增刊2 2007 华北电力技术 NOR TH CH I NA EL ECTR I C POW ER 105
煤耗高的原因分析和降低煤耗的建议
齐全友, 梁学斌, 王树伟
(天津国华盘山发电有限责任公司, 天津蓟县301900)
摘 要:节能降耗是国家提出可持续发展战略的一项重要举措, 对于火力发电厂来说, 降低供电煤耗是节约成本、提高市场竞争力的一项非常重要的工作。针对国华盘电公司发电煤耗高的情况从汽轮机角度进行了分析, 同时根据设备状况提出了一些可行的降低煤耗的建议。关键词:煤耗; 热耗; 效率
中图分类号:T K 227. 1 文献标识码:A 文章编号:100329171(2007) 增刊22Ana lysis of the Causes of H and Q i Q , L , W ang Shu 2w ei
(T ianjin Generati on Co . L td . , J ixian 301900, Ch ina )
Abstract :consump ti on 2reducing is a significant m easure fo r the state sustainable developm ent , and reducing coal consump ti on pow er supp ly fo r is a rather i m po rtant issue fo r therm al pow er p lants to save co sts and reinfo rce their m arket competitive strength . H igh coal consump ti on situati on of pow er supp ly in Guohua Panshan Pow er Generati on Co . L td . w as analyzed from the perspective of steam turbine . M eanw h ile , recomm endati ons of reducing coal consump ti on w ere p resented based on the conditi on of the equi pm ent .
Key words :coal consump ti on ; heat consump ti on ; efficiency
1 汽轮机整体性能介绍和提高性能的方法
目前, 国产300MW 亚临界机组设计热耗率在7823kJ k W h 左右, 国产600MW 亚临界机组
设计热耗率为7795kJ k W h , 国产600MW 超临界机组设计热耗率为7523kJ k W h 。
盘电俄制500MW 超临界机组汽轮机的设计热耗率为8146kJ k W h , 该热耗率设计值不仅落后于国产超临界机组, 也落后于国产600MW 和300MW 亚临界机组。2000年8月该型机组热力
低煤耗最好的方法。经过论证, 此改造具有显著的经济效益, 即低压缸彻底改造、高压缸调速级围带汽封改进性恢复和高中压缸各汽封、轴封改进性恢复的增容改造, 会使热耗率约降低264kJ k W h , 煤耗降低9. 88g k W h , 机组出力增
加30MW 。三缸全改可彻底解决机组的安全可靠性问题, 使机组的效率、热耗率得到最大程度的改善, 可达到同类机组的同等水平, 即, 机组的热耗率降低至7885kJ k W h 左右, 热耗率约降低264新蒸汽参数及再热蒸汽kJ k W h 。在新蒸汽流量、参数不变的条件下, 增容约20MW ,
改造效果明显。
性能试验的热耗率在进行参数修正后为8356kJ k W h , 比设计热耗率偏大。
该型机组设计高压缸效率83. 39%, 中压缸效率90. 06%、低压缸效率为75. 58%。与目前国产机组高压缸、中压缸、低压缸效率设计值87%、93%、88%相比有很大的差距。
2 汽轮机运行效率对煤耗的影响
汽轮机运行效率变化对供电煤耗有直接影响, 汽机效率每升高或降低1%, 供电煤耗降低或升高7. 1g k W h 。K 2500224024型汽轮机设计效率为46. 25%, 而汽轮机运行中的实际效率为:1号
从盘电俄制500MW 超临界机组汽轮机整体性能中可以看出, 进行汽轮机通流部分改造是降
华北电力技术 NOR TH CH I 106NA EL ECTR I C POW ER 增刊2 2007
机42. 52%, 2号机40. 96%。汽轮机实际运行效率统计值见表1。
表1 汽轮机效率统计
2002年
1号汽轮机43. 5592号汽轮机43. 728
2003年43. 34743. 577
2004年43. 23643. 576
2005年42. 86243. 160
%
2006年42. 01741. 971
