机组供电煤耗偏高原因分析改计划.doc

膂机组供电煤耗偏高原因分析及改造治理计划羃-----设备部莀XXX公司4X660MW机组投产以来,机组热耗始终高于设计值。设备部各专业经过认真分析和长期不懈地努力改造,设备安全稳定性有大幅提高,设备性能及部分经济指标也较投产初期有大幅提升,但供电煤耗仍未能达到理想值,现从锅炉、汽机两个部分进行分析,并计划于近三年的检修计划中进行改造治理,进一步提高机组的经济性。羅第一部分:汽机侧影响煤耗的主要问题薄我公司汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的660MW超超临界、单轴、三缸四排汽、一次中间再热凝汽式汽轮机,采用一级大旁路、高压缸启动方式。目前汽机热耗值偏高的原因主要为汽机效率偏低、高旁阀内漏、高压疏水阀门内漏、循环水系统对真空度的影响。蒂汽机效率偏低肀我公司四台超超临界机组安装后,性能考核试验数据均偏离设计值较大,经一、二类修正后1号机较设计值()偏高202kJ/kWh;2号机较设计值高118kJ/kWh;3号机较设计值高274kJ/kWh;4号机较设计值高158kJ/kWh。而造成热耗高的主要原因在汽轮机效率,从机组投产后的考核试验可以看出:1号机高压缸效率较设计值(%)低6个百分点,中压缸效率比设计值(%)低2个百分点;,中压缸效率比设计值低2个百分点;,;,。同时,汽轮机调节级和各段抽汽压力、温度均存在不同程度的超温超压现象,也直接反映出缸效低的现状。目前4台机组调节级及各段抽汽超温超压情况如下(660MW满负荷下):羆1、调节级压力蚃⑴1号机:;袂⑵2号机:;薇⑶3号机:;肈⑷4号机:。肅2、抽汽段温度超于设计值情况芁⑴1号机:一抽超温12℃左右,五抽超温20℃左右,六抽超温39℃,七抽超温30℃;莇⑵2号机:五抽超温24℃,六抽超温40℃左右,七抽超温32℃左右;袅⑶3号机:一抽超温7℃左右,五抽超温26℃,六抽超温43℃;膄⑷4号机:,一抽超温10℃左右,五抽超温25℃,六抽超温45℃左右,七抽超温34℃左右。蚀2011年5月1号机组B级检修期间对汽机进行揭缸,,高压喷嘴室出现严重裂纹,对转子及喷嘴室进行返厂处理,,喷嘴室因产生焊接变形,上下两半喷嘴室加垫4mm,影响了喷嘴汽流方向并造成汽缸中分面漏汽,热量损失较大,对机组热耗产生直接影响。转子弯曲在启动时和汽封产生碰磨,造成级间间隙增大,级间漏汽导致缸效降低,各抽汽段有超温超压现象。因此,汽轮机本体存在的材料和制造方面的缺陷是影响吕四港电厂经济性的主要原因。肇高旁阀内漏袇为适用汽轮机启停要求,吕四港电厂旁路系统为高压一级大旁路,旁路入口压力25Mpa,。这种仅采用一道阀门隔离的设计方式,造成阀前阀后压差大,容易产生泄漏。从近期检修维护情况看,蒸汽中及其细微的杂质均会造成高旁阀关闭不严,产生高压蒸汽损失,影响机组经济性和安全性,目前运行中四台机组高旁阀均存在不同程度内漏,影响机组效率。节为摸清底数,对4台机组进行现场试验。在机组负荷500MW,主蒸汽压力23Mpa正常工况下,旁路减温水全停后,各台机组高旁阀后温度统计如下:膀序号螈名称羈减温水调门开度(%)蚄减温水全关阀后温度(℃)蕿1薈1号机组A高压旁路螅0螃调门、截止门关闭后半小时,由53℃涨至59℃节2芈1号机组B高压旁路螇0膅调门、截止门关闭后半小时,由33℃涨至83℃蚂3聿2号机组A高压旁路薄0芃调门、截止门关闭后半小时,由48℃涨至65℃肁4蝿2号机组B高压旁路蚅0莂调门、截止门关闭后半小时,由42℃涨至72℃薁5薀3号机组A高压旁路螇0螄调门、截止门关闭后半小时,由61℃涨至80℃羀6芀3号机组B高压旁路薄0袃调门、截止门关闭后半小时,由68℃涨至80℃荿7肀4号机组A高压旁路薅0芅调门、截止阀全关后温度不涨(℃)肃8蒇4号机组B高压旁路蚇2莃调门关闭后,3分钟内由34℃涨至105℃蒂疏水系统阀门内漏芇由于锅炉氧化皮问题,机组启动阶段,主汽、旁路疏水系统蒸汽清洁度较差,主汽、旁路疏水系统等高压疏水阀门的结合面受到铁屑破坏,关闭不严、内漏严重。经现场测温统计,4台机组主、再热蒸汽、抽汽系统现共有18只疏水阀门存在内漏。对机组热耗影响较大。蒄同时,发生内漏阀门出现不同程度冲刷现象,目前已有阀门后管壁因冲刷变薄最终造成管壁爆裂发生,其它部位也随时有