节能降耗的分析报告定稿-2

仅供参考白音华金山发电有限公司节能降耗的分析报告一、简介白音华金山600MW机组与同类型机组的经济指标对比情况1、供电煤耗（单位g/wmh）：全国（37台）平均值：339.84、蒙东地区平均值：351.6、我厂设计值（初设／收口）325.4／348.38、实际值360.84。2、厂用电率：全国空冷机组电泵配置（25台）8.38％、蒙东地区空冷机组电泵配置：9.7％、我厂设计值（初设／收口）9.4／9.8％、实际值9.7％。3、油耗：全国平均值（236台）：318.06（t/a）我厂机组168试运行前吨／投产后吨；＃1机组1405.5／628：＃2机组766.5／3614、综合水耗：全国（37台）平均值：0.61m3/MWH，我厂0.29m5、可靠性指标：2009年度236台机组平均等效可用系数为92.3%；平均非计划停运次数为0.76次/台•年；平均非计划停运小时为31.31小时/台•年；等效强迫停运率0.32%；平均利用小时5282小时。我厂暂未考核。项目全国（均值）蒙东（均值）白音华（实际值）供电煤耗g/wmh339.84351.6360.84厂用电率％8.389.79.7油耗（t/a）318.061405.5／628（168／投产）766.5／361（168／投产）综合水耗m3/MWH0.610.29（计划提供）可靠性等效可用系数为92.3%非计划停运次数为0.76次/台•年非计划停运小时为31.31小时/台•年等效强迫停运率0.32%平均利用小时5282小时根据以上对标，我厂供电煤耗差距较大。厂用电率持平，还有下降空间，油耗远远高于同类型机组，等离子设备缺陷较多是主要原因。综合水耗我厂的数据不真实，需进一步做工作。二、根据机组性能及考核试验的结论结合机组运行情况分析能耗的影响因素1、根据机组考核试验计算，高压缸效率每变化1个百分点，影响机组热耗率0.1733%，高压缸效率低于设计值4.82个百分点，使机组热耗率升高66.16kJ/kWh；中压缸效率每变化1个百分点，影响据组热耗率0.1182%，中压缸效率低于设计值3.50个百分点，使机组热耗率升高32.77kJ/kWh；低压缸效率每变化1个百分点，影响据组热耗率0.4182%，计算低压缸效率低于设计值3.23个百分点，使机组热耗率升高107.23kJ/kWh。由于高、中、低压缸效率下降使机组热耗率共计升高206.16kJ/kWh。高压缸效率影响煤耗2.43g/kw.h。中压缸效率影响煤耗1.2g/kw.h。低压缸效率影响煤耗3.94g/kw.h。2、中压缸冷却蒸汽量（HP-IP漏汽量）与设计值相比增大，增大的这部分中压缸冷却蒸汽，没有在调节级后至高压缸排汽级段膨胀做功，同时旁路了锅炉的再热器，造成高压缸出力下降，锅炉再热吸热量也减少，降低了循环效率，使机组热耗率增大。实测高压缸漏至中压缸的冷却蒸汽量为再热蒸汽流量的2.843%,比设计值（0.983%）高1.86个百分点，使机组热耗率升高29.59kJ/kWh。3、轴封漏汽本次试验没有直接测量轴封漏汽流量，但可以根据轴封加热器凝结水焓升粗略计算轴封漏汽流量，实测轴封加热器凝结水焓升为12.94kJ/kg，为额定设计工况设计值2.00kJ/kg的4.46倍，由于轴封漏汽流量增大使机组热耗率升高31.26kJ/kWh。造成HP-IP漏汽量和轴封漏汽流量增大的主要原因是汽封间隙和轴封间隙过大，汽封间隙和轴封间隙过大有两个方面的原因。一是安装过程中未按设计值调整；二是机组启动过程的碰摩。HP-IP漏汽量与设计值相比过大的原因理论上不排除设计值偏低的可能。HP-IP漏汽量占再热流量的比例设计值为0.983%，通常情况下国产机组试验值都在3%左右。由于汽轮机及汽缸内可能发生泄漏的位置很多，因此要消除汽缸内的泄漏需要对具体的机组进行深入细致的工作，建议在以后的揭缸检修过程中，按照设计要求调整汽封和轴封间隙。必要时与制造商联系确定发生泄漏的具体位置，判别泄漏的原因，针对性地制定解决措施。4、发供电煤耗：600MW工况修正后机组发电煤耗为307.62gce/kWh，（设计值：314.24）供电煤耗为333.53gce/kWh（设计值：348.38）。520MW工况修正后机组发电煤耗为313.78gce/kWh，供电煤耗为342.98gce/kWh。450MW工况修正后机组发电煤耗为316.07gce/kWh，供电煤耗为345.16gce/kWh。360MW工况修正后机组发电煤耗为326.35gce/kWh，供电煤耗为357.54gce/kWh。