浅析135MW机组运行的经济性

电力18讯：    一、135MW机组实际运行状况

135MW机组在额定工况下，回热系统正常投运时，制造厂保证的经济指标为汽耗2.899kg/kwh，热耗为8118KJ/kwh。而通过我们测算实际运行中汽耗经常达到3.08kg/kwh，热耗达8974 KJ/kwh。针对135MW机组运行经济性不高的状况，我们通过对机组正常运行参数及指标的实际值与基准值的偏差比较，得出了一些因素对135MW机组的热耗率、煤耗率的影响程度。从而努力达到能主动地、分主次地去减少机组可控热损失的目的。

根据现场的实际运行方式，积极开展经济调度，合理安排机组运行方式。牢固树立"克煤必省、度电必节"的节能意识，切实开展循泵优化运行调整和提高胶球清洗效果等活动，针对机组不同运行工况，积极开展经济分析，为节能降耗、降低生产成本及时调整系统运行方式，保证设备在最佳工况下运行。

二、影响135MW机组运行经济性的原因及解决方法

（一）减少凝汽器端差，保证最有利真空。

根据135MW机组真空严密性试验的结果和循环水进出水温差的比较分析，我们认为135MW机组正常运行中影响端差指标的原因之一是胶球清洗效果不理想。从135MW机组投产以来，虽然凝汽器胶球清洗的收球率达90%以上，但清洗效果并不理想。那是因为在收球时采用了人工调节循环水压力的方法，使得凝汽器循环水进出口压差增加。表面上看胶球清洗后收球率还可以，而实际上胶球系统运行时大多数胶球未参加清洗，胶球可能积压在凝汽器某一部位或是由于循环水压力差不够堵在凝汽器铜管中。

针对这种情况，利用机组低负荷时，进行了胶球清洗试验。试验前凝汽器南北侧各放入400只胶球。首先在不进行水量调整的情况下，对胶球系统进行检查，发现凝汽器北侧的胶球在系统中不循环，南侧胶球系统运行也不正常，凝汽器真空和端差也没有明显变化。因此，我们判定凝汽器南、北侧进出水压差小，胶球停留在凝汽器中或胶球系统的死角中。其次进行了约2小时的循环水量较大幅度调整，凝汽器两侧胶球循环正常，收球时发现南北侧胶球清洗收球率均超过100%。在热电负荷相同循环水量不变的情况下， 135MW机组凝结器端差从7℃降至今5.1℃，真空度提高了近1%。

根据现场胶球系统运行的实际情况及胶球清洗实验的数据分析，我们找到了影响胶球清洗效果的根本原因，即循环水压差小，使胶球停留在凝汽器和胶球系统的死角中。掌握了减小凝汽器端差，保证最有利真空的方法。从而降低了蒸汽终参数、降低了发电成本。根据等效焓降法计算真空度每提高1%，标准煤耗下降3.65g/kwh。若135MW机组满负荷运行则可节约标准煤：0.45t/h以上 ，若燃用5000大卡的原煤（500元/T）则可节约人民币315元/h，若每年按这样的情况为1000小时算（只有42天不到），每年可节约发电成本31.5万元。



（二）消除系统内外漏，减少系统不明泄漏量。

热力系统存在内外泄漏，不仅增加了汽水和热能损失，而且使泵浦耗功增加。因此消除系统内外泄漏、减少系统不明泄漏量对减少汽水损失和厂用电耗，提高机组运行的经济性有着十分重要的意义。因此对135MW机组系统进行了仔细的检查，检查结果如下：
    1、一、二级旁路不严。
    2、甲、乙给水泵再循环调整门不严，泄漏量约为20T/ h。
    3、部分气控疏水门不严。
    4、锅炉连排无水位运行，在机组高负荷运行或除氧器压力较高而连排开度较小时，除氧器内部的蒸汽经连排排出。
    5、给水泵密封水回水箱溢水量大。
    6、凝结水泵再循环调整门不严。
    7、高压轴封系统泄漏。

针对检查结果，采取了以下措施：
1、调整给水泵密封水回水至凝汽器调整门开度维持回水箱正常的水位。

2、在保证凝结水泵水封不漏空气的前提下，适当关小凝结水泵水封

3、合理调整给水泵前置泵密封水压力，防止低温密封水量过多而降低高加进水温度。

4、在凝结水再循环调整门不严缺陷消除前,关闭了凝结水再循环隔离门。
5、通过建议有关领导,将厂用汽至轴封电动门前疏水改至凝汽器。
6、联系锅炉合理调整连排开度，保证连排有一定的水位。
7、通过建议检修人员利用调停机会，对不严的阀门进行修理或更换,尤其是对一、二级旁路内漏的解决,提高了机组真空。

8、专业通过多次对轴封压力的调整试验，找到了最佳工作点，

   通过采取这一方法135MW机组的补水量减少了0.5t/h。全年机组运行按300天计算，可以减少补水量3600 T (制1吨除盐水成本约为60元)。则全年可以节约成本21.6万元。这还不包括减少泵浦耗功和热量损失所带来的效益。



（三）改进热力系统减少给泵耗电。

给泵电耗占厂用电耗的30%―35%，因此减少给泵电耗，对降低厂用电率<