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135MW机组2011年度节能策划1 发电机能耗因素分析发电厂能量消耗的主要项目是煤、水、厂用电，节能的措施也主要是针对煤耗率和补水率、厂用电率。影响火电厂效率或能耗的因素主要有以下方面：1. 影响汽轮机效率的因素包括：汽缸效率；主汽参数；再热汽参数；再热减温水量；给水温度；凝汽器背压；机组补水率；加热器端差；凝结水过冷度；轴封漏汽；阀门内漏；主汽调节阀的运行方式 ；设备散热损失。2. 影响锅炉效率的因素包括：过剩空气系数；排烟温度；飞灰可燃物质；入炉煤热质；受热面清洁程度；石子煤量；设备散热损失。3. 影响火电厂热力循环效率的一个很重要因素为平均负荷。2 火电厂一般节能降耗措施火电厂节能降耗一般都采取以下几方面措施：1. 加强设备治理：针对阀门内漏、烟道漏风、真空泄漏、设备运行可靠性等方面加强设备治理，使设备效率、可靠性提升。2. 进行技术改造：针对汽缸通流部分、汽封及辅机调节方式进行技术改造。3. 加强运行调整：1) 维持凝汽器最佳真空。维持凝汽器最佳真空，可以增加机组有效焓降，从而减少燃料量消耗，提高机组经济性。2) 提高给水温度。给水温度低，一方面使锅炉供电煤耗增加，另一方面使排烟热损失增加，锅炉效率降低。3) 加强锅炉燃烧调整。锅炉的高效燃烧，应加强对风量的配比，采用合理的过剩空气系数，过量空气系数过大或过小都将造成锅炉效率降低。4) 减少再热器减温水量。提高机组热效率的主要途径是提高初温、初压、降低排汽压力，再热器减温水量增加等于用低效率的循环部分替代高效率循环，会引起热力循环效率降低。5) 加强受热面吹灰。锅炉运行中，受热面上发生结渣或积灰时，受热面的传热变差，排烟温度升高。6) 减少锅炉漏风。不管什么部位的漏风，都会使排烟热损失升高，使吸风机的电耗增大。如果漏风严重，吸风机已开到最大还不能维持规定的负压（炉膛、烟道），被迫减小送风量时，会使不完全燃烧热损失增大，结渣可能性加剧，甚至不得不限制锅炉出力。7) 优化启动、运行方式，实现启动过程节能。4. 提高机组的平均负荷：可以通过购买发电权、加强与调度机构沟通、减少非停等途径提高机组的负荷率，以提高运行效率，实现节能。3 店塔电厂135MW机组目前运行现状1.135MW机组目前运行现状定性分析1) 正常运行时主汽压力较低，120MW负荷以上主汽压力一般为11.28-11.7MPA，远远偏离设计值13.7MPA,影响循环热效率。2) 汽机进汽调节采用单阀控制；#5机组正试验“顺控阀”方式运行。3) 高压缸排汽温度约347,远远偏离设计值327,说明高压缸的效率与设计偏差很大,既影响能量转换效率,又会引起再热减温水量的增加,进一步引起循环效率的下降。4) 汽轮机低压轴封漏空，轴封压力由最初的的20KPA，逐步提升到现在的接近50KPA，仍然存在漏空现象，真空严密性试验不合格。说明汽封间隙大导致汽轮机的相对内效率大大下降。5) 高加疏水采用的自动疏水方式，此疏水方式对高加疏水管道冲刷较为严重，对高加正常运行存在安全隐患。6) 阀门内漏情况普遍，造成能量损失厉害。如：汽机主汽、高排疏水气动门内漏、电泵再循环门内漏等。7) 阀门外漏情况也很普遍，既造成工质损失，又造成热量损失。如：厂区管道沟到处冒汽、除氧器排氧门开度大等。8) 辅机除电泵外，调节方式全部为节流调节，没有实现变频运行。9) 空预入口氧量偏大。10) 空预漏风较大，增加一次风机、二次风机、引风机的单耗。2.135MW机组目前运行现状耗差分析（附件3：135MW机组热耗修正曲）参数参数变化量影响煤耗（g/kwh）设计值现运行实际值影响煤耗（g/kwh）主汽压力每0.5MPa0.57主汽温度每50.31再热汽温度每5再减温水量每5t/h真空每1KPa给水温度每10补水率每1高中压缸率每1低压缸缸率每1负荷每10MW过冷度每2排烟温度每10飞灰可燃物每1入炉煤热值每230kj/kg4 针对135MW机组现状建议采取的措施1. 运行调整方面1) 优化启动方式，实现启动过程节能。2) 在调度有负荷时及时加负荷。3) 优化机组检修或备用期间厂用电运行方式，减少外购电量。4) 优化运行方式和加强运行调整：1 加强机组运行过程中冷端调整：a. 