火电厂节能管理及指标分析

1、1 火电厂节能管理及 指标分析 2 节能管理的原则 管理节能 回归设计 优化运行 检修质量 技术改造 目标管理 l运行人员运行人员 l检修人员检修人员 l节能人员：掌握机组能耗节能人员：掌握机组能耗 状态；制定改进措施。状态；制定改进措施。 l发电公司：指导节能管理，发电公司：指导节能管理， 控制运行成本。控制运行成本。 3 我国煤耗水平与国外对比 4 电厂节能管理评价系统以机组性能分析监测为基础，通过电厂节能管理评价系统以机组性能分析监测为基础，通过 评价准则、耗差分析、优化运行、综合分析等方法，掌握评价准则、耗差分析、优化运行、综合分析等方法，掌握 机组能耗状态、提高机组运行经济性。机组能

2、耗状态、提高机组运行经济性。 5 电厂节能管理存在的问题 电厂在实际的运行中不能实时准确的知道机组的运行情况，特别是关于机组的效率和煤耗等相关的二次计 算数据，只能通过电力试验研究所等单位进行定期的测试计算工作来得知特定工况的性能数据。 生产经营所需要的实时机组运行的成本数据不能有效的获得。 运行人员对于机组可提高的潜力也不是太清楚。 6 热经济性分析与诊断 火电厂热力系统是由本体和众多的辅助设备及其子系统组成的复杂 的结构系统，包含有许多独立和相互关联的参数。热经济性低的原 因除设备本身的性能因素外，任何一个部件或者子系统的经济性降 低，都将导致整个系统的经济下降。 将引起热力系统经济降低位

3、置、原因找出来，为挖掘电站设备的节 能潜力以及指导运行、维修提供依据。 目的：在实际热力系统运行中，使每个参数都处于最佳状态，使机 组运行的供电煤耗最低、热经济最高。 7 8 火电机组在线分析系统国外发展 七十年代初，美国、加拿大等西方国家开始试验机组热经济性在线分析系统，是用热偏差分析法对机组热 耗变化进行在线监视，通过对一些可控参数的调整，使机组的能耗减到最小。如美国西屋电气公司研制了 汽轮机发电机组 AID 状态监测与诊断系统。 9 火电机组在线分析系统国外发展 八十年代初，美国EPRI、英国的 Babcock、Controls，德国的 DVG 与 VGB，日本的 CRIEPI、Mits

4、ubisi、Hitachi 以及ABB 等公司和科 研机构也进行相应的研究和试验。 九十年代，各个大型 DCS 厂家相继提出了自己的机组性能监测与诊断软 件 ABB 的 OPTIMAX Siemens 的 SR4 Elsag Bailey 的 PERFORMER EPRI能源管理系统（OEM）实现了全厂范围内的性能优化与热耗管 理。 10 ABB 的 OPTIMAX Optimax-MODI是一个实时的专家系统，具有专用于电厂的知识库， 包括了故障树，显示不同干扰间的相互影响关系； 评估电厂中各设备或系统状态，将过程参数与数学参考模型进行比 较，给出偏差并分析原因，检测故障，同时提出纠正措施。

5、 在故障早期就可为运行和管理人员提供有关故障信息，避免重大事 故发生。 电厂工程师还可根据运行中得到的最新经验，更新和修改专家系统 的知识库， 德国Staudinger电站的2 台285 MW机组及Boxberg电厂的2 台 500 MW机组、瑞典的Fokrsmark核电站成功应用。 11 Siemens 的 SR4 Sienergy是用于电厂运行管理一体化的软件包，从燃料、设备运行 费用、机组效率及主要部件寿命损耗等多个角度出发，进行综合优 化管理。 机组效率分析优化模块(SR4)主要用于机组性能和效率分析。通过仿 真，从整个电厂运行角度动态分析各设备或系统效率，并考虑了电 厂各设备间的热力

6、关系，以图形方式显示设备或系统效率是否降低， 并以货币形式反映对运行成本的影响，为运行和管理人员提供了直 观、清晰的故障标识。 12 SIEMENS厂级信息管理系统 基于成本管理的检修管理软件BFS+(生产管理)。 基于DCS系统的实时采集数据软件PI(Plant Information System)。 基于性能计算的运行优化软件OPTIpro。 基于DCS协调控制参数优化的软件PROFI。 面对电力市场的决策支持软件Cockpit。 13 Elsag Bailey 的 PERFORMER Performer是一个综合的大型优化管理软件包，可根据电厂每个设备、子系统运行情况和电网需求指令，

7、协调指挥整个单元机组或全厂工艺系统运行在最佳效率点，使运行成本和上网电价最低，达到最好的经济 效益。 14 ERP管理模式 依靠多种高级优化、管理和决策软件的支持，对全厂进行全方位的、以成本为核心的控制和管理。 优化控制软件安装在实时控制层单元机组DCS中,优化管理软件安装在生产管理层。 火电厂的控制包括机组运行优化控制、设备采购控制、成本控制及效益控制等多方位和层次控制。实时控 制系统也只有在更深层次的管理软件支持下，才能达到最佳的优化运行点。 15 火电机组在线分析系统国内发展 我国目前电站的性能监测系统普遍具有性能指标计算、报表自动生成、事故追忆、越限记录、趋势图显示 等功能。在此基础上

8、开发出运行可控损失监测、预测性维修、运行优化、最佳负荷分配等功能。 国内已投入的主要有西安交通大学研制的“微机在线运行能损分析装置”，华北电力大学研制的“机组经 济性在线监测诊断指导系统（MDG）”，以及东南大学研制的监测诊断系统等。 16 火电机组在线分析系统发展 经济性分析与诊断系统的功能正在由简单计算分析，向通用化、智能化、性能预测方向发展。 对各种引起的经济性下降的原因进行分析，并能够定量分析各种引起经济性下降的故障对机组的主要经济 性指标的影响程度，为维修及挖掘节能潜力提供依据。 基于经济性与安全性综合的状态分析与诊断系统，以便更好地指导机组的运行和状态检修决策也是今后发 展的主要趋

