发电公司节能总结和计划(3100字)

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浙江国华浙能发电有限公司

20xx年节能减排工作总结和20xx年工作计划

一、节能减排组织管理体系情况

建立和完善节能减排工作的长效管控机制。公司成立了以总经理为组长的节能减排领导小组,下设工作小组,具体负责节能减排工作的日常管理,研究制定节能减排计划,组织实施和监督节能减排重点项目和主要措施。

通过实行月度例会制度,安排任务,检查各项工作进展情况,分析解决实施过程出现的问题,实现闭环管理。在日常管理中节能减排工作小组起到了协调、服务、监督的作用,确保各项措施得以安全有序地实施。根据公司及上级单位关于节能减排工作的规定,及时制订、完善节能减排管理制度和标准,如 《节能管理制度》、《生产运营指标分析管理标准》、《节能技术监督管理标准》、《燃煤计量管理标准》、《煤场管理标准》、《燃煤统计核算管理标准》、《全厂公用系统能耗计量、统计管理标准》、《环保技术监督管理标准》、《环保技术监督管理制度实施细则》等。

二、20xx年节能减排主要工作、成效、问题

以科学、务实、精细化管理为核心,保证节能减排的可持续发展。

一是制定科学的节能减排目标,合理安排技改项目,稳步推进各种节能降耗措施,做到计划安排有效、项目推进受控、指标实现目标。按照集团公司战略发展规划,制定公司“十一五”和“十二五”生产规划,科学规划指标,合理安排项目,并辅以保障措施。对节能减排指标做到1+4的五年滚动计划,并进行月度分解,实行有效管控。对节能项目实行评估考核,并做好推广应用。

二是建立技术经济指标分析管理体系。对经济指标、生产过程指标及参数进行全过程、全范围动态跟踪和后台分析,每月定期召开节能分析会,探讨节能工作中存在的问题,分析主要经济指标的变化情况,评估设备管理和燃料管理等各方面的工作,通过耗差分析,找出影响经济指标的可控因素,深入挖掘节能潜力。

三是持续开展运行优化工作,实现运行规范操作、标准操作。通过精细化管理,在电科院的试验和能耗诊断的基础上优化运行方式和操作方法,指导机组经济运行。制定优化后的运行操作卡,将各种运行优化以指令固化、落实到各运行岗位。20xx年运行优化节能折合标煤1.53万吨。600MW机组成功实施了低负荷运行优化、启停机运行优化、脱硫系统运行优化等7大项目,累计节约标煤8900吨;1000MW机组通过实施凝泵运行优化、循环水系统

运行优化、锅炉吹灰优化等6大项目,在机组出力系数同比去年降低8.19%的情况下,厂用电率下降0.16%,年节省厂用电近1900万度。其中:600MW机组低负荷运行优化项目里的给水泵再循环开度调整一项,每年即可节约标煤约5000吨;百万机组通过自主开展锅炉吹灰优化,吹灰频率下降近75%,使锅炉平均再热汽温上升10度左右,累计降低煤耗0.5g/kWh。同时积极开展小指标竞赛,提高机组经济运行水平,并与安全生产、经济效益挂钩,充分调动了运行人员控制机组经济运行指标的主动性和积极性。

四是开展对标分析管理,通过对标,查找差距,制定改进措施。安同类电厂、同类机组,开展集团内部对标、区域对标和全行业对标。在集团内部实行月度对标,根据当月的对标分析查找本企业机组能耗指标和污染物排放等指标与先进值之间的差距,评估每月节能措施产生的效果,分析存在的问题,提出近期的改进目标和措施,分解落实。在区域和行业实行年度对标,根据全年完成的发电量、环境温度等边界条件,将预测完成的指标与先进值和年度考核值进行对标,提出远期的改进目标和措施。公司多台机组在全国大机组对标竞赛中获奖,并进入标杆机组行列。

五是加强燃料管理,根据圆形封闭煤场的特点,做好防止存煤自燃,减少存损。并完善燃料全过程、全方面的管理体系,做好燃料采购、到港验收、采样、接卸、存储、配煤掺烧等各个环节的工作,层层把关,努力降低单位燃料成本,提高经济效益。经过几年的不断探索、研究,有效控制了燃煤自燃,入厂入炉煤热值差控制在100kJ/kg以内。另一方面,积极组织低硫煤和合理掺配,控制入炉煤含硫量尽可能接近设计值0.5%,从源头上控制SO2排放量。

六是建立节能减排的考核评价体系。对分厂的年度节能减排完成情况安定性、定量指标进行考评,对节能项目按照节能量和汇报周期进行专题评估,对节能减排作出贡献人员进行奖励。

主要节能减排指标完成情况:

发电公司节能总结和计划

20xx年节能减排主要亮点:

节能指标超额完成 预计全年累计可完成发电量286亿千瓦时以上,同比去年增加10%以上;预计全年供电煤耗304.3g/kWh,综合厂用电率4.7%,发电水耗0.24kg/kWh,同比分别下降2g/kWh,0.53个百分点,0.04kg/kWh。全面完成内控指标。

节能项目稳步推进 依托科技创新,按五定原则发布当年节能项目43项,并前瞻性地储备和规划后续项目,制定公司“十二五”节能环保项目规划。其中600MW机组低负荷优化、1000MW机组双背压改造等4个项目列入宁波市节能重点备案项目,一期凝泵变频改造获得市财政节能补助(奖励)80万。今年重点推行的全厂水务系统提前上线运行,为水平衡的统计、分析奠定了基础,为公司节约水资源、降低发电水耗创造了有利条件。

