火电机组的节能诊断(华北电力大学)

1、 Email: Tel：火电机组节能诊断理念火电机组节能诊断理念-全过程全过程火电机组节能诊断思路火电机组节能诊断思路分层次分层次机组机组系统系统流程流程设备设备火电机组节能诊断方法火电机组节能诊断方法诊断方法诊断方法基于热力学第一基于热力学第一定律：热量法定律：热量法耗差分析法耗差分析法基于热力学第二基于热力学第二定律：定律：火用火用方法方法单耗分析法单耗分析法火力发电厂综合评价指标（热量法评价）火力发电厂综合评价指标（热量法评价）供电供电煤耗率煤耗率设备健康设备健康检修工艺检修工艺检修质量检修质量运行操作运行操作专业管理专业管理节能管理节能管理供电煤耗率是每供供电

2、煤耗率是每供1kWh电能所消耗的标准煤量电能所消耗的标准煤量是发电厂各方面工作总的反映是发电厂各方面工作总的反映正平衡：正平衡：统计计算统计计算反平衡：反平衡：校核计算校核计算正平衡计算厂用电量）（发电量燃油发热量）（燃油耗量入炉煤低位发热量）（实际煤耗量供电量燃油发热量）（燃油耗量入炉煤低位发热量）（实际煤耗量供电量总标准煤耗量供电煤耗率2 .292712 .292711实际入炉煤实际入炉煤量：燃料管量：燃料管理的检斤、理的检斤、运行水平、运行水平、检修质量、检修质量、负荷率等负荷率等2原煤发热原煤发热量：燃料量：燃料管理的检管理的检质质3实际耗油实际耗油量：锅炉量：锅炉的启停次的启停次数数

3、4发电量：发电量：机组运行机组运行小时数，小时数，负荷率、负荷率、关口电量关口电量表计表计5厂用电量：厂用电量：生产用电，生产用电，不考虑非不考虑非生产用电生产用电供电煤耗反平衡计算供电煤耗反平衡计算厂用电率）（机组发电效率厂用电率）（发电煤耗率供电煤耗率1123-1汽轮发电机组效率管道效率锅炉效率机组发电效率gmipbiiblblcpPaxPeWPaxQWQQBQQBQPe3600360000)/()1 (1231)1 (hkWgbPePapPeBPapPeBbapcpapsssns影响锅炉效率的因素影响锅炉效率的因素炉膛出口氧量炉膛出口氧量65432100qqqqqb排烟热排烟热损失损失可

4、燃气体未完可燃气体未完全燃烧热损失全燃烧热损失固体未完全燃固体未完全燃烧热损失烧热损失散热散热损失损失灰渣物理灰渣物理热损失热损失排烟温度排烟温度排烟氧量排烟氧量送风温度送风温度煤质煤质飞灰含碳量飞灰含碳量尾部烟道漏风尾部烟道漏风灰渣含碳量灰渣含碳量煤质煤质锅炉负荷锅炉负荷飞灰含碳量飞灰含碳量灰渣含碳量灰渣含碳量煤质煤质汽轮机热效率和热耗率汽轮机热效率和热耗率v 汽轮机能量转换：汽轮机能量转换：egmigmiPWQ3600000100%100%itiitritWWWQQW gmiPeQq36000 机组热效率与热力循环和汽轮机本身有关机组热效率与热力循环和汽轮机本身有关循环热效率与循环的参数、

5、型式等有关循环热效率与循环的参数、型式等有关影响机组热效率的主要因素影响机组热效率的主要因素riti热力循环及热力系统热力循环及热力系统初参数初参数终参数终参数回热参数回热参数主汽压力主汽压力凝汽器真空凝汽器真空主汽温度主汽温度循环水入口温度循环水入口温度循环水温升循环水温升凝汽器端差凝汽器端差给水温度给水温度加热器端差加热器端差抽汽管道压损抽汽管道压损再热参数再热参数再热蒸汽温度再热蒸汽温度再热蒸汽压损再热蒸汽压损再热减温水量再热减温水量汽轮机本体汽轮机本体叶型、汽封间隙叶型、汽封间隙叶片断裂、磨损、侵蚀叶片断裂、磨损、侵蚀叶片结垢、积盐叶片结垢、积盐补充水量补充水量凝结水过冷度凝结水过冷度

