华电榆横发电厂节能调研报告-合

1、陕西华电榆横煤电有限责任公司榆横发电厂节 能 调 研 报 告华电陕西能源公司安生部2015年01月26日项目负责单位：华电陕西分公司安生部项目起止日期：2015年01月24日01月26日组 长：白斌洋 党原健成 员：左兰波 周海克 王振荣 焦海平电厂配合人员：姚兴龙 雷锋杰 戴光涛 张奇 邱隆重 唐跃飞等摘 要根据华电陕西能源有限公司（以下简称“公司”）节能剖析工作计划安排，华电陕西能源有限公司于2015年元月24日至26日组织开展了陕西华电榆横煤业有限公司榆横发电厂（以下简称“榆横发电厂”）的节能调研工作，结合生产实际，初步形成如下结论。1 当前存在的影响机组经济运行的主要问题1.1 锅炉部

2、分1.1.1 锅炉问题汇总表序号存在问题问题归类1#1、#2锅炉预热器烟气侧阻力大风烟系统2#1锅炉预热器预热器漏风超标风烟系统3#1、#2锅炉排烟温度偏高风烟系统4#1、#2锅炉主汽压力偏低汽水系统5#1、#2锅炉主汽温度偏低汽水系统6#1锅炉再热器减温水量大汽水系统7#1锅炉飞灰可燃物含量偏高风烟系统8煤粉取样代表性差制粉系统9飞灰取样位置不合理风烟系统10#1、#2锅炉脱硝出口烟温偏低脱硫脱销11脱硫系统电耗较大脱硫脱销12热力系统阀门内漏，造成补水率大汽水系统1.2 汽机部分1.2.1 1号、2号机组汽轮机定滑压运行及配汽方式优化1.2.2 1号机组高中压缸、2号机组中压缸效率偏低1.

3、2.3 1号、2号机组部分加热器端差偏大1.2.4 1号、2号机组电动给水泵电耗率偏高1.2.5 1号、2号给水旁路隔离门泄漏1.2.6 1号、2号机组汽水热力系统泄漏治理1.2.7 1号、2号机组空冷系统受防冻模式限制不能及时根据负荷及环境温度调节背压1.2.8 辅机冷却水泵变频改造2 节能潜力分析2.1 锅炉专业节能潜力统计表1号炉节能项目节能潜力（g/kW.h）2号炉节能项目节能潜力（g/kW.h）1、炉效提高1.01、炉效提高0.5排烟温度偏高排烟温度偏高飞灰可燃物含量偏高燃烧优化调整燃烧优化调整2、电耗降低1.02、电耗降低0.5空预器漏风治理风烟系统运行优化空预器清洗空预器清洗脱硫

4、系统电耗大脱硫系统电耗大暖风器改造暖风器改造3、阀门内漏0.23、阀门内漏0.2再热汽减温水门内漏再热汽减温水门内漏4、蒸气参数提高0.54、蒸气参数提高0.2主汽温度偏低主汽温度偏低主汽压力偏低主汽压力偏低再热器减温水量大节能潜力合计2.7节能潜力合计1.4 综合考虑到部分改进、治理项目间的重叠及互相影响，经以上各项节能改进后，1号机组约降低供电煤耗2.7g/kw.h，2号机降低供电煤耗约1.4g/kw.h。2.2 汽机专业节能潜力统计表1号机节能项目节能潜力（g/kW.h）2号机节能项目节能潜力（g/kW.h）汽轮机定滑压运行及配汽方式优化0.5汽轮机定滑压运行及配汽方式优化0.5加热器端

5、差调整汽轴封调整1.22电泵降耗0.65加热器端差调整给水旁路阀门泄漏治理0.12电泵降耗0.65汽水热力系统泄漏治理0.5给水旁路阀门泄漏治理0.18空冷防冻措施改进0.30.4汽水热力系统泄漏治理0.5空冷防冻措施改进0.30.4辅机冷却水泵变频改造节能潜力合计2.072.17节能潜力合计3.353.45 综合考虑到部分改进、治理项目间的重叠及互相影响，经以上各项节能改进后，1号机组约降低供电煤耗2.072.17g/kw.h，2号机降低供电煤耗约3.353.45 g/kw.h。3 节能调研后工作落实榆横发电厂根据节能剖析报告，制定整改措施计划，包括检修、运行、技术改造和科技项目计划，特别是

6、制定机组检修专项整改措施计划，加强过程监督和协调，促进节能剖析项目的整改落实工作；实施过程中要加强质量过程管理和控制，并且责任到人，确保达到预期目标。陕西华电榆横煤电有限责任公司榆横发电厂节 能 分 析 报 告1概述陕西华电榆横发电有限责任公司#1、#2锅炉系东方锅炉集团制造的国产超临界参数变压直流本生型DG2100/25.4-2型锅炉，一次中间再热、单炉膛、尾部双烟道结构、采用烟气挡板调节再热汽温、平衡通风、封闭布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型锅炉，每台炉配两台三分仓空预器，配2台双室4电场高效电除尘器，底渣采用干式除渣系统。燃烧器采用BHK技术设计的低NOx旋流式煤粉燃烧器（HT-N

