【正文】 節(jié)能技術(shù)監(jiān)督迎峰度夏檢查小結(jié) 第 8 頁 共 29 頁 管道系統(tǒng)內(nèi)漏，使得這一部分工質(zhì)消耗了熱量，不但做功減少，還會引起凝汽器熱負(fù)荷增加，真空變差，造成煤耗升高；疏水集管與擴(kuò)容器的溫差增大，甚至?xí)斐墒杷芘c擴(kuò)容器連接處拉裂，致使空氣漏入凝汽器，影響凝汽器真空； 工質(zhì)的非正常流動，如工質(zhì)通過疏水管道倒流至汽輪機(jī)，造成汽缸進(jìn)水或冷蒸汽，特別是上汽的機(jī)組，在別的電廠也出現(xiàn)過啟、停過程汽缸溫差增大，甚至造成打閘停機(jī)后機(jī)組轉(zhuǎn)速不能至零的現(xiàn)象發(fā)生。如果排除凝補(bǔ)水的影響，造成熱井中凝結(jié)水溶氧升高的兩個基本條件是凝結(jié)水存在過冷度和凝汽器存在漏點(diǎn)。 ? 關(guān)注確認(rèn)兩側(cè)風(fēng)機(jī)液偶間的性能差別。 另外，煤質(zhì)中含灰量高，以及配置脫硝系統(tǒng)的機(jī)組會因?yàn)榘碧右萋实氖Э兀觿】疹A(yù)器堵灰速度和程度。是否可采取在二次風(fēng)箱內(nèi)加裝導(dǎo)流板等方式，以 改善氧量均布情況下，各燃燒器之間旋流強(qiáng)度的差別。 凝泵的調(diào)速改造被驗(yàn)證為經(jīng)濟(jì)性和安全性俱佳的成熟技改項(xiàng)目，但部分經(jīng)變頻改造后的凝泵，因受限于凝泵出口壓力用戶的低限值，尚未能完全達(dá)到最優(yōu)節(jié)能效果。在各電廠開展迎峰度夏期檢查期間，以省內(nèi)較優(yōu)值為依據(jù)，對比各機(jī)組統(tǒng)計(jì)電耗情況，提出相應(yīng)改進(jìn)措施。 高加投入率。如關(guān)于排煙溫度測點(diǎn)開設(shè)：因單側(cè)空預(yù)器出口煙溫分布并不均勻，是由兩側(cè)向中間遞增的；因此，排煙溫度測點(diǎn)應(yīng)沿 空預(yù)器出口煙道左右向 等間隔 布置 ，且排煙溫度的統(tǒng)計(jì)值應(yīng)為多點(diǎn)溫度的平 均值，而非多點(diǎn)中的中值。 電廠應(yīng)主要在加強(qiáng)檢修管理，定期檢測 煤粉細(xì)度，優(yōu)化投磨、配風(fēng)方式，以及磨煤機(jī)改造以平衡出力和細(xì)度等方面有所改善。 此 3％的省內(nèi)新低空預(yù)器漏風(fēng)率值，將因減小煙氣量而進(jìn)一步提高爐側(cè)效率，同時有效降低一次風(fēng)機(jī)和引風(fēng)機(jī)耗電率，并為其它機(jī)組降低該項(xiàng)指標(biāo)探明了方向 和目標(biāo)。 各機(jī)組經(jīng)多年穩(wěn)定運(yùn)行，也嘗試過多項(xiàng)優(yōu)化調(diào)整，但負(fù)荷變動和吹灰投用對汽溫的影響還是非常大。運(yùn)行中燃燒控制情況，包括蒸汽溫度、管壁溫度、排煙溫度、減溫水流量、氧量及飛灰含碳量等參數(shù)以及配風(fēng)方式；吹灰系統(tǒng)運(yùn)行情況，包括吹灰頻率、吹灰控制參數(shù)及吹損；三大風(fēng)機(jī)性能情況，包括電流、流量、壓頭、風(fēng)機(jī)振動、軸承溫度等參數(shù)；磨煤機(jī)運(yùn)行情況，包括電流、通風(fēng)量、溫度、出力、煤粉細(xì)度等參數(shù)；空預(yù)器運(yùn)行情況，包括溫度、阻力、漏風(fēng)率等參數(shù)。 