國華電力機組技術經濟指標分析報告

1、電力機組技術經濟指標分析研究總結熱工研究院和電力技術研究中心聯(lián)合組成檢查組，對電力所屬發(fā)電公司進行機組經濟指標檢查和評價。 該項目針對電力發(fā)電機組投產后，普遍存在的實際運行能耗高的問題，從電廠設計、設備及系統(tǒng)安裝、運行及維護等方面入手，通過數據分析和現(xiàn)場檢查， 對 6 個主要技術經濟指標進行深入調查研究，理論計算分析等工作，對主要技術經濟指標進行了偏差分析，找出了存在偏差的原因，并且進行定量分析； 主要技術創(chuàng)新點建立技術經濟指標分析管理體系，提出節(jié)能管理的原則：管理節(jié)能、回歸設計、優(yōu)化運行、檢修質量、技術改造、目標管理。對電力節(jié)能目標預測的準確性進行檢驗，同時將電力節(jié)能目標分解到各發(fā)電公司；從

2、 16 個共性方面提出實現(xiàn)主要技術經濟指標達到設計值和預期目標值的措施和建議，對指導發(fā)電公司進一步開展節(jié)能管理和技術改進提供了技術支持。1、提出節(jié)能經濟指標分析體系建立機組技術經濟指標管理分析體系，以統(tǒng)一所屬發(fā)電公司機組技術經濟指標的分析方法和評價體系，以使達到分析系統(tǒng)性、全面性、可比性、準確性，達到指導節(jié)能管理工作，見表1。且通過檢查形成經濟指標評價標準，見附件1。表 1機組技術經濟指標分析體系項指標目汽機效率供鍋電爐煤效耗率率管道和熱力系統(tǒng)對煤耗率參數設計值實際值偏差值影響高/ 中/ 低壓缸效率配汽機構方式主汽溫度 / 壓力變壓運行再熱蒸汽溫度凝汽器真空機組負荷率排煙溫度鍋爐尾部各部位漏風

3、含氧量灰渣 / 飛灰損失機組補水率再熱汽系統(tǒng) / 抽汽管道壓損回熱系統(tǒng)特性管道散熱 / 再熱汽減溫水閥門泄漏情況主汽管道壓降 / 溫降循環(huán)水泵 / 凝結水泵耗廠電率用一次 / 送/ 引風機單耗電磨煤機 / 制粉系統(tǒng)單耗率輸煤系統(tǒng)及外圍等單耗煤質煤煤量2、發(fā)電公司節(jié)能經濟指標分解表 2節(jié)能經濟指標分解表裝機容量供電煤耗率 綜合廠用電率發(fā)電水耗序號單位萬 kWg/kWh%kg/kWh1熱電公司4027913.43.22三河公司1303186.682.33盤山公司1003216.852.034綏中公司160（360）324（ 313）7.070.665神木公司203887.412.356準電公司13

4、23268.182.07臺山公司3003155.750.38定洲公司1203205.32.159太倉公司1203155.10.2310浙能公司4403105.740.3511滄東公司1203255.40.3612錦界公司2403398.750.511922319.826.610.9113電力(2122)（318.3 ）(6.65)(0.883)142010 年目標3185.51.144注：括號的數值為考慮綏中二期擴建21000MW機組指標電力節(jié)能規(guī)劃目標分解后看到供電煤耗率和發(fā)電水耗，能夠完成電力節(jié)能目標，但是綜合廠用電率因預測條件的影響，預測指標偏小， 完成還有相當大的困難。主要是制定規(guī)劃時

5、綜合廠用電率外界條件2005 年負荷率與本次測算相差10%；本次調研電力變頻技術應用研究正在進行中，對于發(fā)電廠的采用此技術有一定的限制，廠用電率降低有一定的影響；部分機組擴建和新增加的脫硫、脫氮設備的指標以設計值為基礎，偏大；機組運行優(yōu)化的項目具體的數值不確定性，有一定的潛力；機組大小修廠用電制訂節(jié)能規(guī)劃目標時，計入其中等。本次調研情況綜合分析，采取節(jié)電措施，新技術的出現(xiàn)、尤其是老廠機組變頻技術應用、機組負荷率的提高、加強非生產用電和生產用電統(tǒng)計的準確性，經過艱苦努力，給發(fā)電公司下達指標等措施，一定能夠完成電力綜合廠用電率5.5%的目標。3、分析發(fā)電公司主要存在的問題及實現(xiàn)目標的途徑（1）加強

