最新大唐鲁北能耗诊断问题及治理措施建议汇报.docx
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最新大唐鲁北能耗诊断问题及治理措施建议汇报
大唐鲁北能耗诊断问题及治理措施建议汇报
大唐鲁北发电有限责任公司1、2号机组能耗诊断问题及治理建议
一、发现的主要问题
1、汽轮机本体
1.11号机组
1.1.1高缸效率低5.3%，影响热耗68.9kJ/kWh，影响发电煤耗2.6g/kWh;
1.1.2中缸效率低1.04%，影响热耗17.2kJ/kWh，影响发电煤耗0.68g/kWh;
1.1.3低缸效率低0.58%，影响热耗19.31kJ/kWh，影响发电煤耗0.73g/kWh;
1.22号机组
1.2.1高缸效率低5.3%，影响热耗68.9kJ/kWh，影响发电煤耗2.6g/kWh;
1.2.2中缸效率低0.04%，影响热耗0.69kJ/kWh，影响发电煤耗0.03g/kWh;
1.2.3低缸效率低0.58%，影响热耗19.31kJ/kWh，影响发电煤耗0.73g/kWh;
2、回热系统
2.11号机组
根据大唐鲁北发电有限公司1号机组的性能考核试验报告，1号机组6、7号高加上端差均达到15℃以上，影响热耗37.7kJ/kWh，影响发电煤耗1.4g/kWh;
2.22号机组
根据大唐鲁北发电有限公司2号机组的性能考核试验报告，2号机组6、7号高加上端差分别为11、12℃以上，影响热耗24.2kJ/kWh，影响发电煤耗0.9g/kWh。
3、热力系统泄漏
3.11号机组
影响热耗40.4kJ/kWh，影响发电煤耗1.5g/kWh;
3.22号机组
影响热耗40.4kJ/kWh，影响发电煤耗1.5g/kWh;
4、排汽压力高
4.11号机组
影响热耗142.6kJ/kWh，影响发电煤耗5.3g/kWh;
4.22号机组
影响热耗156kJ/kWh，影响发电煤耗5.8g/kWh;
5、排烟温度高
5.11号机组
2010年1月至2011年4月，1号炉平均排烟温度123.4℃，修正到设计条件排烟温度为126.7℃，比对应设计值高约6℃；采集现场当前典型工况，305MW负荷下1号锅炉排烟温度为133.34℃，经送风温度修正后为123.8℃，低于额定工况设计值约4℃，195MW负荷下1号锅炉排烟温度为123.9℃，经送风温度修正后为123.1℃，比设计对应负荷下高约8.5℃；综上分析，1号锅炉运行中排烟温度偏高6℃左右，影响炉效0.3%，影响发电煤耗0.9g/kWh。
5.22号机组
2010年1月至2011年4月，2号炉平均排烟温度132.3℃，修正到设计条件排烟温度为135.5℃，比对应设计值高约14.8℃；采集现场当前典型工况，300MW负荷下2号锅炉排烟温度为145.89℃，经送风温度修正后为140.5℃，比对应工况设计值偏高约12℃，207MW负荷下2号锅炉排烟温度为145.2℃，经送风温度修正后为145.2℃，比对应负荷下设计值偏高约28℃；综上分析，2号锅炉运行中排烟温度偏高14℃左右，影响炉效0.71%，影响发电煤耗2.1g/kWh。
6、一次风机电耗高
2011年1月到4月累计，1、2号炉一次风机单耗分别为19.33kWh/t煤和17.88kWh/t煤，比常规中速制粉系统高5～6kWh/t煤，影响厂用电率0.26%左右。
7、送风机电耗高
鲁北电厂1、2号锅炉送风机单耗2011年1月到4月累计分别为0.74kWh/t汽和0.76kWh/t汽，比常规煤粉炉高0.1kWh/t汽左右，影响厂用电率0.02%左右。
8、引风机电耗高
鲁北电厂1、2号锅炉引风机单耗2011年1月到4月累计分别为3.09kWh/t汽和3.44kWh/t汽，比同类型同容量锅炉高0.5～0.8kWh/t汽，影响厂用电率0.12%～0.23%。
9、2号机组循环水泵耗电率高
2011年1至4月份累计，2号机组循环水泵耗电率0.99%，比1号机组高0.25%左右。
二、原因分析
1、汽轮机本体
