火力发电厂节能降耗策略

1、TPRI TPRITPRITPRI TPRI cyelgdPPBb原煤耗率 标准煤耗率 100/1b29270Qbbcydbfdgdgdbgd kg/(kW.h) kg/(kW.h) TPRIndcndcgdfdbfd123. 029270360029270QbbndcgdelfdQ3600PBb 原煤耗率 标准煤耗率 kg/(kW.h) kg/(kW.h) TPRI100NNfdlcydcydcydNfdlN 式中 发电厂用电量，kW.h 发电量，kW.h TPRIndcgdelndcelndcq3600QBP3600QP3600 kJ/(kW.h) gmgdgltTPRITPRI1高压缸效

2、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TPRI13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24TPRI1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TPRITPRITPRITPRITPRITPRITPRITPRITPRITPRITPRITPRITPRI项目项目参数变化量参数变化量影响煤耗影响煤耗( (g/kwhg/

3、kwh) )设计设计8 8月实际值月实际值影响煤耗影响煤耗( (g/kwhg/kwh) )主汽压力主汽压力每每0.5MPa0.5MPa0.5716.214.771.63主汽温度主汽温度每每550.31540535.680.27再热汽温再热汽温每每551.46540535.721.25真空真空每每1KPa1KPa2.1495.491.867.58给水温度给水温度每每10101.32255.8243.461.63补水率补水率每每1 10.331.51.1-0.13高压缸效率高压缸效率每每1 10.51中压缸效率中压缸效率每每1 11.34负荷率负荷率240MW240MW以上以上每每10MW10MW

4、2.03TPRI负荷率负荷率240MW240MW以下以下每每10MW10MW1.361.36267.5267.54.424.42端差端差每每330.910.913 32.282.28-0.22-0.22过冷度过冷度每每220.120.120 03.643.640.220.22排烟温度排烟温度每每10101.001.00133.2133.2138.34138.340.510.51飞灰可燃物飞灰可燃物每每1 10.700.705%5%1.261.26-2.62-2.62入炉煤热值入炉煤热值每每230kj/kg230kj/kg3.003.00227602276022744.1922744.190.2

5、10.21石子煤石子煤(T)(T)4704700.310.31累计累计15.0515.05TPRITPRI项目项目参数变化量参数变化量影响煤耗影响煤耗( (g/kwhg/kwh) )设计值设计值8 8月实际月实际值值影响煤耗影响煤耗( (g/kwhg/kwh) )主汽压力主汽压力每每0.5MPa0.5MPa0.1250.12524.224.221.0721.070.80.8主汽温度主汽温度每每550.550.55566566563.67563.670.30.3再热汽温再热汽温每每550.2770.277566566564.18564.180.10.1真空真空每每1KPa1KPa2.212.21

6、96.196.191.9791.979.19.1给水温度给水温度每每10100.830.83282282267.64267.641.21.2补水率补水率每每1 10.610.611.51.50.930.93-0.3-0.3高压缸效率高压缸效率每每0.50.50.250.25中压缸效率中压缸效率每每0.50.50.170.17低压缸效率低压缸效率每每0.50.50.580.58TPRI负荷率负荷率400MW400MW以下以下每每10MW10MW1.601.60负荷率负荷率400MW400MW以上以上每每10MW10MW0.500.50504.8504.84.84.8排烟温度排烟温度每每10101

7、.001.00123123130.85130.850.80.8飞灰可燃物飞灰可燃物每每1 10.400.404%4%3.553.55-0.2-0.2入炉煤热值入炉煤热值每每230kj/kg230kj/kg3.003.00227602276022689.622689.60.90.9石子煤石子煤(T)(T)215821584.14.1累计累计21.521.5TPRITPRITPRITPRIn通流部分改造全部（动、静、高、中、低）更换部分更换更换叶片n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TPRI治理阀门内漏治理阀门内漏TPRI通常容易发生泄漏阀门： 汽轮机本体

8、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：n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；n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 ；n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。TPRIn合理调整加热器水位n合理选择疏水阀门的流通面积n合理设计排气系统n合理掌握投入、退出的温度变化率n合理检修维护（进出水室短路,旁路泄漏）TPRIn真

9、空严密性n凝汽器清洁度n冷却水流量n冷却水温度n凝汽器水室排空气n减少热负荷n抽空气系统TPRIn降低冷却水（工作流体）温度TPRI工作水温度（） 21.01 21.69 22.01 22.51 23.35 25.02 29.98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。TPRI图1 9 射 汽抽气器性能曲线01234567891011121314151617180102030405060708090100抽吸空气量（k g / h ）吸入室压力（k P a ）混合气体温度 t

