《2016年江苏省发电企业迎峰度冬技术监督情况通报》印发

华能南京电厂，2016年1～11月，供电煤耗313.70g/kWh，同比下降约5g/kWh，厂用电率5.09%，同比微升0.05个百分点。主要原因有，全厂供热量同比增加1.3万吨，1～11月为24万吨;负荷率升高3.33个百分点，达到80.33%，以及运行参数的优化和设备缺陷的整治。

江苏南热，2016年5月和11月分别实施了1号、2号机组检修，进行高低压旁路密封面改造、高效真空泵组改造，2号机进行了开式泵永磁调速改造。通过改造，消除了旁路的内漏，降低了真空系统耗电。

2016年以来，尤其是下半年煤价持续上涨，发电成本持续上升，我省300MW机组除供热量较大的外已全面亏损，性能较差的600MW机组也在亏损的边缘。300MW机组继续更多地出让电量由大机组替代，使得300MW机组发电量大幅减少，而1000MW机组电量增加，从检查机组的经济指标看出，百万机组负荷率基本都有所增加，促进了经济指标的提升。此外，2016年我省有多台600MW机组实施汽轮机通流改造，包括国华太仓8号机、利港电厂6号机和7号机，沙洲电厂2号机、镇江电厂5号机、华润常熟电厂1号机。300MW机组还有华能太仓1号机。从已改造机组指标看，煤耗均比大修前有较大下降。本次检查中，部分机组大修后运行时间较长，经济性下降;有的机组没有大的技改投入，存在较多缺陷，经济性变差。

11.2 本次检查中发现的亮点

徐州华鑫电厂，冷却塔喷淋装置部分改旋转喷洒式，重新分配水量，内圈喷头口径减小，外圈填料厚度增加125mm，改造后水塔冷却能力从86.7%增加至96.4%，冷却水温降低0.96℃，效果明显。②供热量明显增加，2015年供热量300t/h，预计2016年供热量增加至400t/h，供热期增加20天，全年供电煤耗预计下降4g/kWh。

陈家港电厂，①2号机增加罗茨真空泵，电流降低120A，节能效果显著。1号机计划明年增加。②低温省煤器改造后，煤耗下降1.89g/kWh，煤耗下降明显，目前供电煤耗约289g/kWh，已达同类型机组先进水平。

华能南通电厂，3号机今年年初小修中，实施真空抽气系统改造，增加一套高效罗茨真空泵。投入运行后正常工作电流仅32A，较原先一台双极水环真空泵运行电流200A大幅降低。

天生港电厂，①1号、2号机今年在凝汽器内增加了机器人在线清洗装置，取得了较好的效果。②对低EH油压和低真空试验装置进行了改造，改成独立双通道，提高了试验的可靠性。③增加了主机油箱油位保护。

南京化工园热电，①4号机、5号机完成高效真空泵改造。4号机投运后，电流为42A，较原先真空泵电流220A大幅下降，节能效果明显。②4号机上半年C修中，高压缸揭缸检修，调整了轴封间隙，消除了轴封漏汽大的缺陷。对2号轴承箱顶推活动，滑销系统抽出修理，基本解决了中压缸膨胀不畅，低压缸差胀大的问题。③4号机修前高中压轴封漏汽大，轴承箱处温度高。揭缸检修，发现轴封偏磨严重，内缸重新安装调整，处理后漏汽明显减小。

苏州蓝天燃机电厂，①凝结水泵、高压给水泵和低压给水泵均实现了变频运行，且出水管路中调门均保持全开，无节流。有效的降低了水泵的电耗。在E级燃机中做得最彻底。②补汽阀保持全开。

华电吴江燃机电厂，2号机EH油箱加装了一套压缩空气干燥装置，保持油箱微正压通风，消除了EH油的水分超标，效果良好。

华能苏州热电，2016年完成全厂三台锅炉汽动引风机改造，采用背压汽轮机取代电机驱动引风机，大大减低了辅机耗电。同时背压机采用锅炉新蒸汽，排汽汇入供热母管，利用了锅炉的裕量，增加了全厂供热量。供热量的充裕，降低了出厂供热压力，有利于提高汽机旋转隔板的开度，提升了汽机运行的安全性和经济性。②冷却塔旁滤装置。

