華電榆橫發(fā)電廠節(jié)能調研報告-合

1、陜西華電榆橫煤電有限責任公司榆橫發(fā)電廠節(jié) 能 調 研 報 告華電陜西能源公司安生部2015年01月26日項目負責單位：華電陜西分公司安生部項目起止日期：2015年01月24日01月26日組 長：白斌洋 黨原健成 員：左蘭波 周?？?王振榮 焦海平電廠配合人員：姚興龍 雷鋒杰 戴光濤 張奇 邱隆重 唐躍飛等摘 要根據(jù)華電陜西能源有限公司（以下簡稱“公司”）節(jié)能剖析工作計劃安排，華電陜西能源有限公司于2015年元月24日至26日組織開展了陜西華電榆橫煤業(yè)有限公司榆橫發(fā)電廠（以下簡稱“榆橫發(fā)電廠”）的節(jié)能調研工作，結合生產實際，初步形成如下結論。1 當前存在的影響機組經濟運行的主要問題1.1 鍋爐部

2、分1.1.1 鍋爐問題匯總表序號存在問題問題歸類1#1、#2鍋爐預熱器煙氣側阻力大風煙系統(tǒng)2#1鍋爐預熱器預熱器漏風超標風煙系統(tǒng)3#1、#2鍋爐排煙溫度偏高風煙系統(tǒng)4#1、#2鍋爐主汽壓力偏低汽水系統(tǒng)5#1、#2鍋爐主汽溫度偏低汽水系統(tǒng)6#1鍋爐再熱器減溫水量大汽水系統(tǒng)7#1鍋爐飛灰可燃物含量偏高風煙系統(tǒng)8煤粉取樣代表性差制粉系統(tǒng)9飛灰取樣位置不合理風煙系統(tǒng)10#1、#2鍋爐脫硝出口煙溫偏低脫硫脫銷11脫硫系統(tǒng)電耗較大脫硫脫銷12熱力系統(tǒng)閥門內漏，造成補水率大汽水系統(tǒng)1.2 汽機部分1.2.1 1號、2號機組汽輪機定滑壓運行及配汽方式優(yōu)化1.2.2 1號機組高中壓缸、2號機組中壓缸效率偏低1.

3、2.3 1號、2號機組部分加熱器端差偏大1.2.4 1號、2號機組電動給水泵電耗率偏高1.2.5 1號、2號給水旁路隔離門泄漏1.2.6 1號、2號機組汽水熱力系統(tǒng)泄漏治理1.2.7 1號、2號機組空冷系統(tǒng)受防凍模式限制不能及時根據(jù)負荷及環(huán)境溫度調節(jié)背壓1.2.8 輔機冷卻水泵變頻改造2 節(jié)能潛力分析2.1 鍋爐專業(yè)節(jié)能潛力統(tǒng)計表1號爐節(jié)能項目節(jié)能潛力（g/kW.h）2號爐節(jié)能項目節(jié)能潛力（g/kW.h）1、爐效提高1.01、爐效提高0.5排煙溫度偏高排煙溫度偏高飛灰可燃物含量偏高燃燒優(yōu)化調整燃燒優(yōu)化調整2、電耗降低1.02、電耗降低0.5空預器漏風治理風煙系統(tǒng)運行優(yōu)化空預器清洗空預器清洗脫硫

4、系統(tǒng)電耗大脫硫系統(tǒng)電耗大暖風器改造暖風器改造3、閥門內漏0.23、閥門內漏0.2再熱汽減溫水門內漏再熱汽減溫水門內漏4、蒸氣參數(shù)提高0.54、蒸氣參數(shù)提高0.2主汽溫度偏低主汽溫度偏低主汽壓力偏低主汽壓力偏低再熱器減溫水量大節(jié)能潛力合計2.7節(jié)能潛力合計1.4 綜合考慮到部分改進、治理項目間的重疊及互相影響，經以上各項節(jié)能改進后，1號機組約降低供電煤耗2.7g/kw.h，2號機降低供電煤耗約1.4g/kw.h。2.2 汽機專業(yè)節(jié)能潛力統(tǒng)計表1號機節(jié)能項目節(jié)能潛力（g/kW.h）2號機節(jié)能項目節(jié)能潛力（g/kW.h）汽輪機定滑壓運行及配汽方式優(yōu)化0.5汽輪機定滑壓運行及配汽方式優(yōu)化0.5加熱器端