1.1主汽临时滤网未拆，影响高缸效率1.5%，影响热耗19.5kJ/kWh;其余为当前制造水平所致；
1.2中、低压缸效率是当前制造水平决定。
2、回热系统
去年及今年诊断期间采集、计算高加回热系统参数如下表，与去年相比，两台机组高加传热特性均恶化，给水温升均减小，特别是6号高加表现较明显，主要分析如下：
7号出水
6号出水
6号入水
7号汽压
6号汽压
7号温升
6号温升
7号端差
6号端差
2010年3月1号机
229.8
194.9
175.4
3.625
1.928
34.90
19.50
14.79
15.64
2011年5月1号机
221.6
187.6
175.4
3.821
1.881
34.00
12.20
26.06
21.70
2011年5月2号机
218.34
188.39
174.9
3.541
1.831
29.95
13.49
24.89
19.57
2.1今年对外供热量增加，造成6号高加对应的二段抽汽室压力降低，而给水流量反而增加，显得换热面积不足；
2.2进、出水室隔板及其密封结构存在泄漏，相当于加热器旁路泄漏，加热器出口水温低；
2.3加热器内部导流板泄漏或换热面污染，传热恶化，加热器上下端差均超标。
3、热力系统内漏
3.12号机组泄漏的阀门主要有：
低压旁路、四段和五段抽汽逆止门疏水，五抽去辅汽疏水、冷再去辅汽电动门前疏水、辅汽至除氧器管道疏水、冷再至辅汽调门前疏水、冷再至辅汽管道疏水、除氧器安全门、7号高加汽侧安全门、6号高加放空气门和给水泵再循环门B泵等。
3.21号机组与2号机组相似；
3.32号机组真空严密性差，影响发电煤耗1.5g/kWh。
4、凝汽器排汽压力高
4.1凝汽器传热恶化是凝汽器排汽压力高的主要原因之一。
统计2010年1至12月凝汽器端差，1、2号机组凝汽器年平均端差分别为12.9℃、12.7℃；抽取接近设计进水温度典型工况（300MW）核算凝汽器端差分别为10℃、10.2℃，凝汽器清洁系数分别为0.43、0.38，远低于设计值（0.85）。
凝汽端差大的主要原因：
一是该厂循环水水质较差，采用海水闭式冷却，依靠运河自然冷却散热，无冷却水塔，补水依靠每月大海两次涨潮向运河补水。
河水硬度143mmol/L,是常规淡水的10倍，碱度4.0mmol/L，氯离子13695.2mg/L，属腐蚀性强，易结垢水质。
二是目前的补水方式不便于稳定控制水质。
三是，该厂两台机组设计时未安装胶球清洗系统，1号机组2010年10月大修期间加转了胶球清洗系统，但对持续稳定凝汽器端差的效果不佳。
4.22号机组真空严密性差，是2号机组排汽压力高的又一原因。
现场试验2号机组真空系统严密性试验数值为775Pa/min，高于节能监督规定值（270Pa/min），影响排汽压力0.4kPa。
5、排烟温度高
5.1制粉系统掺入冷风量较大是影响1、2号锅炉排烟偏高的主要原因之一
根据典型工况数据计算，鲁北电厂1号锅炉制粉系统低负荷运行时掺入的冷风量约占一次风量的33.52%，占入炉总风量约10.06%，导致锅炉排烟温度升高约10℃；2号锅炉制粉系统额定负荷及低负荷工况运行时掺入的冷风量分别约为21.72%和29.22%，占入炉总风量比例分别为6.52%和8.77%，也会分别导致排烟温度升高约6℃和9℃。
5.21、2号锅炉空气预热器换热能力不足，也是排烟温度高于设计值的原因之一
根据典型工况数据计算，1、2号炉烟气侧换热效率均低于设计值，且2号炉尤为明显，如下表：
项目名称
单位
设计
1号锅炉
2号锅炉
机组负荷
MW
305.66
195.4
300.15
207.4
锅炉蒸发量
t/h
919
983.33
693.5
954.73
720.8
空预器入口一次风温
℃
26
43.93
35.3
38.87
35.5
空预器出口一次风温
℃
307
304.64
285.8
301.95
304.6
空预器入口二次风温
℃
24
29.43
21.5
24.18
20.5
空预器出口二次风温