江阴苏龙热电，①6号机1号高加温升不足，造成给水温度偏低2℃以上。主要原因是1号高加给水端差偏大。1号高加检修时发现管束内部结垢较多，虽然进行了高压冲洗，但仍未恢复设计值。今年，5号、6号机B修中，结合锅炉酸洗，对高加水侧进行了酸洗，洗出很多杂质。酸洗过后，效果很好，温升恢复，端差达设计值，给水温度上升了5～6℃。②5号机小机实施了恢复高压汽源改造。将原设计的主蒸汽汽源改成高排供汽。更换了高压汽源的主汽门、调门和对应的喷嘴组。在机组抽汽量增大，四抽压力不足时，自动内切换成高排供汽，以保证小机出力不受影响。建议今年冬季，今早进行高压供汽运行试验，考察小机振动、瓦温的参数的影响。③5号、6号机增加了一套高效真空泵，两台机共用，电流仅62A。

利港电厂，①完成3号、4号机供热改造，增加了一段抽汽、中排和冷热再混合供热，优化了全厂供热，提高了供热经济性。②5号、6号机完成高效真空泵改造(8号机去年完成)，增加一套罗茨真空泵，运行电流由180A，降至65A左右。

华能金陵电厂，①2号机3号高加外置式蒸冷器改造。2016年初系统接入三抽外置蒸冷器，利用三段抽汽的过热度加热1号高加疏水，提高了出力裕量和机组的经济性。经测算热耗下降7kJ/kWh，煤耗下降0.26g/kWh。②1号锅炉换管改造，提高了主再热蒸汽温度，达到了设计值。

宜兴协联电厂，①135MW机组调门特性的优化。通过专项阀门特性试验，发现了阀门实际特性的异常，其中1号/2号阀门在开度0～9%之间流量无反应，3号/4号阀门在0～15%之间无反应。根据试验结果，对阀门流量函数做了相应调整，在此基础上进行一次调频优化，最终满足了调度的要求。而原先多次进行一次调频试验，结果均不理想，通过阀门特性试验，最终解决了问题。②135MW机组冷却塔优化改造。针对两台机组共用的冷却塔性能下降的问题，进行了专项试验，根据结果采取在线更换填料，更新托架，配水检查、喷嘴更换和配水槽清理等措施，目前工作尚未全部完成，但已产生了较好效果。

南京华润电厂，3号机上半年实施汽轮机调节级喷嘴优化改造，过桥汽封和中压隔板汽封改造、增加了低低温省煤器回收烟气余热。改造后性能试验结果，机组供电煤耗降低7～8g/kWh。

国华太仓电厂，①已完成两台机凝水主调门换型改造，增大了调门通径，减少了阀门压损。凝泵电耗明显降低。②2016年下半年，8号机实施汽机通流全面改造、循环水泵改造，又增加一套罗茨真空泵组。机组经济性提高。

华能太仓电厂，2016年初 3号机大修，实施低温省煤器改造。年底，1号机实施通流改造，系统增加低温省煤器，增加一台小真空泵。

金陵燃机电厂，9E机组检修中，发现旋转隔板行程与油动机行程不一致。油动机上无限位，容易过开，把油动机花键拉坏。该键拉坏后无法在线处理，必须停机开缸处理。

谏壁电厂，①10号、8号机高效检修中，实施了调节级喷嘴优化改造，将喷嘴面积减小，提高了调节级效率尤其是低负荷下的效率，调门压损减小，高压缸效率提高;②14号机主机1号瓦瓦振晃动大处理。最大晃动至3.5～4.0mm/s，轴振在80～100μm，同时有异声。利用中修，通过转子中心调整、轴瓦检修、高压缸碰缸试验、滑销系统检修等工作，1号轴瓦振动偏大情况大为改善。主机轴振下降至50μm，达到优良值，瓦振在3mm/s，AGC已正常投运。

江苏南热，2016年，1号、2号机组完成了高低压旁路密封面改造、高效真空泵组改造、和伺服阀更新改造。2号机实施了开式泵永磁调速改造。消除了旁路的内漏，降低了真空系统耗电。

徐塘电厂，6号、7号机于2015～2016年分别实施了冷却塔改造，采用改进型高效S波淋水填料，不等高布置，增加了淋水填料有效换热面积。7号机试验结果，冷却能力达到116.9%，超过设计值115%。设计工况条件下出塔水温较改造前降低1.82℃，效果良好。