大机组竞赛和对标取得成效 #1、3机组获20xx年度大机组竞赛三等奖。中电联的年度能效指标对标结果,在600MWe亚临界机组中,我公司所有机组均为达标机组,其中:#3机组进入供电煤耗标杆优良机组行列,#3、4机组进入厂用电标杆先进机组行列,#1、3机组为油耗标杆先进机组。

圆满完成20xx年神华1000MW机组成本对标、国华1000MW机组创一流对标、国华公司创一流对标总报告编制等三个课题的生产部分工作,取得了较好成果、得到国华公司好评。

促进循环经济发展取得效益 以电厂为龙头的宁海临港循环经济示范区已初步形成,被宁波市政府列为第一批试点单位,目前公司产生的粉煤灰、煤渣、石膏等全部通过外卖得到综合利用,并取得了市经委的资源综合利用认证,被浙江省经信委评为20xx年度“浙江省工业循环经济示范企业”。

生态、减排效果显著 今年先后获得了宁海县、宁波市“十一五”减排先进集体和宁波市、浙江省首批“生态文明教育基地”称号

存在问题

1、600MW先进机组的供电煤耗已突破设计指标,我们和行业最优值还有较大差距,需加大推广应用成熟节能项目的力度,机组供热和汽机通流改造应尽快实施。

2、1000MW机组煤耗指标仍低于行业平均水平,较高的厂用电率仍是我们供电煤耗指标的主要瓶颈,主要辅机的节能改造需要尽快实施。

3、随着火电厂污染物排放新标准的即将实施,环保设施改造和运行投入费用将巨额增加,企业营运压力进一步加大,脱硫、脱硝电价补偿机制应尽快落实。

三、20xx年工作思路、计划和重点

指导思想:更安全、更可靠、更先进、更经济、更环保、更规范,创建国际一流水平电厂 自觉承担政治、经济、社会、行业责任 工作思路:

完善节能减排管控机制 着力推进节能减排重点项目 培育全员节能低碳文化

节能指标:(20xx年)

主要措施:

(1) 制定科学的节能目标,合理安排月度计划,跟踪、监督各项节能降耗措施落实情况,做到计划安排有效、项目推进受控、指标实现目标。

(2) 利用运行优化成果,加强运行后台分析,提高指标分析能力,通过指标分析,指导运行优化操作。

(3) 持续开展对标分析管理,充分利用行业资源,掌握同类机组指标动态,找出与先进水平的差距和问题,提出切实可行的改进意见。

(4) 按照“十二五”节能规划,有序推进节能项目,促进机组能耗进一步下降,逐步实现逐步行业领先。 重点:#3脱硝系统改造。

2011-12-5

发电公司节能总结和计划




第二篇:国投钦州发电有限公司超临界600MW汽轮机组提高性能节能减排改造项目总结 14300字

国投钦州发电有限公司超临界600MW汽轮机组提高性能节

能减排改造项目总结

摘 要

为积极贯彻落实资源节约型、环境好友型基本国策,节能减排。国投钦州发电有限公司经充分调查研究,委托西安热工研究院有限公司策划并技术支持,对东方电气集团制造的600MW超临界汽轮发电机组实施提高性能(安全性、经济性、出力能力》降耗增效设备及热力系统完善改造《项目》。

《项目》围绕提高机组性能,节能减排,降耗增效;转变企业经济增长模式;提升企业原始创新能力,集成创新能力和引进、消化、吸收、再创新能力为一体的主题,运用在长期生产实践中,理论结合实际,坚持探索,不断创新,总结和积累,逐步形成的一整套系统的、切实可行的"提高机组性能技术"成果,对1号汽轮机组实施节能减排,提高机组性能和出力能力的完善改造,取得十分显著的成效。

为能较全面地了解该《项目》是如何实施,并取得成功的全过程概貌,编写了《项目总结报告》。报告分为13个部分,逐一扼要阐述基本情况和主要思想、内容、方法、结果评价与试验、主要结果、建议与意见、技术经济性评价等,在结束语中概括归纳了《项目》的四个亮点,图文并貌,一并总结经验与展现成果。

1 项目概述

2 设备概况

3 《项目》的确定

3 . 1 《项目》核心技术与技术思想

3 . 2 《可研报告》编制

3 . 3 《方案》编制指导思想

4 基本理论

4 . 1 状态与状态参数

4 . 2 蒸汽热力循环过程

4 . 3 热耗率、功率、流量、吸热量、效率相互关系

4 . 4 机组发电煤耗率

4 . 5 机组供电煤耗率

4.6 基本理论在分析问题过程中的应用

5 完善与改进《方案》的确定

5 .1 机组普遍存在的主要问题

5 . 2 问题讨论与分析

5 . 3 影响汽轮机组热耗率因素

5 . 4 完善与改造《方案》的技术要点

5 . 5 汽轮机组检修技术措施

5 . 6 执行情况

6 结果评价与试验

6 . 1 结果评价与方法

6 . 2 试验结果的修正

6 . 3 试验结果的修正问题分析与选用

6 . 4 完善改进前、后试验

7 大修与完善改造后汽轮机组性能主要结果

7.1 4 阀全开工况汽轮机组的经济性

7.2 出力能力

7.3 6 0 0 MW工况

7 . 4 缸效率和漏汽率定义

8 建议与意见

8 . 1 以压力判断机组安全运行功率

8 . 2 对现高压调节汽门进行完善改进

8.3 运行高压调节汽门的控制

8 . 4 消除外漏减少内漏

8 . 5 改造二次滤网和胶球清洗系统及装置

8.6 提高高压缸通流效率

8 . 7 消除" 瓶颈" , 突破" 以磨定产" 的局面

8 . 8 修改与完善现机组运行规程

8.9 总结经验进一步提高机组性能

9 技术经济性评价

9 . 1 直接经济效益

9.2 间接经济效益

9.3 技术经济性

1 0 结束语

参考文献

附表及附图

薩^ 28

充分利用资源发挥设备性能自主创新节能减排

〔超临界600MW汽轮机组提高性能节能减排改造项目总结报告)