7、R3），前、后墙对冲布置，共36只，前墙后墙各布置18只，分上、中、下三层布置。锅炉采用二级点火，先用高能点火器点燃油枪，然后由油枪点燃煤粉。制粉系统采用正压直吹式。每台炉配六台沈阳华电电站工程有限公司生产的HD-BSC26型电子称重式给煤机和六台磨煤机，磨煤机采用北京电力设备总厂生产的（MPS）ZGM113G型中速磨煤机，五台磨煤机运行能满足锅炉最大连续出力时对燃煤量的要求，六台磨煤机中的任何一台均可作为备用。1号、2号汽轮机为东方汽轮机厂生产的NZK660-24.2/566/566型超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，设计额定功率为660MW，最大连续出力712.

8、9MW。回热系统由三个高压加热器、三个低压加热器和一个除氧器构成，除氧器采用滑压运行。汽轮机采用高中压缸合缸结构，低压缸为双流反向布置。给水泵拖动方式采用335%B-MCR电动给水泵。汽封系统采用自密封系统（SSR），高中压汽封漏气供低压缸汽封用，多余蒸汽溢流至凝汽器，汽封用蒸汽不足时由再热冷段蒸汽补充。机组采用复合变压运行方式，汽轮机具有七级非调整回热抽汽，汽轮机的额定转速为3000转/分。根据华电陕西公司安排，从2015年1月24号开始，对榆横发电厂1号、2号机组进行了为期3天的节能分析工作。通过查阅资料、现场检查、数据分析、沟通交流和对标分析等手段，分析过程中，电厂专业技术管理人员全程参

9、与，达成共识后，形成节能分析报告。2 发现问题的分析、评估及整改建议2.1 锅炉专业2.1.1 #1、#2锅炉空预器阻力大现状及分析：锅炉660MW工况下，预热器烟气侧阻力设计值为1258Pa，实际运行中，620MW负荷下，空气预热器阻力应该小于1258 Pa，实际上1号锅炉预热器烟气侧阻力为1779/1686 Pa；2号锅炉预热器烟气侧阻力为1675/1721 Pa，堵灰现象明显，换热效果下降。原因：预热器积灰；同时煤质含硫量偏高，管式空气预热器低温段结露容易加剧积灰。整改建议：1）、加强预热器吹灰；2）、定期进行预热器冲洗；3）、冬季低负荷时段暖风器投入运行。4）、将目前的常规暖风器改为旋

10、转暖风器,这样在暖风器退出运行时可减少空气侧阻力150-200Pa。2.1.2 #1锅炉预热器漏风超标现状及分析：新机组锅炉在BRL工况下的一般要求回转式空气预热器的漏风率不超过6%；调研小组根据表盘参数计算1号锅炉A、B侧空气预热器漏风率分别为6.44%和6.79%,分别超出常规要求约0.5和0.8个百分点.原因分析：预热器密封间隙偏大（检修时预热器间隙调整不到位或运行一段时间后间隙增大）建议：利用小修或大修对预热器密封间隙进行调整。节能效果：据测算空气预热器的漏风率每增加1%，影响煤耗约0.14g/kW.h。2.1.3 排烟温度偏高现状及分析：根据锅炉厂提供的热力计算书：锅炉在BRL工况下

11、排烟温度为123（修正后为118），调查发现环境温度-6，#1号锅炉A、B侧的排烟温度为118.23/121.30，高于锅炉设计值约2；#2号锅炉A、B侧的排烟温度为118.57/123.63，高于锅炉设计值约3。原因：对受热面清理不彻底，导致换热效率降低。整改建议：加强受热面吹灰。节能潜力：据测算排烟温度每升高10，影响煤耗约1.8g/kW.h。2.1.4 #1、#2锅炉主汽压力偏低现状及分析：锅炉在BRL工况下的主汽压力为25.42MPa，调查发现620MW负荷下1号锅炉的主汽压力为24.12MPa；2号锅炉的主汽压力为24.71MPa，分别低于设计压力1.30 MPa和0.71MPa。原

12、因分析：运行调整以机侧压力为依据整改建议：电厂结合机侧运行压力进行经济调整。节能潜力：据测算主汽压力每降低1MPa，影响煤耗约0.91.0g/kW.h。2.1.5 #1、#2锅炉主汽温度偏低现状及分析：锅炉在BRL工况下的主汽温度为571（一般允许偏差是+5-10），调查发现620MW负荷下1号锅炉的主汽温度为566.5；2号锅炉的主汽温度为565.3MPa，分别低于设计温度4.5 和5.7。原因分析：运行调整以机侧压力为依据整改建议：电厂结合机侧运行温度进行经济调整。节能潜力：据测算主汽温度每降低10，影响煤耗约0.91.2g/kW.h。2.1.6 #1再热器减温水量大现状及分析：锅炉在BR

