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華能德州電廠6號機組（660 MW）是山東電網(wǎng)單機容量最大的2臺火力發(fā)電機組之一，鍋爐由德國巴布考克（BABCOCK）公司制造，為亞臨界參數(shù)自然循環(huán)汽包爐，制粉系統(tǒng)配備6臺BABCOCK公司制造的雙進雙出、正壓直吹筒式鋼球磨煤機；于2002年10月13日完成168h連續(xù)滿負荷試運行后投入生產(chǎn)。華能德州電廠6號機組投產(chǎn)發(fā)電初期，單機綜合廠用電率(包含外圍除灰、化學、輸煤系統(tǒng)廠用電)經(jīng)常在5.8％以上，華能德州電廠在深挖節(jié)電潛力，降低6號機組廠用電率方面采取了一系列措施。
1 機組節(jié)電潛力分析
廠用電主要消耗在經(jīng)常連續(xù)運行的鍋爐及汽機系統(tǒng)的6 kV輔機上，風煙、制粉、循環(huán)水三大輔助系統(tǒng)的設備用電量占全部廠用電量的70%～75％左右［1］，因此，深挖高壓輔機節(jié)電潛力，減少風煙、制粉、循環(huán)水三大系統(tǒng)輔機耗電量，是降低機組廠用電率的關鍵［2］。
1.1制粉系統(tǒng)、風煙系統(tǒng)的節(jié)電潛力分析
(1) 6號機組一次風機為入口靜葉調(diào)節(jié)離心式風機，依靠風機入口擋板調(diào)節(jié)風機出力，一次風壓跟蹤鍋爐負荷變化。由于一次風壓設計值偏高，且風壓隨機組負荷變化小，當機組在400～500 MW低負荷運行時(鍋爐不投油穩(wěn)燃負荷為400 MW)。低負荷運行時，一次風壓仍維持較高水平（9.0 kPa左右），使磨煤機攜帶風調(diào)節(jié)擋板節(jié)流損失增大，一次風機電耗增加。針對這個問題，華能德州電廠修正了DCS內(nèi)部一次風壓曲線，增加了運行人員手動設定風壓模塊，在機組負荷為550～660 MW之間時，維持一次風壓為9.0～10.0 kPa，當機組負荷降至400～450 MW時，適當降低一次風壓至7.5～8.0 kPa，使低負荷期間磨煤機攜帶風調(diào)節(jié)板開度增大，減少了磨煤機攜帶風電動調(diào)節(jié)擋板的節(jié)流損失。
(2) 由于空預器漏風率較大，漏風損失造成風機電耗增大，同時，由于空預器積灰較為嚴重，造成部分蓄熱片腐蝕，致使機組滿負荷時空預器煙側(cè)壓差高達2.4～2.5 kPa，遠高于設計值1.2 kPa，導致一次風機電耗增大。對此，在機組檢修期間，將空預器密封裝置更換為可調(diào)式密封，并更換了已腐蝕損壞的蓄熱片，降低了空預器漏風率，減少了風煙阻力；同時，為了避免空預器低溫腐蝕，損壞蓄熱片，運行時需根據(jù)環(huán)境溫度變化及時投入暖風器，將空預器蒸汽吹灰替換為乙炔脈沖吹灰裝置，優(yōu)化了吹灰運行方式，使空預器積灰得到控制，煙側(cè)壓差可以維持在1.2 kPa以下，降低了風機電耗。
(3) 機組投產(chǎn)初期磨煤機故障率較高，磨煤機切換次數(shù)較多，啟停頻繁。因磨煤機啟、停邏輯設計繁瑣，從而延長了切換2臺磨煤機并列運行的時間，增加了磨煤機的空載電耗。通過改良檢修工藝，降低了磨煤機故障率，減少了磨煤機消缺切換次數(shù)；修改簡化了磨煤機啟、停步驟，刪除了一些不必要的步驟，將磨煤機啟動、停止時間由原30 min縮短為15 min左右。
(4) 6號爐磨煤機為雙進雙出鋼球磨，由于鍋爐實際燃用煤種與設計煤種有差別，鋼球?qū)嶋H磨損率與供貨廠家提供的鋼球添加公式存在較大誤差，致使投產(chǎn)初期需補充鋼球數(shù)量偏多，磨煤機實際運行功率上升，增大了廠用電量。經(jīng)不斷摸索積累經(jīng)驗，運行人員調(diào)整了磨煤機充球頻率，通過合理計劃對磨煤機補充鋼球，在保證磨煤機出力的情況下，使磨煤機平均運行功率由原來1 430 kW降低到1 370 kW左右。
