份运行部运行分析.docx
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份运行部运行分析
Q/ZD-218WI-7.5.1-8-2015YX071004
2015年8月份
机组运行分析
运行部
2015年9月8日
2015年8月份机组运行分析
一、机组运行情况
1.8月19日,#2机组调峰启动,于6:
52并网运行。
2.8月21日,#3机组调峰停运,于23:
16打闸解列。
3.本月#1、#4机组全月运行。
4.本月发电量495696000kWh,售电量462947100kWh,全厂生产厂用电率6.392%,
综合厂用电率6.607%。
二、主要经济指标
2.1发电量情况
序号
项目
电量(kWh)
各机组厂用电率(%)
1
#1发电机
160617600
6.394
2
#2发电机
62654400
6.641
3
#3发电机
112524000
6.303
4
#4发电机
159900000
6.356
5
#1高厂变
8527800
6
#2高厂变
3481200
7
#3高厂变
5872200
8
#4高厂变
8429400
9
#1启备变
2425500
10
#2启备变
2950200
11
总发电量
495696000
12
售电量
462947100
13
总厂用电量
31686300
14
全厂生产厂用电率
6.392
15
全厂综合厂用电率
6.607
2.2经济指标情况
2.2.1厂用电情况
类别
上月份耗电
(10MWh)
本月份耗电
(10MWh)
上月份耗电率
(%)
本月份耗电率
(%)
循泵耗电
636.282
566.94
1.194
1.144
风机耗电
598.806
556.356
1.124
1.122
其他耗电
97.422
95.8452
0.183
0.193
制粉耗电
199.074
188.1
0.374
0.379
凝泵耗电
98.13
89.586
0.184
0.181
除尘耗电
132.33
118.986
0.248
0.240
除灰耗电
49.71
50.5344
0.093
0.102
低压厂用
243.264
224.772
0.457
0.453
输煤耗电
69.03
73.2
0.130
0.148
其他公司耗电
46.818
39.054
0.088
0.079
供水耗电
24.948
24.918
0.047
0.050
给泵耗电
11.808
10.368
0.022
0.021
脱硫耗电
489.7752
438.8316
0.919
0.885
合计
2697.3972
2477.4912
5.062
4.998
2.2.2主要经济指标情况
满负荷主要经济指标比较
机组指标
#1机
#2机
#3机
#4机
全厂
与上月相比煤耗增量(g/kWh)
上月
本月
上月
本月
上月
本月
上月
本月
上月
本月
负荷(MW)
302.63
299.54
303.81
307.55
313.61
310.99
313.63
310.33
308.42
307.10
0.07
主汽压(MPa)
16.43
16.46
16.41
16.45
16.31
16.35
16.39
16.44
16.38
16.43
-0.05
主汽温(℃)
538.95
539.11
539.28
539.62
536.53
536.13
538.33
533.65
538.27
537.12
0.11
再热汽温(℃)
537.82
537.56
537.08
538.62
531.79
532.68
535.22
529.62
535.48
534.62
0.07
一级减温(t/h)
8.95
13.52
9.07
13.17
2.65
1.83
4.82
0.47
6.37
7.25
0.01
二级减温(t/h)
5.86
5.38
7.83
10.49
2.71
2.12
3.96
1.35
5.09
4.83
0.00
左侧再热减温(t/h)
6.57
8.10
7.75
10.11
12.65
14.07
14.82
16.09
10.45
12.09
0.11
右侧再热减温(t/h)
13.32
14.14
10.90
11.94
17.40
15.71
17.69
17.58
14.83
14.84
0.00
真空(kPa)
90.56
91.13
90.89
91.20
91.33
91.82
91.03
91.47
90.95
91.40
-0.91
给水温度(℃)
271.49
270.72
267.36
267.41
273.24
272.66
273.80
273.38
271.47
271.04
0.14
循环水温(℃)
31.38
31.04
31.82
31.53
31.72
31.55
30.63
30.39
31.39
31.13
A凝汽器排汽温度(℃)
45.62
44.95
44.80
44.50
44.64
44.57
45.49
45.27
45.14
44.82
B凝汽器排汽温度(℃)
45.90