5、差調整汽軸封調整1.22電泵降耗0.65加熱器端差調整給水旁路閥門泄漏治理0.12電泵降耗0.65汽水熱力系統(tǒng)泄漏治理0.5給水旁路閥門泄漏治理0.18空冷防凍措施改進0.30.4汽水熱力系統(tǒng)泄漏治理0.5空冷防凍措施改進0.30.4輔機冷卻水泵變頻改造節(jié)能潛力合計2.072.17節(jié)能潛力合計3.353.45 綜合考慮到部分改進、治理項目間的重疊及互相影響，經以上各項節(jié)能改進后，1號機組約降低供電煤耗2.072.17g/kw.h，2號機降低供電煤耗約3.353.45 g/kw.h。3 節(jié)能調研后工作落實榆橫發(fā)電廠根據(jù)節(jié)能剖析報告，制定整改措施計劃，包括檢修、運行、技術改造和科技項目計劃，特別是

6、制定機組檢修專項整改措施計劃，加強過程監(jiān)督和協(xié)調，促進節(jié)能剖析項目的整改落實工作；實施過程中要加強質量過程管理和控制，并且責任到人，確保達到預期目標。陜西華電榆橫煤電有限責任公司榆橫發(fā)電廠節(jié) 能 分 析 報 告1概述陜西華電榆橫發(fā)電有限責任公司#1、#2鍋爐系東方鍋爐集團制造的國產超臨界參數(shù)變壓直流本生型DG2100/25.4-2型鍋爐，一次中間再熱、單爐膛、尾部雙煙道結構、采用煙氣擋板調節(jié)再熱汽溫、平衡通風、封閉布置、固態(tài)排渣、全鋼構架、全懸吊結構型鍋爐，每臺爐配兩臺三分倉空預器，配2臺雙室4電場高效電除塵器，底渣采用干式除渣系統(tǒng)。燃燒器采用BHK技術設計的低NOx旋流式煤粉燃燒器（HT-N

7、R3），前、后墻對沖布置，共36只，前墻后墻各布置18只，分上、中、下三層布置。鍋爐采用二級點火，先用高能點火器點燃油槍，然后由油槍點燃煤粉。制粉系統(tǒng)采用正壓直吹式。每臺爐配六臺沈陽華電電站工程有限公司生產的HD-BSC26型電子稱重式給煤機和六臺磨煤機，磨煤機采用北京電力設備總廠生產的（MPS）ZGM113G型中速磨煤機，五臺磨煤機運行能滿足鍋爐最大連續(xù)出力時對燃煤量的要求，六臺磨煤機中的任何一臺均可作為備用。1號、2號汽輪機為東方汽輪機廠生產的NZK660-24.2/566/566型超臨界、一次中間再熱、單軸、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽輪機，設計額定功率為660MW，最大連續(xù)出力712.

8、9MW?；責嵯到y(tǒng)由三個高壓加熱器、三個低壓加熱器和一個除氧器構成，除氧器采用滑壓運行。汽輪機采用高中壓缸合缸結構，低壓缸為雙流反向布置。給水泵拖動方式采用335%B-MCR電動給水泵。汽封系統(tǒng)采用自密封系統(tǒng)（SSR），高中壓汽封漏氣供低壓缸汽封用，多余蒸汽溢流至凝汽器，汽封用蒸汽不足時由再熱冷段蒸汽補充。機組采用復合變壓運行方式，汽輪機具有七級非調整回熱抽汽，汽輪機的額定轉速為3000轉/分。根據(jù)華電陜西公司安排，從2015年1月24號開始，對榆橫發(fā)電廠1號、2號機組進行了為期3天的節(jié)能分析工作。通過查閱資料、現(xiàn)場檢查、數(shù)據(jù)分析、溝通交流和對標分析等手段，分析過程中，電廠專業(yè)技術管理人員全程參

9、與，達成共識后，形成節(jié)能分析報告。2 發(fā)現(xiàn)問題的分析、評估及整改建議2.1 鍋爐專業(yè)2.1.1 #1、#2鍋爐空預器阻力大現(xiàn)狀及分析：鍋爐660MW工況下，預熱器煙氣側阻力設計值為1258Pa，實際運行中，620MW負荷下，空氣預熱器阻力應該小于1258 Pa，實際上1號鍋爐預熱器煙氣側阻力為1779/1686 Pa；2號鍋爐預熱器煙氣側阻力為1675/1721 Pa，堵灰現(xiàn)象明顯，換熱效果下降。原因：預熱器積灰；同時煤質含硫量偏高，管式空氣預熱器低溫段結露容易加劇積灰。整改建議：1）、加強預熱器吹灰；2）、定期進行預熱器沖洗；3）、冬季低負荷時段暖風器投入運行。4）、將目前的常規(guī)暖風器改為旋

