国华电力机组技术经济指标分析.docx
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国华电力机组技术经济指标分析
国华电力机组技术经济指标分析研究总结
西安热工研究院有限公司和北京国华电力技术研究中心联合组成检查组，对国华电力所属发电公司进行机组经济指标检查和评价。
该项目针对国华电力发电机组投产后，普遍存在的实际运行能耗高的问题，从电厂设计、设备及系统安装、运行及维护等方面入手，通过数据分析和现场检查，对6个主要技术经济指标进行深入调查研究，理论计算分析等工作，对主要技术经济指标进行了偏差分析，找出了存在偏差的原因，并且进行定量分析；主要技术创新点建立技术经济指标分析管理体系，提出节能管理的原则：
管理节能、回归设计、优化运行、检修质量、技术改造、目标管理。
对国华电力节能目标预测的准确性进行检验，同时将国华电力节能目标分解到各发电公司；从16个共性方面提出实现主要技术经济指标达到设计值和预期目标值的措施和建议，对指导发电公司进一步开展节能管理和技术改进提供了技术支持。
1、提出节能经济指标分析体系
建立机组技术经济指标管理分析体系，以统一国华所属发电公司机组技术经济指标的分析方法和评价体系，以使达到分析系统性、全面性、可比性、准确性，达到指导节能管理工作，见表1。
且通过检查形成经济指标评价标准，见附件1。
表1机组技术经济指标分析体系
项目
指标
参数
设计值
实际值
偏差值
对煤耗率影响
供
电
煤
耗
率
汽
机
效
率
高/中/低压缸效率
配汽机构方式
主汽温度/压力
变压运行
再热蒸汽温度
凝汽器真空
机组负荷率
锅
炉
效
率
排烟温度
锅炉尾部各部位漏风
含氧量
灰渣/飞灰损失
管道
和热
力系
统
机组补水率
再热汽系统/抽汽管道压损
回热系统特性
管道散热/再热汽减温水
阀门泄漏情况
主汽管道压降/温降
厂
用
电
率
循环水泵/凝结水泵耗电率
一次/送/引风机单耗
磨煤机/制粉系统单耗
输煤系统及外围等单耗
煤
煤质
煤量
2、发电公司节能经济指标分解
表2节能经济指标分解表
序号
单位
装机容量
万kW
供电煤耗率
g/kWh
综合厂用电率
%
发电水耗
kg/kWh
1
热电公司
40
279
13.4
3.2
2
三河公司
130
318
6.68
2.3
3
盘山公司
100
321
6.85
2.03
4
绥中公司
160（360）
324（313）
7.07
0.66
5
神木公司
20
388
7.41
2.35
6
准电公司
132
326
8.18
2.0
7
台山公司
300
315
5.75
0.3
8
定洲公司
120
320
5.3
2.15
9
太仓公司
120
315
5.1
0.23
10
浙能公司
440
310
5.74
0.35
11
沧东公司
120
325
5.4
0.36
12
锦界公司
240
339
8.75
0.51
13
国华电力
1922
（2122）
319.82（318.3）
6.61
（6.65）
0.91
（0.883）
14
2010年目标
318
5.5
1.144
注：
括号内的数值为考虑绥中二期扩建2×1000MW机组指标
国华电力节能规划目标分解后看到供电煤耗率和发电水耗，能够完成国华电力节能目标，但是综合厂用电率因预测条件的影响，预测指标偏小，完成还有相当大的困难。
主要是制定规划时综合厂用电率外界条件2005年负荷率与本次测算相差10%；本次调研国华电力变频技术应用研究正在进行中，对于发电厂的采用此技术有一定的限制，厂用电率降低有一定的影响；部分机组扩建和新增加的脱硫、脱氮设备的指标以设计值为基础，偏大；机组运行优化的项目具体的数值不确定性，有一定的潜力；机组大小修厂用电制订节能规划目标时，计入其中等。