11.3 本次检查发现的主要问题及建议

11.3.1 西门子机组主调阀开度优化

上汽引进西门子技术生产的超超临界机组，采用全周进汽无调节级，正常运行时主调门节流约5%，由主调门辅以补汽阀来快速响应调节负荷。实际运行中，因为补汽阀开启后会产生振动，绝大多数机组补汽阀保持关闭。为了满足一次调频和AGC的要求，很多机组主调阀开度偏小，节流损失较大，影响了机组的经济性。本次检查中，陈家港电厂660MW机组500MW负荷以上开度仍在30%以下，句容电厂985MW负荷主调阀开度为54%，谏壁电厂700MW负荷时主调阀开度仅30%。但是检查中也发现，部分电厂针对该问题，通过控制优化和系统改进，在满足负荷调节的情况下保持了主调门较高的开度。华能金陵电厂，采用凝水参与一次调频，通过凝泵变频快速减小凝水流量，提升机组负荷。凝水流量最大可降低1000t/h，一般情况转速降15rpm，凝水降200t/h，主汽压力降低0.2MPa。经测算汽机高调门节流损失减小3%，热耗下降8kJ/kWh，影响煤耗0.3g/kWh。本次检查，1号机负荷710MW主调门开度45%，负荷770MW调门开度50%;2号机负荷800MW主调门开度达62%，主汽压力20.9MPa。江苏南通电厂，通过专用软件对主机调门控制优化，开度由38%～40%提高到40%～45%，正常平均达43%。此外，经了解外省如浙江、上海已有多台660MW机组补汽阀开启，参与调节负荷，能提升负荷响应能力，减少调门压损，机组振动也在可接受范围内。鉴于以上情况，建议相关机组应积极调研相关技术，推进主调门开度优化工作。

11.3.2 主、再热蒸汽温度低

本次检查共有5家电厂8台机组主蒸汽或再热蒸汽温度偏低，通常低于设计值10℃及以上，对机组经济运行产生不利影响。究其原因，有因为负荷变动较快时1号瓦瓦振波动大，为此降低了主汽温度，同时影响了再热汽温度。有的是超超临界机组为防止锅炉超温有意控制汽温;有的是锅炉两侧汽温偏差大导致再热汽温度偏低，有的是锅炉燃烧煤种原因。建议相关电厂，认真分析原因，加强运行调整或通过技术改造，提升进汽温度。

11.3.3 主机油箱油位保护

新的25项反措要求，增加主机润滑油箱油位低保护，但是未指明具体实施要求。目前，我省已有部分机组积极响应反措要求进行了相关改造。增加了油位测量装置，配置了三重油位保护开关，通过联系制造厂确定了停机保护油位，完善了该保护。但是绝大部分电厂还未增加投用，建议各厂积极行动，配置相关测量仪表，联系制造厂确定保护定值，尽早完成该保护的增加。

11.3.4 蒸汽旁路内漏。

本次检查，有8家电厂8台机组12个高/低压旁路存在不同程度的内漏。其中4台超超临界机组，1台超临界机组，1台亚临界机组，还有2台燃机。高温高压的旁路蒸汽内漏，对经济性影响很大。应视内漏严重程度，尽早停机处理。

目前，我省已有多家电厂通过对旁路阀阀芯结构进行改造取得了较好的效果。同时，优化机组启停中旁路控制，设置旁路最小开度，避免在小开度长时间运行，保持了旁路长时间的严密。本次检查中，还发现个别机组低旁暖管阀内漏。原因是之前运行中开启了低旁暖管阀，长时间蒸汽冲刷导致该阀门内漏，对此建议正常运行中保持暖管阀关闭。鉴于旁路内漏对经济性的较大影响，相关电厂应积极处理，必要时可对旁路进行改造。

