华电榆横发电厂节能调研报告--合

1、陕西华电榆横煤电有限责任公司榆横发电厂节能调研报告华电陕西能源公司安生部2015 年 01 月 26 日项目负责单位： 华电陕西分公司安生部项目起止日期： 2015年 01月 24 日01月 26日 组 长： 白斌洋 党原健成 员： 左兰波 周海克 王振荣 焦海平电厂配合人员： 姚兴龙 雷锋杰 戴光涛 张奇 邱隆重 唐跃飞等摘要根据华电陕西能源有限公司 （以下简称“公司”）节能剖析工作计划安排，华电陕西能源有限公司于 2015年元月 24日至 26日组织开展了陕西华电榆横 煤业有限公司榆横发电厂 （以下简称 “榆横发电厂”）的节能调研工作， 结合 生产实际，初步形成如下结论。1 当前存在的影响

2、机组经济运行的主要问题1.1 锅炉部分1.1.1 锅炉问题汇总表序号 存在问题问题归类1#1、#2 锅炉预热器烟气侧阻力大风烟系统2#1 锅炉预热器预热器漏风超标风烟系统3#1、#2 锅炉排烟温度偏高风烟系统4#1、#2 锅炉主汽压力偏低汽水系统5#1、#2 锅炉主汽温度偏低汽水系统6#1 锅炉再热器减温水量大汽水系统7#1 锅炉飞灰可燃物含量偏高风烟系统8煤粉取样代表性差制粉系统9飞灰取样位置不合理风烟系统10#1、#2 锅炉脱硝出口烟温偏低脱硫脱销11脱硫系统电耗较大脱硫脱销12热力系统阀门内漏，造成补水率大汽水系统1.2 汽机部分1.2.1 1 号、2 号机组汽轮机定滑压运行及配汽方式优

3、化1.2.2 1 号机组高中压缸、 2 号机组中压缸效率偏低1.2.3 1 号、2 号机组部分加热器端差偏大1.2.4 1 号、2 号机组电动给水泵电耗率偏高1.2.5 1 号、2 号给水旁路隔离门泄漏1.2.6 1 号、2 号机组汽水热力系统泄漏治理1.2.7 1 号、2 号机组空冷系统受防冻模式限制不能及时根据负荷及环境温 度调节背压1.2.8 辅机冷却水泵变频改造2 节能潜力分析2.1 锅炉专业节能潜力统计表1 号炉节能项目节能潜力（g/kW.h）2 号炉节能项目节能潜力（ g/kW.h ）1、炉效提高1.01、炉效提高0.5排烟温度偏高排烟温度偏高飞灰可燃物含量偏高燃烧优化调整燃烧优化

4、调整2、电耗降低1.02、电耗降低0.5空预器漏风治理风烟系统运行优化空预器清洗空预器清洗脱硫系统电耗大脱硫系统电耗大暖风器改造暖风器改造3、阀门内漏0.23、阀门内漏0.2再热汽减温水门内漏再热汽减温水门内漏4、蒸气参数提高0.54、蒸气参数提高0.2主汽温度偏低主汽温度偏低主汽压力偏低主汽压力偏低再热器减温水量大节能潜力合计2.7节能潜力合计1.4综合考虑到部分改进、治理项目间的重叠及互相影响，经以上各项节能改进后， 1 号机组约降低供电煤耗 2.7g/kw.h ， 2 号机降低供电煤耗约1.4g/kw.h 。2.2 汽机专业节能潜力统计表1 号机节能项目节能潜力（g/kW.h）2 号机节

5、能项目节能潜力（ g/kW.h ）汽轮机定滑压运行及配汽方式优化0.5汽轮机定滑压运行及配汽方式优化0.5加热器端差调整汽轴封调整1.22电泵降耗0.65加热器端差调整给水旁路阀门泄漏治理0.12电泵降耗0.65汽水热力系统泄漏治理0.5给水旁路阀门泄漏治理0.18空冷防冻措施改进0.3 0.4汽水热力系统泄漏治理0.541 号机节能项目节能潜力（g/kW.h）2 号机节能项目节能潜力（ g/kW.h ）空冷防冻措施改进0.3 0.4辅机冷却水泵变频改造节能潜力合计2.07 2.17节能潜力合计3.35 3.45综合考虑到部分改进、治理项目间的重叠及互相影响，经以上各项节能 改进后，1 号机组

