300MW机组汽机节能对标管理汽机本体及辅机参数节能对标管理汽机Word文件下载.docx
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8340.0
7968.8
7965.8
7976.2
汽耗率kg/kW
3.211
3.030
3.056
2.996
主蒸汽压力MPa.a
16.7
再热蒸汽压力MPa.a
3.241
3.263
3.412
3.060
主蒸汽温度℃
537.0
再热蒸汽温度℃
主蒸汽流量kg/h
1059727
1112713
988969
再热蒸汽流量kg/h
911708
916044
959065
858203
排汽压力MPa.a
11.8
4.9
排汽流量kg/h
687006
676586
704745
638460
补给水率%
3
给水温度℃
273.7
274.0
277.1
269.7
发电机功率kW
供热抽汽时汽轮机特性数据
夏季额定抽汽工况
冬季额定抽汽工况
夏季最大抽汽工况
冬季最大抽汽工况
冬季最大采暖工况
抽汽压力MPa.a
1.0
1.0（工业）
/0.4（采暖）
1.0/0.4
0.4/（厂用气压力）
抽汽流量t/h
160
160/252.6
220
250/360
510/30（厂用气）
292682
264143
278197
235533
254642
热耗值kJ/Kw.h
7729.8
6321.5
7458.3
5238.0
5713.8
3.104
2.588
3.062
2.363
3.138
3.152
3.278
3.171
537
907651
911775
907656
953753
912750
530810
309086
471902
159661
222451
272.8
273.0
276.0
273.1
2.3汽轮机额定负荷时各级抽汽参数
抽汽级数
流量
kg/h
压力
MPa.a
温度
℃
允许的最大抽汽量kg/h
第一级（至1号高加）
69011
5．4974
376.2
第二级（至2号高加）
53819
3.3996
314.7
第三级（至3号高加）
34768
2.0756
480.3
第四级（至除氧器）
40159
1.1534
395.2
第五级（至5号低加）
61122
0.5867
308.4
第六级（至6号低加）
27686
0.1435
157.3
第七级（至7号低加）
30503
0.0652
第八级（至8号低加）
30077
0.0231
2.4汽、水品质标准
序号
项目
单位
指标
凝结水
凝水混床
出口
除氧器
省煤器
进口
蒸汽
1
溶解氧
ppb
≤30
/
≤7
2
氢电导率
μs/cm
25℃
≤0.3
≤0.1
钠
≤10
≤5
4
凝结水硬度
μg/L
≈0
≤15
5
二氧化硅
≤20
6
铁
（25℃）
7
铜
8
PH（25℃）
9.5≥PH≥9
9
联氨
50≥N2H4≥10
10
氨
ppm
5≥氨≥0.2
3.330MW国产机组汽轮机主要技术参数
上海汽轮机厂
汽轮机型号
亚临界单轴三缸双排汽一次中间再热抽凝式供热机组（两级可调整抽汽）
额定功率（MW）
330.130
最大功率T-MCR（MW）
349.727
阀门全开工况功率VWO（MW）
364.054
VWO+5%OP功率
主蒸汽压力（MPa）
再热蒸汽压力（MPa）
主蒸汽温度（℃）
再热蒸汽温度（℃）
额定主蒸汽流量（t/h）
988.969
额定再热蒸汽流量（t/h）
858.203
额定排汽压力（MPa）
额定冷却水温度（℃）
20
排汽流量（t/h）
638.460
给水温度（℃）
回热抽汽段数
汽轮机级数（高/中/低）
1+8/7/2×
末级叶片长度（mm）
1050
保证静热耗率（kJ/kWh）
汽轮机总长（m）
21.7
4.主要辅机及其特性
4.1给水泵
4.1.1给水泵汽轮机
制造厂家
北京电力设备总厂
单缸、单流、单轴、冲动式、纯凝汽、下排汽
4966KW
高压蒸汽参数
16.7MPa/537℃
转速调节范围
3000-5780r/min
低压蒸汽参数
1.0856Mpa/394.4℃
排汽压力
6.18Kpa
转向
从给水泵汽轮机向发电机看为顺时针
4.1.2给水泵
郑州电力机械厂
筒体芯包、卧式
TGQ06/7-1
进口流量