13、L工况下设计的再热蒸汽流量为1710t/h；再热蒸汽喷水设计为0 t/h。调查发现620MW负荷下1号锅炉的再热器减温水量约为7.16t/h；原因分析：减温水阀门内漏。整改建议：及时消除内漏缺陷，尽量减少减温水使用。节能潜力：据测算再热蒸汽喷水量每增加1 %的主流量，影响煤耗约0.70.8g/kW.h。2.1.7 #1锅炉飞灰可燃物偏高现状分析：依据厂化学分析报告，1号锅炉的飞灰可燃物含量3.48%；（炉渣可燃物含量为0请予以核实）原因分析：磨煤机分离效果差，煤粉偏粗，燃烧不完全整改建议：依据厂化学2015年元月份的分析报告，#1锅炉A磨的煤粉细度约为8%；B磨的煤粉细度约为5%；C磨的煤粉细

14、度约为38%；D磨的煤粉细度约为8%；E磨的煤粉细度约为8%；F磨的煤粉细度约为22%。建议优化改造磨煤机分离器，降低C、F煤粉细度运行；或委托相关资质单位开展制粉系统优化调整试验。节能潜力：据测算飞灰可燃物每增加1%，影响煤耗约1.74g/kW.h。2.1.8煤粉取样代表性差现状分析：现场部分煤粉取样器安装不符合前“10D”后“4D”的安装位置要求，影响取样代表性差，影响了制粉系统经济运行。建议：利用检修机会对部分安装位置与要求偏差大的煤粉取样装置更改取样位置。2.1.9 飞灰取样位置不合理现状分析：目前飞灰取样位置在电除尘后的输灰管道上，取样代表性差，估计现有的飞灰可燃物化验结果肯定要大于

15、实际真实结果。建议：在回转式预热器通往电除尘的水平烟道底部加装飞灰取样装置。2.1.10 #1、#2锅炉脱硝出口烟温偏低现状及分析：#1、#2锅炉脱硝出口设计烟温为320，电厂为了彻底防止脱硝出口低烟温引起的结晶现象，要求运行人员将脱硝出口烟温控制在340，目前燃烬风都开在90%以上，仍偶然出现脱硝出口烟温低于340的情况发生。建议：委托相关资质单位进行#1、#2锅炉燃烧优化调整试验。2.1.11 脱硫系统电耗较大现状及分析：脱硫系统设计电耗1.15%，电厂12月份统计结果显示脱硫系统电耗为1.193%，高与设计值0.043个百分点。锅炉设计煤种硫份为1.52%，对应锅炉BRL工况下石灰石耗量

16、单台锅炉为14.3t/h，2台锅炉合计约29 t/h；而球磨机的出力刚好只有29 t/h，所以1台球磨机运行，另一台球磨机伴运的可能性很大；另外系统设计不合理，循环泵不具备三用一备的条件，除了电耗高，系统可靠性很差。建议：配煤燃烧，使燃料综合硫份控制在1.3%以下。力争循环泵三用一备，球磨机一用一备。2.1.12热力系统阀门内漏，造成补水率大现状及分析： #1炉炉左中长吹疏水逆止门 #1炉炉左短吹疏水电动门 #1炉炉右短吹疏水电动门 #1炉炉左折焰角吹灰电动总门 #1炉空预器吹灰疏水电动门 #2炉炉右折焰角吹灰电动总门、炉右折焰角吹灰电动门1、炉右折焰角吹灰电动门2、炉右折焰角吹灰手动门、炉右

17、折焰角吹灰手动门 #2给水母管疏水一、二次电动门 #2炉左中长吹疏水电动门 #2炉左短吹疏水电动门 #2炉右短吹疏水电动门 #2空预器吹灰疏水电动门 #2下水分配箱疏水一、二次电动门 #1、#2锅炉361阀后电动总门整改建议：机组停运检修时对内漏阀门进行处理。2.1.13 锅炉专业节能潜力通过以上潜力挖掘，初步估算，全厂可降低煤耗约2.0 g/kW.h；厂用电可下降约0.3 %。2.2 汽机专业2.2.1 1号、2号机组定滑压运行及配汽方式优化现状分析：近年来由于负荷率偏低，对机组经济指标影响很大，如榆横电厂1、2号机组2014年统计负荷率分别66.36%，影响供电煤耗15g/kw.h左右。因