10、轉暖風器,這樣在暖風器退出運行時可減少空氣側阻力150-200Pa。2.1.2 #1鍋爐預熱器漏風超標現(xiàn)狀及分析：新機組鍋爐在BRL工況下的一般要求回轉式空氣預熱器的漏風率不超過6%；調研小組根據(jù)表盤參數(shù)計算1號鍋爐A、B側空氣預熱器漏風率分別為6.44%和6.79%,分別超出常規(guī)要求約0.5和0.8個百分點.原因分析：預熱器密封間隙偏大（檢修時預熱器間隙調整不到位或運行一段時間后間隙增大）建議：利用小修或大修對預熱器密封間隙進行調整。節(jié)能效果：據(jù)測算空氣預熱器的漏風率每增加1%，影響煤耗約0.14g/kW.h。2.1.3 排煙溫度偏高現(xiàn)狀及分析：根據(jù)鍋爐廠提供的熱力計算書：鍋爐在BRL工況下

11、排煙溫度為123（修正后為118），調查發(fā)現(xiàn)環(huán)境溫度-6，#1號鍋爐A、B側的排煙溫度為118.23/121.30，高于鍋爐設計值約2；#2號鍋爐A、B側的排煙溫度為118.57/123.63，高于鍋爐設計值約3。原因：對受熱面清理不徹底，導致?lián)Q熱效率降低。整改建議：加強受熱面吹灰。節(jié)能潛力：據(jù)測算排煙溫度每升高10，影響煤耗約1.8g/kW.h。2.1.4 #1、#2鍋爐主汽壓力偏低現(xiàn)狀及分析：鍋爐在BRL工況下的主汽壓力為25.42MPa，調查發(fā)現(xiàn)620MW負荷下1號鍋爐的主汽壓力為24.12MPa；2號鍋爐的主汽壓力為24.71MPa，分別低于設計壓力1.30 MPa和0.71MPa。原

12、因分析：運行調整以機側壓力為依據(jù)整改建議：電廠結合機側運行壓力進行經濟調整。節(jié)能潛力：據(jù)測算主汽壓力每降低1MPa，影響煤耗約0.91.0g/kW.h。2.1.5 #1、#2鍋爐主汽溫度偏低現(xiàn)狀及分析：鍋爐在BRL工況下的主汽溫度為571（一般允許偏差是+5-10），調查發(fā)現(xiàn)620MW負荷下1號鍋爐的主汽溫度為566.5；2號鍋爐的主汽溫度為565.3MPa，分別低于設計溫度4.5 和5.7。原因分析：運行調整以機側壓力為依據(jù)整改建議：電廠結合機側運行溫度進行經濟調整。節(jié)能潛力：據(jù)測算主汽溫度每降低10，影響煤耗約0.91.2g/kW.h。2.1.6 #1再熱器減溫水量大現(xiàn)狀及分析：鍋爐在BR

13、L工況下設計的再熱蒸汽流量為1710t/h；再熱蒸汽噴水設計為0 t/h。調查發(fā)現(xiàn)620MW負荷下1號鍋爐的再熱器減溫水量約為7.16t/h；原因分析：減溫水閥門內漏。整改建議：及時消除內漏缺陷，盡量減少減溫水使用。節(jié)能潛力：據(jù)測算再熱蒸汽噴水量每增加1 %的主流量，影響煤耗約0.70.8g/kW.h。2.1.7 #1鍋爐飛灰可燃物偏高現(xiàn)狀分析：依據(jù)廠化學分析報告，1號鍋爐的飛灰可燃物含量3.48%；（爐渣可燃物含量為0請予以核實）原因分析：磨煤機分離效果差，煤粉偏粗，燃燒不完全整改建議：依據(jù)廠化學2015年元月份的分析報告，#1鍋爐A磨的煤粉細度約為8%；B磨的煤粉細度約為5%；C磨的煤粉細