℃
327
315.91
289.6
311.5
310.5
空预器入口烟温
℃
363
353.11
318.2
345.4
342.95
排烟温度
℃
125.6
133.34
123.9
145.89
145.2
预热器入口风温
℃
24.6
33.78
25.64
28.587
25
预热器烟气侧效率
%
70.15
68.82
66.41
62.97
62.20
预热器一次风侧效率
%
83.38
84.32
88.55
85.83
87.53
预热器二次风侧效率
%
89.38
88.51
90.36
89.45
89.94
6、一次风机电耗高
6.1从现场运行参数来看，2号炉运行氧量较大，一次风量大；
6.21、2号机组空气预热器一次风侧阻力均超过设计值（835Pa）。
1号机组从一次风机出口到一次风母管压力压降达到4.2kPa左右，空预器一次风压降平均达到1.7kPa左右；2号机组从一次风机出口到一次风母管压力压降达到3.7kPa左右，空预器一次风压降平均达到1.2kPa左右。
1号锅炉空预器一次风压降大于2号锅炉约0.5kPa。
6.31、2号锅炉小油枪暖风器阻力偏大，对比1、2号锅炉A、B两侧空预器出口到一次风母管压力降，1号锅炉A侧（有小油枪暖风器）阻力大于B侧约1.0kPa，2号锅炉A侧（有小油枪暖风器）阻力大于B侧约0.8kPa。
6.4风机运行效率偏低。
根据估算额定负荷时风机效率不足70%，锅炉75%负荷时风机效率不足45%。
7、送风机电耗高
送风机电耗高的主要原因是预热器阻力过大；1号机组空预器二次风阻力为1.4kPa，高于设计值0.5kPa；2号机组空预器二次风阻力为0.95kPa，高于设计值0.05kPa；
8、引风机电耗高
8.1预热器烟气侧阻力大。
1号机组空预器烟气侧阻力为1.56kPa，高于设计值约0.5kPa。
2号机组空预器烟气侧阻力为1.15kPa，高于设计值约0.25kPa。
8.21号炉预热器出口至引风机入口烟道阻力大。
1号锅炉空预器出口到引风机入口阻力在0.6kPa左右，2号锅炉空预器出口到引风机入口阻力在0.4kPa左右，1号锅炉此段阻力大于2号锅炉0.2kPa左右。
9、2号机组循环水泵耗电率高
9.1凝汽传热恶化，端差大，为维持机组真空不得不2台循环水泵运行。
9.2循环水泵无经济运行调整手段。
三、西安热工院专家建议
1、排烟温度高治理建议
1.1建议加强运行优化调整，控制冷一次风掺入量，适当提高磨煤机出口一次风温；适当降低火焰中心高度，对降低排烟温度及过热器减温水量均有利；加强空气预热器区域吹灰。
1.2利用空气预热器上部200mm空间扩大省煤器面积；
1.3利用检修机会对预热器进行碱洗，提高换热能力。
该措施不仅可以降低排烟温度，同时可以降低一次风机和送引风机电耗。
2、凝汽器排汽压力高治理措施
2.1对2号机组真空系统进行查漏治理，达到节能监控标准，排汽压力可降低0.4kPa.
2.22号机组加装胶球清洗装置（达极胶球清洗装置），有利于维持凝汽器真空。
2.3选择合理周期对凝汽器管束酸洗。
3、回热系统治理措施
3.1利用检修机会对水室隔板及其密封垫进行检查修复，对加热器内部导流板进行检查修复；
3.2将6号、7号高加换热面积加大。
4、降低一次风机电耗措施
4.1通过试验，测定一次风管系统阻力特性，对暖风器等阻力较大局部部件进行改造，暖风器移至旁路风道。
4.2在降低一次风系统阻力的基础上，对一次风机加装变频器。
5、汽轮机本体及热耗治理建议
5.1利用检修机会拆除临时滤网；
5.2受加工制造水平限制，通流部分无节能空间。
5.3加强内漏阀门治理，利用检修机会对系统进行优化；
6、降低循环水泵耗电率措施：
6.11、2号机组循环水进排水管加装联络门及管道，提高系统灵活性；
6.2在解决凝汽器传热效果差的基础上，可以考虑循环水泵电机改双速。
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