1项目概述

国投钦州发电有限公司〔简称:国投钦州公司)一期工程设计安装两台东方电气集团〈简称:东电集团)制造的超临界600MW汽轮发电机组(电厂编号:1号、2号),分别于20xx年07月05日和同年11月02日投入商业运行。

为积极贯彻落实国家节约资源、保护环境基本国策和节能减排方针与政策,国投钦州公司结合生产实际,经充分调查研究,委托西安热工研究院有限公司〔简称:西安热工院)策划并技术负责,对1号汽轮机组实施提高性能(安全性、经济性、出力能力)完善改造。

西安热工院根据机组设计特性与实际运行状况,提出《国投钦州发电有限公司超临界600MW汽轮机组节能减排,提高性能完善改造可行性研究》报告〔简称:《可研报告【1 〗。研究分析表明:1号机组实施改造后,机组额定参数下,发电煤耗率可相对下降工10g/(kW.h)及以上,年节标准煤34,650t/y,合计直接收益4,331.25万元,项目投资预算933.7万元,投资回收年限0.22年〔2.6个月〉。由于设备整体性能提高,机组出力能力增强5%左右,实现在夏季凝汽器压力11.8kPa工况时,机组可在出力630MW工况下长期连续、安全可靠、经济运行。

国投钦州公司20xx年11月6日,组织并主持对《可研报告》进行审议。从必要性、紧迫性、可行性、实施条件与方法等方面进行了充分与深入的分析和讨论并形成《国投钦州发电有限公司1号汽轮机组降耗增效完善改造会议纪要》〔简称:《纪要》),并成立了《项目》组织机构。【2 〗

西安热工院根据《可研报告》结果和《纪要》精神,应用"提高机组性能技术〃研究成果,将设备设计与制造、电厂设计与辅机匹配、系统布置、运行方式与检修维护等方面有机结合,进行综合分析研究和系统的优化,分析主要矛盾和主要的矛盾方面,充分利用资源、发挥设备性能、自主创新、节能增效,提出了一整套完善改造方案,即《国投钦州发电有限公司1号汽轮机组设备及系统完善改造方案》(简称:《方案》)。【3】【4】

1号机组20xx年11月17日进行大修并实施了《方案》。为设备和热力系统完善改造所提供设备设计与加工的主要单位分别是:东方汽轮机有限公司、在国投钦州公司领导精心组织下,经公司各部门全力积极

配合,各项目负责单位相互协作努力的工作,大修与完善改造历时60天,机组于20xx年01月16日8:00竣工交付电网。

20xx年2月23日,由国投钦州公司组织并主持,对《1号汽轮机组试验方案》【5】〔简称:《试验方案》〉进行审查。并依据《试验方案》编写了《1号汽轮机组试验措施》【6】〔简称:《试验措施》〉。20xx年2月22日苏州热工研究院有限公司〔简称:中广核热工院,技术负责)与西安热工院(技术鉴证)完成1号汽轮机组大修与完善改造后性能(安全性、经济性、出力能力)试验。将试验结

果于20xx年3月6日向国投钦州公司进行了汇报,并形成会议纪要。

试验结果表明:额定参数4VWO工况下,发电煤耗率为28X g/(kw.h),比预期目标低4 g/(kW.h);出力能力较完善改造前增强4.8%,额定参数功率达676.250MW 比设计值相对高0.85%; 600MW工况同比,发电煤耗率下降11.4 g/(kW.h),相对下降3.84%。各项排放指标下降。《项目》达到并超过预期的基本目标。

【7】

2设备概况

国投钦州公司一期工程设计安装超临界600MW汽轮发电机组两台(电厂编号:1号、2号),机组三大主机由东电集团制造。

汽轮机是东方汽轮机厂引迸日立技术制造的,N600-24.2/566/566型超临界、一次中间再热、冲动式、单轴、三缸四排汽、双背压纯凝汽式汽轮机。制造厂编号D600E-000025ASM.。额定出力600MW,设计热耗率7,564KJ/ (kW.h)设计最大处力670.556MW【8】

锅炉由东方锅炉^集团)股份有限公司制造,型号:DG1900/25.4-112型;BMCR工况,锅炉蒸发量1 950T/H

【9】

发电机是东方电机有限公司引迸日立技术制造的QSFN-655-2-22A型汽轮发电机组,冷却方式为水、氢、氢。额定功率因子0.9时,额定出力600MW,最大连续输出功率655.2 MW【10】

电厂设计由广西电力工业勘察设计研究院完成,热力系统和辅机均按照汽轮机设计最大出力670MW配置,机组设计年利用小时5500h。机组安装单位山东第三电力建设公司,调试单位上海电力调试研究所。于20xx年07月05日投入商业运行。

机组投产后,国投钦州公司根据机组的设计特性,为充分利用机组设计性能与能力,报请相关部门并经批准,于20xx年12月31日将机组铭牌改为630 MW。但由于实际运行中,机组各项技术指标较差,尤其是当循环水温较高,凝汽器压力10kPa左右时,机组在额定主、再蒸汽参数,600MW负荷,汽轮机调节级压力已达到19.5MPa以上〈设计最大允许19.2MPa),给水温度达295-298℃,机组出力能力受限。 为诊断机组存在的问题,国投钦州公司相继进行过以下工作:

于20xx年委托中国电力企业联合会,对电厂节能减排项目进行调查研究和全面系统回顾工作,希望通过对诊断,综合评价机组性能水平。提出了"国投宣城、钦州和沙洲电厂节能减排项目专项后评价"报告。【11】 于20xx年05月,委托西安热工院进行对1号汽轮机组进行性能诊断、阀门配汽优化及运行优化试验。提出了"国投钦州发电有限公司1号汽轮机组阀门配汽及运行优化试验报告"。【12】

热工院完成1号汽轮机组大修前热力试

验。提出了"国投钦州发电有限公司1号机组大修前热力试验报告"。【13 】

20xx年09月14日,1号机组运行中,汽轮机组各瓦轴振动突然增大,以5、 6号瓦轴振动尤为严重,经诊断未能确定与排除原因。之后,汽轮机组各轴承振动又基本恢复正常,机组维持运行。

20xx年10月25日,国投钦州公司邀请西安热工院技术人员赴现场,经对机组实际运行情况和各次试验数据进行分析研究,并与各部门技术人员进行广泛深入的交流,根据机组设计特点,吸取同类型机组改进经验与教训,结合设备与生产实际,应用"提高机组性能技术"研究成果,〖14〗从汽轮机组的设计与制造;电厂设计与辅机配置;设备安装与工艺;运行方式与维护等相互之间的联系与影响,提出《可研报告》。根据研究结果,针对性的分别提出1号汽轮机本体和热力系统完善改造方案。国投钦州公司经反复研究,《方案》呈报董事会批准立项实施。并委托西安热工院在1号

汽轮机组实施提高机组性能(安全性、经济性、出力能力)完善改造,过程中进行策划和技术负责。 1号机组20xx年11月15日临时停机,打开低压缸人口孔门检查发现,6低压缸电端第5级动叶片出现断裂。20xx年11月17日,1号机组被迫转为A级大修。

1号机组八级大修计划工期65天,控制工期60。由于汽轮机没有设计快冷装置与系统,停机至停盘车具备揭缸条件耗时14天。1号机组大修与实施完善改造《方案》历时〔60天),于20xx年01月16日启动并网运行竣工。

3《项目》的确定

3.1《项目》核心技术与技术思想

从设备设计与制造,电厂设计与辅机配置,设备安装与检修,机组运行与维护四个方面入手,综合系统的分析这四个方面存在的问题,以及相互之间的联系过程中而出现的矛盾,分析主要矛盾和主要的矛盾方面。以基本理论为基础和依据,应用"提高机组性能技术"研究成果,采取切实可行的技术措施,将存在问题而产生的

负面影响减小到最低程度。从而达到充分利用资源,发挥设备性能,节能减排,降耗增效,提高社会效益和直接经济效益的目的。

3.2《可研报告》编制

依据各种类型引进型超临界600MW机组的设计特点和结合同类型机组及1号机组实际情况。经充分调查研究,在认真总结、吸收了国内、外同类型机组设计、完善与改造的成功技术与经验和教训基础上,结合1号汽轮机组实际情况,提出《可研报告》。报告立足于提高机组实际运行和低负荷运行的性能,而不仅仅只追求热力性能试验结果。主要从完善改造原则、基本理论、设计与基本情况、提高机组性能完善改造措施、检修工艺完善改进、执行过程控制方法与要点、预期可以达到的技术指标、技术经济性分析等方面阐述。

3.3《方案》编制指导思想

根据《可研报告》提出机组完善与改造《方案》。其充分考虑机组的设计思想和机组实际情况,以提高机组的性能为核心。机组性能是指:安全可靠性、经济性、出力能力。其三者之间的关系是:通过提高机组的安全、可靠性,达到提高机组经济性;以提高机组的经济性,来提高机组的出力能力,从而达到提高机组整体性能的目的。

4 基本理论

《工程热力学》、【15〗《汽轮机原理》、【16〗《热力发电厂》、【17〗《流体力学》【18】等专业基础理论,研究火力发电厂工质热变功或功变热能量转换设备和效率。通过理解和运用基本概念,归纳火力发电厂能量转换设备特点,为准确的分析与判断问题,制定措施与评价效果奠定基础和提供理论根据。

4.1状态与状态参数

工质"状态",常用"烚"、"熵"等表示。"状态参数"是用于表示工质在某一点具有能量大小的指标,在过热蒸汽区只要同时得知工质在某一点的两个参数,就可以确定工质在这一点的状态。在火力发电实际生产中,最易得到和常用的参数是压力和温度。

4.2蒸汽热力循环过程

确定了工质在某一点的状态,并不能表明工质就进行了热变功或功变热能量转换。要确定工质是否进行了热变功或功变热能量转换过程及能量转换效率高、低,工质要经过从一个状态变化到另一个状态,称为热力过程。

以水蒸汽为工质,进行热变功或功变热能量转换,经过一个又一个热力过程,构成一个蒸汽热力循环,反映循环〔机组)效率高、低,可以进行数学计算;亦可直观在11-5 (烚-熵)图1与丁-5 (温-熵)图2上表示或计算其数值大小:图中矩形面积上方的线段所包围的面积(可用能)比上图中总面积(冷源损失矩形面积+矩形面积上方的线段所包围的可用能面积)。