檢查內(nèi)容和 檢查結(jié)果概況 簡要 如下 ： 檢查內(nèi)容 順應(yīng)節(jié)能監(jiān)督向鍋爐監(jiān)督和汽機(jī)監(jiān)督方向延伸的要求，本次檢查評估的內(nèi)容涵蓋了節(jié)能、鍋爐和汽機(jī)三方面，具體如下： （ 1） 節(jié)能 2020年度重點(diǎn)工作的開展情況； 2020年度上半年主要能耗指標(biāo)，包括供電煤耗、廠用電率、補(bǔ)水率的完成情況； 2020 年度上半年統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)及現(xiàn)場實(shí)時的機(jī)組運(yùn)行指標(biāo)情況，包括主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度、鍋爐排煙溫度、飛灰可燃物和高加投入率等參數(shù)；定期試驗(yàn)開展情況； 2020 年上半年燃煤管理情況，包括入爐廠與入爐煤的低位發(fā)熱量之差是否在 502kJ/kg范圍之內(nèi)、入爐煤機(jī)械采樣裝置投入率是否達(dá)到 90％。 2 技術(shù)監(jiān)督指標(biāo)情況 主蒸汽溫度和再熱蒸汽溫度。 與空預(yù)器漏風(fēng)率考核值（設(shè)計(jì)值 +1％ 和 10％取小值） 相比較，多年持續(xù)改造 和檢修的成果明顯， 省內(nèi)各機(jī)組的空預(yù)器漏風(fēng)率 指標(biāo) 已無超標(biāo)現(xiàn)象 。 ? 四角切圓燃燒方式中，四角的燃燒器擺角角度以及二次風(fēng)風(fēng)量存在不一致可能； 機(jī)組運(yùn)行期間，對沖燃燒鍋爐調(diào)節(jié)方式相對偏少。但有關(guān)排煙溫度的問題有二： ? 因設(shè)計(jì) 原因，排煙溫度絕對值高，一定程度上降低了鍋爐效率，對煤耗產(chǎn)生不利影響。 機(jī)組補(bǔ)水率。 二季 度的供電煤耗數(shù)據(jù)顯示： 得益于超超臨界機(jī)組的新投運(yùn)、對穩(wěn)定熱用戶的連續(xù)供熱、小機(jī)組的關(guān)停，以及大批量節(jié)能改造項(xiàng)目和運(yùn)行優(yōu)化等舉措的實(shí)施，使各發(fā)電公司（（廠）機(jī)組煤耗同比下降趨勢明顯；特別是浙能樂清、浙能錢清、華電半山、北侖第三、臺州發(fā)電、浙能鎮(zhèn)海和浙能溫州，機(jī)組煤耗同比下降達(dá)到 ～ ；另一方面，近年來煤耗持續(xù)大幅下降的國華寧海和大唐烏沙山，在供電煤耗指標(biāo)上仍保持 g/kWh左右的下降趨勢。 研究省內(nèi)電除塵耗電率情況的結(jié)果標(biāo)明：電除塵系統(tǒng)改造前后的耗電率差別很大；同時，改造后，不同機(jī)組間的差別也非常大。 百萬機(jī)組情況。 隨著煤源緊張的緩解，以及電廠技術(shù)人員多年對空預(yù)器堵塞控制經(jīng)驗(yàn)的摸索和實(shí)踐，目前，空預(yù)器阻力異常情況集中發(fā)生在冬季。 應(yīng)該說，此種不平衡對機(jī)組在負(fù)荷變動時的風(fēng)機(jī)自動控制不利。 相關(guān)問題電廠：金華燃機(jī)和北侖電廠。 相關(guān)問題電廠： 華能玉環(huán) 、 大唐烏沙山 和 寧海 A 廠。電廠應(yīng)該加強(qiáng)檢修力量，盡快消除系統(tǒng)內(nèi)漏，提高運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性。而當(dāng)采用三泵兩機(jī)運(yùn)行方式時，同樣負(fù)荷下，每臺機(jī)組 循環(huán)水溫升可下降至 10℃ 以下，與設(shè)計(jì)值相當(dāng)，機(jī)組運(yùn)行背壓降低近 2kPa。 