本次调研情况综合分析，采取节电措施，新技术的出现、尤其是老厂机组变频技术应用、机组负荷率的提高、加强非生产用电和生产用电统计的准确性，经过艰苦努力，给发电公司下达指标等措施，一定能够完成国华电力综合厂用电率5.5%的目标。
3、分析发电公司主要存在的问题及实现目标的途径
（1）加强节能管理：
节能管理基本网络已经建立，但是开展不系统，没有统一的分析体系；耗差分析流于表面形式，深层次的问题没有分析；大多数发电公司没有在线能耗分析软件，节能指标分析滞后；水务管理普遍未重视且基础管理薄弱；节能技术改造重视程度和投入费用不够，应加大对成熟可靠的节能技术改造的投入；各发电公司节能目标与国华电力节能目标的实现和分解还有差距，普遍是高于预期目标值；应充分认识到管理节能是节能管理的关键。
（2）大力开展优化运行：
全厂和机组的优化普遍没有进行，仅是局部优化，应开展全面机组运行优化工作，提高机组的经济性。
例如：
机组间负荷经济分配，机组调峰变负荷运行方式的优化，机组调峰辅助设备的优化，机组启停优化，真空系统的优化，锅炉吹灰系统的优化，高压调速汽门的单阀和顺序阀的转换，机组滑压运行的优化等。
（3）建立机组大修考核经济指标：
机组大修主要是提升机组的质量、可靠性和经济性，目前机组大修后仅有可靠性指标，没有经济指标，例如：
汽轮机热耗率降低的百分数；锅炉效率提高的百分数；重大节能项目的实施和经济缺陷的消除等。
（4）充分认识节能降耗的优先级：
根据设备的状态进行运行调节，向设计值靠拢；提高检修质量，控制间隙和严密性，提高设备的运行效率；深入分析工艺的改进，进行简单的设备改善和效率提升；进行可行性分析，采用成熟可靠的技术或工艺进行设备的技术改造；进行设备改进后的后评价。
（5）高度认识神华煤的优势：
神华煤具有发热量高、灰份低，但黏附性强等特点，充分认识燃烧神华煤对锅炉运行经济性的综合影响，除神木、准格尔、盘山等发电公司锅炉效率低于设计值外，其他600MW级的锅炉效率均大于设计值，如定洲、沧东、太仓、宁海及台山等发电公司锅炉平均效率大于94％，取得了很好的经济效益。
对于效率低的锅炉进行磨煤机及锅炉燃烧的优化调整，尤其是燃烧非设计煤种的锅炉，开展锅炉燃烧特性和热力特性分析是十分必要的。
高度重视燃烧神华煤的优点（锅炉效率高）的同时，深入进行结焦沾污不利因素的研究和试验，提出并实施解决受热面结焦沾污切实可行的方案和措施（见第13条）。
（6）汽轮机效率：
普遍存在600MW机组高压缸效率和俄制500MW机组低压缸效率低的问题。
定州公司600MW亚临界机组#1、#2高压缸考核试验效率分别85.01%和83.81%，较设计值88.53%，低了3.52和4.72%；太仓公司600MW超临界#7机组2006年性能考核试验结果高压缸效率为85.16%，低于设计值2.54%。
浙能公司600MW亚临界机组#2机性能考核试验显示高压缸效率为86.7%，比设计值低1.83%。
台山公司#1～#4机组性能试验结果高压缸效率比设计值分别低0.75%～2.14%。
俄制机组如盘山公司500MW机组低压缸设计效率75.58%，2000年华北电科院经全面性热力试验测得低压缸效率平均为72.7%。
按目前超临界600MW机组国内设计、制造和运行水平，低压缸设计效率最高可达92.52%。
如果盘山公司500MW机组低压缸效率从72％提高到86％（即提高14％）计，可降低机组煤耗13.8g/kWh。
应尽早安排低压缸技术改造。
（7）调速汽门的控制方式：
600MW机组调速汽门普遍采用单阀控制，按厂家设计机组投产半年后高压调门应将节流调节的单阀控制改为喷嘴调节的顺序阀控制，以提高机组的经济性，尤其在低负荷下，顺序阀的经济性明显好于单阀控制。