以通过降低循环水温度提高真空。因此可以从提高循环水塔的效率入手降低煤耗, 如更换新型填料等。4. 2 汽机热耗
汽机热耗是影响煤耗的重要指标。机组设计热耗值为7796kJ k W h , 当热耗值高于设计热耗时100kJ k W h 时, 影响煤耗4. 26g k W h 。
盘电两台汽轮机的实际热耗值见表3:
表3 两台机实际热耗值
时间
1月份2月份4月份7月份
1号机热耗值8386. 418748. 929. 8548. 698853. 018466. 21
从汽轮机效率统计值分析, 汽轮机效率逐年降低, 导致机组煤耗增加。为解决这一问题应从两个方面入手:一方面通过机组大修减少汽轮机各项损失; 另一方面提高辅助系统(如加热器) 的效率。
kJ k W h
2号机热耗值8412. 898237. 288928. 338397. 088327. 798796. 088789. 94
3 影响汽机效率变化的参数
现对影响汽机效率变化的相关参数作一汇
总, 见表2。
表2指标名称汽机效率(kJ ・k W h -1)
主汽压力 M Pa 主汽温度 ℃再热温度 ℃再热压力 M Pa 给水温度 ℃真空度 %补水率 %汽耗
(kg ・k W h -1)
设计值5405403. 5126794. 523. 06
%
-(+) 0. 6+(-) 0. 22+(-) 0. 0097
・k W h -1) +(-) 4. 26-(+) 1. 56-(+) 0. 068
100±1
±1±1±1±1±1±1±0. 01±1±1
+(-) 0. 0089-(+
) 0. 0637+(-) 0. 21-(+) 1. 491+(-) 0. 0014+(-) 0. 352-(+) 0. 33+(-) 0. 11-(+) 0. 12-(+) 0. 12-(+) 0. 13
-(+) 0. 11-(+) 2. 5+(-) 2. 34+(-) 0. 77+(-) 0. 85+(-) 0. 85+(-) 0. 94
通过历史数据分析, 目前盘电M IS 系统上的汽轮机热耗值计算可能存在误差, 但是汽轮机热耗高于设计值是实际存在的问题。4. 2. 1 降低汽轮机热耗的两个试验
(1) 1号和2号机除氧器运行压力下运行试验。因为存在除氧器安全门误动问题, 因此除氧器运行时的工作压力低于设计压力。设计压力为0. 60M Pa , 运行时压力维持在0. 54～0. 56M Pa , 这样给水经过高压加热器时要浪费更多的高品质蒸汽, 才能达到额定给水温度。解决俄制安全门误动问题可以使机组在额定工况下将除氧器压力提高到设计压力运行。
(2) 1号机3号低压加热器内置式疏水冷却器不能投运, 使3号低压加热器疏水温度升高, 相应的3号低压加热器出口凝结水温度降低, 耗费前几段高品质的蒸汽, 导致机组热耗增加。试验目的在于确认3号低压加热器内置式疏水冷却器溢流管的溢流能力。
机组A 级检修时有针对性的检查, 大小机的轴封、阀门门杆泄汽的高品质蒸汽漏汽以及给水泵密封水各档泄水的高品质水的泄漏量影响热耗, 应采取试验的方法测量蒸汽泄漏量是否大于设计值, 以便于检修按照规定调整间隙, 减少损失。
41212 为降低热耗, 系统检修方面需要进行的工作
(1) 2号机6号高压加热器内置式疏水过热
循环水出口温度20(年
℃平均) 循环水入口温度 ℃
30
凝结器端差 ℃4. 5～6. 5±1
4 影响汽轮机效率的参数分析
4. 1 凝结器真空
汽轮机凝结器真空是影响机组煤耗高的重要指标。K 250022424型汽机凝结器设计真空度为94. 5%, 当实际真空度偏离设计值1%时, 则影响煤耗2. 5g k W h 。
两台机凝结器的真空度实际运行值为:1号机凝结器真空度为93. 54%; 2号机凝结器真空度为92. 94%。机组夏季运行时凝结器真空度偏离设计值比较明显。
从凝结器真空度数值分析, 机组夏季运行时循环水温度升高, 导致凝结器真空度偏离设计值。如果循环水塔冷却效果能够提高, 则可
增刊2 2007 华北电力技术 NOR TH CH I NA EL ECTR I C POW ER 107
段出入口温差小, 影响2号机给水温度1. 5℃, 能够在机组检修时检查。
(2) 两台小汽机给水泵的效率不高, 小汽机的耗汽量增加, 导致四段抽汽量高于设计值, 使热耗增大。要从这方面降低煤耗应解决小汽机和给水泵效率低的问题。
(3) 两台机组的低压缸效率仅为74%, 提高低压缸效率也是降低热耗的重要手段之一。
(4) 目前汽机房内很多管道的保温层保温效果差, 比规定温度低50℃以上, 导致运行中热量损失, 也是影响热耗的原因之一。需要在机组大修中作进一步的整改。4. 3 给水温度
K 2500224024负荷时为267℃。
为:1. , 4(以负荷310MW 1号机存在着偏差, 1. 3～1. 5℃之间。
影响2号机给水温度的原因是6号高压加热器蒸汽过热段出入口没有温差, 消除这个缺陷, 可以恢复给水温度到正常。4. 4 主、再热蒸汽压力和主、再热蒸汽温度
