机组A修前节能专业技术分析

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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[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%5100%329.1292.998330.406.07出厂设计值

1100%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9.06kJ/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

2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运行状态良好。

3300MW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。

42.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%，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307.59g/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年行业行业

5g/kWh设计值（折纯凝）2019年1-6月完成值（未折纯凝）1-8月完成值先进值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(%)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9498168.33304.414.488张家口发电厂8号机组8067067.14320.025.089唐山热电公司1号机组8099973.68277.55.29

610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9545573.25279.923.4917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6235158.82316.624.5824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1059675.49311.654.08

728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3329752.81186.363.3545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9557877.7295.663.64

848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3107865.63322.937.7163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9718072.41287.354.6

966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1-6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19.67g/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节能潜力

1063.28%负荷下的设计值与设计值偏差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（℃）88.3392.54-4.21-0.6794-5.673飞灰含碳量（%）2.4820.48　20.484炉渣含碳量（%）3.263.5-0.24　3.5-0.245主蒸汽温度（℃）537.695370.6905370.696主蒸汽压力（MPa）13.4613.69-0.230.1213.69-0.237再热蒸汽温度（℃）537.415370.415370.419再热系统汽侧压损（MPa）　0.25-0.250.080.25-0.2510过热器减温水量（t/h）21.554.68-33.18　54.6-33.111再热器减温水量（t/h）1.14-2.92-0.9

1114煤粉细度（%）0.3　0.3　　0.319空预器差压（KPa）0.480.5-0.02　0.95-0.4720空预器漏风率（%）6.757-0.2　7-0.2521热二次风温度（℃）231.52310.5　2310.523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）000　00二汽机指标1热耗率（kJ/kWh）7725.238225.43-500.28096-370.772调节级压力（MPa）11.6910.860.83　12.91-1.223一段抽汽压力（MPa）4.584.320.26　5.12-0.544一段抽汽温度（℃）377.03376.901.13　372.84.776二段抽汽压力（MPa）2.842.86-0.02　3.4-0.567二段抽汽温度（℃）291　-26.7

12321.26-30.26317.79三段抽汽压力（MPa）1.2431.27-0.02　1.5-0.25710三段抽汽温度（℃）484.9481.033.87　484.20.712四段抽汽压力（MPa）0.5950.64-0.04　0.75-0.15513四段抽汽温度（℃）385.05378.986.07　380.14.9515五段抽汽压力（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（℃）257.8253.943.86　265.2-7.428高加投入率（%）100　0　100

13100.00291号高加上端差（℃）-5.4-1.65-3.75　-1.6-3.8301号高加下端差（℃）7.15.551.55　5.51.6311号高加温升（℃）29.325.174.13　263.3321号高加堵管率（%）00.000.00　　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（%）00.000.00　　0373号高加上端差（℃）-4.40.00-4.40　0-4.4383号高加下端差（℃）115.555.45　5.55.5393号高加温升（℃）28.625.473.13　26.42.2403号高加堵管率（%）00.000.00　　0415号低加上端差（℃）　2.80-2.80　2.8-2.842　5.60-5.60　5.6-5.6

145号低加下端差（℃）435号低加温升（℃）　32.27-32.27　33.1-33.1445号低加堵管率（%）00.000.00　　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（%）00.000.00　　0497号低加上端差（℃）　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（%）000　　0538号低加上端差（℃）　2.8-2.8　2.8-2.8548号低加下端差（℃）　5.6-5.6　5.6-5.6

15558号低加温升（℃）　13.14-13.14　16.6-16.6568号低加堵管率（%）000　　057轴封加热器温升（℃）1.280.70.58　0.60.6858真空度（%）93.9994.75-0.76　94.75-0.7659真空严密性（Pa/min）98270-172　175-7760凝汽器端差（℃）57-2　7-261凝结水过冷度（℃）-0.372-2.37　2-2.3762胶球投入率（%）1001000　100063胶球回收率（%）92902　90264凝汽器堵管率（%）000　　065冷却塔幅高（℃）5.6　66循环水浓缩倍率（%）5　　　67补水率（%）0.4　　　68化学自用水率（%）6.3　　　69汽水系统阀门内漏数量（个）200　　　70热力系统保温超标数量（处）000　　　71发电机氢气纯度（%）96.47≥951.47　　≥951.47　

16三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（%）0.550.50.05-3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。

17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：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，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：

185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，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，导致加开再热器事故喷水，殃及甲侧再热汽温降低。

19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/kWh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。（

202）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.进行双转子改造本次A级检修进行双转子改造。改造后可降低供暖期机组煤耗约64克/千瓦时。

21七、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×

22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锅炉排烟余热回收技术×本机组不适合17锅炉吹灰优化技术√已应用18空气预热器密封技术√已应用19煤粉动态分离技术√已应用20增压风机加装烟气旁路技术×本机组不适合引增合一21引风机、增加风机合二为一技术√已应用22变频调速技术√已应用23×

23小油枪点火及稳燃技术本机组不适合24等离子点火技术√已应用25阀门内漏在线监控及治理√已应用26照明节能改造√已应用二示范项目1永磁涡流柔性传动节能技术×本机组不适合2烟气SCR尿素热解高温烟气换热器×本机组不适合3凝结水节流调频节能技术√已应用4节能减排智能管理系统×本机组不适合5600MW超临界机组通流改造×本机组不适合6自动调节与温度控制系统优化√已应用7凝汽器自清洗除垢强化换热技术√已应用

248低速钢球磨煤机节能改造×本机组不适合三试点项目1空冷机组湿式凝汽器冷却节能技术×本机组不适合湿冷机组2空冷机组蒸发式冷却节能技术×本机组不适合湿冷机组3大型供热机组双背压双转子互换循环水供热技术×本机组不适合4亚临界机组升级超（超）临界改造技术×本机组不适合5自然通风逆流湿式冷却塔风水匹配强化换热技术√已应用6空冷机组高背压供热技术×本机组不适合7提高发电机氢气纯度节能技术√已应用8固体颗粒侵蚀√已应用

25SPE综合治理技术9集中式吸收制冷技术√已应用10弹性回热技术√已应用11四分仓空预器技术×本机组不适合非流化床锅炉集团公司推广的46项节能项目中，应用的有22项，不适合的有24项。