6、高压缸排汽压力高压缸排汽压力负荷率负荷率汽水泄漏汽水泄漏凝汽器真空的影响因素凝汽器真空的影响因素v凝汽器真空与汽轮机的排汽压力对应：凝汽器真空与汽轮机的排汽压力对应：)()(1tttftfpwcc循环循环水进口水温水进口水温循环水温升循环水温升凝汽器端差凝汽器端差环境温度环境温度冷却塔性能冷却塔性能机组负荷机组负荷循环泵运行方式循环泵运行方式管束结垢管束结垢真空严密性真空严密性凝汽器水位凝汽器水位抽真空系统抽真空系统厂用电率的影响因素厂用电率的影响因素送风机单耗送风机单耗引风机单耗引风机单耗一次风机单耗一次风机单耗制粉系统单耗制粉系统单耗输煤系统单耗输煤系统单耗除灰、除渣系统单耗除灰、除渣系统

7、单耗电动给水泵单耗电动给水泵单耗循环水泵耗电率循环水泵耗电率烟气脱硫系统耗电率烟气脱硫系统耗电率化学水系统耗电率化学水系统耗电率eapapWW火电厂节能潜力诊断分析火电厂节能潜力诊断分析v 从上述供电煤耗率正、从上述供电煤耗率正、反平衡计算分析可知：反平衡计算分析可知：供电煤耗率受多种因供电煤耗率受多种因素的影响，有利影响素的影响，有利影响可使供电煤耗降低，可使供电煤耗降低，不利影响会导致损失不利影响会导致损失增大，供电煤耗升高增大，供电煤耗升高v 这些因素有些不能控制，这些因素有些不能控制，有些可调整控制的，目有些可调整控制的，目前机组节能潜力主要通前机组节能潜力主要通过耗差分析，求得各种过

8、耗差分析，求得各种影响参数影响煤耗的大影响参数影响煤耗的大小，分析原因并提出解小，分析原因并提出解决措施决措施供电煤耗影响因素供电煤耗影响因素不可控影响因素不可控影响因素可控影响因素可控影响因素运行可控影响因素运行可控影响因素维修可控影响因素维修可控影响因素参数变化对煤耗的影响耗差分析法假定机组某负荷下的煤耗率为假定机组某负荷下的煤耗率为y y，该负荷下影响机组经济性的各，该负荷下影响机组经济性的各个参数或因素分别为个参数或因素分别为x1、x2、xi、xn （包括非运行因素如煤（包括非运行因素如煤质、进风温度、循环水温度，运行因素如氧量、主蒸汽压力等）质、进风温度、循环水温度，运行因素如氧量、

9、主蒸汽压力等）),(),(00201011211101ninixxxxfxxxxfyyy nniixxfxxfxxfxxfy 2211则煤耗率表示成多元函数则煤耗率表示成多元函数, , y=f( x1、x2、xi、xn )，假定各个参数之间相互独立，线性无关，且函数连假定各个参数之间相互独立，线性无关，且函数连续可导，则煤耗率的全增量可表示为：续可导，则煤耗率的全增量可表示为：耗差分析法耗差分析法耗差分析法耗差分析法曲线拟合法：曲线拟合法：汽轮机制造商汽轮机制造商提供热耗修正提供热耗修正曲线曲线)等效热降法等效热降法：适用：适用于热力系统分析于热力系统分析基本公式法：基本公式法：适适用于锅炉效

10、率、用于锅炉效率、汽轮机热耗、厂汽轮机热耗、厂用电率、排烟温用电率、排烟温度、氧量、飞灰度、氧量、飞灰含碳量等影响参含碳量等影响参数数试验法：试验法：排汽排汽压力、煤粉细压力、煤粉细度等度等小偏差方法：小偏差方法：汽轮机缸效率汽轮机缸效率凝汽式机组热经济指标之间的变化关系凝汽式机组热经济指标之间的变化关系v机组总效率与设备分效率之间的相对变化关系机组总效率与设备分效率之间的相对变化关系v煤耗率与热效率之间的相对变化关系煤耗率与热效率之间的相对变化关系v热效率与热耗率之间的相对变化关系热效率与热耗率之间的相对变化关系v煤耗率与热耗率之间的相对变化关系煤耗率与热耗率之间的相对变化关系cpicpbi

11、cpbqicpqb基本公式法基本公式法锅炉效率对煤耗的影响锅炉效率对煤耗的影响v 超临界超临界600MW600MW机组额定工况下基准煤耗：机组额定工况下基准煤耗：v 锅炉效率降低锅炉效率降低1%1% 10007587 1000285.2( /)29271.20.918 0.99 29271.2sbpqbg kWh 10007587 1000282.16( /)29271.20.928 0.99 29271.2sbpqbg kWh 超临界超临界600MW600MW机组锅炉效率降低机组锅炉效率降低1%1%发电煤耗平均增加发电煤耗平均增加: :285.2-282.16=3.04 g/kWh锅炉效率每