45.25
44.54
44.25
45.30
45.18
44.85
44.61
45.15
44.82
A凝汽器出水温度(℃)
40.51
40.22
39.06
38.74
39.81
39.55
40.57
40.26
39.99
39.69
B凝汽器出水温度(℃)
40.21
40.04
39.68
39.59
39.50
39.35
40.66
40.37
40.01
39.84
凝结水温度(℃)
44.57
44.11
43.18
43.07
43.65
43.48
43.94
43.68
43.83
43.59
凝汽器端差(℃)
5.40
4.97
5.30
5.21
5.31
5.42
4.56
4.63
5.14
5.06
-0.06
过冷度(℃)
1.20
0.99
1.49
1.30
1.31
1.40
1.23
1.26
1.31
1.24
0.00
A侧排烟温度(℃)
139.96
140.10
132.80
137.61
133.16
132.40
136.13
134.31
135.51
136.11
0.06
B侧排烟温度(℃)
143.86
144.73
146.45
141.11
138.04
136.63
132.72
131.08
140.27
138.39
-0.18
风量(%)
74.89
75.22
64.31
64.08
73.18
73.19
71.20
71.02
70.90
70.88
左侧氧量(%)
2.72
2.64
2.03
2.01
2.34
2.29
3.34
3.39
2.61
2.58
-0.02
右侧氧量(%)
2.14
2.50
2.63
2.52
2.72
2.76
1.71
1.68
2.30
2.36
0.05
总计:
-0.61
主要经济指标耗差分析表
机组指标
#1机
#2机
#3机
#4机
全厂
与上月相比煤耗增量(g/kWh)
上月
本月
上月
本月
上月
本月
上月
本月
上月
本月
负荷(MW)
205.01
213.42
209.69
206.21
203.96
221.70
204.36
214.24
205.15
214.54
-1.54
主汽压(MPa)
14.57
14.82
14.62
14.44
14.24
14.75
14.03
14.19
14.33
14.55
-0.28
主汽温(℃)
539.08
538.82
538.76
539.07
538.79
538.18
539.446
538.36
539.06
538.56
0.05
再热汽温(℃)
535.32
535.41
535.47
535.49
535.15
534.37
535.378
533.37
535.31
534.53
0.06
一级减温(t/h)
15.31
13.55
17.64
20.18
13.70
10.31
15.49
10.70
15.22
12.80
-0.03
二级减温(t/h)
3.59
3.34
2.84
4.08
3.60
3.28
4.85
3.25
3.86
3.39
-0.01
左侧再热减温(t/h)
0.91
1.36
1.83
2.24
1.99
3.68
2.20
4.38
1.72
2.96
0.08
右侧再热减温(t/h)
2.71
3.67
2.76
3.11
4.17
6.30
5.41
6.61
3.92
5.12
0.08
真空(kPa)
92.64
92.78
92.31
92.83
93.18
93.17
93.01
93.01
92.86
92.95
-0.18
给水温度(℃)
247.92
248.36
246.15
244.37
246.63
251.38
247.64
250.51
247.23
249.19
-0.62
循环水温(℃)
31.13
31.02
31.71
31.27
31.54
31.56
30.47
30.35
31.14
30.95
A凝汽器排汽温度(℃)
40.33
40.29
40.80
40.02
39.70
40.53
40.02
40.64
40.12
40.42
B凝汽器排汽温度(℃)
40.65
40.59
40.93
40.15
40.42
41.27
39.62
40.27
40.32
40.58
A凝汽器出水温度(℃)
37.50
37.52
37.01
36.28
36.95
37.39
37.42
37.73
37.25
37.39
B凝汽器出水温度(℃)
37.25
37.31
37.47
36.94
36.66
37.13
37.58
37.92
37.21
37.42
凝结水温度(℃)
40.28
40.32
40.10
39.51
39.68
40.28
39.71
40.17
39.92
40.16
凝汽器端差(℃)
3.11
3.02
3.62
3.48
3.26
3.64
2.32
2.63
2.99
3.09
0.07
过冷度(℃)
0.21
0.12
0.76
0.58
0.38
0.62
0.11
0.28
0.30
0.34
0.00