10、 m i x 50t mix 45t mix 40t mix 35t mix 30t mix 25TPRITPRIn 在300 MW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 。n 在试验300 MW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0.86 g/(kWh)；较全部采用循环水可以提高真空约1.426kPa，煤

11、耗降低约4.26 g/(kWh)。TPRITPRI TPRIl 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；l 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；l 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。l 供电煤耗率下降10g/(kW. h)或更多；TPRITP

12、RI序号厂名机号 设计（%）%序号厂名机号 设计（%）%1石横185.60*81.683.9212珠江187.58*84.203.382吴泾1186.9079.907.0013珠江287.58*84.103.483吴泾1286.9080.406.5014珠江387.58*84.353.234沙角486.2179.576.6415珠江487.58*84.962.625外高桥186.24*80.046.2016妈湾286.0780.225.856阳逻186.30*76.959.3517妈湾487.40*77.2010.207大坝386.15*76.609.5518西柏坡186.03*79.396.

13、648大坝486.15*77.758.4019衡水187.35*78.708.659嘉兴186.24*77.568.6820铁岭187.58*79.028.5610嘉兴286.2479.147.1021渭河587.6078.149.4611汉川487.56*81.965.6022双辽186.02*80.315.71*5VWO、6VWO平均值实际（%）实际（%）上 汽 厂 制 造哈 汽 厂 制 造TPRIn国产引进型机组的试验热耗率比设计或经系统和参数修正后的热耗率大得多。一般试验与设计热耗率相差221.2616.2kJ/(kWh)，修正量（试验与修正后热耗率相差）达233.2499.5kJ/(

14、kWh)，折合机组发电煤耗率8.718.7g/(kWh)。而进口同类型机组（宝钢、福州、大连）试验热耗率与设计或修正后的热耗率则十分接近，有的机组试验热耗率不经任何修正甚至比设计热耗率还低。相比之下，说明国产引进型300MW机组热力系统及设备不尽完善。TPRIn试验得到的机组各项技术经济指标，是在阀点和按设计系统严格隔离之后，基本无汽、水损失，无补水以及经各种修正后的结果，它反映了机组理论上的运行经济性水平。而实际运行结果则不可能达到机组试验的条件，且无任何修正，系统及设备的不完善性对实际运行的结果影响更大。由此可见，系统及设备的不完善是机组实际运行煤耗率普遍偏高的又一主要原因。 TPRI设计

15、热耗率试验功率试验热耗率与设计值差修正后修正量kJ/(kWh)MWkJ/(kWh)kJ/(kWh)kJ/(kWh)kJ/(kWh)1宝钢2号8026.1334.517992.6-33.57984.68.02福州1号7904.7342.367803.4-101.37838.1-34.83福州2号7904.7347.217931.927.27837.394.64大连1号7833.5354.957785.0-48.57758.027.05石横1号8080.5304.978397.8317.38093.1304.76吴泾11号8000.0302.158319.1319.17991.0328.17吴泾1

16、2号8000.0288.848396.4396.47988.3408.18外高桥1号7992.0301.408213.2221.27979.9233.29阳逻1号7987.0295.658338.4351.48067.7270.710阳逻3号7894.2320.598477.9583.78058.5419.411阳逻4号7889.2304.488416.2532.07998.0418.112大坝3号7907.0315.258313.7406.78054.9258.813妈湾1号7947.4293.878563.6616.28116.8446.814衡水1号7938.6305.668451.45

17、12.88197.0254.415西柏坡1号7936.5316.918479.9543.47980.4499.516渭河6号7936.5310.808535.5599.08175.5360.0 项目电厂序号TPRIn冷端系统及设备不完善，凝汽器真空度偏低，年平均一般在91%93%之间。300MW机组在额定负荷下，凝汽器压力每上升1kPa,机组发电煤耗率将上升2.5g/(kWh)左右，少发功率2MW左右。n回热系统及设备不尽完善，造成高、低压加热器运行水位不正常，疏水管道振动，弯头吹薄、破裂，加热器上、下端差增大。有的机组加热器下端差竟达到20左右，给水温度达不到机组实际运行各段抽汽参数下应达到