9、势。 17 在线分析系统存在的主要问题 1.现场测量元件不准确，使系统热力计算误差较大。因此对伪参数的判定及给出解决方法是一个难点。 2.模块化建模或组态技术 3.热力计算中还存在一些尚未完全解决的问题或者解决不够完善的问题，如：热力计算基准值的选定、主 蒸汽流量计算、辅助流量(轴封漏气)、末几级湿蒸汽焓及排汽焓的确定等问题。 4.对于设备的故障诊断不能适应复杂设备。 18 机组性能运行优化目的 实时计算机组的包括煤耗，效率等性能指标数据，作为计算机组综合发电成本和管理层进行竞价上网的报 价基础 根据各种负荷、环境温度、湿度等实际的限制条件，实时计算出机组应能达到的最佳的运行工况、寻找机 组最

10、经济运行方式，并给出实际运行参数和最优运行参数(期望值)之间的偏差，同时给出可控制偏差部分的 实际影响大小，为运行人员根据影响因素大小改变运行方式提供依据。 19 1. 节能管理总则及基本方法 1.1 机组能耗指标统计 1.2 预测机组可以达到的最佳性能 1.2.1. 机组设计性能与预期最佳性能的差异 1.2.2 不同热耗率的定义 1.2.3 预测机组可达到的最佳热耗率 1.3 检查机组性能下降的原因 1.3.1局部热力系统评价 1.3.2 机组性能参数监测 1.3.3 机组设备性能试验 1.4 机组性能改进措施 1.4.1短期内改进措施 1.4.2 需要较长时间才能达到的热耗率 20 指标管

11、理系统-厂级指标 经济类指标：发电量、供电标煤耗、点火助燃油耗、厂用电率、补水率等； 设备类指标：等效可用系数、非计划停运次数、非计划停运小时、等效强迫停运率等； 安全指标； 环保指标； 燃料指标：煤量、月煤量、燃料及灰份化验值； 电能质量指标 21 指标管理系统-部门级指标 厂运行部指标：各机组供电煤耗率、各机组补水率、各机组厂用电率、各机组点火助燃油耗、各机组发电 量； 厂维修部指标：各机组等效可用系数、各机组非计划停运次数/小时、各机组主要辅机可用率。 22 指标管理系统-生产专业指标 运行管理室：炉主汽温度、主汽压力、再热汽温、再热减温水量、过热减温水量、 飞灰含碳量、补水率、排烟温度

12、、各加热器端差、凝汽器端差、真空、给水温度； 运行化学专业：凝结水合格率、给水合格率、炉水合格率、酸耗、碱耗； 维修锅炉专业：锅炉四管爆漏次数、锅炉设备等效可用系数、锅炉辅机可用率； 维修汽机专业：汽机设备等效可用系数、汽机辅机可用率、汽机 真空严密性； 维修电气专业：电气设备等效可用系数、继电保护装置投入率、继电保护正确动作 率； 维修热工专业：热工保护正确动作率、热工设备可用等效系数、自动装置投入率、 热工主保护投入率。 23 24 机组设计性能与预期最佳性能的差异 机组设计中采用的一些数据是假设的值，与实际情况存在差异。如 抽汽管道的压降、再热器压降、凝汽器背压和负荷的关系、过热器 和再

13、热器的减温水量、煤种以及过剩空气量等。 机组的性能随着机组老化而下降。 机组的改造会改变性能，如提高排烟温度、改造或更新除尘器、增 设烟气脱硫或脱硝装置、更新汽轮机喷嘴、叶片、加热器管束、凝 汽器管束等。 设备带有设计遗留的缺陷，不能在制造厂规定的条件下运行。 25 不同热耗率的定义 设计热耗率：作为计算各种水平热耗率起点的基础，没有包含正常 运行中存在的各种变动因素对热耗率产生的影响，如大气温度的变 化、环保设备安装后所增加的能耗以及运行参数的偏离等。 较现实的热耗率：把正常运行中因一些额外因素产生的不可避免损 失(如锅炉排污、环保设备的用电、用汽)修正设计热耗率后得到的。 可以达到的最佳热

14、耗率：把正常运行中因一些变动因素所产生的不 可控损失(如环境温度、煤质和设备改进等变动)修正较现实的热耗率 后得到的。 26 预测机组可达到的最佳热耗率 确定机组在各负荷点上出现的时段次数，绘出机组负荷分布情况图。 确定机组在各负荷点下的可以达到的最佳热耗值。 利用加权平均的方法求出可达到的最佳热耗值。 27 28 与机组热耗率直接相关的重要参数列表 汽汽 轮轮 机机 参参 数数 主蒸汽温度主蒸汽温度 凝凝 汽汽 器器 循环水进口温度循环水进口温度 主蒸汽压力主蒸汽压力循环水出口温度循环水出口温度 再热蒸汽温度再热蒸汽温度凝汽器压力凝汽器压力 再热器压降再热器压降凝结水温度凝结水温度 高压缸效

15、率高压缸效率凝汽器端差凝汽器端差 中压缸效率中压缸效率 锅锅 炉炉 排烟温度排烟温度 低压缸效率低压缸效率排烟中排烟中O2含量含量 第一级进汽压力第一级进汽压力排烟中排烟中CO含量含量 轴封汽量轴封汽量排烟中排烟中CO2含量含量 进汽流量进汽流量灰中可燃物灰中可燃物 热热 力力 系系 统统 给水流量给水流量煤中水分煤中水分 凝结水流量凝结水流量磨煤机废弃物磨煤机废弃物 加热器上端差加热器上端差通风损失通风损失 加热器下端差加热器下端差辅辅 机机 辅机耗电量辅机耗电量 给水温升给水温升辅机耗汽量辅机耗汽量 抽汽管道压降抽汽管道压降其其 它它 循环水系统补充水量循环水系统补充水量 减温水量减温水量

