之节能典范华能瑞金电厂

华能瑞金电厂是华能在 赣南革命老区投资建设的第 一个红色项目，电厂一期工程装机容量为2×350MW，采用国产第一、第二台350MW超临界燃煤机组。电厂主体工程于2007年4月29日正式开工，两台机组分别于2008年12月15日和12月18日仅隔三日一次通过168小时试运行，开创了电力建设的先河，高水平实现了一年双投的目标。电厂工程建设取得的业绩得到了集团公司、股份公司以及地方政府的充分肯定。

电厂投产9年以来，在公司的正确领导下，发扬装机容量虽小，但永不放弃、有所作为、打造特色、追求卓越的精神。在确保机组安全稳定运行的基础上，深入扎实推进节能降耗工作。瞄准更高目标，采取更大力度，寻求更优措施，一手抓管理节能，一手抓技术节能，多措并举，综合施策，攻坚克难，一年一台阶，三年一大步，节能降耗取得了显著成效。2016年电厂完成供电煤耗308.38g/KW.h，同比下降1.59g/KW.h，比投产第一年2009年下降13.36g/KW.h；完成厂用电率4.64%，同比下降0.12个百分点，比投产第一年2009年下降0.53个百分点。并且在负荷率、利用小时较低、机组多次调停、煤质大幅偏离设计值的情况下，主要能耗指标仍然保持华能350MW等级机组电厂的先进水平。电厂 2013年我厂获得全国百家节能先进典型企业称号。2015年-2017年连续三年获中电联第四十四届同类型机组竞赛一等奖、生产供电煤耗、厂用电率单项最佳奖。 2015年#2机组获得华能集团小指标全优机组称号；连续三年获得股份公司先进节能单位。

瑞金电厂在节能降耗方面取得的优异成绩，为电厂在华能和江西省树立起了节约型的企业品牌，也使瑞金电厂成为华能在赣南乃至江西省展示形象的窗口。

一、管理节能

投产以来，为积极做好节能降耗工作，电厂在实践中不断创新管理思路，努力提高管理水平，取得了良好的效果。

1.完善管理制度、规范节能管理

根据节能管理需要，电厂陆续制定、修订了包括《节能技术监督实施细则》、《节能指标考核管理办法》、《配煤掺烧管理办法》、《入炉煤管理办法》等在内的近20个节能管理制度。进一步规范了管理流程，明确了责任主体，加大了奖惩力度，充分发挥了管理制度对节能降耗的激励、引导、促进作用。为电厂节能管理工作步入规范化、标准化、科学化轨道奠定了坚实基础。并且每年根据生产实际，完善生产奖励管理制度，对指标权重实行动态调整。

2.强化过程控制、确保指标受控

电厂积极开展生产过程指标及参数的动态跟踪与分析活动，做到日跟踪、周分析、月总结。开展了机组启停、机组低负荷运行、迎峰度夏高负荷运行等专题分析，及时找出影响经济指标的可控因素，认真分析对指标的影响及程度，对症下药提出改进措施并落实到责任人。通过这种以日保周、以周保月的过程控制，使电厂经济指标始终处于可控状态。生产副总每月组织节能环保会议，落实治理节能环保各项工作。

3.分解责任指标、强化绩效考核

电厂对照年度节能绩效考核指标，每月根据计划发电量、煤质情况进行了测算分解，以月度工作计划的形式下达，以此作为月度生产经营工作考核依据。同时还实施了月度节能小指标考核制度。各部门相应制定了内部考核细则，做到节能责任制逐级得到落实，在厂部-部门-班组三级之间形成指标层层分解，层层考核的压力传递机制，促进各项指标不断提升。强化节能环保考核，将指标绩效落实到部门和个人。重视节能减排激励资金投入，每年从工资总额中拿出200万左右用于小指标奖励。

4.规范统计台帐、数据真实可信

电厂高度重视能耗计量和统计等节能基础性工作，对数据采集途径、数据统计口径、数据加工转换进行了科学规范。每次盘煤都要分区测量煤炭堆积密度，确保盘煤数据准确。电厂运行参数及煤、水、油、电等主要能耗指标的原始记录和相关统计台帐健全，数据真实准确，物料帐实相符，为客观反映电厂的技术经济水平和分析评价节能降耗成效提供了可靠依据。