6、约降低供电煤耗 2.07 2.17g/kw.h ，2 号机降低供电煤耗约 3.35 3.45 g/kw.h 。3 节能调研后工作落实榆横发电厂根据节能剖析报告，制定整改措施计划，包括检修、运行、 技术改造和科技项目计划，特别是制定机组检修专项整改措施计划，加强过 程监督和协调，促进节能剖析项目的整改落实工作；实施过程中要加强质量 过程管理和控制，并且责任到人，确保达到预期目标。陕西华电榆横煤电有限责任公司榆横发电厂节能分析报告1 概述陕西华电榆横发电有限责任公司 #1、 #2 锅炉系东方锅炉集团制造的国产 超临界参数变压直流本生型 DG2100/25.4-2 型锅炉，一次中间再热、单炉膛、 尾

7、部双烟道结构、采用烟气挡板调节再热汽温、平衡通风、封闭布置、固态 排渣、全钢构架、全悬吊结构型锅炉，每台炉配两台三分仓空预器，配 2 台双室 4 电场高效电除尘器，底渣采用干式除渣系统。燃烧器采用 BHK技术设计的低 NOx旋流式煤粉燃烧器 （ HT-NR3），前、后 墙对冲布置，共 36 只，前墙后墙各布置 18 只，分上、中、下三层布置。锅 炉采用二级点火，先用高能点火器点燃油枪，然后由油枪点燃煤粉。制粉系统采用正压直吹式。每台炉配六台沈阳华电电站工程有限公司生 产的 HD-BSC26型电子称重式给煤机和六台磨煤机，磨煤机采用北京电力设备 总厂生产的（ MPS）ZGM113G型中速磨煤机，

8、五台磨煤机运行能满足锅炉最大 连续出力时对燃煤量的要求，六台磨煤机中的任何一台均可作为备用。1 号、2 号汽轮机为东方汽轮机厂生产的 NZK660-24.2/566/566 型超临界、 一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，设计额定功率 为 660MW，最大连续出力 712.9MW。回热系统由三个高压加热器、三个低压加 热器和一个除氧器构成，除氧器采用滑压运行。汽轮机采用高中压缸合缸结 构，低压缸为双流反向布置。给水泵拖动方式采用 335%B-MCR电动给水泵。 汽封系统采用自密封系统（ SSR），高中压汽封漏气供低压缸汽封用，多余蒸 汽溢流至凝汽器，汽封用蒸汽不足时由再热冷段

9、蒸汽补充。机组采用复合变 压运行方式，汽轮机具有七级非调整回热抽汽，汽轮机的额定转速为 3000 转 / 分。根据华电陕西公司安排， 从 2015年 1月 24号开始，对榆横发电厂 1号、2 号机组进行了为期 3 天的节能分析工作。通过查阅资料、现场检查、数据 分析、沟通交流和对标分析等手段，分析过程中，电厂专业技术管理人员全 程参与，达成共识后，形成节能分析报告。2 发现问题的分析、评估及整改建议2.1 锅炉专业2.1.1 #1、#2 锅炉空预器阻力大现状及分析：锅炉 660MW 工况下，预热器烟气侧阻力设计值为 1258Pa， 实际运行中， 620MW 负荷下，空气预热器阻力应该小于 12

10、58 Pa，实际上 1 号锅炉预热器烟气侧阻力为 1779/1686 Pa； 2 号锅炉预热器烟气侧阻力为 1675/1721 Pa，堵灰现象明显，换热效果下降。原因：预热器积灰；同时煤质含硫量偏高，管式空气预热器低温段结露 容易加剧积灰。整改建议： 1）、加强预热器吹灰； 2）、定期进行预热器冲洗； 3）、冬季 低负荷时段暖风器投入运行。 4）、将目前的常规暖风器改为旋转暖风器 ,这样 在暖风器退出运行时可减少空气侧阻力 150-200Pa。2.1.2 #1 锅炉预热器漏风超标现状及分析：新机组锅炉在 BRL工况下的一般要求回转式空气预热器的 漏风率不超过 6%；调研小组根据表盘参数计算 1

