汽机运行对标月分析

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1、汽机专业对标分析•汽机二级指标分析一、凝汽器真空：一号机组：本月1号机平均负荷221MW,真空实际完成值为93.98KPa,本周目标值为94.08KPa,低于目标值0.lKPao按凝汽器真空度每变化lKPa影响煤耗3.09g/kwh计算，共影响煤耗0.309g/kwho分析原因：1.一号机凝汽器A侧胶球清洗装置冇缺陷暂不能投入运行，检修［1交记事，影响凝汽器冷却水管冷却效果，对凝汽器真空有影响；2.大修试验报告显示，1号机主机效率低于设计值较多，热耗率高于设计值467kj/kwh,说明在同样的负荷情况下低压缸排汽量高于设计值，导致真空达不到设计值。3.1号机高、低加疏水温度超标造成抽汽排

2、挤现彖，最终导致低压缸排汽流量增加。1号高加疏水端差高于设计值27°C,2号高加疏水端差高于设计值5°Co5、6号低加因疏水冷却段取消，疏水温度高于设计值20°Co4.1号机5〜8低加事故疏水气动门内漏，增加了凝汽器热负荷。整改意见及措施：1.利用停机机会消除阀门内漏现彖。2.利用停机机会对高低加进行改造或更换。3.做循环水泵优化运行试验，根据试验结果启停备用循环水泵，保证机组在最经济真空下运行。4.将凝汽器A侧胶球清洗装置处理好，胶球清洗正常投入，保证凝汽器冷却水管路清洁。二号机组:本月2号机平均负荷222MW,真空实际完成值为93.07KPa,本周目标值为93.37KPa,低于口标值

3、0.3KPa。按凝汽器真空度每变化lKPa影响煤耗3.09g/kwh计算，共影响煤耗0.927g/kwho分析原因：1、由于环境温度升高，循环水入口温度升高，造成开式水用户水量增加，凝汽器冷却水量相对减少，影响真空；2、大修试验报告显示，1号机主机效率低于设计值较多，热耗率高于设计值467kj/kwh,说明在同样的负荷情况下低压缸排汽量高于设计值，导致真空达不到设计值。3、1号机高、低加疏水温度超标造成抽汽排挤现象，最终导致低压缸排汽流量增加。1号高加疏水端差高于设计值27°C,2号高加疏水端差高于设计值5°Co5、6号低加因疏水冷却段取消，疏水温度高于设计值20°Co4、1号机5〜8低

4、加事故疏水气动门内漏，增加了凝汽器热负荷。5、1、2号机组都在运行工况卜：1、2号循环水联络供回水门开启状态，1机2塔的运行方式，1号机分流一部分循环水量，影响了2号机的真空。整改意见及措施：1、利用停机机会消除阀门内漏现彖。2、利用停机机会对高低加进行改造或更换。3、做循环水泵优化运行试验，根据试验结杲启停备用循环水泵，保证机组在最经济真空下运行。三号机组:本刀3号机组平均负荷217MW,真空实际完成值为93.95KPa,本周目标值为93.25KPa,低于目标值0.3KPa。按凝汽器真空度每变化lKPd,影响煤耗3.09g/kwh计算,共影响煤耗0.927g/kwho分析原因：1.木月

5、3号机做真空系统严密性试验为0.26KPa/min,经运行人员全面检查，未发现漏点。2.3号机凝汽器设备老化，换热效果差，本周3号机凝汽器端差平均值为7.4°C,高于设计值。3.3号机高、低加疏水温度超标造成抽汽排挤现象，最终导致低压缸排汽流量增加。1号高加疏水端差高于设计值35°C,2号高加高于设计值14°C,,3号高加高于设计值13°C05、6号低加因疏水冷却段取消，疏水温度高于设计值约20°Co7号低加因疏水冷却段取消，疏水温度高于其他机组20°C,排挤8段抽汽，导致低压缸排量增加。4.下表为3号机大修试验报告屮汽缸效率统计表：5.6.高压缸效率7.中压缸效率&低压缸效率9.设计值

6、10.86.248%11.92.077%12.89.668%13.实际值14.83.34%15.92.4%16.84.44%5.从上表可看出：3号机汽缸效率低于设计值，导致低压缸排汽流量大于设计值。6.3号机小机排汽量高于设计值。下表为大修试验报告屮小机用汽量统计表。17.18.设计值19.实际值20.21.34.89t/h22.40.2t/h7、3号机高、低压旁路电动门内漏严重，造成凝汽器热负荷增加。8、3号机5〜8低加事故疏水气动门内漏，增加了凝汽器热负荷。整改意见及措施：1.做循坏水泵优化运行试验，根据试验结果启停备用循坏水泵，保证机组在最经济真空下运行。2.利用停机机会消除阀门内

7、漏现象。3.利用大修机会对凝汽器进行改造。四号机组:本月4号机组平均负荷210MW,真空实际完成值为95.44KPa,本周目标值为93.54KPa,低于目标值0.lKPao按凝汽器真空度每变化1KPa,影响煤耗3.09g/kwh计算,共影响煤耗0.309g/kwho分析原因：1、4号机凝汽器设备老化，换热效果差。2、4号机高、低加疏水温度超标造成抽汽排挤现象，最终导致低压缸排汽流量增加。1号高加疏水端差高于设计值28°C,2号高加高