机组A修前节能专业技术分析

1、机组A修前节能专业技术分析一、机组概况大唐洛阳热电有限责任公司5号机组于2005年11月22投入运行。初始容量为 300MV，2016年2月，机组综合升级改 造后，经河南省发展改革委核定为320MVB组（豫发改能源2016154号文）。机组三大主机中汽轮机采用哈尔滨汽轮机厂股份有限公司生产的C320/250-16.7/0.4/537/537 型亚临界、一次中间再热、单轴双缸双排汽、单抽供热式汽轮机； 锅炉采用东方锅炉厂制造的DG1060/18.2 -n 4型锅炉；发电机为哈尔滨电机厂股份有限公司引进美国西屋技术生产的QFS 320- 2型三相隐极式同步发电机， 额定功率300MV, 最大连续功

2、率330MVy主变压器为原广州维奥伊林变压器有 限公司生产的SFP- 370000/220型三相双绕组、强油导向风 冷、无励磁调压升压电力变压器。配套建设脱硫、脱硝、除 尘等环保设施。、机组设计值四耗指标设计值机组负荷工况供电煤耗锅炉效率汽轮机热耗厂用电率备注g/kWh%kJ/kWh%5100%329.1292.998330.406.07出厂设计值100%329.1292.998330.406.07集团核定值75%324.5492.068096.006.4950%349.9590.758474.007.92三、静态达设计值分析（一）汽机部分1. 热耗率试验结果300MW工况下试验热耗率为841

3、3.35kJ/kWh，参数修正后热耗率为 8146.96kJ/kWh，比设计热耗率7951.9kJ/kWh 高195.06kJ/kWh。210MWT况下试验热耗率为 8555.83kJ/kWh， 参数修正后热耗率为 8375kJ/kWh。150MWT况下试验热耗率 为8815.53kJ/kWh，参数修正后热耗率为 8723.8kJ/kWh。150MW对外供热工况下试验热耗率为8422.14kJ/kWh，参数修正后热耗率为 8422.94kJ/kWh。225MW对外供热工况下试 验热耗率为8224.05kJ/kWh ，参数修正后热耗率为 8057.54kJ/kWh。300MW工况下，高缸效率 8

4、5.19%比设计低0.5个百分点，导 致机组热耗率升高9.06kJ/kWh。中压缸效率为 90.71%，比设计值低1.8个百分点，导致机组热耗率升高 34.72kJ/kWh。 以300MW工况为例对机组进行热经济性分析，试验热耗率为8413.35kJ/kWh ， 比设计热耗率 7951.90kJ/kWh 高451.45kJ/kWh，计算分析各因素影响热耗率数值如表所示。项目名称单位300MW设计热耗率kJ/kWh7951.90试验热耗率kJ/kWh8413.35参数修正后热耗率kJ/kWh8146.96试验热耗率咼于设计值kJ/kWh461.45参数修正后热耗率高于设计值kJ/kWh195.0

5、6主汽压力基准值MPa16.70主汽压力偏差值MPa-0.44主汽压力偏差引起的热耗率偏差kJ/kWh12.95主汽温度基准值C538.0主汽温度偏差值C1.4主汽温度偏差引起的热耗率偏差kJ/kWh-3.68再热汽温度基准值C538.0再热汽温度偏差值C-2.7再热汽温度偏差引起的热耗率偏差kJ/kWh6.082. 汽机通流部分分析300MW工况下，高缸效率 85.19%比设计低0.5个百分点，导 致机组热耗率升高 9.06kJ/kWh。中压缸效率为 90.71%，比 设计值低1.8个百分点，导致机组热耗率升高 34.72kJ/kWh。3. 回热系统性能分析回热系统性能分析以300MV试验工

6、况为例，具体数据如表9-3 所示。通过试验数据分析，除2号高加上端差偏大外，其余回热系统各加热器运行状态良好。300MV负荷时轴加温升设计值为0.6 C,实际值2.3 C,说明轴封及门杆漏汽至轴加量比设计值偏大。通过轴加热平衡计 算，轴加进汽量约为 2.315t/h ，为设计值的3.46倍。4. 低压缸效率偏低（含系统泄漏）试验计算低压缸效率及内漏影响机组热耗率约 135.72kJ/kWh。其中存在泄漏的阀门有：3号高加入口管道放水二道门、5号低加紧急放水调节阀、冷再供 2号高加电 动门后疏水气动门前手动门、除氧器放水门。5. 汽轮机本体保温较差，对汽缸保温进行整改。6. 整改方案（1）本次A

7、级检修前对热力系统疏放水阀门全面普查，检 修中对内漏阀门重点处理。（2）加强运行优化控制，保证主、再蒸汽参数达设计值，再热减温水量接近零。（二）锅炉部分1. 使用试验煤种，习惯运行方式，在280MW 240MW 150MW负荷试验工况下锅炉效率修正前分别为91.13%、92.57%、91.57%;修正后分别为 89.00%、90.51%、90.41%。与设计值相比，高、低负荷试验工况下锅炉效率分别比设计值低4.16%、0.34%。造成高负荷试验工况下锅炉效率偏低主要原因是锅炉固体未完全燃烧热损失较高，其次排烟热损失较设 计值也偏高。2. 在280MW负荷试验工况下，甲、乙侧空预器漏风率分别为6