(5) 磨煤機油站邏輯設計不盡合理，原設計磨煤機頂瓦油壓低時，無延時跳磨煤機；頂瓦油泵出口濾網(wǎng)堵塞無法實現(xiàn)在線清理。磨煤機跳閘不僅使鍋爐燃燒不穩(wěn)定，同時也增加了磨煤機切換次數(shù)，使電耗增加。經(jīng)過多次攻關試驗和分析論證，我們將磨煤機頂瓦油系統(tǒng)進行了技術改造，將磨煤機頂瓦油壓低跳磨煤機增加了50 min延時，實現(xiàn)了頂瓦油泵出口濾網(wǎng)堵塞在線清理，進一步減少了磨煤機切換次數(shù)，同時保證了鍋爐燃燒穩(wěn)定。
(6) 合理安排磨煤機組合運行方式，正常情況下，6號機組4臺磨煤機組合可以帶550 MW負荷，5臺磨煤機組合可以帶660 MW額定負荷，如果機組負荷曲線在550～580 MW之間時，第5臺磨煤機出力不足額定出力的30％，運行很不經(jīng)濟。當5、6號機組均運行在不經(jīng)濟負荷時，運行人員及時與值長溝通，請示調(diào)度，合理調(diào)整5、6號機組負荷曲線，使啟動第5臺磨煤機的機組盡量多帶負荷，節(jié)省廠用電消耗。
(7) 6號機組送風機為定速、電機驅(qū)動軸流式動葉可調(diào)送風機，由于DCS內(nèi)部原設計二次風壓偏高，低負荷時二次風擋板節(jié)流較大，增加了送風機電耗。對此，結合鍋爐燃燒情況，我們將各二次風口手動調(diào)節(jié)擋板由原50％開度增大到80％～100％。同時修正了DCS內(nèi)部二次風壓曲線，將滿負荷（660 MW）時，二次風壓從2.5 kPa降為1.85 kPa，使運行中二次風電動擋板開度增大，減少了擋板節(jié)流帶來的廠用電損耗。
1.2循環(huán)水系統(tǒng)節(jié)電潛力分析及節(jié)電措施
(1) 華能德州電廠6號機組設有定速運行循環(huán)水泵3臺，正常運行采取2運1備的運行方式，為降低循環(huán)水泵電耗，經(jīng)過論證，在環(huán)境溫度較低的冬季，運行1臺循泵就可以滿足凝汽器冷卻水和真空的要求，降低了廠用電消耗。
(2) 投產(chǎn)初期膠球清洗收球不正常，經(jīng)常收不到球，為回收膠球不得不開啟第3臺循泵提高循環(huán)水壓力。經(jīng)對膠球清洗系統(tǒng)運行方式的調(diào)整，選擇規(guī)格合適的膠球，將膠球泵收球時間由1 h延長到3～5 h，實現(xiàn)了膠球清洗運行正常，收球時不再開啟第3臺循環(huán)水泵，避免了因收球帶來的循環(huán)水廠用電損失。
(3) 機組停止后，由于循環(huán)水系統(tǒng)需經(jīng)開式水系統(tǒng)向主機潤滑油、空壓機提供冷卻水源，導致循環(huán)水泵、開式水泵少用戶運行時間過長，使廠用電增加，對此，為主機潤滑油增加了一路工業(yè)水源作為備用，停機后主機潤滑油冷卻水切至工業(yè)水，空壓機冷卻水切至鄰機供給，使循環(huán)水泵無用戶后可以得到及時停運。
1.3運行管理及設備運行方式
1.3.1 機組正常運行時輔助系統(tǒng)的節(jié)電措施
(1) 合理調(diào)整真空泵運行方式，根據(jù)6號機組汽機真空嚴密性較好和真空泵出力較大的實際情況，將真空泵運行方式由2臺泵運行、1臺泵備用改為1臺真空泵運行、2臺真空泵備有 。
(2) 磨煤機停運后即停止出口分離器電機運行。
(3) 磨煤機啟動后即停止磨頂軸油泵運行。
(4) 除渣溢流水池溢流水泵由連續(xù)運行調(diào)整為間斷運行，當溢流池水位高或灰水制漿時再開啟溢流水泵運行。使溢流水泵運行時間由原來每天24 h縮短到2～3 h。
(5) 機組低負荷時，控制氧量不超過6.0％，避免過量空氣系數(shù)過大，進一步減少風機電耗。
(6) 凝汽器補水方式由凝輸泵補水改由依靠凝汽器真空虹吸補水，機組正常運行期間凝輸泵停運，使凝輸泵用電大幅降低。
1.3.2 停機后的節(jié)電措施
機組停運過程中及停運后，由于平均負荷低，甚至不帶負荷，輔機系統(tǒng)相對運行時間長，必然增大機組廠用電率，因此，合理安排停機過程中輔機系統(tǒng)的運行方式，輔機達到停運條件時及時停運，盡量縮短輔機運行時間，也是降低廠用電率的有效措施。
2 有待挖掘的節(jié)電潛力
