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文档简介
一、企业概况 五阳热电厂是潞安矿业集团公司的自备电厂之一,装机容量 50MW,于 1999 年建成投产。由四台 75t/h循环流化床锅炉、两台 25MW调整抽汽式汽轮发电机 组集中母管制方式运行,担负着公司内部生产和生活的发、供电(热)任务。 二、小组概况 三、选题理由 真空是影响汽轮发电机组运行热经济性的主要指标之一,机组真空下降, 导致蒸汽的排汽焓值上升,有效焓降降低,汽轮机蒸汽循环的效率下降。有资 料显示,真空每下降 1KPa,机组的热耗将增加 70kj/kw,热效率降低 1.1%。小 组针对 2008年及当前机组真空不理想的情况,及时组织讨论,确定了本次活动 姓 名 性 别 文化程度 职务 组内分工 杨 煜 男 大专 汽机主任 组长 杨伦辉 男 本科 汽机技术员 副组长 闫正田 男 大专 车间主任 协调指导 申德荣 男 大专 支部书记 技术顾问 张 勇 男 高技 汽机班长 现场实施 宋志斌 男 高中 汽机班长 现场实施 董国斌 男 高中 汽机班长 现场实施 付江宏 男 大专 汽机班长 现场实施 武丽红 女 本科 化水技术员 现场实施 朱 江 男 本科 检修技术员 现场实施 小 组 名 称 采 取 有 效 措 施, 提 高 汽 轮 发 电 机 组 真 空 度 成立时间:2000 年 4 月 小组注册号:五阳热电-2009-11 本 次 课 题 活 动 情 况 课题类型:现场 型 课题注册时间:2009 年 4月 课题 采取有效措施,提高汽轮发电机组真空度 活动时间:2009 年 4月12 月 出勤率:100% 本 次 课 题 活 动 情 况 的题目为: 四、现状调查 1#汽轮发电机组 年 份 发电量(万 KWh) 汽耗量(t) 平均汽耗量(kg/kwh) 平均真空(MPa) 2006年 17809.248 998375 5.61 -0.0843 2007年 17569.776 1048966 5.97 -0.0797 2008年 18677.28 1124450 6.02 -0.0748 2#汽轮发电机组 年 份 发电量(万 KWh) 汽耗量(t) 平均汽耗量(kg/kwh) 平均真空(MPa) 2006年 15644.928 740100 4.73 -0.0831 2007年 16897.488 850657 5.034 -0.0783 2008年 15974.688 805404 5.042 -0.0753 从上表可以看出,自 2006年以来,我厂 1#、2#汽轮发电机组在运行中真 空呈下降趋势,而汽耗却逐年增加。2008 年夏季真空值为-0.068- 0.076Mpa,冬季真空值为-0.076-0.081Mpa,虽然对循环水系统进行了定期酸 洗,但效果并不明显,严重影响了机组的运行热经济性。 五、确定目标 1、活动目标 将汽轮发电机组真空值提高到夏季:-0.076-0.081Mpa,冬季:- 0.080-0.086Mpa。年度平均真空达到-0.083Mpa 以上。 2、设定目标值的依据 从现状调查 可以看出, 2006年机组平均真空在-0.084Mpa 左右,此时的机 组运行稳定性,经济性都较为理想,说明系统设备在硬件、软件上都存在有一 采取有效措施,提高汽轮发电机组真空度 定的问题,只要解决了硬件上的问题 ,再把软件上的问题 加以规范,就能够 使汽轮发电机组真空度达到甚至超过 2006年的水平。 注:硬件问题就是循环水系统结垢问题;软件问题就是运行调整的规 范管理。 六、原因分析 小组通过现场调查分析,提出了影响汽轮发电机组真空度的 14条原因,通 过关联图分析,确定了 4个末端因素: 七、确定主要原因 要因确定计划表 序 号 末端 因素 确认内容 确认 方法 确认标准 负责人 完成 时间 1、循环水水质是否合格? 取样 化验 浓缩倍率:2.5,总磷 79,碱度与硬度值之 和不大于 25 武丽红 2009.6 2、冷却塔填料、凝汽器 铜管是否结垢? 