16、环境温度环境温度 补水流量补水流量 系统严密性系统严密性 汽动给水泵性能汽动给水泵性能 29 局部热力系统评价 采用“热耗率逻辑树法”，它套用故障分析的“故障树”结构技术，使用逻辑逐步推理方法，检查引起热 耗率增大的原因，逻辑树的每一后续级对热耗率增大的可能原因提示出更多细节，比前一级更具体。 30 热耗率逻辑图 31 锅炉损失逻辑树图 32 汽轮机循环损失 33 冷却水循环损失 34 电动辅机损失 35 36 37 38 机组设备性能试验 锅炉设备性能试验 汽轮机性能试验 凝汽器性能试验 冷却塔性能试验 空预器性能试验 磨煤机性能试验 水泵性能试验 39 机组性能短期内改进措施 (1) 热力

17、系统检漏和堵漏。 (2) 改进机组运行工况，确定机组的主要运行可控参数如给水温度、 过热蒸汽温度、压力的目标值， (3) 预防性检修 1) 燃料燃烧设备 2) 燃烧空气系统 3) 受热面表面的维护，吹灰优化 4) 凝汽器清洁度 5) 给水加热器维修 6) 疏水器维修 40 需要较长时间才能达到的热耗率 (1) 机组性能优化 过剩氧量优化 给水加热器水位 锅炉排污的优化 厂用电负荷的优化 (2) 机组滑压运行 降低给水泵功耗； 减少节流损失，提高汽轮机高压缸效率； 降低高压缸热应力。 (3) 设备检修或更新 (4) 用于运行监督的决策树 41 决策树 决策树为运行人员提供分析监控参数偏差的各 种

18、可能原因，其中发生概率越大的原因，则在 树中出现的位置越靠前，运行人员能够迅速查 明原因。决策树的排列是将能立即采取对策的 检查放在最前面的原则排列顺序的，如： 运行人员在控制室就能处理的通过维修才能处理 的 不需要停下设备就能进行维修的需要停用部分 设备或需要降低部分出力才能进行维修的 只需要停用部分设备就能进行维修处理需要停用 整个机组方能进行维修。 42 主蒸汽温度决策树 43 2. 节能指标预测 2.1 汽轮机指标 2.2 全厂综合性指标管理 2.3 火电厂机组热经济性指标 44 国产600MW汽轮机产品 参数参数技术来源技术来源技术特征技术特征备注备注 上海汽轮上海汽轮 机厂机厂 1

19、6.67MPa/538/538 西门子西门子 西屋技术西屋技术 反动式、三缸反动式、三缸 或四缸四排气或四缸四排气 亚临界亚临界 24.2MPa/566/566超临界超临界 东方汽轮东方汽轮 机厂机厂 16.67MPa/538/538 日立公司日立公司 技术技术 冲动式、三缸冲动式、三缸 亚临界亚临界 24.2MPa/566/566超临界超临界 哈尔滨汽哈尔滨汽 轮机厂轮机厂 16.67MPa/538/538东芝技术东芝技术 全三维技术全三维技术 亚临界亚临界 24.2MPa/566/566 高压缸为高压缸为 三菱技术三菱技术 超临界超临界 45 2.1.1 给水温度 设计给水温度主要受高压加

20、热器的进汽压力和高压加热器的运行可靠性的影响。 提高给水温度，应采取的措施有： 保持加热器清洁，对加热管子进行清洗； 改进高压旁路门和旁路系统，消除加热器旁路阀、高压加热器水室隔板的泄漏现象； 消除低压加热器不严密现象； 保证加热器疏水器正确动作，维持加热器疏水在最低水位； 46 2.1.2 高压加热器投入率 高压加热器投入率是指高压加热器投入运行小时数与相应的汽轮机发电机组运行小时数之比的百分数。 高压加热器投入率与高压加热器启动方式、运行操作水平、运行中给水压力的稳定程度和高压加热器健康 水平有关。 随机启停机组高压加热器投入率98%，对于定负荷启停机组高压加热器投入率95%。 47 2.

21、1.3 真空度 真空是大气压力与工质的绝对压力之差， 真空度是指凝汽器的真空值与当地大气压力比值的百分数 kPa 100% kPa 凝汽器的真空值（） 真空度= 当地大气压力（） 48 提高真空的主要措施： 降低冷却水的入口温度； 增加冷却水量； 加强凝汽器的清洗； 保持凝汽器的胶球清洗装置经常处于良好状态； 维持真空系统的严密性。 49 2.1.5 凝汽器端差 凝汽器端差是指汽轮机排汽与凝汽器冷却水出口温度之差。 凝汽器端差一般控制在48。 端差的大小与凝汽器单位冷却面积的蒸汽负荷、凝汽器钛（铜）管 清洁程度及真空系统严密性有关。 端差必须控制在设计值以内，降低端差的措施： 安装并投运胶球连

22、续清洗装置； 防止凝汽器汽侧漏入空气，降低真空泄露率； 定期采用冷却水反冲洗等方法，清洗凝汽器管内浮泥； 根据冷却水水质情况，进行冷却水处理。 50 2.1.7 真空严密性 真空下降速度是指凝汽器真空系统在抽气器停止抽气状态下空气漏入凝汽器后，凝汽器内压力增长的速率， 单位Pa/min。 100% 实验期凝汽器内压力增加值 凝汽器真空下降速度= 实验时间 51 2.1.8 汽水损失率 汽水损失率是指电厂热力循环系统中的汽水损失量占锅炉蒸发量的百分数。 汽水损失量=锅炉补给水量-发电自用蒸汽消耗量-对外供热（水）量+吹灰用汽量+锅炉排污量+对外供热 冷凝水返回量 发电厂的汽水损失率控制水平为：