6、節(jié)能管理：節(jié)能管理基本網絡已經建立，但是開展不系統(tǒng)，沒有統(tǒng)一的分析體系；耗差分析流于表面形式，深層次的問題沒有分析； 大多數發(fā)電公司沒有在線能耗分析軟件，節(jié)能指標分析滯后； 水務管理普遍未重視且基礎管理薄弱；節(jié)能技術改造重視程度和投入費用不夠，應加大對成熟可靠的節(jié)能技術改造的投入； 各發(fā)電公司節(jié)能目標與電力節(jié)能目標的實現(xiàn)和分解還有差距，普遍是高于預期目標值；應充分認識到管理節(jié)能是節(jié)能管理的關鍵。（2）大力開展優(yōu)化運行：全廠和機組的優(yōu)化普遍沒有進行，僅是局部優(yōu)化，應開展全面機組運行優(yōu)化工作， 提高機組的經濟性。 例如：機組間負荷經濟分配，機組調峰變負荷運行方式的優(yōu)化，機組調峰輔助設備的優(yōu)化，機組

7、啟停優(yōu)化，真空系統(tǒng)的優(yōu)化，鍋爐吹灰系統(tǒng)的優(yōu)化，高壓調速汽門的單閥和順序閥的轉換，機組滑壓運行的優(yōu)化等。（3）建立機組大修考核經濟指標：機組大修主要是提升機組的質量、可靠性和經濟性，目前機組大修后僅有可靠性指標，沒有經濟指標，例如：汽輪機熱耗率降低的百分數； 鍋爐效率提高的百分數； 重大節(jié)能項目的實施和經濟缺陷的消除等。（4）充分認識節(jié)能降耗的優(yōu)先級：根據設備的狀態(tài)進行運行調節(jié)，向設計值靠攏；提高檢修質量，控制間隙和嚴密性，提高設備的運行效率；深入分析工藝的改進，進行簡單的設備改善和效率提升；進行可行性分析， 采用成熟可靠的技術或工藝進行設備的技術改造；進行設備改進后的后評價。（5）高度認識煤的

8、優(yōu)勢：煤具有發(fā)熱量高、灰份低，但黏附性強等特點，充分認識燃燒煤對鍋爐運行經濟性的綜合影響，除神木、準格爾、盤山等發(fā)電公司鍋爐效率低于設計值外，其他600MW級的鍋爐效率均大于設計值，如定洲、滄東、太倉、寧海及臺山等發(fā)電公司鍋爐平均效率大于94，取得了很好的經濟效益。對于效率低的鍋爐進行磨煤機及鍋爐燃燒的優(yōu)化調整，尤其是燃燒非設計煤種的鍋爐， 開展鍋爐燃燒特性和熱力特性分析是十分必要的。高度重視燃燒煤的優(yōu)點（鍋爐效率高）的同時，深入進行結焦沾污不利因素的研究和試驗，提出并實施解決受熱面結焦沾污切實可行的方案和措施（見第13 條）。（6）汽輪機效率：普遍存在600MW機組高壓缸效率和俄制500MW

9、機組低壓缸效率低的問題。定州公司600MW亞臨界機組 #1、#2 高壓缸考核試驗效率分別85.01%和 83.81%，較設計值 88.53%，低了 3.52 和 4.72%； 太倉公司 600MW超臨界 #7 機組 2006 年性能考核試驗結果高壓缸效率為85.16%，低于設計值 2.54%。浙能公司 600MW亞臨界機組 #2 機性能考核試驗顯示高壓缸效率為86.7%，比設計值低1.83%。臺山公司 #1#4 機組性能試驗結果高壓缸效率比設計值分別低0.75%2.14%。俄制機組如盤山公司500MW機組低壓缸設計效率75.58%，2000 年華北電科院經全面性熱力試驗測得低壓缸效率平均為72