555t/h
转速
5300r/min
出口流量
505t/h
给水温度
183.5℃
进口压力
1.73Mpa
从汽轮机和电动机看为顺时针方向
出口压力
22.04Mpa
4.1.3电动给水泵
300TSBII-J
355t/h
4640r/min
305t/h
1.0856Mpa
顺时针（从电动机向给水泵看）
22.026Mpa
电动给水泵电动机
上海电机厂
额定电流
454A
YK0S3600-2
2980r/min
3600KW
向主泵轴端看为顺时针
额定电压
6000V
液力耦合器
上海交大南洋
YOCQ500H
输入转速
2980r/min
额定传递功率
3300KW
输出转速
4800r/min
调速范围
25-100%
4.1.4前置泵
卧式、轴向中分泵壳型
300ZYB
输送介质
锅炉给水
级数
1级双吸叶轮
555t/h
1.84Mpa
扬程
87m
汽蚀余量（必须）
3.6m
效率
82%
轴功率
160KW
进水温度
1490r/min
前置泵电动机
电压
电流
绝缘等级
Y2-315L2-4
200KW
380V
367A
F
4.2凝汽器
上海电气集团股份有限公司
单背压、对分双流程、表面式
N-22000
冷却水
循环水（中水）
凝汽器水阻
＜0.06MPa.a
冷却面积
22000m2
冷却水量
~38000t/h
冷却水温
20℃
冷却管数量
29364
冷却管材料
不锈钢管（TP317）
冷却管尺寸
Φ22×
0.7×
10923/Φ22×
10923
凝汽器重量
346.823t
凝汽器压力
4.9kPa（a）
凝汽器端差
3.09℃
4.3低压加热器
上海电气股份有限公司
低压加热器编号
#5低压加热器
#6低压加热器
#7低压加热器
#8低压加热器
卧式
JD-830-2-4
JD-700-2-3
JD-910-1-2
JD-930-1-1
加热面积
830m2
700m2
910m2
930m2
凝结水流量
842.83t/h
凝结水进口温度
107.6℃
85.6℃
60.6℃
33.8℃
凝结水出口温度
155.6℃
上级疏水量
66.16t/h
95.99t/h
128.933t/h
本级疏水量
162.633t/h
本级疏水温度
113.2℃
91.2℃
66.2℃
39.4℃
壳侧设计压力
0.711MPa
0.225MPa
0.13MPa
壳侧设计温度
330/170℃
190/125℃
110℃
管侧设计压力
3.92MPa
管侧设计温度
164℃
125℃
130℃
4.4高压加热器
#1高压加热器
#2高压加热器
#3高压加热器
JG-1025
JG-1110
JG-885
卧式U型管
1025m2
1110m2
885m2
7.58MPa
4.81MPa
2.53MPa
420/295℃
360/265℃
505/225℃
28.05MPa
295℃
265℃
225℃
4.5除氧器
上海电气集团
GC-1250/GS-155
卧式内置式
喷嘴压力降
0.056MPa
设计压力
1.57MPa
PH值
8.8-9.3
最高工作压力
1.2824（MPa）
最高进汽温度
395℃
设计温度
396℃
直径/长度/厚度mm
3800/21550/38（筒身）42（封头）
额定出力
1250t/h
滑压运行范围
0.147-1.2824MPa
最大处理水量
1320000kg/h
出水含氧量
≤7μg/L
154.7℃
除氧器有效容积
155m3
4.6凝结水泵
沈阳工业泵制造有限公司
立式筒袋泵
9LDTNB-5PS
754KW
必须汽蚀余量
3.0m
运行
1台运行1台备用
泵转速
1410r/min
4.9KPa
从电机向下看逆时针
工作温度
32.54℃
2.8MPa
83%
287m
805m3/h
凝结水泵电动机主要技术参数：
立式感应电动机
总重量
5700Kg
YLBKK500-4
1480r/min
1000KW
93.1%
烘潮器电压
6KV
功率因数
0.87
烘潮器功率
4.7真空泵
抽真空能力
极限真空
配用功率
湖北同方高科
泵业有限公司
2BE1353-0E
85kg/h
6KPa
590r/min
87KW
配用电动机：
电压
Y355L2-10
327A
590r/min
4.8闭式水泵
汽蚀余量
山东博泵科技股份有限公司