上汽600MW亚临界汽轮机高中压分缸结构，高压转子刚度较合缸结构低，进汽方式的改变往往引起轴系振动和瓦温升高，给由单阀改进顺序阀造成一定的困难，个别机组顺序阀控制时出现了转子个别瓦振动和瓦温高的问题。
目前定洲公司、沧东公司、浙能公司、台山公司、锦界公司600MW亚临界机组均未完全实现顺序阀控制，建议组织制造厂家和有关电厂共同解决单阀转顺序阀的安全和经济性问题，实现顺序阀运行，提高机组的经济性。
（8）热力系统的严密性：
热力系统的阀门严密性普遍存在内漏问题，尤其是高、低旁路是泄漏比较严重的地方。
如沧东公司高低压旁路、定洲公司高低压旁路、内漏虽然没有损失工质，但是浪费了做功能力。
各发电公司应进行专题分析和治理，提高热力系统的严密性。
（9）凝汽器真空：
凝汽器运行存在一定的问题，如机组真空没有达到设计值，真空严密性差。
如：
绥中公司#1和#2机组真空低于设计值，真空严密性为300～500Pa/min，整体偏高；盘山公司真空低于设计值，#1机真空严密性为600Pa/min。
双压凝汽器抽真空系统设计管道不尽合理，存在抽空气相互排挤，双压凝汽器压差小于设计值，不能发挥双压凝汽器的优势。
如：
沧东公司双压凝汽器高低压侧压差为0.22kPa；定州电厂两台机配置的是双背压凝汽器，目前基本为单背压运行。
对没有进行凝汽器最佳真空试验的发电公司，建议通过理论与试验相结合的办法，确定循环水温度、负荷和循环水量对凝汽器真空影响，进而确定对厂用电率和供电煤耗的综合影响，找出不同负荷下综合经济最佳点，制定循环水泵运行方案。
通过现场试验，进一步进行确定循环水泵最佳运行方案，如盘山公司、浙能公司、太仓公司、沧东公司等均能够通过循环水泵的优化运行，改善凝汽器的性能，实现机组的经济运行。
（10）厂用蒸汽的用能：
厂用蒸汽使用普遍存在高质低用的现象，浪费蒸汽的做功能力，尤其是俄制机组辅助蒸汽系统设计庞大、复杂，应进行专题分析，合理使用蒸汽的能量。
（11）回热系统特性：
普遍存在凝汽器喉部布置的低压加热器在低负荷时疏水不畅，如沧东公司、定洲公司、太仓公司、浙能公司等。
加热器端差大、加热不足，如绥中公司。
定期分析不够，采取的措施有待商洽等问题。
（12）发电水耗：
提高水质的品质的认识和合理回收，现疏水回收不及时、疏水回收位置不对、余热没有合理充分利用。
（13）锅炉排烟温度：
由于锅炉燃煤煤种变化，燃用神华煤，受热面结焦沾污严重，吸热量减少，锅炉排烟温度普遍存在偏高问题。
虽然采取了措施，例如锅炉吹灰优化，掺烧高灰熔点的煤，但是效果不太理想。
为了减缓炉内结焦，空气预热器进口烟气含氧量一般较高，同时也使排烟温度升高。
如三河公司、盘山公司、热电公司烟风温差都比设计值高。
但较晚投产的600MW锅炉，排烟温度较低，如沧东公司、太仓公司、浙能公司、台山公司等。
由于煤种的改变，建议进行盘山公司和绥中公司锅炉的热力校核计算，为锅炉的安全经济运行、设备改造提供依据。
（14）锅炉吹灰器的优化：
燃用神华煤灰份的特点，黏附性强，吹灰器投入率高，但是吹灰器的优化工作，仅是按照设计程序投入，进一步优化工作需要加强个性化的吹灰方案。
例如：
暖管时间、吹灰时间、频次、吹灰的压力、吹灰的效果等，应进行综合分析和优化。
盘山公司和绥中公司锅炉吹灰周期很短，建议在结焦沾污严重的部位增加适当的吹灰器，也可考虑绥中公司锅炉用蒸汽吹灰取代水力吹灰。
研究在锅炉尾部受热面采用声波及燃气脉冲清灰装置的可能性。
（15）锅炉再热器事故减温水普遍投入，用低压蒸汽代替高压蒸汽发电严重影响机组的经济性，应进行锅炉的燃烧调整、减温水阀门严密性治理、再热器热负荷分析等，控制再热器减温水的投入。
（16）综合厂用电：
辅助设备采用调速和变频改造，国华技术研究中心进行专题分析和调研，改造的步伐不快，厂用电下降非常慢。