11、 号锅炉 A、B侧空气预热器 漏风率分别为 6.44%和 6.79%,分别超出常规要求约 0.5和 0.8个百分点 .原因分析：预热器密封间隙偏大（检修时预热器间隙调整不到位或运行 一段时间后间隙增大）建议：利用小修或大修对预热器密封间隙进行调整。节 能 效果： 据 测算空 气 预热 器 的漏风 率 每 增加 1%， 影响 煤耗 约 0.14g/kW.h 。2.1.3 排烟温度偏高现状及分析：根据锅炉厂提供的热力计算书：锅炉在 BRL工况下排烟温 度为 123（修正后为 118），调查发现环境温度 -6， #1 号锅炉 A、B 侧 的排烟温度为 118.23/121.30，高于锅炉设计值约 2

12、；#2 号锅炉 A、B 侧 的排烟温度为 118.57/123.63，高于锅炉设计值约 3。原因：对受热面清理不彻底，导致换热效率降低。 整改建议：加强受热面吹灰。节能潜力：据测算排烟温度每升高 10，影响煤耗约 1.8g/kW.h。2.1.4 #1、#2 锅炉主汽压力偏低现状及分析：锅炉在 BRL 工况下的主汽压力为 25.42MPa，调查发现 620MW 负荷下 1 号锅炉的主汽压力为 24.12MPa；2 号锅炉的主汽压力为 24.71MPa，分别低于设计压力 1.30 MPa和 0.71MPa。原因分析：运行调整以机侧压力为依据 整改建议：电厂结合机侧运行压力进行经济调整。节能潜力：据

13、测算主汽压力每降低 1MPa，影响煤耗约 0.91.0g/kW.h 。2.1.5 #1、#2 锅炉主汽温度偏低现状及分析：锅炉在 BRL工况下的主汽温度为 571（一般允许偏差是 +5-10），调查发现 620MW 负荷下 1 号锅炉的主汽温度为 566.5； 2 号 锅炉的主汽温度为 565.3MPa，分别低于设计温度 4.5 和 5.7。原因分析：运行调整以机侧压力为依据整改建议：电厂结合机侧运行温度进行经济调整。 节能潜力：据测算主汽温度每降低 10，影响煤耗约 0.91.2g/kW.h。2.1.6 #1 再热器减温水量大现状及分析：锅炉在 BRL工况下设计的再热蒸汽流量为 1710t/

14、h ；再热 蒸汽喷水设计为 0 t/h 。调查发现 620MW 负荷下 1 号锅炉的再热器减温水量 约为 7.16t/h ；原因分析：减温水阀门内漏。 整改建议：及时消除内漏缺陷，尽量减少减温水使用。 节能潜力：据测算再热蒸汽喷水量每增加1 %的主流量，影响煤耗约0.70.8g/kW.h 。2.1.7 #1 锅炉飞灰可燃物偏高现状分析：依据厂化学分析报告， 1 号锅炉的飞灰可燃物含量 3.48%；（炉 渣可燃物含量为 0 请予以核实）原因分析：磨煤机分离效果差，煤粉偏粗，燃烧不完全 整改建议：依据厂化学 2015年元月份的分析报告， #1 锅炉 A 磨的煤粉 细度约为 8%；B 磨的煤粉细度约

15、为 5%；C磨的煤粉细度约为 38%；D磨的煤 粉细度约为 8%；E磨的煤粉细度约为 8%；F 磨的煤粉细度约为 22%。建议优化改造磨煤机分离器， 降低 C、F 煤粉细度运行； 或委托相关资质 单位开展制粉系统优化调整试验。节能潜力：据测算飞灰可燃物每增加 1%，影响煤耗约 1.74g/kW.h 。2.1.8 煤粉取样代表性差现状分析：现场部分煤粉取样器安装不符合前“ 10D”后“4D”的安装位置要求，影响取样代表性差，影响了制粉系统经济运行建议：利用检修机会对部分安装位置与要求偏差大的煤粉取样装置更改 取样位置。2.1.9 飞灰取样位置不合理现状分析： 目前飞灰取样位置在电除尘后的输灰管道