10、.7%。按目前超臨界 600MW機組國設計、制造和運行水平， 低壓缸設計效率最高可達92.52%。如果盤山公司 500MW機組低壓缸效率從72 提高到86（即提高14）計，可降低機組煤耗13.8g/kWh。應盡早安排低壓缸技術改造。（7）調速汽門的控制方式：600MW機組調速汽門普遍采用單閥控制，按廠家設計機組投產半年后高壓調門應將節(jié)流調節(jié)的單閥控制改為噴嘴調節(jié)的順序閥控制，以提高機組的經濟性， 尤其在低負荷下， 順序閥的經濟性明顯好于單閥控制。上汽 600MW亞臨界汽輪機高中壓分缸結構，高壓轉子剛度較合缸結構低，進汽方式的改變往往引起軸系振動和瓦溫升高，給由單閥改進順序閥造成一定的困難，個別

11、機組順序閥控制時出現(xiàn)了轉子個別瓦振動和瓦溫高的問題。目前定洲公司、滄東公司、浙能公司、臺山公司、錦界公司600MW亞臨界機組均未完全實現(xiàn)順序閥控制，建議組織制造廠家和有關電廠共同解決單閥轉順序閥的安全和經濟性問題，實現(xiàn)順序閥運行，提高機組的經濟性。（8）熱力系統(tǒng)的嚴密性：熱力系統(tǒng)的閥門嚴密性普遍存在漏問題，尤其是高、低旁路是泄漏比較嚴重的地方。如滄東公司高低壓旁路、 定洲公司高低壓旁路、漏雖然沒有損失工質， 但是浪費了做功能力。 各發(fā)電公司應進行專題分析和治理，提高熱力系統(tǒng)的嚴密性。（9）凝汽器真空：凝汽器運行存在一定的問題，如機組真空沒有達到設計值，真空嚴密性差。如：綏中公司#1 和#2 機

12、組真空低于設計值，真空嚴密性為300 500Pa/min ，整體偏高；盤山公司真空低于設計值，#1 機真空嚴密性為600Pa/min。雙壓凝汽器抽真空系統(tǒng)設計管道不盡合理，存在抽空氣相互排擠，雙壓凝汽器壓差小于設計值，不能發(fā)揮雙壓凝汽器的優(yōu)勢。如：滄東公司雙壓凝汽器高低壓側壓差為0.22kPa ；定州電廠兩臺機配置的是雙背壓凝汽器，目前基本為單背壓運行。 對沒有進行凝汽器最佳真空試驗的發(fā)電公司，建議通過理論與試驗相結合的辦法，確定循環(huán)水溫度、負荷和循環(huán)水量對凝汽器真空影響，進而確定對廠用電率和供電煤耗的綜合影響，找出不同負荷下綜合經濟最佳點，制定循環(huán)水泵運行方案。通過現(xiàn)場試驗，進一步進行確定循

13、環(huán)水泵最佳運行方案，如盤山公司、浙能公司、太倉公司、滄東公司等均能夠通過循環(huán)水泵的優(yōu)化運行，改善凝汽器的性能，實現(xiàn)機組的經濟運行。（10）廠用蒸汽的用能：廠用蒸汽使用普遍存在高質低用的現(xiàn)象，浪費蒸汽的做功能力，尤其是俄制機組輔助蒸汽系統(tǒng)設計龐大、復雜，應進行專題分析，合理使用蒸汽的能量。（11）回熱系統(tǒng)特性： 普遍存在凝汽器喉部布置的低壓加熱器在低負荷時疏水不暢，如滄東公司、定洲公司、太倉公司、浙能公司等。加熱器端差大、加熱不足，如綏中公司。定期分析不夠，采取的措施有待商洽等問題。（12）發(fā)電水耗：提高水質的品質的認識和合理回收，現(xiàn)疏水回收不及時、疏水回收位置不對、余熱沒有合理充分利用。（13

14、）鍋爐排煙溫度：由于鍋爐燃煤煤種變化，燃用煤，受熱面結焦沾污嚴重，吸熱量減少，鍋爐排煙溫度普遍存在偏高問題。雖然采取了措施，例如鍋爐吹灰優(yōu)化，摻燒高灰熔點的煤，但是效果不太理想。為了減緩爐結焦，空氣預熱器進口煙氣含氧量一般較高，同時也使排煙溫度升高。如三河公司、盤山公司、熱電公司煙風溫差都比設計值高。但較晚投產的600MW鍋爐，排煙溫度較低， 如滄東公司、太倉公司、浙能公司、臺山公司等。由于煤種的改變，建議進行盤山公司和綏中公司鍋爐的熱力校核計算，為鍋爐的安全經濟運行、 設備改造提供依據。（14）鍋爐吹灰器的優(yōu)化： 燃用煤灰份的特點， 黏附性強，吹灰器投入率高，但是吹灰器的優(yōu)化工作， 僅是按照