综合厂用电率与直接厂用电率偏差过大的问题，应进行分析，必须按照正确的统计方法进行处理。
辅助设备的优化运行：
首先是辅助设备正常方式的运行台数要符合设计规定，要回归设计，澄清不是多转设备就安全的模糊认识，例如锅炉炉水循环泵设计两台运行一台备用，而目前基本都是三台运行；其次机组辅机出力按照额定负荷设计考虑，而机组参与电网调峰，在负荷50-100%范围内变化，负荷低于额定负荷，辅机耗电率上升。
因此降低辅机厂用电率的关键是降低机组低负荷时的辅机耗电率，此措施降低厂用电的潜力在0.1-0.3%。
结论：
2010年国华电力主要经济指标的目标值为供电煤耗率318g/kWh，综合厂用电率5.5%，发电水耗1.144kg/kWh。
通过发电公司技术经济指标检查和评价认为，经过加强节能管理，签定经济指标责任状，按照技术经济指标管理体系进行分析，认真调节，优化运行，强化设备治理，提高检修质量，加强燃料管理，进行技术改造，国华电力的节能规划目标一定能够实现。
发电公司机组技术经济指标评价标准（试行）
序号
评价项目
评价方法
评价标准
存在的问题及建议
1
节能管理体系
1.1
组织管理体系
1.1.1
节能领导小组
查看文件
符合公司要求
1.1.2
节能网络建立且活动
查看记录
符合公司要求
1.2
节能管理制度
1.2.1
节能管理制度
查看制度
符合公司要求
1.2.2
月度经济分析制度
查看制度
符合公司要求
1.3
节能计划和规划
1.3.1
发电公司节能规划
查看材料
符合公司发展要求
1.3.2
制订年度和措施及1+4节能滚动计划
查看材料
符合公司发展要求
1.3.3
发电公司年度节能总结
查看材料
符合公司发展要求
1.4
能源计量管理
1.4.1
关口上网和外购电量计量
查看材料
定期校验和符合规定
1.4.2
关口轨道衡和汽车衡计量
查看材料
符合国家和公司规定
1.4.3
关口水、汽和气计量
查看材料
符合国家和公司规定
1.4.4
入炉煤计量校验
查看材料
符合国家和公司规定
1.4.5
强制性检验计量符合规定
查看材料
符合国家和公司规定
1.5
计算和统计管理
1.5.1
计算方法符合规定
查看材料
符合国家和公司规定
1.5.2
统计方法符合规定
查看材料
符合国家和公司规定
1.5.3
正平衡与反平衡计算煤耗率
查看日月报
计算方法符合公司规定，差值小于5g/kWh
2
供电煤耗率
2.1
锅炉效率
2.1.1
锅炉效率
检查A/B/C级检修前后试验报告
与设计值比较
2.1.2
排烟温度
检查生产统计日月报
与设计值比较
2.1.3
锅炉尾部漏风
检查生产统计日月报
与设计值比较
2.1.4
空预器漏风率
试验报告
与设计值比较
2.1.5
含氧量
检查生产统计日月报
与设计值比较
2.1.6
灰渣损失
检查生产统计日月报
与设计值比较
2.1.7
飞灰损失
检查生产统计日月报
与设计值比较
2.1.8
散热损失
检查生产统计日月报
与设计值比较
2.1.9
吹灰蒸汽流量
现场检查
与设计值比较
2.2
汽机效率
2.2.1
热耗率
检查A/B/C级检修前后试验报告
与设计值比较
2.2.2
高/中/低压缸效率
试验报告
与设计值比较
2.2.3
配汽机构方式
现场检查
顺序阀控制
2.2.4
变压运行方式
看曲线和现场检查
进行变压运行并且进行优化
2.2.5
真空或背压
检查生产统计日月报
与设计值比较
2.2.5.1
排汽温度
检查生产统计日月报
与设计值比较
2.2.5.2
循环水入口温度
检查生产统计日月报
与设计值比较
2.2.5.3
循环水温升
检查生产统计日月报
与设计值比较
2.2.5.4
凝汽器端差
检查生产统计日月报
与设计值比较
2.2.5.5
真空严密性
检查生产统计日月报
