火力发电厂节能专业A级检修修前技术分析

火力发电厂节能专业A级检修修前技术分析一、机组概况某热电有限责任公司6号机组于2005年12月11日投入运行。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[2016]154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－Π4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QFSN－320－2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。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%6100%329.1292.998330.406.07出厂设计值100%329.1292.998330.406.07集团核定值75%326.1992.068094.606.4950%351.7290.758429.707.92三、静态达设计值分析（一）汽机部分1.热耗率试验结果75%THA工况下试验热耗率为8559.41kJ/kWh，参数修正后热耗率为8326.72kJ/kWh。50%THA工况下试验热耗率为8673.23kJ/kWh，参数修正后热耗率为8619.89kJ/kWh。2.高、中压缸效率偏低，THA工况下高压缸效率为83.24%，比设计值低3.33%，计算影响机组热耗率50.92kJ/kWh；中压缸效率为91.44%，比设计值低0.83%，计算影响机组热耗率9.05kJ/kWh。3.THA工况下，机组过热减温水流量为11.215t/h，影响机组热耗率3.04kJ/kWh；再热减温水流量为3.37t/h，影响机组热耗率8.69kJ/kWh。4.部分抽汽段温度不达标THA工况下，一段抽汽温度为382.3℃，比设计值低10.9℃；四段抽汽温度为341.5℃，比设计值高10.1℃；二段抽汽温度为314.9℃，比设计值低15.4℃。50%THA工况下，主汽温度为537.8℃，比设计值高0.8℃；再热汽温度为533.8℃，比设计值低3.2℃。主给水温度偏低，比设计值低11.7℃；2号加热器温升不足，比设计值低6.6℃；2号加热器下端差比设计高4.4℃。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）检修中重点检查通流部分间隙、隔板汽封以及叶顶汽封，重点对通流部分各级动静叶片是否存在损伤或结垢情况进行检查；对缸内可能存在漏汽的部位进行重点检查并处理。（3）对热力系统疏放水阀门进行全面普查，A级检修中对内漏阀门重点处理。（4）重点对2号高压加热器水室分程隔板及疏水冷却段包壳密封情况进行检查，彻底消除内漏。（二）锅炉部分1．使用试验煤种，习惯运行方式，在290MW、210MW、150MW负荷工况下，锅炉效率修正前分别为92.12%、92.79%、92.71%；修正后分别为91.11%、91.68%、92.00%。2．根据《锅炉热力计算表》，机组ECR、50%THA工况下设计值锅炉效率分别为93.08%、90.75%；与设计值相比，在290MW负荷工况下锅炉效率比设计值低1.97%，在150MW负荷工况下锅炉效率比设计值高1.25%。290MW负荷工况下锅炉效率偏低主要原因是固体未完全燃烧热损失偏高。3．在290MW负荷工况下，甲、乙侧空预器漏风率分别为7.08%、7.23%；根据该机组的设计值（BMCR工况）空预器漏风率为7%，两侧均不满足于设计值。4．在290MW负荷工况下，甲、乙侧空预器烟气侧阻力（包括出口弯头）分别为1730Pa、1940Pa；根据该机组的设计值（BMCR工况）空预器烟气侧阻力为920Pa，两侧均不满足于设计值。四、动态达设计值分析2020年1-12月，机组负荷率完成53.57%，锅炉平均效率完成93.18%，比同负荷设计值91.97%高1.21个百分点；厂用电率完成4.16%，比同负荷设计值6.32%低2.16个百分点；汽轮机热耗完成8546.34kJ/kWh，比同负荷率设计值8429.7kJ/kWh高116.64kJ/kWh；供电煤耗完成330.06g/kWh，比同负荷率设计值344.74/kWh低14.68g/kWh。节能潜力分析：1.THA工况下试验热耗率为8643.54kJ/kWh，参数修正后热耗率为8248.91kJ/kWh，比设计热耗率7958.00kJ/kWh高290.91kJ/kWh。75%THA工况下试验热耗率为8559.41kJ/kWh，参数修正后热耗率为8326.72kJ/kWh。50%THA工况下试验热耗率为8673.23kJ/kWh，参数修正后热耗率为8619.89kJ/kWh。高、中压缸效率偏低，THA工况下高压缸效率为83.24%，比设计值低3.33%，计算影响机组热耗率50.92kJ/kWh；中压缸效率为91.44%，比设计值低0.83%，计算影响机组热耗率9.05kJ/kWh。2.6号机冷却塔填料整体状况良好，部分除雾器有掉落现象，个别有不下水的情况。3.