300MW机组指标影响煤耗分析和降低煤耗措施20120213解读

1、黔北电厂（300MW机组）节能降耗汇报材料（一）典型工况参数分析黔北电厂300MW#1机组指标统计情况序号项目单位设计值额定工况和设计值 偏差影响煤耗值g备注1.负 荷MW30030112.主汽压力MPa16.716.46-0.240.43.主汽温度C537541.34.3-0.44.再热汽温C537540.73.7-0.0995.飞灰可燃物%7.57.37-0.13-0.27煤质差异6.排烟温度C131122-9-1.5冬季7.过热器减温水量t/h27.71.2-26.5-0.278.再热器减温水量t/h00009.空预器漏风率%75.5-1.5-0.2110.炉膛氧量%43.4-0.60.

2、711.排烟热损失%5.236.64+ 1.415.6412.机械未兀全燃烧损失%2.725.3910.613.收到基低位发热量kJ/kg2308117560-542114.锅炉效率%91.5687.43-4.13+17.3615.高加投入率%1001000016.凝结器真空kPa85.184.7-0.41.2317.真空度%93.693.4-0.218.给水温度C271.4279.88.4-0.35519.真空严密性Pa/min27046-22420.汽耗率：kg/kwh2.9983.120.12214.421.凝结器端差C4.53.58-0.92-1.022.补水率%1.50.95-0.5

3、5-0.2723.凝结水过冷却度C0.50.720.220.00824.循环水进温度C2222.50.525.环境温度C2020026.汽轮机热耗kJ/kwh78918283.8392.814.727.厂用电率（不含脱硫）%5.574.90-0.67-2.4628.脱硫厂用电率%3.183.07-0.11-0.4029.厂用电率（含脱硫）%8.757.96-0.79-3.0730.发电标煤耗g/kW.h310327.7517.7531.供电煤耗（不含脱硫）g/kW.h328344.6216.6232.供电煤耗g/kW.h339.7356.116.38分析每项指标影响煤耗的原因及对策措施:1、主

4、汽压力：主汽压力低于设计值 0.24MPa，影响煤耗0.4g/kW h，主 要原因为#1炉风量用不上，风量太大，会造成燃烧波动大，运行中汽温相 对比较低，运行人员采用降低压力的方式来维持汽温，故压力维持相对较低。对策措施：2012年进行燃烧调整，增加用风量，提高主再热汽温，从而提 高主汽压力；利用C修机会，在下炉膛分级风口处增加大约85平方米卫燃带，提高炉膛温度，强化燃烧，从而提高炉膛温度，稳定燃烧，提高主 再热汽温（#2炉A修前存在类似情况，2011年A修时加卫燃带解决了该 问题，但排烟温度略有上升）。2、主、再热汽温度：主再热汽温分别与设计值接近，对煤耗影响较小。 对策措施：2012年继续

5、开展大值指标竞赛，提高值班员压红线运行的意识， 继续保持与设计值接近或略高于设计值的汽温水平。3、飞灰可燃物：飞灰可燃物虽低于设计值 0.13%，但根据实际煤质计算 机械未完全燃烧损失高于设计值 2.67个百分点，从现场燃烧情况来看，仍 然有下降的空间。对策措施：一方面结合2012年初步定的#1炉球磨机钢瓦更换为节能衬瓦 技改项目（该项目公司还未最终定是否在技改项目计划中） ，通过节能衬 瓦的改造可以进一步降低球磨机电流 15A到20A，同时制粉出力不受影响 并略有提高，利用节能钢瓦更换获得的空间在加大球磨机的钢球装载量10-18吨，可以降低煤粉细度2%-3%，实现降低飞灰可燃物1-1.5%，

6、二 方面加大对磨机分离器的清理力度，保证分离器的分离效果，随时保证煤 粉细度均匀合格，另外，由于分离器回粉管锁气器轴承设计问题，运行中 锁气器动作不很正常，目前已联系厂家，利用停炉机会更换为新型锁气器， 保证锁气器动作正常。2012年，根据煤质情况及时调整燃烧，降低飞灰可 燃物。如要将机械未完全燃烧损失降低到设计值，必须将飞灰可燃物降低 到3.5%，以我厂的煤质，收到基挥发份在 6.5%的情况下，无成熟可行的 措施。4、排烟温度：#1炉经A修改造后，运行中排烟温度和设计值还有差距，采取措施保证排烟温度不上升。对策措施：制定合理的吹灰方式，及时对锅炉受热面进行吹灰，监督吹灰 方式的执行情况和监督

