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1、大唐鲁北发电有限责任公司 1、2 号机组能耗诊断问题及治理建议一、发现的主要问题1、汽轮机本体1.1 1 号机组1.1.1 高缸效率低 5.3 %，影响热耗 68.9kJ/kWh ，影响发电煤耗 2.6g/kWh;1.1.2 中 缸 效率 低 1.04 %，影 响 热耗 17.2kJ/kWh ， 影响发 电 煤 耗0.68g/kWh;1.1.3 低缸效率低 0.58 % ，影响热耗 19.31kJ/kWh ，影响发电煤耗0.73g/kWh;1.2 2 号机组1.2.1 高缸效率低 5.3 % ，影响热耗 68.9kJ/kWh ，影响发电煤耗 2.6g/kWh;1.2.2 中 缸 效率 低 0.
2、04 %，影 响 热耗 0.69kJ/kWh ， 影响发 电 煤 耗0.03g/kWh;1.2.3 低缸效率低 0.58 % ，影响热耗 19.31kJ/kWh ，影响发电煤耗0.73g/kWh;2、回热系统2.1 1 号机组根据大唐鲁北发电有限公司 1号机组的性能考核试验报告， 1号机组 6、7号高加上端差均达到15C以上，影响热耗37.7kJ/kWh，影响发电煤耗1.4g/kWh;2.2 2 号机组根据大唐鲁北发电有限公司 2号机组的性能考核试验报告， 2号机组 6、7号高加上端差分别为11、12 C以上，影响热耗 24.2kJ/kWh，影响发电煤耗0.9g/kWh 。3、热力系统泄漏3.
3、1 1 号机组影响热耗 40.4kJ/kWh ，影响发电煤耗 1.5g/kWh;3.2 2 号机组影响热耗 40.4kJ/kWh ，影响发电煤耗 1.5g/kWh;4、排汽压力高4.1 1 号机组影响热耗 142.6kJ/kWh ，影响发电煤耗 5.3g/kWh;4.2 2 号机组影响热耗 156kJ/kWh ，影响发电煤耗 5.8g/kWh;5 、排烟温度高5.1 1 号机组2010年1月至2011年4月，1号炉平均排烟温度123.4 C,修正到设计条 件排烟温度为126.7 C,比对应设计值高约6 C;采集现场当前典型工况，305MW 负荷下1号锅炉排烟温度为133.34 C,经送风温度修
4、正后为123.8 C,低于额 定工况设计值约4 C, 195MW负荷下1号锅炉排烟温度为123.9 C,经送风温 度修正后为123.1 C，比设计对应负荷下高约 8.5 C;综上分析，1号锅炉运行 中排烟温度偏高6C左右，影响炉效0.3%，影响发电煤耗0.9g/kWh。5.2 2 号机组2010年1月至2011年4月，2号炉平均排烟温度132.3 C,修正到设计条 件排烟温度为135.5 C,比对应设计值高约14.8 C;采集现场当前典型工况，300MW负荷下2号锅炉排烟温度为145.89 C,经送风温度修正后为140.5 C, 比对应工况设计值偏高约12 C, 207MW负荷下2号锅炉排烟温
5、度为145.2 C, 经送风温度修正后为145.2 C,比对应负荷下设计值偏高约28 C;综上分析，2 号锅炉运行中排烟温度偏高14 C左右，影响炉效0.71%，影响发电煤耗2.1g/kWh 。6、一次风机电耗高2011 年 1 月到 4 月累计, 1、2 号炉一次风机单耗分别为 19.33kWh/t 煤和 17.88kWh/t煤，比常规中速制粉系统高56 kWh/t煤，影响厂用电率0.26%左 右。7、送风机电耗高鲁北电厂 1、2号锅炉送风机单耗 2011 年1 月到4月累计分别为 0.74 kWh/t 汽和 0.76 kWh/t 汽,比常规煤粉炉高 0.1 kWh/t 汽左右,影响厂用电率