5.加强指标分析、强化对标超越

电厂每月坚持开展对标分析，将对标作为查找差距、持续改进、不断超越的有力工具，列入了重要的日常工作内容。通过对标分析，进一步查找机组能耗指标与最优值、设计值之间的差距，衡量电厂的节能工作以及评估节能措施产生的效果，对存在的问题进行了客观的分析，提出了改进目标，制定了相应的改进措施，并进行了分解落实，促进了机组能耗指标不断得到改善。坚持开展和设计值、历史最佳值、全国同类型标杆机组对标分析，找出差距，积极改进，提高指标水平。通过对标，发现我厂送风机、密封风机选型过大，发现了循环水泵效率低、凝结水泵压头过大等问题，提出并实施了送风机叶轮换型改造、密封风机叶轮改造、循环水泵变频改造、凝泵级数改造等技改，技改均确定了预期效果。通过对标，我厂优化了系统冷端、风压系统、制粉系统运行方式，降低了机组能耗。

6.加强燃料管理，保障节能成效

电厂以创建燃料管理标杆电厂为抓手，着力构建大燃料管理体系，紧密围绕燃料采购保供、提质、控价、降损，入厂监督全程受控，煤场管理数字化、信息化，配煤上仓分炉、分仓、分时段做文章，努力实现燃料管理的精细化。

在燃料采购方面，在确保海运印尼煤按计划到厂的同时，积极探寻国内优质资源，广开供应渠道，优化煤炭布局。在确保供应的前提下，狠抓煤质管理，尽可能多采购经济适烧煤种。

在煤场管理方面，根据来煤信息以及煤场库存结构，对煤场进行区域动态划分和管理，做好不同煤种分区分类存放，并定期用推煤机进行整理收堆作业，以形成界线清晰、整齐美观、紧凑有序的堆放格局，为后续配煤掺烧创造条件。针对煤场存煤主要是高挥发份印尼煤的情况，电厂采取煤堆压实、现场喷淋等措施，并辅以定期巡检、测温等手段，预防煤的自燃，降低了原煤损耗和热值损失。目前煤场损耗控制在0.3%以内，优于公司0.5%的考核标准。入厂入炉煤热值差始终控制在100KCal/Kg以内。

在配煤上仓方面，每周定期召开配煤掺烧小组会议，确定掺烧方式和掺烧配比，完善配煤方案，落实配煤责任，强化技术保障，按照烧旧存新的原则，积极做好配煤上仓工作，做到上仓煤质不突变，锅炉燃烧又稳定，脱硫排放不超标的良性循环。

二、技术节能

1.大力实施节能技改，夯实节能降耗基础

电厂投产以来，在公司的大力支持下，分步实施了电除尘高频电源改造 、汽轮机通流部分提效改造、低氮燃烧器改造 、超低排放项目改造 、“引增合一”改造 、循泵变频改造 、更换陶瓷磨辊改造 、送风机叶轮换型改造 、凝泵深度变频改造 、汽机阀点优化改造、 全厂AGC改造 ，一系列节能技术改造项目，为机组节能降耗奠定了坚实的物质基础。

（1）汽轮机通流部分汽封改造

针对投产以来国产首台350MW超临界机组存在汽轮机热耗高等基建阶段设计、安装遗留的问题，电厂分别利用2015年和2016年上半年1#、2#机组首次A修机会，有针对性地实施了汽轮机通流部分汽封改造。其中1#机组将高中压缸进汽、排汽平衡鼓汽封改为布莱登汽封；将低压缸1～7级叶顶及隔板汽封改为蜂窝汽封；将低压缸两端轴封改为两道接触式汽封。2#机组将高中压调端、电端内侧各1圈汽封、高中压间进汽平衡鼓6圈汽封，高压排汽平衡鼓3圈汽封，中压隔板8圈汽封改造为布莱登汽封；将低压缸1～7级叶顶及隔板汽封改为蜂窝汽封。改造前后的性能试验结果表明，2台机组汽轮机通流部分汽封改造取得了较好效果，其中1#汽轮机热耗下降133.6kJ/kW.h，折算成标准煤耗降低4.56g/kW.h；2#汽轮机热耗下降147.1kJ/kW.h，折算成标准煤耗降低5.03g/kW.h。

（2）循环水泵变频改造

电厂循环水泵变频技改前，#1机组配置了一台定速和一台双速循环水泵，技改前根据机组负荷及环境温度实际情况调度循泵运行，但由于循环水泵进出口没有调整门，在环境温度变化和机组调峰运行时，循环水量往往不能和机组热负荷匹配，导致机组实际真空偏离经济真空，不可避免影响了机组经济性。其次，在循环水泵启、停过程中，电厂及兄弟电厂循环水泵出口液控蝶阀联动曾多次出现过卡涩、开关异常等现象，机组运行中循环水泵出口蝶阀发生异常很可能会引发循环水中断事故。另外，电厂#1机组在2015年5月份因节能减排需要，实施了“引增合一”项目技改，原有的可靠性很高的引风机变频器闲置。为实行循环水量经济调整使机组真空接近经济真空运行，电厂相关专业人员对循环水泵变频技改经过充分论证，从可靠性和经济性等方面论证方案可行后实施了循环水泵变频技改。技改后，机组真空提高0.15KPA,节点15万千瓦时。