7、吹灰器的使用率， 使其可用率达到95%以上，采用 保证吹灰效果来保证受热面清洁。防止受热面积灰造成排烟温度升高。但 | 根据现阶段布袋除尘器运行的要求，排烟温度不宜继续降低。5、空预器漏风率：空预器漏风率A、B侧平均为5.8%,且A、B基本持平， 空预器漏风率低于设计值1.5%，对煤耗没有造成影响。6、炉膛氧量：氧量过低会造成锅炉缺氧燃烧，造成燃烧不完全，飞灰可 燃物增大等，如氧量过大，会造成炉温降低，同样会造成燃烧不完全，因 此，必须保持氧量在合理范围。从实际情况看，运行中锅炉氧量偏低。这 也是造成机械未完全燃烧损失的原因之一。对策措施：在炉膛下部增加卫燃带，提高炉膛温度，可以适当提高氧量运

8、 行。加强燃烧调整，保持燃烧稳定，提高氧量运行。保持合格的煤粉细度 和均匀性也可以适当提高氧量运行。7、减温水量：减温水量远远低于设计值26.5t/h，对煤耗没有产生影响。&锅炉效率：由于飞灰可燃物相对较高，煤质灰分含量大等因素，造成 锅炉效率低下。对策措施：上述降低飞灰可燃物， 保持排烟温度处于正常水平，保证炉膛 氧量等措施均是提过锅炉效率的措施，除此之外，加强对锅炉本体保温治 理，减少散热损失，合理调整分级风量，降低锅炉炉底大渣含碳量等措施 均是提高锅炉的措施。9、真空偏离设计值0.4kPa，造成煤耗升高1.23 g/(kW.h)，主要原因是汽 轮机效率较低，蒸汽流量偏大，凝结器热负荷偏大

9、，使真空达不到设计值。 目前我们只有根据环境温度合理使用循环冷却水源，合理运行循环水泵， 尽量提高真空，以及大修时更换水冷塔喷嘴填料。要解决根本问题只有进行凝结器器改造，更换管质，增大冷却面积。该项目预计2013年实施。10、给水温度比设计值偏高，看似造成煤耗降低，但实际并不是降低煤耗， 因为排烟温度也高，抽汽量也大，汽轮机热耗本身就高，给水温度过高，高于设计值较多，经济性不一定提高。控制措施结合机组下一次A修，合理调整汽轮机通流间隙，减少抽汽量，同时热工加强温度测量元件校核， 确保显示准确，防止误导分析判断。拟结合科技项目亚临界纯凝火力发 电机组节能潜力诊断的开展进行优化，（目前科技项目的资

10、金在预算中还未落实）对回热加热系统优化运行分析，是否可调整回热加热系统的抽 汽量。11、汽耗率对煤耗影响，实际最终体现在热耗率对煤耗的影响，由于蒸汽 流量测量准确性较差，一般都不用汽耗率来分析，用汽轮机热耗率来分析， 蒸汽流量偏小，汽耗率偏小，分析数据代表性较差。从试验结果看，汽轮机热耗比设计值偏高392.8 kJ/（kw.h），影响煤耗14.7 g/（kW.h），主要原 因是汽轮机设计制造达不到当初设计计算性能参数，要想降低热耗，目前 措施只有进行汽轮机改造。黔北电厂300MW#2机组指标统计情况序号项目单位设计值额定工况和设计值偏差影响煤耗值g备注1.负 荷MW30030412.主汽压力M

11、Pa16.716.39-0.310.523.主汽温度C537537.90.9-0.084.再热汽温C537539.32.3-0.065.飞灰可燃物%7.58.00.516.排烟温度C131128-3-0.57.过热器减温水量t/h27.720-7.7-0.18.再热器减温水量t/h00009.空预器漏风率%73.9-3.1-0.43410.炉膛氧量%43.6-0.40.411.排烟热损失%5.236.95+ 1.7212.机械未兀全燃烧损失%2.725.74+3.0213.收到基低位发热量kJ/kg2308117560-542114.锅炉效率%91.5686.81-4.75+18.3215.高

12、加投入率%1001000016.凝结器真空kPa85.185.0-0.10.3117.真空度%93.693.51-0.0918.给水温度C271.4276.95.5-0.2319.真空严密性Pa/min27045.6-224.420.汽耗率：kg/kwh2.9983. 091.0921.凝结器端差C4.53.0-0.5-0.5522.补水率%1.51.01-0.49-0.2423.凝结水过冷却度C0.50.30.3-0.00824.循环水进温度C2222.0025.环境温度C2020026.汽轮机热耗kJ/kwh7891829940815.227.厂用电率（不含脱硫）%5.574.63-0.9