机组夏季真空度91.27%，较设计低0.16%，影响供电煤耗0.64g/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/kWh）53.57%负荷设计值（折纯凝）2020年1-12月完成值（未折纯凝）行业先进值与行业先进值差值行业平均值与行业平均值差值6号机组344.74330.06264.2465.82298.4631.60发电厂用电率（%）53.57%负荷设计值2020年1-12月完成值行业先进值与行业先进值差值行业平均值与行业平均值差值6号机组7.924.164.120.045.44-1.28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6号机组13009653.57330.064.16大唐集团300MW机组平均值66.65287.444.291张家口发电厂1号机组3556366.89314.724.872张家口发电厂2号机组1533271.39327.665.363张家口发电厂3号机组4758163.52297.234.454张家口发电厂4号机组5700568.55318.314.675张家口发电厂5号机组4087769.8323.935.046张家口发电厂6号机组5684566.4316.314.997张家口发电厂7号机组4913670.85302.064.438张家口发电厂8号机组5955766.01305.054.529唐山热电公司1号机组6357872.17288.145.6710唐山热电公司2号机组5447667.91285.775.3111呼和浩特热电公司1号机组6460382.44325.175.0912呼和浩特热电公司2号机组6321077.76311.64.8913丰润热电公司1号机组3607464.35242.853.8414丰润热电公司2号机组6364972.57297.034.7515张家口热电公司1号机组4784269.78289.283.5716张家口热电公司2号机组4976874.01288.453.6117石门发电公司1号机组5219172.18324.074.8218石门发电公司2号机组5352771.04324.384.8319耒阳发电厂3号机组5433658.12316.395.4120耒阳发电厂4号机组5435159.12316.465.3221株洲发电公司3号机组5477256.29319.74.6422株洲发电公司4号机组4755156.43319.094.623湘潭发电公司1号机组5050355.91320.764.624湘潭发电公司2号机组4482756.23322.834.525桂冠合山2号机组137667.98321.076.3126徐塘发电公司4号机组2182078.55320.014.3127徐塘发电公司5号机组1511580.47318.344.3228徐塘发电公司6号机组5533781.58316.754.3629徐塘发电公司7号机组2956779.03316.114.1830田家庵发电厂5号机组5748576.06310.375.2731田家庵发电厂6号机组6810974.48312.534.9432淮南洛河电厂1号机组1376164.13335.475.7733淮南洛河电厂2号机组9822770.45346.285.8634洛能发电公司3号机组2557768.08320.384.3135洛能发电公司4号机组15423968.11327.575.136首阳山发电厂3号机组1811659.18322.754.0137首阳山发电厂4号机组5178361.44318.523.938安阳华祥发电公司9号机组2042850.57259.124.5539安阳华祥发电公司10号机组4879259.96305.924.8440信阳华豫1号机组3842158.25321.015.1541信阳华豫2号机组3426958.2368.75542洛阳热电公司5号机组10469054.43256.422.7643三门峡华阳1号机组4805656.17307.433.4344三门峡华阳2号机组3096357.35294.243.2545安阳热电1号机组2787751.7260.094.1446安阳热电2号机组5161658.44297.554.5947马头热电9号机组12881071.73283.073.5748马头热电10号机组17811372.85304.634.2249清苑热电1号机组5450173.68302.73.8650清苑热电2号机组6304779.06259.873.8851珲春发电公司3号机组3927261.7288.476.8652珲春发电公司4号机组5857161.07280.16.9553辽源发电3号机组5629961.29286.194.8554辽源发电4号机组5660759.35295.15.3555哈尔滨第一热电厂1号机组4928257.72257.433.8556哈尔滨第一热电厂2号机组4239956.33241.893.3757鲁北发电厂1号机组5333871.74316.57.4958鲁北发电厂2号机组4172671.48318.928.5359渭河发电厂1号机组(新)5629875.11284.174.6260渭河发电厂2号机组(新