机组正常运行中，保持凝汽器最佳真空，根据负荷和环境温度适时调整运行背压，既要保持低背压，又保持凝结水合适的过冷度。b. 保证空冷凝汽器严密性合格。（附件1：可能漏空的环节）c. 确保轴封系统供汽正常，防止轴封漏空；加强轴抽风机运行维护，确保轴封回汽畅通2 加强锅炉燃烧调整a. 正常运行中，在负荷变化过程及时调整风量，使氧量维持在经济范围内，氧量维持在3%左右；b. 通过燃烧调整将飞灰含碳降在经济范围内。3 提高给水温度a. 保证高加投入率b. 加热器经常保持正常水位运行c. 检查监视各段抽汽电动门、逆止门全开如发现段压力不正常，应进行分析，检查的各抽汽电动门、逆止门是否开全，否则应联系检修处理。d. 检查联程阀开度，防止给水走旁路e. 高加汽侧空气门开度f. 合理调整高加自动疏水器前手动门、除氧器处电动关断门的开度，防止高加的疏水管道的振动。g. 采用滑参数投入高低加，或其它合理投入方法，以减少高加泄漏。4 减少再热器减温水量通过合理、及时的燃烧调整和加减负荷速度，尽量减少减温水量。5 加强受热面吹灰严格执行吹灰相关规定，以保证锅炉受热面在最佳工况下运行。最好是确保吹灰程控能正常投入。6 优化运行方式a. 尽快完善主调汽门实现“顺控阀”运行方式。b. 根据化学监督结果或化验结果，决定连排、定排的方式，减小系统外漏量。c. 根据环境温度及时调节厂区内采暖温度，减少采暖热损失。2. 设备维护方面加强设备维护、治理，保证设备可靠性和性能：1) 日常维护中积极查找真空系统漏点，有条件处理的立即处理，不具备条件的在机组大小修时列入重点项目进行治理；特别是低压轴封漏空要在机组大修中调整汽封间隙或改造汽封彻底解决，保证真空严密性合格。2) 真空系统的阀门内漏应该在大小修中及时更换或研磨，保证密封性能。3) 定期冲洗空冷散热屏，保持换热效果以获得机组最佳背压。4) 消除汽水阀门内漏，减少损失。在机组运行中通过点检尽可能详细排查阀门的内漏情况，检修计划中全部列入治理，大型阀门采取研磨方式消除严密性缺陷；小型阀门进行更换，或者改造选用一些质量好的阀门；对于电动门的严密性还要做好行程调试，电气、热工配合调试好正确的开关位置。5) 为保证高加的投入率，建议采取以下措施：1 在检修时应对加热器内部进行检漏，检查加热器钢管有无漏点，检查水室隔板密封性，检查高加筒体密封性，发现漏点应及时予以消除；2 高加疏水管道的金属监督必须认真进行，利用机组备用、检修条件检测管道壁厚，了解管道冲刷情况；鉴于此疏水方式存在冲刷较严重的特点，高加至除氧器疏水管道应改用厚皮管（直管厚度8-10mm，弯头厚度12mm）。3 优化高加疏水管道的支吊架，消除高加疏水管道运行时的振动。4 在高加疏水临进入除氧器管道处加装一个手动门，来调节疏水流量，减小对电动门的冲刷，防止汽液两相流的发生。6) 监视设备、管道保温效果，效果不好的要立即整改，改进保温工艺，使用性能好的保温材料，减少热损失，同时也防止环境温度升高影响设备健康。7) 利用机组检修大力治理锅炉系统、设备漏风。重点处理空预器、尾部烟道漏风。8) 保证吹灰器的正常投运。利用机组备用、检修检查吹灰器的吹灰杆的犯卡、阀门的内漏。9) 校验氧量表的准确性，减小测量误差。以保证数据的准确性。3. 技术改造方面借今年大修和其它检修机会，建议实施以下技改项目：1) 汽轮机通流部分改造，可以提高缸效。目前我厂135MW机组缸效不高，有效制约我厂的节能降耗工作。2) 机组大修时可以考虑汽封改造或汽封间隙调整。汽轮机的汽封现在普遍采用布莱登汽封或者接触式汽封，对于减小漏汽和提高效率有明显的效果；对于低压轴封可以减小、消除漏空，保证机组的真空严密性；3) 对重要辅机进行变频改造，辅机采用变频运行，泵与风机等辅机设备消耗的电能约占厂用电的7080，变频改造后平均节电在20%以上，变频改造效果在负荷率低和设备选型偏大时效果更明显。4) 治理主再热汽门杆漏汽，门杆漏汽大会影响进入汽缸做功的蒸汽量。5) 进行锅炉内循环系统的中心筒改造，降低飞灰含碳率。6) 借今年大修机会，进行锅炉风压试验，以查找锅炉漏风源头，为治理锅炉漏风、降低风机单耗提供依据。7) 借今年大修或临修机会，进行锅炉燃烧试验，对风道进行风量标定。其一为运行提供操作调整依据；其二找出最佳氧量和飞灰含碳量；其三优化风煤比、一二次风配比，消除限制因素，使主汽压力能够压红线运行。8) 借今年大修机会，彻底解决困扰我厂的汽机“顺控阀”运行方式的问题。