軸系振動 。 浙能鎮(zhèn)海： 1 月， 3 機(jī)組因 高溫過熱器材質(zhì)老化爆管停機(jī)。 考慮到 旋流燃燒器的特殊性，建議從冷態(tài)試驗(yàn)開始全面調(diào)整，以改善風(fēng)平衡和煤粉平衡。建議印尼煤分類管理，和降低動態(tài)分離器轉(zhuǎn)速，和適當(dāng)提高磨煤機(jī)出口溫度到 70℃ ，另外建議固定磨煤機(jī)燃燒優(yōu)混煤，可以將磨煤機(jī)出口溫度提高到 85℃ 。如果 ACC經(jīng)常報(bào)警，應(yīng)進(jìn)行燃燒調(diào)整，并檢查燃燒室內(nèi)部是否發(fā)生裂紋。 舟山朗熹： 1 機(jī) AST 模塊的中間油壓 ASP 偏低 2MPa。下次開機(jī)繼續(xù)觀察 2 機(jī)組冷態(tài)啟動過程中的振動情 況 ， 如果情況良好可對 3 機(jī)組進(jìn)行同樣的處理。 嘉 華發(fā)電 ： 6 號機(jī)主機(jī) 8 號瓦溫度偏高， DCS 上顯示達(dá)到 96℃ ， 11 號瓦振動105μm。建議聯(lián)系制造廠家提出整改措施。 浙能樂清： 3 機(jī)油動機(jī)漏油。 華能長興： 4 機(jī)潤滑油壓偏低， 4 號瓦軸承回油溫度報(bào)警。 3 節(jié)能 600MW 亞臨界機(jī)組在耗電率方面尚有一定的節(jié)能潛力。 7 汽機(jī) 6 機(jī)低壓旁路閥 A閥后溫度高?？傮w而言，機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性預(yù)計(jì)有所提高。 13 節(jié)能 600MW 送風(fēng)機(jī)有一定節(jié)能潛力。 建議檢修時加強(qiáng)管理，盡可能的把閥體內(nèi)清掃干凈。 19 汽機(jī) 1 號機(jī)機(jī)頭 ASP 壓力偏高（ ） ,現(xiàn) EST 通道試驗(yàn)暫停。 23 鍋爐 1 機(jī)組一次風(fēng)機(jī)和送風(fēng)機(jī) A/B 同電流下，動葉偏差在 8％左右，偏大。 建議有檢修的機(jī)會檢查軸瓦，調(diào)整間隙，提高其承載力。 29 汽機(jī) 4 號機(jī)低旁 B 內(nèi)漏。 33 汽機(jī) 振動瓦溫等方面問題。 建議組織人員查漏消缺。 建議可在對比三泵兩機(jī)和四泵兩機(jī)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性情況下，確定合理的循泵投運(yùn)數(shù)量。 43 鍋爐 磨煤機(jī) 10A和 10B，在 75t/h風(fēng)量工況下，熱風(fēng)門檔板開度僅為％，顯示開度明顯偏小，存在安全隱患可能。 47 汽機(jī) 8 機(jī)組 4 瓦振動小修后出現(xiàn)不穩(wěn)定情況，近期好轉(zhuǎn)，初步判斷可能有碰磨現(xiàn)象。 建議檢查熱冷風(fēng)門，消除漏風(fēng)。 建議循泵優(yōu)化可作進(jìn)一步考慮，可作一系列試驗(yàn)在機(jī)組經(jīng)濟(jì)性和廠用電率之間尋優(yōu)。 59 鍋爐 以及鍋爐防結(jié)焦工作的考慮。 建議針對性的進(jìn)行查漏工作。幾臺機(jī)均有發(fā)生。 相關(guān)建議：（ 1）設(shè)法進(jìn)一步降低磨煤機(jī)最小出力；（ 2）關(guān)小磨煤機(jī)折向門，以降低煤粉細(xì)度；（ 3）以燃燒器不結(jié)焦為前提，控制噴口一次風(fēng)速 ；（ 4）在可能范圍內(nèi)提高微油的油壓，以增加霧化效果和油量；（ 5）增加輔汽用量，以提高磨煤機(jī)出口溫度。 