)6336471.26297.285.1261户县第二发电公司1号机组5040370.46290.334.5462户县第二发电公司2号机组6395870.89303.153.8663灞桥电厂1号机组12306666.97281.644.564灞桥电厂2号机组14553671.55282.434.2965宝鸡热电1号机组5781968.6290.134.6266宝鸡热电2号机组6532674.56286.63.8467锦州热电公司1号机组5506460.29283.086.5768锦州热电公司2号机组5087959.92308.166.24洛阳公司6号机组2020年1-12月完成供电煤耗330.06g/kWh，对标2020年中电联公布的300MW等级湿冷供热机组数据，比行业平均值298.64g/kWh高31.6g/kWh，与区域、大唐对标，属于下游水平。6号机组发电量13.01亿千瓦时，在各区域和大唐内属于中等水平，负荷率53.57%，在各区域和大唐内属于中等水平。厂用电率4.16%，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2020年1-12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53.57%负荷下的设计值与设计值偏差一锅炉指标1锅炉效率（%）93.1891.971.212排烟温差（℃）87.8892.54-4.663飞灰含碳量（%）3.233.000.234炉渣含碳量（%）3.423.50-0.085主蒸汽温度（℃）538.16537.001.166主蒸汽压力（MPa）12.3712.190.187再热蒸汽温度（℃）535.25521.9013.359再热系统汽侧压损（MPa）0.220.25-0.0310过热器减温水量（t/h）22.4854.68-32.2011再热器减温水量（t/h）3.244.00-0.7614煤粉细度（%）0.300.3019空预器差压（KPa）0.440.50-0.0620空预器漏风率（%）5.397.00-1.6121热二次风温度（℃）231.50231.000.5023催化剂差压（KPa）0.000.000.0024氨逃逸率（PPm）0.000.000.0025脱硫系统差压（KPa）93.2293.030.1926锅炉保温超温点数量（个）0.000.000.0027汽水阀门内漏数量（个）0.000.000.00二汽机指标1热耗率（kJ/kWh）8546.348429.70116.642调节级压力（MPa）11.6910.860.833一段抽汽压力（MPa）4.584.320.264一段抽汽温度（℃）377.03376.900.136二段抽汽压力（MPa）2.842.86-0.027二段抽汽温度（℃）291.00321.26-30.269三段抽汽压力（MPa）1.241.27-0.0310三段抽汽温度（℃）484.90481.033.8712四段抽汽压力（MPa）0.600.64-0.0513四段抽汽温度（℃）385.05378.986.0715五段抽汽压力（MPa）0.220.25-0.0316五段抽汽温度（℃）242.12260.45-18.3318六段抽汽压力（MPa）0.070.09-0.0219六段抽汽温度（℃）144.31146.81-2.5021七段抽汽压力（MPa）0.030.04-0.0122七段抽汽温度（℃）80.1482.11-1.9724八段抽汽压力（MPa）0.020.020.0025八段抽汽温度（℃）49.3752.04-2.6727给水温度（℃）243.74242.780.9628高加投入率（%）100.00100.000.00291号高加上端差（℃）-2.40-1.65-0.75301号高加下端差（℃）5.325.55-0.23311号高加温升（℃）29.3025.174.13321号高加堵管率（%）0.000.000.00332号高加上端差（℃）2.310.002.31342号高加下端差（℃）2.975.60-2.63352号高加温升（℃）40.3440.45-0.11362号高加堵管率（%）0.000.000.00373号高加上端差（℃）-1.370.00-1.37383号高加下端差（℃）7.435.551.88393号高加温升（℃）28.6025.473.13403号高加堵管率（%）0.000.000.00415号低加上端差（℃）1.142.80-1.66425号低加下端差（℃）3.215.60-2.39435号低加温升（℃）30.6932.27-1.58445号低加堵管率（%）0.000.000.00456号低加上端差（℃）1.962.80-0.84466号低加下端差（℃）2.365.60-3.24476号低加温升（℃）17.5218.06-0.54486号低加堵管率（%）0.000.000.00497号低加上端差（℃）2.222.80-0.58507号低加下端差（℃）3.485.55-2.07517号低加温升（℃）22.6223.27-0.65527号低加堵管率（%）0.000.000.00538号低加上端差（℃）0.952.80-1.85548号低加