野马寨发电厂1号机组节能对标手册Word格式.docx
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野马寨发电厂1号机组节能对标手册Word格式.docx
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60
6
等效可用系数
96.2
7
燃油量
t
140
8
发电水耗率
kg/kW.h
2.85
2机组概况
2.11号机组主要参数
贵州野马寨电厂技改工程3×
200MW机组。
1号机组于2005年6月投产。
锅炉由东方锅炉厂生产,DG670/13.7-19型锅炉。
该锅炉是超高压、一次中间再热、自然循环、单炉膛、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态连续排渣、半露天布置的燃煤锅炉。
该系统主要由2台送风机、2台引风机、2台磨煤机等设备组成。
汽轮机为哈尔滨汽轮机有限公司生产的超高压、一次中间再热、单轴、三缸二排汽冲动凝汽式汽轮机,具有八段非调整抽汽对应相应的加热器。
汽轮机型号为:
N205–12.75/535/535—74B。
热力系统主要由2台电动给水泵、2台凝结水泵、3台高加、1台除氧器、4台低加、6台公用循环水泵等设备组成。
发电机由哈尔滨电机有限公司生产,发电机冷却方式为水、氢、氢,型号为:
QFSN3-200-2型三相隐极式同步交流发电机。
主变为JL—1150—4。
机组设计额定功率为200MW,主蒸汽压力为13.7MPa,主蒸汽温度为540℃,再热蒸汽温度为540℃,额定排汽压力为5.4KPa。
2.21号机组基础数据表
基础数据对标表
项目名称
单位或内容选项
机组编号:
一号
铭牌容量
MW
200MW
投产日期
年/月/日
2005年06月27日
机组类型
纯凝汽,供热
纯凝汽
参数分类
高压、超高压、亚临界、超临界、超超临界
超高压
中间再热
无、一次、二次
一次
重大技改情况
详见机组概况
锅炉
制造厂家
东方锅炉有限责任公司
型号
DG670/13.7-19
9
型式
塔型、T型、Π型
Π型
10
最大连续出力B—MCR
t/h
670
11
设计效率
92.24
12
工质流动方式
直流、自然、强制、复合
自然
13
额定主蒸汽压力
MPa
13.7
14
额定主蒸汽温度
℃
540
15
额定再热蒸汽压力
Mpa
2.55
16
额定再热蒸汽温度
17
设计排烟温度
143
18
燃烧方式
切圆、对冲、W型、L型、其它
切圆
19
设计燃料类型
煤、油、气、混
煤
20
设计燃煤种类
烟、贫、褐、无烟、混煤
烟
21
设计燃煤灰分(收到基)
30.86
22
设计燃煤挥发份(干燥无灰基)
24.53
23
设计燃煤低位热值(收到基)
KJ/Kg
20593
24
排渣方式
湿固态、干固态、液态
湿固态
25
除灰方式
干式、湿式
干式
26
空预器制造厂家
东方锅炉厂有限责任公司
27
28
空预器型式
回转式、管式
管式
29
空预器设计漏风率
<9%
30
磨煤机制造厂家
西安电力机械厂
31
磨煤机型号
DTM380/720
32
磨煤机型式
筒式钢球磨、平盘磨、环球式磨、碗式磨、MPS磨、风扇磨、竖井磨
筒式钢球磨
33
制粉方式
中储、直吹式
中储
34
除尘器制造厂家
福建龙净环保股份有限公司
35
除尘器型号
2BEL203/2-3
36
除尘器型式
电、布袋、水膜、其它(注明)
电除尘器
37
除尘器设计效率
99.50%
汽轮机
38
哈尔滨汽轮机厂
39
N205–12.75/535/535—74B
