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1、1机机组组供供电电煤耗偏高原因分析及改造治理煤耗偏高原因分析及改造治理计计划划-设备部XXX 公司 4X660MW 机组投产以来，机组热耗始终高于设计值。设备部各专业经过认真分析和长期不懈地努力改造，设备安全稳定性有大幅提高，设备性能及部分经济指标也较投产初期有大幅提升，但供电煤耗仍未能达到理想值，现从锅炉、汽机两个部分进行分析，并计划于近三年的检修计划中进行改造治理，进一步提高机组的经济性。第一部分：汽机第一部分：汽机侧侧影响煤耗的主要影响煤耗的主要问题问题我公司汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的 660MW 超超临界、单轴、三缸四排汽、一次中间再热凝汽式汽轮机，采用一级大旁路、高压缸启动方式。目
2、前汽机热耗值偏高的原因主要为汽机效率偏低、高旁阀内漏、高压疏水阀门内漏、循环水系统对真空度的影响。、汽机效率偏低汽机效率偏低我公司四台超超临界机组安装后，性能考核试验数据均偏离设计值较大，经一、二类修正后 1 号机较设计值（7352.7kJ/kWh）偏高 202kJ/kWh；2 号机较设计值高 118kJ/kWh；3 号机较设计值高 274kJ/kWh；4 号机较设计值高 158kJ/kWh。而造成热耗高的主要原因在汽轮机效率，从机组投产后的考核试验可以看出：1号机高压缸效率较设计值（88.86%）低 6 个百分点，中压缸效率比设计值（94.31%）低 2 个百分点；2 号机高压缸效率比设计值
3、低 3.8 个百分点，中压缸效率比设计值低 2 个百分点；3 号机高压缸效率比设计值低 2.2 个百分点，中压缸效率比设计值低 1.5 个百分点；4 号机高压缸效率比设计值低 5.2 个百分点，中压2缸比设计值低 3.2 个百分点。同时，汽轮机调节级和各段抽汽压力、温度均存在不同程度的超温超压现象，也直接反映出缸效低的现状。目前 4 台机组调节级及各段抽汽超温超压情况如下(660MW 满负荷下)：1、调节级压力1 号机:调节级压力高于设计值 1.2Mpa 左右；2 号机:调节级压力高于设计值 1.1Mpa 左右；3 号机:调节级压力高于设计值 1.1Mpa 左右；4 号机:调节级高于设计值 1
4、.1Mpa 左右。2、抽汽段温度超于设计值情况1 号机：一抽超温 12左右，五抽超温 20左右，六抽超温 39，七抽超温30；2 号机：五抽超温 24，六抽超温 40左右，七抽超温 32左右；3 号机:一抽超温 7左右，五抽超温 26，六抽超温 43；4 号机:一抽超压 0.3Mpa，一抽超温 10左右，五抽超温 25，六抽超温 45左右，七抽超温 34左右。2011 年 5 月 1 号机组 B 级检修期间对汽机进行揭缸，发现高中压转子弯曲0.125mm，高压喷嘴室出现严重裂纹，对转子及喷嘴室进行返厂处理，处理后转子弯曲 0.06mm 左右，喷嘴室因产生焊接变形，上下两半喷嘴室加垫 4mm，影
5、响了喷嘴汽流方向并造成汽缸中分面漏汽，热量损失较大，对机组热耗产生直接影响。转子弯曲在启动时和汽封产生碰磨，造成级间间隙增大，级间漏汽导致缸效降低，各抽汽段有超温超压现象。因此，汽轮机本体存在的材料和制造方面的缺陷是影响吕四港电厂经济性的主要原因。、高旁高旁阀阀内漏内漏3为适用汽轮机启停要求，吕四港电厂旁路系统为高压一级大旁路，旁路入口压力 25Mpa，出口压力 0.588Mpa。这种仅采用一道阀门隔离的设计方式，造成阀前阀后压差大，容易产生泄漏。从近期检修维护情况看，蒸汽中及其细微的杂质均会造成高旁阀关闭不严，产生高压蒸汽损失，影响机组经济性和安全性，目前运行中四台机组高旁阀均存在不同程度内