主蒸汽设计压力为23. 54M Pa , 主蒸汽温度设计值为540℃; 再热蒸汽设计值为540℃。
2006年1～7月份机组运行值见表4:
表4 2006年1～7月机组运行值
时间
1月份2月份3月份4月份5月份6月份7月份
表5 机组循环水温度运行值
时间
1月份2月份3月份4月份5月份6月份7月份
1号机循环水
2号机循环水
入口温度 ℃
15. 32(因机组C
级检修, 数值不准确) 17. 520. 1325. 0628. 4629. 5
入口温度 ℃
15. 63
第一季度平均
值16. 41℃, 高于标准值13℃第一季度平均
17. 39值16. 93℃, 高
于标准值13℃
17. 78
第二季度平均值20. 76第二季度平均24. 55℃, 高于标26. 29值25. 29℃, 高准值23℃28. 82于标准值23℃高于标准值28℃
30. 22
高于标准值28℃
1℃, 影响煤耗0. ℃。
年第一季度发电
, 但是从盘电M IS 系统上统计数据分析, 还有调整的空间, 但是5～10月无法调整, 只能通过提高水塔冷却效率来
实现。
4. 6 补水率分析
K 2500224024型汽轮机补水率设计值为2. 0%。2006年1号和2号机组补水率实际运行值
见表6。
表6 2006年1、2号机组补水率
时间
1月份2月份3月份4月份5月份6月份7月份
1号机补水率
0. 851. 820. 770. 621. 120. 940. 74
2号机补水率
1. 321. 331. 641. 301. 131. 151. 02
%
全厂补水率
1. 111. 381. 210. 971. 131. 040. 89
主汽压力 M Pa
1号机2号机
23. 7123. 68
23. 6623. 6723. 6323. 6823. 67
23. 8323. 823. 8223. 8123. 7823. 7823. 82
主汽温度 ℃1号机2号机
541. 01540. 52540. 37539. 46539. 75539. 31538. 75
540. 09539. 17540. 2538. 92539. 3539. 93539. 34
再热蒸汽温度 ℃1号机2号机
539. 23539. 18540. 85540. 23540. 7540. 49540. 27
539. 66539. 17538. 82538. 27538. 37538. 47538. 59
从M IS 系统记录的补水率指标分析, 运行值高于设计值, 对降低煤耗起到了一定的作用。系统阀门外漏或由凝结水、给水系统向其他系统泄漏不存在。降低补水率可以在锅炉吹灰和磨煤机消防蒸汽疏水上做文章。由于锅炉吹灰和磨煤机消防蒸汽疏水的大量浪费, 导致机组补水率增加, 不仅造成水资源的浪费, 同时蒸汽热量也大量损失。4. 7 凝结器端差分析
K 2500224024型汽轮机凝结器端差设计值为4. 5～6. 5℃。2006年1号和2号机凝结器端差实
汽轮机进汽参数实际值与设计值基本没有偏
差, 所以表中汽轮机3项进汽参数不影响汽轮机效率。
1号机组额定负荷时再热蒸汽压力为3. 53M Pa , 高于设计值, 不会影响机组煤耗。2号机组额定负荷下3. 47M Pa , 稍低于设计值0. 04M Pa , 对煤耗影响也非常小。4. 5 循环水出入口温度
机组循环水温度运行值统计见表5。际运行值。
表7 2006年1、2号机凝结器端差
时间
1月份2月份3月份4月份5月份6月份7月份
1号机凝结器端差
4. 985. 975. 425. 535. 484. 965. 01
℃
2号机凝结器端差
3. 53. 863. 353. 63. 52. 842. 96
条件变化对经济性影响很大。
为提高汽轮机组的安全性与经济性, 有必要搞清楚是哪些条件变化导致了煤耗升高。在不对热力系统主要设备及主要管道进行重大改造的条件下, 以最小的代价, 使机组所能达到的经济效益充分发挥。
(1) 目前锅炉油枪的雾化蒸汽还有部分投入, 可以在厂用汽压可调的前提下退出运行。但是要做好防止厂用汽管道积水的安全措施。
(2) 锅炉消防蒸汽疏水应考虑回收。
(3) 。蒸汽吹。收((5) 1、2号汽泵组平均总效率为48. 99%, 比设
从1号和2号机凝结器端差实际值与设计值对比, 实际值都在设计值范围之内。通过1号和2号机胶球系统的改造, 以及运行人员对胶球系统规范的操作, 2006年机组凝结器的端差运行值要好于2005年运行值。凝结器端差每降低1℃, 则可以减少0. 94g 的煤耗。1号机凝结器端差运行值
虽然在合格范围内, 但是其运行值还是偏高的过目前试验结果, 1漏空气的现象, 1不合格的难题, , 4. 8计效率54. 12%低5. 11%, 由于效率低导致煤耗升
高1. 44g k W h , 增大抽汽量10t h 。由于机组性能变差, 在同负荷下给水泵流量比设计值提高了56. 72t h , 给水泵组需多消耗抽汽量3. 68t h , 导