12、降低锅炉效率每降低1%，相对变化为：（，相对变化为：（1/92.8）*100=1.08%, 发电煤耗率相对增加发电煤耗率相对增加1.08%， 发电煤耗率绝对增加发电煤耗率绝对增加282.16*1.08/100=3.05g/kWh。基本公式法基本公式法炉侧主要参数的耗差分析炉侧主要参数的耗差分析 名称名称单位单位设计计设计计算算排烟温度排烟温度升高升高1 1排烟氧量排烟氧量升高升高1%1%飞灰含碳飞灰含碳量升高量升高1%1%灰渣含碳灰渣含碳量升高量升高1%1%锅炉热效率锅炉热效率%93.22 93.17 92.91 92.87 93.18 锅炉效率锅炉效率绝对变化绝对变化%-0.049-0.30

13、8-0.35-0.04锅炉效率锅炉效率相对变化相对变化%-0.053-0.33-0.375-0.0424发电煤耗增加发电煤耗增加 g/kwh0.150.941.070.122 超临界与亚临界锅炉设计效率相差不大，主要与设计煤超临界与亚临界锅炉设计效率相差不大，主要与设计煤种有关，排烟温度、排烟氧量对锅炉效率影响差别不大，飞种有关，排烟温度、排烟氧量对锅炉效率影响差别不大，飞灰含碳量、灰渣含碳量对锅炉效率的影响与煤质有关灰含碳量、灰渣含碳量对锅炉效率的影响与煤质有关 。基本公式法基本公式法机组热耗率对煤耗的影响机组热耗率对煤耗的影响v 额定工况下机组热耗率增加额定工况下机组热耗率增加1%，发电煤

14、耗率变为：，发电煤耗率变为：10007587 1.01 1000284.95( /)29271.20.928 0.99 29271.2sbpqbg kWh 超临界超临界600MW机组额定工况下机组热耗率增加机组额定工况下机组热耗率增加1%发发电煤耗率升高电煤耗率升高284.95-282.16=2.82 g/kWhv 按照上述推导：按照上述推导： 机组热耗率每增加机组热耗率每增加1%1%，即相对变化为，即相对变化为1%,1%, 发电煤耗率相对增加发电煤耗率相对增加1%1%， 发电煤耗率绝对增加发电煤耗率绝对增加2.162.16* *1/100=2.82g/kWh1/100=2.82g/kWh。v

15、 如果热耗率增加如果热耗率增加5%5%，即较设计热耗高，即较设计热耗高379.35kJ/kWh379.35kJ/kWh，则发，则发电煤耗增加电煤耗增加5 5* *2.82=14.1g/kWh2.82=14.1g/kWh基本公式法基本公式法厂用电率对煤耗的影响厂用电率对煤耗的影响10007587 1000282.16( /)29271.20.928 0.99 29271.2sbpqbg kWh 282.16299.76( /)11 0.0587nssapbbg kWh282.16302.97( /)11 0.0687nssapbbg kWhv 额定工况下基准煤耗：额定工况下基准煤耗：v 当厂用电

16、率为当厂用电率为5.87%5.87%时，供电煤耗率为：时，供电煤耗率为：v 当厂用电率增加当厂用电率增加1%1%时，供电煤耗率为：时，供电煤耗率为：超临界超临界600MW600MW机组在额定工况下厂用电率每增加机组在额定工况下厂用电率每增加1%1%，供电煤耗率增加供电煤耗率增加302.97-299.76=3.21302.97-299.76=3.21（g/kWhg/kWh）初、终参数的耗差分析初、终参数的耗差分析v一般厂家提供主汽压力、主汽温度、再热蒸汽温度、一般厂家提供主汽压力、主汽温度、再热蒸汽温度、排汽压力等热耗修正曲线，根据参数的偏差可查的排汽压力等热耗修正曲线，根据参数的偏差可查的机组

17、热耗的变化率，再根据机组热耗的变化率，再根据qbbbbs)( xfq热耗修正曲线（超临界热耗修正曲线（超临界600MW机组）机组）初、终参数的耗差分析初、终参数的耗差分析煤耗升高值煤耗升高值超临界超临界600MW600MW单位单位THA75%THA50%THA40%THA 30%THA主蒸汽压力降低主蒸汽压力降低1MPa1MPag/kWh0.31090 0.31637 0.32659 0.33539 0.34554 主蒸汽温度降低主蒸汽温度降低1 1g/kWh0.08375 0.08522 0.08798 0.09035 0.09308 再热汽温度降低再热汽温度降低1 1g/kWh0.0656

