火力发电厂节能降耗策略

1、2020/6/30,1,火电厂节能降耗策略,2020/6/30,2,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,2020/6/30,3,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,2020/6/30,4,1 降低煤耗率 2 降低厂用电率,电厂节能降耗的目的,2020/6/30,5,供电煤耗率,原煤耗率,标准煤耗率, kg/(kW.h) , kg/(kW.h) ,2020/6/30,6,发电煤耗率,原煤耗率,标准煤耗率, kg/(kW.h) , kg/

2、(kW.h) ,2020/6/30,7,生产厂用电率,式中, 发电厂用电量，kW.h, 发电量，kW.h,2020/6/30,8,发电热效率, kJ/(kW.h) ,2020/6/30,9,影响经济性的因素,2020/6/30,10,影响汽轮机热效率的因素1,2020/6/30,11,影响汽轮机热效率的因素2,2020/6/30,12,影响锅炉热效率的因素,2020/6/30,13,汽轮机缸效率对热耗的影响,2020/6/30,14,主蒸汽压力对热耗率的影响,2020/6/30,15,主蒸汽温度对热耗率的影响,2020/6/30,16,再热压损对热耗率的影响,2020/6/30,17,再热汽温

3、度对热耗率的影响,2020/6/30,18,排汽压力对热耗率的影响,2020/6/30,19,再热减温水流量对热耗率的影响,2020/6/30,20,小机进汽流量对热耗率的影响,2020/6/30,21,最终给水温度对热耗率的影响,2020/6/30,22,再热喷水量对热耗率的影响,2020/6/30,23,系统补水率对热耗率的影响,2020/6/30,24,调节阀开度对热耗率的影响,2020/6/30,25,A厂300MW亚临界机组 运行参数偏离设计值引起的能耗差,2020/6/30,26,B厂300MW亚临界机组 运行参数偏离设计值引起的能耗差,2020/6/30,27,C厂330MW亚临

4、界机组经济性分析,2020/6/30,28,D厂超临界600MW机组 运行参数偏离设计值引起的能耗差,2020/6/30,29,E厂超临界600MW机组 运行参数偏离设计值引起的能耗差,2020/6/30,30,F厂超临界600MW机组 影响机组热耗的主要因素分析,2020/6/30,31,影响锅炉效率的主要因素,注：300MW机组,2020/6/30,32,提高经济性的途径,2020/6/30,33,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,2020/6/30

5、,34,治理阀门内漏,系统优化 阀门合并 阀门取舍 阀门管理,2020/6/30,35,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。,2020/6/30,36,提高回

6、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）,2020/6/30,37,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,2020/6/30,38,改善抽气设备性能,降低冷却水（工作流体）温度,2020/6/30,39,射水抽气器工作水温度 对凝汽器压力的影响,注：试验条件：机组200MW负荷、工作水流量980m3/h、抽吸空气量75kg/h。,2020/6/30,40,2020/6/30,41,真空泵工作特性线,2020/6/3

7、0,42,真空泵降低冷却水温度的效果,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 。 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，煤耗降低约4.26 g/(kWh)。,2020/6/30,43,国产引进型300MW

8、汽轮机组节能降耗,2020/6/30,44,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3035 g/(kWh)。与同类型机组相比，在负荷率相同的条件下，平均约高出2025 g/(kWh)，其中可回收的约1015g/(kWh)，表明该型机组在提高经济性等方面有相当大的空间。,2020/6/30,45,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

9、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；,2020/6/30,46,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压缸排汽温度高出设计值1530，高压缸效率偏低310个百分点。高压缸占整机功率的份额为30%左右，缸效率每变化1个百分点，对机组热耗率的影响份额为0.2%，约为16.