15、設計程序投入， 進一步優(yōu)化工作需要加強個性化的吹灰方案。 例如：暖管時間、吹灰時間、頻次、吹灰的壓力、 吹灰的效果等，應進行綜合分析和優(yōu)化。 盤山公司和綏中公司鍋爐吹灰周期很短，建議在結焦沾污嚴重的部位增加適當的吹灰器， 也可考慮綏中公司鍋爐用蒸汽吹灰取代水力吹灰。研究在鍋爐尾部受熱面采用聲波及燃氣脈沖清灰裝置的可能性。（15）鍋爐再熱器事故減溫水普遍投入，用低壓蒸汽代替高壓蒸汽發(fā)電嚴重影響機組的經濟性，應進行鍋爐的燃燒調整、減溫水閥門嚴密性治理、 再熱器熱負荷分析等，控制再熱器減溫水的投入。（16）綜合廠用電：輔助設備采用調速和變頻改造，技術研究中心進行專題分析和調研，改造的步伐不快，廠用電

16、下降非常慢。 綜合廠用電率與直接廠用電率偏差過大的問題，應進行分析，必須按照正確的統(tǒng)計方法進行處理。輔助設備的優(yōu)化運行：首先是輔助設備正常方式的運行臺數要符合設計規(guī)定，要回歸設計， 澄清不是多轉設備就安全的模糊認識，例如鍋爐爐水循環(huán)泵設計兩臺運行一臺備用， 而目前基本都是三臺運行； 其次機組輔機出力按照額定負荷設計考慮， 而機組參與電網調峰， 在負荷 50-100%圍變化，負荷低于額定負荷，輔機耗電率上升。因此降低輔機廠用電率的關鍵是降低機組低負荷時的輔機耗電率，此措施降低廠用電的潛力在0.1-0.3% 。結論： 2010 年電力主要經濟指標的目標值為供電煤耗率318g/kWh，綜合廠用電率

17、5.5%，發(fā)電水耗 1.144kg/kWh。通過發(fā)電公司技術經濟指標檢查和評價認為，經過加強節(jié)能管理， 簽定經濟指標責任狀， 按照技術經濟指標管理體系進行分析，認真調節(jié)，優(yōu)化運行，強化設備治理，提高檢修質量，加強燃料管理，進行技術改造，電力的節(jié)能規(guī)劃目標一定能夠實現(xiàn)。發(fā)電公司機組技術經濟指標評價標準（試行）序 號評價項目評價方法評價標準存在的問題及建議1節(jié)能管理體系1.1組織管理體系1.1.1節(jié)能領導小組查看文件符合公司要求1.1.2節(jié)能網絡建立且活動查看記錄符合公司要求1.2節(jié)能管理制度1.2.1節(jié)能管理制度查看制度符合公司要求1.2.2月度經濟分析制度查看制度符合公司要求1.3節(jié)能計劃和規(guī)

18、劃1.3.1發(fā)電公司節(jié)能規(guī)劃查看材料符合公司發(fā)展要求1.3.2制訂年度和措施及1+4節(jié)能查看材料符合公司發(fā)展要求序 號評價項目評價方法評價標準存在的問題及建議滾動計劃1.3.3發(fā)電公司年度節(jié)能總結查看材料符合公司發(fā)展要求1.4能源計量管理1.4.1關口上網和外購電量計量查看材料定期校驗和符合規(guī)定1.4.2關口軌道衡和汽車衡計量查看材料符合國家和公司規(guī)定1.4.3關口水、汽和氣計量查看材料符合國家和公司規(guī)定1.4.4入爐煤計量校驗查看材料符合國家和公司規(guī)定1.4.5強制性檢驗計量符合規(guī)定查看材料符合國家和公司規(guī)定1.5計算和統(tǒng)計管理1.5.1計算方法符合規(guī)定查看材料符合國家和公司規(guī)定1.5.2統(tǒng)

