.第33卷第6期华电技术VoL.33 No. 62011年6月Huadian TechnologyJun. 2011循环水系统和送风机的节能优化改造陈晓东,项广陆(神华浙江国华浙能发电有限责任公司,浙江宁波315612)摘要:介绍了 神华浙江国华浙能发电有限责任公司循环水系统优化和送风机节能改造的情况,节能优化改造后,有效降低了厂用电率和供电煤耗,运行效益达到了最大化。关键词:厂用电率;循环水系统;送风机;优化;节能中图分类号:TK 223.5文献标志码:B文章编号:1674 - 1951 (2011 )06 -0075 -03循环水泵耗功增量之差最大时的凝汽器压力。0引言.3 循环水系统优化试验及成果神华浙江国华浙能发电有限责任公司(以下简为了优化循环水泵运行方式以降低厂用电率,称浙能发电公司)配备4 x600 MW国产亚临界燃煤浙能发电公司4台机组于2008年初实现了循环水汽轮发电机组,采用SG - 2028/17. 5 - M908型亚临泵“一机- -泵”及“两机三泵”运行。冬季气温较低,界压力控制循环锅炉,汽轮机为亚临界、- - 次中间再在保证机组真空的前提下,采用单台循环水泵运行,热、单轴、四缸四排汽凝汽式汽轮机。本文从运行方春秋季采用“两机三泵"运行,夏季恢复“两机四泵"式优化及设备节能改造方面举例说明降低厂用电率运行。循环水泵“一机-泵"及“两机三泵”运行方和供电煤耗的措施。式的转变,在保证安全的基础.上大大提高了机组运行的经济性,从2007年12月到2009年12月,通过1循环水系统优化实行循环水运行方式优化,共降低循环水泵电耗率1.1 循环水系统连接方式分析约0.12%。通过能耗诊断试验,根据机组微增出力循环水系统为扩大单元制,不同季节应根据气结果、循环水泵流量与耗功关系及凝汽器变工况计候情况及时进行循环水运行方式的优化,以节省厂算的结果,得出在不同主机负荷、不同循环冷却水温用电。夏季循环水温度较高,机组配备的循环水泵时机组运行的最佳真空值,相应可得出循环水泵的皆投入运行;冬季循环水温度较低,不优化配置循环最佳组合运行方式及凝汽器循环水出门开度,对循水泵将造成循环水流量过大,温升小.耗电多(1台环水运行方式进行了进一步优化。在600 MW负荷机组冬季单台循环水泵运行,全年可节约厂用电量下,循环冷却水温为20 C时,优化前、后所引起的机约2061万kW●h)。组出力增加值见表1。1.2 循环水系统优化依据2送风机节能改造循环水系统优化主要是根据循环水人口温度、机组负荷等寻找凝汽器运行的最佳真空。机组运行2.1送风机改造前实际运行情况最佳背压是通过机组微增出力试验和机组循环水泵该公司送、引、增压风机的基本参数见表2。表耗功试验优化得到的,具体方法如下:通过机组微增2中显示的是该公司高压电机在最恶劣工况下的运出力试验,得出机组在不同负荷下微增出力与背压行功率,其他运行工况下高压电机的运行功率均低的关系;由试验得出当前循环水温度条件下凝汽器于上述功率值;风烟系统电机“大马拉小车”现象较背压与循环水流量的关系,当循环水温度改变时,由为突出,风机本身的效率较低;电机与风机均工作在凝汽器变工况特性予以修正;通过改变循环水泵的低效区,经济性较差。运行方式,得出循环水泵“-机二泵”、“两机三泵”在锅炉送风机实际运行过程中,夏季(气温38和“一机一泵"运行时流量与其耗功的关系。最佳C)额定工况下最大动叶开度约为68% ,送风机出运行真空是以机组功率、循环水温度和循环水流量口最中国煤化工[最高为72A。为为变量的目标函数,在量值上为机组功率的增量与对送YHCNMHG,由浙江电力试验研究院在机组600 MW负荷和450 MW负荷工况下收稿日期:2011 -02 -25;修回日期:2011-03-17对送风机的性能进行了测试。测试时,人炉煤质稳●76●华电技术.