A侧排烟温度(℃)
126.94
128.64
124.13
125.56
118.45
120.95
121.39
123.40
122.51
124.85
0.22
B侧排烟温度(℃)
130.86
132.67
132.33
129.16
123.14
125.10
117.74
120.43
125.05
126.58
0.14
风量(%)
54.36
56.27
48.35
47.80
50.58
54.61
51.52
54.18
51.64
54.11
左侧氧量(%)
3.88
3.74
3.79
4.27
3.79
3.65
5.11
4.76
4.20
4.12
-0.06
右侧氧量(%)
4.54
4.54
4.51
4.41
4.68
4.34
3.61
3.60
4.31
4.17
-0.10
总计:
-2.11
1.本月全厂平均负荷为214.5MW,较上月平均负荷上升9.3MW。
机组满负荷工况与上月相比主要因循环水温度下降真空上升影响煤耗下降约0.61g/kW.h。
本月全厂皮带秤给煤量为211804吨,售电煤耗332.75g/kW.h,与上月相比上升1.62g/kW.h。
2.本月全厂生产厂用电率6.392%,与上月相比下降0.045%,主要与机组负荷率上升有关。
3.本月全厂主、再热汽温平均值分别为538.59℃和536.86℃,主汽温与上月相比下降0.49℃,再热汽温与上月相比下降0.46℃,均维持在较高水平。
各机组值班员在加强汽温调节的同时应注意防止超温,其中#4炉末再2组1管壁温8月份以来长期在较高壁温运行,主要与锅炉炉膛吹灰较少有关,因此要求在保证汽温的情况下应严格执行锅炉吹灰制度,特别在低负荷时应加强炉膛吹灰,确保锅炉受热面安全运行。
4.本月全厂平均真空93.0KPa,与上月相比上升0.1KPa,主要与循环水温度下降有关。
5.本月全厂平均给水温度249.2℃,与上月相比上升2.0℃,主要与机组负荷率上升有关。
6.本月全厂平均氧量4.17%,与上月基本持平;全厂飞灰可燃物平均值2.65%,与上月相比下降0.80%,主要是调整各炉部分磨煤机煤粉细度及控制磨煤机风量运行后效果较明显,但#1炉飞灰可燃物相对其他炉仍偏高,与磨煤机风量不准有一定关系,望各机组主值应加强关注锅炉飞灰可燃物含量情况,加强燃烧调整,提高锅炉效率。
7.本月全厂平均排烟温度126.3℃,与上月相比上升1.2℃,主要与机组负荷率上升有关。
各机组值班员应根据汽温情况适当加强炉膛和尾部烟道的蒸汽吹灰,尽量控制减少磨煤机冷风门开度,巡检炉本体时应及时关闭看火孔,减少炉膛漏风,降低排烟温度。
2.2售电煤耗情况(皮带秤数据)
项目
机组
月耗原煤量
(t)
平均低位发热量
(kJ/kg)
本月售电量
(万kW.h)
本月售电煤耗
(g/kW.h)
去年同期
(g/kW.h)
上月售电煤耗
(g/kW.h)
#1
66754.54
22080
14909.32
324.24
342.31
330.59
#2
27711.46
22257.44
5815.89
338.36
332.71
329.68
#3
47984.81
21982.62
10499.94
334.52
337.84
329.80
#4
69353.81
22080.59
14920.73
337.75
339.46
334.18
全厂
211804.62
22084.73
46145.88
332.75
338.42
331.13
2.3发电耗油量
指标名称
单位
本月值
去年同期
#1机发电耗油量
吨
0.37
1.78
#2机发电耗油量
吨
8.39
4.5
#3机发电耗油量
吨
1.38
24.58
#4机发电耗油量
吨
0.22
2.94
全厂发电耗油量
吨
10.36
33.8
本月全厂发电耗油量10.36吨,其中#2炉启动共计耗油8.31吨,#3炉停炉共计耗油1.28吨,其余均为定期试投油枪耗油。
三、设备运行状态
3.1汽机运行分析
3.1.1机组真空严密性试验情况
机组
结果
#1机
#2机
#3机
#4机
负荷(MW)
287
275
250
282
真空(kPa)
90.7
92.6
93.0
92.3
轴封压力(kPa)
58
26
30
32
真空下降速度(kPa/min)
0.12
0.20
0.03
0.07
结果
合格
合格
合格
合格
备注
3.1.2机组启停情况
1.8月18日#2机调峰启动情况:
19:
45炉点火。
8月19日0:
35,高/中压缸首级金属温度56/59℃,主汽压4.2MPa,主/再热汽温323/340℃,真空89.6KPa,缸胀4.8mm,差胀5.5mm,轴向位移-0.05/-0.07mm,偏心0.64mm,润滑油压/油温168KPa/41℃,做主机ETS危急遮断系统试验正常,汽机复位冲转。
0:
55转速2040rpm中速暖机。
6:
23中速暖机结束,定速3000rpm,做主机注油试验,两次动作值均为0.08MPa。
6:
52发电机并网带负荷运行。
2.8月21日18:
30,#3机开始减负荷调峰停机。
23:
16负荷3MW,主蒸汽参数4.0MPa/399℃,高/中压缸首级金属温度386/376℃,汽机打闸,发电机程序逆功率解列。
8月22日0:
14,炉水位保护试验MFT动作。
0:
15主机转速到零,惰走59分钟,投入连续盘车,电流24A,偏心0.09mm。
停机期间主要进行了A/B汽泵、电泵中间抽头逆止门检修、主机#1/#3高调门漏汽检查处理、A/B侧凝汽器进水管膨胀节更换等检修工作。
3.1.3主要事件及分析
1.8月7日10:
40,#1机“旁路系统安全油压低”报警,查旁路系统安全油压波动较大,油压最低至12.9MPa,检修调整安全油P2减压阀后恢复正常。
2.8月11日9:
25,停运#7循泵,交检修更换#7循泵上导瓦#1温度测点元件。
13:
40检修工作结束,启动#7循泵运行。
3.8月16日白班,做#4机轴加风机定期切换工作。
10:
05启动A轴加风机运行,电流显示为0,B轴加风机电流随后由13A逐步上升,最高至109A。
10:
06两台轴加风机相继跳闸,现场检查A轴加风机机壳底部有水渗出。
10:
20配合检修人员对系统充分疏水后启动B轴加风机运行正常。
11:
10启动A轴加风机运行正常,停运B轴加风机做备用。
从现场检查情况判断#4机轴加风机入口连通管堵塞,A轴加风机机壳底部疏水不畅,由于轴加风机内部工作环境湿度较大,连通管和机壳底部疏水口容易锈蚀堵塞,有必要定期在调峰停机期间对系统进行检查疏通。
同时运行人员也应注意,启动备用风机后,如风机电流或现场运行情况不正常,应及时将刚启动的设备停运并会同检修人员一道检查处理。
4.8月17日14:
00,值班员发现#1柴油发电机空压机安全阀动作,将空压机与系统隔离并打开#1、#2柴油发电机压缩空气储气罐联络门。
15:
30检修整定安全阀处理后恢复正常运行方式。
5.8月19日9:
50,#3机#1、#3高压调门阀盖法兰漏汽,另#1高压调门拐臂定位销有窜动现象,检修于#3机调峰停机期间更换了法兰螺栓处理。
6.8月21日16:
25,#2机定冷水箱氢压高报警,对定冷水箱排气后定冷水压力由245KPa降至226KPa。
8月23日13:
13,#2机定冷水箱氢压高再次报警,对定冷水箱排气后定冷水压力由248KPa降至225KPa,检测定冷水箱排气氢气浓度较高。
目前观察#2机定冷水箱氢气压力和定冷水压力有同步上升现象,排气后间隔不长时间上述压力又重复上升,初步判断发电机内部定子冷却水系统有漏氢情况,且漏量比正常情况略有增大,需加强监视运行。
7.8月22日15:
00,值班员发现#4机A氢冷升压泵轴承振动大,检修对轴承加油后振动仍大,切换至B氢冷升压泵运行,A氢冷升压泵停运做备用,待C修处理。
8.8月26日16:
45,值班员发现#1机#2高加出水管有一预留测点堵头处漏水。
8月27日12:
40,退出#1机高加运行,交检修对漏点补焊处理。
21:
30检修工作结束,恢复系统。
23:
20投入#1机高加运行正常。
9.8月26日19:
20,值班员发现#1机A氢冷升压泵非驱动端轴承有异音,切换至B氢冷升压泵运行,检修解体A氢冷升压泵更换轴承处理后试运正常。
10.8月27日16:
50,值班员发现#4机A汽泵中间抽头压力取样管焊口漏水。
8月28日2:
15,启动电泵运行,停运A汽泵交检修对漏点补焊处理。
13:
35检修工作结束,恢复系统。
21:
50A小机复位冲转。
22:
40A汽泵并入给水系统。
22:
50电泵停运做备用。
11.8月28日10:
10,值班员发现循泵房#2冷却塔风机顶部有大量雾状水喷出,切换至#1冷却塔风机运行,检修处理冷却塔喷淋管漏点后试运正常。
12.本月对#1机真空泵冷却器投用空调冷冻水进行了试运,与使用闭式冷却水相比,主机真空上升约0.1KPa,真空泵电流下降约3~5A,真空泵运行噪音明显下降。
试运过程还发现A真空泵冷却器闭式冷却水进水门内漏,切回闭式水运行,该缺陷待停机处理。
结合试运情况和真空泵厂家建议,拟定#1机真空泵常年投用空调冷冻水运行方式(A真空泵待缺陷处理好后再投用空调冷冻水)。
3.1.4设备运行状况及主要缺陷分析
1.#1、#2、#3、#4机主机缸胀、差胀、轴向位移、上下缸温差及各监视段参数与往期相比无明显异常变化。
#2机#1X、#2机#6瓦、#3机#5瓦轴振偏大,振动特性与往期相比无明显变化,建议A修时调整汽封间隙、轴系对中和动平衡处理;#4机#6瓦轴振受密封油温影响较大,注意调整密封油温不低于40℃;#4机#2瓦轴振在负荷变化时受高压缸内部漏汽影响波动较大,注意加强监视。
2.#1机A修后#4瓦、#8瓦瓦温较修前上升,注意跟踪其变化趋势。
3.#1机A修后主机轴封压力偏高,估计与主机通流改造新装汽封的间隙调整有关,新汽封的自密封性能较好,目前观察主机轴封无明显冒汽现象,注意跟踪主油箱油质和油中带水情况。
4.#1机B定冷泵运行时定冷水压力和流量偏低,可以维持运行,初步判断B定冷泵出口逆止门未开到位,待检修安排退备检
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