19、計方法符合規(guī)定查看材料符合國家和公司規(guī)定序 號評價項目評價方法正平衡與反平衡計算煤耗1.5.3查看日月報率2供電煤耗率2.1鍋爐效率檢查 A/B/C 級檢修前2.1.1鍋爐效率后試驗報告2.1.2排煙溫度檢查生產統(tǒng)計日月報2.1.3鍋爐尾部漏風檢查生產統(tǒng)計日月報2.1.4空預器漏風率試驗報告2.1.5含氧量檢查生產統(tǒng)計日月報2.1.6灰渣損失檢查生產統(tǒng)計日月報評價標準存在的問題及建議計算方法符合公司規(guī)定，差值小于5g/kWh與設計值比較與設計值比較與設計值比較與設計值比較與設計值比較與設計值比較序 號評價項目評價方法2.1.7飛灰損失檢查生產統(tǒng)計日月報2.1.8散熱損失檢查生產統(tǒng)計日月報2.1

20、.9吹灰蒸汽流量現(xiàn)場檢查2.2汽機效率檢查 A/B/C 級檢修前2.2.1熱耗率后試驗報告2.2.2高/ 中/ 低壓缸效率試驗報告2.2.3配汽機構方式現(xiàn)場檢查2.2.4變壓運行方式看曲線和現(xiàn)場檢查2.2.5真空或背壓檢查生產統(tǒng)計日月報2.2.5.1排汽溫度檢查生產統(tǒng)計日月報評價標準存在的問題及建議與設計值比較與設計值比較與設計值比較與設計值比較與設計值比較順序閥控制進行變壓運行并且進行優(yōu)化與設計值比較與設計值比較序號評價項目2.2.5.2循環(huán)水入口溫度2.2.5.3循環(huán)水溫升2.2.5.4凝汽器端差2.2.5.5真空嚴密性2.2.5.6凝結水過冷度評價方法評價標準存在的問題及建議檢查生產統(tǒng)計

21、日月報與設計值比較檢查生產統(tǒng)計日月報與設計值比較檢查生產統(tǒng)計日月報與設計值比較檢查生產統(tǒng)計日月報300 kPa/min檢查生產統(tǒng)計日月報與設計值比較檢查生產統(tǒng)計日月報2.2.5.7膠球收球率投入率和收球率達到 95%或現(xiàn)場檢查檢查生產統(tǒng)計日月報2.2.5.8冷卻塔效率與設計值比較或試驗報告2.2.6主汽溫度檢查生產統(tǒng)計日月報與設計值比較，偏差在允許圍2.2.7主汽壓力檢查生產統(tǒng)計日月報與設計值比較，偏差在允許圍序 號評價項目2.2.8再熱蒸汽溫度2.2.9機組負荷率2.2.10過熱器減溫水量2.2.11設備及管道保溫2.2.12軸封漏汽流量2.3管道和熱力系統(tǒng)2.3.1加熱器特性2.3.1.1

22、低加和高加出水溫度2.3.1.2加熱器溫升2.3.1.3加熱器端差2.3.1.4加熱器疏水暢通評價方法檢查生產統(tǒng)計日月報檢查生產統(tǒng)計日月報檢查生產統(tǒng)計日月報試驗報告或現(xiàn)場檢查試驗報告或現(xiàn)場檢查檢查生產統(tǒng)計日月報試驗報告試驗報告現(xiàn)場檢查評價標準存在的問題及建議與設計值比較，偏差在允許圍與計劃值比較與計劃值比較與計劃值比較與計劃值比較與設計指標比較與設計值比較與設計值比較滿足設計要求序 號評價項目評價方法評價標準存在的問題及建議2.3.2機組補水率2.3.2.1機組補水率檢查生產統(tǒng)計日月報小于 1.5%2.3.2.2補水位置和噴射方式現(xiàn)場或圖紙凝汽器喉部及噴射2.3.2.3冬季和夏季補水率差檢查生產統(tǒng)計日月報冬季和夏季之差小于 0.2%2.3.3閥門漏情況2.3.3.1旁路系統(tǒng)閥門現(xiàn)場檢查應不漏泄2.3.3.2蒸汽系統(tǒng)疏水閥門現(xiàn)場檢查應不漏泄2.3.3.3高加和低加危急疏水閥門現(xiàn)場檢查應不漏泄給水泵再循環(huán)閥及水系統(tǒng)2.3.3.4現(xiàn)場檢查應不漏泄閥門2.3.3.5鍋爐定期排污閥現(xiàn)場檢查應不漏泄序號評價項目2.3.3.6高加給水旁路閥2.3.4