2020 热电联产与智慧供热技术交流会 -198- 善，有效提高单台循环水泵运行跳闸后，备用循环 水泵连锁启动可靠性。降低机组循环水全停导致机 组非停发生概率。 供暖期双机单循环水泵运行，既能保证两台机 组循环水供应，还有效降低凝汽器端差、过冷度等 指标，实现节能降耗目的，极大提高机组运行经济 性，减低低负荷段综合厂用电率 0.3%～0.4%，年节 约发电成本 30～50 万元。 2.2 深度调峰单汽动给水泵运行 给水系统在火力发电运行中起到关键性作用， 同时也是能耗最大的环节。该厂每台机组给水系统 配备 3 套给水泵组，其中 50％容量汽动给水泵组 2 套，30％容量电动定速给水泵组 1 套。在机组负荷 率低于 50%负荷率运行时， 为保证汽泵运行在平稳调 节转速区。两台汽泵运行一方面给水流量低导致汽 泵转速低于 3000rpm 时进入非工作区，给水泵将无 法自动调节。另一方面给水流量波动时，使汽泵流 量小于 160t/h 节点汽泵再循环将自动调节，导致机 组给水系统失控。为保证汽泵运行的安全，深度调 峰时，根据负荷变化需人为调整汽泵再循环调节门 开度，来保持汽泵在稳定转速区。 根据机组运行状况，负荷深调机组负荷率低于 50%时，主汽流量额定 50%以下。根据给水泵组设备 规范，1 台汽动给水泵组在额定工况满足 50%额定主 汽流量要求，机组在滑压运行工况下采用单汽泵进 行三冲量自动调节，是能够满足机组正常运行需要。 若单汽泵运行期间发生运行汽泵跳闸，30%电动 给水泵连锁启动， 根据电动给水泵设备规范，电动 给水泵在额定工况流量 334t/h， 扬程 11.82+0.3MPa， 主汽流量在 430t/h 以下，滑压情况汽包压力不超过 11MPa，电泵应急上水来满足汽包水位要求，备用汽 泵处于锅炉转速自动，转速保持 3000r/min 热备用 状态下，快速调节汽泵转速至正常带负荷，立即对 锅炉进行上水，电泵与汽泵并列运行满足给水需求， 安全也是能够得到保证的。 通过实现单启动给水泵组运行，对运行汽泵与 备用汽泵功率测算如表 1. 表 1 A、B 汽泵并列运行与单汽泵功率比较 负荷 项目 150MW 140MW 130MW 120MW 110MW A、B 泵并列 B、运行（KW） 2472.47 2332.14 2225.94 2144.15 2117.70 单汽泵运行 （KW） 2190.59 2027.62 1888.87 1753.49 1665.84 单汽泵降低功 率（KW） 281.88 304.52 337.07 390.66 451.86 通过对比单汽泵运行与 A、B 汽泵并列运行个负 荷段给水泵组功率输出，可以明显看出按照指定运 行措施执行后，给水泵组汽泵轴功率明显降低，且 随负荷率逐渐降低，采取单汽泵运行所带来的节能 效果越明显。机组负荷率降至 36.67%负荷率时，单 汽泵运行可降低给水泵组功率达 451.86KW，节能降 耗效果显著，约降低机组发电煤耗约 2.731g/KWh， 根据实际机组运行负荷率情况，年可节约发电成本 30 余万元。 2.3 深度调峰风烟制粉系统优化运行 我厂通过灵活性改造后，受锅炉最低稳燃负荷 限制，制粉系统最低保持 3 套运行，锅炉负荷只能 降低到 30%，为进一步降低机组负荷，积极进行深度 调峰，最大化获取辅助服务收益，对制粉系统进行 动态分离器改造，将锅炉最低运行制粉系统由 3 套 降低至 2 套运行。锅炉最低稳燃负荷下限可由原来 的 30%降低至 23%，通过边实践边完善，同时对操作 员进行完整的培训，现两套制粉系统运行全面实施， 已成常态化运行调整。 由于锅炉通过灵活性改造后和制粉系统优化， 锅炉燃料量大幅降低，同时送风机设计容量为 523t/h，锅炉额定负荷热力计算送风量为 770t/h， 送风机设计容量偏大，运行中风机动叶开度最大在 20%。在深度调峰期间，防止送风机失速，送风机动 叶调整角度限制，两台送风机运行，低负荷时动叶 全关， 锅炉氧量仍保持在 6%-9%。 现将送风机采取 “一 运一备”方式运行，不但满足锅炉送风量需求，有 效解决锅炉低负荷氧量居高不下，氮氧化物生成量