18、的数值。既影响加热器的安全，又导致机组经济性下降。TPRIn本体及热力管道疏水系统设计庞大，汽机侧各类疏水管道有70根左右，阀门易发生内漏，且控制方式设计和管径设计不合理，甚至存在设计、安装错误。以控制方式为例，机组无论什么状态启、停，均采用一个控制模式，不仅易造成汽缸进水、进冷蒸汽，启、停过程中中压缸上下缸温差大，而且易造成阀芯吹损，导致正常运行时疏水阀关不严，大量高品位蒸汽漏至凝汽器，使凝汽器的热负荷加大，影响真空。据某些机组试验表明，由此可影响机组功率710MW。严重的还造成疏水集管与凝汽器背包式扩容器或疏水扩容器壳体连接处拉裂，使大量空气漏入凝汽器。TPRIn热力系统设计复杂，且工质有

19、效能利用不尽合理，冗余系统多，易发生内漏，热备用系统和设备多采用连续疏水方式，使有效能损失较大，既影响安全和经济性，又增加检修、维护工作量及费用。n汽水品质差，通流部分结垢严重，有的机组甚至高压缸通流部分亦结垢，影响汽轮机相对内效率。汽水品质差的原因是多方面的，如向凝汽器补水，由于雾化效果差或补水方式不当，会造成凝结水含氧量严重超标。TPRIn辅机选型、配套和运行方式不合理，运行单耗大，厂用电率增加。如循环水泵配置和运行方式不合理，造成循环水泵流量过小或过大，运行偏离设计工况，效率下降，用电量增大。凝结水泵或凝升泵扬程高，凝结水调节门前、后差压达1.0MPa以上，凝结水泵电耗增加。TPRIn循

20、环水泵配置和运行方式不合理，造成循环水泵流量过小或过大，运行偏离设计工况，效率下降，用电量增大。凝结水泵或凝升泵扬程高，凝结水调节门前、后差压达1.0MPa以上，凝结水泵电耗增加；n实际运行轴封加热器热负荷大，压力高，温升高于设计值5左右。轴封系统压力高，给水泵小汽轮机轴封回汽不畅，油中带水严重。溢流至凝汽器流量大，既损失工质，又使凝汽器热负荷增大，影响凝汽器真空。 TPRIn低负荷是机组目前运行煤耗率普遍较高的主要原因。n引进型300MW机组，汽轮机进汽调节方式分为节流（单阀）或喷嘴调节（顺序阀）两种，机组低负荷运行时，采用何种运行方式，经济性差异较大，而且采用同一种调节方式，选用不同的运行

21、参数，经济性亦存在一定差异，有一个最佳运行参数问题。另外，目前在对机组小指标考核时，如对汽温、汽压等参数的考核要求尽可能接近设计值，使机组在低负荷运行时，节流损失急剧增加，也是影响机组经济性的原因之一。TPRIn高压缸夹层漏汽量大；高压缸排汽温度测点位于高排出口竖直管段上，所测温度为混合后的温度。与高压缸排汽缸上温度差别。n汽封径向间隙大；高中压缸汽封包括通流部分的动、静叶汽封及汽缸端部的轴封。由于汽缸变形，启、停过程中机组振动增大，发生动、静碰磨等原因，很容易造成汽封磨损，径向间隙增大。TPRIn调门节流损失大020406080100020406080100调门开度%进汽量%TPRITPRI

22、n主蒸汽设计压力为16.7MPa，调节级动叶后设计压力为11.60MPa，扣除汽门节流损失，调节级整级压差达到3.43MPa。现设计的调节级汽封采用单齿、镶嵌式固定结构。单齿阻力系数小，密封效果差，固定式汽封若出现动静碰磨，汽封无法退让，易受到磨损，汽封间隙增大，漏汽量增加。TPRIn安装在6个汽室上的6个喷嘴组弧段之间设计预留膨胀间隙，设计值左、右水平中分面间隙为5mm，其他4道间隙分别为3mm。根据其结构和计算分析以及同类型机组改进后结果表明，该间隙预留值太大。调节级喷嘴出口蒸汽通过该间隙，未经过动叶作功，直接漏至第一压力级。部分机组实际大修检查发现，该间隙达1015mm，使漏汽量增大，调