6、 0.02% 左右。8、引风机电耗高鲁北电厂 1、2号锅炉引风机单耗 2011 年1 月到4月累计分别为 3.09 kWh/t 汽和 3.44 kWh/t 汽,比同类型同容量锅炉高 0.50.8 kWh/t 汽,影响厂用电率 0.12%0.23%。9、2 号机组循环水泵耗电率高2011 年 1 至 4 月份累计, 2 号机组循环水泵耗电率 0.99%,比 1 号机组高0.25%左右。二、原因分析1、汽轮机本体1.1主汽临时滤网未拆，影响高缸效率 1.5%，影响热耗19.5kJ/kWh;其余 为当前制造水平所致；1.2中、低压缸效率是当前制造水平决定。2、回热系统去年及今年诊断期间采集、计算高加
7、回热系统参数如下表，与去年相比，两台机组高加传热特性均恶化，给水温升均减小，特别是6号高加表现较明显，主要分析如下:7号出水6号出水6号入水7号汽压6号汽压7号温升6号温升7号端差6号端差2010年3月1号机229.8194.9175.43.6251.92834.9019.5014.7915.642011年5月1号机221.6187.6175.43.8211.88134.0012.2026.0621.702011年5月2号机218.34188.39174.93.5411.83129.9513.4924.8919.572.1今年对外供热量增加，造成 6号高加对应的二段抽汽室压力降低，而给水流量反
8、而增加，显得换热面积不足；2.2进、出水室隔板及其密封结构存在泄漏， 相当于加热器旁路泄漏，加热器出口水温低；2.3加热器内部导流板泄漏或换热面污染， 传热恶化，加热器上下端差均超 标。3、热力系统内漏3.1 2 号机组泄漏的阀门主要有：低压旁路、四段和五段抽汽逆止门疏水， 五抽去辅汽疏水、冷再去辅汽电动门前疏水、辅汽至除氧器管道疏水、冷再至 辅汽调门前疏水、冷再至辅汽管道疏水、除氧器安全门、 7 号高加汽侧安全门、 6 号高加放空气门和给水泵再循环门 B 泵等。3.2 1 号机组与 2 号机组相似；3.3 2 号机组真空严密性差，影响发电煤耗 1.5 g/kWh 。4、凝汽器排汽压力高4.1
9、 凝汽器传热恶化是凝汽器排汽压力高的主要原因之一。统计 2010 年 1至12月凝汽器端差，1、2号机组凝汽器年平均端差分别为 12.9 C、12.7 C; 抽取接近设计进水温度典型工况（ 300MW ）核算凝汽器端差分别为 10 C、10.2 C,凝汽器清洁系数分别为0.43、0.38，远低于设计值（0.85）。凝汽端差大的主要原因：一是该厂循环水水质较差，采用海水闭式冷却， 依靠运河自然冷却散热，无冷却水塔，补水依靠每月大海两次涨潮向运河补水。 河水硬度 143mmol/L, 是常规淡水的 10 倍， 碱度 4.0 mmol/L ， 氯离子 13695.2mg/L ，属腐蚀性强， 易结垢水
10、质。 二是目前的补水方式不便于稳定控制 水质。三是，该厂两台机组设计时未安装胶球清洗系统， 1 号机组 2010 年 10 月大修期间加转了胶球清洗系统，但对持续稳定凝汽器端差的效果不佳。4.2 2 号机组真空严密性差，是 2号机组排汽压力高的又一原因。现场试验2 号机组真空系统严密性试验数值为775Pa/min ，高于节能监督规定值（270Pa/min ），影响排汽压力 0.4kPa 。5、排烟温度高5.1制粉系统掺入冷风量较大是影响1、2号锅炉排烟偏高的主要原因之一根据典型工况数据计算，鲁北电厂1号锅炉制粉系统低负荷运行时掺入的冷风量约占一次风量的33.52%，占入炉总风量约10.06%，