13、4-3.4428.脱硫厂用电率%3.182.70-0.48-1.6929.厂用电率（含脱硫）%8.757.33-1.42-5.5530.发电标煤耗g/kW.h310329.2619.2631.供电煤耗（不含脱硫）g/kW.h328345.2416.9632.供电煤耗g/kW.h339.7355.315.55分析每项指标影响煤耗的原因及对策措施：1、主汽压力：主汽压力低于设计值0.31MPa，影响煤耗0.52g/kW h,主 要原因为运行人员调整过程中由于意识问题，汽压维持低。对策措施：#2炉A修增加卫燃带后，已经解决了压力高，汽温低的问题， 但运行人员对维持汽压的重视程度不够， 汽压未达到设计

14、值。2012通过加 大指标竞赛中对汽压的考核力度等方式提高主汽压力运行，使其接近设计 值。2、主、再热汽温度：主再热汽温分别与设计值接近，对煤耗影响较小。 对策措施：2012年继续开展大值指标竞赛，提高值班员压红线运行的意识， 继续保持与设计值接近或略高于设计值的汽温水平。3、飞灰可燃物：飞灰可燃物高于设计值0.5%，但根据实际煤质计算机械 未完全燃烧损失高于设计值3.02个百分点，#2炉自A修更换两台磨机钢 球和#2A磨更换钢瓦以来，钢球配比仍然未达到最佳范围，导致#2炉煤粉 细度偏粗且波动大，因此导致飞灰可燃物高。对策措施：2012年，继续摸索磨机钢球配比，尝试适当增加球磨机钢球装 载量降

15、低煤粉细度，进而降低飞灰可燃物。另外，根据煤质情况及时调整 燃烧，降低飞灰可燃物。4、排烟温度：经A修改造后，运运行中排烟温度和设计值还有差距，采 取措施保证排烟温度不上升。采取措施保证排烟温度不上升。对策措施：制定合理的吹灰方式，及时对锅炉受热面进行吹灰，监督吹灰方式的执行情况和监督吹灰器的使用率， 使其可用率达到95%以上，采用 保证吹灰效果来保证受热面清洁。防止受热面积灰造成排烟温度升高。但根据现阶段布袋除尘器运行的要求，排烟温度不宜继续降低。5、空预器漏风率：空预器漏风率A、B侧平均为3.9%,且A、B基本持平， 空预器漏风率低于设计值3.1%，对煤耗没有造成影响。6、炉膛氧量：氧量过

16、低会造成锅炉缺氧燃烧，造成燃烧不完全，飞灰可 燃物增大等，如氧量过大，会造成炉温降低，同样会造成燃烧不完全，因 此，必须保持氧量在合理范围。从实际情况看，运行中锅炉氧量偏低设计 值0.4%。主要为燃烧不好，运行中加不进风。这也是造成机械不完全燃 烧损失高的原因之一。对策措施：继续加强燃烧调整摸索，保持燃烧稳定，提高氧量运行。采取 各种方式保持合格的煤粉细度和均匀性也可以适当提高氧量运行。7、减温水量：减温水量低于设计值 7.7t/h，对煤耗没有产生影响。&锅炉效率：由于飞灰可燃物相对较高，煤质灰分含量大等因素，造成 锅炉效率低下。对策措施：上述降低飞灰可燃物，保持排烟温度处于正常水平，保证炉膛

17、 氧量等措施均是提过锅炉效率的措施，除此之外，加强对锅炉本体保温治 理，减少散热损失，合理调整分级风量，降低锅炉炉底大渣含碳量等措施 均是提高锅炉的措施。9、凝汽器真空基本和设计值接近，得益于 2011年#2机凝汽器已经进行改造，更换管质，增大冷却面积，目前效果不错，真空提高了0.5kPa，降低煤耗 1.55 g/(kW.h)。10、给水温度比设计值偏高5.5C,看似造成煤耗降低0.11g/kW.h)但实际 并不是降低煤耗，因为排烟温度也高，抽汽量也大，汽轮机热耗本身就高， 给水温度过高，高于设计值较多，经济性不一定提高。控制措施结合机组 下一次A修，合理调整汽轮机通流间隙，减少抽汽量，同时热

18、工加强温度 测量元件校核，确保显示准确，防止误导分析判断。考虑开展回热加热系统优化运行分析，调整回热加热系统的抽汽量。11、汽耗率对煤耗影响，实际最终体现在热耗率对煤耗的影响，由于蒸汽流量测量准确性较差，一般都不用汽耗率来分析，用汽轮机热耗率来分析， 蒸汽流量偏小，汽耗率偏小，分析数据代表性较差。从试验结果看，汽轮 机热耗比设计值偏高408 kJ/（kw.h），影响煤耗15.2g/（kW.h），主要原因 是汽轮机设计制造达不到当初设计计算性能参数，要想降低热耗，目前措 施只有进行汽轮机改造。黔北电厂300MW#3机组指标统计情况序 号项目单位设计 值额定工况和设计值偏 差影响煤耗值g备注1.负