18、5 0.06680 0.06896 0.07082 0.07296 排汽压力升高排汽压力升高1KPa1KPag/kWh1.98833 2.02327 2.08866 2.14497 2.20987 煤耗升高值煤耗升高值亚临界亚临界600MW单位单位THA75%THA（滑压）（滑压）50%THA（滑压）（滑压）40%THA（滑压）（滑压）30%THA（滑压）（滑压）主蒸汽压力主蒸汽压力降低降低1MPag/kWh1.064 1.080 1.133 1.172 1.227 主蒸汽温度降低主蒸汽温度降低1g/kWh0.086 0.088 0.092 0.095 0.099 再热汽温度降低再热汽温度降低

19、1g/kWh0.072 0.073 0.077 0.079 0.083 排汽压力升高排汽压力升高1KPag/kWh2.271 2.306 2.420 2.502 2.620 从上表可看出：从上表可看出：凝汽器真空和主蒸汽压力对机组经济性影凝汽器真空和主蒸汽压力对机组经济性影响较大响较大，应该高度关注，在不同环境温度、不同负荷下对，应该高度关注，在不同环境温度、不同负荷下对应相应的基准值。应相应的基准值。等效热降法（热力系统）等效热降法（热力系统）基准工况下：基准工况下：v 新蒸汽等效热降新蒸汽等效热降H（作功量）（作功量）v 机组吸热量机组吸热量Qv 机组热效率机组热效率v 热力系统局部变化：

20、热力系统局部变化：v 热效率相对变化：热效率相对变化：v 发电煤耗率变化：发电煤耗率变化：QHiQQHHiHHQHiiiiiisbb机侧主要因素耗差分析（超临界机侧主要因素耗差分析（超临界600MW）供电煤耗增加供电煤耗增加工况工况单位单位THA75%THA50%THA40%THA30%THA高加停运高加停运g/kWh17.7168 14.7741 11.8140 11.1153 10.5429 高加旁路漏流高加旁路漏流1%1%g/kWh0.17717 0.14774 0.11814 0.11115 0.10543 小汽机耗汽小汽机耗汽g/kWh7.03011 6.40878 4.44293

21、3.87399 3.37502 辅助蒸汽（辅助蒸汽（4 4段）耗汽段）耗汽1%1%新蒸汽新蒸汽g/kWh1.91056 1.80374 1.73843 1.70075 1.66618 辅助蒸汽（辅助蒸汽（4 4段）耗汽增加段）耗汽增加1t1t蒸汽蒸汽g/kWh0.11389 0.14795 0.21771 0.26336 0.33472 高压缸轴封一漏到高压缸轴封一漏到2#2#高加高加g/kWh0.27854 0.26183 0.28911 0.33199 0.39514 高压缸轴封二漏到中压缸高压缸轴封二漏到中压缸g/kWh0.29446 0.36007 0.48810 0.60151 0.

22、74597 再热减温水量再热减温水量1%1%g/kWh0.72 0.75 0.78 0.82 0.87 补充水增加补充水增加1%1%g/kWh1.34239 1.32269 1.31885 1.34282 1.38404 机侧主要因素耗差分析（亚临界机侧主要因素耗差分析（亚临界600MW）发电煤耗增加发电煤耗增加工况工况单位单位THA75%THA（滑）（滑）50%THA（滑）（滑）40%THA（滑）（滑）30%THA（滑）（滑）高压缸轴封一漏到高压缸轴封一漏到2#高加高加g/kwh0.870 0.844 1.060 1.179 1.343 高压缸轴封二漏到中压缸高压缸轴封二漏到中压缸g/kwh

23、0.105 0.097 0.232 0.291 0.366 过热减温水量过热减温水量1t/hg/kwh0.005 0.007 0.010 0.013 0.017 再热减温水量再热减温水量1t/hg/kwh0.036 0.050 0.078 0.101 0.141 高加停运高加停运g/kwh15.372 12.695 10.467 10.025 9.814 高加旁路漏流高加旁路漏流1%g/kwh0.154 0.127 0.105 0.100 0.098 小汽机耗汽小汽机耗汽1t/hg/kwh0.075 0.105 0.147 0.180 0.230 辅助蒸汽（辅助蒸汽（4段）耗汽段）耗汽1%新蒸

24、汽新蒸汽g/kwh1.884 1.812 1.783 1.774 1.764 辅助蒸汽（辅助蒸汽（4段）段）1t蒸汽蒸汽g/kwh0.107 0.142 0.205 0.248 0.317 补充水变化补充水变化1%g/kwh1.341 1.326 1.377 1.425 1.493 凝结水过冷度增加凝结水过冷度增加1度机组度机组g/kWh0.052 0.047 0.037 0.032 0.017 系统内漏对煤耗的影响（亚临界系统内漏对煤耗的影响（亚临界600MW）阀门内漏阀门内漏1t/h煤耗变化煤耗变化名称名称单位单位THA75%THA(滑滑)50%THA(滑滑)40%THA(滑滑)30%TH

