浅析135MW机组运行的经济性

1、浅析135mw机组运行的经济性【摘要】随着电力体制改革的不断深化，厂网分开、竞价上网已经实行。如何在激烈的市 场竞争中赢得一席z地，如何充分挖掘人力、系统、设备的潜力，全面捉高机组运行的经济 性，对我们公司这样的老、小企业來说，更是显得尤为重要。因此，降低发电成本，提高机 组运行的经济性，则是我们金业赖以牛存和发展的有效途径z。发电厂的各项经济指标表 明了发电设备进行能量转换和利用的完善程度。汽轮机的经济运行就是要做到节约燃料、减 少电力消耗，提高发电厂的净效率。机组的运行经济性很大程度上取决于运行调整的方式、 方法和设备系统的完善程度。在机组止常运行中，除应保证设备检修质量和保持设备良好工

2、作状态外，采取有效的方式、方法进行调度、调整，可以较好地提高机组运行经济性。一、135mw机组实际运行状况135mw机组在额定工况下，回热系统正常投运时，制造厂保证的经济指标为汽耗 2.899kg/kwh,热耗为8118kj/kwho而通过我们测算实际运行中汽耗经常达到3.08kg/kwh, 热耗达8974 kj/kwho针对135mw机纽运行经济性不高的状况，我们通过对机组止常运行 参数及指标的实际值与基准值的偏差比较，得出了一些因素对135mw机组的热耗率、煤耗 率的影响程度。从而努力达到能主动地、分主次地去减少机纽可控热损失的目的。根据现场的实际运行方式，积极开展经济调度，合理安排机组运

3、行方式。牢固树立“克煤必 省、度电必节”的节能意识，切实开展循泵优化运行调整和提高胶球清洗效果等活动，针对 机组不同运行工况，积极开展经济分析，为节能降耗、降低牛产成本及时调整系统运行方式, 保证设备在最佳工况下运行。二、影响135mw机组运行经济性的原因及解决方法（一）减少凝汽器端差，保证最有利真空。根据135mw机组真空严密性试验的结果和循坏水进出水温差的比较分析，我们认为135mw 机组止常运行中彩响端差指标的原因z是胶球淸洗效果不理想。从135mw机组投产以 来，虽然凝汽器胶球淸洗的收球率达90%以上，但清洗效果并不理想。那是因为在收球时 采用了人工调节循环水床力的方法，使得凝汽器循环

4、水进出口床差增加。衣面上看胶球淸洗 后收球率还可以，而实际上胶球系统运行时大多数胶球未参加清洗，胶球可能积压在凝汽器 某一部位或是由于循环水压力差不够堵在凝汽器铜管中。针对这种情况，利用机组低负荷时，进行了胶球淸洗试验。试验询凝汽器南北侧各放入400 只胶球。首先在不进行水量调整的情况下，对胶球系统进行检杏，发现凝汽器北侧的胶球在 系统中不循环，南侧胶球系统运行也不正常，凝汽器真空和端差也没有明显变化。因此，我 们判定凝汽器南、北侧迹出水压差小，胶球停留在凝汽器中或胶球系统的死角中。其次迓行 了约2小时的循坏水量较大幅度调整，凝汽器两侧胶球循环正常，收球时发现南北侧胶球清 洗收球率均超过100

5、%。在热电负荷相同循环水量不变的情况下，135mw机组凝结器端差 从7°c降至今5°c,真空度提高了近1%。根据现场胶球系统运行的实际情况及胶球清洗实验的数据分析，我们找到了影响胶球清洗效 果的根木原因，即循环水压差小，使胶球停留在凝汽器和胶球系统的死角中。掌握了减小凝 汽器端差，保证最有利真空的方法。从而降低了蒸汽终参数、降低了发电成木。根据等效焙 降法计算真空度每提高1%,标准煤耗下降3.65g/kwhc若135mw机组满负荷运行则可节约 标准煤：0.45t/h以上，若燃用5000大卡的原煤（500兀/t）则可节约人民币315兀/h,若 每年按这样的情况为1000小时算

6、（只有42天不到），每年可节约发电成本31.5万元。（二）消除系统内外漏，减少系统不明泄漏量。 热力系统存在内外泄漏，不仅增加了汽水和热能损失，而h使泵浦耗功增加。因此消除系统 内外泄漏、减少系统不明泄漏量对减少汽水损失和厂用电耗，提高机组运行的经济性有着十 分重要的意义。因此对135mw机组系统进行了仔细的检查，检查结果如下：1、一、二级旁路不严。2、甲、乙给水泵再循环调整门不严，泄漏量约为20t/h。3、部分气控疏水门不严。4、锅炉连排无水位运行，在机组高负荷运行或除氧器压力较高而连排开度较小吋，除氧 器内部的熬汽经连排排出。5、给水泵密封水回水箱溢水量大。6、凝结水泵再循环调整门不严。7