14、度約為38%；D磨的煤粉細度約為8%；E磨的煤粉細度約為8%；F磨的煤粉細度約為22%。建議優(yōu)化改造磨煤機分離器，降低C、F煤粉細度運行；或委托相關資質單位開展制粉系統(tǒng)優(yōu)化調整試驗。節(jié)能潛力：據(jù)測算飛灰可燃物每增加1%，影響煤耗約1.74g/kW.h。2.1.8煤粉取樣代表性差現(xiàn)狀分析：現(xiàn)場部分煤粉取樣器安裝不符合前“10D”后“4D”的安裝位置要求，影響取樣代表性差，影響了制粉系統(tǒng)經濟運行。建議：利用檢修機會對部分安裝位置與要求偏差大的煤粉取樣裝置更改取樣位置。2.1.9 飛灰取樣位置不合理現(xiàn)狀分析：目前飛灰取樣位置在電除塵后的輸灰管道上，取樣代表性差，估計現(xiàn)有的飛灰可燃物化驗結果肯定要大于

15、實際真實結果。建議：在回轉式預熱器通往電除塵的水平煙道底部加裝飛灰取樣裝置。2.1.10 #1、#2鍋爐脫硝出口煙溫偏低現(xiàn)狀及分析：#1、#2鍋爐脫硝出口設計煙溫為320，電廠為了徹底防止脫硝出口低煙溫引起的結晶現(xiàn)象，要求運行人員將脫硝出口煙溫控制在340，目前燃燼風都開在90%以上，仍偶然出現(xiàn)脫硝出口煙溫低于340的情況發(fā)生。建議：委托相關資質單位進行#1、#2鍋爐燃燒優(yōu)化調整試驗。2.1.11 脫硫系統(tǒng)電耗較大現(xiàn)狀及分析：脫硫系統(tǒng)設計電耗1.15%，電廠12月份統(tǒng)計結果顯示脫硫系統(tǒng)電耗為1.193%，高與設計值0.043個百分點。鍋爐設計煤種硫份為1.52%，對應鍋爐BRL工況下石灰石耗量

16、單臺鍋爐為14.3t/h，2臺鍋爐合計約29 t/h；而球磨機的出力剛好只有29 t/h，所以1臺球磨機運行，另一臺球磨機伴運的可能性很大；另外系統(tǒng)設計不合理，循環(huán)泵不具備三用一備的條件，除了電耗高，系統(tǒng)可靠性很差。建議：配煤燃燒，使燃料綜合硫份控制在1.3%以下。力爭循環(huán)泵三用一備，球磨機一用一備。2.1.12熱力系統(tǒng)閥門內漏，造成補水率大現(xiàn)狀及分析： #1爐爐左中長吹疏水逆止門 #1爐爐左短吹疏水電動門 #1爐爐右短吹疏水電動門 #1爐爐左折焰角吹灰電動總門 #1爐空預器吹灰疏水電動門 #2爐爐右折焰角吹灰電動總門、爐右折焰角吹灰電動門1、爐右折焰角吹灰電動門2、爐右折焰角吹灰手動門、爐右

17、折焰角吹灰手動門 #2給水母管疏水一、二次電動門 #2爐左中長吹疏水電動門 #2爐左短吹疏水電動門 #2爐右短吹疏水電動門 #2空預器吹灰疏水電動門 #2下水分配箱疏水一、二次電動門 #1、#2鍋爐361閥后電動總門整改建議：機組停運檢修時對內漏閥門進行處理。2.1.13 鍋爐專業(yè)節(jié)能潛力通過以上潛力挖掘，初步估算，全廠可降低煤耗約2.0 g/kW.h；廠用電可下降約0.3 %。2.2 汽機專業(yè)2.2.1 1號、2號機組定滑壓運行及配汽方式優(yōu)化現(xiàn)狀分析：近年來由于負荷率偏低，對機組經濟指標影響很大，如榆橫電廠1、2號機組2014年統(tǒng)計負荷率分別66.36%，影響供電煤耗15g/kw.h左右。因

18、此對機組在部分負荷工況進行定滑壓運行優(yōu)化非常必要。另外，從東汽廠對蒲城6號機組配汽方式優(yōu)化實驗結果看，配汽方式的調整優(yōu)化可降低熱耗36kj/Kw.h左右。整改建議：機組運行穩(wěn)定后進行定滑壓優(yōu)化試驗及配汽方式優(yōu)化試驗。節(jié)能潛力：降低供電煤耗0.51.0 g/kw.h。2.2.2 1號機組高中壓缸、2號機組中壓缸效率偏低現(xiàn)狀分析：根據(jù)2014年機組驗收試驗報告， 1號、2號機組在VWO工況下高、中、低壓缸設計效率、試驗效率及其偏差值見表1、表2。1號機組的高、中、低壓缸效率分別比設計偏低0.54%、1.56%和3.75%。2號機組分別比設計效率偏低-0.65%、1.13%和1.51%。導致高中壓缸