图中每一线段为能量转换的一个热力过程,发电厂生产过程,可以概括为三个典型热力过程即:有温差的热交换、绝热节流、有摩阻的热膨胀(或压缩)。尽可能减少实际热力循环过程不可逆性熵(即△S)的增加,以提高循环各热力过程效率。

火力发电厂能量转换过程:热变功或功变热的所有主要设备,对应这三个典型热力过程,故可归纳为三种类型设备。深入了解这三类设备性能,完善改进存在的问题,充分利用资源、发挥设备性能,机组性能就可达到很好的水平。

图1提高初参数、降低终参数效果 图2朗肯蒸汽循环的丁^8图

4.3热耗率、功率、流量、吸热量、效率相互关系

式中:

式中,机组发电机效率和机械效率设计与实际值已很高,且改进前、后变化非常小,故可以认为是常数(A〕,由(4-1)式,得功率与流量、吸热量、热耗率或功率与流量、吸热量、效率相互关系

4.4机组发电煤耗率

为直观了解机组经济性能,公式(4-3)给出发电煤耗率与热耗率关系。为评价改造前、后相对效果,若锅炉效率同取93.0%,管道效率同取99.0%公式(4-3)分母则为26.98 。即热耗率26.98 KJ/ (kW.h)等于发电煤耗率1g/ (kW.h)

式中:

4.5机组供电煤耗率

供电煤耗率与发电煤耗率关系(4-4)

4.6基本理论在分析问题过程中的应用

《可研报告》对主要问题的分析与《方案》确定是以基本理论为基础和依据,基本理论归纳得到的公式(4-1)--(4-4)

首先是根据公式(4-4)机组供电煤耗率高入手分析,得到该机组实际厂用电率与同设计、同型号或类型机组相比并不是太高,那么发电煤耗率如何?

其次是根据(4-3?)发电煤耗率、热耗率、锅炉效率、管道效率的关系,先同比锅炉效率、管道效率以及分析两个效率随工况变化的特性,认为尽管实际煤种变化和蒸发量增大,锅炉效率受到影响,其程度不足于使发电煤耗率达到这么高的水平,那么热耗率如何?

再次根据(4-1)中等号2,分析热耗率与四个效率的关系,其中机械效率、电机效率两个效率已经较高,可以看作为是常数。那么凸显了另外两效率对热耗率的影响关系,表明造成机组实际运行热耗率高与二者有关,尽管二者之间有一定联系,但采取任何措施仅解决其中之一,所导致出现的问题是机组试验结果很好,而实际运行效果较差。故,《可研报告》对主要问题的分析与《方案》确定是立足于机组的实际运行效果。

另外,由公式(4-1)演变得到的公式(4-2),功率与流量、吸热量、热耗率或功率与流量、吸热量、效率相互关系并结合相关专业基础理论,是判断机组完善改造前、后效果、指导机组安全、经济、充分发挥设备能力,处于最佳运行状态的理论根据。

5 完善与改进《方案》的确定

从设计与制造,电厂设计与辅机配置,设备安装与检修,运行与维护四个方面入手,综合系统的分析这四个方面的每个方面存在的问题,以及相互之间的联系过程中而出现的矛盾,分析主要矛盾和主要的矛盾方面。以基础理论为根据,运用"提高机组性能技术"研究成果,采取切实可行的技术措施,将存在问题而产生的负面影响减小到最低程度。

5.1 机组普遍存在的主要问题

据各电力试验研究院所完成的引进6001MW汽轮机组投产达标热力性能试验结

果分析,可归纳主要存在五个方面的问题:

1)汽轮机组热耗率普遍达不到设计保证值,试验经各种修正后,热耗率与设计

值存在较大差距;

2)各电厂或同一电厂两台及以上同型号或类型机组,热力性能试验结果相互之差距较大;

3)试验结果热耗率修正量(参数修正和系统修正量)较大,有的修正量高达300-500 KJ/ (kW.h)

4)汽轮机高、中、低压缸相对内效率在额定参数和功率下,普遍达不到设计值。

而准确确定汽轮机低压缸相对内效率,由于末级排汽烚值确定受诸多因素影响,有较大技术难度,结果分散度大。且费用成本较高,多数试验结果没有迸行低压缸相对内效率试验和计算,故无法判断低压缸相对内效率能否达到设计值;

5〉相同参数和功率工况,实际运行与试验结果之间有较大差距。且70%负荷及以下工况热力性能下降幅度较大。

5.2 问题讨论与分析

为充分了解《方案》和正确指导与实施《方案》,理论结合实际,组织技术人员对以下十个问题进行深入分析与讨论:

1)同类型机组与国外发达国家或国内全进口机组性能〔安全可靠性、经济性、出力能力)比较,相同工况试验结果较好,而为什么实际运行却较差?

2〉当前国内不同类型及容量已投产的汽轮机组,均是采用国外技术制造或国外制造国内安装。这些机组在发达国家运行均有良好的性能。而为什么在国内运行确差距较大,且同型号或同一厂两台及以上机组亦存在较大差距?其唯一原因是:汽轮机各缸相对内效率偏低?

3〉从《汽轮机原理》分析,汽轮机在设计参数与额定功率下运行,若汽轮机通流各级动叶顶、静叶栅汽封漏汽量能达到或小于设计漏汽量,汽轮机各缸相对内效率就能达到设计值?

4〉从《热力学》原理分析,汽轮机组实际运行,在额定参数和功率下,若汽轮机各缸相对内效率能达到设计值,汽轮机组的热耗率能不能达到设计值?