23、200MW以上机组低于锅炉额定蒸发量的1.5% 100200MW机组低于锅炉额定蒸发量的2.0% 100MW以下机组低于锅炉额定蒸发量的3.0%。 52 2.1.10 循环水泵耗电率 循环水泵耗电率是指发电过程中循环水泵耗用的电量与发电量的比率。 极限真空：使汽轮机作功达到最大值的排气压力所对应的真空。 最佳真空：提高真空所带来的汽轮机功率增量与循环水泵所耗厂用电增量之差达到最大值时的真空值，这 时经济上的收益最大。 53 降低循环水泵耗电量的措施 提高循环水泵效率； 根据最有利真空试验，合理安排水泵的调度方案； 去掉循环水系统中多余的阀门，改善管道形状，尽可能减少管道阻力损失； 机组间的循环

24、水管连通； 加强循环水入口滤网清理，清除循环水管淤泥附着物，减少系统阻力。 54 2.1.11 给水泵耗电率与单耗 给水泵耗电率是指发电过程中给水泵耗用的电量与相应发电量的比率。 给水泵单耗是指计算期内锅炉每生产单位蒸汽量时给水泵所耗用的电量。 kW h =100% kW h 计算期内给水泵耗电量（万） 给水泵耗电率 计算期内本机组发电量（万） kW h = t 计算期内给水泵耗电量（万） 给水泵单耗 计算期内本炉蒸发量（ ） 55 2.1.13 主蒸汽压力 主蒸汽压力是指汽轮机主汽门前的蒸汽压力，如果有两路主蒸汽管，取算术平均值。 主蒸汽压力增加，可使热耗和煤耗减少，对运行的经济性显然有利。

25、 压力每升高1MPa，热耗降低0.55%0.7%，煤耗减少1.52.2g/（kWh）。 56 2.1.14 主蒸汽温度 主蒸汽温度是指汽轮机主汽门前的蒸汽温度，如果有两路主蒸汽管道，取算术平均值。 任何负荷下都应尽可能在设计的主蒸汽温度下运行，以使汽轮机效率最高。 主蒸汽温度的波动范围为5，主蒸汽温度考核期内不应超过“设计值3”，各进汽管道主蒸汽温度偏 差不超过“两管平均值3”。 57 2.1.15 再热蒸汽压力（机侧） 再热蒸汽压力是指锅炉再热器出口的蒸汽，再次进入汽轮机前的蒸汽压力。 对应一定的蒸汽初参数，汽轮机有一个最佳的再热蒸汽压力，当再热温度等于蒸汽初温时，最佳的再热蒸 汽压力约为蒸

26、汽初压力的18%26%。 再热器压损每增加1%（再热器压损额定值一般小于10%），热耗增加0.1%0.17%。 58 2.1.16 再热蒸汽温度（机侧） 再热蒸汽温度是指锅炉再热器出口的蒸汽，再次进入汽轮机前的蒸汽温度，即再热主汽门前的蒸汽温度。 再热蒸汽温度升高，机组的热耗和煤耗减少，温度每升高1，热耗降低0.02%0.03%，煤耗减少 0.07g/（kWh）左右。 再热蒸汽温度考核期内不应超过“设计值3”，各进汽管道再热蒸汽温度偏差不超过“两管平均值 3”。 59 提高主再热蒸汽参数的措施： 进行燃烧调整试验，确定锅炉最佳运行方式； 改进设备，使再热蒸汽参数达到设计值； 气温气压投自动，进

27、行DCS改造； 采用能耗在线分析软件，对影响能耗指标的主要因素进行自动调整和控制； 尽量不使用再热器减温水，可通过调节烟气挡板等燃烧调整手段来控制再热汽温。 60 2.1.22 凝结水过冷却度 凝汽器压力相应的饱和温度与凝汽器热井内凝结水温度之差称为凝结水过冷却度， 正常运行时，凝汽器过冷度一般为0.52。凝汽器过冷却度每升高1，热耗增加0.014%。 0scsc ttt 61 减少凝汽器过冷度的措施有： 保持凝汽器水位 定期进行真空系统严密性试验（特别在每次停机时），发现漏点及时消除，防止 空气漏入； 保证抽气器或真空泵处于正常工作状态，定期清扫抽气器喷嘴； 运行中加强对凝结水泵的监视，防止

28、空气自凝结水泵轴封漏入； 运行中加强对真空系统密封水的监视，防止密封水中断而漏入空气； 运行中加强对低压汽封的监视和调整，防止空气漏入； 采用管束设计合理的回热式的凝汽器； 在冬季冷却水温度较低时，可改变运行的水泵台数或者关小压力管道上的阀门来 调节冷却水流量，或者通过调速调节冷却水流量。 62 2.2 全厂综合性指标 2.2.1 负荷率和出力系数 2.2.2 标准煤 2.2.3 低位发热量 2.2.4 发电厂热效率 2.2.5 发电煤耗率 2.2.6 供电煤耗率 2.2.7 厂用电率 63 负荷率和出力系数 负荷率是平均负荷与最高负荷之比，用以说明负荷的均衡 程度。 =100% 计算期平均负

29、荷 负荷率 计算期最高负荷 l出力系数（即负荷系数）是指平均负荷与发电机额定容量出力系数（即负荷系数）是指平均负荷与发电机额定容量 之比之比 100% 100% 计算期发电量 计算期运行小时数 机组额定容量 计算期利用小时 = 计算期运行小时 l大型火电机组负荷系数每降低大型火电机组负荷系数每降低1%，机组热耗率增加，机组热耗率增加 0.05%0.4%。 64 上海外高桥电厂3号机组 65 2.2.4 发电厂热效率 发电厂热效率（又称全厂毛效率、全厂热效率、发电厂总效率）是指火电厂所产 生电能与发电燃料输入热量之比的百分数， kW h =100% kg29308 计算期内发电量（） 3600

30、凝汽电厂全厂热效率 计算期内发电用标煤量（） kW hkJ =100% kg29308 计算期内发电量（） 3600+供热量（） 供热电厂全厂热效率 计算期内发电用标煤量（） 66 2.2.5 发电煤耗率 , 0 , / /()10001000 10001000 b f eenet arbl enet arblgdnet arblgd QB kg h bgkWgh P kWPQ Qq PQQ （） （） , (/ )(/) 1000 () 29308(/)29.308 3600122.83 29.308 net ar f eblgd blgdmtigcp B kg h QkJ kg q b P