19、 荷MW300297-32.主汽压力MPa16.716.930.230.03.主汽温度C537539.02-0.184.再热汽温C5375425-0.135.飞灰可燃物%8.25.6-2.6-5.466.排烟温度C127125-2-0.347.过热器减温水量t/h20.317655.70.68.再热器减温水量t/h0880.549.空预器漏风率%86.95-1.05-0.14710.炉膛氧量%42.5-1.51.6811.排烟热损失%5.236.88+ 1.6512.机械未兀全燃烧损失%3.04.11+ 1.1113.收到基低位发热量kJ/kg2308117560-542114.锅炉效率%91

20、.6888.5-2.18+10.5615.高加投入率%1001000016.凝结器真空kPa85.184.63-0.471.4517.真空度%93.693.1-0.518.给水温度C271.4274.02.6-0.1119.真空严密性Pa/min270102-16820.汽耗率：kg/kwh2.9983.100.10214.721.凝结器端差C4.53.6-0.9-0.9922.补水率%1.50.99-0.51-0.2523.凝结水过冷却度C0.50.50024.循环水进温度C2221.5-0.525.环境温度C2020026.汽轮机热耗kJ/kwh78918283.8392.814.727.

21、厂用电率（不含脱硫）%5.575.22-0.35-1.2528.脱硫厂用电率%3.182.44-0.74-2.5129.厂用电率（含脱硫）%8.757.66-1.09-4.1430.发电标煤耗g/kW.h310321.0511.0531.供电煤耗（不含脱硫）g/kW.h328338.7410.4532.供电煤耗g/kW.h339.7347.77.97分析每项指标影响煤耗的原因及对策措施：1、主汽压力：主汽压力高于设计值 0.23Pa，未影响煤耗。对策措施：2012通过加大指标竞赛中对汽压的考核力度等方式提高主汽压 力运行，使其不低于设计值。2、主再热汽温度：主再热汽温分别与设计值接近，对煤耗影

22、响较小。对策措施：2012年继续开展大值指标竞赛，提高值班员压红线运行的意识， 继续保持与设计值接近或略高于设计值的汽温水平。3、飞灰可燃物：飞灰可燃物虽然低于设计值 2.6%，但根据实际煤质计算 机械未完全燃烧损失高于设计值1.11百分点，从现场燃烧看，飞灰可燃物 仍然还有一定的下降空间。对策措施：根据调整经验，东方锅炉由于四角结焦严重，四角风量用得比 较大，但四角风量太大会造成飞灰上升多，因此，保持合理的四角风量是 防止锅炉结焦和降低飞灰可燃物的关键。另外，根据煤质情况及时调整燃 烧，也是降低飞灰可燃物的途径之一。结合 2012年#3炉更换球磨机出口 分离器技改项目，一方面球磨机出力略有升

23、高，并通过分离器挡板的调整 以及球磨机风压的合理控制可降低煤粉细度1-2%，进而降低进行飞灰可燃物 0.5-1%。4、排烟温度：经A修改造后，运行中排烟温度和设计值还有差距，采取 措施保证排烟温度不上升。采取措施保证排烟温度不上升。但同#4炉相比， 排烟温度仍然有下降的空间。对策措施：利用停炉机会，参照#4炉改造方案，在主省煤器上再增加一个 管圈，进一步降低锅炉排烟温度。制定合理的吹灰方式，及时对锅炉受热 面进行吹灰，监督吹灰方式的执行情况和监督吹灰器的使用率，使其可用 率达到95%以上，采用保证吹灰效果来保证受热面清洁。防止受热面积灰 造成排烟温度升高。5、空预器漏风率：空预器漏风率A、B侧

24、平均为6.95%,但A侧高达10.5%， B侧仅为3.4% ,A侧空预器漏风率在密封装置改造后就一直高达 9%以上, 目前随运行时间的增加，有上涨趋势，主要原因应为改造安装时某些间隙没有控制好造成。对策措施：利用2012年#3机组停运B修搞主烟囱防腐的机会，联系厂家 对A侧空预器各密封间隙进行调整，控制 A侧空预器漏风率在5%以下。6、炉膛氧量：氧量过低会造成锅炉缺氧燃烧，造成燃烧不完全，飞灰可 燃物增大等，如氧量过大，会造成炉温降低，同样会造成燃烧不完全，因 此，必须保持氧量在合理范围。从实际情况看，运行中锅炉氧量偏低设计 值1.5%，影响煤耗1.68g/kW h。主要原因为东方锅炉由于设计