建議更改計(jì)算方式，以風(fēng)機(jī)電耗對比鍋爐燃煤量，單位是 kWh/t 煤。 76 汽機(jī) 閥門內(nèi)漏。 79 鍋爐 燃燒風(fēng)量的控制 建議：建議采用 t/h 的質(zhì)量單位，目前采用 m3/s，不符合數(shù)字控制的理念。應(yīng)引起重視，逐步排除各項(xiàng)可能的原因。負(fù)荷 130MW，高排抽汽 20t/h，三抽 10t/h 的情況下，振動值達(dá) 140um。 90 鍋爐 引風(fēng)機(jī) 1A/1B和一次風(fēng)機(jī) 3A/B同電流下，動（靜）葉開度偏差 6％。 2020 年浙江發(fā)電廠 節(jié)能技術(shù)監(jiān)督迎峰度夏檢查小結(jié) 第 23 頁 共 29 頁 序號 單位 專業(yè) 存在問題 意見及建議 95 國華寧海B 鍋爐 5 機(jī)組在負(fù)荷變動時，因風(fēng)量低MFT 保護(hù)動作。如難以滿足，可將滑壓曲線進(jìn)行一定修正，使其最終滿足經(jīng)濟(jì)性和 AGC 調(diào)控性兩方面的要求。 103 節(jié)能 氧量測點(diǎn)代表性不佳，部分工況下 超標(biāo)。 108 鍋爐 4 機(jī)組脫硝，一般會煙氣中 SO2加速向 SO3 轉(zhuǎn)化，導(dǎo)致空預(yù)器容易堵 塞。 112 汽機(jī) 各臺機(jī)組自投產(chǎn)以來， 一直 存在高、 低壓凝汽器壓差偏小，以及低壓缸排汽溫度十分接近的問題，無法按照雙背壓凝汽器的設(shè)計(jì)方式運(yùn)行，造成機(jī)組循環(huán)效率的降低。而循環(huán)水流量明顯偏高，凝結(jié)水過冷度增加，凝結(jié)水溶氧能力增加， 1 機(jī)組循泵已改雙速，有待在冬季觀察效果。 檢修處理后有好轉(zhuǎn)，現(xiàn)在 70 多度，建議加強(qiáng)監(jiān)視。 建議有檢修機(jī)會時清洗潤滑油管路，并對冷油器進(jìn)行殼側(cè)清洗。 應(yīng)平衡材質(zhì)限制和汽溫對機(jī)組安全性和經(jīng)濟(jì)性的影響，合理提高汽溫。 130 汽機(jī) 2 機(jī) 2 高加疏水調(diào)整門易堵塞，導(dǎo)致調(diào)整門開度達(dá) 80%，失去調(diào)節(jié)效果，檢修解體發(fā)現(xiàn)臟物，清理后正常。 建議電廠關(guān)注振動的變化趨勢，如果振動加大和我院振動專家聯(lián)系，尋找解決方案。） 137 汽機(jī) 燃機(jī) 1 軸承在啟動時偶有振動大問題 建議 對振動原因進(jìn)行分析后再進(jìn)行進(jìn)一步處理。對被撞擊的透平三級動葉同時加強(qiáng)檢查，注意可能應(yīng)力集中產(chǎn)生裂紋。 2020 年浙江發(fā)電廠 節(jié)能技術(shù)監(jiān)督迎峰度夏檢查小結(jié) 第 28 頁 共 29 頁 序號 單位 專業(yè) 存在問題 意見及建議 145 金華燃機(jī) 鍋爐 余熱鍋爐出口煙溫仍略高于最后一級受熱面處的煙溫，受熱面與爐墻連接處有漏點(diǎn)。另外， 進(jìn)行一系列 冷態(tài) 開機(jī)試驗(yàn)，以規(guī)范 冷態(tài) 開機(jī)方式，縮短 冷態(tài) 開機(jī)時間。 146 鍋爐 9E 高壓汽包汽水分離器變形，存在汽包冷啟動過程中，重輕油切換，開啟連排等易汽包滿水情況。 142 鍋爐 高壓汽包至連排管進(jìn)口彎頭處汽蝕較嚴(yán)重，分析主要是由于進(jìn)彎頭處擴(kuò)容，產(chǎn)生汽蝕。 139 鍋爐 2 余熱鍋爐吹灰蒸汽疏水電動閥因爐墻泄漏，所處位置環(huán)境溫度高，致電動閥電機(jī)故障。 