5〉当汽轮机组在额定参数和功率下运行时,汽轮机的高、中、低压缸相对内效率是不是最高的?为什么? -

6〉汽轮机变工况运行时,三缸相对内效率是如何变化?

7)采用喷嘴调节的汽轮机,调节级功率占整机功率份额最大。变工况运行时,机组功率越大,调节级相对内效率越高?调节级功率也越大?而随机组功率下降,调节级相对内效率下降?调节级内功率也随之下降?

8)影响高压缸相对内效率最主要的原因是:调节级相对内效率的变化。为什么? 釆取何种技术改造方案,在汽轮机变工况运行时,不降低初参数,又能提高调节级和高压缸相对内效率? 9)机组运行,负荷随电网要求变化。为提高机组部分负荷实际运行经济性,对于已投产的这台机组,为什么不使用制造厂提供的机组《热力计算书》中的定、滑曲线?

10〉由试验可得出这台机组在各种负荷下,最佳汽轮机迸汽参数〔压力、温度,定、滑曲线〉。若将该定、滑曲线,作为这台机组在今后相同的部分负荷下最佳运行时的依据,即:汽轮机的进汽参数〔压力、温度〉,应尽可能与当时试验条件下所得出的最佳值保持一致。用《工程热力学》和《汽轮机原理》原理分析其结果,机组运行经济性不一定是最佳的。为什么? 5 . 3影响汽轮机组热耗率因素

由公式(^-"表明:汽轮机组热耗率与蒸汽动力循环的热效率和汽轮机相对内效率1^01有关。这两个因素相互影响,有密切联系。

根据对不同电厂和电力设计院设计的同类型机组完善改进的经验与教训,归纳出影响111与1101的主要因素各有13项,见表1

表 1 影响蒸汽动力循环的热效率 与汽轮机相对内效率 的因素及可控性

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这些因素可分为可控(可经过完善改造)与不可控两大类。表1所存在的问题是当前已投产汽轮发电机组实际运行〔而不是指理论设计或各种试验值)经济性普遍较差,并且影响出力能力,这些问题主要与汽轮机设计与制造、电厂设计与辅机设备选型和配置、设备安装与检修、运行与维护四个方面有关,且密切联系,相互影响。要经过综合分析、系统优化,充分利用资源,发挥设备性能。通过完善改造,将这些存在的问题而产生的负面影响,不同程度的降低到最小限度,从而可大幅度

提高现有机组性能。

5 . 4完善与改造《方案》的技术要点

以基础理论为根据,对机组设备和热力系统进行综合系统的分析与优化。

1)根据《可研报告》和《纪要》,提出设备及系统完善改造实施《方案》;

2)根据1号机组实际运行及操作方式和诊断试验结果,结合不同电厂同类型机组存在的问题,对影响机组运行安全、经济性的设备及系统,提出设备及系统完善改造《方案》; ,

3〉《方案》的编制,是根据1号机组设备、系统设计、安装、现场布置和实际运行性能,并吸收不同电力设计院设计特点,以及国外同类型机组的先进技术。国内同类型机组已使用过,且经运行考验是成功的技术和经验;

4〉《方案》针对同类型机组普遍存在的问题和1号机组所存在的特殊问题,重点解决机组运行中所发现的或隐藏的安全性问题,在机组安全基础上,通过采取相应技术措施来提高机组的运行经济性和出力能力;

5〉完善改造后的设备和系统,通过对运行操作规程的补充完善,机组在任何工况下运行时,各项控制指标均在规程要求的范围之内。

5 . 5汽轮机组检修技术措施

当前汽轮机组安装检修工艺普遍存在问题,是汽轮机组实际运行性能较差的主要原因之一。根据汽轮机的结构特点和设计与制造存在的问题,对安装检修工艺进行完善与改进是《项目》能否取得效果的关键。 为确保《项目》实施效果,成立项目领导小组,采用项目负责制,确定总负责人和各子项目负责人。技术方面分别由各子负责人编制出《项目策划书》和《作业指导书》。对安装检修工艺采取了一系列技术改进。在实施时,特别强调过程控制。不但告诉执行者做什么,而且告诉执行者为什么要这样做,并加以指导。对各设备检修与改造执行全过程进行监督,坚决执行既定的工艺。

为防止多头指挥而出现差错,对参与实施各相关人员规定隶属关系:每组施工人员仅服从班长;班长仅服从施工方技术员;施工方技术员按照《方案》和变更单指挥实施,遇到问题仅服从业主方技术员;业主方技术员仅服从项目负责人;而项目负责人是根据会议讨论的解决方案和决定指挥业主方技术员。

5.6 执行情况

!)本次1号机组大修,通过完善改造汽轮机本体和辅机设备与热力系统,提高和改进检修与安装工艺,历时60天完成,见附图;

2、聘请了有丰富经验的技术人员进行大修监理;

3〉对所有完善改造项目,要求负责实施单位在项目施工完成,按照统一的文字格式要求、大纲等,现场完成《项目工程总结报告》,提交大修指挥部,经专业人员验收合格后,归档案室最后接收签字,作为项目工程结算的充分必要条件。

4〉机组的检修为一个标段;

5〉汽轮机通流部分的汽封调整与安装为一个标段;

6〉对汽轮机高、中、低三缸和轴封,根据汽轮机结构与特性和不同汽封特点,对通流部分的汽封采用三种方式进行了更换与调整。并针对汽封安装与调整中普遍存在的问题,采取了一系列技术改进措施,对安装工艺与过程进行严格要求和控制;

