锅炉各典型工况下风机参数
各典型工况包括：
a选型工况（TB）；
bBMCR工况；
c发电机组满发（经济运行）工况；
d50%BMCR工况；
e不投油最低稳燃工况；
f锅炉点火启动工况。
各典型工况下的风机参数包括：
a风（烟）量；
b风（烟）系统总阻力（即风机压力，以往称全压）；
c风机入口侧系统总阻力（即风机入口全压）；
d介质温度；
e介质标准密度（介质为空气时为当地湿空气标准密度；介质为烟气时为风机入口湿烟气标淮密度）。
（4）机组在不同负荷下年运行小时数
5.2.3合理选取风量和风压裕量
（1）基本风烟量
一次风机、二次风机和引风机的基本风量按DL5000－2000《火力发电厂设计技术规程》确定。
（2）风量、风压裕量
一次风机：
风量裕量宜选取20%～25%，另加温度裕量，温度裕量可按“夏季通风室外计算温度”确定；压力裕量宜选取20%，CFB锅炉可提高到25%。
送风机：
当采用三分仓或管箱式空气预热器时，风量裕量宜选取5%～10%，另加温度裕量，温度裕量可按“夏季通风室外计算温度”确定；压力裕量宜选取10%～20%。
引风机：
烟气量裕量宜选取10%，另加15℃的温度裕量；风机压力裕量宜选取20%。
当送风机出口接有冷一次风机时，一次风机裕量和送风机裕量分别计算，送风机二次风量裕量宜选取10%；送风机压力裕量宜为20%。
当引风机与脱硫系统的增压风机合并时，由于压力高，风机压力裕量宜选取15%。
（3）风机转速
一般情况下，一次风机宜选用4极电机（1485r/min）；送风机宜选用4极或6级电机（1485r/min或980r/min）；引风机的转速宜选用6极以下电机（即最高980r/min）。
5.2.4合理选择风机的型式和型号大小
（1）风机型式选择原则上宜按比转速确定，即先按TB工况参数计算出所需风机的比转速，然后选取比转速最接近的风机型式。
不同类型风机比转速参考范围见表2。
表2不同类型风机比转速参考范围
风机类型
比转速
备注
离心式风机
18～80
静调子午加速轴流式风机
80～120
单级静调标准轴流和动调轴流式风机
100～200
循环流化床的高压流化风机
≤10
属鼓风机范畴，宜选用多级离心式风机，或高速单级离心式风机。
（2）按照比转速确定风机选型后，再按相似设计方法确定风机型号大小，然后将系统阻力特性（换算到所要选择的风机特性曲线相同的状态）画到所选的风机性能特性曲线图上。
观察所要选的风机是否能满足安全稳定运行的需要，即阻力线要完全落在风机稳定区域内且失速裕度足夠。
在满足安全运行需要后，再按机组不同负荷下的参数查出风机效率，并据各负荷下的运转时间计算出耗电量进行比较，选择年耗电量最小的风机型号。
但在确定风机型式（离心、动调轴流、静调轴流）时，还要考虑风机设备费、年维护费、基础费、占地大小及运行可靠性等进行技术经济比较后再最终确定。
5.2.5风机型式与调节方式
风机调节方式选取原则：
在滿足安全可靠条件下，长期运行的经济性最好。
用技术经济比较方法与相关标准进行计算评定。
送风机：
300MW及以上的机组宜选用动叶调节轴流式风机。
引风机：
300MW及以上的机组宜选用动叶调节轴流式风机，对于灰分大或负荷系数高的机组亦可选用静叶调节轴流式风机。
若选用变转速调节，也可选用离心式风机。
一次风机：
300MW级机组可选用动叶调节轴流式风机或离心式风机加变频调节装置；300MW以上容量机组宜选用双级动叶调节轴流式风机。
循环流化床（CFB）锅炉的高压流化风机、湿法脱硫系统的氧化风机属鼓风机范畴，流量小的可选用罗茨鼓风机，其余宜选用多级离心式鼓风机，优先选用高速单级离心式鼓风机。
选用离心式和静叶调节轴流式风机时，可选配双速电机，进行变级变速调节。
风机运行台数调节，如大型锅炉（300MW及以上容量）的引风机，若场地布置许可，每炉也可配置3～4台风机。
运行时视负荷需要，通过投运不同台数进行初步调节。
选用离心式和静叶调节轴流式风机时，可选配双速电机，进行变级变速调节。
5.3烟风系统与风机改造
对于已投运的机组，三大风机（送风机、引风机和一次风机）耗电率偏高、风机选型裕量过大、风机与烟风系统不匹配，可对烟风系统或风机进行改造降低风机耗电率。
对于设计烟煤机组，600MW超（超）临界机组三大风机耗电率大于1.4%、1000MW超（超）临界机组三大风机耗电率大于1.3%、其他机组三大风机耗电率大于1.5%（或机组满负荷时风机运行效率低于80%），应查明原因。
若风机选型裕量较大，且与烟风系统不匹配，则应进行风机改造。
改造前必须对原风机进行热态性能试验，且试验工况至少需高、中、低三个负荷工况，测出系统阻力线。
同时评价风机与管网系统的匹配情况和风机进、出口管道布置的合理性；确定合理的风机设计参数；确定风机改造的同时有无必要改造系统中的其它设备和管道。
主要改造方法有：
5.3.1改造不合理的管道布置和阻力超常规的设备。
5.3.2通过改变电动机级对数，降低风机转速，以适应实际系统阻力。
5.3.3对于离心式风机和静叶调节轴流式风机，可将电机改成双速电机，以提高低负荷时风机运行效率，降低厂用电率。