6、漏，影响机组效率。为摸清底数，对 4 台机组进行现场试验。在机组负荷 500MW ，主蒸汽压力23Mpa 正常工况下，旁路减温水全停后，各台机组高旁阀后温度统计如下：序号名称减温水调门开度（%）减温水全关阀后温度（）11 号机组 A 高压旁路0调门、截止门关闭后半小时，由53涨至 5921 号机组 B 高压旁路0调门、截止门关闭后半小时，由33涨至 8332 号机组 A 高压旁路0调门、截止门关闭后半小时，由48涨至 6542 号机组 B 高压旁路0调门、截止门关闭后半小时，由42涨至 7253 号机组 A 高压旁路0调门、截止门关闭后半小时，由61涨至 8063 号机组 B 高压旁路0调门、
7、截止门关闭后半小时，由68涨至 80474 号机组 A 高压旁路0调门、截止阀全关后温度不涨（29.7）84 号机组 B 高压旁路2调门关闭后，3 分钟内由 34涨至105、疏水系疏水系统阀门统阀门内漏内漏由于锅炉氧化皮问题，机组启动阶段，主汽、旁路疏水系统蒸汽清洁度较差，主汽、旁路疏水系统等高压疏水阀门的结合面受到铁屑破坏，关闭不严、内漏严重。经现场测温统计，4 台机组主、再热蒸汽、抽汽系统现共有 18 只疏水阀门存在内漏。对机组热耗影响较大。同时，发生内漏阀门出现不同程度冲刷现象，目前已有阀门后管壁因冲刷变薄最终造成管壁爆裂发生，其它部位也随时有爆管可能，对安全生产威胁极大。、循循环环水系
8、水系统统的影响的影响我公司地处沿海，4 台机组凝汽器采用海水进行直接冷却，原设计盾构长度2.8 公里，但在基建期间由于施工难度原因，循环水盾构较设计长度减少了 320米，导致现在的循环水温度较设计值偏高，对机组真空度造成影响。另外，由于季节性海生物、随暴风雨而来的海藻类植物，对循环水旋转滤网、二次滤网产生堵塞，造成机组出力受限、安全运行受到威胁。今年夏季以来，受此类因素影响，旋转滤网、二次滤网故障率较高。现已对旋转滤网运行方式进行了调整，提高了循环水系统设备的可靠性，但同时也增加了厂用电率，也增大机组的供电煤耗。第二部分：第二部分：锅锅炉炉侧侧影响煤耗的主要影响煤耗的主要问题问题经过对锅炉侧热
9、力系统及主、辅机设备性能的分析和现场检查，锅炉对机组5供电煤耗的主要影响因素有：锅炉炉管超温导致的降汽温运行、锅炉保温层的超温散热、锅炉炉顶大包内炉顶密封泄露损失。、锅锅炉炉管超温、被迫降汽温运行炉炉管超温、被迫降汽温运行为了防止锅炉管壁超温问题，我公司通过调整，将锅炉高温受热面管壁温度控制在不超过 640，主汽温由设计值 605降至 588当前值，严重影响机组供电煤耗。、锅锅炉保温炉保温层层超温超温锅炉保温超温部位主要为锅炉四层炉膛水冷壁处较多，经现场测温统计如下表：炉本体前墙测量点温度（）炉本体左侧墙测量点温度（）锅 炉 编 号测量点 1测量点 2测量点 3测量点 4平均 温度 测量点 5
10、测量点 6测量点 7测量点 8平均 温度 16359676663.757169596365.5254.854.356.557.455.85051.654.25452.45359.453.955.456.856.460.454.253.541.452.4456.153.555.557.955.85854545655.5、锅锅炉炉炉炉顶顶大包内炉大包内炉顶顶密封泄露情况密封泄露情况目前，我公司 4 台锅炉炉顶大包内炉顶密封存在不同程度泄露问题。其中过热、再热、屏过、中隔墙等各部集箱保温及耐火浇筑料大部脱落；屏式过热器、高过、高再穿墙管与顶棚过热器密封板内部微膨胀耐火可塑料大部分产生裂纹及脱落吹开，
11、漏灰严重，局部积灰堆积高度达 1 米以上；顶护板顶部与炉墙四周的硅酸铝耐火纤维毯及高温玻璃棉板损坏严重，漏热严重超标，局部温度可达120以上，大包外部大部分实测温度在 70以上，严重影响机组运行经济性。6同时，4 台锅炉炉顶大罩壳密封漏风漏灰严重，增加锅炉散热损失，降低锅炉热效率进行炉顶密封改造、减少炉顶密封漏风是很有必要的。第三部分：第三部分：电电气气设备设备需改造的主要需改造的主要问题问题经过对全厂电气设备的综合性能的分析和现场检查，电气设备对煤耗没有直接关系， 但通过改造可以有效降低厂用电率、提高设备出力和使用效率，电气设备对机组节能的主要影响因素有：部分电气设备如闭冷泵的工频运行存在改