31、 kWkJ kg 67 2.2.6 供电煤耗率 1000 /() 1000 - /() 1-(%) g kg b gkW h kW h kg kW hkW h gkW h 计算期内发电耗用标准煤量（） 计算期内供电量（） 计算期内发电耗用标准煤量（） 计算期内发电量（）计算期内厂用电量（） 计算器内发电标准煤耗 计算期内厂用电率 /() 1% f bgkW h e （ ） 根据锅炉效率和锅炉所产生的蒸汽含热量反算出的供电煤根据锅炉效率和锅炉所产生的蒸汽含热量反算出的供电煤 耗率，称之为耗率，称之为反平衡供电煤耗率反平衡供电煤耗率。根据入炉煤、油计量装。根据入炉煤、油计量装 置实测得的发电所消耗

32、的原煤量、燃油量，并按其平均热置实测得的发电所消耗的原煤量、燃油量，并按其平均热 值计算出耗用的标准煤，来计算的供电煤耗率，称之为值计算出耗用的标准煤，来计算的供电煤耗率，称之为正正 平衡供电煤耗率。平衡供电煤耗率。 68 2.2.7 厂用电率 发电厂用电率是指发电厂为发电耗用的厂用电量与发电量的比率 kW h =100% kW h 计算期内发电厂用电量（万） 发电厂用电率 计算期内发电量（万） l降低厂用电率的主要措施是：降低厂用电率的主要措施是： l改造低效率泵，合理调度水泵运行方式，降低给水泵的电耗、改造低效率泵，合理调度水泵运行方式，降低给水泵的电耗、 循环水泵的电耗；循环水泵的电耗；

33、 l适当调整磨煤机的通风量和钢球装载量，降低制粉单耗；适当调整磨煤机的通风量和钢球装载量，降低制粉单耗； l减少空气预热器漏风率和炉膛漏风，降低送风机单耗、引风减少空气预热器漏风率和炉膛漏风，降低送风机单耗、引风 机单耗；机单耗； l变频调速改造。变频调速改造。 69 2.3 火电厂机组热经济性指标 cp b WI,j Qm 3600Pe G Q0 p m Qcp=BqLQg QcQb Qb Qp 70 2.3.2 凝汽式发电厂的热经济指标 71 72 汽轮机热耗量为汽轮机热耗量为 6 00 4686.27 10 (/ ) msrhrhffmamafwfwssss QG hG qG hG hG

34、 hG hkJ h 汽轮机热耗率为汽轮机热耗率为 0 7810.45/ N Q qkgkW h P 锅炉热负荷为锅炉热负荷为 6 4752.38 10 (/ ) bbbrhblblfwfwssssrh b QG hG qG hG hG hkJ h 管道效率为管道效率为 0 98.61% gd b Q Q 电厂热效率为电厂热效率为 42.04% cpgdbl 122.8 292.10/ cp bgkW h 3600 46.09% q 发电煤耗率为发电煤耗率为 机组热效率为机组热效率为 73 热经济指标的变化 74 热经济指标的相对变化量间关系： 某一分项热效率的相对变化，导致总热效率产生相同的相

35、对变化 。 某一分项热效率的相对变化，会导致全厂能耗率产生相同的相对变化 。 bq ii cpei cpb 75 3. 耗差分析方法 耗差分析法也叫偏差分析法 根据运行参数的实际值与基准的差值，通过分析计算得出运行指标对机组的热耗率、机组效率（或装置效 率）、煤耗率、厂用电的影响程度，从而使运行人员根据这些数量概念，减少机组可控制损失。 分析运行日报或月报的热经济性指标的变化趋势和能耗情况，以提高计划工作的科学性和热经济性指标的 技术管理。 76 3. 耗差分析方法 基准值就是根据制造厂设计资料（如参数的额定值）、变工况计算 值和热力试验情况确定的运行参数的最佳值，因此基准值也叫标准 值或目标

36、值 运行参数就是指参与耗差分析的各项小指标，也叫运行值，主要包 括主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热蒸汽温度、给水温度、凝汽器真 空、凝汽器端差、过冷度、锅炉排烟温度、送风温度、飞灰可燃物、 过量空气系数、主蒸汽减温水量、再热器减温水量、煤粉细度、主 要辅机（如送风机、引风机、循环水泵、给水泵、磨煤机、排粉机 等）单耗、补水率等。 77 3.1 耗差分析原理 运行煤耗率 12in yf xxxx、 、 、 、 、 煤耗率的全增量 101121i1n11020i0n0 yyyf xxxxf xxxx 、 、 、 、 、 、 12 12 in in ffff yxxxx xxxx 或 78 3.1 耗差

37、分析原理 不同负荷下各运行参数的基准值和相应的基准煤耗。 01020i0n0 yf xxxx、 、 、 、 当参数发生变化是，变化后的煤耗为 10 yyy 79 煤耗偏差分配层次划分 通过热力试验与 变工况计算相结 合的办法确定。 热力系统耗差 分析的重点 80 耗差分析的原则 1.确定参与耗差分析的指标； 2.根据运行参数或小指标偏离标准值对热效率或煤 耗的影响，得出影响关系曲线或简易计算公式， 提供现场作为统计分析； 3.各耗差参数与基准值的偏差不宜过大，实践证明， 各耗差参数与基准值的偏差只要不超过50%，耗 差分析结果就准确可靠； 4.耗差分析以同一负荷为基本比较条件，各运行参 数基准

38、值煤耗率是负荷的函数； 5.随着运行时间的延长和设备条件的变化，基准值 也应不断地进行校正，以保证基准值始终能基本 上反映机组当前的最佳运行状况。 81 耗差分析过程 (1) 计算出各个指标的平均值(平均负荷、平均 循环水入口温度、循环水量)。 (2) 确定各项指标应达值。 (3) 耗差分析模型, 求出各项指标项对于应达值 的能损分布及煤耗偏差。 (4) 利用每个月发电量时实数据乘以各项指标的 煤耗偏差即为总的煤耗偏差, 然后再乘以标 准煤单价, 即为该项指标影响的发电成本。 影响成本= 各项指标的煤耗偏差月发电电量标煤单 价 (5) 通过计算出的影响发电成本, 根据实际情况 进行指标的定量考