10、6kJ/(kWh)，折合机组发电煤耗率0.62g/(kWh)，对效率影响0.34%，功率约1.02MW。 造成高压缸效率偏低和下降速度较快，主要原因是高压缸前部和中压缸中部上、下缸温差大，汽缸出现变形，通流汽封及轴封径向汽封易被磨损，螺栓松弛或断裂，内缸结合面出现漏汽等。,2020/6/30,47,部分机组试验结果高压缸效率汇总,2020/6/30,48,存在问题2-热力系统及辅机设备,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/(kWh)，折合机组

11、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。,2020/6/30,49,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。,2020/6

12、/30,50,考核试验结果及修正情况汇总表,2020/6/30,51,不完善因素,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。 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的数值。既影响加热器的安全，又导致机组经济性下降。,2020/6/30,52,不完善因素,本体及热力管道疏水系统设计庞大，汽机侧各类疏

13、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。,2020/6/30,53,不完善因素,热力系统设计复杂，且工质有效能利用不尽合理，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

14、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。 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。,2020/6/30,54,不完善因素,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。,2020/6/30,55,不完善因素,循环水泵配置和运

15、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； 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。,2020/6/30,56,机组运行方式及参数控制不合理,低负荷是机组目前运行煤耗率普遍较高的主要原因。 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

16、用同一种调节方式，选用不同的运行参数，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。,2020/6/30,57,汽轮机本体问题1- 高压缸效率低,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。 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。,2020/6/30,

17、58,汽轮机本体问题2- 调节级效率效率低,调门节流损失大 阀门开度在40%以上，流量可达到阀门通流能力的95%以上；阀门开度低于40%，流量减小较快，节流损失迅速增大。,2020/6/30,59,调节级动叶汽封径向间隙大,调节级动叶叶顶及叶根共有三道汽封，径向间隙设计值为2.50.05mm，根据该处汽封直径，可求得漏汽面积为8721.8mm2，相当于内径为106mm的管道。不同电厂同类型机组大修揭缸检查结果，该汽封没有受到任何磨损，表明设计间隙值偏大。 经计算和逐步试验，调节级动叶叶顶及叶根的三道汽封间隙可减少到0.8mm。不影响机组运行的安全性，可以较大地提高调节级效率。但调节级压差较大，

18、该处汽封仍显得薄弱，可进一步通过结构方面的改进增加调节级汽封片数。,2020/6/30,60,汽封结构不合理,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。,2020/6/30,61,喷嘴组弧段之间间隙大,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，

19、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，调节级漏汽损失增加。,2020/6/30,62,喷嘴叶片损伤,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。 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

20、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。,2020/6/30,63,反流式结构损失,机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。,2020/6/30,64,工况偏差大,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。,2020/6/30,65,汽缸结合面漏汽,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

21、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。 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。,2020/6/30,66,汽缸内的漏汽,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； 6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； 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； 高压内缸调节级压力传压管断裂，内缸漏汽到高压

22、缸夹层； 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。,2020/6/30,67,汽缸温差大,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，内缸断螺栓等一系列影响机组安全与经济性的问题。 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，

23、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。,2020/6/30,68,疏水系统存在的问题,2020/6/30,69,疏水每泄漏1t/h对机组经济性的影响(F156),2020/6/30,70,造成疏水系统问题的原因,疏水差压大，易造成阀芯吹损； 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； 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阀关不严。 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。 疏水系统由于是辅助的热力系统，功能简

24、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。,2020/6/30,71,疏水系统优化原则,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； 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； 对于运行中处于热备用的管道或设备，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D

25、FS倒置浮杯式自动疏水器； 任何类型的疏水管上不得设置疏水逆止门。,2020/6/30,72,加热器存在问题,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； 加热器上、下端差增大，温升不足； 危急疏水泄漏，正常疏水不畅，不能逐级自流； 给水旁路泄漏； 疏水管道振动，弯头吹薄、破裂等问题。,2020/6/30,73,轴封与门杆漏汽系统,轴封供汽系统漏汽量大 轴封疏水系统漏量大 轴封压力高 轴封溢流量大 轴封加热器温升大 门杆一档漏汽不畅 小汽轮机轴封回汽不畅,2020/6/30,74,锅炉及燃烧系统经济性 控制参数,2020/6/30,75,降低飞灰可燃物,表示从尾部烟道排出的飞灰中