（以上数据为系统隔离修正后）建议机组低负荷运行时经济性较差，应尽可能避免5、抽汽温度：5段抽汽温度为265.43℃，比设计值（222.0043.43℃，6段抽汽温度为222.90℃，比设计值（℃，抽汽口温度偏高影响机组经济运行，主要原因：由于汽缸中其他密封面的泄漏，使高温的蒸汽泄漏至抽汽口所致。建议尽快解决。6、排气压力喷水温度：排汽压力高于设计值，降低了机组的经济性，且对机组经济性影响最大投入大量的减温水，降低了机组的经济性，对机组的经济性影响较大；7、主蒸汽压力、温度略低于设计值，降低了机组的经济性；要求运行人员及时调整，压线运行。8、高、低压加热器：1号高压加热器疏水温度较高，下端差偏大的主要原因是加热器水位偏低。合计使机组热耗率升高3.62kJ/kWh。9、给水泵：实测焓升19.25kJ/kg、给水泵设计焓升33.00kJ/kg、由于给水泵焓升变化使机组热耗率升高4.691kJ/kWh。10、定滑压运行：建议开展定机组滑压运行经济性比较试验，合理确定机组的运行方式，特别是拐点的确定。在滑压阶段，主汽压力与负荷成线性关系，并受排汽压力的影响，因此滑压运行曲线需要合理地选择，以尽可能地提高机组效率。11、仪表准确性：1号高压加热器出水温度为266℃274.10℃进行处理。3号高压加热器入水温度为179℃℃，现场测点温度与实际值偏差较大，建议在有条件的情况下进行处理。再热器减温水流量为30.71t/h，实际流量为45.52t/h。现场运行测点测量锅炉给水流量为1774.93t/h，实际流量为1821.01t/h。12、阀门漏泄情况：1、A侧低压旁路阀阀后蒸汽842、A侧低压旁路减温水调整门漏泄3、高旁前疏水手动门2474、四抽供中辅逆止门前电动门前疏水气动门1405、2号高加连续排气一次门1306、3号高加连续排气一次门1507、除氧器启动排气管道放水门888、除氧器连续排气管道放水门669、5号低加水侧放水门9310、6号低加连续排气手动门10813、空冷凝汽器：在600MW负荷系统隔离工况，环境温度为5.25℃56台空冷风机全部运行，风机转速为42rpm时，机组排汽压力为12.66kPa。由于排汽压力偏离设计值（11kPa）使机组热耗率升高103.41kJ/kWh。14、主、再热蒸汽临时滤网的影响：高、中压缸临时滤网共计使机组热耗率升高38.00kJ/kWh。建议在机组运行满6个月后，第一次检修期间拆除临时滤网。15、空预器漏风：B侧空气预热器漏风率为6.44%。设计值不高于6%。在检修期间对空气预热器漏风进行治理，以提高机组运行的经济性。16、散热损失：1号机组带599MW电负荷正常运行时，在锅炉65.8m右墙，57.8m尾部烟道左墙，48.6m左墙，41.6m前墙，41.6m左墙，41.6m右墙，37.2m前墙，32.0m前墙，32.0m后墙，26.8m前墙，等处均有1点或2点炉墙表面温度超过了50℃，其余点都低于50℃。这几处保温外表面温度都高于保温协议要求。综上所述：影响机组煤耗的主要因素见下表（锅炉效率取值：92.87％）项目影响因素热耗率影响煤耗g/kw.h高压缸效率低于设计值4.82个百分点升高66.16kJ/kWh2.43中压缸效率低于设计值3.50个百分点升高32.77kJ/kWh1.20低压缸效率低于设计值3.23个百分点升高107.23kJ/kWh3.94中压缸冷却蒸汽量再热蒸汽流量的2.843%热耗率升高29.59kJ/kWh1.08轴封漏汽流量轴封加热器凝结水焓升为12.94kJ/kg，热耗率升高31.26kJ/kWh1.15高、低压加热器1号高压加热器疏水温度较高热耗率升高3.62kJ/kWh0.12给水泵实测焓升19.25kJ/kg热耗率升高4.691kJ/kWh0.16空冷凝汽器排汽压力为12.66kPa热耗率升高103.41kJ/kWh。3.8主、再热蒸汽临时滤网热耗率升高38.00kJ/kWh1.39合计：热耗率升高416.731kJ/kWh约15.27其他影响因素：1、抽汽温度；2、排气压力喷水温度；3、主蒸汽压力、温度；4、定滑压运行方式；5、再热器减温水；6、阀门漏泄情况；7、空预器漏风；8、散热损失。