39、核。 82 平均值计算 (1) 按各机发电量加权平均的指标为: 厂用电率、汽耗率、 汽轮机热耗和汽轮机小指标(主汽压力、主汽温度、再 热温度、给水温度、真空度、真空严密性、循环水入 口温度、循环水出口温度、凝汽器端差、高加投入率、 汽机轮平均负荷) 。 (2) 按各锅炉蒸发量加权平均的指标为按各锅炉蒸发量加权平均的指标为: 锅炉效率、补水率、锅炉效率、补水率、 锅炉小指标锅炉小指标(主汽压力、主汽温度、再热汽温、送风温度、主汽压力、主汽温度、再热汽温、送风温度、 排烟温度、氧量、飞灰可燃物、预热器漏风系数排烟温度、氧量、飞灰可燃物、预热器漏风系数) 。 83 平均值计算 (3) 按运行小时加权

40、平均的指标按运行小时加权平均的指标(锅炉平均负荷锅炉平均负荷)。 (4) 直接累加的为直接累加的为: 发电量、运行发电量、运行h 、启动次数、启动次数、 天然煤量。天然煤量。 84 基准值的确定方法 对于制造厂已提供明确的设计参数，如主蒸汽温度、 主蒸汽压力、锅炉效率、端差等，采用设计值。 对于在试验中比较容易确定的参数，如氧量、真空、 飞灰含量、煤粉细度等从优化试验的结果中分析得到。 也可以根据变工况计算得出基准值。 对于过热器减温水量（如果减温水来自高压加热器出 口，减温水量的多少对效率没有影响，可以不作为监 控参数）和再热器减温水量，因受锅炉受热面积灰和 运行操作水平的影响较大，因此基准

41、值一般根据燃烧 调整结果或参考运行资料确定。 85 耗差分析模型 基本公式法：适用于锅炉热效率、排烟温度、氧量、飞灰含碳量等 影响参数； 热力学法：即查曲线法，适用于主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸 汽温度、排汽压力等，一般汽轮机制造商均提供了这方面的热力影 响曲线； 等效焓降法：也叫等效热降法，此法适用于热力系统局部分析； 试验法：有些参数对煤耗的影响可通过试验确定。 小偏差法：各汽轮机制造厂、上海发电研究所和西安热工研究院有 限公司等单位，通过研究汽轮机各缸效率对热耗率的影响，结合实 际试验数据，得到很多计算公式，便于我们应用。 86 锅炉效率和厂用电率对煤耗的影响 机组的锅炉和管道设计效率

42、90.5%、热耗率 8499kJ/(kWh)、厂用电率7.5%. 设计发电煤耗为 设计供电煤耗： 如果锅炉效率下降1%、厂用电率降低1%，则 设计发电、供电煤耗变化？ 8499 320.430 /() 29.30829.308 0.905 f blgd q bgkW h )100/5 . 71 ( f g b b 87 汽轮机各参数基准值的确定 主汽温度基准值：设计值 主汽压力基准值：厂家滑压曲线 再热蒸汽温度：设计值 汽轮机通流效率基准值 阀杆漏汽量应达值的计算 88 汽轮机参数对煤耗的影响 主蒸汽温度 主蒸汽压力 再热蒸汽温度 再热蒸汽压力 补给水率 真空 从制造厂提供的热力特性修正曲线推

43、导出来 89 加热器端差的运行基准值的在线计算 对无蒸汽冷却器和疏水冷却器的情况，实际运 行的加热器影响其运行端差基准值的因素是加 热器的汽测温度tp，给水入口水温tw，及给水 流量Dw l各加热器的端差随负荷的降低而减小。抽汽压各加热器的端差随负荷的降低而减小。抽汽压 损无论是其绝对值还是相对值均随机组运行不损无论是其绝对值还是相对值均随机组运行不 同发生变化。同发生变化。 90 抽汽压损的运行基准值在线计算 加热器的抽汽压损是从汽轮机抽汽口至加热 的抽汽管道的总压力损失，包括沿程阻力和 局部阻力损失两部分。 抽汽压损的运行基准值在线计算 l抽汽压损无论是其绝对值还是相对值均随机组抽汽压损无

44、论是其绝对值还是相对值均随机组 运行不同发生变化运行不同发生变化 91 非再热缸效率对煤耗率的影响 92 再热缸效率对煤耗率的影响 93 缸效率变化1%对机组热耗率的影响 94 锅炉参数对煤耗的影响 排烟温度对煤耗的影响 炉膛漏风系数对煤耗的影响 空气预热器漏风系数对煤耗的影响 飞灰可燃物对煤耗的影响 95 96 系统局部定量分析应用 轴封渗漏及利用系统 补充水系统 厂用蒸汽系统 排污及利用系统 喷水减温系统 疏水及凝结水回收系统 热力系统热力系统 热力设备热力设备 l加热器加热器 l疏水冷却器疏水冷却器 l疏水泵疏水泵 l蒸汽冷却器蒸汽冷却器 l凝汽器过冷度凝汽器过冷度 l余热利用设备余热利

45、用设备 l暖风器暖风器 97 轴封渗漏及利用系统 轴封漏汽、门杆漏汽都回收利用于回热系统，各级加热器、轴封冷却器。从热平衡的角度工质量和热量都 得到回收。 从能量利用角度，则存在作功能力损失，热能使用能位降低。 漏气回收利用能级越高，能量回收率就越大，如再热机组高压门杆、汽封漏气尽可能回收利用于再热冷段 以前的加热器，提高使用能级。 98 补充水系统 补水方式：补入除氧器、凝汽器(经济性好) 补水喷雾状态入凝汽器，改善凝汽器真空；利用低压段抽汽加热给水。 99 厂用蒸汽系统 用于加热重油、蒸汽吹灰、蒸汽驱动设备、采暖、生活用汽。 尽量降低厂用蒸汽参数。即在满足用汽参数的前提下，采用低品位汽源。