26、含有的未燃尽碳的量占飞灰量的百分比，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。,2020/6/30,76,最佳氧量,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

27、，确定合理的最佳过量空气系数,2020/6/30,77,科学的排烟温度,是锅炉运行中可控的一个综合性指标,它主要决定于锅炉燃烧状况以及各段受热面的换热状况，保持各段受热面的清洁和换热效果，是防止排烟温度异常、保证锅炉经济运行的根本措施。排烟温度升高5，影响锅炉效率降低0.2（百分点）左右，影响煤耗升高0.6g/KW.h。,2020/6/30,78,降 低 厂 用 电,2020/6/30,79,消耗厂用电的主要设备,风机 磨煤机 锅炉给水泵 循环水泵 凝结水泵 除尘设备 脱硫设备,2020/6/30,80,泵存在的普遍问题,扬程偏高 选型欠合理,2020/6/30,81,循环水泵优化运行,进行最

28、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； 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。,2020/6/30,82,循环水泵改造,循环水泵改造的方案主要有： 双速电机驱动 车削叶轮外径； 更换叶轮； 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，又可以机组间相互协调。,2020/6/30,83,凝结水泵改造,变频调节；

29、车削叶轮外径； 更换叶轮； 泵整体更换。,2020/6/30,84,汽动给水泵组优化运行,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。,2020/6/30,85,电站风机节能,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。 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

30、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。 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。,2020/6/30,86,制粉系统节能,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。 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； 综合分析各地钢球磨

31、制粉系统优化运行试验结果，保持制粉系统在最经济工况下运行，一般可使制粉单耗降低3kWh/t-5kWh/t 以上。,2020/6/30,87,制粉系统节能,通过粗粉分离器性能特性试验研究，确定分离器选型正确、有良好的分选特性，保证制粉系统处于最佳运行工况。目前多种形式的轴向型分离器和旋转分离器的性能可以很好满足不同煤种的要求，必要时对粗粉分离器实施改造，提高磨煤机出力，降低制粉单耗。 中速磨煤机直吹式制粉系统经济性好，常存在煤粉细度粗、石子煤量大等主要问题，应加强原煤特性、通风量、煤粉细度、风环流速、分离器挡板等调整试验，寻求解决问题途径，必要时提出改进方案。,运行优化与性能诊断,2020/6/

32、30,89,运行优化,火力发电机组运行优化技术是以最优化理论为指导，依据机组主辅机设备实际运行情况，进行全面优化试验，根据试验结果及综合分析总结，建立一整套运行优化操作程序和合理的优化软件包，使机组能在各种负荷范围内保持最佳的运行方式和最合理的参数匹配。 实践证明：通过对火力发电机组的全面运行优化，机组的经济性可相对提高1.0%1.5%，供电煤耗率相应下降35g/kWh左右。 运行优化技术特点 采用锅炉、汽轮机分别调整和联合调整相结合的方法，确保机组整体运行的最佳效果。 既考虑提高主机的运行经济性，又兼顾辅机的节能效果，使电厂在增效和节能两方面获得效益。,2020/6/30,90,运行优化的内

33、容,锅炉及其主要辅机调整 风量标定 为了准确反映一次风量、二次风量及入炉总风量，同时为调整试验做准备，优化试验首先对风量测量一次元件进行标定，并将标定结果用于修正热工测量系统，以保证控制系统自动调节的正确性。 制粉系统调整 重点调整煤粉细度和煤粉分配均匀性（有条件的情况下），同时对于中储式和直吹式系统，根据其各自特点，进行相关的专门试验，得出制粉系统最佳运行方式。 燃烧器配风调整 燃烧器配风调整主要是从安全的角度出发，重点调整炉膛火焰结构，使炉膛内火焰不偏斜、不飞边、着火点位置合理、减低燃烧器区域结焦倾向；同时解决汽温偏差、氧量偏差等问题。对于四角切圆燃烧方式，调整对象为一次风量、周界风量、风

