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比全国平均煤耗低40克
2013年,莱州电厂完成发电量124.59亿千瓦时,供电煤耗完成282.47克/千瓦时,而同期全国火电机组的平均供电煤耗是321克/千瓦时,足足低了近40克/千瓦时,相当于每年节约标煤50万吨,减少二氧化碳排放130多万吨。今年1~5月份,在一台机组大修80天的情况下,供电煤耗完成281.18克/千瓦时,厂用电率3.58%。“如果指标抓不好,就意味着浪费!所以我们要从节约一克煤、一度电入手,把机组的潜能充分挖掘出来。”孙忠军说。 全方位三级对标管理体系也随之建立,并与每一个部门、每一个班组签订了责任状。控制室的值班员通过提高主汽压力、主汽温度等关键性指标,最大限度“压红线”运行,机组的主、再热汽温度由投产初期的597℃、598℃,提高到目前的602℃、602.7℃,降低煤耗0.66克/千瓦时。
该厂职工还自主实施了多项运行方式优化试验:根据循环水温度确定循泵运行方式,确保机组最佳真空运行,通过循泵高、低速运行方式切换,单台循泵节电30%;根据机组负荷,通过“PDCA循环”工作法,探索出了脱硫系统在机组不同负荷、不同煤质硫分等工况下的经济运行方式,脱硫厂用电率由0.57%降低至目前的0.49%,降低煤耗0.18克/千瓦时;进行制粉系统优化试验,确定不同负荷下磨煤机磨辊加载力、分离器转速、磨煤机出口温度等参数,大幅提升了机组的经济性,制粉单耗由20.4千瓦时/吨降低至目前的16.5千瓦时/吨,降低煤耗0.585克/千瓦时,降低厂用电率0.105%。
投产第一年的首次机组检查性大修,更是开展节能降耗的好机会。闭式水泵增加永磁调速改造,每天节电2800千瓦时;开式冷却水系统增加小开式水泵,每天节电6800千瓦时;输煤皮带尾部导料槽除尘器进行无动力除尘改造,每天节电1690千瓦时。最为关键的是通过调整汽轮机间隙,最大限度的减少散热损失。考核性试验数据显示,汽轮机热耗足足降低了90千焦/千瓦时以上,影响供电煤耗近4克/千瓦时。
孙忠军表示,莱州电厂的对标管理现在已经形成了“日统计、周分析、月总结、季评价”的常态化运转机制,实现了安全指标、技术经济指标和效益指标的不断超越,今年将力争供电煤耗达到280克/千瓦时以下,达到五大发电集团百万机组的标杆值。
远景目标更超前
对于莱州电厂今年的发展目标,孙忠军说了他的想法:“一期工程我们将争创国家优质工程金奖;莱州二期力争列入山东省2014~2015年发展规划并核准;机组运营指标达到国内同类型机组标杆值;并争创华电集团五星级发电企业。”二期将规划建设8台100万千瓦超超临界燃煤发电机组,这在全国乃至亚洲也算是“大手笔”。孙忠军告诉记者:“我们确定了二期工程的建设理念,那就是‘指标领先,环保超前’八个字,机组的性能指标将会在一 期的基础上,再次实现质的飞跃。而实现这一目标,就是要勇于创新,敢于第一个吃螃蟹”。
为了这八个字,孙忠军带着他的技术团队,踏遍了全国各地的几十家百万机组电厂,调研高效环保技术和先进电力科技的应用情况,计划实施二次再热、低低温除尘、湿式除尘等新技术,届时,机组的发电煤耗将降至260克/千瓦时以内,发电厂用电率(不含脱硫)达到2.29%,污染物排放达到燃机标准,即粉尘、二氧化硫(SO2)、氮氧化物(NOx)排放浓度分别控制在5mg/m3、35mg/m3、30mg/m3以内。
独家创新:水电站与水源热泵
莱州电厂还投资近两千万元将机组循环水排水口改为水轮发电机房,安装了两台800千瓦小型水轮发电机,依靠排水带动水轮机发电,每年可多发电880万千瓦时,相当于在火电厂里建起了水电站。
发出的电能接入脱硫厂用电,实现了对能源的循环利用,而且消除了排水势能,减轻了排水对海床的冲刷,保护了生态环境。
机组设计在2.92米水头,相应处理70%~100%工况下,均能稳定运行,在水头和流量为30米/秒的情况下,电机保证出力为670千瓦。机组设计转速600r/min,最大出力718千瓦。
在水电主机的北侧设一旁路排水通道,这样在火电机组正常排水时,一台或两台尾能发电机组停机,部分循环水排水或全部循环水排水可以通过水轮机组的旁路通道,用斜坡消能至尾水扩大段,使水流平稳入海,不因尾能发电机组停机而影响1、2号发电机组的正常运行。在尾能发电机主厂房进水前池处设水轮机进水闸门及旁路闸门控制,任何一台水轮机停机时,旁路闸门打开,进入流通状态,以保证循环水排水的通畅。
水源热泵技术也在该厂获得了推广,通过机组吸热前后的海水进行热量交换,用于中央空调系统的采暖和制冷,耗电量较常规空调降低30%。
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