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300MW，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320MW机组（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DG1060/18.24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QFSN3202型三相隐极式同步发电机，额定功率300MW，最大连续功率330MW；主变压器为

2、原广州维奥伊林变压器有限公司生产的SFP370000/220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。二、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8413.35kJ/kWh，参数修正后

3、热耗率为8146.96kJ/kWh，比设计热耗率7951.9kJ/kWh高195.06kJ/kWh。210MW工况下试验热耗率为8555.83kJ/kWh，参数修正后热耗率为8375kJ/kWh。150MW工况下试验热耗率为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85.19%比设计低0.5个百分点，导致机组热耗率升高9.

4、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试验热耗率高于设计值kJ/kWh461.45参数修正后热耗率高于设计值kJ/kWh195.06主汽压力基准值MPa16.70主汽压力偏差值MPa-0.44主汽压力偏

5、差引起的热耗率偏差kJ/kWh12.95主汽温度基准值538.0主汽温度偏差值1.4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538.0再热汽温度偏差值-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300MW试验工况为例，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

6、运行状态良好。300MW负荷时轴加温升设计值为0.6，实际值2.3，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

7、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6.26%、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%

8、，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90.71%。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

9、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g/kWh75%负荷设计值（折纯凝）2019年1-6月完成值（未折纯凝）2019年1-8月完成值行业先进值行业平均值与行业平均值差值5号机324.54307.59282.62287.9219.67序号机组名称发电量(万kWh)负荷率(

10、%)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9338368.53331.594.645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9498168.333

11、04.414.488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7668883.62297.034.3415张家口热电公司 1号机组6532373.03278.643.4516张家口热电公司 2号机组9545573.2527

12、9.923.4917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6235158.82316.624.5824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

13、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

14、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6575063.38298.893.1443三门峡华阳 1号机组2944360.01284.13.7244安阳热电 1号机组3329752.

15、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

16、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7458773.52318.737.757鲁北发电厂 2号机组10300074.83308.397.8658渭河发电厂 1号机组(新)4752975.44262.124.3559渭河发电厂 2号机组(新)9026669.26292.114.7860户县第二发电公司 1号机组3855070.08277.793.6261户县第二发电公司 2号机组9786474.68305.764.9162略阳发电厂 6号机组3107865.63322.937.716

17、3灞桥电厂 1号机组8404969.13287.375.2764灞桥电厂 2号机组4831875.34270.373.7365宝鸡热电 1号机组9718072.41287.354.666宝鸡热电 2号机组5332175.61257.343.9867甘肃西固热电公司 1号机组8914169.83287.863.9568甘肃西固热电公司 2号机组6493063.88282.213.9169新疆呼图壁热电厂 2#5988163.17307.023.3170锦州热电公司 1号机组6811458.99246.645.771锦州热电公司 2号机组6324656.72316.75.5115号机组2019年1

18、-6月完成供电煤耗307.59g/kWh，对标2019年1-6月中电联公布的300MW等级机组数据，比行业平均值287.92g/kWh高19.67 g/kWh，与区域、大唐对标，属于中游水平。5号机组发电量7.06亿度，在各区域和大唐内属于中等水平，负荷率63.28%，在各区域和大唐内属于中等水平。厂用电率3.39%，在各区域和大唐内属于中等水平。结论：通过大指标对标分析，发电量、负荷率仍有潜力可挖，供电煤耗对标仍有降低空间。六、小指标达设计值分析通过以2019年1-6月年度数据为参考，对标对应负荷率下设计值对109项小指标进行对标分析序号指标完成值63.28%负荷下的设计值与设计值偏差节能潜

19、力g/kWh75%负荷设计值与设计值偏差一锅炉指标1锅炉效率（%）92.5291.970.5592.060.422排烟温差（）88.3392.54-4.21-0.67 94-5.673飞灰含碳量（%）2.4820.4820.484炉渣含碳量（%）3.263.5-0.243.5-0.245主蒸汽温度（）537.695370.690 5370.696主蒸汽压力（MPa）13.4613.69-0.230.12 13.69-0.237再热蒸汽温度（）537.415370.415370.419再热系统汽侧压损（MPa）0.25-0.250.08 0.25-0.2510过热器减温水量（t/h）21.554

20、.68-33.1854.6-33.111再热器减温水量（t/h）1.14-2.92-0.914煤粉细度（%）0.30.30.319空预器差压（KPa）0.480.5-0.020.95-0.4720空预器漏风率（%）6.757-0.27-0.2521热二次风温度（）231.52310.52310.523催化剂差压（KPa）000-24氨逃逸率（PPm）000-25脱硫系统差压（KPa）93.2293.030.1993.2326锅炉保温超温点数量（个）000027汽水阀门内漏数量（个）00000二汽机指标1热耗率（kJ/kWh）7725.23 8225.43-500.28096-370.772调节