25、原因，配 风方式存在问题，导致运行中锅炉缺氧，且存在加风会造成燃烧波动大的 现象，因此运行中加不进风。虽然2010年对燃烧器F风挡板进行过改造， 情况有所好转，但仍然达不到设计值。这也是造成机械不完全燃烧损失高 的原因之一。对策措施：结合2011年科技项目高海拔劣质无烟煤锅炉燃烧优化及效 率偏差修正的进一步实施(该项目已请西安热工院完成可研，进一步开 展预计费用160万，目前科技费用未落实)，继续和西安热工院合作对#3 炉作诊断试验，针对不同煤质进行燃烧调整试验，提出燃烧器的改造方案， 提高氧量运行。7、 减温水量：过再热器减温水量分别高于设计值 55.7t/h、8t/h,造成煤耗 升高0.6

26、和0.54g/kW h,主要原因为受热面布置不合理，屏过等布置过多， 锅炉由于加不进风，缺氧燃烧，导致燃烧过程加长，炉膛出口烟温偏高。对策措施：结合上述第7条，如风量用上后可以降低减温水量。 &锅炉效率：主要是由于煤质灰分含量大等因素，造成锅炉效率低下。对策措施：摸索锅炉燃烧器改造方案，采用提高氧量运行等方式，提高锅 炉效率。除此之外，加强对锅炉本体保温治理，减少散热损失，合理调整 分级风量，降低锅炉炉底大渣含碳量等措施均是提高锅炉效率的措施。9、真空偏离设计值0.47kPa，造成煤耗升高1.45 g/(kW.h)，主要原因是 汽轮机效率较低，蒸汽流量偏大，凝结器热负荷偏大，使真空达不到设计

27、值。对策措施：结合2012年技改项目对#3机凝汽器进行改造，更换管质，增大冷却面积。降低端差2-2.5度，提高凝汽器真空0.5kpa,可降低煤耗1.55 g/(kW.h)10、给水温度比设计值偏高2.6C,看似造成煤耗降低0.11g/kW.h)但实际 并不是降低煤耗，因为排烟温度也高，抽汽量也大，汽轮机热耗本身就高， 给水温度过高，高于设计值较多，经济性不一定提高。控制措施结合机组A修，合理调整汽轮机通流间隙，减少抽汽量，同时热工加强温度测量元 件校核，确保显示准确，防止误导分析判断。考虑开展回热加热系统优化 运行分析，调整回热加热系统的抽汽量。11、汽耗率对煤耗影响，实际最终体现在热耗率对煤

28、耗的影响，由于蒸汽 流量测量准确性较差，一般都不用汽耗率来分析，用汽轮机热耗率来分析， 蒸汽流量偏小，汽耗率偏小，分析数据代表性较差。从试验结果看，汽轮 机热耗比设计值偏高392.8 kJ/(kw.h)，影响煤耗15.2g/(kW.h)，主要原 因是汽轮机设计制造达不到当初设计计算性能参数，要想降低热耗，目前 措施只有进行汽轮机改造。黔北电厂2011年300MW#4机组指标统计情况序号项目单位设计值额定工况和设计值 偏差影响煤耗值g备注1.负荷MW30030112.主汽压力MPa16.716.7003.主汽温度C537538.01-0.0914.再热汽温C537540.03-0.085.飞灰可

29、燃物%8.26.0-2.2-4.626.排烟温度C127122-5-0.847.过热器减温水量t/h20.313615.690.168.再热器减温水量t/h02.892.890.199.空预器漏风率%85-3-0.4210.炉膛氧量%42.3-1.71.911.排烟热损失%5.236.70+ 1.4712.机械未完全燃烧损失%3.04.37+ 1.3713.收到基低位发热量kJ/kg2308117560-542114.锅炉效率%91.6888.58-3.112.415.高加投入率%1001000016.凝结器真空kPa85.184.3-0.82.4717.真空度%93.692.8:-0.8 :

30、18.给水温度C271.4275.0P 3.6 :-0.1519.真空严密性Pa/min270101-16920.汽耗率：kg/kwh2.9983.100.100214.721.凝结器端差C4.54.2P -0.3-0.3322.补水率%1.50.94-0.56-0.2823.凝结水过冷却度C0.50.90.40.01624.循环水进温度C2221.8:-0.2 :25.环境温度C2020026.汽轮机热耗kJ/kwh78918284.8393.814.727.厂用电率（不含脱硫）%5.575.10-0.47-1.6928.脱硫厂用电率%3.182.25-0.93-3.1829.厂用电率（含脱

