一、成果實施的背景
       廣東粵電云河發電有限公司的兩臺300兆瓦循環流化床機組自投產以來，該公司技術人員逐年不斷挖掘機組節能潛力，通過多年生產技術對標工作的開展，各項生產技術指標得到大幅度提高，2012、2013年參加了全國循環流化床機組競賽，分別獲得二等獎和三等獎的好成績，但與標桿機組相比，仍有較大差距，特別是廠用電率仍較高。2012年5、6號機組的供電標煤耗為336.4 克/千瓦時、336.1克/千瓦時，直接生產用電率為7.61%、7.46%。
       為了進一步提高5、6號機組的生產技術指標，更好地發揮兩臺機組的經濟效益，2013年10月，該公司組織技術人員開始調研和尋找科研機構合作，對機組進行節能潛力診斷。同時該公司向廣東粵電集團有限公司申請了名為“5、6號機組節能潛力診斷”的科技項目，并得到了公司的批準。為確保節能診斷項目能取得較好的成果，該公司技術人員經過多次調研和評估，在了解其他電廠節能技術應用的情況和效果的基礎上，于2013年9月和2014年4月先后兩次外請西安熱工研究院的節能專家到廠進行節能技術的交流。該公司技術人員對機組節能診斷項目了解和掌握了如下情況：
       1.這個項目是兩臺機組機、爐、電三個專業主輔設備多項綜合的節能診斷的項目，節能診斷的效果和最終需要采取的節能方法、措施很難以定額定量的考核指標來衡量。
       2.西安熱工研究院是火力發電行業質檢中心，具有電力工程調試甲級資質、工程咨詢甲級資格、是中電聯授予的AAA信用企業，通過中國質量認證中心質量管理體系認證，并有多人獲得節能方向的國家注冊咨詢工程師執業資格。西安熱工研究院有限公司在機組能耗診斷專業領域具領先地位，有三百臺機組能耗診斷項目的業績；承擔了多項國家部委和華能集團能耗診斷相關科研項目；技術人員全面、系統的專業技能以及豐富的經驗；各種類型及容量等級機組的詳實資料（設計參數、運行數據、檢修報告、試驗報告和技術改造等）；配備有高精度的儀器和設備。而其它同類單位的能耗診斷工作水平與西安熱工研究院在各個方面相差較大。
       3.2013年截止目前西安熱工研究院與華能、國華、華潤、中電投、粵電等多個發電集團合作，共同為機組節能降耗工作進行研究，共計在34臺次機組的進行試驗和節能研究工作，涉及裝機容量1700萬千瓦，其中1000兆瓦超超臨界機組6臺、600兆瓦超臨界機組14臺、300兆瓦亞臨界機組12臺。
       鑒于上述原因，經公司內部技術人員討論，決定邀請西安熱工研究院有限公司為該公司#5、6機組能耗診斷項目實施單位。
       二、節能潛力診斷
       2014年4月-5月，西安熱工研究院有限公司的10位專家組成節能診斷專家小組到廣東粵電云河發電有限公司，專家小組成員中涉及有鍋爐本體及燃燒、鍋爐煙風系統、汽機本體及熱力系統、冷端系統、廠用電及環保系統等多個專業。云河發電有限公司按專業對口安排專業技術人員與其聯合組成科技攻關小組，對兩臺300兆瓦亞臨界循環流化床機組主要運行經濟指標進行現狀分析，對現場設備和系統運行狀況進行實地調研。
       經過半個月的現場系統分析、現場測量、數據采樣收集和在線進行試驗等的節能診斷措施，科技攻關小組通過多次交流討論會對各項能源損耗問題進行分析，提出了影響機組運行經濟性的主要因素。在此基礎上進一步定量計算了這些因素對機組經濟性指標的影響量，得出了機組能耗的損失分布情況及其主要原因，明確了下一步節能降耗工作的方向和重點，并有針對性地提出了5、6號機組節能降耗的技術途徑與實施方案，同時預測分析了各項改造實施后機組的能耗水平，以指導該公司優化運行、設備維護及技術改造工作，推動電廠節能降耗目標的實現。
       通過該次節能診斷，找出影響該公司5、6號機組發電煤耗的主要因素包括以下幾點：
       1.由于受國內制造加工工藝和投產初期設備安裝水平的制約，汽機各缸性能達不到設計水平，導致云河發電有限公司5、6號汽輪機熱耗較設計水平偏高219千焦/千瓦時和189 千焦/千瓦時左右，折合機組發電煤耗約8.2克/千瓦時和7.1克/千瓦時；
       2.2013年5月至2014年4月期間，5、6號機組出力系數分別為0.658和0.648，相較于出力系數1.0時的發電煤耗分別升高約9.6克/千瓦時和10.0克/千瓦時；
       3.5、6號機組再熱汽減溫水和過熱汽減溫水投用量較大，使發電煤耗分別升高約1.6克/千瓦時和1.4克/千瓦時；
       4.5、6號機組低壓缸排汽壓力較設計值的偏差，對不同背壓范圍進行分段修正，加權核算后分別導致發電煤耗升高約0.9克/千瓦時和0.6 克/千瓦時；
       5.2013年5月至2014年4月期間， 5、6號機組啟停次數分別為4次和3次，4月底6號機組停機一次，使機組發電煤耗分別上升約1.0 克/千瓦時和0.9克/千瓦時；
       6.5、6號機組鍋爐熱效率優于設計值約0.8個百分點，使機組發電煤耗下降約2.5 克/千瓦時；
       7.其它因素包括熱力系統嚴密性、回熱系統、蒸汽消耗、主再熱蒸汽參數等對5、6號機組能耗的影響均處于相對正常水平，總計分別使機組發電煤耗下降約1.4 克/千瓦時和1.8 克/千瓦時。
       對云河發電有限公司5、6號機組的節能潛力進行預測分析匯總如下表3.1所示：

