2011年12月石横电厂节能评价报告

技术文件山东国电发电检修有限公司SHANDONGGUODIANPOWERMAINTENANCECO.,LTD国电石横发电有限公司节能评价报告工作时间:查评专家:2011年12月25日—12月26日赵铁军张洪苏李士强杨同军靳岱平杨广军组织单位:编 写:山东国电发电检修有限公司查评专家组校核汇总:张洪苏批 准:赵铁军节能评价报告山东国电发电检修有限公司根据山东公司安生部的安排和各企业与检修公司签订的技术服务合同，组成了节能评价小组，于2011年12月25日-26日对石横电厂节能工作进行查评工作：一、查评内容本次节能评价的主要内容有：1、 分析比较各厂的生产技术指标（数据由山东公司安生部提供），现场查评实际运行数据。2、 检查今年7月份节能评价中所发现问题的整改情况。3、 对今年的节能项目实施效果进行评价。各单位按附件格式提供项目清单、可研报告（或项目建议书）、实施方案、竣工验收报告等。评价组到现场核实相关数据，对实际效果作出评价。4、 查看各厂制定的节能措施和配煤掺烧措施，检查措施执行情况，了解存在的问题，提出优化建议。二、汽机专业总体情况（一）汽机上次节能评价整改落实情况1．抽汽系统温度高。落实情况：今年#1机组进行了揭缸提效，目前300MW时一抽温度391・6€,比修前401€降低约10€;#3机汽轮机通流改造后，一抽温度由405€降至392€,六抽温度由195€降至170€，效果明显。对其他机组将利用大修时检查、处理。针对#5机组调节级压力高的问题，利用#5机组C修时，对调节级压力取样、压力变送器、调节级疏水阀进行检查，消除了缺陷，目前与#6机比较，基本正常。2．机组热耗超过设计值。落实情况：今年对#1机组进行了揭缸提效，对汽封进行了改造，修后高压缸、中压缸效率明显提高，300MW、270MW、240MW、210MW四个工况的参数修正后热耗率分别为8047.6kJ/kWh、8096.6kJ/kWh、8148・8kJ/kWh、8205・5kJ/kWh，较B修前分别降低129.5kJ/kWh、121.1kJ/kWh、103.8kJ/kWh、115.3kJ/kWh。#3机汽轮机也进行了通流改造，目前机组刚启动，相关的热力试验未做。汽封、喷嘴改造情况。落实情况：#1汽轮机高中压缸平衡活塞汽封10道改为布莱登汽封，低压缸隔板围带汽封24道改蜂窝式汽封，高中压缸、低压缸轴端汽封12道改接触式（非金属浮动环）汽封，高压持环及调节级镶嵌式汽封齿更换，汽封间隙按制造厂标准下限下调10丝进行调整；#3汽轮机高中压缸平衡活塞汽封12道采用布莱登汽封，低压缸隔板围带汽封24道采用蜂窝式汽封，高中压缸、低压缸轴端汽封采用蜂窝式汽封，高压持环及调节级镶嵌式汽封齿间隙按制造厂标准下限下调10丝进行调整；达到降低机组热耗率的目的。#2、#3小机端汽封改为接触式汽封。将轴封溢流接至#8低加，回收了轴封溢流热量，同时改善凝汽器的真空效果。落实情况：目前#1、3、4、5机已进行了改造，按利用轴封溢流0.5吨/小时/台机，折合煤耗降低0.0125g/kWh,发电量按每台机组16.5亿kWh计算，每年节约标煤约84T。5．循环水系统联络。落实情况：已完成#5、6循环水系统联络的试运工作，#3、4循环水系统联络刚刚完成，系统未调试。#3、4炉循环水系统联络完成了供水、回水、水塔水池联络，可以实现单机运行时双塔配水，理论上单机运行时可降低循环水温，具体效果需要调试、试验。#1-#4机组启动启动用电泵上水。落实情况：已制定技改计划，增加给水小旁路，能进行给水量的调节后，采用汽泵启动上水，减少厂用电量。辅汽汽源尽量采用四抽，减少冷再用汽量，提高机组经济性。落实情况：已将辅汽汽源改用#5、6机四抽，不再使用冷再供汽。探讨真空系统临机联络，实现双机单真空泵运行，节约厂用电。