25、A(滑滑)主蒸汽内漏至凝汽器主蒸汽内漏至凝汽器g/kWh0.166 0.227 0.354 0.446 0.602 再热冷段内漏至凝汽器再热冷段内漏至凝汽器g/kWh0.116 0.156 0.241 0.301 0.400 再热热段内漏至凝汽器再热热段内漏至凝汽器g/kWh0.159 0.213 0.311 0.381 0.497 1 1段抽汽疏水阀内漏段抽汽疏水阀内漏g/kWh0.131 0.175 0.273 0.342 0.457 3 3段抽汽疏水阀内漏段抽汽疏水阀内漏g/kWh0.134 0.178 0.259 0.316 0.410 4 4段抽汽疏水阀内漏段抽汽疏水阀内漏g/kWh

26、0.106 0.141 0.204 0.247 0.316 5 5段抽汽疏水阀内漏段抽汽疏水阀内漏g/kWh0.080 0.105 0.149 0.178 0.223 高压旁路漏至冷段再热器高压旁路漏至冷段再热器g/kWh0.049 0.071 0.113 0.145 0.201 低压旁路漏至凝汽器低压旁路漏至凝汽器g/kWh0.159 0.213 0.311 0.381 0.497 1#1#高加疏水直排至凝汽器高加疏水直排至凝汽器g/kWh0.037 0.044 0.057 0.065 0.078 2#2#高加疏水直排至凝汽器机组高加疏水直排至凝汽器机组 g/kWh0.022 0.027 0

27、.035 0.040 0.048 3#3#高加疏水直排至凝汽器高加疏水直排至凝汽器g/kWh0.016 0.019 0.025 0.029 0.034 5#5#低加疏水直排至凝汽器低加疏水直排至凝汽器g/kWh0.005 0.005 0.006 0.007 0.007 6#6#低加疏水直排至凝汽器低加疏水直排至凝汽器g/kWh0.003 0.003 0.003 0.003 0.003 7#7#低加疏水直排至凝汽器机组低加疏水直排至凝汽器机组 g/kWh0.001 0.001 0.001 0.001 0.000 加热器端差耗差分析加热器端差耗差分析（亚临界（亚临界600MW）煤耗增加煤耗增加名称

28、单位THA75%THA（滑）50%THA（滑）40%THA（滑）30%THA（滑）1#1#高加端差增加高加端差增加1g/kwh0.069 0.072 0.073 0.076 0.082 1#1#高加疏水端差增加高加疏水端差增加10g/kwh0.027 0.021 0.019 0.019 0.019 2#2#高加端差增加高加端差增加1g/kwh0.033 0.031 0.034 0.036 0.039 2#2#高加疏水端差增加高加疏水端差增加10g/kwh0.043 0.035 0.035 0.036 0.037 3#3#高加端差增加高加端差增加1g/kwh0.002 0.004 0.014 0

29、.018 0.023 3#3#高加疏水端差增加高加疏水端差增加10g/kwh0.108 0.093 0.085 0.084 0.084 4#4#低加端差增加低加端差增加1g/kwh0.045 0.045 0.048 0.051 0.055 4#4#低加疏水端差增加低加疏水端差增加10g/kwh0.024 0.023 0.024 0.024 0.025 3#3#低加端差增加低加端差增加1g/kwh0.045 0.046 0.050 0.053 0.057 3#3#低加疏水端差增加低加疏水端差增加10g/kwh0.027 0.025 0.026 0.026 0.027 2#2#低加端差增加低加端差

30、增加1g/kwh0.030 0.029 0.032 0.034 0.037 2#2#低加疏水端差增加低加疏水端差增加10g/kwh0.052 0.047 0.047 0.048 0.050 1#1#低加端差增加低加端差增加1g/kwh0.054 0.096 0.113 0.130 0.152 1#1#低加疏水端差增加低加疏水端差增加10g/kwh0.090 0.082 0.058 0.043 0.023 缸效率变化分析法（超临界缸效率变化分析法（超临界600MW）工况单位THA75%THA(滑压）50%THA(滑压）40%THA(滑压）30%THA(滑压）高压缸效率降低1%热耗增加kJ/kWh