21、级压力（MPa）11.6910.86 0.83 12.91-1.223一段抽汽压力（MPa）4.584.32 0.26 5.12-0.544一段抽汽温度（）377.03376.90 1.13 372.84.776二段抽汽压力（MPa）2.842.86 -0.02 3.4-0.567二段抽汽温度（）291321.26 -30.26 317.7-26.79三段抽汽压力（MPa）1.2431.27 -0.02 1.5-0.25710三段抽汽温度（）484.9481.03 3.87 484.20.712四段抽汽压力（MPa）0.5950.64 -0.04 0.75-0.15513四段抽汽温度（）385

22、.05378.98 6.07 380.14.9515五段抽汽压力（MPa）0.25 -0.25 0.2916五段抽汽温度（）260.45 -260.4 260.618六段抽汽压力（MPa）0.09 -0.09 0.119六段抽汽温度（）146.81 -146.8 147.221七段抽汽压力（MPa）0.04 -0.04 0.0522七段抽汽温度（）82.11 -82.11 82.624八段抽汽压力（MPa）0.02 -0.02 0.0225八段抽汽温度（）52.04 -52.04 55.427给水温度（）257.8253.94 3.86 265.2-7.428高加投入率（%）100100.00

23、 0100291号高加上端差（）-5.4-1.65 -3.75 -1.6-3.8301号高加下端差（）7.15.55 1.55 5.51.6311号高加温升（）29.325.17 4.13 263.3321号高加堵管率（%）00.00 0.00 0332号高加上端差（）-20.00 -2.00 0-2342号高加下端差（）2.975.60 -2.63 5.6-2.63352号高加温升（）40.3440.45 -0.11 42.4-2.06362号高加堵管率（%）00.00 0.00 0373号高加上端差（）-4.40.00 -4.40 0-4.4383号高加下端差（）115.55 5.45 5

24、.55.5393号高加温升（）28.625.47 3.13 26.42.2403号高加堵管率（%）00.00 0.00 0415号低加上端差（）2.80 -2.80 2.8-2.8425号低加下端差（）5.60 -5.60 5.6-5.6435号低加温升（）32.27 -32.27 33.1-33.1445号低加堵管率（%）00.00 0.00 0456号低加上端差（）2.80 -2.80 2.8-2.8466号低加下端差（）5.60 -5.60 5.6-5.6476号低加温升（）18.06 -18.06 18.6-18.6486号低加堵管率（%）00.00 0.00 0497号低加上端差（）

25、2.80 -2.80 2.8-2.8507号低加下端差（）5.55 -5.55 5.5-5.5517号低加温升（）23.27 -23.27 24.1-24.1527号低加堵管率（%）0000538号低加上端差（）2.8-2.82.8-2.8548号低加下端差（）5.6-5.65.6-5.6558号低加温升（）13.14-13.1416.6-16.6568号低加堵管率（%）000057轴封加热器温升（）1.280.70.580.60.6858真空度（%）93.9994.75-0.7694.75-0.7659真空严密性（Pa/min）98270-172175-7760凝汽器端差（）57-27-26

26、1凝结水过冷度（）-0.372-2.372-2.3762胶球投入率（%）1001000100063胶球回收率（%）9290290264凝汽器堵管率（%）000065冷却塔幅高（）5.666循环水浓缩倍率（%）567补水率（%）0.468化学自用水率（%）6.369汽水系统阀门内漏数量（个）20070热力系统保温超标数量（处）00071发电机氢气纯度（%）96.47951.47951.47三厂用电率序号指标完成值63.28%负荷下的设计值与设计值偏差节能潜力g/kWh75%负荷设计值与设计值偏差1厂用电率（%）3.396.32-2.93-6.07-2.682一次风机耗电率（%）0.550.50.