11.3.5 凝水系统深度节能运行

本次检查发现有13家电厂多台机组，凝水系统未能深度节能运行，存在节能潜力。主要有以下现象：一是主、辅凝水调门没有开足，存在不同程度的节流;二是，主辅调门虽然开足，但调门选型有缺陷门芯通径偏小，远小于主凝水管道通径，即使全开仍存在较大的节流;还有百万机组凝水输送泵仍在运行。我省有的机组，在主辅调门全开的基础上，调门旁路门也保持全开，由于旁路门通径大结构简单，全开后压损大大减小凝水阻力降低，凝泵转速能进一步降低。目前全省大部分机组旁路门仍保持关闭。对于主辅调门未开足的原因，一是凝泵变频低速运行或某一区间振动大;二是给泵密封水、旁路减温水、凝泵密封水、精处理等用户水压要求较高;三是运行调整不积极。相关电厂针对各自存在的问题需积极改进，凝泵低速振动大的应努力处理;给泵密封水压力不足的，可改造密封水管路降低阻力，将取水点前移至精处理前，或者加装密封水增压泵;凝泵密封水则可以采用凝水自密封;旁路减温水和精处理也可以修改定值;主调门通径偏小的可更换大通径调门来消除压损;更高要求的如想开启旁路门，需增加工频泵联启时旁路门快关联锁，并通过试验验证旁路门关闭时间能满足紧急状态时的调节要求。正常运行中应加强优化调整，培养节能运行的习惯。

11.3.6 辅机的节能优化

本次检查仍发现，不少电厂次要辅机，如闭式泵、开式泵和低加疏水泵等节能优化不够。这些辅机，原配置大都为全容量定速水泵，在气温水温较低和部分负荷下，有较大的裕量，通过改造能降低较大的电耗。建议在不同工况通过运行调整核算最低流量，择机进行改造，改造方案，对闭式泵可增加一台小泵，或双速改造、变频改造，以及永磁调速改造，低加疏水泵则以调速改造为主。

11.3.7 9E燃机配套汽机轴封漏汽大、超温

9E燃机多数配套由南汽生产的60MW等级汽轮机。上半年在一台汽轮机揭缸检修中，我们发现高压进汽室与首级喷嘴由螺栓紧固的密封面泄漏严重，间隙最大处超过1mm。从结构上看，此间隙导致新蒸汽不经过首级喷嘴而漏入第一级动叶前的轴封体前，导致轴封漏汽量增大，轴封汽温度超温。相当部分的新蒸汽未做功即泄漏至轴封，对机组的经济性也产生较大不利影响。该台汽轮机较长时间存在轴封漏汽异常，轴封母管溢流门全开，母管压力仍过高，不得不将均压箱安全门打开，轴封压力仍达到0.04～0.06MPa。第一次大修解体后发现前轴封齿倒伏严重，修复投运后轴封漏汽依然较大。本次揭缸发现上述缺陷后，全部更换了紧固螺栓并按要求三处点焊牢，启动运行后轴封汽基本正常。本次检查发现，除苏州蓝天燃机外，华电吴江、大唐吴江、戚墅堰和金陵燃机均不同程度存在轴封漏汽量大，均压箱温度高的现象。

建议同型的机组，应密切注意轴封系统运行参数，及时发现异常。有机会检修揭缸时，需重点对此密封面进行仔细检查，并做好备品备件购置和返厂处理准备工作。

11.3.8 燃机的运行优化及节能改造

燃机的辅机少，容量也不大，早期F级机组经过不断改造技改潜力已不多，后期新上的E级燃机，较多在设计阶段就考虑了辅机节能，配置了变频或双速辅机。同时，燃机主机部分进行节能技改的裕量较小，主要方向仍应放在辅机的节电改造和运行优化上。对9F机组主要有高压给水泵、中压给水泵和凝泵，对9E机组有高压给水泵、低压给水泵和凝泵。仍有部分机组这三种泵并未全部实现变速调节，部分机组即使已配置了变速泵，但出口调门仍未开足有节流。这三种泵优化运行做得最好的是苏州蓝天的两套9E机组，不仅全部实现了调速运行且出水门全部开足，达到了深度节能运行。对比苏州蓝天的运行工况，很多机组仍有节能技改和控制优化工作可做。凝泵已全部实现了变频，但仍需进一步深化，应积极采取措施保证调门开足。燃机的给水泵对应着相应等级的汽包，主要用来控制汽包水位，运行中汽包压力的变化也会影响汽包水位，给控制调节带来困难，使得很多机组给水调门节流运行。但是，只要控制策略和参数调整得好，完全可以不用调门节流，相关机组应积极开展控制优化工作。表中还可以看出，低压给水泵大多为定速泵，其出口调门节流较大，可考虑变频改造。同样的情况还有再循环泵。此外，部分F级燃机闭式泵电机为6kV定速电机，系统冷却水裕量较大，可考虑增加小泵或进行变频改造。

本次检查发现，有9E机组低压补汽阀没有全开，节流运行。据了解同类型其它机组的补汽阀调门基本全开，建议进行试验调整，优化调门控制策略，消除节流。