表1：云河發電有限公司5、6號機組節能潛力預測分析匯總

          如表1所示，云河發電有限公司可以通過運行優化、檢修維護、技術改造等多方面努力， 5、6號機組發電煤耗在目前基礎上可分別下降約6.1克/千瓦時和5.9克/千瓦時，廠用電率可分別下降約0.35個百分點和0.33個百分點。在此基礎上，技術攻關小組綜合考慮出力系數這一影響因素對發供電煤耗、廠用電率的影響，設定了預期指標。以出力系數0.75為例，5、6號機組發電煤耗力爭達到306.9克/千瓦時，廠用電率達到6.40%和6.66%，供電煤耗達327.9克/千瓦時和328.9克/千瓦時。不同出力系數下5、6號機組經濟性指標預計值見表2：

表2：云河發電有限公司5、6號機組各負荷率下經濟性指標預計值

       三、節能措施實施
       經過節能診斷后，廣東粵電云河發電有限公司組織了多次節能改造研討會，將節能診斷后的可實施的措施進行評估和分解，結合該公司的實際情況，初步擬定將采取以下節能措施：
       5、6號機組汽輪機本體揭缸檢修，可使發電煤耗下降4.0-6.0克/千瓦時；5、6號機組運行中加強凝汽器半側清洗，注重機組停運期間凝汽器冷卻管的高壓水清洗，可使發電煤耗分別下降約0.2克/千瓦時和0.5克/千瓦時；5、6號機組熱力系統優化（過熱汽減溫水改至高加后等）可使兩臺機組發電煤耗均下降約0.5 克/千瓦時；增設煙氣事故噴淋系統，實現漿液循環泵優化運行，預計可使5、6號機組脫硫年均耗電率均下降約0.1個百分點。電除塵優化運行，預計可使 5、6號機組電除塵年均耗電率均下降約0.15個百分點。
       2014年11月至2015年1月，廣東粵電云河發電有限公司五、六號機組開展投產以來的首次大修。借此機會，該公司根據擬定的節能措施進行節能改造工作。主要如下：
       1.汽輪機高中壓缸解體檢修及改造。
       對5、6汽輪機進行解體檢查，發現5、6號汽輪機高中壓缸阻汽片存在如下缺陷：5號機高壓持環的28道阻汽片、蒸汽室的5道阻汽片和高壓轉子的14道阻汽片嚴重磨損，6號機高壓持環的28道阻汽片間隙有1.1毫米。上述阻汽片的間隙已超標。
       發現缺陷后，該公司馬上組織本廠技術人員、大修隊伍、監理等相關方召開討論會，同時也咨詢了上海汽輪機廠，決定進行阻汽片的更換。更換具體范圍如下：5號機高壓持環28道阻汽片、蒸汽室5道阻汽片、高壓轉子14道阻汽片；6號機高壓持環28道阻汽片；阻汽片的間隙標準如下：高壓持環靜葉阻汽片的間隙為0.75-0.85毫米，噴嘴室靜葉阻汽片的間隙為1.00-1.10毫米，高中壓轉子阻汽片的間隙為0.75-0.85毫米。