循环泵用电量占厂用电的23. 6%。在负荷率低于60%时, 如果停一台循环泵可以节约厂用电30000k W h a , 厂用电率下降约0. 23%。在机组
冬季运行时, 在不影响凝结器真空的条件下, 可以实现机组低负荷时单台循环泵运行, 但是应该考虑每天启停循环泵带来的操作风险。从安全性考虑不使用此种运行方式。
冬季运行中实现3台泵运行, 可节电67200k W h a 。按照3个月计算可实现节电:2800k W h ×24h ×60天=4032000k W h 。但是
致煤耗升高0. 51g 两个因素共同导致煤耗提k W h 。高1. 95g k W h , 汽动给水泵改造为效率高的泵组。
(6) 本厂的辅助蒸汽系统非常复杂, 有4个级别的辅助蒸汽, 各段辅助蒸汽间通过管道、减温和减压装置连接起来, 这就形成了繁杂的辅助蒸汽系统。在机组正常运行状态, 辅助蒸汽系统正常投入, 机组有关试验数据表明, 不隔离工况比隔离工况热耗率高出300kJ k W h 以上, 折合发电煤耗率约11g k W h ; 反映出机组运行条件变化对经济性影响很大。通过厂用汽系统简化, 提高机组可靠性, 降低维护成本; 回收疏水, 提高机组的经济性。
需要对3台循环泵运行及4台循环泵运行对机组经济性影响(如对凝结器背压和循环水温度) 进行有效评估, 来确定3台和4台循环泵运行哪个更经济。
汽机辅机大多数是一台运行、另外一台备用, 不存在运行方式调整的问题, 在电耗方面没有节约潜力。
6 对机组节能降耗的几点建议
节能降耗工作的开展应以依据科学而准确的试验结果为指导。
(1) 应开展汽轮机三缸效率和热耗率试验工作。公司在2000年进行过1号汽轮机机组三缸效率和热耗率试验, 以后再没有进行过。这样, 汽轮机热耗与汽耗率; 高、中、低压缸效率; 热力系统的其它经济指标都没有一个准确的数值, 使运行调整和检修策略在节能降耗方面缺乏依据。
(2) 循环水塔效率试验指导水塔的维护和检
(下转第125页)
5 系统运行方式优化
在机组正常运行状态, 辅汽系统正常投入, 机组有关试验数据表明, 不隔离工况比隔离工况热耗率高出300kJ k W h 以上, 折合发电煤耗率约11g k W h ; 在运行参数与电功率基本相当的情况下, 主蒸汽流量大于70t h 以上, 反映出机组运行
安全。
313 贴补衬板的主要工艺及范围
根据煤斗各等高线实际过煤量的变化, 以标高为梯度段, 自下而上内衬不等厚度的板材; 为防止紧固件失效导致衬板脱落, 全部采用不锈钢螺柱、螺帽、垫片和不锈钢焊条。
煤斗下部(四棱台体) 线过煤量最大, 磨损最严重, 而且犁煤器落煤口的落煤点在此段, 当煤位较低时, 落煤会冲击该段, 所以此标高段采用厚度为15mm 的衬板, 每m 2固定点不少于15个。煤斗上部(长方体) 线过煤量相对较小, 此标高段采用厚度为12mm 的衬板, 每m 2固定点不少于12个。
按照煤斗形状现场下料, 以保证尺寸。在切割好的衬板上打锥型孔, 按照衬板上孔的位置用焊机将M 8不锈钢螺柱牢固的焊接在仓壁上, 好衬板后,
用不锈钢大螺帽拧紧, 点焊(如图3) 。
图4 原煤斗内部贴补PT S 衬板后效果图
4 治理后的成效
利用年9月22007年2～116、17、18原, 并制定了15天1次、煤位降至2m ) 的措, 执行上述措施后贴补衬板的各台原煤斗均未发生温度异常现象。经现场跟踪检查发现, 贴补该衬板后能有效消除原煤斗挂煤现象。并通过原煤斗走空后进入内部检查, 发现贴补的衬板表面光滑, 无冲刷、脱落、变形现象, 整体贴补效果良好
(见图5) 。通过进行该项工作, 最终消除了原煤斗积煤和易受腐蚀的现状, 为保证制粉系统安全稳定运行打下了坚实基础。
图3 原煤斗内部安装PT S 衬板示意图
贴补范围:在15、16、17、18原煤斗内壁北侧垂直面(标高37. 6～41m ) 和下斜面(标高28. 2～37. 6m ) 位置进行全面贴补; 东北侧和西北侧垂直面和下斜面各贴500mm 宽衬板; 在易受风道热腐蚀的15原煤斗西侧、18原煤斗东侧斗壁内部下斜面各贴补50m 2衬板。
在贴补前对仓壁钢板进行检查清理, 保证螺柱焊接牢固。衬板贴补后效果见图4。(上接第108页)
图5 贴补PT S 衬板后运行90天走空效果图
收稿日期:2007208227
作者简介:马振敏(1974—) , 男, 助理工程师, 锅炉专业制粉点检员。
修工作。
(3) 小汽机的效率也没有进行试验, 我们只能从小汽机的进汽量上进行简单的分析, 不能做为检修依据。
(4) 节能降耗工作应以准确的指标统计来分析差距。
目前我们只能依据M IS 系统的指标统计值来分析问题。如果不能建立一套准确的能耗指标
统计系统, 指标分析则无从谈起。参考文献
[1]李清, 公维平著. 火力发电厂节能和指标管理技术. 北
京:中国电力出版社, 2006.