23、节级漏汽损失增加。 TPRIn由于调节级叶片处在主蒸汽进入汽轮机的第一级，工作条件恶劣，很容易受到蒸汽中携带的固体粒子的侵蚀，导致调节级喷嘴叶片损伤。当调节级叶片损伤达到一定程度，对调节级的通流效率影响较大。n部分型号的机组由于叶型设计方面的原因，多次发生喷嘴损坏的现象，对机组经济性影响较大。妈湾电厂2号机2000年大修发现，调节级49个叶片出汽边普遍减薄，其中有28个叶片出汽边严重吹损。对调节级喷嘴组出汽侧冲刷磨损补焊处理，运行4个月后，根据机组热力性能试验数据的分析和判断，调节级喷嘴组又发生了损坏情况，造成机组在相同参数工况下发电量减少7MW左右，给机组运行经济性带来很大影响。TPRIn机

24、组的调节级为反流式结构，在汽流从调节级出口反转流向压力级进口的过程中，流动损失较大。TPRIn由于调节级的工作特点，调节级经常工作在变工况状态下，与设计状态偏差较大，导致流动效率降低。 TPRIn机组揭缸检查发现，高、中压缸内缸及各静叶持环上、下半的水平结合面普遍存在漏汽冲刷痕迹。尤其是1段、3段、5段、6段抽汽口附近的持环水平结合面漏汽痕迹尤其明显。试验结果中也可以看出对应的抽汽温度比设计值高出较多，说明有高温的蒸汽漏入抽汽口。n导致结合面漏汽有汽缸温差大引起汽缸变形，螺栓紧力不足，法兰结合面薄弱等原因。TPRIn调节级后蒸汽通过高压缸进汽平衡盘汽封漏汽至高压缸夹层，其中一部分通过中压缸进汽

25、平衡盘汽封漏汽至中压缸，一部分通过夹层流向高压缸排汽口；n6根高压缸进汽导汽管及一段抽汽导汽管与内缸接口的密封圈。若密封不严造成主蒸汽或一段抽汽漏至高压缸夹层；n高压内缸及持环变形，法兰螺栓断裂或松弛等，造成水平结合面张口，蒸汽从通流部分漏至夹层；n高压内缸调节级压力传压管断裂，内缸漏汽到高压缸夹层；n由于中压缸冷却蒸汽管的割除，使中压缸进汽平衡盘第一道汽封发挥了密封作用，夹层漏至中压缸的流量减小。也造成夹层排向高排流量相对增大。TPRIn上下缸负温差大是引进型300MW汽轮机的主要问题之一，也是导致汽缸结合面漏汽的主要原因之一。除此之外，还可引起汽缸变形，动静碰磨，汽封磨损，内缸断螺栓等一系

26、列影响机组安全与经济性的问题。n产生上、下缸温差大的原因是高压缸夹层蒸汽流向与设计思想不符，另外由于调门进汽顺序设计，使低负荷时仅下半缸进汽，汽缸负温差加剧。汽缸上、下缸温差大，造成汽缸变形，法兰螺栓承受附加应力增大，螺栓易断裂或松弛。经计算上、下缸温差每增加1，通流径向间隙将减小0.01mm，径向汽封易受到磨损，导致通流效率下降。 TPRITPRI疏水位置功率增量吸热量增量热耗率增量折合煤耗率MWMWkJ/(kWh)g/(kWh)主蒸汽-435.9-143.29.50.36再热蒸汽-332.20.08.60.32高压缸排汽-332.2-143.26.90.261段抽汽-364.7-143.2

27、7.70.292段抽汽-332.2-143.26.90.263段抽汽-274.50.07.10.274段抽汽-218.90.05.70.215段抽汽-164.40.04.20.166段抽汽-114.90.03.00.117段抽汽-87.10.02.20.098段抽汽-41.40.01.10.04疏水每泄漏疏水每泄漏1t/h1t/h对机组经济性的影响对机组经济性的影响(F156)(F156)TPRIn疏水差压大，易造成阀芯吹损；n由于阀门的质量、安装、检修、调整等问题，造成阀门容易泄漏、开关不灵等；n运行操作方式，机组无论什么状态启、停，均采用一个控制模式，而且易造成阀芯吹损，导致正常运行时疏水

28、阀关不严。n疏水系统的合理设计。本体及热力管道疏水系统设计庞大，汽机侧各类疏水管道有70根左右，漏点多。管径设计不合理。n疏水系统由于是辅助的热力系统，功能简单，在设计、安装检修过程中常容易忽视，存在问题较多。甚至存在设计、安装错误。TPRIn在各种工况下，疏水系统应能防止汽轮机进水和机本体的不正常积水，并满足系统暖管和热备用要求；n为防止疏水阀门泄漏，造成阀芯吹损，各疏水管道应加装一手动截止阀，原则上手动阀安装在气动或电动阀门前。为不降低机组运行操作的自动化程度，正常工况下手动截止阀应处于全开状态。当气动或电动疏水阀出现内漏，而无处理条件时，可作为临时措施，关闭手动截止阀；n对于运行中处于热