第33卷表1优化前、后机组出 力增加值优化前优化后循环水泵运行方式节能效果(出力变化)/kW循环水出门开度/%背压/kPa两机四泵.4.95.0+197两机三泵705.885.2+1419两机两泵8.17.3表2送.引、增压风机的基本参数设备名称电机功率/kW实际功率/kw设计(实际)效率/%设计(实际)风量/(m’.s-)送风机电机115053788(85)194(165)引风机电机3 100258088(75)385<(350)增压风机电机3000188088(74)770(700)定,锅炉氧量保持正常水平,空气预热器漏风自动跟送风机本体及电机改造前、后主要技术参数见踪装置正常投用。测试结果如下:600 MW负荷时的表 3。风机效率为77%,450MW负荷时的风机效率为.表3送风机本体及 电机改造前、后主要技术参数59%,远低于THA1时89. 05%的设计效率。测试时项目改造前改造后风机进口温度为29C,若将测试结果换算成设计温送风机型号FAF27.5-12.5-1 FAF27.5-13.3-1度20 C时的值,则风机效率会更低。轮毂直径/mm125813102.2送风机运行效率偏低原 因分析叶轮直径/mm2750改造前,锅炉额定负荷工况下送风机设计流量风机转速/98574(r●min~')为194 m/s,而实际流量为202 m//s,与设计值接近;送风机设计总压升为2651 Pa,而实际运行中总压升每级叶片数/片16为2029 Pa,偏差较大的主要原因是系统实际阻力小电机型号YKK560-6YKK560 -81 150800于设计值,尤其是锅炉采用新型燃烧器后阻力大幅叶片调节范围/(°)-30 ~ +15-30 - +22下降。在原设计中,送风机出力考核点(T.B点)的电机转速/745流量、压头选取原则为BMCR x 115% (其中,5%为(r. min~ ')DL 5000一1994《火力发电厂设计技术规程》推荐的电流/A130.596.4流量裕量,7%为温度裕量)。综合来看,送风机在基2.4改造后运行情况及 效果分析建期间选型裕量过大,导致风机长期在低效区域运(1)对送风机改造前后相同工况下的实际电耗行,风机在输出一定有效功时耗费了更多的输人功,进行对比测试,并结合机组负荷率对送风机实际电不利于节能。耗在一定时间内的累计值进行了对比。对比工况.2.3送风机改造情况下,锅炉主、辅设备配置完全相同,锅炉燃烧煤种相为了减小送风机不必要的裕量,使送风机的实同, 锅炉氧量(试验前进行了校验)均设置相同,- -次际工作点位于风机性能高效区而节能降耗,根据送风机电流调整 相同,空气预热器LCS均投入正常,锅风机厂家提供的性能曲线、实际运行状况和浙江电炉蒸发量、 二次风量、总煤量和总风量基本相近。在力试验研究院的测试结果,委托某单位对送风机转调整稳定 1h后记录相关数据,具体见表4。子部分进行改造,改造范围如下:从对比结果可以看出,送风机改造后,风机电机(1)风机转子返厂进行重新设计制造,轮毂和叶的有功功率降低明显:在600MW负荷时,送风机电片进行重新配置更换(叶片由原来的14片增加为16机有功功率降低了约107.99kW;在450MW负荷工片,轮毂直径增加了80 mm),原送风机转子中的轴况时 ,送风机电机有功功率降低了约167.08kW。在承箱、液压缸均保留。600MW负荷时,改造后的风机效率相对改造前提高(2)为保证改造效果,对风机的机壳及整流导叶幅度中国煤化工改造后的风机效率进行少量修整。相对二果明显。(3)原送风机油系统、联轴器等部件均维持原YHCNMHGJ内的电功率进行样,不做改动。比较(机组平均负荷率约为80%,其他工况基本相(4)电动机更换。同),具体见表5。