收稿日期:2007210216
作者简介:齐全友(1968-) , 男, 副总工程师, 本科学历, 从事电厂管理工作。
增刊2 2007 华北电力技术 NOR TH CH I NA EL ECTR I C POW ER 105
煤耗高的原因分析和降低煤耗的建议
齐全友, 梁学斌, 王树伟
(天津国华盘山发电有限责任公司, 天津蓟县301900)
摘 要:节能降耗是国家提出可持续发展战略的一项重要举措, 对于火力发电厂来说, 降低供电煤耗是节约成本、提高市场竞争力的一项非常重要的工作。针对国华盘电公司发电煤耗高的情况从汽轮机角度进行了分析, 同时根据设备状况提出了一些可行的降低煤耗的建议。关键词:煤耗; 热耗; 效率
中图分类号:T K 227. 1 文献标识码:A 文章编号:100329171(2007) 增刊22Ana lysis of the Causes of H and Q i Q , L , W ang Shu 2w ei
(T ianjin Generati on Co . L td . , J ixian 301900, Ch ina )
Abstract :consump ti on 2reducing is a significant m easure fo r the state sustainable developm ent , and reducing coal consump ti on pow er supp ly fo r is a rather i m po rtant issue fo r therm al pow er p lants to save co sts and reinfo rce their m arket competitive strength . H igh coal consump ti on situati on of pow er supp ly in Guohua Panshan Pow er Generati on Co . L td . w as analyzed from the perspective of steam turbine . M eanw h ile , recomm endati ons of reducing coal consump ti on w ere p resented based on the conditi on of the equi pm ent .
Key words :coal consump ti on ; heat consump ti on ; efficiency
1 汽轮机整体性能介绍和提高性能的方法
目前, 国产300MW 亚临界机组设计热耗率在7823kJ k W h 左右, 国产600MW 亚临界机组
设计热耗率为7795kJ k W h , 国产600MW 超临界机组设计热耗率为7523kJ k W h 。
盘电俄制500MW 超临界机组汽轮机的设计热耗率为8146kJ k W h , 该热耗率设计值不仅落后于国产超临界机组, 也落后于国产600MW 和300MW 亚临界机组。2000年8月该型机组热力
低煤耗最好的方法。经过论证, 此改造具有显著的经济效益, 即低压缸彻底改造、高压缸调速级围带汽封改进性恢复和高中压缸各汽封、轴封改进性恢复的增容改造, 会使热耗率约降低264kJ k W h , 煤耗降低9. 88g k W h , 机组出力增
加30MW 。三缸全改可彻底解决机组的安全可靠性问题, 使机组的效率、热耗率得到最大程度的改善, 可达到同类机组的同等水平, 即, 机组的热耗率降低至7885kJ k W h 左右, 热耗率约降低264新蒸汽参数及再热蒸汽kJ k W h 。在新蒸汽流量、参数不变的条件下, 增容约20MW ,
改造效果明显。
性能试验的热耗率在进行参数修正后为8356kJ k W h , 比设计热耗率偏大。
该型机组设计高压缸效率83. 39%, 中压缸效率90. 06%、低压缸效率为75. 58%。与目前国产机组高压缸、中压缸、低压缸效率设计值87%、93%、88%相比有很大的差距。
2 汽轮机运行效率对煤耗的影响
汽轮机运行效率变化对供电煤耗有直接影响, 汽机效率每升高或降低1%, 供电煤耗降低或升高7. 1g k W h 。K 2500224024型汽轮机设计效率为46. 25%, 而汽轮机运行中的实际效率为:1号
从盘电俄制500MW 超临界机组汽轮机整体性能中可以看出, 进行汽轮机通流部分改造是降
华北电力技术 NOR TH CH I 106NA EL ECTR I C POW ER 增刊2 2007
机42. 52%, 2号机40. 96%。汽轮机实际运行效率统计值见表1。
表1 汽轮机效率统计
2002年
1号汽轮机43. 5592号汽轮机43. 728
2003年43. 34743. 577
2004年43. 23643. 576
2005年42. 86243. 160
%
2006年42. 01741. 971