40
缸数/排汽缸数
三缸/二排汽
41
汽机缸效率
高/中/低
83.15/91.77/88.02
42
最大连续出力T—MCR
216MW
43
12.75MPa
44
535℃
45
额定再热器温度
46
设计给水温度
242.7℃
47
凝汽式机组保证热耗率
KJ/(KW·
h)
8111.26KJ/(KW·
48
凝汽式汽机设计背压
Kpa
5.4KPa
49
电动给水泵制造厂
上海电力修造厂
50
电动给水泵型号
DG750—180V
51
电动给水泵台数
台数
52
给水泵电机制造厂
沈阳电机厂
53
给水泵电机型号
YKS900-4G
55
旁路系统型式
两级旁路
57
冷凝器制造厂家
哈尔滨汽轮机厂
58
冷凝器型号
N–11800–1
59
冷凝器型式
水冷、直接空冷、间接空冷
水冷
循环水介质及比例
地表水%、地下水%、中水%、海水%
地表水
61
循环水循环方式
开式、闭式
闭式
发电机与主变
62
发电机制造厂家
哈尔滨电机厂
63
发电机型号
QFSN3-200-2
64
发电机额定容量
MVA
235
65
发电机出口电压
kV
15.75
66
发电机出口电流
A
8625
67
发电机冷却方式
水、氢、氢
68
励磁机制造厂家
69
励磁机型号
JL—1150—4
70
励磁方式
它励式静止硅整流励磁
71
励磁机额定容量
kVA
1150
72
主变压器制造厂家
衡阳变压器厂
73
主变压器型号
SFP10-240000/220
74
主变压器额定容量
240
控制系统
75
协调控制系统DCS型号
SUPMAX800
76
协调控制系统DCS制造厂家
上海自动化仪表有限公司
77
数字电调系统DEH型号
ABBSymphony系统
78
数字电调系统DEH制造厂家
北京贝利公司
环保节水及其它
79
设计发电综合耗水率
m3/(MW·
2.898
80
设计发电补给水率
1.5
81
脱硫方式
湿法、干法、其它(注明)
湿法
82
脱硫设备制造厂家
贵州星云环保有限责任公司
83
脱硫设计厂用电率
1.98
85
设计供电煤耗
g/(kW·
394.06
86
设计厂用电率
10.11
3节能对标主要指标解析
3.1供电标煤耗
定义:
指机组每供出单位千瓦时电能平均耗用的标准煤量。
它是综合计算了发电煤耗及厂用电率水平的消耗指标。
因此,供电标准煤耗综合反映火电厂生产单位产品的能源消耗水平。
供电标煤耗=统计期内机组耗用的标煤量/(统计期内机组发电量-统计期内机组厂用电量)
3.2发电标准煤耗
指标定义:
指火力发电机组每发出一千瓦时电能平均耗用的标准煤量。
指标单位:
克/千瓦时
统计方法:
a.机组发电标煤耗=机组发电耗用标煤量/机组实际发电量*100%
b.电厂发电标煤耗=电厂发电耗用标煤量/电厂实际发电量*100%
3.3发电用标准煤量
指统计期内机组发电消耗的标准煤量。
根据燃料性质不同,发电耗用标煤量应包括发电煤折标煤量、发电油折标煤量和发电燃气折标煤量。
吨
a.机组发电耗用标煤量=机组发电煤折标煤量+机组发电油折标煤量+机组发电燃气折标煤量
b.电厂发电耗用标煤量=∑机组发电耗用标煤量
3.4综合厂用电率
指统计期内综合厂用电量与发电量的比值。
综合厂用电量:
指统计期内发电量与售电量的差值,反应有多少电量没有供给电网。
综合厂用电率=统计期内电厂综合厂用电量/统计期内电厂实发电量×
100%
3.5发电厂用电量
指统计期内用于发电的厂用电量。
纯凝机组发电厂用电量:
指用于发电的厂用电量。
在统计发电厂用电量时,应扣除非生产用电量。
3.6发电厂用电率