建議結(jié)合 油改氣工程整治工作。 建議電廠結(jié)合汽機(jī)鍋爐和化學(xué)等專業(yè)，分析事件的各方因素，提出綜合改善措施。 建議更換局部彎頭，改變 曲度，避免積粉。 建議加強(qiáng)監(jiān) 視，并尋求完善的軸封改造方案。 初步判 斷表記有偏差，建議聯(lián)系熱工校驗(yàn)排除。 相關(guān)建議：（ 1）揮發(fā)份高的煤種必須進(jìn)行摻配后燃燒；（ 2）針對高揮發(fā)份燃用煤種，完善定期降粉制度；（ 3）加強(qiáng)燃料和運(yùn)行部門間的溝通；（ 4）消除粉倉的泄漏點(diǎn)；（ 5）規(guī)范對吸潮管等設(shè)備的開啟和關(guān)閉要求。 113 汽機(jī) 2A循泵電流偏小約 2030 A，觀察發(fā)現(xiàn) 2 機(jī)循環(huán)水溫升相比偏高，可能確實(shí)導(dǎo)致出力不足。 109 汽機(jī) 在機(jī)組振動方面， 1機(jī)組小修后，9 瓦在較低負(fù)荷時振動較大，300MW時達(dá) 114 ?m， 3 機(jī) 8瓦軸振偏大。 104 節(jié)能 燃用部分煤種時，煤粉細(xì)度偏粗。 6 機(jī)組檢查性大修在即，望能提前做好第二階段改造工作的各項(xiàng)準(zhǔn)備，以確保改造的成效。 96 鍋爐 5/6爐的 CRT 顯示氧量中有個別氧量與實(shí)測值偏差較大，失準(zhǔn)。 91 節(jié)能 600MW 亞臨界機(jī)組在耗電率方面尚有一定的節(jié)能潛力。比如相同負(fù)荷下 變化抽汽量，觀察振動變化。 85 浙能錢清 節(jié)能 制粉電耗偏高和出力偏小。 80 鍋爐 1 爐 12 側(cè)送風(fēng)自動不佳。建議擇機(jī)消除閥門內(nèi)漏，必要時可考慮更換為嚴(yán)密性更好的閥門。 建議對軸向推力進(jìn)行核算，在高壓轉(zhuǎn)子上堵平衡孔來減少軸向推力，從而最終降低推力瓦溫。 建議電廠能安排設(shè)備檢修，包括磨煤機(jī)襯板等更換、小鋼球的清理，以及必要情況下的一次風(fēng)風(fēng)速平衡試驗(yàn)。 建議對門桿材質(zhì)進(jìn)行調(diào)研，更換具有更好的抗氧化能力和耐高溫蠕變材料。高加水位顯示不太正常，有的機(jī)組水位是正的 200 多毫米以上，有的是 200 多毫米。 60 汽機(jī) 3 機(jī)總脹偏大，約為 35mm，而其他機(jī)組為 29mm左右， 3 機(jī)高壓差脹較大 ，接近報(bào)警值。 建議可在校準(zhǔn)水位變送器和就地水位計(jì)基礎(chǔ)上，適當(dāng)提高低加運(yùn)行水位，必要時可考慮將水位計(jì) 和水位開關(guān)整體上移一定位置，以增加疏水壓差，或改進(jìn)疏水管路布置方式，以減少流動阻力，并聯(lián)系制造廠提出改進(jìn)措施。 建議加強(qiáng)監(jiān)視，并檢查確認(rèn)為風(fēng)機(jī)或液偶原因。 48 汽機(jī) 9 機(jī)高旁閥閥芯有裂紋，存在安全隱患。 44 鍋爐 四期機(jī)組各燃燒器的內(nèi)外二次風(fēng)葉片角度顯示不清，影響對爐側(cè)燃燒工況的進(jìn)一步細(xì)致調(diào)整。 建議可在校準(zhǔn)水位變送器和就地水位計(jì)基礎(chǔ)上，適當(dāng)提高低加運(yùn)行水位。 建議聯(lián)系制造廠家提出消缺方案。 2號機(jī) 9 號瓦 X方向振動大，為 120μm左右。 2020 年浙江發(fā)電廠 節(jié)能技術(shù)監(jiān)督迎峰度夏檢查小結(jié) 第 16 頁 共 29 頁 序