31、14.16 15.12 16.93 18.39 20.79 高压缸效率降低1%热耗相对变化%0.19 0.19 0.21 0.22 0.24 高压缸效率降低1%发电煤耗增加g/kWh0.53 0.56 0.63 0.68 0.77 中压缸效率下降1%热耗增加kJ/kWh13.33 20.01 27.29 31.61 36.48 中压缸效率下降1%热耗相对变化%0.18 0.26 0.34 0.38 0.43 中压缸效率下降1%发电煤耗增加g/kWh0.49 0.73 0.96 1.08 1.20 低压缸效率降低1%热耗增加kJ/kWh22.89 27.48 40.26 45.46 50.80

32、低压缸效率降低1%热耗相对变化%0.30 0.35 0.50 0.55 0.59 低压缸效率降低1%发电煤耗增加g/kWh0.85 1.02 1.49 1.68 1.88 机组采用顺序阀运行机组采用顺序阀运行 较单阀运行，高压缸效率增加较单阀运行，高压缸效率增加5%，发电煤耗下降发电煤耗下降2.65g/kWh。缸效率变化分析法（亚临界缸效率变化分析法（亚临界600MW）工况工况单位单位THA75%THA(滑滑)50%THA (滑滑)40%THA (滑滑)30%THA (滑滑)高压缸效率变化高压缸效率变化1%热耗变化热耗变化kJ/kWh25.93 19.68 21.92 25.42 30.89

33、高压缸效率变化高压缸效率变化1%发电煤耗变化发电煤耗变化g/kwh0.96 0.73 0.81 0.94 1.15 中压缸效率变化中压缸效率变化1%热耗变化热耗变化kJ/kWh36.32 29.56 31.99 35.91 41.85 中压缸效率变化中压缸效率变化1%发电煤耗变化发电煤耗变化g/kwh1.35 1.10 1.19 1.33 1.55 低压缸效率变化低压缸效率变化1%热耗变化热耗变化kJ/kWh45.89 39.50 41.37 44.24 48.78 低压缸效率变化低压缸效率变化1%发电煤耗变化发电煤耗变化g/kwh1.70 1.46 1.53 1.64 1.81 耗差分析案例

34、（机侧）耗差分析案例（机侧）工况工况75%负荷负荷50%负荷负荷影响因素影响因素偏差偏差影响热耗影响热耗KJ/kWh影响煤耗影响煤耗g/kWh偏差偏差影响热耗影响热耗KJ/kWh影响煤耗影响煤耗g/kWh再热汽温再热汽温 35 592.1934.2 60.75 2.254 小汽机耗汽小汽机耗汽14.3t/h 40.39 1.5 19.11t/h 54.08 2.0 高压缸效率高压缸效率 -2.58% 39 1.45-2.04% 34.5 1.28低压缸效率低压缸效率 -0.75% 20 0.765-3.34% 134.6 4.99主蒸汽压力主蒸汽压力- -1.7MPa 13.650.507-0

35、.76MPa 6.31 0.234主蒸汽温度主蒸汽温度 1.85 -5.847 -0.2174.15 -13.6 -0.503凝汽器真空凝汽器真空-0.4kPa -31 -1.151.434kPa -168.46 -4.264 轴加焓升轴加焓升 6kJ/kg 8.820.3274.18kJ/kg 6.68 0.25总耗差总耗差144 5.369114.8 6.241设计设计-实际实际1846.827197.1 7.31600MW600MW超临界与亚临界机组煤耗比较超临界与亚临界机组煤耗比较哈汽：N600-16.7/537/537工况工况（MW)锅炉效率锅炉效率（%）管道效率管道效率（%）汽轮机

36、热耗率汽轮机热耗率（kJ/kWh）厂用电率厂用电率（%）发电煤耗率发电煤耗率（g/kWh）供电煤耗率供电煤耗率（g/kWh）180180939399998971.989332.94332.94356.09356.09240240939399998588.785318.72318.72339.79339.79300300939399998326.98326.96 6309.01309.01328.73328.73360360939399998141.48302.12302.12320.72320.7242042093939999801

37、0.280297.25297.25314.88314.88480480939399997915.279293.73293.73310.5310.5600600939399997852.37852.35 5291.39291.39306.73306.73哈汽：CLN24.2/566/566工况工况（MW)锅炉效率锅炉效率（%）管道效率管道效率（%）汽轮机热耗率汽轮机热耗率（kJ/kWh）厂用电率厂用电率（%）发电煤耗率发电煤耗率（g/kWh）供电煤耗率供电煤耗率（g/kWh）18018093939999853785376.56.5316.8316.8338

38、.82338.8224024093939999824882486.26.2306.08306.08326.31326.3130030093939999800580056 6297.06297.06316.02316.0245045093939999768176815.55.5285.04285.04301.63301.6360060093939999756075605 5280.55280.55295.32295.32600MW600MW超临界与亚临界机组煤耗比较超临界与亚临界机组煤耗比较工况工况（MW) 汽轮机热汽轮机热耗率耗率（kJ/kWhkJ/kWh）热耗率热耗率变化变化（kJ/kWhk