8、.26%、5.79% ;烟气阻力分别为 2015Pa、1417Pa。四、动态达设计值分析2019年1-6月，机组负荷率完成 63.28%，锅炉平均效率完 成92.52%，比同负荷设计值 92.06%高0.46个百分点；厂用 电率完成3.39%，比同负荷设计值 6.32%低2.93个百分点； 汽轮机热耗完成7725.23kJ/kWh，比同负荷率设计值 8096kJ/kWh 低 370.77kJ/kWh ;供电煤耗完成 307.59 g/kWh， 比同负荷率设计值 324.54/kWh低16.95g/kWh。节能潜力分析：1.5 号机最近一次热力试验中高压缸效率为85.19%，中压缸效率为90.7

9、1%。高压缸效率与设计值相比偏低0.5个百分点，影响机组热耗率9.06kJ/kWh，影响机组供电煤耗 0.43g/KWh ;中压缸效率比设计值偏低1.8个百分点，影响机组热耗率34.72kJ/KWh，影响机组供电煤耗 1.67g/KWh。2. 对5号机组冷却塔填料破损情况进行实地检查，填料整体 状况良好，部分除雾器有掉落现象，个别有不下水的情况。3. 机组真空度93.5%，较设计低1.11%，影响供电煤耗3.47g/kWh。需对循环水上水滤网进行彻底清扫治理。4. 存量内漏阀门需进行检查和处理。五、行业、区域、大唐集团对标分析供电煤耗75%负荷2019 年2019 年 1-8行业行业与行业g/

10、kWh设计值（折纯凝）1-6月完成值（未折纯凝）月完成值先进值平均值平均值差值5号机324.54307.59282.62287.9219.67序号机组名称发电量（ 万kWh）负荷率（%）供电煤 耗（折算 前）（g/kWh）发电 厂用 电率（%）洛阳热电公司5号机组7061663.28307.593.39大唐集团300MW机组平均值67.38299.474.631张家口发电厂1号机组6457268.04346.625.432张家口发电厂2号机组9243566.5313.795.193张家口发电厂3号机组8570268.64302.164.764张家口发电厂4号机组9338368.53331.59

11、4.645张家口发电厂5号机组7376867.62322.574.996张家口发电厂6号机组8441267.52311.25.017张家口发电厂7号机组9498168.33304.414.488张家口发电厂8号机组8067067.14320.025.089唐山热电公司1号机组8099973.68277.55.2910唐山热电公司2号机组6691573.41288.55.1111呼和浩特热电公司1号机组5441272.57311.164.5212呼和浩特热电公司2号机组10106579.14307.924.913丰润热电公司1号机组7548868.37247.283.5814丰润热电公司2号机组

12、7668883.62297.034.3415张家口热电公司组1号机6532373.03278.643.4516张家口热电公司组2号机9545573.25279.923.4917石门发电公司1号机组5709363.06322.934.9918石门发电公司2号机组4365866.82318.475.0419耒阳发电厂 3号机组7589158.9316.784.7720耒阳发电厂 4号机组4265559.63318.894.5521株洲发电公司3号机组6138857.45323.394.7322株洲发电公司4号机组5943756.43320.394.7523湘潭发电公司1号机组6235158.823

13、16.624.5824湘潭发电公司2号机组6290860.69317.14.6825桂冠合山 2号机组439161.24328.549.3526徐塘发电公司4号机组6270779.3319.514.5127徐塘发电公司5号机组1059675.49311.654.0828徐塘发电公司6号机组1363175.37312.624.0129徐塘发电公司7号机组5574379.07310.144.0930田家庵发电厂5号机组5556776.41316.954.1331田家庵发电厂6号机组9167671.71317.44.1332淮南洛河电厂1号机组5587270.6325.975.7333淮南洛河电厂2

14、号机组342562.44330.685.0334洛能发电公司3号机组6644868.92327.754.7835洛能发电公司4号机组5621271.16329.195.5836首阳山发电厂3号机组7592667.07319.334.2137首阳山发电厂4号机组6451668.28323.484.238安阳华祥发电公司9号机组4640161.1291.274.6639安阳华祥发电公司10号机组6770163.47307.694.940信阳华豫1号机组7454559.11332.095.0341信阳华豫 2号机组5436757369.485.1442洛阳热电公司6号机组6575063.38298.

15、893.1443三门峡华阳1号机组2944360.01284.13.7244安阳热电1号机组3329752.81186.363.3545安阳热电 2号机组6878464.64283.53.7746马头热电 9号机组8747379.59298.653.6547马头热电10号机组9557877.7295.663.6448清苑热电 1号机组8829379.41294.643.4249清苑热电 2号机组8805083.59251.393.1350珲春发电公司3号机组4957159.86277.896.8351珲春发电公司4号机组6905457.72281.886.5952辽源发电3号机组8390558.53280.715.253辽源发电4号机组4874258.64263.454.1654哈尔滨第一热电厂1号机组6720056.68253.873.4955哈尔滨第一热电厂2号机组7531457.79245.243.0956鲁北发电厂1号机组74587