影响机组热耗率的其他因素项目影响热耗率（kJ/kWh）煤耗抽汽温度5段抽汽温度为265.43℃，比设计值（222.0043.43℃，6段抽汽温度为222.90℃，比设计值（167.90排气压力喷水温度排汽压力高于设计值减温水漏泄低旁及减温水漏泄阀门漏泄空预器漏风散热损失再热器减温水量跑冒滴漏三、根据机组运行情况（参考10月及11月运行分析）分析能耗的影响因素项目实际（10月／11月）设计影响煤耗升高因素凝汽器真空11.9KPa／12.98KPa11KPa1.84g/kWh／4.05g/kWh主汽温度：535.9℃／5410.46g/kWh／+0.2g/kWh再热汽温度538.49℃／5410.193g/kWh／0.09g/kWh排烟温度143.13℃／1312.09g/kWh／+2.176g/kWh合计4.583g/kWh／6.516从以上分析只要经过治理，白音华金山发电有限公司的厂用电率、煤耗一定能达到蒙东地区的平均水平或更好，理论上还有近20g/kWh的空间，由于我们处在的地理位置，取暖用气量大，达到全国平均水平还有差距，还需要进一步的做工作。经过10－11月运行分析机组与试验发供电煤耗对应表工况试验发供电煤耗实际发供电煤耗发电煤耗供电煤耗发电煤耗314.24供电煤耗348.38600MW307.62gce/kWh333.53gce/kWh313.2347.26520MW313.78gce/kWh342.98gce/kWh319353450MW316.07gce/kWh345.16gce/kWh330360360MW326.35gce/kWh357.54gce/kWh345380四、白音华金山发电有限公司节能降耗的改进措施根据以上机组性能考核试验和机组运行情况，白音华金山发电有限公司节能降耗建议从以下几方面关注：1、白音华金山发电有限公司采用的是空冷机组，采用的是常规设计三台电泵。现机组是调峰机组低负荷运行时间较长，单台电泵设计出力较大，能够满足400MW要求，低负荷达到360MW时采用单台电泵运行，经测算后得出将可降低供电煤耗1.2g/kw.h。（但机组运行可靠性将有所下降）2.空冷机组夏季运行时背压过高是影响发电煤耗的主要因素，下个年度如论证通过将增加降温系统。加强维护提高散热片的洁净度，降低风机故障率。经实际测算夏季机组平均背压为20KPa，采取上述措施机组运行平均背压可降低1.8KPa，降低供电煤耗：3.69g/kWh。3、冬季运行时将采用单台辅机循环水泵运行即可满足两台机组开冷水系统要求可降低供电煤耗0.174g/kw.h。4、凝泵将在下个年度投入变频调节，将节省供电煤耗：0.37g/kw.h。5、白音华金山发电有限公司所处地区属高寒地区，冬季采暖期为7个月，采暖抽汽量为74.92T/H，影响全年供电煤耗：7.07g/kw.h，将对采暖用户采取加强保温措施，严格执行环境温度与采暖热负荷曲线等措施，争取在下个年度降低供电煤耗2g/kw.h。6、主、再热汽温度及汽压建议加大小指标考核，压线运行。7、排烟温度结合再热器喷水量超标严重对受热面进行改造，至少降煤耗3－5g/kWh，同时提高机组的经济性8、磨煤机运行方式的优化根据白音华金山发电有限公司机组调峰时带50%-60%额定负荷的情况，总煤量在230-250t/h，磨煤机运行台数为5台，以最低煤量230t/h计算，每台磨出力为46t/h。在同等工况下，经过4台磨运行的试验，每台磨的出力为57.5t/h，可靠性基本相同，采取4台磨煤机运行的方式，按每天调峰8h计算，可降低磨煤机耗电量约2576kWh,降低厂用电率约0.03%。9、脱硫浆液循环泵运行方式的优化目前在机组低负荷调峰时脱硫浆液循环泵运行的方式是3台全部投入，为了进一步降低脱硫电耗，降低厂用电率，根据国家环保标准，在保证脱硫效率的和相同的Ca/S比的前提下，在不同负荷工况、不同煤质（烟气含尘量）情况下进行2台浆液循环泵的不同组合运行试验，能保证脱硫效率，按机组75%负荷率计算，采用2台泵运行方式可节电约9450kWh，降低厂用电率约0.09%。10、机组低负荷运行时经济性较差，应尽可能避免，加大与电网公司联系。11、机组缸效对机组煤耗影响因素较大，建议在机组大修时进行机组轴封间隙及漏气量和抽汽口温度偏高的问题进行治理。12、1号高压加热器疏水温度较高，下端差偏大的主要原因是加热器水位偏低，建议更改定值。13、建议开展定机组滑压运行经济性比较试验，合理确定机组的运行方式，特别是拐点的确定。在滑压阶段，主汽压力与负荷成线性关系，并受排汽压力的影响，因此滑压运行曲线需要合理地选择，以尽可能地提高机组效率，现大机组已进行试验，取得较好效果。14、阀门漏泄问题要引起关注，要形成定期检查工作内容。15、高、中压缸临时滤网共计使机组热耗率升高38.00kJ/kWh。建议在机组运行满6