34、箱炉膛差压；对于旋流燃烧方式，调整对象为一次风量、内外二次风及旋流强度。 锅炉运行经济性及降低污染物调整 主要解决可燃物高、运行经济性差等问题，主要调整对象包括入炉总风量、燃尽风量。,2020/6/30,91,运行优化的内容,汽轮机及其主要辅机调整 定滑压运行参数的选择试验 。 汽动给水泵组最佳运行方式确定 。 最佳凝汽器背压试验,2020/6/30,92,设备性能诊断、调整试验,汽轮机性能诊断 汽轮机冷端系统诊断（包括冷却塔） 循环水系统运行优化 抽气设备运行优化 烟风系统优化调整 制粉系统优化调整 燃烧调整,2020/6/30,93,谢 谢！,2020/6/30,94,2020/6/30,

35、95,2020/6/30,96,火电厂热力系统及辅机节能技术,A 真空系统 B 给水回热加热系统 C 疏水系统 D 水泵 E 风机 F 制粉系统,2020/6/30,97,随着电力技术的不断发展，火电机组结构不断优化，大容量和新技术机组所占比例的不断提高，全国火电机组平均供电煤耗由2000年的394g/kWh降低到2004年的379g/kWh，特别是300MW平均供电煤耗完成339.36克/千瓦时(上年度340.36)；平均厂用电率为5.27%（上年度7.2%）；平均等效可用系数为91.96%（上年度91.76%）；进口300MW机组平均供电煤耗完成331.09克/千瓦时(上年度331.74）

36、；平均厂用电率为5.26%（上年度5.40%）； 平均等效可用系数为92.77%（上年度91.43%）；各类机组的运行可靠性和经济性水平逐年提高，但火电机组平均效率仅约33.8%(比国际先进水平低6-7个百分点)，平均供电煤耗比国外高50克标煤，整体运行水平与国际先进水平相距甚远。,2020/6/30,98,近年来火电厂节能工作取得了明显的社会和经济效益，使得能源消费以年均3.6%的增长速度支持了国民经济年均9.7%的增长速度，对缓解能源供需矛盾，提高经济增长质量和效益，减少环境污染，保障国民经济持续、快速、健康发展发挥了重要作用。 目前随着国名经济的快速发展，电力工业处于高速发展新时期，且各

37、地均面临着相当严峻的缺电形势，各环节都面临着巨大的压力；“厂网分开、竞价上网”的电力市场机制日趋完善，电力体制改革后新的电力企业的管理模式已经形成，各电力集团公司都十分注重机组的经济运行，对发电企业的运行经济性提出了越来越高的要求。 火电厂节能是电力工业发展的重要主题，是解决能源环保问题的根本措施。火电厂节能工作任重道远。火电厂节能工作任重道远。,2020/6/30,99,火电厂的主要损失和消耗： 锅炉热损失：q2、q4 等 汽机热损失：进汽节流、通流部分损失 、泄漏损失、余速损失等 乏汽在凝汽器的放热损失 电厂辅机等自用电量 管道散热损失 发电机损失 工质泄漏、工况变化和燃料运输储存损失等,

38、2020/6/30,100,A真空系统,A1 真空系统严密性 A2 凝汽器热负荷 A3 凝汽器清洁度 A4 冷却水流量 A5 真空泵性能,2020/6/30,101,A1真空系统严密性(1),SD268-88固定式发电用凝汽汽轮机技术条件规定了机组真空严密性的验收标准：100 MW及以上机组，真空下降速度不大于0.27 kPa/min。 国产引进型300 MW机组真空严密性指标不合格的问题相当普遍，严重影响着机组的经济运行。对300 MW机组真空严密性试验数据统计分析得知，真空下降速度每降低 0.1 kPa/min,其真空提高约 0.12 kPa。,2020/6/30,102,A1真空系统严密