18、此对机组在部分负荷工况进行定滑压运行优化非常必要。另外，从东汽厂对蒲城6号机组配汽方式优化实验结果看，配汽方式的调整优化可降低热耗36kj/Kw.h左右。整改建议：机组运行稳定后进行定滑压优化试验及配汽方式优化试验。节能潜力：降低供电煤耗0.51.0 g/kw.h。2.2.2 1号机组高中压缸、2号机组中压缸效率偏低现状分析：根据2014年机组验收试验报告， 1号、2号机组在VWO工况下高、中、低压缸设计效率、试验效率及其偏差值见表1、表2。1号机组的高、中、低压缸效率分别比设计偏低0.54%、1.56%和3.75%。2号机组分别比设计效率偏低-0.65%、1.13%和1.51%。导致高中压缸

19、效率偏低的原因有：高中压过桥汽封及各汽缸汽（轴）封漏汽、级间漏汽，主、再热汽管道及本体疏水阀门泄漏。整改建议：2号机组检修中检查并合理调整隔板汽（轴）封及叶顶汽封间隙，治理有关内漏阀门。节能潜力：2号机组热耗降低30 kj/kw.h，折合影响供电煤耗1.22g/kw.h。表1 1号机组VWO工况各缸效率序号项目名称单位设计值试验值偏差值1高压缸效率%86.6686.12-0.542中压缸效率%93.0291.46-1.563低压缸效率%92.2088.45-3.75注1：偏差值试验值设计值。注2：表中中压缸效率设计值及试验值均是受到高中压缸轴封漏汽影响的数值，仅供参考。表2 2号机组VWO工况

20、各缸效率序号项目名称单位设计值试验值偏差值1高压缸效率%86.6687.310.652中压缸效率%93.0291.89-1.133低压缸效率%92.2090.69-1.51注1：偏差值试验值设计值。注2：表中中压缸效率设计值及试验值均是受到高中压缸轴封漏汽影响的数值，仅供参考。2.2.3 1号、2号机组部分加热器端差偏大现状分析： 1、2号机组额定工况下高压加热器端差及其对机组经济性影响如表3、表4所示。表3 1号机组额定工况高压加热器端差及对经济性影响1号机组设计值实际值偏差影响热耗率%影响供电煤耗g/kwh#1高加上端差-1.60.341.940.034 0.107 下端差5.65.810

21、.210.000 0.001 #2高加上端差0-1.56-1.56-0.019 -0.059 下端差5.63.59-2.01-0.005 -0.015 #3高加上端差00.910.910.012 0.037 下端差5.64.54-1.06-0.005 -0.015 表4 2号机组额定工况高压加热器端差及对经济性影响2号机组设计值实际值偏差影响热耗率%影响供电煤耗g/kwh#1高加上端差-1.6-2.54-0.94-0.016 -0.052 下端差5.614.478.870.011 0.033 #2高加上端差01.531.530.018 0.058 下端差5.65.890.290.001 0.0

22、02 #3高加上端差0-0.44-0.44-0.006 -0.018 下端差5.66.50.90.004 0.013 1号机组#1高加上端差及#3高加上端差、2号机组#1高加下端差及#2高加上下端差偏离设计值影响机组经济性。从计算看，高加上端差对热耗的影响远大于下端差，主要是由于上端差排挤上一段高品质抽汽，下端差是排挤本段抽汽。经模拟计算，1号高加上端差增加1对煤耗的影响约相当于下端差增大14.5, 2号高加上端差增加1约相当于下端差增大5, 3号高加上端差增加1约相当于下端差增大2.8。运行中应综合考虑上下端差调整加热器水位。整改建议：综合考虑上、下端差对经济性的影响来确定加热器合理水位。2

23、.2.4 1号、2号机组电泵电耗偏高现状分析：根据电厂2014年电厂辅机单耗完成情况统计表，电泵单耗目标3.27%，1号机组最低实际完成3.36%，大多数月份在3.6%以上；2号机组最低实际完成3.56%,全年完成3.76%,给水泵电耗偏高。造成给水泵电耗率偏高的原因，一方面是给水泵容量与机组经常接带的负荷偏离较大造成损耗增大，另一方面是由于AGC方式的投入不能有效执行有关节能措施。整改建议：1）进行给水泵组效率测试；2）对给水泵进出口阀门及再循环阀门、滤网进行检查，消除内漏；3）考虑进行电动给水泵改汽泵或改变频的可行性研究，以增加给水泵对机组调峰的适应性，降低厂用电。节能潜力：预计通过运行方式优化及内漏治理可降低电耗率0.2%，折合供电煤耗下降0.65g/kw.h。2.2.5 1号、2号机组给水旁路阀门内漏现状分析：1号机组试验期间给水旁路存在泄漏，泄漏量约为36.344.3t/h，致使给水温度降低1.71.9；2号机组试验期间给水旁路存