39、J/kWh）热耗率相热耗率相对变化对变化（% %） 发电煤耗发电煤耗变化变化（g/kWhg/kWh）发电煤耗发电煤耗率率（g/kWhg/kWh）供电煤耗供电煤耗率率（g/kWhg/kWh）同比亚临同比亚临界发电煤界发电煤耗降低耗降低 同比亚临同比亚临界供电煤界供电煤耗降低耗降低 1801808537853797797712.44212.44236.2536.25316.8316.8338.82338.8216.1416.1417.2717.27240240824882486886888.7628.76225.5325.53306.08306.08326.31326.3112.6412.6413

40、.4813.48300300800580054454455.6675.66716.5116.51297.06297.06316.02316.0211.9511.9512.7112.71450450768176811211211.5411.5414.494.49285.04285.04301.63301.6310.4510.4511.0611.06600600756075600 00 00 0280.55280.55295.32295.3210.8410.8411.4111.41从上表可见，从上表可见，600MW600MW超临界机组在不同工况下设计能耗的大小，从满负超临界机组在不同工况下设计能耗

41、的大小，从满负荷降到荷降到75%75%负荷时，机组负荷每下降负荷时，机组负荷每下降10MW10MW，发电煤耗增加，发电煤耗增加0.3g/kWh0.3g/kWh，从，从75%75%负荷降到负荷降到50%50%负荷时，负荷时，机组负荷每下降机组负荷每下降10MW，发电煤耗增加，发电煤耗增加0.8g/kWh。从上表可见，从上表可见，600MW超临界机组和亚临界机组比较，额定负荷下发电煤耗降超临界机组和亚临界机组比较，额定负荷下发电煤耗降低低11g/kWh左右，左右，50%负荷时发电煤耗降低负荷时发电煤耗降低12g/kWh左右。左右。基于热力学第二定律的诊断基于热力学第二定律的诊断单耗分析法单耗分析法

42、机组总体单耗机组总体单耗=理论最低单耗理论最低单耗+设备附加单耗设备附加单耗理论最低单耗：当燃料理论最低单耗：当燃料 完全转变为电能完全转变为电能 时，时，消耗的燃料量与发电量之比。消耗的燃料量与发电量之比。对于燃煤机组理论最低单耗为对于燃煤机组理论最低单耗为:3600*1000/(29271.2*1.04)=118.3(g/kWh)设备附加单耗：由于设备工作工程的不可逆性，增设备附加单耗：由于设备工作工程的不可逆性，增加了设备的用损，因而产生附加单耗。加了设备的用损，因而产生附加单耗。如锅炉设备的附加单耗：如锅炉设备的附加单耗：节能潜力节能潜力=实际单耗实际单耗-设计单耗设计单耗PeeIeP

43、eIbfpbpfbb/ )/()/()/(600MW亚临界机设计工况时单耗分布 负荷负荷单耗单耗(g/kWh)100%75%50%40%30%理论最低单耗理论最低单耗118.3118.3118.3118.3118.3锅炉单耗锅炉单耗147.8152165174186.5汽轮机单耗汽轮机单耗35.866.86回热抽汽管道单耗回热抽汽管道单耗0.1870.1680.1560.1520.146凝汽器单耗凝汽器单耗6.36.8除氧器单耗除氧器单耗0.470.460.440.430.42高压加热器单耗高压加热器单耗1.161.321.581.641.8低压加热器单耗低

44、压加热器单耗0.990.870.760.730.68小汽轮机单耗小汽轮机单耗0.570.21发电机及机械单耗发电机及机械单耗1.962.242.753.224.06单耗总量单耗总量281.1285.9300.7311.2325.8发电煤耗率（常规）发电煤耗率（常规）287.5291.6306316331600MW亚临界机设计工况时单耗分布亚临界机设计工况时单耗分布g/kWh600MW超临界机组设计工况下单耗分析 负荷负荷单耗单耗(g/kWh)100%75%50%40%30%理论最低单耗理论最低单耗118.1118.1118.1118.1118.1锅炉单耗锅炉单耗120.81

45、20.4133.6138.1144.8汽轮机单耗汽轮机单耗24.324.524.326.326.3发电机组附加单耗发电机组附加单耗1.381.842.763.464.57单耗总量单耗总量264.6264.8278.7286.0293.8发电煤耗率（常规）发电煤耗率（常规）284.5289.7299.1307316600MW超临界机组设计工况下单耗分析超临界机组设计工况下单耗分析g/kWh600MW超临界机组设计工况下机侧单耗分析 负荷负荷单耗单耗(g/kWh)100%75%50%40%30%汽轮机机组单耗汽轮机机组单耗24.324.424.326.326.3高压缸单耗高压缸单耗3.34.65.