落实情况：已分别在#1、3、5机组真空抽气管接出阀门，待相邻机组停运时进行接口，管道联络。开、闭式水泵及其它小型泵的电机建议进行变频调节或临机联络论证，减少厂用电。落实情况：一二三期开式水系统分别进行联络并投运正常，一二期闭式水泵无余量，三期闭式泵已制定改变频计划。（二）节能技改项目实施情况检查#3机汽轮机通流部分改造：汽轮机通流部分改造刚完成，汽轮机内效率明显提高，热力试验尚未进行。#5、6炉连排水回收利用，将锅炉连排水作为工业蒸汽减温水，目前工业蒸汽流量60t/h，投入连排水6t/h,工业蒸汽温度满足要求。按每年投入运行7200小时，可利用连排水4.3万吨，减少冷段抽汽约2.48万吨，预计节约标煤1700吨。#3机凝汽器改造，已完成凝汽器改造施工，经注水检漏，无不锈钢管泄漏现象，机组启动中，未进行试验。凝汽器真空预计提高约0.5kPa，预计供电煤耗降低约lg/kWh,按单机春夏季节发电8.0亿kWh计算,每年节约标煤800吨。#l机凝汽器循环水入口加装旋转滤网，春、秋、夏季较改造前提高凝汽器真空约0・2kPa,预计发电煤耗可降低0.4g/kWh，节约标煤约480吨。#2、#3小机端汽封改造，减少轴封漏汽，提高真空严密性；避免油中带水现象，提高机组安全性。修后#2真空严密性110Pa/min，提高了凝汽器真空。（三）本厂自行实施的节能项目。1.#1-4炉连排水回收利用，锅炉连排水热量回收利用，替代辅汽，节约能源，预期按每台锅炉连排水回收2吨/小时，节约辅汽用量15吨/天，每年按投运300天计算，共节约辅汽4500吨，每吨蒸汽100元，每年节约45万元。设备正在试运行中。2.#1、3、4、5机轴封溢流接至#8低加。按利用轴封溢流0.5吨/小时/台机，折合煤耗降低0.0125g/kWh,发电量按每台机组16.5亿kWh计算，每年节约标煤约84T。供热母管增设自动疏水器。四）存在问题及整改建议1.#2机A侧收球率偏低，存在碎填料堵管现象，循泵入口无清污机，建议增加循环水二次滤网。2．#1-6机真空严密性：#1机192Pa/min,#2机150Pa/min、#3机刚开机未测、#4机86Pa/min、#5机188Pa/min、#6机150Pa/min,机组真空严密性虽然在良好范围，但仍有较大提高空间，建议继续加大排查力度。3．部分高加上、下端差偏高，建议加强高低加水位的调整，检修时检查水室隔板和加热器管束是否泄漏并对管束进行清洗。4．一期开式水泵富裕量大，电流较二期偏高6A左右，建议各用户进行排查调节，没有调阀的节流手动截门，冬季合理控制各用户温度，降低开式水泵电流。5．一二期五抽供厂房暖气疏水未回收，建议合理回收。三、锅炉专业总体情况（一）锅炉专业上次节能评价整改落实情况1．#3、4炉排烟余热应用。#1、2炉尾部烟道加装了低压省煤器，降低锅炉排烟温度15-20€,#3炉在本次检修中已安装低压省煤器，#4炉延期明年安装，排烟温度预计能降至130°C以下。2．#1-4炉连排疏水已回收到游泳池，节约部分辅汽。#5、6炉连排水投入到工业供汽，当工业供汽处理。3．变频器改造使用情况：#1-6炉吸风机全部改成变频#1-6炉增压风机全部改变频（一期正在施工），#5、6炉一次风机完成变频改造，已改变频改造后辅机节电显著。#1-4炉一次风机为动调，#1-6炉送风机为动调，正在调研。机组号#1炉#2炉#3炉#4炉#5炉#6炉吸风机变频变频变频变频变频变频一次风机动调动调动调动调变频变频送风机动调动调动调动调动调动调增压风机正施工正施工变频变频变频变频4．本厂#1-6锅炉是强制循环锅炉，底部为环形集箱从安全角度论证不准备安装炉底加热。5．#1-6炉加装了等离子喷口，实现了等离子少油点火；改造了小油枪，燃油消耗大幅下降，锅炉启动基本上不用燃油。6．声波吹灰器情况：#1、2、3炉尾部受热面均安装声波吹灰器，#3炉启动后调试，#4炉准备明年安装。