11、导致锅炉排烟温度 升高约10C; 2号锅炉制粉系统额定负荷及低负荷工况运行时掺入的冷风量分 别约为21.72%和29.22%，占入炉总风量比例分别为 6.52%和8.77%，也会分别导致排烟温度升高约6 C和9C5.2 1、2号锅炉空气预热器换热能力不足，也是排烟温度高于设计值的原因之一根据典型工况数据计算，1、2号炉烟气侧换热效率均低于设计值，且 2 号炉尤为明显，如下表：项目名称单位设计1号锅炉2号锅炉机组负荷MW305.66195.4300.15207.4锅炉蒸发量t/h919983.33693.5954.73720.8空预器入口一次风温C2643.9335.338.8735.5空预器出
12、口一次风温C307304.64285.8301.95304.6空预器入口二次风温C2429.4321.524.1820.5空预器出口二次风温C327315.91289.6311.5310.5空预器入口烟温C363353.11318.2345.4342.95排烟温度C125.6133.34123.9145.89145.2预热器入口风温C24.633.7825.6428.58725预热器烟气侧效率%70.1568.8266.4162.9762.20预热器一次风侧效率%83.3884.3288.5585.8387.53预热器二次风侧效率%89.3888.5190.3689.4589.946、一次风机
13、电耗高6.1从现场运行参数来看，2号炉运行氧量较大，一次风量大；6.2 1、2号机组空气预热器一次风侧阻力均超过设计值（835Pa ）。1号机组从一次风机出口到一次风母管压力压降达到4.2kPa左右，空预器一次风压降 平均达到 1.7kPa 左右；2 号机组从一次风机出口到一次风母管压力压降达到 3.7 kPa 左右，空预器一次风压降平均达到 1.2kPa 左右。1 号锅炉空预器一次风压 降大于 2 号锅炉约 0.5kPa 。6.3 1、2号锅炉小油枪暖风器阻力偏大，对比 1、2号锅炉 A、B 两侧空预 器出口到一次风母管压力降， 1 号锅炉 A 侧（有小油枪暖风器）阻力大于 B 侧 约 1.
14、0kPa ，2号锅炉 A 侧（有小油枪暖风器）阻力大于 B 侧约 0.8kPa 。6.4 风机运行效率偏低。 根据估算额定负荷时风机效率不足 70%，锅炉 75% 负荷时风机效率不足 45% 。7、送风机电耗高送风机电耗高的主要原因是预热器阻力过大； 1 号机组空预器二次风阻力为1.4kPa ，高于设计值 0.5kPa ； 2 号机组空预器二次风阻力为 0.95kPa ，高于设 计值 0.05kPa ；8、引风机电耗高8.1 预热器烟气侧阻力大。 1 号机组空预器烟气侧阻力为 1.56 kPa ，高于设 计值约 0.5kPa 。2 号机组空预器烟气侧阻力为 1.15kPa ，高于设计值约 0.
15、25kPa 。8.2 1 号炉预热器出口至引风机入口烟道阻力大。 1 号锅炉空预器出口到引 风机入口阻力在 0.6kPa 左右，2 号锅炉空预器出口到引风机入口阻力在 0.4kPa 左右，1 号锅炉此段阻力大于 2号锅炉 0.2kPa 左右。9、2 号机组循环水泵耗电率高9.1 凝汽传热恶化，端差大，为维持机组真空不得不 2 台循环水泵运行。9.2 循环水泵无经济运行调整手段。三、西安热工院专家建议1、排烟温度高治理建议1.1 建议加强运行优化调整， 控制冷一次风掺入量， 适当提高磨煤机出口一 次风温；适当降低火焰中心高度，对降低排烟温度及过热器减温水量均有利； 加强空气预热器区域吹灰。1.2 利用空气预热器上部 200mm 空间扩大省