16、上， 取样代表性差， 估计现有的飞灰可燃物化验结果肯定要大于实际真实结果。建议：在回转式预热器通往电除尘的水平烟道底部加装飞灰取样装置。2.1.10 #1 、#2 锅炉脱硝出口烟温偏低现状及分析： #1、#2 锅炉脱硝出口设计烟温为 320，电厂为了彻底防 止脱硝出口低烟温引起的结晶现象，要求运行人员将脱硝出口烟温控制在 340，目前燃烬风都开在 90%以上，仍偶然出现脱硝出口烟温低于 340的 情况发生。建议：委托相关资质单位进行 #1、#2 锅炉燃烧优化调整试验。2.1.11 脱硫系统电耗较大现状及分析：脱硫系统设计电耗 1.15%，电厂 12 月份统计结果显示脱硫系统电耗为 1.193%

17、，高与设计值 0.043 个百分点。锅炉设计煤种硫份为 1.52%，对应锅炉 BRL工况下石灰石耗量单台锅炉 为 14.3t/h ，2台锅炉合计约 29 t/h ；而球磨机的出力刚好只有 29 t/h ，所以 1 台球磨机运行，另一台球磨机伴运的可能性很大；另外系统设计不合理，循 环泵不具备三用一备的条件，除了电耗高，系统可靠性很差。建议：配煤燃烧，使燃料综合硫份控制在 1.3%以下。力争循环泵三用一10 备，球磨机一用一备。2.1.12 热力系统阀门内漏，造成补水率大现状及分析：? #1 炉炉左中长吹疏水逆止门? #1 炉炉左短吹疏水电动门? #1 炉炉右短吹疏水电动门? #1 炉炉左折焰角

18、吹灰电动总门? #1 炉空预器吹灰疏水电动门? #2 炉炉右折焰角吹灰电动总门、炉右折焰角吹灰电动门 1 、炉右折焰 角吹灰电动门 2、炉右折焰角吹灰手动门、炉右折焰角吹灰手动门? #2 给水母管疏水一、二次电动门? #2 炉左中长吹疏水电动门? #2 炉左短吹疏水电动门? #2 炉右短吹疏水电动门? #2 空预器吹灰疏水电动门? #2 下水分配箱疏水一、二次电动门? #1、#2 锅炉 361 阀后电动总门整改建议：机组停运检修时对内漏阀门进行处理2.1.13 锅炉专业节能潜力 通过以上潜力挖掘，初步估算，全厂可降低煤耗约 2.0 g/kW.h；厂用电 可下降约 0.3 %。112.2 汽机专

19、业2.2.1 1 号、 2号机组定滑压运行及配汽方式优化现状分析：近年来由于负荷率偏低，对机组经济指标影响很大，如榆横 电厂 1、 2 号机组 2014 年统计负荷率分别 66.36%，影响供电煤耗 15g/kw.h 左右。因此对机组在部分负荷工况进行定滑压运行优化非常必要。另外，从 东汽厂对蒲城 6 号机组配汽方式优化实验结果看，配汽方式的调整优化可降 低热耗 36kj/Kw.h 左右。整改建议：机组运行稳定后进行定滑压优化试验及配汽方式优化试验。 节能潜力：降低供电煤耗 0.51.0 g/kw.h 。2.2.2 1 号机组高中压缸、 2 号机组中压缸效率偏低现状分析：根据 2014 年机组

20、验收试验报告， 1 号、2 号机组在 VWO工 况下高、中、低压缸设计效率、试验效率及其偏差值见表 1、表 2。1 号机组 的高、中、低压缸效率分别比设计偏低 0.54%、1.56%和 3.75%。2 号机组分 别比设计效率偏低 -0.65%、1.13%和 1.51%。导致高中压缸效率偏低的原因有： 高中压过桥汽封及各汽缸汽（轴）封漏汽、级间漏汽，主、再热汽管道及本 体疏水阀门泄漏。整改建议： 2 号机组检修中检查并合理调整隔板汽（轴）封及叶顶汽封 间隙，治理有关内漏阀门。节能潜 力：2 号机组热耗降低 30 kj/kw.h ，折合影响供 电煤耗 1.22 g/kw.h 。表 1 1 号机组