以通过降低循环水温度提高真空。因此可以从提高循环水塔的效率入手降低煤耗, 如更换新型填料等。4. 2 汽机热耗
汽机热耗是影响煤耗的重要指标。机组设计热耗值为7796kJ k W h , 当热耗值高于设计热耗时100kJ k W h 时, 影响煤耗4. 26g k W h 。
盘电两台汽轮机的实际热耗值见表3:
表3 两台机实际热耗值
时间
1月份2月份4月份7月份
1号机热耗值8386. 418748. 929. 8548. 698853. 018466. 21
从汽轮机效率统计值分析, 汽轮机效率逐年降低, 导致机组煤耗增加。为解决这一问题应从两个方面入手:一方面通过机组大修减少汽轮机各项损失; 另一方面提高辅助系统(如加热器) 的效率。
kJ k W h
2号机热耗值8412. 898237. 288928. 338397. 088327. 798796. 088789. 94
3 影响汽机效率变化的参数
现对影响汽机效率变化的相关参数作一汇
总, 见表2。
表2指标名称汽机效率(kJ ・k W h -1)
主汽压力 M Pa 主汽温度 ℃再热温度 ℃再热压力 M Pa 给水温度 ℃真空度 %补水率 %汽耗
(kg ・k W h -1)
设计值5405403. 5126794. 523. 06
%
-(+) 0. 6+(-) 0. 22+(-) 0. 0097
・k W h -1) +(-) 4. 26-(+) 1. 56-(+) 0. 068
100±1
±1±1±1±1±1±1±0. 01±1±1
+(-) 0. 0089-(+
) 0. 0637+(-) 0. 21-(+) 1. 491+(-) 0. 0014+(-) 0. 352-(+) 0. 33+(-) 0. 11-(+) 0. 12-(+) 0. 12-(+) 0. 13
-(+) 0. 11-(+) 2. 5+(-) 2. 34+(-) 0. 77+(-) 0. 85+(-) 0. 85+(-) 0. 94
通过历史数据分析, 目前盘电M IS 系统上的汽轮机热耗值计算可能存在误差, 但是汽轮机热耗高于设计值是实际存在的问题。4. 2. 1 降低汽轮机热耗的两个试验
(1) 1号和2号机除氧器运行压力下运行试验。因为存在除氧器安全门误动问题, 因此除氧器运行时的工作压力低于设计压力。设计压力为0. 60M Pa , 运行时压力维持在0. 54～0. 56M Pa , 这样给水经过高压加热器时要浪费更多的高品质蒸汽, 才能达到额定给水温度。解决俄制安全门误动问题可以使机组在额定工况下将除氧器压力提高到设计压力运行。
(2) 1号机3号低压加热器内置式疏水冷却器不能投运, 使3号低压加热器疏水温度升高, 相应的3号低压加热器出口凝结水温度降低, 耗费前几段高品质的蒸汽, 导致机组热耗增加。试验目的在于确认3号低压加热器内置式疏水冷却器溢流管的溢流能力。
机组A 级检修时有针对性的检查, 大小机的轴封、阀门门杆泄汽的高品质蒸汽漏汽以及给水泵密封水各档泄水的高品质水的泄漏量影响热耗, 应采取试验的方法测量蒸汽泄漏量是否大于设计值, 以便于检修按照规定调整间隙, 减少损失。
41212 为降低热耗, 系统检修方面需要进行的工作
(1) 2号机6号高压加热器内置式疏水过热
循环水出口温度20(年
℃平均) 循环水入口温度 ℃
30
凝结器端差 ℃4. 5～6. 5±1
4 影响汽轮机效率的参数分析
4. 1 凝结器真空
汽轮机凝结器真空是影响机组煤耗高的重要指标。K 250022424型汽机凝结器设计真空度为94. 5%, 当实际真空度偏离设计值1%时, 则影响煤耗2. 5g k W h 。
两台机凝结器的真空度实际运行值为:1号机凝结器真空度为93. 54%; 2号机凝结器真空度为92. 94%。机组夏季运行时凝结器真空度偏离设计值比较明显。
从凝结器真空度数值分析, 机组夏季运行时循环水温度升高, 导致凝结器真空度偏离设计值。如果循环水塔冷却效果能够提高, 则可
增刊2 2007 华北电力技术 NOR TH CH I NA EL ECTR I C POW ER 107
段出入口温差小, 影响2号机给水温度1. 5℃, 能够在机组检修时检查。
(2) 两台小汽机给水泵的效率不高, 小汽机的耗汽量增加, 导致四段抽汽量高于设计值, 使热耗增大。要从这方面降低煤耗应解决小汽机和给水泵效率低的问题。
(3) 两台机组的低压缸效率仅为74%, 提高低压缸效率也是降低热耗的重要手段之一。
(4) 目前汽机房内很多管道的保温层保温效果差, 比规定温度低50℃以上, 导致运行中热量损失, 也是影响热耗的原因之一。需要在机组大修中作进一步的整改。4. 3 给水温度
K 2500224024负荷时为267℃。
为:1. , 4(以负荷310MW 1号机存在着偏差, 1. 3～1. 5℃之间。
影响2号机给水温度的原因是6号高压加热器蒸汽过热段出入口没有温差, 消除这个缺陷, 可以恢复给水温度到正常。4. 4 主、再热蒸汽压力和主、再热蒸汽温度