31、硫）%8.757.35-1.40-5.3530.发电标煤耗g/kW.h310.00322.7212.7231.供电煤耗（不含脱硫）g/kW.h328.29340.0711.7832.供电煤耗g/kW.h339.7348.38.59分析每项指标影响煤耗的原因及对策措施：1、主汽压力：主汽压力与设计值持平，未影响煤耗。对策措施：2012通过加大指标竞赛中对汽压的考核力度等方式稳定主汽压 力靠设计值运行。2、主、再热汽温度：主再热汽温分别与设计值接近，对煤耗影响较小。对策措施：2012年继续开展大值指标竞赛，提高值班员压红线运行的意识， 继续保持与设计值接近或略高于设计值的汽温水平。3、飞灰可燃物：

32、飞灰可燃物虽然低于设计值 2.2%，但根据实际煤质计算 机械未完全燃烧损失高于设计值1.37百分点，从现场燃烧看，飞灰可燃物 仍然还有一定的下降空间。对策措施：根据调整经验，东方锅炉由于四角结焦严重，四角风量用得比 较大，但四角风量太大会造成飞灰上升多，因此，保持合理的四角风量是 防止锅炉结焦和降低飞灰可燃物的关键。另外，根据煤质情况及时调整燃 烧，也是降低飞灰可燃物的途径之一。 跟踪#3炉球磨机出口分离器更换的 效果。2013年申请进行球磨机出口分离器技改。4、排烟温度：经A修改造后，运行中排烟温度和设计值还有差距，采取 措施保证排烟温度不上升。对策措施：制定合理的吹灰方式，及时对锅炉受热面

33、进行吹灰，监督吹灰 方式的执行情况和监督吹灰器的使用率， 使其可用率达到95%以上，采用保证吹灰效果来保证受热面清洁。防止受热面积灰造成排烟温度升高但根据现阶段布袋除尘器运行的要求，排烟温度不宜继续降低。5、 空预期漏风率：空预器漏风率 A、B侧平均为5%,且A、B基本持平, 空预器漏风率远远低于设计值，对煤耗没有造成影响。6、炉膛氧量：氧量过低会造成锅炉缺氧燃烧，造成燃烧不完全，飞灰可 燃物增大等，如氧量过大，会造成炉温降低，同样会造成燃烧不完全，因 此，必须保持氧量在合理范围。从实际情况看，运行中锅炉氧量偏低设计 值1.7%，影响煤耗1.9g/kW h。主要原因为东方锅炉由于设计原因，配风

34、 方式存在问题，导致运行中锅炉缺氧，且存在加风会造成燃烧波动大的现 象，因此运行中加不进风。虽然今年对燃烧器 F风挡板进行过改造，情况 有所好转，但仍然达不到设计值。这也是造成机械不完全燃烧损失高的原因之一。对策措施：继续联系东方锅炉燃烧器改造方案，包括以后要开展的脱销改 造继续进行充分调研，提出燃烧器的改造方案，提高氧量运行。7、减温水量：过再热器减温水量分别高于设计值15.69t/h、2.89t/h,造成煤耗升高0.16和0.19g/kW h,主要原因为受热面布置不合理，屏过等布 置过多，锅炉由于加不进风，缺氧燃烧，导致燃烧过程加长，烟温偏高。对策措施：根据上述第7条，如风量用上后也可以降

35、低减温水量。&锅炉效率：主要是由于煤质灰分含量大等因素，造成锅炉效率低下。 对策措施：摸索锅炉燃烧器改造方案，采用提高氧量运行等方式，提高锅 炉效率。除此之外，加强对锅炉本体保温治理，减少散热损失，合理调整 分级风量，降低锅炉炉底大渣含碳量等措施均是提高锅炉效率的措施。9、真空偏离设计值0.8kPa，造成煤耗升高2.47 g/(kW.h)，主要原因是汽 轮机效率较低，蒸汽流量偏大，凝结器热负荷偏大，使真空达不到设计值。 目前我们只有根据环境温度合理使用循环冷却水源，合理运行循环水泵， 尽量提高真空，要解决根本问题只有进行凝结改造，更换管质，增大冷却 面积。预计2013年开展该项技改。10、给水

36、温度比设计值偏高3.6C,看似造成煤耗降低0.15g/kW.h)但实际 并不是降低煤耗，因为排烟温度也高，抽汽量也大，汽轮机热耗本身就高， 给水温度过高，高于设计值较多，经济性不一定提高。控制措施结合下一 次机组A修，合理调整汽轮机通流间隙，减少抽汽量，同时热工加强温度 测量元件校核，确保显示准确，防止误导分析判断。考虑开展回热加热系 统优化运行分析，调整回热加热系统的抽汽量。11、汽耗率对煤耗影响，实际最终体现在热耗率对煤耗的影响，由于蒸汽 流量测量准确性较差，一般都不用汽耗率来分析，用汽轮机热耗率来分析， 蒸汽流量偏小，汽耗率偏小，分析数据代表性较差。从试验结果看，汽轮 机热耗比设计值偏高