火力發(fā)電廠節(jié)電主要應在加強運行管理和設備改造等方面采取措施，由于設備改造需要工期長，投資大，很多需要在機組停機檢修期間完成，而部分設備運行方式的變更也需要科學論證后，才可以實施。目前，華能德州電廠6號機組仍舊存在一些節(jié)電潛力，有待論證后，利用適當?shù)臋C會改造設備，調(diào)整運行方式后實現(xiàn)。
(1) 根據(jù)6號爐制粉系統(tǒng)現(xiàn)狀，3臺磨煤機就可以帶450 MW負荷，但由于鍋爐始終存在較嚴重的結焦問題，低負荷下，鍋爐落焦可能造成燃燒不穩(wěn)定，出于機組運行安全考慮，機組在400 MW負荷下仍采用4臺磨煤機運行組合，增加了低負荷下制粉電耗。在完全控制或消除鍋爐結焦問題后，當機組負荷小于450 MW時，可以嘗試3臺磨煤機組合運行，進一步節(jié)約了制粉系統(tǒng)廠用電量。
(2) 目前，磨煤機可以實現(xiàn)單側(cè)給煤機運行，當一側(cè)給煤機或下煤管道發(fā)生缺陷后，可以不停運磨煤機，實現(xiàn)給煤機單側(cè)運行，但是當一側(cè)給粉管路或一側(cè)分離器故障時，仍需要停磨煤機對分離器進行檢修，按設計單側(cè)分離器（出粉管）運行是允許的，建議生產(chǎn)部門試驗論證，做好單側(cè)分離器運行調(diào)試，減少因單側(cè)粉管路缺陷造成的磨煤機切換。
(3) 引風機、一次風機為恒速運行離心式風機，機組帶滿負荷時，風機靜葉開度僅為60％左右，對于電網(wǎng)調(diào)峰機組來說，風機效率低，電耗偏大，尤其在低負荷時，電耗損失更大，因此，可以考慮將風機傳動裝置改用高壓變頻電機，以節(jié)約廠用電。
(4) 機組的廠用電率與機組負荷關系密切，如果機組平均負荷高，廠用電率將明顯降低，6號機組主、輔機設計裕量均偏大，目前，6號機組已經(jīng)進行了720 MW穩(wěn)定負荷運行試驗，計劃申請修改機組容量。
(5) 循環(huán)水泵電機單速改雙速，在環(huán)境溫度低時，采用低速運行，此改造投資較小，易于實現(xiàn)，可以節(jié)約較多廠用電。
(6) 目前，6號機組共布置400 V檢修變壓器2臺（汽機檢修變和鍋爐檢修變），機組正常運行時，這2個變壓器基本不帶負荷，變壓器空載損耗增加了廠用電消耗，我們可以嘗試在兩檢修段之間設計一合適容量的聯(lián)絡開關，機組正常運行時停運1臺檢修變，實現(xiàn)變壓器冷備用，減少了熱備用變壓器的空載損耗。另外，5、6號機組的化水變，循水變同樣可以經(jīng)適當改造，實現(xiàn)同類型變壓器一運一備，定期切換，達到變壓器冷備用，降低空載損耗的目的。按變壓器平均空載損耗3％計算，實現(xiàn)冷備用后，僅檢修變每年就可節(jié)電131 400 kW·h。
2003、2004年同期6號機組部分指標比較值見表1。2003、2004年部分月份6號機組經(jīng)濟指標值見表2。
表1 2003、2004年同期6號機組部分指標比較統(tǒng)計
發(fā)電量/ kW·h 廠用電量/萬kW·h 運行時間/h 負荷率/％ 綜合廠用電率/％
2003年1～10月 258215.615 4525 227 74.8 5.98
2004年1～10月 318 271.5 17 839 6 516 74.0 5.61
表2 2003、2004年部分月份6號機組經(jīng)濟指標
2003年8月 2004年1月 2004年10月
制粉、風煙、循環(huán)水三大系統(tǒng)電耗率/％ 4.43 3.91 3.77
綜合廠用電率/％ 5.98 5.74 5.22
由表1、表2可看出，在同等負荷條件下，采取各項節(jié)電措施后，2004年1～10月6號機組綜合廠用電率與去年同期比較明顯下降，三大系統(tǒng)耗電率、綜合廠用電率呈降低趨勢，節(jié)電降耗效果顯著。
3 參考文獻
［1］徐甫榮.發(fā)電廠輔機節(jié)能改造技術方案分析.電氣傳動自動化，2004，（1）：1～2.
［2］劉玉寧.電廠廠用電率及其對策.東方電氣評論，2002，（9）：158～159.