7)汽轮机组热力系统及辅机设备完善改造为一个专项。根据系统设计和设备与管道布置,据同类型机组改

造实施经验,系统及热控测量系统(机务部分)改造分4个工作面同时展幵施工,每个工作面焊工1-2名,管工2名,普工1-2名,施工工期30天。

根据《方案》和汽轮机组设计性能特点与机组运行方式,对九大热力系统实施优化改造【19】(见附图),最终实施结果取消各类阀门和节流孔板107只(个〉,见汇总表2 表 2 取消各类阀门和节流孔板汇总表

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6 结果评价与试验

6 . 1结果评价与方法

1号机组完善改造《方案》实施后,对效果如何评价,《可研报告》中有三个主要指标:

1)看改造后的绝对水平。4阀全幵工况汽轮机组的热耗率≤7770.2 KJ/ (kW.h)。为了便于直观反映经济指标,设锅炉效率为0.93,管道效率为0.99,得到汽轮机组的发电煤耗率≤288 g/ (kW.h)。

采用看改造汽轮机组热耗率可达到的绝对水平,而不是看完善改造前、后热耗,或发电煤耗率相对下降多少来评价其效果。这样规定的目的是,避免看起来热耗率或发电煤耗率相对下降幅度很大,而绝对值却仍比较好的同类型机组差。甚至出现机组试验结果看起来不错,而实际运行仍较差。较能真实反映机组经完善改造之后,与最好的同类型机组的水平以及与设计值之间的差距。

2〉采用直观看功率直观判断效果。机组在设计额定主、再热参数、凝汽器压力11.8kPa(夏季循环水温度33℃)工况,连续安全运行功率630MW;或机组在设计额定主、再热参数、凝汽器压力工况下,连续安全运行功率〉660MW;以及大修与完善改造前、后同阀位、同参数下,功率的变化量;

3〉为在《可研报告》中,为进行项目技术经济性分析比较需要,是以进行大修与完善改造前、后同比条件工况下的经济指标进行相对比较,以大修与完善改造前、后600MW工况为依据。 6 . 2试验结果的修正

在《可研报告》中为进行《项目》技术经济性分析比较,需以进行完善改造前、后同比条件工况下的经济指标进行相对比较,为使试验结果更接近机组实际运行, 进行以下规定:

1)同一试验标准、同一试验测点位置、基本相同工况;

2〕由于完善改造前、后机组性能、气象条件、运行参数等不尽相同。进行相同条件对比,如何修正到同一条件?

参照美国机械工程师协会《汽轮机性能试验规程》(ASME PTC6-2004^及附录(PTC6A-2000),和我国国家标准《汽轮机热力试验规程》(GB/T8117.2-2008〉。机组试验热耗率和功率的修正分为两类,见表3

第一类修正亦称系统修正,针对实际热力系统与设计热力系统的偏差对试验结果进行修正;第二类修正亦称参数修正,针对试验时运行参数与设计值的偏差进行修正。以上两类修正的目的是排除热力系统与运行参数偏离设计值的影响,以确定汽轮机本身的性能水平,与机组实际运行有较大差距。

进行完善改造前、后同比条件工况下的性能指标进行相对比较,其一,由于试验的目的是评价包括热力系统在内的整个汽轮机组的性能。其二,为试验结果更接近机组实际运行,即只要机组实际运行在相同的工况和参数下,实际性能与试验结果接近。避免出现试验结果很好,而机组实际运行却较差。所以,试验结果不进行,第一类修正,仅依据汽轮机制造厂提供的热力计算书中数据,进行第二类修正。 表3 热力性能试验结果对热耗率和功率修正项目汇总

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6.3 试验结果的修正问题分析与选用

表3中第二类修正,以对试验工况凝汽器压力偏离设计值迸行对试验热耗率和功率的参数修正,其修正量最大。尤其是实际生产中要求机组不得不在循环水温度较高条件下进行试验时,试验结果依据制造厂提供的修正曲线,修正量很大,可高达300 KJ/ (kW.h)及以上,折合发电煤耗率10 g/ (kW.h) 以上。 1号汽轮机根据制造厂20xx年04月10日,提供的N600-24.2/566/566型汽轮机热力特性书;【8】20xx年03月10日,提供的^600-24.2/566566型汽轮机热力修正曲线(供国投广西钦州电厂)。【20〗用这两个制造厂标准比较凝汽器压力偏离设计值,对试验热耗率和功率的参数修正量的差别,结果汇总于表4 由热力特性书,得到表4中D列设计THA工况与2列设计TRL夏季工况数据,两工况初参数、功率相同,所不同的是设计TRL工况,凝汽器压力为11.8 kPa;补水率3%,从而热耗率相对THA工况高5.35%。为求得凝汽器压力变化1 kPa 对热耗率的影响,应用制造厂提供的热力修正曲线中补水率对热耗率的修正,扣除了 3%补水率对热耗率影响,得到表4中序号6,从而求得凝汽器压力每变化1 kPa 对热耗率的影响为61.5 KJ/ (kW.h),对热耗变化率为0.813%

.表4 热力特性书与热力修正曲线两种方法的背压对热耗率和功率修正比较

序 项目名称 单位

设计 设计

丁 111^

设计 修正量与修

正曲线页码

1 功率 仫^ 600.010 600.015 643.036

2 蒸汽流量 1/11 1,714.35 1,856.30 1,856.30

3 补水率 0 3 0

4 凝汽器压力〔背压) 5.88 11.8 5.88

5 热耗率 專^^-!!) 7,564 7,969 7,532 ^

6 0补水率热耗率 顷,!!) 7,564 7,928.2 7,532

? 2-8-1

0补水率功率 仫^ 600.010 594.975 643.036

? 2-8-1

8 背压对热耗率修正

化】/轉.!!)/1^?3

(热耗变化率7

!^?^)