37、393.8 kJ/(kw.h)，影响煤耗15.2g/(kW.h)，主要原 因是汽轮机设计制造达不到当初设计计算性能参数，要想降低热耗，目前 措施只有进行汽轮机改造。二、2011机组运行指标完成情况分析：表一：300MW 机组2011年主要指标完成情况项目单位机组2011 年完成值设计值偏差与对应工况下设计值偏差备注平均负荷MW#1261.55全厂年平均负荷255.15MW.#2238.66#3257.11#4263.29主汽压力MPa#114.016.67-2.67#215.6-1.07对应负何率下压 力设计值为 15.75MPa。#315.5-1.17#415.0-1.67主汽温度C#153

38、8.4537+ 1.4全厂年平均538.6#2538+1#3539.7+2.7#4538.3+ 1.3再热汽温C#1537.3537+0.3全厂年平均538.2#2537.9+0.9#3539.4+2.4#4538.4+ 1.4飞灰%#17.58.0-0.5全厂年平均6.7#27.8-0.2（设计值）#35.4-2.6#46.0-2.0排烟温度C#1131.2131+0.2全厂年平均135#2145.7+14.7#3133.5127+6.5#4129.5+2.5油耗率kg/ 万 kW#10.861.5-0.64全厂年平均1.62#21.86+0.36T-#32.15+0.65#41.98+0.

39、48高加投入率%#11001000全厂年平均100#21000#31000#41000凝结器真空kPa#185.185.1084.9#285.10#384.7-0.4#484.7-0.4真空度%#193.693.6093.4#293.60#393.2-0.4#493.2-0.4给水温度C#1268.5271.4-2.9全厂年平均为267.33 C,对应负荷应为285MW#2268.4-3.0#3264.1-7.3#4268.3-3.1真空严密性Pa/min#146W 270全厂年平均73.65#245.6#3102#4101汽耗率kg/kWh#13.052.998+0.052全厂年平均2.94

40、#22.98-0.018#32.82-0.178#42.9-0.098凝结器端差C#13.4全厂年平均3.62#22.98#34.0#44.1补水率%#11.251.5-0.25全厂年平均1.18#21.08-0.42#31.02-0.48#41.38-0.12凝结水过冷却度C#10.40.37#20.5#30.2#40.4循环水进温度C#121.120+ 1.120.6#220.5+0.5#320.3+0.3#420.5+0.5环境温度C14.65汽轮机热耗kJ/kWh#182837891+392全厂平均8226.21#28261+370#38219+328#48140+249不含脱硫发电厂

41、用电率%#14.75%5.47-0.72%4.99 （分机计算分摊）#24.78%-0.69%#35.25%-0.22%#45.15%-0.32%脱硫厂用电率%#12.81%3.18-0.37%2.21 （未分机计 算分摊）#21.82%-1.36%#32.06%-1.12%#42.08%-1.10%发电厂用电率%#17.56%8.75-1.18%7.18#26.60%-2.15%#37.30%-1.44%#47.23%-1.51%发电标煤耗g/kW h#1330.6731020.67330.64 (2011 年分炉计量具备代表性)#2331.7421.74#3331.0821.08#4330

42、.3920.39不含脱硫供电煤耗g/kW h#1347.1632819.16348.88#2348.3920.39#3349.4321.43#4348.3420.34供电标煤耗g/kW h#1357.73339.7619.13357.11#2355.1916.58#3357.1918.58#4356.1617.55(一)从2011年指标完成情况表可以看出，影响煤耗的指标主要有(影响煤耗的数值主要依据300MW(200MW)火电机组节能对标指导手册中参数对煤耗的影响测算)：1、 主汽压力：2011年为15.0MPa，对应负荷246.4MW，而我们实际 负荷为255.15MW，对应压力应该为15.