21、VWO 工况各缸效率序号项目名称单位设计值试验值偏差值1高压缸效率%86.6686.12-0.542中压缸效率%93.0291.46-1.563低压缸效率%92.2088.45-3.75注 注 参考。1：偏差值试验值设计值。2：表中中压缸效率设计值及试验值均是受到高中压缸轴封漏汽影响的数值，仅供表 2 2 号机组 VWO 工况各缸效率12序号项目名称单位设计值试验值偏差值1高压缸效率%86.6687.310.652中压缸效率%93.0291.89-1.133低压缸效率%92.2090.69-1.51注 注 参考。1：偏差值试验值设计值。2：表中中压缸效率设计值及试验值均是受到高中压缸轴封漏汽影

22、响的数值，仅供2.2.3 1 号、 2 号机组部分加热器端差偏大现状分析：1、 2 号机组额定工况下高压加热器端差及其对机组经济性影响如表 3、表 4 所示表 3 1 号机组额定工况高压加热器端差及对经济性影响1 号机组设计值实际值偏差影响热耗率 %影响供电煤耗 g/kwh#1高加上端差-1.60.341.940.0340.107下端差5.65.810.210.0000.001#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00.910.910.0120.037下端差5.64.54-1.06-0.005-0.01

23、5表 4 2 号机组额定工况高压加热器端差及对经济性影响2 号机组设计值实际值偏差影响热耗率 %影响供电煤耗 g/kwh#1高加上端差-1.6-2.54-0.94-0.016-0.052下端差5.614.478.870.0110.033#2高加上端差01.531.530.0180.058下端差5.65.890.290.0010.002#3 高加上端差0-0.44-0.44-0.006-0.018下端差5.66.50.90.0040.0131 号机组 #1 高加上端差及 #3 高加上端差、 2 号机组 #1 高加下端差及 #2高加上下端差偏离设计值影响机组经济性。从计算看，高加上端差对热耗的 影

24、响远大于下端差，主要是由于上端差排挤上一段高品质抽汽，下端差是排 挤本段抽汽。经模拟计算， 1 号高加上端差增加 1对煤耗的影响约相当于 下端差增大 14.5, 2号高加上端差增加 1约相当于下端差增大 5, 3 号高13 加上端差增加 1约相当于下端差增大 2.8。运行中应综合考虑上下端差调整加热器水位。整改建议：综合考虑上、下端差对经济性的影响来确定加热器合理水位。2.2.4 1 号、 2 号机组电泵电耗偏高现状分析：根据电厂 2014 年电厂辅机单耗完成情况统计表， 电泵单耗目 标 3.27%，1 号机组最低实际完成 3.36%，大多数月份在 3.6%以上；2 号机组 最低实际完成 3.

25、56%,全年完成 3.76%,给水泵电耗偏高。造成给水泵电耗率偏高的原因，一方面是给水泵容量与机组经常接带的 负荷偏离较大造成损耗增大，另一方面是由于 AGC方式的投入不能有效执行 有关节能措施。整改建议： 1）进行给水泵组效率测试； 2）对给水泵进出口阀门及再循 环阀门、滤网进行检查， 消除内漏； 3）考虑进行电动给水泵改汽泵或改变频 的可行性研究，以增加给水泵对机组调峰的适应性，降低厂用电。节能潜力：预计通过运行方式优化及内漏治理可降低电耗率0.2%，折合供电煤耗下降 0.65g/kw.h 。2.2.5 1 号、 2 号机组给水旁路阀门内漏现状分析： 1 号机组试验期间给水旁路存在泄漏，泄漏量约为36.3 44.3t/h ，致使给水温度降低 1.7 1.9 ；2号机组试验期间给水旁路存在泄 漏