46、 100 排污及利用系统 锅炉连续排污损失高能位热水，引起新蒸汽等效热降下降，补充水引起循环系热量增加。 排污利用系统，根据回收扩容蒸汽量、回收位置(除氧器)可以定量分析经济性增加的幅度，选择扩容器最优 联结位置。 101 喷水减温系统 过热器喷水减温系统 引自给水泵出口，减少高加回热抽汽，降低回热程度。排挤高加抽汽，作功 增加；新蒸汽吸热量增加，装置经济性降低。 引自末级高加出口，对经济性无影响。 再热器喷水减温系统 引自给水泵抽头，减少高加回热抽汽，降低回热程度，喷水产生的蒸汽不经 过高压缸而少作功， 装置经济性降低。 引自末级高加出口，不影响回热抽汽，喷水产生的蒸汽不经过高压缸而少作 功

47、，经济性降低。 102 疏水及凝结水回收系统 加热器疏水方式改变，如低负荷高加疏水到低加系统，对系统经济性有影响。 电厂收集的各种凝结水，包括生产回水返回系统方式不同，有的通过疏水泵打入除氧器；有的打入低压加 热器；有的进入主凝结水系统，返回地点不同，对系统经济性影响不同。 103 加热器对经济性影响 加热器端差，端差越大、抽汽能位的级差越大，端差对经济性影响越大，如末级高加、第一级低加。 压损 散热损失 切除加热器 给水部分旁路。旁路阀泄漏，部分给水绕过加热器组。 104 凝汽器过冷度 凝汽器过冷度增大冷源损失，损失作功能力，降低装置经济性。 过冷度将增加第一级低加得耗热量，降低新蒸汽等效热

48、降。 105 300MW机组煤耗偏差 注：按设计锅炉和管道效率92.5%和99%、热耗率7921kJ/(kWh)、厂用电率5.5%计算 106 600MW机组煤耗偏差 变量变量单位单位变化量变化量热耗率变化热耗率变化煤耗率变化煤耗率变化 主蒸汽压力主蒸汽压力MpaMpa1 138.725 38.725 1.433 1.433 主蒸汽温度主蒸汽温度101017.039 17.039 0.631 0.631 热再热温度热再热温度101019.363 19.363 0.717 0.717 再热压损再热压损% %121211.618 11.618 0.430 0.430 排汽压力排汽压力kPakPa1

49、 170.409 70.409 2.606 2.606 排汽压力排汽压力kPakPa1 174.352 74.352 2.752 2.752 补水率补水率% %1 113.941 13.941 0.516 0.516 给水温度给水温度1010 0.660 0.660 再热减温水量再热减温水量t/ht/h1010 0.360 0.360 过热减温水量过热减温水量% %1 12.300 2.300 0.096 0.096 107 台山电厂汽机耗差分析 108 600MW机组存在的问题 1.部分高压缸排汽进入中压缸的冷却蒸汽流量严重超标对机组经济 性的影响。设计值7.545t/h，实际上试验24.3

50、46t/h；设计中压 缸效率91.616%，实际上89.339%,热耗增加31.2kJ/kWh。 2.高压缸前后内轴封及外轴封漏汽量超标。 3.低压缸部分抽汽温度明显高于设计值对低压缸内效率的影响。 低压缸进汽压力损失较大，导致蒸汽膨胀过程熵增偏大 可能是低压缸的汽封间隙过大造成的 也可能是低压导汽管内套管与低压内缸结合面法兰有裂纹造成泄漏， 低压缸通流结垢和流通能力下降。 109 600MW亚临界机组经济性分析 110 北北 仑仑 600600 MWMW 机机 组组 耗耗 差差 分分 析析 111 600MW机组配汽方式 单阀控制方式下机组高压调速 气门的开度为34 %左右 顺序阀控制方式前

51、三个调速 气门基本全开, 最后一个阀门开 度为17 %。 顺序阀控制方式下高压缸效 率比单阀控制方式高1.13 % 冷态起动或低参数下变负荷运行期间, 采用单阀控制方式能够加快 机组热膨胀, 减小热应力, 缩短机组起动时间, 延长机组使用寿命; 变负荷运行时, 采用顺序阀控制方式能有效地减小节流损失, 提高汽 轮机热效率。 112 系统内漏 各内漏流量按0.2%主蒸汽流量计 113 114 115 国华电厂汽轮机组运行情况汇总 缸体效率 调节汽门控制方式 滑压运行优化 热力系统的严密性 凝汽器真空 厂用蒸汽的用能 回热系统特性 116 缸体效率 117 缸体效率 电厂 容量，MW 高压缸效率，

52、% 中压缸效率，% 低压缸效率，% 盘山电厂 500 83.39 90.06 75.58 绥中电厂 800 84.64 89.74 82.66 国产超临界 600 87.56 93.97 91.67 ABB超临界 600 87.1 94.6 86.3 118 缸体效率 119 调节汽门运行方式 电站汽轮机调节进汽量的方式有两种，节流配汽和喷嘴配汽。 节流配汽时，在设计工况下，节流阀全开，低负荷时节流阀关小，减小汽轮机的进汽量。这种调节方式， 调节系统简单，在负荷突变时不会引起过大的热应力和热变形。 喷嘴配汽时，部分负荷时效率高，但在变工况下喷嘴配汽的汽轮机高压部分的金属温度变化较大，使调节 级

53、所对应的汽缸必产生较大的热应力，从而降低了机组迅速改变负荷的能力。 120 定滑压运行 滑压运行的主要优点是可减少调节门节流损失，低负荷运行时，减 少给水泵所需功率消耗，根据热力循环理论，机组在低负荷下滑压 运行时，进汽节流损失减小，漏汽损失也小，使得机组循环的相对 内效率比定压运行有所提高，但此时的主蒸汽压力低，循环热效率 也降低，当相对内效率的增加幅度补偿了循环热效率的下降幅度， 此时的滑压参数才是比较经济的。因此，需要通过一系列试验来确 定相对内效率和循环热效率的变化对机组经济性的影响，寻求最佳 的滑压运行参数。 121 凝汽器性能(真空、严密性、补水方式) 真空系统优化:最佳运行真空、