46、35.55.8中压缸单耗中压缸单耗0.990.8低压缸单耗低压缸单耗5.24.971号加热器号加热器60.170.182号加热器号加热器0.970.843号加热器号加热器1.951.7除氧器除氧器80.530.495号加热器号加热器0.70.76号加热器号加热器0.330.360.330.340.357号加热器号加热器0.480.370.460.460.448号加热器号加热器300凝汽器凝汽器7.67.6小汽轮机单耗小汽轮机单

47、耗0.770.31发电机机械单耗发电机机械单耗0.480. 630.951.191.59600MW超临界机组设计工况下机侧单耗分析超临界机组设计工况下机侧单耗分析g/kWh影响机组供电煤耗的主要因素影响机组供电煤耗的主要因素主汽参数、再热主汽参数、再热蒸汽参数、凝汽蒸汽参数、凝汽器真空、小汽机器真空、小汽机耗汽量、缸效率耗汽量、缸效率、系统内漏和外、系统内漏和外漏、负荷率漏、负荷率煤质、煤粉煤质、煤粉细度、氧量细度、氧量、排烟温度、排烟温度、飞灰含碳、飞灰含碳量、灰渣含量、灰渣含碳量碳量负荷率、负荷率、辅机调节辅机调节方式和运方式和运行方式行方式锅炉侧锅炉侧汽机侧汽机侧厂用

48、电厂用电 虽然分析了各种影响因素对机组煤耗的影响，虽然分析了各种影响因素对机组煤耗的影响，其实表现在机组的设计、制造、安装与调试、运其实表现在机组的设计、制造、安装与调试、运行、管理等各个环节行、管理等各个环节设计方面设计方面特别是水平烟道特别是水平烟道吹灰器选择不当吹灰器选择不当容易积灰，影响容易积灰，影响传热，蒸汽温度传热，蒸汽温度降低，排烟温度降低，排烟温度升高，锅炉效率升高，锅炉效率降低，积灰严重降低，积灰严重导致垮灰灭火；导致垮灰灭火；设计煤种设计煤种选择不合理选择不合理重要表计重要表计设计时未设计时未考虑考虑吹灰器吹灰器选择不当选择不当过热减温水过热减温水引出地点设引出地点设计不太

49、合理计不太合理锅炉锅炉实际运行煤种严重实际运行煤种严重偏离设计煤种，使偏离设计煤种，使锅炉各受热面比例锅炉各受热面比例分配与实际煤种不分配与实际煤种不匹配，导致蒸汽参匹配，导致蒸汽参数不一致，主蒸汽数不一致，主蒸汽压力、温度满足要压力、温度满足要求时，再热汽温偏求时，再热汽温偏低，飞灰含碳量较低，飞灰含碳量较大等现象；大等现象；如磨煤机入口如磨煤机入口一次风量和风一次风量和风速、空预器出速、空预器出口氧量等。口氧量等。有些机组有些机组的过热蒸的过热蒸汽减温水汽减温水源来自给源来自给水泵出口，水泵出口，相当于给相当于给水旁路门水旁路门泄漏，会泄漏，会使机组热使机组热耗率增加耗率增加设计方面设计方

50、面7#7#、8#8#低加；低加；抽汽压抽汽压差偏小，差偏小，疏水管疏水管道设计道设计不合理不合理顺序阀顺序阀开启顺序开启顺序凝汽器抽凝汽器抽空气系统空气系统低加低加疏水不畅疏水不畅管道管道设计设计汽轮机及热力系统汽轮机及热力系统带带到到一一定定负负荷，荷，机机组组会会振振动动双背双背压凝压凝汽器汽器优点优点不能不能发挥发挥疏水管疏水管道不合道不合理、高理、高旁通风旁通风阀等，阀等，系统内系统内漏漏采用常规采用常规汽封汽封由于安由于安装、运装、运行磨损行磨损导致间导致间隙偏大，隙偏大，缸效率缸效率降低降低小汽机小汽机选型选型小汽小汽机实机实际运际运行耗行耗汽量汽量大大设计方面设计方面辅机方面辅机方面辅机调节方式方面仍辅机调节方式方面仍然然采用传统的调节方采用传统的调节方式，式，实际运行由于机实际运行由于机组负荷率偏低，辅机组负荷率偏低，辅机节流损失较大，有些节流损失较大，有些