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709
-205
600
-96
5,636
-937
7,300
77
本月受广东省火力发电市场低迷影响,负荷率环比降低2.42%,同比降低了22.62%,年累同比降低了11.56%,利用小时数月同比和年同比降低,影响完成进度低于日历进度。
2.1厂用电率分析
本月综合厂用电率完成7.71%,环比降低0.45%;
年累计综合厂用电率完成8.22%,年同比降低0.06%。
本月发电厂用电率完成7.09%,环比降低0.45%;
年累计发电厂用电率完成7.65%,年同比降低0.05%。
本月综合厂用电率下降主要原因:
1)本月因#1#2机组锅炉运行优化试验成果落实较好、风烟系统和制粉系统耗电率降低。
2)#2机组滑压优化运行成果落实较好,给水泵耗电率下降。
3)环境温度降低,循环水泵运行台数降低,循环水泵耗电率降低。
4)加强了非生产用电管理,非生产用能降低。
5)负荷率较低,风机变频节能效果显著。
●主要辅机耗电率比较
本月
环比
机组间
比较
项目
单位
#1机组
#2机组
磨煤机
%
0.400
0.365
0.403
0.353
-0.003
0.013
0.034
一次风机
0.562
0.459
0.658
0.545
-0.097
-0.085
0.102
引风机
0.569
0.570
0.713
0.637
-0.144
-0.067
-0.000
送风机
0.195
0.214
0.192
0.217
0.003
-0.019
除尘除灰
0.343
0.314
0.405
0.389
-0.061
-0.075
0.029
循环水泵
0.788
0.753
0.801
0.966
-0.013
-0.214
0.036
给水泵
2.851
2.929
3.014
2.900
-0.163
-0.078
凝结水泵
0.153
0.187
0.166
0.188
-0.014
-0.035
脱硫系统
0.921
0.731
0.898
0.698
0.023
0.033
0.190
供制水
0.146
0.125
0.021
0.000
输煤
0.123
-0.002
●主要辅机单耗比较
kWh/t
6.608
5.862
6.556
5.774
0.053
0.089
0.746
9.285
7.373
10.707
8.922
-1.422
-1.549
1.912
1.828
1.813
2.248
1.998
-0.420
-0.185
0.015
0.626
0.682
0.606
-0.056
9.154
9.322
9.501
9.101
-0.347
0.221
-0.167
●主要辅机耗电分析
1、本月#2机组制粉系统和风烟系统单耗均环比降低较多,原因是锅炉燃烧调整运行优化
试验成果应用比较好,一次风压降低,送风量减少,运行氧量环比降低,另外低负荷下风机变频器节能效果显现,影响各辅机单耗和耗电率降低;
本月负荷率环比降低较多,影响给水泵耗电率和单耗均环比升高。
2、本月#1机组制粉系统和风烟系统单耗均环比降低较多,主要原因是运行优化试验成果应用比较好,一次风压降低,送风量减少,运行氧量环比降低,以及低负荷下风机变频效果显现等因素影响各辅机单耗和耗电率降低。
#1机组#3号调门正常投运后,#1机组滑压优化运行试验成果在本月得以应用,影响给水泵耗电率和单耗均环比降低。
3、两台机组相比较,#1机组脱硫系统、一次风机、磨煤机、除尘除灰系统耗电率比#2机组高,其主要原因是#1机组增压风机工频运行,影响了脱硫系统耗电率较#2机组高。
另外本月#1机组开机因素影响,一次风机和磨煤机耗电率较#2机组偏高。
4、公用系统循环水泵耗电率降低较多,主要原因是环境温度降低,循环水泵运行台数减少;
2.2锅炉指标分析
●锅炉效率
本月#1机组锅炉效率环比升高0.040%,#2锅炉效率环比升高0.080%,环比变化较小。
主要原因是通过运行优化试验结果的落实,#1、2机组飞灰含碳量环比分别降低0.48%/0.57%;
炉渣可燃物含量分别降低了0.91%/3.25%;
烟气氧量分别降低了-0.01%/0.45%。
,影响#1、#2机组排烟损失和机械不完全燃烧损失降低。
(1)#1、#2机组主蒸汽减温水量使用量较大;
#1机组再热蒸汽减温水使用量仍然偏大。
(2)炉渣可燃物含量#2炉比#1炉较高,#2炉炉渣可燃物含量环比有所降低,但仍高达7.32%,严重影响机组经济性。
(3)1A、2B空气预热器漏风率较高。
(4)#1、#2锅炉保温效果差,影响锅炉效率。
