火电厂节能降耗策略学习材料

TPRI2019/9/91火电厂节能降耗策略于新颖西安热工研究院ThermalPowerResearchInstitute2006.10TPRI2019/9/92讲座的目的希望帮助理清思路：电厂的能耗状况能耗存在的问题所在问题的解决途径TPRI2019/9/93讲座的内容影响经济性的因素提高经济性的途径国产300MW汽轮机组节能降耗锅炉及燃烧系统经济性控制参数降低厂用电运行优化与性能诊断TPRI2019/9/941降低煤耗率2降低厂用电率电厂节能降耗的目的TPRI2019/9/95供电煤耗率cyelgdPPBb原煤耗率标准煤耗率100/1b29270Qbbcydbfdgdgdbgd[kg/(kW.h)][kg/(kW.h)]TPRI2019/9/96发电煤耗率ndcndcgdfdbfd123.029270360029270QbbndcgdelfdQ3600PBb原煤耗率标准煤耗率[kg/(kW.h)][kg/(kW.h)]TPRI2019/9/97生产厂用电率100NNfdlcydcydcydNfdlN式中─发电厂用电量，kW.h─发电量，kW.hTPRI2019/9/98发电热效率ndcgdelndcelndcq3600QBP3600QP3600[kJ/(kW.h)]gmgdgltTPRI2019/9/99影响经济性的因素TPRI2019/9/910影响汽轮机热效率的因素11高压缸效率2中压缸效率3低压缸效率4主蒸汽压力5主蒸汽温度6再热蒸汽温度7再热蒸汽压损8最终给水温度9凝汽器压力10再热器减温水流量11锅炉吹灰蒸汽流量12小汽轮机进汽流量TPRI2019/9/911影响汽轮机热效率的因素213机组补水率14调节阀运行法是及开度15给水泵焓升16凝结水泵焓升17轴封漏汽量18加热器给水端差19加热器疏水端差20凝汽器端差21凝汽器过冷度22阀门内漏23设备散热损失24TPRI2019/9/912影响锅炉热效率的因素1过量空气系数（O2）2排烟温度3飞灰可燃物4入炉煤热值5石子煤量TPRI2019/9/913汽轮机缸效率对热耗的影响TPRI2019/9/914主蒸汽压力对热耗率的影响主蒸汽压力对机组热耗率修正曲线-0.08-0.06-0.04-0.0200.020.040.060.080.10.12-1.2-1-0.8-0.6-0.4-0.200.20.40.60.811.2主蒸汽压力变化量（MPa)热耗率修正（%）TPRI2019/9/915主蒸汽温度对热耗率的影响主蒸汽温度对机组热耗率修正曲线-1-0.8-0.6-0.4-0.200.20.40.60.81-25-20-15-10-50510152025主蒸汽温度变化量（℃）热耗率修正（%）TPRI2019/9/916再热压损对热耗率的影响再热汽压损对机组热耗率修正曲线-0.3-0.2-0.100.10.20.30.40.557911131517再热汽压损（%）热耗率修正（%）TPRI2019/9/917再热汽温度对热耗率的影响再热汽温度对机组热耗率修正曲线-0.4-0.3-0.2-0.100.10.20.30.40.5-25-20-15-10-50510152025再热汽温度变化量（℃)热耗率修正（%）TPRI2019/9/918排汽压力对热耗率的影响排汽压力对机组热耗率修正曲线-2-10123456702468101214排汽压力（kPa)热耗率修正（%）TPRI2019/9/919再热减温水流量对热耗率的影响再热减温水流量对热耗率修正曲线00.20.40.60.811.20123456再热减温水流量（%）热耗率修正（%）TPRI2019/9/920小机进汽流量对热耗率的影响小汽机进汽流量对机组热耗率修正曲线-0.15-0.1-0.0500.050.10.15-5-4-3-2-1012345小汽机进汽流量变化量（%）热耗率修正（%）TPRI2019/9/921最终给水温度对热耗率的影响TPRI2019/9/922再热喷水量对热耗率的影响TPRI2019/9/923系统补水率对热耗率的影响TPRI2019/9/924调节阀开度对热耗率的影响TPRI2019/9/925A厂300MW亚临界机组运行参数偏离设计值引起的能耗差项目参数变化量影响煤耗(g/kwh)设计8月实际值影响煤耗(g/kwh)主汽压力每↓0.5MPa↑0.5716.214.771.63主汽温度每↓5℃↑0.31540535.680.27再热汽温每↓5℃↑1.46540535.721.25真空每↓1KPa↑2.1495.491.867.58给水温度每↓10℃↑1.32255.8243.461.63补水率每↑1％↑0.331.51.1-0.13高压缸效率每↓1％↑0.51中压缸效率每↓1％↑1.34负荷率240MW以上每↓10MW↑2.03TPRI2019/9/926B厂300MW亚临界机组运行参数偏离设计值引起的能耗差负荷率240MW以下每↓10MW↑1.36267.54.42端差每↑3℃↑0.9132.28-0.22过冷度每↑2℃↑0.1203.640.22排烟温度每↑10℃↑1.00133.2138.340.51飞灰可燃物每↑1％↑0.70≤5%1.26-2.62入炉煤热值每↓230kj/kg↑3.002276022744.190.21石子煤(T)4700.31累计15.05TPRI2019/9/927C厂330MW亚临界机组经济性分析5.123.793.492.852.061.861.020.940.760.580.580.380123456机组负荷率阀门内漏损失凝汽器压力高缸效率石子煤（40t/d）再热减温水流量补水率最终给水温度保温不良损失主蒸汽压力再热蒸汽温度主蒸汽温度煤耗率TPRI2019/9/928D厂超临界600MW机组运行参数偏离设计值引起的能耗差项目参数变化量影响煤耗(g/kwh)设计值8月实际值影响煤耗(g/kwh)主汽压力每↓0.5MPa↑0.12524.221.070.8主汽温度每↓5℃↑0.55566563.670.3再热汽温每↓5℃↑0.277566564.180.1真空每↓1KPa↑2.2196.191.979.1给水温度每↓10℃↑0.83282267.641.2补水率每↑1％↑0.611.50.93-0.3高压缸效率每↓0.5％↑0.25中压缸效率每↓0.5％↑0.17低压缸效率每↓0.5％↑0.58TPRI2019/9/929E厂超临界600MW机组运行参数偏离设计值引起的能耗差负荷率400MW以下每↓10MW↑1.60负荷率400MW以上每↓10MW↑0.50504.84.8排烟温度每↑10℃↑1.00123130.850.8飞灰可燃物每↑1％↑0.40≤4%3.55-0.2入炉煤热值每↓230kj/kg↑3.002276022689.60.9石子煤(T)21584.1累计21.5TPRI2019/9/930F厂超临界600MW机组影响机组热耗的主要因素分析02468真空缸效率负荷率系统泄漏再减水量影响供电煤耗率，g/kWhTPRI2019/9/931影响锅炉效率的主要因素影响锅炉效率的主要因素序号影响因素变化状况影响锅炉效率%影响发电煤耗(g/kWh)1排烟温度每增加1ºC-0.04+0.122进风温度每增加1ºC+0.04-0.123炉膛出口氧量每变化1％0.41.24飞灰含碳量每增加1％-0.15+0.5注：300MW机组TPRI2019/9/932提高经济性的途径TPRI2019/9/933汽轮机通流部分改造与调整通流部分改造全部（动、静、高、中、低）更换部分更换更换叶片通流部分局部调整通流部分间隙调整更换汽封改善高中压进、排汽平衡环汽封通流面积TPRI2019/9/934治理阀门内漏系统优化阀门合并阀门取舍阀门管理TPRI2019/9/935通常容易发生泄漏阀门：汽轮机本体疏水、高压主汽门前疏水、抽汽门前疏水、高压导管疏水、高低压旁路阀、高加事故疏水阀、给水旁路阀、给水泵和凝结水泵的再循环管等。