华电榆横发电厂节能调研报告--合

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1、1陕西华电榆横煤电有限责任公司榆横发电厂陕西华电榆横煤电有限责任公司榆横发电厂 节节 能能 调调 研研 报报 告告华电陕西能源公司安生部华电陕西能源公司安生部20152015 年年 0101 月月 2626 日日2项目负责单位：项目负责单位：华电陕西分公司安生部项目起止日期：项目起止日期：2015 年 01 月 24 日01 月 26 日组组 长：长：白斌洋 党原健成成 员：员：左兰波 周海克 王振荣 焦海平电厂配合人员：电厂配合人员：姚兴龙 雷锋杰 戴光涛 张奇 邱隆重 唐跃飞等3摘摘 要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

2、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 1 当前存在的影响机组经济运行的主要问题当前存在的影响机组经济运行的主要问题1.11.1 锅炉部分锅炉部分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

3、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1.21.2 汽机部分汽机部分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41.2.5 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

4、造2 2 节能潜力分析节能潜力分析2.1 锅炉专业节能潜力统计表1 1 号炉号炉节能项目节能项目节能潜力节能潜力 （g/kW.hg/kW.h）2 2 号炉号炉节能项目节能项目节能潜力节能潜力 （g/kW.hg/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

5、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 节能潜力合计节能潜力合计2.72.7节能潜力合计节能潜力合计1.41.4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。2.22.2 汽机专业节能潜力统计表1 1 号机号机节能项目节能项目节能潜力节能潜力 （g/kW.hg/kW.h）2 2 号机号机节能项目节能项目节能潜力节能潜力 （g/kW.hg/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

6、 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0.30.4汽水热力系统泄漏治理0.551 1 号机号机节能项目节能项目节能潜力节能潜力 （g/kW.hg/kW.h）2 2 号机号机节能项目节能项目节能潜力节能潜力 （g/kW.hg/kW.h） 空冷防冻措施改进0.30.4 辅机冷却水泵变频改造 节能潜力合计节能潜力合计2.072.072.172.17节能潜力合计节能潜力合计3.353.353.453.45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 号机组约降低

7、供电煤耗 2.072.17g/kw.h，2 号机降低供电煤耗约3.353.45 g/kw.h。3 3 节能调研后工作落实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。6陕西华电榆横煤电有限责任公司榆横发电厂陕西华电榆横煤电有限责任公司榆横发电厂 节节 能能 分分 析析 报报 告告1 概述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

8、DG2100/25.4-2 型锅炉，一次中间再热、单炉膛、尾部双烟道结构、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

9、力设备总厂生产的（MPS）ZGM113G 型中速磨煤机，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

10、蒸汽溢流至凝汽器，汽封用蒸汽不足时由再热冷段蒸汽补充。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、72 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、评估及整改建议发现问题的分析、评估及整改建议2.1 锅炉专业锅炉专业2.1.1 #1、#2 锅炉空预器阻力大锅炉空预器阻力大现状及分析：锅炉 660MW 工况下，预热器烟气

11、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 1258 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锅炉预热器漏风超标现状及分析：新机组锅

12、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 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。8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

13、 A、B 侧的排烟温度为 118.23/121.30，高于锅炉设计值约 2；#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

14、：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9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

15、.6 #1 再热器减温水量大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/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

16、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10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上，取样代表性差，估计现有的飞灰可燃物化验结果肯定