4. 提高机组的负荷率、降低机组非停次数：通过购买交易电量、加强调度联系、及时加负荷等办法提高中机组的负荷率；通过设备治理和提高运行人员的操作水平降低机组非停次数，降低启动费用、电量损失和设备维护费用。5. 制度建设方面：1) 健全完善检修质量管理制度、消缺管理考核制度和运行小指标竞赛办法，进一步提高员工工作积极性。2) 完善运行小指标竞赛办法，进一步提高运行工节能降耗的积极性。（附件2：其它厂的小指标竞赛考核办法）3) 建章立制，保证节能技术监督工作的质量。附件1：可能漏空的环节1. 检查各低加汽侧放水门、就地水位计放水门、电接点水位计放水门是否关闭严密；低加疏水至凝汽器直通门盘根、法兰是否吸气；2. 检查轴封冷却器水位是否正常； 3. 检查排汽装置就地水位计放水门是否关闭严密；4. 向多级水封筒适当注水看其真空是否破坏，存在泄漏；检查调整给水泵密封水，同时检查多极水封筒入口压力表是否出现真空，如若是，则向多极水封筒注水，使水封筒入口压力保持在0位；5. 检查调整凝结泵密封水，防止凝结泵机械密封漏空；用薄纸巾检查凝结泵入口滤网法兰是否吸气；检查凝结泵空气门、入口滤网、轴端密封、空气管道焊口是否漏空；6. 空冷岛的排汽管道、凝结水联箱、散热片有无泄漏；风机间隔室漏风情况。排汽装置热井底部的放水门盘根、管道焊口、阀门本身是否存在泄漏；7. 检查本体疏水扩容器至凝汽器热水井的疏水管弯头、管道、焊口等检查是否存在泄漏；本体疏水扩容器至凝汽器吼部的疏汽管道上的伸缩节焊口是否开裂泄漏；疏水至本体疏水扩容器的最后一道阀门的盘根、法兰是否存在泄漏；8. 检查轴封泄汽旁路门开度是否过大，调整门前后疏水门是否关闭严密；检查低压轴封供汽压力是否过低； 9. 检查真空破坏门是否泄漏（向真空破坏门内注水）； 10. 低压缸安全门是否存在泄漏； 低压轴封是否漏空；11. 排汽装置吼部是否存在裂纹，检查凝汽器热水井取样门是否关闭严密；附件2：其它厂的小指标竞赛考核办法附件3：135MW机组热耗修正曲线附件4 1) 同负荷下环境温度对真空的影响开始真空/kPa开始温度/结束真空/kPa结束温度/影响系数/ ( kPa.-1 1）82.291.0080.297.00-0.3380.882.0080.416.00-0.1281.362.2778.487.30-0.5782.96-1.0980.705.79-0.3380.705.7981.391.86-0.0980.76-2.8678.987.86-0.3678.997.6881.022.17-0.3782.350.9881.50p4.88-0.2281.342.2878.447.33-0.5782.250.4680.057.32-0.3280.057.3281.152.83-0.2482.101.0181.862.73-0.142)满负荷下变频风机频率对经济性的影响频率/H z 真空/kPa环境温度/单台风机功率/kW台数风机总功率/kW修正至5真空/kPa真空影响煤耗/ g.( kWh)-1 厂用电率影响煤耗/ g.( kWh)-1 综合影响煤耗/ g.( kWh)-1 2575.02.06.95437374.16 0 0 03077.22.812.3 5466476. 54 -2.620. 16- 2. 463580.13.018.554999 79. 50 -3.26 0. 18- 3. 084080.83.527.8541 501 80.35 0.930. 28 - 0. 6545823.540. 0054 2 160 81.55 -1.320. 36- 0. 965082.43.654.40 54293881.9881. 980. 43 - 0. 04 3)风机运行台数对机组经济性的影响 频率/H z 停运风机数 量真空/kPa环境温 度/单台风机功率/kW台数风机总功率/kW修正至5真空/kPa真空影响煤耗/ g. kWh)-1 厂用电率影响煤耗/ g.(kWh)-1 综合影响煤耗/ g.(kWh)-1 502 82. 4 3. 6 54. 4 542937.681.9800050 5 81. 5 4. 654. 4512774.481.380. 66 -0. 09 0. 57509 80. 85. 0 54. 4 472556.8 80.80 1. 3