29、备用的管道或设备，在用汽设备的入口门前应暖管，暖管采用组合型自动疏水器方式，而不采用节流疏水孔板连续疏水方式。疏水器选用DFS倒置浮杯式自动疏水器；n任何类型的疏水管上不得设置疏水逆止门。 TPRIn回热系统及设备不尽完善，造成高、低压加热器运行水位不正常；n加热器上、下端差增大，温升不足；n危急疏水泄漏，正常疏水不畅，不能逐级自流；n给水旁路泄漏；n疏水管道振动，弯头吹薄、破裂等问题。TPRIn轴封供汽系统漏汽量大 n轴封疏水系统漏量大 n轴封压力高 n轴封溢流量大 n轴封加热器温升大 n门杆一档漏汽不畅 n小汽轮机轴封回汽不畅 TPRITPRI 表示从尾部烟道排出的飞灰中含有的未燃尽碳的量

30、占飞灰量的百分比，主要与燃煤特性、煤粉细度、煤粉均匀性、炉膛温度、风粉混合程度等有关。针对所燃用的煤种，合理选定煤粉细度，尽可能减少煤粉中大颗粒的含量，强化燃烧，提高燃尽程度。TPRI 炉膛出口的氧量是表征锅炉的配风、燃烧状况的重要因素，加强锅炉燃烧配风的调整，改善锅炉的燃烧状况，提高锅炉运行效率。因炉膛出口处烟气温度较高，锅炉运行中监测的氧量测点一般在高温过热器后。计算排烟损失的氧量应是空气预热器烟气出口处的氧量，尾部烟道特别是空气预热器的漏风，将引起的烟气量和排烟损失的增加，需要定期监测空气预热器的漏风，并加强对空气预热器的维护。 通过燃烧调整，确定合理的最佳过量空气系数TPRI TPRI

31、TPRIn风机n磨煤机n锅炉给水泵n循环水泵n凝结水泵n除尘设备n脱硫设备TPRIn 扬程偏高n 选型欠合理TPRIn进行最佳凝汽器背压试验 ，其内容包括机组微增出力试验和循环水泵运行优化配置试验，通过不同负荷下改变凝汽器背压，测量机组的微增功率及循环水泵功耗，寻求最佳凝汽器背压；n通过调整循环水泵运行方式或者运行台数，测量循环水泵流量和功耗，获得循环水泵的运行优化配置，降低电耗。TPRI：n双速电机驱动n车削叶轮外径；n更换叶轮；n泵整体更换。根据循泵配置的实际情况，改造时效率、流量何扬程兼顾。循环水系统采用单元制运行时，各单元之间一般应采用联通管连接，这样既可以完全单元制运行，又可以机组间

32、相互协调。TPRIn变频调节；n车削叶轮外径；n更换叶轮；n泵整体更换。TPRI 确定汽动给水泵组最佳运行方式主要包括两个方面，一是通过不同负荷定、滑压运行方式下的泵组效率和耗汽量的测量，确定汽动泵组的最佳运行参数和运行方式；二是根据单台汽动泵余量较大的特点，在低负荷时进行电动泵和汽动泵不同备用方式试验，以获得较高的运行经济性。TPRIn电站风机耗电量仅次于水泵约占发电容量的1.5-2.5%，对于300MW机组，风机运行效率提高一个百分点，每台机组年节电约40万kWh。n造成的风机运行效率较低的主要原因： 风机本身为低效风机； 设计选型不当造成高效风机不在高效区运行； 进口管道设计不当破坏了风机进口要求的条件； 出口管道设计不当造成涡流损失； 风机调节效率低，又经常在低负荷运行。n 通常，通过改造风机（叶轮）或对进、出口管道进行改造，或利用调速技术，提高风机的运行效率。TPRIn制粉系统是锅炉机组密不可分的主要辅助系统，特别是在目前发电用煤供应紧张、煤质多变的情况下，其运行性能对锅炉机组的安全、经济运行有重要影响。n钢球磨煤机制粉系统运行的经济性差，应加强对钢球磨煤机钢球装载量及钢球配比优化、系统通风量等进行运行优化调整，寻求适应燃用煤种的最佳钢球装载量、通风量，提高磨煤机出力，降低制粉单耗；