       2.凝汽器不銹鋼管機械清洗。
       該公司為了確保汽輪機凝汽器不銹鋼管的清潔度，在大修時對凝汽器水側采用高壓水射流清洗，此方法是以水為介質，通過專用設備系統使水產生高壓水射流，對凝汽器不銹鋼管的內部結垢、堵塞物或表面附著物進行徹底地切削、破碎、擠壓及沖刷以達到完全清洗的目的。根據現場情況，選用40兆帕-45兆帕的清洗壓力。清洗頭采用進口品牌的自進式旋轉清洗槍頭，可使高壓水流與換熱管內壁全面接觸，無死角，清除徹底。
       3.鍋爐過熱器減溫水系統優化改造。
       該公司的兩臺機組的過熱器減溫水管道原本是從高壓加熱器前引出，大修后通過在高壓加熱器后主給水門的旁路調門手動門前焊接1個Ø219×18/Ø133×16的異徑三通（材質為WB36)、40米Ø133×16的20G無縫鋼管、1個Ø133×16的等徑三通（材質20G）和DN100的電動截止閥，實現了過熱器減溫水管道由高壓加熱器后引出，具體改裝示意圖如下圖1和圖2：

圖1：過熱器減溫水系統改裝前示意圖

圖2：過熱器減溫水系統改裝后示意圖

       4.增設煙氣事故噴淋系統，實現FGD漿液循環泵單泵優化運行。
       由于廣東粵電云河發電有限公司兩臺循環流化床鍋爐燃燒的煤基本都是低硫煤，原煙氣的二氧化硫濃度較低，在這種情況下，FGD系統可以只開一臺漿液循環泵均可滿足達標排放的要求，達到優化運行方式減少廠用電消耗的目的。但在運行中，為防止只有一臺漿液循環泵運行過程中出現跳閘等故障導致吸收塔設備損壞的情況發生，該公司通過對吸收塔入口事故噴淋進行改造和完善事故噴淋的控制邏輯，目的是對煙氣溫度進行控制，防止煙氣溫度超過180℃。這樣就可以實現漿液循環泵單泵優化運行方式減少廠用電消耗。
       5.電除塵優化運行。
       該公司兩臺300兆瓦循環流化床機組的鍋爐原設計燒國內收到基灰份為20.15%煙煤，現在流化床鍋爐燒的主要煤種為國外印尼煙煤，收到基灰份只有5.0%左右，飛灰量大幅減小。該公司在確保粉塵濃度達標排放的前提下，為減少5、6機組電除塵耗電量，進行電除塵優化運行調整，將5、6機組電除塵1、2、3號電場高壓柜二次電流設定值由80%減至50%，4、5號電場高壓柜二次電流設定值由80%減至30%，調整后的5、6機組的1、2號除塵變電流分別下降約30A。
       四、實施后效果
       1.汽輪機高中壓缸改造的效果。該公司兩臺300兆瓦機組大修啟動后，由廣東省電力科學研究院進行大修后的熱力性能試驗。300兆瓦工況下機組熱耗值如下表3所示：