39、性(2),调查12台机组的平均真空严密性指标仅为0.903 kPa/min，有的电厂甚至因为严密性差而无法正常完成严密性试验。可见，仅改善真空严密性一项，300 MW机组真空可以提高0.6 kPa，平均降低煤耗率约1.5 g/(kW.h)。 由于机组真空系统庞大而复杂，影响真空的环节多，提高机组真空严密性一直是各电厂较为棘手的问题。,2020/6/30,103,A1真空系统严密性(3),严密性治理的唯一办法就是真空检漏，可采取停机灌水检漏或者在运行中用示踪气体检漏的方法。检漏工作技术要求并不高，关键在于严格、认真、细致，对查漏发现的泄漏点，根据漏率大小及时分期、分批严格处理，往往需要多次反复，

40、确保密封效果良好。 通过努力使机组严密性指标得到改善的实例很多，某电厂1年对四台机组共进行查漏31台次，发现漏点201处(处理漏点191处)，真空严密性水平大幅提高,全厂平均真空值由2000年91.5 kPa提高到2001的92.7 kPa，年节标煤1.448万吨，直接经济效益500余万元。,2020/6/30,104,A2凝汽器热负荷(1),国产引进型300 MW机组凝汽器热负荷普遍偏大，偏大幅度一般为10 35 。凝汽器热负荷的增加直接导致冷却水温升增大，传热端差增大，机组真空降低，是汽机冷端性能恶化的主要因素。 其原因主要： 通流部分，低压缸排入凝汽器的热流量增加，包括给水泵小汽机排汽量

41、增加； 疏水系统及低压旁路阀等内漏。,2020/6/30,105,A2凝汽器热负荷(2),降低凝汽器热负荷途径: 选用合理的汽封结构，严格控制升、降负荷率，特别是控制启、停机过程中的负荷率以降低机组振动幅度，大修中合理调整汽封间隙，提高汽轮机通流效率，减少低压缸的排汽量； 优化疏水系统，合并减少疏水阀门，合理利用有效能，减少泄漏点；,2020/6/30,106,A2凝汽器热负荷(3),降低凝汽器热负荷途径: 加强疏水阀门的检修和运行管理，减少阀门内漏。 提高汽动泵组运行效率，减小小汽机汽耗率； 加强运行管理，保证正常疏水渠道畅通。合理调整加热器水位保护和疏水调节阀定值，保证加热器正常疏水。,2

42、020/6/30,107,A3凝汽器清洁度(1),凝汽器清洁度降低是冷端性能恶化的另一主要原因。凝汽器设计清洁度一般为0.80.85，某项调研设计的十台国产引进型300 MW机组平均凝汽器运行清洁度为0.59。某电厂1号机组改造前运行清洁度0.37，仅此影响真空2.45 kPa。,2020/6/30,108,A3凝汽器清洁度(2),提高凝汽器清洁度的主要途径： 对于冷却管内壁钙垢层较厚的凝汽器进行酸洗。 正常投入凝汽器胶球清洗装置。对于胶球清洗装置所选用胶球的直径、硬度和重度等参数应根据本厂凝汽器实际运行情况，并相关试验结果分析确定。有条件的可实现凝汽器根据清洁度自动清洗。,2020/6/30