现场 检查 冷却塔填料无结垢、下 水情况良好;凝汽器铜 管光洁度良好 杨伦辉 2009.61 循环 水温 高 3、循环泵水轮是否锈蚀? 解体 查看 水轮完好,无锈蚀现象 朱 江 2009.6 原 因 分 析 逻 辑 关 联 图 汽轮发电机组真空低 循环水水质差 凝汽器铜管结 垢循环水量不足 射水池水温控制不好 循环水泵水轮锈蚀 真空系统严密性差 凝汽器水侧排空不及时 冷却塔填料结垢 射水抽气器效率低 轴封调整不到位 机、炉协调配合不严密 凝汽器端差大循环水温高 运行调整不规范 4、机组端差是否增大? 运行监视 端差不得超过 12 杨伦辉 2009.5 1、轴封调整是否到位? 现场抽查 温度:180200,压力0.0150.02MPa。 杨伦辉 2009.5 2、凝汽器水侧排空是否 及时? 现场 抽查 水侧排空管既无空气排 出,也不吸空。 杨伦辉 2009.5 3、射水池水温控制是否 良好? 现场 抽查 射水池水温不大于 26 杨伦辉 2009.5 2 运行 调整 不规 范 4、机、炉协调配合是否 严密? 现场 抽查 负荷加减控制合理,蒸 汽参数合格无大幅波动。 杨伦辉 2009.5 3 真空 严密 性差 机组真空严密性是否合 格? 定期做 机组真 空严密 性试验 关闭射水抽气器空气门 后,5 分钟内机组真空 下降不得超过 6KPa。 杨 煜 2009.5 4 射水 抽气 器效 率低 验证抽气器效率是否达 标 查看内 部是否 结垢; 并与其 设计参 数对比 射水抽气器内部无结垢。 朱 江 杨 煜 2009.6 要因确认一:循环水温高 1、循环水水质化验是否合格。 确认过程: 确认方法:取样化验 取样次数: 10 次 化验结果:浓缩倍率大于 3,总磷 10,碱度与硬度 值之和大于 30 结 论:循环水水质不合格 2、冷却塔填料、凝汽器铜管是否结垢。 确认过程:填料检查: 铜管检查: 凝汽器铜管结垢严重 冷却塔填料因结垢严重整个粘接到一起,犹如水泥浇注料一般,中间流水 缝隙几乎全部堵塞;尤其凝汽器上部铜管结垢严重,内壁均是 2mm厚的硬垢。 3、循环泵水轮是否锈蚀 确认过程:联系检修人员,做好安全措施后,对循环水泵开盖检查,发现 水泵内部及叶轮有多数斑点,水轮部分锈蚀。 4、机组端差是否增大。 确认过程:通过不同负荷和工况下,进行参数统计对比,次高压机组端差 应在 57范围内属于经济状态,最起码要在 913范围内才算合格。但在 统计观察中机组端差都在 15以上,甚至超过 20。 结论:循环水温高是造成机组真空低的主要原因。 要因确认二:运行调整不规范 1、轴封调整是否到位? 确认过程: 确认方法:现场抽查 抽查次数: 10 次 抽查结果:有 3次温度 180,压力 0.010MPa;有 4次温度 210,压力 0.025MPa;2 次合格 结 论:轴封调整不到位 2、凝汽器水侧排空是否及时? 确认过程: 确认方法:现场抽查 抽查次数: 10 次 抽查结果:有 5次需要排空;有 4次吸空而未关排空门,1 次合 格 结 论:凝汽器水侧排空不及时 3、射水池水温控制是否良好? 确认过程: 确认方法:现场抽查 抽查次数: 10 次 抽查结果:有 8次水水温超过 26 结 论:射水池水位控制不到位 4、机、炉协调配合是否严密? 确认过程: 确认方法:现场抽查 抽查次数: 10 次 抽查结果:有 5次加减负荷不及时,3 次参数调整不到位,有 2次合格 结 论:机、炉协调配合控制不严密 结论:运行调整不规范是造成机组真空低的主要原因。 要因确认三:真空严密性差 确认过程: 确认方法:定期试验 试验次数: 2 次/月 试验结果:机组带 80%负荷时,关闭射水抽气器空气门,在 5 分钟内机组真空下降 5325Pa,低于 7000KPa。 结论:真空严密性合格,不是机组真空低的主要原因。 要因确认四:射水抽气器效率低。 确认过程: 确认方法:现场检查对比 检查对比情况:解体检查射水抽气器,内部结结垢严重,喷嘴 处通流面积明显减少。