（3）凝泵深度变频技改

我厂两台机组在2015年实施了凝泵深度变频技改，技改后降低了除氧器上水调门阻力，凝结水泵电耗率下降约0.05个百分点。

（4）凝结水泵节能改造

电厂通过对叶轮进行节能改造，将凝泵7级叶轮去掉2级，降低出力，使凝泵工频运行参数与系统实际需求匹配良好，达到节能降耗消除设备隐患的效果，改造后同负荷电流下降了37A，节能效果显著。

（5）排烟温度高治理

针对投产以来国产首台350MW超临界机组锅炉空预器受热面布置偏少，换热效果未达到设计要求，导致锅炉排烟温度偏高等基建阶段设计遗留的问题，在哈尔滨锅炉厂的协助下，电厂分别利用2015年上半年1#机组A修和2#机组C修机会，对空预器热端蓄热片进行了更换，并增加了200mm高的换热元件。1#、2#锅炉排烟温度同负荷下各降低了8℃，折算成标准煤耗降低1.49

g/kW.h，锅炉排烟温度偏高得到一定程度的改善。

（6）引增合一技改

2015-2016年，两台炉由于要实施超低排放改造，原有引风机出力不能满足要求，C修实施了引增合一技改，技改后厂用电率下降0.35个百分点。

（7）送风机叶轮技改

两台机组送风机叶轮选型偏大，通过对叶轮更换技改后，节厂用电率下降0.06个百分点。

（8）空预器密封片改造

电厂空预器密封片采用固定间隙，由于运行热膨胀的原因，使检修期间调整好了密封间隙逐渐增大，漏风率上升。电厂利用2011年上半年2#机组A修机会，将A/B空预器热端径向密封加装了δ=0.8mm厚的软密封片，以减少空预器漏风。修后350MW工况下，A侧空预器漏风率为5.00％，较修前降低了1.52%；B侧空预器漏风率为4.53％，较修前降低了1.44%。

（9）超低排放技改

电厂2台机组于2016年先后完成超低排放技改，并均达到了超低排放要求，超低排放改造进一步降低了烟气烟尘、二氧化硫、氮氧化物等排放量，同时在此基础上，实施的低低温省煤器降低了烟气排烟损失，机组煤耗下降1.63克/千瓦时。

（10）电除尘高频电源改造

根据排放要求，电厂2013年实施了高频电源改造，改造后电除尘除尘效率高，运行稳定，厂用电率下降0.13个百分点。

（11）全厂AGC改造

全厂AGC运行，通过等微增方法，对每台机组耗能进行经济匹配，调配两台机组负荷，维持机组负荷在70%-75%BMCR较高负荷运行的机组可以保持三台磨运行；维持机组负荷在60%-65%BMCR较低负荷运行的机组低负荷两台磨运行的机组，综合使得机组煤耗更小，从而实现了全厂整体节能运行目的。

2.组织技术攻关、打破节能瓶颈

2016年上半年，电厂修订了《节能降耗实施细则》，成立了锅炉、汽机、电气、热工、化水除灰脱硫、运行管理、燃料管理、非生产用能管理等八个节能降耗攻关小组。各攻关小组成立以来，通过强化检修维护、运行优化、更新改造等手段，取得一批包括汽轮机调门流量特性曲线优化、提升凝汽器真空严密性等攻关成果，解决了一批难度较大、情况复杂、长期难以解决，影响节能指标的瓶颈问题。通过外出调研，对存在内漏的疏水阀门由目前的球阀更换为截止阀型式，基本消除了阀门内漏现象，目前阀门内漏基本控制在2%以内，机组补水率控制在0.5%以内。联系DEH厂家上海新华公司派技术人员做了汽轮机调门流量特性试验，重新确定了调门的重叠度，并根据试验结果优化了机组运行滑压曲线，消除了国产首台350MW超临界汽轮机出厂运行滑压曲线设置不合理、阀门重叠度偏大的弊端；请福州大学控制专家对2台机组的DCS协调控制系统进行了多轮优化完善，改善了控制品质，提高了控制精度，有利于运行人员调整控制，对锅炉运行效率提升起到了促进作用，同时也有效减少了锅炉部分管壁发生超温的现象；利用2#机组A修机会，克服施焊操作空间狭小的困难，对凝汽器喉部与低压缸连接处基建阶段的单面焊接改为双面焊接，解决了受机组运行热胀冷缩的影响，单面焊缝容易拉裂出现裂纹，影响凝汽器真空严密性的问题。2#机组A修后真空严密性一直保持在50Pa/Min以内，比修前提高了150 Pa/Min。