下端差（℃）1.375.60-4.23558号低加温升（℃）12.1813.14-0.96568号低加堵管率（%）0.000.000.0057轴封加热器温升（℃）0.820.700.1258真空度（%）93.9992.751.2459真空严密性（Pa/min）116.47270.00-153.5360凝汽器端差（℃）3.917.00-3.0961凝结水过冷度（℃）10.732.008.7362胶球投入率（%）100.00100.000.0063胶球回收率（%）97.7195.002.7164凝汽器堵管率（%）0.000.000.0065冷却塔幅高（℃）5.607.00-1.4066循环水浓缩倍率（%）5.025.000.0267补水率（%）0.40//68化学自用水率（%）6.30//69汽水系统阀门内漏数量（个）4.000.004.0070热力系统保温超标数量（处）0.000.000.0071发电机氢气纯度（%）96.47≥951.47三厂用电率1厂用电率（%）4.166.32-2.162一次风机耗电率（%）0.530.500.033送风机耗电率（%）0.230.170.064引风机耗电率（%）1.400.800.605磨煤机耗电率（%）0.340.38-0.046脱硫耗电率（%）1.930.881.057除灰除尘耗电率（%）0.290.230.069给水泵耗电率（%）0.270.170.1010循环水泵耗电率（%）0.971.10-0.1312凝结水泵耗电率（%）0.140.24-0.1013化学制水系统耗电率（%）0.030.21-0.18从6号机组2020年1-12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：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：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。300M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：6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：2020年1-12月6号锅炉飞灰含碳量均值3.23%，较设计值3%高0.23%。原因分析：飞灰含碳量与煤粉细度和入炉煤质有很大关联，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：2020年1-12月再热蒸汽温度535.25℃，比75%负荷率设计值（537℃）偏低1.75℃。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；6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：2020年1-12月，引风机耗电率1.4%，较设计值偏高0.6个百分点。原因分析：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：2020年1-12月，一次风机耗电率0.53%，较设计值偏高0.03个百分点。原因分析：一次风机变频器故障。整改措施：升级一次风机变频器。8.送风机耗电率现状分析：2020年1-12月，送风机耗电率0.23%，较设计值偏高0.06个百分点。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：2020年1-12月，6号机组脱硫耗电率为1.93%，较设计值偏高1.05个百分点。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：2020年1-12月，电除尘耗电率0.29%，较设计值偏高0.06个百分点。原因分析：（1）为确保超低排放达标和吸收塔浆液较低的含灰量，必须保证电除尘的除尘效率，运行参数基本保持在最大值；（2）入炉煤灰分较高，影响电耗；（3）冬季生产抽汽量大，锅炉负荷相对较大，烟气量大。（4）除灰空压机运行台数多，空压机耗电率高。整改措施：检查、修复各电场电极，保证除尘效率。11.阀门内漏汽机侧存在4处内漏阀门：热再热器1号管疏水气动阀；主蒸汽2号管疏水气动阀；4号导管疏水气动阀；高排逆止门后疏水气动门关不严，DCS显示温度较高。由于系统无法隔离，本次检修安排更换。七、集团公司推广的46项节能项目分析序号项目名称应用情况说明一推广项目1亚临界汽轮机通流改造技术×本机组不适合2纯凝汽轮机热电联产技术√已应用3吸收式热泵供热技术×本机组不适合4蒸汽梯级利用的转动汽动技术×本机组不适合5汽轮机汽封改造技术√已应用6汽轮机喷嘴组优化改造技术×本机组不适合7汽轮机低压排汽通道优化改造√已应用8凝汽器胶球及清洗改造技术√已应用9水环式真空泵工作液冷却技术×本机组不适合10双背压凝汽器系统优化技术×本机组不适合11冷却塔喷溅装置改造×本机组不适合12循环水泵节能改造√已应用高低速电机切换13大功率给水泵变频技术×本机组不适合汽动给水泵14回热系统优化技术√已应用15空冷岛降温提效及优化技术×本机组不适合湿冷机组16锅