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1、江西贵溪发电公司调 研 报 告报告撰写：梁 红报告审核：刘红卫提交日期：2010年4月30日、江西贵溪发电公司调研报告2010年4月21至23日，新乡豫新发电有限责任公司在董事长翟金梁的带领下，由运行副总工程师刘红卫、生产管理部副主任梁红一行，到江西省贵溪发电有限责任公司进行了调研考察。本次调研考察的主要任务是针对2009年新乡豫新发电公司300MW机组供电煤耗高，在中电投集团公司同类机组名列末位的实际情况，根据贵溪发电公司300MW机组主要能耗指标与新乡豫新发电公司300MW机组主要能耗指标进行比较分析，找出差距和不足，达到持续改进，降低机组供电煤耗的目的。贵溪发电有限责任公司成立于2004
2、年3月19日，是电力体制改革后，中电投集团公司在江西的一个新的能源基地。贵溪发电公司原有的4台125MW机组已于2008年根据国家上大压小政策实施关停。现两台600MW机组于2009年9月开始施工建设，预计2011年5月份投产1台。两台3000MW（#5、6） 机组分别于2005年9月、2006年1月投运，截至2010年3月31日，实现连续安全生产1627天。2009年，主要生产指标供电煤耗进入集团公司300MW等级机组前三名，300MW机组成为全国先进可靠性指标单位,#6机组创可靠性管理金牌机组荣誉称号。一、300MW机组主要设备简介：贵溪发电有限责任公司300MW机组锅炉为东方锅炉厂制造的
3、DG1025/17.5-4型亚临界参数、一次中间再热、平衡通风、汽包自然循环、四角切圆燃烧、直吹式制粉系统、单炉膛“”型露天布置、全钢架结构、固态排渣煤粉炉。锅炉燃用0轻柴油，燃油装置每炉12套，分别布置在三层二次风喷口中。空预器采用三分仓回转式空气预热器，由东方锅炉厂空预器公司生产。汽轮机是由东方汽轮机有限责任公司制造的N30016.7/537/5378型亚临界、中间再热式、高中压合缸、双缸双排汽、单轴、凝汽式汽轮机。该机组配有二台50%汽动给水泵和一台30%电动给水泵，循环水采用闭式冷却水系统，水源补充水采用新江水进行补充。发电机为东方电机股份有限公司设计、制造的QFSN-300-2-20
4、B型三相、二极、隐极式转子同步交流发电机，发电机采用“水氢氢”冷却方式，密封系统采用单流环式油密封。主变压器为西安西电有限责任公司生产的SFP10-370000/220型三相双绕组强迫油循环导向风冷无载调压升压变压器。锅炉除尘出灰采用灰、渣分除，满足灰渣综合利用要求。气力除灰系统是采用福建龙净环保有限公司制造的2BE-L291/2-4型双室四电场的电除尘器，除灰系统按干除灰设计，还设有100%的水力除灰系统备用，由灰渣泵输送至灰场贮存。除渣系统采用机械输送方式将渣输送至渣仓。烟气脱硫装置由重庆远达公司设计，采用石灰石/石膏湿法脱硫工艺。脱硫装置运行时，由锅炉引风机排出的烟气经轴流式增压风机增压
5、后经GGH全部送入吸收塔内，吸收塔采用逆流液柱式空塔钢制结构，吸收塔内设置两层喷淋层、两级除雾器，以保证烟气在吸收塔内正常反应，经脱硫后脱硫效率可达95.2%以上。二、300MW机组主要设计参数：供电煤耗设计值317.11克/千瓦时，发电煤耗设计值294.06克/千瓦时，热耗率设计值7876千焦/千瓦时，发电厂用电率设计值5.57%，锅炉效率设计值92.78%，设计煤种为烟煤，热值为24910千焦/千克（即5957大卡/千克），挥发份为38.59%，飞灰含碳量值3.2%，炉渣含碳量设计值3.5%，空预器设计值8%；汽机高压缸效率设计值84.92%，中压缸效率设计值92.33%，给水温度设计值2