7、、高压轴封系统泄漏。针对检查结果，采取了以下措施：1、调整给水泵密封水回水至凝汽器调整门开度维持冋水箱正常的水位。2、在保证凝结水泵水封不漏空气的前提下，适当关小凝结水泵水封3、合理调幣给水泵前置泵密封水压力，防止低温密封水量过多而降低高加进水温度。4、在凝结水再循环调整门不严缺陷消除前，关闭了凝结水再循环隔离门。5、通过建议有关领导，将厂用汽至轴封电动门前疏水改至凝汽器。6、联系锅炉合理调整连排开度，保证连排有一定的水位。7、通过建议检修人员利用调停机会，对不严的阀门进行修理或更换,尤其是对一、二级旁路 内漏的解决，提高了机组真空。8、专业通过多次对轴封压力的调整试验，找到了最佳工作点，通过

8、釆取这一方法135mw机组的补水量减少了 0.5t/h。全年机组运行按300天计算，可 以减少补水量3600 t （制1吨除盐水成木约为60元）。则全年可以节约成本21.6万元。这还 不包括减少泵浦耗功和热量损失所带来的效益。（三）改进热力系统减少给泵耗电。给泵电耗占厂用电耗的30%35%,因此减少给泵电耗，対降低厂用电率有着重要的意义。 虽然采川了调速给水泵右利于机组运行屮减少给泵耗电率，但在机组启停过程屮，减少给泵 耗电率，降低发电成本仍然有相当大的节能潜力。例如：1、在锅炉无压力的情况下，采用静压进水，机纽冷态启动时，根据规程要求，夏季锅炉上 水时间为2至4小时，冬季为4小时以上，按给泵

9、上水时电流为100a计算，则每次采用可 节约厂用电300（）度，折合人民币3000*0.36=1080元。每年按五次这样的的情况计算，每年 可节约发电成本5400元。2、建议把给泵小流量隔离门改为电动门，必要时关闭，保证此阀不漏，同样负荷下给泵电 流下降20a,每小时可节电150度。（四）根据季节特点，加强循环水调度，以提高机组的经济性。#8、9机组满负荷正常运行，循环水泵#1、4、5运行，正常运行吋，保证#8、9机组循环水 母管压力0.5mpa以上，进入6月份以来，电负荷变化较人，同时循环水进水温度不断提高, 根据#8、9机组辅机运行的实际情况，及时增开循环水泵以提高机组的真空度，提高了机组

10、 的经济性。根据计算：#1、2、3号循环水泵运行实际中耗功：532kw/h,#4、5号循环水泵即#9甲、乙 循环水泵运行屮实际耗功：420kw/h,根据等效焙降法计算真空度每提高1%,标准煤耗下降 3.65g/kwh,若#8、9机组满负荷运行共节约标准煤：0.95t/h,若使川5000人卡的煤（500元/t）即共节约人民币665元/h,我们根据情况，即吋增开循环水泵，提高机组真空度，#8、 9机提高均为0.7%,增加收入0.7*665=465.5元/h,实际增加收入465.5-420*0.36=514.3元/h。 若按年度这样的情况为500小时算，再加上通过其它的几种循坏水调度方式，每年可节约

11、发 电成本30力元。（五）根据机组负荷情况，调整汽封至下级抽汽隔离阀进入夏季以来，机组一直持续高负荷运行。我们针对机组持续高负荷运行的特点和机组轴封 系统安装的结构布置进行分析，机组高压轴封第一腔室漏汽至三级抽汽，轴封第二腔室漏汽 至六级抽汽，机组负荷高，说明机组各监视端压力都比鮫髙，哪么机组轴封漏汽量就有一定 程度的增加，虽然漏汽都能回收，从外表看，热量没有损火，但实际损火的是压力能，即用 高级蒸汽至冋热系统加热水，是一种能源损失，因此我们根据这种情况，即时加以分析，将 轴封至三、六级抽汽的隔离门关小，以减少能源损失，提高机组经济性。山于轴封漏汽系统 上没有加装流量表,根据同类机组的试验的数据情况，135mw机组在离负荷状态时的轴封漏 汽量约为10t/h,经过调整后，按轴封漏汽量少漏三分之一算，可节约高级蒸汽3t/h,可实际 增加收入30 7l/ho若按年高负荷发电时间为2000小时算，年可节约发电成本6万元。结束语：从实际出发，本着“克煤必省、度