35m
370t/h
4m
1450r/min
75kW
配用电动机
湘潭电机厂
Y280S-4/75
138.4（A）
闭式水冷却器
换热面积
净重
上海艾克森新技术有限公司
AN25L1-1TP371N
板式
297.5m³
1.0MPa
3410kg
4.9开式水泵
18m
1450t/h
6.5m
132kW
Y315M-4/132
240（A）
4.10循环水泵
56SH-28
卧式泵（双速泵）
20160m³
/h
485r/min
25.2m
88.5%
重量
24000kg
8—9m
YBKKL900-12/14
6000
0.3
1800
二：
有关指标的定义及计算方法
1.等效可用系数（EAF）
（1）定义：
指计算期内可用小时减去降低出力等效停运小时之后与计算期内日历小时的比率。
（2）影响指标的主要因素和解决措施
指标名称
设计值或国家、行业规定的标准值
等效可用系数
%
100
1影响等效可用系数的主要因素
1.1计划检修时间影响。
1.2非计划停运时间影响。
1.3计划降出力和非计划降出力等效停运时间影响。
2解决措施
2.1提高检修质量，缩短检修工期。
2.2加强运行管理和检修管理，减少主机设备和机组保护装置误动作的非计划停运及主要辅机设备的非计划停运。
2.3推广故障诊断技术，推行预知维修方式，实现机组状态检修，延长机组或辅机检修间隔。
2.强迫停运率（FOR）
指计算期内强迫停运小时与计算期内运行小时、强迫停运小时二者之和的比率。
强迫停运率
1影响强迫停运率的主要因素
1.1保护动作、误动停运。
1.2发生在72小时内必须停运的设备故障。
1.3运行操作不规范。
2.1加强技术监督，妥善安排消除设备隐患。
2.2加强运行培训和管理，避免因误操作引发的机组停运。
3.非计划停运次数
（1）定义：
指统计期内设备非计划停运的次数。
非计划停运次数
次
1影响非计划停运次数的主要因素
1.1运行操作不规范。
1.2技术监督不到位，安装、检修质量差，发电设备存在隐患。
1.3热工DCS故障或保护误动。
1.4检修计划安排不当，设备带病运行。
1.5煤质变化大，燃烧调整不及时。
2.1加强运行培训和管理，防止误操作，防止保护误动，制定各种措施保证机组安全运行。
2.2重视基建工作。
特别要重视基建和扩建过程中的监理和设备监造工作。
2.3提高检修质量，切实消除设备隐患，确保设备健康运行。
2.4加强DCS管理，避免因DCS通讯或其它原因危及机组安全运行。
2.5加强锅炉、汽轮机叶片、汽轮机油系统、电气等技术监督工作。
2.6合理安排检修计划，及时进行大小修。
2.7重视燃料管理工作。
注重不同煤质条件下（特别是在低负荷时）锅炉制粉系统和锅炉燃烧运行方式的调整实验研究，必要时制定切实可行的改造方案。
4.非计划停运小时（UOH）
指设备处于非计划停运的小时数。
（2）影响指标的主要因素和解决措施
非计划停运小时
h
1影响非计划停运小时的主要因素
1.1发电设备存在隐患。
1.2检修质量、运行操作。
2.2提高检修质量，缩短检修消缺时间。
2.3加强DCS机热工保护设备管理，避免因DCS或其它原因造成停机。
5.非计划降出力时间
指机组处于非计划降低出力状态下的可用小时数。
非计划降出力时间
1影响非计划降出力时间的主要因素
1.1煤质的原因。
1.2主辅助设备故障。
1.3人员误操作。
2.1加强入炉煤煤质管理。
2.2对主辅机加强检查维护，及时消缺，保证检修质量。
2.3加强运行培训和管理，防止误操作，防止保护误动，制定各种措施保证机组安全运行。
6.有效利用系数（或利用小时）
利用小时指机组实际发电量折合成最大容量（或额定容量）的运行小时数。
利用小时等于计算期内实际发电量除以铭牌额定容量。
利用系数指计算期内利用小时与计算期内日历小时的比率，是反映发电设备利用程度的指标。
有效利用系数（或利用小时）
1影响有效利用系数（或利用小时）的主要因素
1.1检修质量差。
1.2运行管理存在漏洞。
1.3煤质原因。
1.4电网调度原因。
2.1从全方位入手，提升管理水平、检修质量，改善煤质、优化机组运行方式。
2.2减少非计划停运，使机组多发满发。
2.3对主辅机加强检查维护，及时消缺，
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