主蒸汽设计压力为23. 54M Pa , 主蒸汽温度设计值为540℃; 再热蒸汽设计值为540℃。
2006年1～7月份机组运行值见表4:
表4 2006年1～7月机组运行值
时间
1月份2月份3月份4月份5月份6月份7月份
表5 机组循环水温度运行值
时间
1月份2月份3月份4月份5月份6月份7月份
1号机循环水
2号机循环水
入口温度 ℃
15. 32(因机组C
级检修, 数值不准确) 17. 520. 1325. 0628. 4629. 5
入口温度 ℃
15. 63
第一季度平均
值16. 41℃, 高于标准值13℃第一季度平均
17. 39值16. 93℃, 高
于标准值13℃
17. 78
第二季度平均值20. 76第二季度平均24. 55℃, 高于标26. 29值25. 29℃, 高准值23℃28. 82于标准值23℃高于标准值28℃
30. 22
高于标准值28℃
1℃, 影响煤耗0. ℃。
年第一季度发电
, 但是从盘电M IS 系统上统计数据分析, 还有调整的空间, 但是5～10月无法调整, 只能通过提高水塔冷却效率来
实现。
4. 6 补水率分析
K 2500224024型汽轮机补水率设计值为2. 0%。2006年1号和2号机组补水率实际运行值
见表6。
表6 2006年1、2号机组补水率
时间
1月份2月份3月份4月份5月份6月份7月份
1号机补水率
0. 851. 820. 770. 621. 120. 940. 74
2号机补水率
1. 321. 331. 641. 301. 131. 151. 02
%
全厂补水率
1. 111. 381. 210. 971. 131. 040. 89
主汽压力 M Pa
1号机2号机
23. 7123. 68
23. 6623. 6723. 6323. 6823. 67
23. 8323. 823. 8223. 8123. 7823. 7823. 82
主汽温度 ℃1号机2号机
541. 01540. 52540. 37539. 46539. 75539. 31538. 75
540. 09539. 17540. 2538. 92539. 3539. 93539. 34
再热蒸汽温度 ℃1号机2号机
539. 23539. 18540. 85540. 23540. 7540. 49540. 27
539. 66539. 17538. 82538. 27538. 37538. 47538. 59
从M IS 系统记录的补水率指标分析, 运行值高于设计值, 对降低煤耗起到了一定的作用。系统阀门外漏或由凝结水、给水系统向其他系统泄漏不存在。降低补水率可以在锅炉吹灰和磨煤机消防蒸汽疏水上做文章。由于锅炉吹灰和磨煤机消防蒸汽疏水的大量浪费, 导致机组补水率增加, 不仅造成水资源的浪费, 同时蒸汽热量也大量损失。4. 7 凝结器端差分析
K 2500224024型汽轮机凝结器端差设计值为4. 5～6. 5℃。2006年1号和2号机凝结器端差实
汽轮机进汽参数实际值与设计值基本没有偏
差, 所以表中汽轮机3项进汽参数不影响汽轮机效率。
1号机组额定负荷时再热蒸汽压力为3. 53M Pa , 高于设计值, 不会影响机组煤耗。2号机组额定负荷下3. 47M Pa , 稍低于设计值0. 04M Pa , 对煤耗影响也非常小。4. 5 循环水出入口温度
机组循环水温度运行值统计见表5。际运行值。
表7 2006年1、2号机凝结器端差
时间
1月份2月份3月份4月份5月份6月份7月份
1号机凝结器端差
4. 985. 975. 425. 535. 484. 965. 01
℃
2号机凝结器端差
3. 53. 863. 353. 63. 52. 842. 96
条件变化对经济性影响很大。
为提高汽轮机组的安全性与经济性, 有必要搞清楚是哪些条件变化导致了煤耗升高。在不对热力系统主要设备及主要管道进行重大改造的条件下, 以最小的代价, 使机组所能达到的经济效益充分发挥。
(1) 目前锅炉油枪的雾化蒸汽还有部分投入, 可以在厂用汽压可调的前提下退出运行。但是要做好防止厂用汽管道积水的安全措施。
(2) 锅炉消防蒸汽疏水应考虑回收。
(3) 。蒸汽吹。收((5) 1、2号汽泵组平均总效率为48. 99%, 比设
从1号和2号机凝结器端差实际值与设计值对比, 实际值都在设计值范围之内。通过1号和2号机胶球系统的改造, 以及运行人员对胶球系统规范的操作, 2006年机组凝结器的端差运行值要好于2005年运行值。凝结器端差每降低1℃, 则可以减少0. 94g 的煤耗。1号机凝结器端差运行值
虽然在合格范围内, 但是其运行值还是偏高的过目前试验结果, 1漏空气的现象, 1不合格的难题, , 4. 8计效率54. 12%低5. 11%, 由于效率低导致煤耗升
高1. 44g k W h , 增大抽汽量10t h 。由于机组性能变差, 在同负荷下给水泵流量比设计值提高了56. 72t h , 给水泵组需多消耗抽汽量3. 68t h , 导