第6期陈晓东,等:循环水系统和送风机的节能优化改造●77●表4送风机改造前、后各 1 h实际电耗对比改造后改造前改造前后差机组负荷/ MWA送风机电机B送风机电机值合计/kW有功功率/kW600352. 36.414.49 .434. 4240.42低107.99450159.57189.57261. 11255. 11低167.08注:每5 min取1次数据,取累计1h时间段内的平均值。表5改造前、后各 20d内电耗比较机组发电量/(万kW.h)改造前耗电量/(万kW.h) .改造后耗电量/(万kW.h)时间A送风机B 送风机累加A送风机B送风机第1天213.78 206.91 420.696.986.9213. 90第20天229. 38222.40 451.7818.4420.0438. 48累计230352331231.0924. 58负荷率/%79.9880.940.140.11从表5可以看出,送风机改造后比改造前电耗3结束语少31.09 -24.58 =6.51(万kW●h) ,即每小时平均减少电耗135. 625kW●h。在送风机改造前的10由通过改造前、后节能效果的对比分析可知,在个月内,全厂送风机电耗水平平均为0.14%,而送保障机组安全、稳定运行的前提下,通过合理改造,风机改造后,全厂送风机电耗水平降低为0. 12%。可有效实现节能降耗。希望本文中的改造经验能为综上所述,改造后的送风机在机组不同负荷段同类问题的解决提供参考。(编辑:白银雷)时,运行效率均有较大提高,大大降低了送风机消耗的有功功率,取得了较明显的节能降耗效果。按单作者简介:台机组每年运行7500h,负荷率为8% ,电费为0.39陈晓东( 1982- -) ,男,江苏盐城人,助理工程师,从事发元/(kW●h)计算,则年估算收益= 135. 625 x电厂集控运行方面的工作( E-mai:allan001312@ 163. com)。7500 x0.39 =396703 (元)。即送风机改造后每年项广陆(1979--) ,男,辽宁葫芦岛人,助理工程师,从事可产生经济效益约39. 67万元。发电厂集控运行方面的工作。(. 上接第66页)100万元左右。力设备,2008(4) :52 -54.(2)增加了设备也相对增加了故障点,违背了[2]梁春利,白会平.变频调节在凝结水泵系统的应用及控电气“尽量减少多余环节,越简单、越可靠"的原则,制功能[J].甘肃电力技术,2009(2):38 -40.降低了设备总体运行的可靠性。[3]王新华.凝结水泵电机变频改造可行性探讨[J].安徽电(3)加重了检修及运行人员的设备维护量和操力科技信息, 2008(1):11-15.[4]邓朝旭,姚中栋,张萌萌300MW机组凝结水泵变频节作量。(4)在凝汽器和除氧器水位调节系统中,热控.能改造[J].华电技术,2010,32(12) :29 -31.[5]杨建平,赵作起.600 MW机组凝结水泵变频改造及应用逻辑更加复杂化。[J].华电技术,2010,32(1)41 -42.5结束语[6]吴宝华,刘慧.高压变频调速装置在凝结水泵上的应用[J].华电技术,2011 ,33(2):27 -29.凝结水泵改造完成后,能根据实际的负荷量自(编辑:王书平)动调节出力,减少了电能的消耗,降低了运行成本,具有较好的节能效果。为了进-一步降低运行成本,该厂还拟对高压水泵、燃气轮机启动电动机进行变中国煤化工,助教,从事电力职业频改造。技术YHCNMH G mail: 4897802@ qq.com)。参考文献:方元(1983-),男,广东珠海人,助理工程师,从事电厂[1]李棋.火电厂凝结水泵高压变频改造的控制策略[J].电电气运行方面的工作。

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