5.3.4根据试验确定风机改造合理的设计参数，经选型计算对风机进行局部改造或全面改造。
1）离心式风机局部改造主要有：
仅更换叶轮（含切割和加长叶片）；更换叶轮和集流器；更换叶轮、集流器和机壳舌部；更换叶轮、集流器和机壳；更换叶轮、集流器、机壳和调节门等。
局部改造至少可保持传动组和基础不动，减少改造工作量，降低成本。
2）静叶调节轴流式风机的局部改造主要有：
改变叶轮叶片数量、安装角；更换成不同直径的新叶轮和后导叶，同时更换叶轮进口集流器和更换扩压器前部。
3）动叶调节轴流式风机局部改造有：
改变叶轮叶片的叶型、宽度、叶片数量、安装角；更换成不同直径的新叶轮和后导叶，同时更换叶轮进口集流器和局部更换扩压器前部。
5.3.5对于风机出力过大，调节门处于小开度运行的离心式风机和静叶调节轴流式风机，若将风机性能曲线改成转速调节的性能曲线后，系统阻力线能落在其高效率区城内，运行效率可显著提高，在5年内可回收变频器改造费用时，可将风机电机改为变频调节。
否则，宜首先采用改造风机。
5.4运行控制
5.4.1在满足锅炉正常运行条件下，尽可能开大系统中各种风门的开度，减小风门的节流损失。
5.4.2系统中需隔离的风门应确保其严密性。
如：
热风再循环风门；停用磨煤机的出口关断门；停用暖风器的蒸汽门等。
5.4.3在机组启停和长期低负荷运行时，可采用单风机运行，但需经试验确定单风机耗电率比双风机耗电率低。
5.4.4运行人员要密切关注风烟系统阻力及漏风变化情况，及时对阻力增加较多的设备（主要是空气预热器、暖风器、除尘器、脱硫系统烟气加热器—GGH和除雾器等易积灰堵塞的设备）进行吹灰或清洗，以减小系统阻力；对漏风增加较多的设备和烟风道及时进行治理。
5.4.5采用变速调节的风机，宜在变速调节和风机入口调节门间进行优化配合试验，找出最节电的优化调整操作方式。
5.4.6对引风机和脱硫增压风机进行优化配合试验，寻求两风机总耗电最小的调整操作方式，特别是机组在低负荷时可否停运一台甚至停运两台增压风机以达到节电的目的。
6.制粉系统
6.1制粉系统选型
制粉系统选型宜根据设计煤种和校核煤种的煤质特性、可能的煤种变化范围、负荷性质、磨煤机适用条件、煤粉细度要求，并结合燃烧系统结构形式，统一考虑制粉系统和磨煤机的选型。
1）对于大容量机组，宜优先选择冷一次风机正压直吹式制粉系统，在煤种适合时，宜优先选择中速磨煤机；
2）当煤的干燥无灰基挥发分大于10%（或煤的爆炸性指数大于1.0）时，制粉系统应考虑防爆要求；
3）当煤的干燥无灰基挥发分大于25%（或煤的爆炸性指数大于3.0）时，不宜采用中间储仓式制粉系统。
电站磨煤机及制粉系统选型参见DL/T466－2004《电站磨煤机及制粉系统选型导则》。
6.2制粉系统运行控制
1）对钢球磨煤机，应及时加装钢球,保持在最佳钢球装载量的情况下运行。
在干燥出力、磨煤机差压允许范围内，磨煤机应尽量在大出力下运行。
有条件时，可考虑进行小球试验，确定磨煤机更换小球方案。
2）对中速磨煤机，为降低制粉系统电耗应根据机组负荷变化及时调整磨煤机运行台数，正常运行情况下单台磨煤机出力应调整到该磨煤机最大出力的80%以上运行。
最低出力不低于最大出力的65%。
6.3磨煤机耗电率
为保证锅炉燃烧经济性，磨煤机首先应按照经济煤粉细度值进行调整，在此基础上，再适当控制磨煤机耗电率，表3给出了不同类型磨煤机耗电率，供参考。
表3不同类型磨煤机耗电率单位：
%
序号
机组容量
（MW）
煤种
低速磨煤机
中速磨煤机
风扇磨煤机
钢球磨煤机
双进双出钢球
磨煤机
RP（HP）
MPS
1
300MW级
烟煤
/
1.1
0.37
0.4
/
2
贫煤
0.64
1.21
0.38
/
/
3
无烟煤
1.15
/
/
/
/
4
600MW级
烟煤
/
/
0.37
0.38
/
5
贫煤
/
1.1
/
0.38
/
6
无烟煤
/
1.33
/
/
/
7
褐煤
/
/
/
0.62
0.86
8
1000MW级
烟煤
/
/
0.33
/
/
7.空气预热器
7.1空气预热器密封改造
空气预热器漏风率一般不大于6%，在6%～8%应进行检修，8%～10%可考虑进行密封改造，高于10%时应采用新型密封技术进行改造。
7.2空气预热器吹灰
宜定期或根据空气预热器的阻力变化情况进行空气预热器吹灰，以保持空气预热器受热面具有较高的清洁度。
当空气预热器烟气侧压差大于1.2kPa时，应利用检修机会清除受热面积灰。
8.脱硫系统及设备
本节内容主要以石灰石-石膏法脱硫工艺为例进行阐述，其它脱硫工艺可参照执行。
8.1设备选型
8.1.1脱硫设备和参数选取原则
脱硫装置的设备和参数宜根据锅炉容量、燃料品质、二氧化硫控制规划和环境影响评价要求的脱硫效率、吸收剂的供应、脱硫副产物的综合利用、场地布置、脱硫工艺和设备技术发展现状、安全可靠性要求等因素，在兼顾脱硫装
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