指统计期内发电厂用电量与发电量的比值。
%
发电厂用电率=发电厂用电量/发电量×
3.7综合耗水率
电厂单位发电量所耗用的新鲜水量,即发电总耗水量与发电量之比。
综合耗水率=发电总耗水量/总发电量×
3.8汽轮机热耗率
指汽轮机发电机组每发出一千瓦时电量所消耗的热量。
千焦/千瓦时
以机组定期或修后热力试验数据为准。
3.9汽轮机效率
指发电机每发一千瓦电能占汽轮机内所消耗热能的百分比(%)。
统计方法以机组定期或修后热力试验数据为准。
3.10锅炉效率
指有效利用热量与燃料带入炉内热量的百分比。
3.11飞灰含碳量
指锅炉飞灰中碳的质量百分比(%)。
3.12凝结器真空度
指汽轮机低压缸排气端真空占当地大气压的百分数。
真空度=凝结器真空/大气压力×
3.13高加投入率
指汽轮机高压加热器运行时间与机组运行时间的比值。
单台高加投入率=高加运行小时/机组运行小时×
100%
机组高加投入率=∑单台高加运行小时/机组运行小时×
3.14发电补给水率
指统计期内汽、水损失水量,锅炉排污量,冷却塔补水量,事故放水(汽)损失量,机、炉启动用水损失量,电厂自用汽(水)量等总计占锅炉实际总蒸发量的比例。
发电补给水率=发电补水量/锅炉实际总蒸发量×
3.15空预器漏风率
指漏入空气预热器烟气侧的空气质量流量与进入空气预热器的烟气质量流量之比。
根据GB/T10184中关于空气预热器漏风率的测定及计算,空气预热器漏风率计算公式为:
AL=(α"
-α′)/α′×
90
式中:
AL-空气预热器漏风率,%
α′:
空气预热器入口的过量空气系数;
α"
:
空气预热器出口的过量空气系数。
过量空气系数的计算方法:
过量空气系数=21/(21-该处的氧量)。
月度数据以每月空预器漏风试验值为准。
3.16等效可用系数
指机组可用小时与等效降出力停运小时的差值与统计期日历小时的比值。
计算公式为:
等效可用系数=等效可用小时/统计期日历小时=(可用小时-等效降出力停运小时)/统计期日历小时×
%
3.17可用小时
设备处于可用状态的小时数,等于运行小时与备用小时之和。
小时
3.18可用系数
指机组可用小时与统计期日历小时的比值。
3.19运行暴露率
指机组运行小时与可用小时的比值。
3.20降出力等效停运小时
指机组降低出力小时数折合成按铭牌容量计算的小时数。
3.21发电利用小时
指统计期实际发电量与平均容量的比值。
机组统计期发电利用小时=机组统计期实际发电量/机组统计期平均容量
3.22本省(市)同容量等级机组平均发电利用小时
指统计期本省(市)同容量等级机组发电量之和与其平均容量之和的比值。
本省(市)同容量等级机组平均发电利用小时=∑本省(巿)同容量等级火电机组统计期发电量/∑本省(巿)同容量等级火电机组统计期平均容量
3.23发电利用小时相对值
指统计期机组发电利用小时与本省(市)同容量等级机组平均发电利用小时之比。
发电利用小时相对值=机组统计期发电利用小时/本省(巿)同容量等级机组统计期平均发电利用小时×
3.24平均负荷
机组实际发电量与机组运行小时的比值。
MW
机组统计期平均负荷=机组统计期实际发电量/机组统计期运行小时
3.25负荷率
机组平均负荷与额定容量的比值(%)。
%
机组统计期负荷率=机组统计期实际发电量/(机组额定容量×
机组运行时间)×
100%
3.26利用系数
发电利用小时与统计期日历小时的比值。
机组统计期利用系数=机组统计期发电利用小时/统计期日历小时×
3.27相对利用系数
发电利用小时与可用小时的比值。
机组统计期相对利用系数=机组统计期发电利用小时/机组统计期可用小时×
100%。