43、,109,A3凝汽器清洁度(3),提高凝汽器清洁度的主要途径： 设置循环水二次滤网； 定期清理凝汽器水室， 由于循环水水质欠佳或者二次滤网运行质量的缺陷，造成凝汽器水室杂物堆积，杂物卡在冷却管内使胶球无法正常运行或者使冷却水流量降低。,2020/6/30,110,A4冷却水流量(1),国产引进型300MW机组循环冷却水流量偏小是一个较为普遍的问题，差值一般在1030之间。通常，当冷却水流量偏小15时，凝汽器真空将下降约0.5kPa。冷却水流量不足主要有运行和设备两个方面的原因。,2020/6/30,111,A4冷却水流量(2),造成冷却水流量不足的运行原因： 凝汽器冷却水出口蝶阀开度偏小，循环

44、水管道阻力增加； 冷却管堵塞或者脏污； 吸入水位降低； 动叶可调的循环水泵未根据运行工况及时调节叶片角度到合理位置。,2020/6/30,112,A5真空泵性能(1),大机组抽空气设备多为水环式真空泵，该类真空泵的设计工作液体温度一般为15 ，而电厂实际生产中温度变化范围很大，特别是在夏季有的真空泵工作液体温度达40 。 根据真空泵的工作特性可知，当凝汽器压力约为7 kPa时，如果工作液体温度为35 ，则真空泵抽空气能力将下降50 。,2020/6/30,113,A5真空泵性能(2),真空泵工作液体温度高的直接原因是真空泵冷却水温度高，而不少电厂真空泵冷却水直接取自凝汽器循环水。真空泵冷却水系

45、统改造方法： 增大真空泵冷却水流量； 采用较低温度的工业水（或直接引出地下水）。 某机组真空泵冷却水改用工业水后，机组真空明显提高，在300 MW真空泵冷却水温度分别为30.5 、22.25 、18.5 时，凝汽器压力分别为11.28 kPa、9.94 kPa和9.53 kPa 。,2020/6/30,114,B给水回热加热系统,B1加热器端差 B2高压加热器汽侧压力 B3加热器疏水,2020/6/30,115,B1加热器端差(1),通常国产300MW机组加热器设计性能为： 低加： 给水2.8； 疏水5.5 高加： 给水0-1.7；疏水5.6 加热器端差大的问题相当普遍，不少机组低压加热器给水

46、端差达到15 、疏水端差达到30 ，某些机组高压加热器疏水端差达到20 。 对国产引进型300MW机组，加热器端差平均增加2.4 时，发电煤耗率上升约0.7 g/(kW.h)。统计所涉及的9台300MW机组加热器疏水端差平均增大8.45，影响煤耗率约2.46 g/(kW.h)。,2020/6/30,116,B1加热器端差(2),加热器端差增加受运行因素影响较大。在不考虑加热器堵管以及设备缺陷前提下，加热器端差增加与其壳侧水位直接相关。 目前300 MW机组加热器端差超标的，多是由于运行水位偏低或者水位调节不稳定所致。因此，确定合理的加热器水位是保证加热器性能的关键。现场试验结果表明，水位优化调

47、整后加热器端差一般会有较大幅度的下降。,2020/6/30,117,B1加热器端差(3),在加热器壳体内应设置放空气管，以有效排放壳侧不凝结气体，是保持加热器热力性能和减缓腐蚀的重要措施。美国热交换学会标准规定，连续空气排放量至少应为进入各加热器抽汽量的0.5 。 放空气系统不能逐级串联，以免压力较低的加热器中不凝结气体高度浓缩，影响传热性能并加速腐蚀；由不同工作压力的加热器引出的放空气管不宜连接在一起，应分别与凝汽器连接，并保证管路通畅。,2020/6/30,118,B2高压加热器汽侧压力,国产引进型300 MW机组的高压加热器汽侧压力高是较为普遍的问题，造成各加热器的给水温升不平衡，导致回热循环和机组热经济性下降，更重要的是危及设备和人身安全，影响机组运行可靠性。其解决方法有： 合理调整抽汽电动门的开度； 在抽汽管道上安装节流装置； 改进汽缸抽汽口结构，减小抽汽口通流面积； 相关