6、72.7，补水率设计值1.5%，凝汽器真空设计值95.56Kpa。三、300MW机组主要能耗指标完成情况：5机组自2005年9月投产以来，截至2009年12月31日，累计运行30846.15小时，共发电67.6824亿千瓦时；2009年全年，5机运行7814.15小时，共发电17.3587亿千瓦时，负荷率完成74.05%，供电煤耗为345克/千瓦时，平均热耗8571.7千焦/千瓦时，平均锅炉效率92.01%，厂用电率6.39%。6机组自2006年1月投产以来，截至2009年12月31日，累计运行28136.62小时，共发电64.02914亿万千瓦时； 2009年，6机运行8462.62小时，共
7、发电18.66918亿万千瓦时，负荷率完成73.54%，入炉煤低位发热量19302.27千焦/千克，供电煤耗为334.11克/千瓦时，平均热耗8386.6千焦/千瓦时，平均锅炉效率92.19%，厂用电率5.66%。2007年5月2日6月26日，5机组A级检修一次，A修连续运行205天，达全优工程。2009年5月25日6月15日进行C级检修一次。C级检修后，在额定300 MW工况下，汽轮机平均试验热耗率为 8138.15千焦/千瓦时，高、中压缸内效率分别为80.82%、91.66%，修正后平均热耗率为8066.1千焦/千瓦时，平均发电煤耗为307.02克/千瓦时，供电煤耗为325.92克/千瓦时
8、。2008年2月14日至4月1日，6机组A级检修一次，A修连续运行186天达全优工程。A级检修后，在300MW工况下，汽轮机试验热耗率为8238.1千焦/千瓦时，修正后热耗率为8123.8千焦/千瓦时，高、中压缸内效率分别为80.82%、91.65%，实际发电煤耗为 305.96克/千瓦时，供电煤耗 322.2克/千瓦时。四、300MW机组降低能耗采取的主要措施：1、节能技术改造方面贵溪发电公司重点围绕节油、节电、节水、脱硫改造四个方面下功夫，坚持做到“勇于创新、科学论证、舍得投入、确保效果”，不断提升设备经济性能。（1）空预器三向密封改造锅炉空预器三向密封改造工程的实施，总投资为85万元，空
9、预器改造后由原漏风系数18下降到7.2，则每度电节约1.54克煤，每年可节约129万元，同时空预器经改造后，设备运转平稳，无摩擦碰撞现象，设备可靠性得以提高和保证，安全效益明显。（2）电机变频改造2009年，引风机电机变频改造后两台电机在机组满负荷运行时，电流只有改造前的60%左右，而在低负荷运行时，电流更只有改造前的30%左右，约降低厂用电率0.3%。引风机变频改造后节能效果显著。凝泵电机改造后节能效果非常明显，全年可节电247.61万千瓦时。此外，还进行了循泵改高低速、增压风机变频改造等。（3）原煤仓改造每台炉配5台磨煤机，每台磨配一个金属原煤仓，原煤仓壁厚12毫米，上部为80007圆柱形
10、，下部为圆锥型煤斗，煤斗内部加衬10mm的耐磨浇钢，每块衬板通过四只沉头螺栓与煤斗连接固定。由于贵电公司来煤矿点多、雨季多，煤斗设计下煤阻力大，极易产生煤斗堵煤、搭桥和断煤现象，严重影响锅炉的稳定燃烧和机组安全稳定运行。因此，贵电公司对原煤斗下部部分改为双曲线不锈钢结构，有效降低堵煤断煤故障，极大地提高了制粉系统的可靠性，改造后比06年减少油耗300吨，产生了极大的经济、安全效益。（4）锅炉微油点火燃烧器改造2009年5月，5炉微油点火燃烧器于在C修中进行了改造，更换为浙大天元生产的机械雾化结构微油点火燃烧器，改造后节油效果明显。正常冷态升炉耗油从原来45吨降至20吨以下，助燃耗油也大幅下降，
11、节油率达到80%以上。（5）6炉电除尘自动投退改造6炉电除尘共16台高压硅整流控制系统，运行方式为人工手动选择电场投退，无法针对负荷情况自适应的进行控制，导致电场能耗的绝大部分对除尘不起作用，造成了能耗的浪费，贵电公司对其进行了改造，对柜内的软硬件改进，使它具备“自动选择运行方式”功能。同时增加锅炉负荷信号（420m A,0330MW）输入IPC 控制系统。系统改造后，使电除尘电耗率0.356%下降至0.260%，对比降低0.096%，每年可节约110多万元，经济效益可观，同时，由于#6炉电除尘系统采用了断电振打，延长了设备的使用寿命，降低了设备的维护成本，提高了电除尘系统运行的经济性和可靠性