造成的结果：造成大量高品位蒸汽漏至凝汽器，机组功率减少，同时凝汽器热负荷加大，又影响真空；造成疏水集管与扩容器的温差增大，甚至造成疏水集管与扩容器连接处拉裂，使大量空气漏入凝汽器；工质非正常流动，如工质通过疏水管道倒流至汽轮机，造成汽缸进水或冷蒸汽，启、停过程汽缸温差增大，甚至造成打闸停机后机组转速不能至零。TPRI2019/9/936提高回热系统性能合理调整加热器水位合理选择疏水阀门的流通面积合理设计排气系统合理掌握投入、退出的温度变化率合理检修维护（进出水室短路,旁路泄漏）TPRI2019/9/937提高汽轮机冷端性能真空严密性凝汽器清洁度冷却水流量冷却水温度凝汽器水室排空气减少热负荷抽空气系统TPRI2019/9/938改善抽气设备性能降低冷却水（工作流体）温度TPRI2019/9/939射水抽气器工作水温度对凝汽器压力的影响工作水温度（℃）21.0121.6922.0122.5123.3525.0229.98凝汽器压力（kPa）4.504.614.664.754.905.216.31注：试验条件：机组200MW负荷、工作水流量980m3/h、抽吸空气量75kg/h。TPRI2019/9/940图19射汽抽气器性能曲线01234567891011121314151617180102030405060708090100抽吸空气量（kg/h）吸入室压力（kPa）混合气体温度tmix50℃tmix45℃tmix40℃tmix35℃tmix30℃tmix25℃TPRI2019/9/941真空泵工作特性线图液环式真空泵运行特性线0204060801001201401601802000246810121416吸入压力(kPa)吸出混合气体量(kg/h)25℃工作液温度15℃TPRI2019/9/942真空泵降低冷却水温度的效果在300MW工况下，真空泵冷却水温度分别为18.5℃、22.25℃和30.5℃，真空泵出口循环液温度分别为35.34℃、38.875℃和45.11℃时，凝汽器压力分别为9.534kPa、9.94kPa和11.28kPa。在试验300MW工况下，减去循环水温度变化对凝汽器压力的影响后，真空泵冷却水全部改用工业水(18.5℃)，较原运行方式(循环水与工业水混合冷却)可以提高凝汽器真空0.288kPa，煤耗降低约0.86g/(kW·h)；较全部采用循环水可以提高真空约1.426kPa，煤耗降低约4.26g/(kW·h)。TPRI2019/9/943国产引进型300MW汽轮机组节能降耗TPRI2019/9/944目前国产引进型300MW汽轮机组已投产100余台，据调查统计，机组的实际煤耗率与其设计值相比，平均约升高30~35g/(kW·h)。与同类型机组相比，在负荷率相同的条件下，平均约高出20～25g/(kW·h)，其中可回收的约10～15g/(kW·h)，表明该型机组在提高经济性等方面有相当大的空间。TPRI2019/9/945引进型300MW汽轮机组完善化概述完善和改进汽轮机本体结构。通过改进汽轮机本体结构，重点解决正常运行中高压缸上、下缸温差大，汽缸变形、法兰螺栓松驰或断裂、结合面漏汽等问题；完善和改进汽封结构、合理调整通流中心分径向间隙。根据计算和测量汽缸与转子的变形结果，提出合理的汽封结构和通流中心分径向间隙，改进检修工艺，减少本体内漏损失；优化和改进疏水系统。取消冗余系统，优化联接方式，使用先进成熟的产品，消除外漏，减少内漏；合理调整配套辅机和回热系统设备性能，根据不同的负荷工况，确定最佳运行方式和控制参数。供电煤耗率下降10g/(kW.h)或更多；TPRI2019/9/946存在问题1-高压缸效率低上汽、哈汽制造的该类型机组实际运行中反映最为普遍的另一个问题是高