和完好设备相比,抽真空度低 0.002MPa 结论:射水抽气器效率低是机组真空低的主要原因 八、制定对策 要因 对策 目 标 措 施 完成时间 责任人 循环 水温 度高 降低循 环水温 度 1、控制循环水水质:浓 缩倍率 2.2,总磷 8,碱 度与硬度值之和不大于 22 加酸及阻垢剂,定时 取样检测 2009.8 武丽红 2、填料换热效果良好, 铜 管内壁光洁 更换填料,凝汽器 铜 管除垢 2009.8 朱 江杨伦辉循环 水温 度高 降低循 环水温 度 3、保证循环泵出力 更换循环泵水轮 2009.8 朱 江杨伦辉 运行 调整 不规 范 规范运 行调整 1、机炉协调联系密切, 加减负荷及时 2、轴封调整规范,凝汽 器水侧排空及时,射水池 水温调整合理 加强现场管理和员 工思想教育,并引 入绩效竞赛制度 2009.9 杨 煜杨伦辉 射水 抽气 器效 率低 提高抽 气器效 率 真空严密性试验合格,抽 汽效率负荷达设计值。 酸洗射水抽气器内 部,对比试验,参 数不合格则更换 2009.9 朱 江杨伦辉 九、对策实施 对策:降低循环水温度 1、控制水质。 联系水处理厂家,定期向循环水中加酸、阻垢剂、灭菌杀藻。并每天取样 化验水质,及时排污,严格控制循环水浓缩倍率限于 2.5,总磷 79,碱度与 硬度值之和不大于 25。 2、更换填料、铜管除垢。 2009 年 7 月,利用机组大修周期,分别对冷却塔填料进行彻底更换;检查 凝汽器铜管进行除垢清理。 3、更换循环泵水轮。 在机组低负荷时,轮流对各台循环泵进行开盖检查,对有腐蚀现象的水轮 进行了更换。 实施结果: 1、控制循环水水质:浓缩倍率 2.3,总磷 7.5,碱度与硬度值之和不大于 21.5。 2、填料换热效果良好,铜管内壁光洁,凝汽器端差控制在 13以内。 3、更换循环泵水轮后,水泵出力达设计值,出口压力 0.25MPa。 对策:规范运行调整 针对现场运行存在的轴封调整不及时、凝汽器水池排空不到位、射水池水 温控制不规范以及机、炉的协调控制不严密等问题。小组联合车间加强现场管 理和员工思想教育,并引入绩效竞赛制度,调动员工工作积极性,规范运行了 调整。 对策:提高射水抽气器效率 酸洗射水抽气器内部,对比试验,参数不合格则更换抽气器。 实施结果:酸洗后抽汽效率明显提高并接近设计值,更换后则达到设计值,抽 汽效率明显提高。 十、效果检查 通过采取技术改造、运行管理的全程监督跟踪等一系列有效措施后,机组的 汽耗率大大下降,真空度明显提升。 对 2008年和 2009年机组汽耗率和真空度对比 1#汽轮机 2#汽轮机 项目 年度 汽耗 真空 汽耗 真空 2008年 6.02 kg/KWh -0.075 MPa 5.04 kg/KWh -0.075 MPa 2009年 5.96 kg/KWh -0.084MPa 5.00 kg/KWh -0.0835 MPa 其中 1#机真空度平均提高 0.008MPa,汽耗率降低 0.06kg/KWh;2#机真空 度平均提高 0.008Mpa,汽耗率降低 0.04kg/KWh。 经济性分析: 显而易见,真空好转提高了汽轮机发电机组的效率,最主要是随着真空的 好转,汽轮机的轴向推力、轴向位移等参数都会得到好转,机组的运行安全性 得到提高。 可以初略地计算一下,由于机组真空的好转,汽耗率的降低。对电厂的经 济性带来的影响: 2009年 1#机全年发电量为 17321.182万 KWh;2#机全年发电量为 14615.14 万 KWh。以目前我厂的煤质为准,平均吨煤产汽量比例为 1:6。 则因为汽耗的降低,1#机全年煤耗减少 17321.1821040.066000=1732.12吨 2#机全年煤耗减少 14615.141040.046000=974.34吨 那么全厂 2009年因煤耗减少约省煤: 1732.12 + 974.34=2706.46吨 目前市场中煤煤价为 300元/吨,则全年因煤耗减少,节约经济 (1732.12+974.34)300=811938.8 元。 可以看出,通过汽轮机冲洗盐垢和清理凝汽器铜管等一系列措施,最主要 的是 1#冷却塔填料的更换,解决了影响循环水温的硬件障碍,使机组维持了较 好真空,汽耗率得到很好的控制。全厂经济性大大提高。 十一、
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