54、循环水泵的运行方式优化。 最佳运行真空是以机组功率、循环水温度和循环水流量为变量的目 标函数，在量值上为机组功率的增量与循环水泵耗功增量之差最大 时的凝汽器压力。 通过理论与试验相结合的办法来进行，制定不同季节循环水泵运行 方案, 分析判别不同季节同一负荷情况下单、双台循环水泵运行对机 组厂用电率、真空度的影响，进而对供电煤耗的综合影响，找出不 同负荷下综合经济最佳点，制定循环水泵运行方案。 122 5.火电厂热力性能试验及标准 5.1 热力试验目的 5.2 试验规程及标准 5.3 试验项目 5.4 编写试验大纲 5.5 热力试验的准备 5.6 试验方法 5.7 试验参数处理 5.8 试验条件

55、下的性能指标计算 5.9 主要测试项目及周期 5.10 试验报告的编写 123 5.1 热力试验目的 测试基建试生产期内或达标投产时、技改工程、大修后的热耗率是否达到设计值，或达到某一要求。 通过试验求得汽轮机组在电厂实际运行条件下的热力特性，为发电厂机组间的负荷经济调度提供依据。 通过定期的性能测试，确定汽轮机性能的变化趋势，监视和判断通流部分的工作状况，分析引起性能变化 的原因，从而确定改进措施。 124 1.新机试验 主要针对进口机组、国产新品牌机组的保证值进行考核试验或鉴定 试验。通过试验取得热力系统数据与制造厂设计数据进行比较，以 验证设计和制造是否达到保证的经济指标，为制造厂改进设

56、计和改 进加工工艺提供有效的资料，为用户索赔提供依据。 新机试验要求准确度高，大多按 ASME PTC6 标准进行，试验测点 与运行测点分开。对于进口机组，一般在设计阶段加入考核试验测 点；对于国产机组，为了减少蒸汽管道开几孔，部分借用运行测点。 125 2达标试验 按部颁新启规(火电机组启动验收性能试验导则，19983)的要求，新机移交生产必须有达标试验报告。 126 3专题试验 为了摸清机组运行真实水平，充分发挥现有机组的潜力，摸清机组的最佳运行方式，借以对发电厂的负荷 进行经济分配，并为制定生产指标和经济运行提供依据，许多电厂进行专题试验。 有针对性测试各种不同负荷(包括额定工况)下的热

57、耗和煤耗、缸效率和锅炉效率值等，分析经济性差的原因， 以便制定改进方案。 127 4大修前后试验 机组大修前后或机组本体改造前后，必须进行性能试验。通过试验分析，为制定大修计划、改造方案或对 大修、改造后的效果做出评价 128 5.2 试验规程及标准 ASME PTC6-1996(美国机械工程师学会，汽轮机性能验收试验规 程)，准确度最高 GB/T81171-2003(汽轮机热力性能验收试验规程第1部分：方法 A-大型凝汽式汽轮机高准确度试验) GB/T81172-2003(汽轮机热力性能验收试验规程第2部分：方法 B-各种类型和容量汽轮机宽准确度试验) IEC60953-1：1990(国际电

58、工委员会，汽轮机热力性能验收试验规 程A) IEC60953-2：1990(国际电工委员会，汽轮机热力性能验收试验规 程B)等 129 1. 考核性试验项目 锅炉考核性试验项目主要包括：锅炉最大连续蒸发量、锅炉效率、空气预热器漏风率无油助燃最低稳燃负 荷等。 汽轮机考核性试验项目主要包括：汽轮机热耗率、汽轮机最大出力、汽轮机缸效率、回热系统性能、主蒸 汽流量等。 130 2. 达标试验项目 锅炉达标试验标试验项目主要包括：锅炉最大连续蒸发量、锅炉效率、空气预热器漏风率、无油助燃最低 稳燃负荷、机组散热、发电厂污染物排放、磨煤机出力和单耗(循环流化床无此项)等。 汽轮机达标项目主要包括：汽轮机热

59、耗率、汽轮机最大出力、汽轮机额定出力、汽轮机缸效率、发供电煤 耗、厂用电率等。 131 3大修前后试验项目 锅炉大修前后试验项目主要包括：100%、80%、60%额定负荷蒸汽参数、100%、80%、60%额定负荷 锅炉效率、空气预热器漏风率等。 汽轮机大修前后试验项目主要包括：汽轮机热耗率、汽轮机最大出力、汽轮机缸效率、发供电煤耗、厂用 电率等。 132 5.4 编写试验大纲 试验依据，包括合同、引用标准等。 试验背景和目的、试验工况和项目。 主辅设备的运行方式以及测试期间锅炉参数和汽轮机参数允许波动的范围。 蒸汽流量测量方法。 锅炉效率计算中热损失项目、未测量热损失取值(一般取0.5%或0.

60、35%)和修正 预热器漏风计算方法和修正项目(一般不进行修正)。 重复性试验的次数及其试验结果的允许偏差。 各个灰、渣收集点之间灰渣量的分配比例。 对于考核性试验，试验燃料特性必须满足设计值：对于大修前后试验，试验燃料特性必须前后一致。 指定煤、灰、渣、烟气、汽、水等取样方法及进行有关分析的试验室。 试验用仪器及其技术特性，指定鉴定单位，准备经校验合格的测量仪表，主要包括电功率表、流量装 置、压力表、温湿度表、水位计等。 试验时的设备隔离清单。 试验人员组织和日程。 133 5.5 热力试验设备的准备 1调速系统和配汽机构 2汽轮机通流部分 3凝汽设备 4回热系统 5测点的布置 6其他要求 1