27、05-3送风机耗电率（%）0.130.17-0.04-4引风机耗电率（%）0.910.80.11-5磨煤机耗电率（%）0.320.38-0.06-6脱硫耗电率（%）1.120.880.24-7除灰除尘耗电率（%）0.230.230-9给水泵耗电率（%）0.190.170.02-10循环水泵耗电率（%）0.80.86-0.06-12凝结水泵耗电率（%）0.240.240-13化学制水系统耗电率（%）0.040.21-0.17-从5号机组2019年1-6月运行指标统计值看机组存在能耗问题：1. 汽轮机通流部分性能分析现状分析：机组通流部分存在四抽、六抽温度偏高现象。原因分析：四抽温度偏高的可能原因

28、是隔板变形或级间漏汽量偏大。六抽温度偏高的可能原因低压汽缸有热变形，低压内缸中分面出现涨口。整改措施：利用5号机组A级检修机会检查隔板汽封、叶顶汽封及高中压缸过桥汽封是否存在磨损情况；调整通流间隙至合格范围内，不要超标；检查通流部分各级动静叶片是否存在损伤或结垢情况；对缸内可能存在漏汽的部位进行重点检查。对可能存在泄漏的部位，如隔板与汽缸联结处的环形间隙、各隔板套上下半的水平结合面（尤其是各段抽汽口附近的水平结合面）以及隔板和动叶的环形汽封间隙进行检查调整。2. 回热系统性能分析现状分析：回热系统性能分析以300MW试验工况为例，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

29、，其余回热系统各加热器运行状态良好。300MW负荷时轴加温升设计值为0.6，实际值2.3，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。整改措施：利用机组检修机会检查各加热器蒸汽冷却段及疏水冷却段包壳的完整性。3.冷却塔现状分析：5号机组冷却塔存在部分区域淋水不均匀问题，主要体现在冬季循泵低速运行时压头不够，边缘区域淋水不均。整改措施：检修项目中列入整改计划进行整改。4.飞灰含碳量不稳定现状分析：2019年1-6月5号锅炉飞灰含碳量均值2.28%，较设计值2.5%低0.22%。原因分析：飞灰含碳量与煤粉细度和入炉煤质有很大关联

30、，在深入落实集团公司配煤掺烧工作后，锅炉灰、渣控制难度增加。整改措施：检查分离器挡板，修补破损处。处理磨煤机料位不准和分离器折向挡板磨损问题。5.再热汽温偏低现状分析：2019年1-6月再热蒸汽温度535.91，比设计值（537）偏低约1.09，影响热耗率2.32kJ/kWh，影响供电煤耗0.09g/kWh。原因分析：受氮氧化物超低排放影响，需优先运行2、3号磨煤机且燃烧器摆角调整受限，造成再热汽温调整困难，影响再热汽温进一步提高；再热器区域积灰，影响再热汽温偏低； 5号炉1、3号磨或1、2号磨运行时，烟温偏差调整困难，乙侧再热器微量喷水调门全开温降只有10左右，为控制再热器壁温，导致加开再热

31、器事故喷水，殃及甲侧再热汽温降低。 整改措施：检查各吹灰器进退正常；检查再热器微量、事故喷水门状态。6.引风机耗电率现状分析：2019年1-6月，引风机耗电率1.3%，对标行业平均值偏高0.14个百分点，有0.17g/kWh的提升空间。原因分析：超低改造后拉动引风机耗电率升高；冷灰斗水封密封不严，检查孔、看火孔关闭不严，空预器漏风；配煤掺烧，煤种偏离设计值，烟气量偏大，空预器阻力增大。整改措施：处理冷灰斗水封密封不严和空预器漏风问题、加强检查各看火孔，检查孔关闭严密。7.一次风机耗电率现状分析：2019年1-6月，一次风机耗电率0.89%，对标行业平均值偏高0.14个百分点，有0.17g/kW

32、h的提升空间。原因分析：一次风机变频器夏季无法投运。整改措施：升级一次风机变频器。8.磨煤机耗电率现状分析：2019年1-6月，磨煤机耗电率1.05%，对标行业平均值偏高0.45个百分点，有0.55g/kWh的提升空间。原因分析：（1）分离器、回粉管部分时段堵塞，系统阻力升高导致磨煤机出力降低，影响制粉系统耗电率降低受限。（2）配煤掺烧，煤种偏离设计值，影响制粉系统耗电率升高。（3）锅炉启动过程中，制粉系统耗电率高。整改措施：处理磨煤机料位不准和分离器折向挡板磨损问题。9.脱硫耗电率现状分析：2019年1-6月，5号机组脱硫耗电率为1.48%，对标行业平均值1.02%偏高0.46个百分点，有0.59g/kWh的提升空间。整改措施：检查吸收塔喷淋效果，保证雾化质量，提高吸收塔化学反应效率。10.电除尘耗电率现状分析：2019年1-6月，电除尘耗电率0.48%，对标行业平均值偏高0.28个百分点，有0.2g/kWh的提升空间。原因分