4历史主要检修和重大技改情况
4.1历史主要检修情况
年份(自投产年份统计)
A级检修次数
B级检修次数
C级检修次数
D级检修次数
2006
2007
2008
2009
2010
2011
合计
4.2历史重大技改情况
年份
主要改造内容
达到效果
备注
2006年
温风送粉改造
温风送粉进行改造,将原来的温风屏闭,一次风改从二级空气预热器出口取,一次风温由180℃~210℃提高到320℃~360℃左右,
进入炉膛的风粉混合物温度大幅度提升,使煤粉着火提前,燃烧稳定,熄火次数大幅减少,锅炉燃油单耗明显下降;
排烟温度下降了15~20℃,锅炉效率提高,
节能
粗细粉分离器改造
将原来的单级可调式粗粉分离器改为两级可调式粗粉分离器,将细分的百叶窗下移。
通过本次改造,煤粉细度可调范围增大(10~25%),使锅炉对煤种变化适应性能力增强,三次风带粉有所好转,锅炉的飞灰可燃物大幅度下降(在2.0~3.0%)。
高加疏水管部分炭钢管更换为不锈钢管
我厂高加疏水管原设计为炭钢管,管壁薄、耐磨性差,机组投产两月后疏水管频繁爆漏,高加被迫停运,高加投入率低,回热经济性差,我厂将高加疏水管部分管子及弯头更换为不锈钢(因时间有限,不能全部更换)。
使高加投入率提高23%。
真空泵冷却水改造
真空泵冷却水原使用的水循环水进行冷却,水温要求低于20℃,而全年的循环水温来看,大部分时间循环水温高于20℃,环境温度高时,循环水温高达33℃,真空泵效率低。
而我厂工业水温常年在15℃恒定(地下水),我厂在真空泵冷却水系统中增加工业水源,在循环水温高时两路水源相互倒换使用,使冷却水温控制在20℃以下。
大大的提高了真空泵的出力,在循环水温高时相同条件下凝结器真空提高0.5Kpa,提高了机组的经济效率。
2007年
灰库电除尘器改为布袋除尘器
灰库4台电除尘器改为布袋除尘器,淘汰原总功率为22.8kW的电除尘器。
每年节约电耗19.9万度,并且布袋除尘器的投用,可以从一定程度上解决了灰库扬灰问题;
不但提高经济效率,同时从社会效益上也取得了一定的效果。
低加疏泵改造换型。
低加疏泵进行改造换型。
通过低加疏水泵的改造换型,每年可以节约电量40.2万度。
低压缸中分面加装密封条
机组投产以来,真空严密性不合格,机组运行经济性差,对低压缸中分面加装密封条。
使真空分别提高了1kPa全年可以节约标煤2240吨,同时减少一台真空泵运行,全年可节约厂用电量18万度电。
2008年
对空预器部分磨损严重的管子进行处理、更换及堵漏,
利用停机检修机会对空预器部分磨损严重的管子进行处理、更换及堵漏,对空预器管道进行了全面清理疏通。
根据空预器局部磨损情况,在空预器内增加防磨套管。
漏风率从修前的13.9%降到修后的1.74%;
空预器漏风量得到了全面的控制。
凝结器螺纹钢酸洗及清理
凝结器螺纹钢进行了全面酸洗及清理工作,
在相同工况时凝结器真空提高0.4Kpa,提高了机组的经济效率。
加装原煤仓疏松装置
为彻底解决原煤仓堵煤问题,对A/B侧原煤仓加装了液压式自动疏通装置。
改造后制粉系统的耗电率下降了0.2%,每年可以节约厂用电量720万kWh,可节约磨煤机钢球29吨,半年可以收回成本。
A/B凝泵变频改造
A、B凝泵采用一拖二变频装置拖动,调节凝结水流量
机组调峰运行时凝泵节电达25%
A/B送、A/B引风机变频改造
A/B送、A/B引风机采用一拖一变频装置拖动
机组调峰运行时节电达20%
磨煤机节能钢瓦改造
由于磨煤机钢瓦已运行4年,现磨损情况严重,断瓦、垮瓦频繁。
将衬板改为现多家电厂已成功使用的双面弧梯组合自紧固型衬板,
制粉单耗可下降6%左右、电机电流可下降20A左右。