43、75，与设计定压运行值偏差 0.75MPa，根据主汽压力降低1MPa,煤耗升高1.58g/(kW.h)计算，影响煤 耗约 1.185g/(kW.h)。2、凝结器真空度：真空度为93.4%，比设计值93.6%低0.2%，凝结器真空为84.9kPa，比设计值85.1kPa低0.2kPa，按照真空提高1kPa， 煤耗降低3.09g/kWh计算，可降低煤耗0.62g/kWh，但是由于我厂300MW 机组汽轮机效率较低，蒸汽流量偏大，凝结器热负荷偏高，在冷却水温度 和流量不变情况下，造成凝结器真空度偏低，从2011年对#2机组进行凝结器改造后的运行情况看，真空度和端差有一定改善，真空可提高0.5 kPa

44、， A修中也对各机组冷却塔填料盒喷嘴进行检查处理，目前冷却塔运行良好，胶球投入率和收球率可达95%以上。因此，在目前条件下，要提高真空， 主要考虑对#1、3、4机凝结器参照#2机进行改造。3、给水温度为267.33 C,对应负荷应为285MW，而实际负荷为255.15 MW，因此，运行中高加给水温度偏高，分析原因应为回热加热系统抽汽 量过大，造成汽轮机内效率不高，需要在下一阶段进行分析查找原因，采 取措施处理拟结合科技项目亚临界纯凝火力发电机组节能潜力诊断的 开展进行优化，目前科技项目的资金在预算中还未落实。4、汽轮机热耗率为8226.24 kJ/kW.h，比设计值7891 kJ/kW.h高3

45、35.2 kJ/kW.h，目前#1-4汽轮机分别在8200 kJ/kW.h左右，我厂也多次和汽轮 机制造厂和西安热工院有关专家进行沟通交流了解，和省内同型号机组电 厂沟通，从西安热工院对全国东方汽轮机厂生产的N300-16.7/537/537-8型机组试验情况看，该类型机组运行最好热耗水平也就是在8200 kJ/kW.h左右。我厂300MW汽轮机运行经济性还比较差。热耗率、高、中压缸效率和设计值偏差较大，主要原因是设计制造水平达不到厂家说明书要求，厂 家也给出说明，当时是为了招标中取得竞争优势，将指标刻意提高，另一 方面我厂设备在选型时对经济性考虑不够全面，我厂汽轮机是冲动式汽轮 机，和哈汽反

46、动式汽轮机相比，效率偏低。原因主要有以下几点：（1）我厂300MW 汽轮机最初设计由于考虑机组带高负荷运行，对 高压喷嘴面积设计富裕度较大，但是锅炉出力有限，所以目前机组运行中 存在喷嘴通流间隙偏大，调节级效率较低，造成汽轮机运行热耗过高。（2） 汽轮机高、中、低压缸内级内漏汽损失大，主要体现在隔板汽封、叶顶汽封处，机组运行中抽汽压力和温度都比设计值偏高；根据试研 院试验结果分析，以#3机为例，#3汽轮机高压缸效率约为82.98%，比设 计值84.67%低约1.69个百分点；汽轮机中压缸效率约为89.19%，比设计值92.21%低约3.02个百分点；热耗率为8219.91 kJ/kW.h，比设

47、计值 7891 kJ/kW.h高328.91 kJ/kW.h。在300MW 试验工况下，观察发现，一 抽温度、二抽温度及高排温度均超过设计值，汽轮机高压缸效率比设计值 低约1.69个百分点，使得汽轮机热耗率升高25.3kJ/kW.h，煤耗增加0.95g/kW.h ;中压缸效率约比设计值低约 3.02个百分点，使得热耗率升 高52.4kJ/kW.h ，煤耗增加1.96g/kW.h，过热器减温水流量为67.47t/h，使得汽轮机热耗率升高25.96kJ/kW.h，煤耗增加0.67g/kW.h通过以上几点分析，汽轮机热耗率升高约为 103.67kJ/(kW.h)，这一 结果占试验热耗率与设计热耗率之

48、差328.91kJ/(kW.h)的39.7%，剩余部分主要是由于低压缸效率低原因引起的。汽轮机总热耗比设计值升高 328.91kJ/(kW.h)，煤耗升高 10.2 g/(kW.h).(3) 低压缸隔板汽封、叶顶汽封漏汽损失大，由于这些原因造成机组缸效率偏低，西安热工院根据对我厂试验的热耗、高、中缸效率进行估 算得出我厂机组低压缸效率要比设计值低5%左右，汽轮机热耗率升高225 kJ/(kW.h)。这和我们机组运行情况比较接近，目前我厂机组运行中主蒸汽流量、凝结水流量比设计值高得多，在额定运行工况下，凝结水流量和主蒸汽流量比设计值要高30-40t/h，(4) 凝结器真空度偏低对热耗也造成一定影响，由于我厂300MW机 组汽轮机效率较低，蒸汽流量偏大，凝结器热负荷偏高，在冷却水温度和流量不变情况下，造成凝结器真空度偏低，我们通过对黔西电厂和鸭溪电 厂哈汽300MW机组的比较，我厂凝结器冷却面积比其少500m2，所以最终造成我厂汽轮机热耗比较高。(5) #1-4机本轮A修通过修复和更换内漏疏水阀门后，目前几乎没有大的内漏疏水，修后性能试验