(5)#1、#2炉主再热蒸汽温度、受热面璧温测点计量不准确,运行调整无可靠参考依据,影响机组经济运行。
(6)#2机组主蒸汽一级减温水调整门内漏较大。
#1、#2锅炉经济指标对比表
机组间比较
锅炉效率
93.87
93.82
93.83
93.74
0.04
0.08
0.05
锅炉平均蒸发量
t/h
640.56
719.74
703.09
718.71
-62.53
1.03
-79.18
锅炉排烟温度
℃
120.16
114.52
123.79
116.85
-3.63
-2.33
5.64
锅炉给水温度
253.36
257.92
258.57
257.63
-5.21
0.29
-4.56
锅炉冷风温度
27.29
28.37
29.76
30.64
-2.48
-2.27
-1.08
过热减温水流量
43.18
35.99
40.04
42.24
3.15
-6.25
7.19
再热减温水流量
3.94
2.44
4.11
2.64
-0.17
-0.21
1.50
氧量
2.88
2.55
2.87
3.01
0.01
-0.45
0.32
飞灰含碳量
0.38
0.88
0.95
-0.48
-0.57
0.03
炉渣含碳量(可选)
0.82
4.07
1.73
7.32
-0.91
-3.25
空预器漏风率
8.13/4.38
5.27/8.86
空预器烟气差压
Pa
278.29
329.23
316.71
344.22
-38.42
-14.99
-50.94
脱硝差压
367.99
415.81
402.96
432.78
-34.97
-16.97
-47.81
排烟损失q2
5.383
5.451
5.441
5.456
-0.058
-0.005
-0.068
机械损失q4
0.044
0.076
0.092
0.155
-0.048
-0.079
-0.031
散热损失q5
0.655
0.609
0.596
0.608
0.059
0.001
0.046
灰渣损失q6
0.042
0.002
2.3汽机指标分析
(1)汽机效率:
本月#1、#2机组汽机效率环比升高0.21%和0.90%,主要原因是本月热电比环比分别增加了0.49%。
(2)存在的问题:
#2机组大修后高旁、低旁运行中均有较严重的内漏,影响了#2机组汽耗率明显高于#1机组。
#1机组真空严密性不合格。
#1、#2机组高加旁路泄露,影响机组经济性。
#1机组#6低加旁路泄露。
#1、#2机组主再热蒸汽温度、等关键测点计量不准确,运行调整无可靠参考依据,影响机组经济运行。
#1、#2机组凝结水再循环泄漏,影响机组经济性。
#1、#2汽轮机主要经济指报对比表
汽轮机热耗
8470.31
8242.36
8513.08
8416.26
-42.78
-173.90
227.95
汽轮机热效率
42.50
43.68
42.29
42.77
0.21
0.90
-1.18
汽耗率
kg/kWh
3.05
2.94
3.07
0.02
-0.12
主汽压力
MPa
12.13
13.04
13.37
13.21
-1.24
主汽温度
533.86
537.69
534.92
537.63
-1.05
0.06
-3.83
再热压力
2.18
2.34
2.36
2.33
-0.18
0.00
-0.16
再热汽温度
538.17
534.94
532.87
0.54
2.07
3.23
排汽温度
41.53
40.57
42.61
41.88
-1.31
0.96
真空严密性
Pa/min
170.00
100.00
600.00
99.20
-430.00
0.80
70.00
真空度
92.04
93.32
91.96
92.71
0.60
-1.27
循环水入口温度
27.35
27.64
29.63
29.84
-2.28
-2.20
-0.29
循环水温升
10.38
9.82
9.51
9.03
0.87
0.79
0.56
凝汽器端差
3.80
3.10
3.47
3.00
0.33
0.70
凝汽器过冷度
0.51
0.34
0.18
0.17
-0.30
给水温度
高加投入率
2.4耗差分析
#1机组耗差统计
参数名称
变化量
影响煤耗(g/kwh)
控制标准
当月数值
上月数值
与上月比较计算耗差(g/kwh)
1
1.24
2
0.41
0.88
-0.59
炉渣含碳量
0.06
5
0.82
1.73
-0.05
再热减温水量
吨
0.1
3.94
4.11
-0.02
275
253.36
258.57
0.52
0.09
537
534.71
535.70