12、。（6）脱硫改造方面：实施了增设真空皮带脱水系统、高压水冲洗系统、烟气在线单机监测改造项目，从而确保脱硫系统长周期、高效率稳定运行，烟气达标排放。2、优化运行方面：贵溪发电公司把重心放在加强薄弱指标的管理上，通过对集团公司定期发布的指标数据分析比较，发现自身弱项指标的差距，在剔除地域、历史、设备状况等不可比因素后，重点分析因管理偏差、流程滞后等主观因素。针对弱项指标，组织课题攻关，采取“走出去、请进来”等各种办法，全面协调优化设备运行方式，解决影响设备经济运行的技术难题，制定切实可行的技术措施，指导运行人员经济操作，确保运行机组综合效益最大化，达到节能降耗目的。（1）运行优化措施精细，执行到位
13、。通过行业对标，贵溪发电公司制定了各项运行优化措施，编制了经济运行手册，制定了机组启动优化、制粉系统优化运行方式、电除尘器优化运行方式、锅炉汽温控制措施、凝结水泵降压运行、循环水泵优化运行方式、最佳厂用电运行方式等35项优化运行方案。其中凝结水泵降压运行方式，通过去除凝泵末级叶轮，实现凝结水降压运行，年降低电耗100万千瓦时；通过自行摸索，在凝结水泵实施变频后，取得50%节电效果基础上，优化设定凝结水母管压力，增加10%节电效果。（2）通过机组各项优化试验，为运行优化操作提供准确依据。2009年，通过与江西电科院合作，贵溪发电公司进行了汽轮机滑压优化试验和锅炉变煤种试验，在提高机、炉效率方面取
14、得新的经验，为进一步降低供电煤耗创造了条件。通过调门优化试验对调门的重叠度进行调整，得出最优运行曲线，300MW至270MW采用定压顺序阀控制运行方式，270MW至156MW采用滑压运行方式，156MW以下采用定压控制运行方式。锅炉变煤种试验共计进行19个工况，分别在日常煤种（18MJ/kg20MJ/kg）、劣质煤种（15MJ/kg17MJ/kg）、较好煤种（21MJ/kg22MJ/kg）、接近设计煤种（现阶段煤场存煤最优煤种)五种煤质情况下进行变机组运行方式、变负荷的锅炉热效率、机组供电煤耗试验。通过试验得出：当入炉煤的热值低于4000大卡时，锅炉带负荷能力显著下降，而且锅炉热效率下降较多，
15、经济性较差；入炉煤低位发热量低于4300大卡时，会影响锅炉的带负荷能力；当入炉煤热值在4800大卡/千克左右，五台磨运行只能基本保证锅炉额定出力；燃煤低位发热量达到5016大卡以上时，即使在较低负荷（210MW）情况下锅炉热效率也能达到92.36，锅炉平均热效率为92.51，接近设计保证值92.7；当燃煤低位发热量达到5016大卡/千克以上，可燃基挥发份达到31左右时，各负荷下锅炉热效率能达到或接近设计保证值92.78，锅炉运行经济性良好。根据试验结果，贵溪发电公司对掺煤配烧工作非常重视，煤场存放及上煤实行动态信息管理，根据来煤热值情况严格进行划分，采取煤场分区存放、分仓配煤燃烧的方式，确保底
16、层燃烧的稳定性和锅炉燃烧效率最高。（3）小指标竞赛管理较好，采取煤耗跟踪管理制度有效控制煤耗。贵溪发电公司小指标竞赛分值的权重依据对煤耗影响大小、运行可控程度、调整难度进行分配。为促进节能降耗工作的规范化、程序化、科学化和制度化，贵溪发电公司成立煤耗跟踪工作组，制定煤耗跟踪管理制度，明确分工，落实责任，各专业专工每天跟踪各项指标排名，跟踪分析，优化运行方式，确保机组最佳工况运行。分机组分仓上煤，每台机组上煤量分开计量，使每台机组的供电煤耗能分开计算，便于分析与控制。贵溪发电公司每台炉有5个原煤仓，每个仓的有效容积在350吨/小时，至少能保证8小时的用煤量，每天的入炉煤采样至每天下午16:30分截止，因此，每天上午11:00前，就