3.优化机组运行，挖掘节能潜力

电厂积极探索节约煤、油、水、电资源的优化运行模式，坚持以安全为基础、以效益为中心，对机组运行方式作了进一步优化，深度挖掘影响能耗指标的可控因素。

（1）根据历次热力试验报告并结合投产以来的运行实践经验，制定了机组不同负荷下的包括氧量、风量、一次风压、凝结水母管压力等优化运行曲线在内的一系列优化运行曲线，并汇编在《创建优秀节约环保型燃煤发电厂手册》中，下发运行值班人员认真执行，实现了机组按优化运行曲线经济运行。

（2）根据冷端诊断和运行优化试验结果制定了循环水泵优化运行卡，积极做好循环水泵经济运行调度，充分发挥循环水泵变频调频作用，在机组低负荷、低环境温度时，循环水泵变频效果节能明显，2016年循环水泵耗电率同比降低了0.07个百分点。

（3）积极探索燃用烟煤实施两磨运行，不但可靠，而且降低厂用电率和排烟损失。在低负荷170MW时，在其他工况相同条件下，采用两台磨运行与采用三台磨运行对比，由于减少一台制粉系统运行，厂用电率下降明显，相应的辅机磨煤机、一次风机、送风机、引风机、低压厂变等辅机电耗率减小0.33个百分点，综合考虑汽前泵耗电率的增加，厂用电率减少10%,煤耗下降1.0G/(KW.H)。二是减小锅炉排烟损失。由于排烟温度下降，锅炉氧量下降，排烟损失也下降较大。由表3可知，采用两台磨运行与采用三台磨运行相比，排烟温度约下降10℃，煤耗下降约1.56G/(KW.H)；采用两台磨运行与采用三台磨运行氧量下降0.2个百分点，煤耗下降0.5G/(KW.H)。

可见，低负荷下，采用两磨运行不但可靠，而且节能量能约3.0 G/(KW.H)，而且负荷越低（但要大于14万）其节能量越可观。

（4）针对环保要求更严的新形势，重点加强了除尘系统、输灰系统、脱硫系统的优化运行。根据电除尘器入口烟尘浓度、机组负荷、灰灌料位情况，对电除尘器各电场运行方式、参数控制进行了调整试验；对电除尘气力输灰系统各电场输灰间隔时间进行了优化，避免了频繁启停压缩空气来进行输灰，折合每天减少空压机电耗近1500KW.h；制定了脱硫系统优化运行卡，根据机组负荷、烟气含硫量，对浆液循环泵和氧化风机启停进行优化，确保了脱硫效率满足要求和排放不超标。除尘系统、输灰系统、脱硫系统运行优化后，2016年耗电率同比降低了0.05个百分点。

（5）运行人员不断总结操作经验，合理控制各项运行参数，以提高全厂经济性。在确保飞灰含碳量不超标的前提下，适当降低氧量运行，以降低风机电耗和排烟温度。2015年电厂三大风机耗电率仅为1.29%，优于集团公司内300MW等级机组普遍超过1.4%的水平。加强燃烧调整和配风，尽量减少投用减温水来控制再热汽温，目前再热器减温水用量基本控制在1吨/小时以下。

（6）在煤质发生变动后定期组织进行燃烧优化调整试验，尽管电厂掺烧过多种不同的煤种，但由于燃烧调整合理，技术措施保障有力，锅炉没有发生严重结焦现象，飞灰含碳量一直控制在1.0%以下，锅炉效率始终高于设计值0.5个百分点以上。

（7）积极做好机组备用期间的节能工作，停机后，及时将停运机组的汽机变、锅炉变、除灰变、厂前区变转入冷备用，用邻机通过联络开关供电，以减少变压器的损耗。并及时切断机侧和炉侧的工业水用户，停下一台工业水泵。

目前在优秀节约环保型燃煤发电厂考核的20项运行指标和辅机耗电率中，除排烟温度、磨煤机耗电率因设备原因未达标外，电厂其余17项全部优于控制值要求。在2015-2017年，连续三年为中电联同类型标杆机组，机组煤耗和各项指标处于行业同类型机组领先水平。