节能调度煤耗在线装置系统
增加DCS接口站及OPCSEVER软件、煤耗在线监测数据采集站、锅炉增加排烟温度测点、空预器出口氧量测点后将数据通信至中调。
可对机组的煤耗进行监视,便于运行及时进行燃烧调整。
脱硫系统增容改造
对脱硫系统进行全面增容改造(主要改造内容如:
事故浆液箱搅伴器改为侧进式搅伴器、档板门密封风改造、吸收塔搅拌器改为悬浮式脉冲式,旁路烟气挡板密封片更换,脱硫废水增容改造,脱硫烟道膨胀节改造,脱硫电动门改造100台,多台泵皮带传动改为靠背轮传动,取消GGH,烟囱防腐等)。
提高脱硫效率,降低SO2的排放符合国家标准。
环保
电除尘器改造
采取更换电场阳极板和阴极线,增高电除尘器本体,增大收尘面积或将电除尘器改为电袋除尘器,同时对输灰系统作相应改造。
使粉尘浓度低于200㎎/Nm3,满足国家环保排放标准。
锅炉节能提效改造
在1、3号炉炉膛中增加104平方米卫燃带;
对第二层火嘴及锁气器进行改造;
空气预热器套管改为防磨套管;
对减温水调节门、隔绝门、锅炉疏放水系统内漏阀门进行改造。
加强燃烧效率,减少热能损失,提高锅炉热效率
汽轮机节能改造
将机组轴端、隔板原梳齿式汽封改为铁素体接触式和浮动齿汽封,同时更换改造部分内漏疏水门,对回热加热系统布置不合理的问题进行改造,高压缸接合面漏汽处理。
更换A、B给泵再循环门、内冷水温度调节门、连排扩容器水位、电气调节器。
改造后可降低汽耗,提高汽机热效率
一次风管弯头防磨改造
由原来的普通钢材弯头改为陶瓷耐磨弯头)
防止磨损及高温腐蚀
制粉系统防磨改造
磨煤机出口至粗粉分离器段、粗粉分离器至细粉分离器段贴耐磨陶瓷250平方米
防止磨损
竖井烟道低再防磨改造
竖井烟道低再铺锰钢板防磨
减少低再的泄漏
送风量测量装置改造
将插入式威力巴流量计改为防堵型多点等截面风量测量装置
测量准确性及稳定性得到极大提高,可使送风自动正常投入,提高自动投入率及机组经济性。
凝汽器水位计改造
凝汽器水位计测量装置改造3台
解决凝汽器水位计测量的准确性
再生碱液加热装置
锅炉补给水系统加装再生碱液加热装置
现再生碱液温度低,树脂交换能力差,碱耗高。
5节能对标指标存在的问题和解决问题的措施
目前1号机组供电煤耗实际值365g/kWh,比历史最优值高3g/kWh,比集团先进值343.5g/kWh高21.5g/kWh,比国内标杆值339g/kWh高26g/kWh。
目标值
指标偏差对发电煤耗的影响程度(g/kWh)
可能存在的问题和原因
解决问题的措施
排烟温度(℃)
139
每升高1℃,发电煤耗上升0.14
1、炉膛火焰中心位置上移,排烟温度升高。
1、采取措施降低火焰中心,使排烟温度降低。
1.1、投入上层燃烧器多,单只或多只燃烧器出力大,层间配风不合理。
1.1、随着机组负荷变化,调整一﹑二次风的配比,减少上层燃烧器的只数,换为下层燃烧器。
单只或多只燃烧器出力大,及时调整给粉机下插板。
保持最合适的炉内过量空气系数。
1.2、乏气送粉的排粉机出口风压高,风速过大,进入炉膛的煤粉上移。
1.2、保持一定的排粉机开度,保证给煤机不断煤;
及时调整炉底捞渣机水封槽进水阀,保证水封槽合适的水位。
1.3、锅炉本体漏风、制粉系统漏风,炉膛出口过量空气系数大。
1.3、关闭锅炉人孔门﹑看火孔﹑打焦孔;
检查炉顶密封、炉底密封水槽漏风;
磨煤机入口风门、防爆门、挡板漏风检查处理;
烟道、膨胀节漏风缺陷检查处理。
1.4、煤粉过粗,着火及燃烧反应速度慢。
1.4、煤粉过粗,调整粗粉分离器档板,控制
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