61.5

(^.^!^^)

1 皿^(工.^?^)

? 2-5-2

9 背压对功率修正

1^?^ (功

率变化率7 0 1

-8.1

( " ! ^ ^ ^ )

( " ! ^ ^ ^ )

? 2-5-1

热力修正曲线?2-8-1页,凝汽器压力从6,0 对热耗变化率也基本是直

线关系,可求得凝汽器压力每变化11^?3,对热耗率的影响为^(^).^!^〗/^^^/'!!),对热变化率为1.33^ 11^?^0比热力特性书大0, 52个百分点。

同理,表4中6列与?列比较,得到两个制造厂文件背压对功率的修正量相差

0.21^1X^/1^?^。比热力特性书大0.02个百分点。

两个文件同为工厂标准,热耗率修正存在较大差距,鉴于^600-24.2666666型

一 15 —

^^^^^I壓国投钦州发电有限公司超临界600^^^汽轮机组提高性能节能减排改造项目总结^^^^^ 汽轮机热力特性书是设备投标依据和需要文件,为此规定对1号汽轮机组大修与完

善改造前、后热力性能试验结果,进行凝汽器压力偏离设计凝汽器压力对试验热耗

率和功率的参数修正时,均釆用制造厂提供的^600-24.2666666型汽轮机热力特性

书所给出的数据。

6 . 4完善改进前、后试验 ^

1号汽轮机组大修与完善改造后性能试验工况见表5

^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ 大修与完善改造后实际试验工况汇总

6 0 0 5

( 醫 )

1 2012-2-28 新阀序,顺序阀

2 2012-2-28 新阀序,顺序阀

3 2012-2-28 3^\^0^运行背压,

4 2012-2-29 00:30-01:00 580 平衡盘漏汽量^(^^^^(^)

5 2012-2-29 00:35-01:05 580 平衡盘漏汽量, 观、

6 2012-2-29 3^\^0^运行背压,

7 2012-2-29

4^,背压(:^^!^?^)降给水温度

10 2012-3-1 4^,运行背压^降给水温度

11 2012-3-1 4^,运行背压^运行给水温度

12 2012-3-2 03:30^5:30 480 旧阀序

13 2012-3-2 4^,运行背压^运行给水温度

14 2012-3-2 20:00-22:00 630 旧阀序,运行背压运行给水温度

1号汽轮机组大修前,于20xx年05月,委托西安热工院进行对1号汽轮机组进

行性能诊断、阀门配汽优化及运行优化试验。并提出了"国投钦州发有

限公司1号汽轮机组阀门配汽及运行优化试验报告"。【12〗

热工院进行1号汽轮机组大修前热力

试验。提出了"国投钦州发电有限公司1号机组前热力试验报告"。【13】

一 16 -

777?^国投钦州发电有限公司超临界6001^1\^汽轮机组提高性能节能减排改造项目总结 热工院负责,西安热工院技术鉴证,完成

1号汽轮机组大修与完善改造后性能(安全性、经济性、出力能力)试验。

为能准确分析和判断机组性能与状态和评价效果,编制了详细的《试验方案》

与《试验措施》。《试验方案》根据机组设计与结构特点制定了详细的试验方法和判 断依据与评价标准。并且为使大修与完善改造前、后机组性能试验结果有可比性, 试验使用同一《试验方案》与《试验措施》。

7 大修与完善改造后汽轮机组性能主要结果^

根据6.1中1号汽轮机组大修与完善改造《项目》实施后,对效果的评价在《可 研报告》中的三个主要指标,采用1号汽轮机组大修与完善改造前、后相对应的工 况进行对比分析,分别有以下主要结果。各工况主要结果见表附1

7.1 4阀全开工况汽轮机组的经济性

由表附1中I列4,0工况,序号25试验热耗率7 722,6 1^1/(1^^^ !!),序号31额

定参数热耗率7,670.3 !^!/^^入^七),折合发电煤耗率284.3 ^0^\^七)。试验过程由于汽 轮机主、再热汽门前参数无法达到额定等因素影响,试验热耗率修正至额定参数, 总修正量-523 预期值7/770.2 ^^[/(;!^^^七),发电煤耗率288.0 ^(!^入^七相对低1.3^ 7 . 2 出力能力

由表附1中I歹1」4^\^0工况,试验平均功率^^^,^^^!^^^^,试验过程由于汽轮机 主、再热汽门前参数无法达到额定等因素影响,特别是主蒸汽压力比额定压力

24.21^1?^相对低3.6^。依据专业基础理论,额定参数下功率可达677.471^4^^。由表 附1中I列序号28,综合修正后额定参数下功率为676.25^^^,比设计,0工况功 率670.5561^1^^相对高出0.859^

另外,与I列修前4,0工况〔1号汽轮机组进行性能诊断、阀门配汽优化及

运行优化试验)额定参数下汽轮机功率相比,机组出力能力相对提高5^左右。

7.3 6001^1\^工况

修前600^\^工况,额定参数下热耗率为《,(^〖(^^^^[/(!^^^七),发电煤耗率为 ^^^^^(^^'^^);大修与完善改造后,6 0 0 1 ^ 4 \ ^工况额定参数下,热耗率为

?,?^^.^]^!/^!^^'!!),发电煤耗率为285.52/0^^^*10;热耗率下降306.8 一 17 -

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