声波吹灰器检修、维护量少，使用效果较好。7．#5、6炉磨煤机出力低，主要受磨煤机出口温度高、冷风量不足，目前已完成对#5、6炉一次风系统改造，通过加装冷一次风旁路解决了磨煤机出口温度偏高的问题。8．空预器运行中差压情况，#1、5炉空预器差压仍偏高。机组号#1炉#2炉#3炉#4炉#5炉#6炉机组负荷（MW）293.35244.51248.1253.8236.7184差压(kPa)1.5/1.41.2/1.21.3/1.31.1/1.11.3/1.10.7/0.7二）节能技改项目实施情况检查1.#3、#4炉排烟余热回收利用，改造后排烟温度可降至130°C以下，降低幅度大于20°C;预计煤耗约降低1.5g/kwh。#3机组大修中已完成未投用，#4机组已办理延期2012年实施。#3、#4炉引风机变频改造，根据#4炉投运后运行参数估算，70%负荷左右时每台电机每天节能约0.67万kWh，每年按照5500小时利用小时数计算，每台电机年节电量约150万kWh，每年#4炉节电量为300万千瓦时。#4电除尘高压高频电源改造，#4炉根据投运后运行参数估算，除尘器每月电量平均23.2万kWh，改造前每月电量平均30万kWh，每月节约6.8万kWh，。除尘器满负荷运行的状态中电场的除尘效率改造前 99.17%改造后能达到99.3%,出口烟尘排放浓度不大于100mg/NM3。节能效果明显一二期脱硫增压风机变频改造（4台），根据#4炉投运情况计算变频改造后电机每月节电量约为11万千瓦时，每年每台机节电约132万千瓦时。一二期脱硫增压风机变频改造完成后年节电量可达到520万千瓦时。5.#5、6炉一次风机变频改造（各2台），根据#6炉变频改造前后比较，在74%机组负荷率时，#6炉一次风机每天可节电0.572万kWh,每年按照5200小时利用小时数计算，每年节电量约120万kWh。#5、6炉一次风机变频改造后每年节电量约为240万千瓦时。石横#5、6炉连排水回收利用,将锅炉连排水作为工业蒸汽减温水，目前工业蒸汽流量60t/h，投入连排水6t/h，工业蒸汽温度满足要求。按每年投入运行7200小时,可利用连排水4.3万吨,减少冷段抽汽约2.48万吨,预计节约标煤1700吨。#3炉尾部受热面加装声波吹灰器,尾部烟道加装声波吹灰器,可消除锅炉“四管”因吹损减薄而泄漏问题,提高了锅炉运行的安全性,减少一次尾部受热面泄漏就可以节约费用237万；同时每年预计可以节约吹灰蒸汽和检修维护费用196.632万元。#3机组启动后验证。#1-4炉连排水回收利用,将疏水打至游泳池,代替部分辅汽。9・#3炉水泵增加辅助冷却泵，在B炉水泵高压冷却水系统中加装辅助冷却泵，实现锅炉运行时2台炉水泵运行，B炉水泵备用，提高了锅炉运行的安全经济性，延长设备使用寿命；同时每年可以节约厂用电约120万kwh，达到预期效果#3、4炉热一次风管道联络，通过安装邻炉热一次风联络管道，满足机组启动A磨煤机对热一次风需要，提高了磨煤机出口温度，确保锅炉点火稳定；可以节约大量辅助蒸汽消耗，每次点火用汽按20吨计算，每炉按10次启动，每年可以节约400吨辅汽，按照辅汽价格170元/吨计算，两台炉每年可以节约6.8万元。#3机组启动后验证。验证结果比使用辅汽加热效果更好。空预器吹灰系统优化，吹灰周期延长一倍时间，预计可减少一半蒸汽消耗量。调整空预器吹灰周期后在保证空预器烟气差压不上升的同时，一二期4台炉共计可节约蒸汽1179吨/月，三期空预器吹灰耗汽量减少约一半（约880吨/月）。（三）褐煤、劣质煤掺烧措施。石横电厂入炉煤掺配成立专门掺配小组，抽调值长任专责人，措施齐全，管理到位，组织得力。及时了解来煤情况，然后从入厂煤开始到煤场分类存放，再到利用现有的设备、设施，根据负荷情况进行分机组、分煤仓、分班次进行掺配。从2011年8月6日成立掺配小组到2011