表3：汽輪機高中壓缸改造前后熱耗對比（300兆瓦工況）    

       由表3可以看到，大修后汽輪機的修正熱耗降低了137.7 千焦/千瓦時，折合供電標煤耗5.71 克/千瓦時。數據表明該公司兩臺300兆瓦汽輪機高中壓缸更換阻汽片后汽輪機的效率明顯提高。
       2.凝汽器不銹鋼管機械清洗效果。該公司兩臺機組的凝汽器不銹鋼管清洗后，組織專業技術人員對水側管板、水室內表面、不銹鋼管進行仔細檢查，確保清洗干凈無雜物、水垢、泥垢。在凝汽器水室由一端用手電照射，在另外一端可以見到明亮的光線。不銹鋼管內部潔凈、無污物。
       大修后機組啟動，凝汽器端差較修前降低約1℃，由此帶來的供電煤耗約降低0.66 克/千瓦時。
       3.鍋爐過熱器減溫水系統優化改造的效果。該公司對5、6號機組鍋爐過熱汽減溫水改至高加后，提升了整個熱力系統的回水加熱的效率，經過該公司的生產在線數據可以估算兩臺機組發電煤耗均下降約0.5 克/千瓦時。
       4.FGD漿液循環泵優化運行的效果。實現FGD漿液循環泵單泵優化運行，預計可使5、6號機組脫硫年均耗電率均下降約0.1個百分點，供電標煤耗降低0.3 克/千瓦時。
       5.電除塵優化運行的效果。該公司兩臺機組在確保粉塵濃度達標排放的前提下，經過優化運行方式的調整，將電除塵實時功率由原來1350千瓦下降至1080千瓦，減少了270千瓦的功率損耗，使該公司的廠用電率比原來下降0.15%，供電標煤耗降低0.5 克/千瓦時。同時為進一步降低電除塵耗電率，該公司還計劃將現電場高壓柜的功率因素70%改造為功率因素高達95%以上的新型調制型高頻電源，電能轉化效率高，可節省大量電能。
       五、總結
       1.2014年，該廠5、6號機組的等效可用負荷率相對2012年略有下降，主要是機組調峰停運時間和次數同比增加，但是供電標煤耗和直接生產用電率同比下降。其中供電耗同比下降1.5克/千瓦時。直接生產用電率下降0.5%。直接廠用電率的下降主要表現在脫硫耗電率、電除塵耗電率及一二次風機耗電率的下降。

       2.2014年12月，廣東粵電云河發電有限公司5、6號機組大修，按照節能診斷技術要求，公司對5、6號機組進行了相關檢修和改造，汽機熱耗率大幅下降，直接生產用電率也有所降低。2015年1-3月，該公司的5、6號機組供電標煤耗累計值為329.9 克/千瓦時，同比下降約4.5 克/千瓦時，直接生產用電率為6.53%，同比下降約0.5%。
       3.廣東粵電云河發電有限公司成功利用和吸收機組節能診斷技術，對節能潛力較大、實施效果較明顯的項目進行改造。改造后，機組供電標煤耗降低約6克/千瓦時。若按照該公司兩臺300兆瓦循環流化床機組每年供電30億千瓦時來計算，一年可以節約標準煤約1.8萬噸，按照該公司采購標煤單價730元/噸計算，每年可以節約1314萬元的燃料成本支出。同時也為社會減少碳排放、緩解地球溫室效應發揮了積極作用。（主創人員：李瑞明、胡光明、林俊航、梁權志、任偉康、陳卓衛、蘇彥坤、吳偉基、江  平、陳  宇、王立法）