12、造空间、脱硫浆液循环泵电机容量偏低导致电机长期处于满负荷运行状态、发电机组励磁母线绝缘虽然合格，但停机后绝缘下降较快，500kV 出线线路绝缘子未进行 PRTV 涂料喷涂，存在闪络的风险。硫浆液循环泵电机容量偏低，导致电机长期满负荷运行。我厂脱硫浆液循环泵电机每台机组共 3 台，湘潭电机股份有限公司生产，型号为 YKK630-10，容量分别为 800kW ,900kW，1000kW，平时运行时 3 台脱硫浆液循环泵电机运行时电机电流均达到额定值，温度偏高，尤其在夏季绕组温度达到 120，给机组安全运行带来较大的安全隐患，需要每台机组采购一台1100kW 电机更换原 1000kW 电机，更换下来
13、的 1000kW 电机替换原 900kW 电机，900kW 电机替换 800kW 电机，替换下来的 800kW 电机作为备用电机。1-4 号机组发电机励磁母线停机后绝缘下降快。我厂属于围海造厂项目，厂区处于沿海高盐雾环境中，因而我厂励磁母线绝缘比较低，尤其是每次开机时均需对其进行加热以提高其绝缘水平，甚至在机组运行中也出现过励磁母线绝缘低的情况，严重的影响了我公司机组的安全稳定运行，需要对其进行改造处理。 三、500kV 出线线路绝缘子未进行 PRTV 涂料喷涂7吕四港电厂输电线路起自吕四港电厂 500kV GIS 站，终于 500kV 南通东站东侧 500kV 构架“吕四港、”间隔，途径启东
14、市，海门市。航空距离 35.6，线路全长，曲折系数 1.134，线路耐张串采用普通盘型瓷绝缘子，进线档耐张串采用双伞型瓷绝缘子，直线串（含直线转角）I 线采用长棒型瓷绝缘子（其中 G1-N21 段采用 210KN 合成绝缘子），右侧采用三伞型瓷绝缘子。由于我厂处于海上，线路所在地区特殊的气候环境，盐雾密度高，运行电压等级高，时时地受到台风的威胁，存在较大的安全隐患；按照规定线路绝缘子需要定期清扫，由于 500kV 系统的特殊性，平时无法停电，根本无法保证定期的清扫工作，且清扫时费用以及人员的安全风险很大。一旦由于清扫不及时或不彻底，在雨季发生污闪或者发生雾闪，将会造成很严重的电网污闪事故。因此
15、，有必要对其进行 PRTV 涂料喷涂。四、发电机出口断路器内计量 CT 更换我公司 1-4 号机组投产初期，主变损耗均在 2%-3%之间，是正常值（0.3%左右）10 倍。现场实际测量发现，在相同负荷下，GCB 开关内这组计量 CT 比其它的几组 CT（包括保护用 CT、测量用 CT）的电流要大，机组的负荷越大，计量所用的这组 CT 二次电流值比其它几组 CT 的二次电流值大的越多，而其它几组 CT 所测得的数据都大致相同，经过标准仪器以及交流采样装置的实际测量，确定其他几组 CT 数值准确。机组在 600MW 负荷时，实际测量计量回路的二次负担也不超过 10VA。经过 CT 厂家及电科院专家
16、在停机时的检测，以及查阅相关的设计规范、规定之后，确定导致计量 CT 精度不准确的原因是由于设计院设计的 CT 的容量选取得太大（100VA）而引起的，有必要对其进行更换。8第三部分：整改及治理第三部分：整改及治理一、汽机缸效低治理方案一、汽机缸效低治理方案3 号机组 C 修时间比较短，无法对汽轮机揭缸调整，因此 3 号机组缸效低无法在 2012 年彻底治理。在 2012 年 3 月份 2 号机组安排一次 B 修，可以对 2 号机组高中压缸进行揭缸，在处理转子过临界振动大和高压喷嘴焊缝缺陷检查的同时对高中压缸通流间隙进行调整，汽封进行改造，可以解决汽机缸效低的问题。此项费用大概需要150 万左右（在高压喷嘴焊缝无缺陷不需更换喷嘴的情况下发生的费用）。在 2012 年 10 月 1 号机组安排一次 A 修，在 A 修中可以解决 1 号机组缸效低的问题：对 1 号机组高压缸进行揭缸检修，更换尚且存在安全隐患的高压喷嘴，并按照设计要求重新调整高压喷嘴最佳