循环泵用电量占厂用电的23. 6%。在负荷率低于60%时, 如果停一台循环泵可以节约厂用电30000k W h a , 厂用电率下降约0. 23%。在机组
冬季运行时, 在不影响凝结器真空的条件下, 可以实现机组低负荷时单台循环泵运行, 但是应该考虑每天启停循环泵带来的操作风险。从安全性考虑不使用此种运行方式。
冬季运行中实现3台泵运行, 可节电67200k W h a 。按照3个月计算可实现节电:2800k W h ×24h ×60天=4032000k W h 。但是
致煤耗升高0. 51g 两个因素共同导致煤耗提k W h 。高1. 95g k W h , 汽动给水泵改造为效率高的泵组。
(6) 本厂的辅助蒸汽系统非常复杂, 有4个级别的辅助蒸汽, 各段辅助蒸汽间通过管道、减温和减压装置连接起来, 这就形成了繁杂的辅助蒸汽系统。在机组正常运行状态, 辅助蒸汽系统正常投入, 机组有关试验数据表明, 不隔离工况比隔离工况热耗率高出300kJ k W h 以上, 折合发电煤耗率约11g k W h ; 反映出机组运行条件变化对经济性影响很大。通过厂用汽系统简化, 提高机组可靠性, 降低维护成本; 回收疏水, 提高机组的经济性。
需要对3台循环泵运行及4台循环泵运行对机组经济性影响(如对凝结器背压和循环水温度) 进行有效评估, 来确定3台和4台循环泵运行哪个更经济。
汽机辅机大多数是一台运行、另外一台备用, 不存在运行方式调整的问题, 在电耗方面没有节约潜力。
6 对机组节能降耗的几点建议
节能降耗工作的开展应以依据科学而准确的试验结果为指导。
(1) 应开展汽轮机三缸效率和热耗率试验工作。公司在2000年进行过1号汽轮机机组三缸效率和热耗率试验, 以后再没有进行过。这样, 汽轮机热耗与汽耗率; 高、中、低压缸效率; 热力系统的其它经济指标都没有一个准确的数值, 使运行调整和检修策略在节能降耗方面缺乏依据。
(2) 循环水塔效率试验指导水塔的维护和检
(下转第125页)
5 系统运行方式优化
在机组正常运行状态, 辅汽系统正常投入, 机组有关试验数据表明, 不隔离工况比隔离工况热耗率高出300kJ k W h 以上, 折合发电煤耗率约11g k W h ; 在运行参数与电功率基本相当的情况下, 主蒸汽流量大于70t h 以上, 反映出机组运行
安全。
313 贴补衬板的主要工艺及范围
根据煤斗各等高线实际过煤量的变化, 以标高为梯度段, 自下而上内衬不等厚度的板材; 为防止紧固件失效导致衬板脱落, 全部采用不锈钢螺柱、螺帽、垫片和不锈钢焊条。
煤斗下部(四棱台体) 线过煤量最大, 磨损最严重, 而且犁煤器落煤口的落煤点在此段, 当煤位较低时, 落煤会冲击该段, 所以此标高段采用厚度为15mm 的衬板, 每m 2固定点不少于15个。煤斗上部(长方体) 线过煤量相对较小, 此标高段采用厚度为12mm 的衬板, 每m 2固定点不少于12个。
按照煤斗形状现场下料, 以保证尺寸。在切割好的衬板上打锥型孔, 按照衬板上孔的位置用焊机将M 8不锈钢螺柱牢固的焊接在仓壁上, 好衬板后,
用不锈钢大螺帽拧紧, 点焊(如图3) 。
图4 原煤斗内部贴补PT S 衬板后效果图
4 治理后的成效
利用年9月22007年2～116、17、18原, 并制定了15天1次、煤位降至2m ) 的措, 执行上述措施后贴补衬板的各台原煤斗均未发生温度异常现象。经现场跟踪检查发现, 贴补该衬板后能有效消除原煤斗挂煤现象。并通过原煤斗走空后进入内部检查, 发现贴补的衬板表面光滑, 无冲刷、脱落、变形现象, 整体贴补效果良好
(见图5) 。通过进行该项工作, 最终消除了原煤斗积煤和易受腐蚀的现状, 为保证制粉系统安全稳定运行打下了坚实基础。
图3 原煤斗内部安装PT S 衬板示意图
贴补范围:在15、16、17、18原煤斗内壁北侧垂直面(标高37. 6～41m ) 和下斜面(标高28. 2～37. 6m ) 位置进行全面贴补; 东北侧和西北侧垂直面和下斜面各贴500mm 宽衬板; 在易受风道热腐蚀的15原煤斗西侧、18原煤斗东侧斗壁内部下斜面各贴补50m 2衬板。
在贴补前对仓壁钢板进行检查清理, 保证螺柱焊接牢固。衬板贴补后效果见图4。(上接第108页)
图5 贴补PT S 衬板后运行90天走空效果图
收稿日期:2007208227
作者简介:马振敏(1974—) , 男, 助理工程师, 锅炉专业制粉点检员。
修工作。
(3) 小汽机的效率也没有进行试验, 我们只能从小汽机的进汽量上进行简单的分析, 不能做为检修依据。
(4) 节能降耗工作应以准确的指标统计来分析差距。
目前我们只能依据M IS 系统的指标统计值来分析问题。如果不能建立一套准确的能耗指标
统计系统, 指标分析则无从谈起。参考文献
[1]李清, 公维平著. 火力发电厂节能和指标管理技术. 北
京:中国电力出版社, 2006.
收稿日期:2007210216
作者简介:齐全友(1968-) , 男, 副总工程师, 本科学历, 从事电厂管理工作。