≤300kPa/min
2.2.5.6
凝结水过冷度
检查生产统计日月报
与设计值比较
2.2.5.7
胶球收球率
检查生产统计日月报或现场检查
投入率和收球率达到95%
2.2.5.8
冷却塔效率
检查生产统计日月报或试验报告
与设计值比较
2.2.6
主汽温度
检查生产统计日月报
与设计值比较，偏差在允许范围内
2.2.7
主汽压力
检查生产统计日月报
与设计值比较，偏差在允许范围内
2.2.8
再热蒸汽温度
检查生产统计日月报
与设计值比较，偏差在允许范围内
2.2.9
机组负荷率
检查生产统计日月报
与计划值比较
2.2.10
过热器减温水量
检查生产统计日月报
与计划值比较
2.2.11
设备及管道保温
试验报告或现场检查
与计划值比较
2.2.12
轴封漏汽流量
试验报告或现场检查
与计划值比较
2.3
管道和热力系统
2.3.1
加热器特性
2.3.1.1
低加和高加出水温度
检查生产统计日月报
与设计指标比较
2.3.1.2
加热器温升
试验报告
与设计值比较
2.3.1.3
加热器端差
试验报告
与设计值比较
2.3.1.4
加热器疏水畅通
现场检查
满足设计要求
2.3.2
机组补水率
2.3.2.1
机组补水率
检查生产统计日月报
小于1.5%
2.3.2.2
补水位置和喷射方式
现场或图纸
凝汽器喉部及喷射
2.3.2.3
冬季和夏季补水率差
检查生产统计日月报
冬季和夏季之差小于0.2%
2.3.3
阀门内漏情况
2.3.3.1
旁路系统阀门
现场检查
应不漏泄
2.3.3.2
蒸汽系统疏水阀门
现场检查
应不漏泄
2.3.3.3
高加和低加危急疏水阀门
现场检查
应不漏泄
2.3.3.4
给水泵再循环阀及水系统阀门
现场检查
应不漏泄
2.3.3.5
锅炉定期排污阀
现场检查
应不漏泄
2.3.3.6
高加给水旁路阀
现场检查
应不漏泄
2.3.4
再热汽减温水
生产统计日月报
与设计值比较
2.3.5
主汽管道温降
生产统计日月报
与设计值比较
2.3.6
主汽管道压损
生产统计日月报
与设计值比较
2.3.7
再热系统压损
生产统计日月报
与设计值比较
2.3.8
再热汽管道温降
生产统计日月报
与设计值比较
2.3.9
抽汽管道压损
生产统计日月报
与设计值比较
2.4
厂用电率
2.4.1
综合厂用电率
生产统计日月报
与计划值比较
2.4.2
直接厂用电率
生产统计日月报
与设计值比较
2.4.3
变压器损耗
生产统计日月报
符合设计值
2.4.4
给水泵耗电率
生产统计日月报
与计划值比较
2.4.5
循环水泵耗电率
生产统计日月报
与计划值比较
2.4.6
凝结水泵耗电率
生产统计日月报
与计划值比较
2.4.7
一次风机单耗（直吹式）
生产统计日月报
与计划值比较
2.4.8
排粉机单耗（储仓式）
生产统计日月报
与计划值比较
2.4.9
引风机单耗
生产统计日月报
与计划值比较
2.4.10
送风机单耗
生产统计日月报
与计划值比较
2.4.11
磨煤机单耗
生产统计日月报
与计划值比较
2.4.12
制粉系统单耗
生产统计日月报
与计划值比较
2.4.13
除灰系统单耗
生产统计日月报
与计划值比较
2.4.14
输煤系统单耗
生产统计日月报
与计划值比较
2.4.15
脱硫系统单耗
生产统计日月报
与计划值比较
2.5
燃料
2.5.1
入厂煤与入炉煤热值差
燃料统计日月报
差值小于502kJ/kg
2.5.2
入厂煤与入炉煤水份差
燃料统计日月报
一般应小于1%满分
2.5.3
煤场损耗情况
燃料统计日月报
不亏煤或自燃或流失
3
发电水耗
3.1
定期进行水平衡试验
水平衡试验报告
按照规定进行定期试验
3.2
月度进行发电水耗分析
分析材料
每月进行分析并有效
4
得分合计
升级会员 