0.09
再热汽温
538.17
537.63
-0.04
127
120.16
123.79
-0.62
排烟温度
0.35
100
64.83
68.36
1.23
负荷率
Kpa
-96.1
-93.15
-93.06
-0.27
真空
7.6
7.71
8.33
-2.09
厂用电率
9.02
-2.34
总累计
-1.84
通过耗差指标统计,本月影响#1机组煤耗升高的主要原因有:
(1)主蒸汽温度降低,影响煤耗升高0.09g/kWh。
(2)给水温度降低,影响煤耗升高0.52g/kWh。
(3)负荷率降低,影响煤耗升高1.23g/kWh
#2机组耗差统计
0.38
0.95
-0.71
0.07
4.07
7.32
-0.22
2.44
2.64
257.92
257.63
-0.03
537.69
-0.01
534.94
532.87
-0.17
111
114.52
116.85
-0.40
67.16
68.22
0.37
-94.43
-93.82
-1.96
7.63
7.95
-1.06
7.96
8.15
-0.67
-4.20
通过耗差指标统计,本月影响#2机组煤耗升高的主要原因是负荷率降低,影响煤耗升高0.37g/kWh。
2.5耗水指标分析
发电综合耗水率
2.95
3.30
2.93
全厂发电补水率
2.60
0.86
供热补水率
4.44
4.01
4.13
0.31
10月份受#1机组开机因素影响,全厂补水率和综合水耗环比略有升高。
2012年
9月
再热器减温水
排烟温度
飞灰含碳量
主汽温
再热汽温
送风系统耗电率
引凤系统耗电率
制粉耗电率
脱硫系统耗电率
鲤鱼江
广州#1
板桥#4
板桥#3
鲤鱼江#1
曹妃甸#2
华鑫#1
广州
标杆值
98.10
543.67
542.44
0.43
0.72
0.78
#1机组
3.96
103.34
535.55
539.59
0.76
1.06
0.92
-1.44
-0.40
2.13
3.42
-0.09
-0.15
-0.10
同比
-0.14
#2机组
95.21
0.36
537.46
0.67
0.91
0.83
0.73
0.94
0.13
2.02
-0.08
-0.07
-0.06
0.23
-0.04
0.26
2.6#1、#2机组指标对标表
2.7主要指标对标情况:
1)我公司脱硫系统耗电率在华润电力内部处于较低水平,#1机组脱硫耗电率较#2机高。
2)#1、#2机组引风机耗电率受锅炉运行优化调整、低负荷变频效果变好影响,引风机耗电率与标杆值间的差距在缩小。
3)#1、#2机组再热蒸汽减温水量偏高。
4)#1、#2机组飞灰含碳量高于标杆值。
5)#1、#2机组主再热蒸汽温度偏低。
3、上月存在问题落实情况
尚未落实的问题:
我公司夏季#1、#2机组真空较低,冷端损失较大,建议汽机专业进行真空泵冷却器改造优化、冷却塔配水层优化可行性调研,若可行则列为明年节能技改项目,提高机组经济性。
明年检修计划解决的问题:
1、#1、#2机组高温加热器旁路有泄漏,影响了机组经济性。
2、#1机组#6号低加旁路泄露。
3、#1、#2机组凝结水系统再循环回路内漏,影响了凝结水泵电耗增加。
4、#2机组高低旁泄露,初步测量低旁减温水约95吨/小时,通过热平衡初步计算,低旁泄露量约1.5吨/小时。
5、#1锅炉保温超温情况需引起重视,在机组检修过程中解决。
6、#1炉受热面清理不彻底,严重影响#1机组耗电率较高,今后检修过程中应加强此项目监督。
7、#1机组真空严密性试验不合格。
8、#1、#2机组再热减温水调整门,电动门内漏,建议明年检修重点维护。
9、#1、#2机组汽机热耗偏高。
10、胶球收球率低,不稳定。
11、空气预热器漏风大。
12、#1D磨煤机冷风挡板卡涩,不能全部关闭,影响磨煤机出口温度低。
4、本月存在问题及建议
#2机组过热器一级减温水调整门调节性能差,在全关状态下仍然有30吨/小时流量。
本月缺陷情况
一、10月份设备缺陷情况统计
1、月度设备缺陷统计表如下:
专业
1类总数
1类消缺数
2类总数
2类消缺数
3类总数
3类消缺数
4类总数
4类消缺数
总数
总消缺数
总消缺率
总及时率
汽机
47
52
100%
90.4%
锅炉
14
15
80%
电气
25
9
35
34
97.1%
94.3%
热工
4
116
121
85.1%
128
71.1%
灰硫
53
59
88.1%
化学
17
47.1%
制粉
3
20
65%
吹灰
13
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