350MW纯凝机组运行情况分析报告

华能集团公司350MW纯凝机组运行情况分析报告

集团公司总经理助理兼安监部主任胡式海

二ＯＯ九年六月十七日

一、

指标完成情况

截至5月底，华能集团350M纯凝机组26台916.9万千瓦，完成供电煤耗324.53克/千瓦时，完成厂用电率5.14%；大唐集团350MW纯凝机组10台350万千瓦，完成供电煤耗321.89克/千瓦时，完成厂用电率5.46%。大唐集团350MW 纯凝机组的供电煤耗优于华能同类型机组2.64克/千瓦时，而厂用电率则落后于华能同类型机组0.32个百分点。

图1 2007年-2009年供电煤耗完成情况

图2 2007年-2009年厂用电率完成情况分析图1、图2，由于07、08两年脱硫设施集中投入运行以及设备老化等因素的影响，以及珞璜#1-4、上安#1-2机组供电煤耗有较大幅度上升，华能集团350MW机组的供电煤耗、厂用电率指标呈上升趋势，供电煤耗由2007年的32 3.84克/千瓦时上升到目前的324.53克/千瓦时，上升幅度为0.69克/千瓦；厂用电率由2007年的4.64%上升到目前的5. 14%，上升0.5个百分点。随着大连一期、丹东电厂、岳阳一期六台机组的脱硫系统投入运行，将继续影响集团公司的能耗指标，控制指标的压力非常大。

而大唐集团的指标基本呈下降态势，供电煤耗从2007

年的327.71克/千瓦时下降到321.89克/千瓦时，下降5.82克/千瓦时。客观上看,大唐集团350MW进口纯凝机组相对有优势：一是汽机保证热耗率平均水平比华能集团低110k J/k Wh，影响煤耗约5克/千瓦时；二是大唐集团机组基本为20 01年后投运机组，设备性能较好；三是华能集团早期投运的燃用无烟煤机组较多，锅炉效率低。主观上看，近几年大唐集团不断细化节能管理工作和加大考核力度，是能耗指标大幅度下降的根本原因。

各机组指标完成情况见表1。2009年5月底完成数与2007年完成数相比，26台机组中，仅有大连#4、南通#3、丹东# 1、珞璜#1、岳阳#1-2、日照#1等7台机组的供电煤耗下降，丹东#1、珞璜#1-2、岳阳#1-2、日照#1等6台机组的厂用电率下降。其他机组的供电煤耗、厂用电率均上升，其中：供电煤耗上升10克/千瓦时以上的机组有上安#1（14.78克/千瓦时）、珞璜#4（10.38克/千瓦时）；厂用电上升超过1个百分点以上的机组有上安#1（1.49%）、上安#2（1.40%）、南通#2（1.21%）、南通#1（1.11%）、大连#3-4（1.08%/ 1.07%）、日照#2（1.10%）。

表1 2007年-至今各机组指标完成情况

注：☆代表脱硫尚未投入运行；下降幅度，是指2009年3月底的数据与2007年比较，或与投产当年比较，“+”表示同比下降，“-”表示同比上升。

至2009年5月底，供电煤耗指标在310克/千瓦时以下的机组仅有3台机组（含脱硫），福州#3机(307.14克/千瓦时)、南通#3机（308.89克/千瓦时）、福州#4机（309. 80克/千瓦时）；厂用电指标在4%以下的机组也仅有3台机组（含脱硫），福州#3机（3.62%）、福州#4机（3.69%）、南通#3机（3.92%）。这三台机组代表集团公司350MW纯凝机组能耗的先进水平，在国内也处于领先水平。

二、存在的主要问题及原因分析

1、350MW纯凝机组能耗指标存在的问题表现在以下二个方面：

一是公司系统同类型机组之间，指标差距非常大。350MW纯凝机组的能耗水平两极分化严重，福州#3-4机、南通#3机、大连#4机节能管理工作扎实有效，处于国内领

先水平。5月底，350MW机组供电煤耗完成最好值是福州#3机组(307.14克/千瓦时)，相比之下，珞璜#1-4机组、上安#1-2机组供电煤耗要高出32.25～37.53克/千瓦时，这六台机组的供电煤耗比公司平均水平高出16.37～20.14克/千瓦时。

二是与基准值、设计值相比，存在较大差距。与基准值相比，上安#1-2机、珞璜#1-4机、南通#1-2机、瑞金#2机、大连#1机等10台机组，5月底的供电煤耗比基准值高4.85克/千瓦时～20.67克/千瓦时。发电煤耗与设计值的差值更大。

具体情况见表2。

表2 各机组煤耗、厂用电率与基准值、设计值的差值

注：☆代表脱硫尚未投入运行；差值为“-”表示比基准值、设计值低。

2、影响350MW纯凝机组经济性有以下四个主要因素：1、汽轮机热耗值高于性能保证值。

表3 部分机组修正后的汽轮机热耗率

注: ①南通电厂#3机组于10月5日起进行了为期55天的大修，修后性能试验结果表明节能效果十分明显，修正后机组热耗率大修后为7886.83kJ/kWh较大修前热耗率8121.91 kJ/kWh降低了235.08 kJ/kWh，降低了2.89%。通过大修和设备改造（包括变频改造），发电厂用电率大幅降低1.23%，锅炉效率提高1.51%，机组发、供电煤耗大幅降低14.27 g/kWh、18.87 g/kWh。②大连#4机组于2008年4月进行了大修,检修后热耗率下降了319.5kJ/kWh，350MW负荷下

供电煤耗下降15克/千瓦时；③大连#3机组于2008年11月进行了大修,检修后热耗率下降了138.6 kJ/kWh，350MW负荷下供电煤耗下降7.84克/千瓦时；④日照#1机组于2007年进行了中修,检修后热耗下降了132.48 kJ/kWh，350MW负荷下供电煤耗下降5.5克/千瓦时；⑤上安#2机组于2008年11月进行了中修,检修后热耗率下降了246.178 kJ/kWh，但离保证值仍有很大的差距。

由于检修质量、运行时间较长及汽轮机存在不同程度的欠修或失修等原因，机组热耗率高出保证值34～493 kJ/kWh 不等（见表3），有一半机组（13台）的热耗率高出保证值200 kJ/kWh，至少影响供电煤耗5克/千瓦时以上。

汽轮机热耗率高于性能保证值的主要原因：一是机组欠修，虽然投产后的性能考核试验热耗率达到或接近性能保证值，由于机组多年没有进行揭缸大修，造成机组运行热耗率高，如福州#2机组；二是检修质量控制不严格，部分机组检修后热耗率下降幅度不大，没有达到预期效果，与同类型机组相比存在一定差距；三是随着机组运行年份增加，机组老化程度加重、通流部分表面粗糙度增加、动静间隙加大、动静叶型发生变化，导致级段效率下降。

2、机组负荷率影响。分析有关机组的试验数据，机组在75%负荷时，负荷率因素影响煤耗上升4～5克/千瓦时左