19、效率偏低的原因有：高中壓過橋汽封及各汽缸汽（軸）封漏汽、級間漏汽，主、再熱汽管道及本體疏水閥門泄漏。整改建議：2號機組檢修中檢查并合理調整隔板汽（軸）封及葉頂汽封間隙，治理有關內漏閥門。節(jié)能潛力：2號機組熱耗降低30 kj/kw.h，折合影響供電煤耗1.22g/kw.h。表1 1號機組VWO工況各缸效率序號項目名稱單位設計值試驗值偏差值1高壓缸效率%86.6686.12-0.542中壓缸效率%93.0291.46-1.563低壓缸效率%92.2088.45-3.75注1：偏差值試驗值設計值。注2：表中中壓缸效率設計值及試驗值均是受到高中壓缸軸封漏汽影響的數(shù)值，僅供參考。表2 2號機組VWO工況

20、各缸效率序號項目名稱單位設計值試驗值偏差值1高壓缸效率%86.6687.310.652中壓缸效率%93.0291.89-1.133低壓缸效率%92.2090.69-1.51注1：偏差值試驗值設計值。注2：表中中壓缸效率設計值及試驗值均是受到高中壓缸軸封漏汽影響的數(shù)值，僅供參考。2.2.3 1號、2號機組部分加熱器端差偏大現(xiàn)狀分析： 1、2號機組額定工況下高壓加熱器端差及其對機組經濟性影響如表3、表4所示。表3 1號機組額定工況高壓加熱器端差及對經濟性影響1號機組設計值實際值偏差影響熱耗率%影響供電煤耗g/kwh#1高加上端差-1.60.341.940.034 0.107 下端差5.65.810

21、.210.000 0.001 #2高加上端差0-1.56-1.56-0.019 -0.059 下端差5.63.59-2.01-0.005 -0.015 #3高加上端差00.910.910.012 0.037 下端差5.64.54-1.06-0.005 -0.015 表4 2號機組額定工況高壓加熱器端差及對經濟性影響2號機組設計值實際值偏差影響熱耗率%影響供電煤耗g/kwh#1高加上端差-1.6-2.54-0.94-0.016 -0.052 下端差5.614.478.870.011 0.033 #2高加上端差01.531.530.018 0.058 下端差5.65.890.290.001 0.0

22、02 #3高加上端差0-0.44-0.44-0.006 -0.018 下端差5.66.50.90.004 0.013 1號機組#1高加上端差及#3高加上端差、2號機組#1高加下端差及#2高加上下端差偏離設計值影響機組經濟性。從計算看，高加上端差對熱耗的影響遠大于下端差，主要是由于上端差排擠上一段高品質抽汽，下端差是排擠本段抽汽。經模擬計算，1號高加上端差增加1對煤耗的影響約相當于下端差增大14.5, 2號高加上端差增加1約相當于下端差增大5, 3號高加上端差增加1約相當于下端差增大2.8。運行中應綜合考慮上下端差調整加熱器水位。整改建議：綜合考慮上、下端差對經濟性的影響來確定加熱器合理水位。2

23、.2.4 1號、2號機組電泵電耗偏高現(xiàn)狀分析：根據(jù)電廠2014年電廠輔機單耗完成情況統(tǒng)計表，電泵單耗目標3.27%，1號機組最低實際完成3.36%，大多數(shù)月份在3.6%以上；2號機組最低實際完成3.56%,全年完成3.76%,給水泵電耗偏高。造成給水泵電耗率偏高的原因，一方面是給水泵容量與機組經常接帶的負荷偏離較大造成損耗增大，另一方面是由于AGC方式的投入不能有效執(zhí)行有關節(jié)能措施。整改建議：1）進行給水泵組效率測試；2）對給水泵進出口閥門及再循環(huán)閥門、濾網(wǎng)進行檢查，消除內漏；3）考慮進行電動給水泵改汽泵或改變頻的可行性研究，以增加給水泵對機組調峰的適應性，降低廠用電。節(jié)能潛力：預計通過運行方式優(yōu)化及內漏治理可降低電耗率0.2%，折合供電煤耗下降0.65g/kw.h。2.2.5 1號、2號機組給水旁路閥門內漏現(xiàn)狀分析：1號機組試驗期間給水旁路存在泄漏，泄漏量約為36.344.3t/h，致使給水溫度降低1.71.9；2號機組試驗期間給水旁路存