3_汽轮机运行经济性及其管理.ppt

1、汽轮机运行经济性及其管理,第一节 实测热耗率与设计值的对比分析 一、机组实测热耗率（WH机组） 平圩电厂机组热耗率设计值与实测值表如下：,2、热耗率值分析,平圩电厂600MW机组运行中热耗率较高，高出设计值约400KJ/（KW.H）主要有以下原因： （1）机组在设计、制造等方面存在问题，如汽轮机叶片设计落后，低压缸倒数第三级以前的叶片都是直叶片。 （2）1991年机组大修前性能试验时，机组热耗率比考核试验高出约1127.5 KJ/（KW.H），主要有以下原因：,蒸汽参数较低，主蒸汽温度低于设计值1020oC，汽压也较低。 热力系统存在泄漏，特别是内漏较严重。 高压缸通流效率降低。 系统和一些设

2、备处于非正常状态，如为解决除氧器溶氧不合格问题，由冷再热引一股蒸汽直接通入凝汽器热井加热凝结水等。 机组真空状况不好，当时胶球清洗装置投入不正常，凝汽器铜管结垢严重，系统泄漏量也较大。 主辅设备的性能退化和工作状态偏离设计工况。 主流量误差，估计3%的偏差带来热耗率的偏差。,（3）1996年机组中修前、后性能试验时，机组热耗较1991年大修前后性能试验值大大降低。主要原因如下： 蒸汽参数有较大的提高，主汽温度，主汽压力接近设计值。 机组运行方式恢复正常（如再热至凝汽器加热停用） 高、中压缸通流效率明显提高。 机组的真空状况明显改善，真空系统严密性提高。 由于厂里对许多气动疏水阀进行修理、更换，

3、使热力系统的内漏量大大减少。,二、北仑港电厂2号机组（G/A）首次大修前、后热耗率对比分析,G/A机组首次大修前、后试验实测结果如下,由上表数据可知，大修后机组热耗率比大修前机组热耗率降低63.63KJ/KWh，相对降低0.79%；大修后高压缸效率比大修前提高0.34%（绝对值）；大修后中压缸效率比大修前提高0.90%（绝对值）。 大修后机组运行的经济水平较大修前有所提高，这主要是机组本体通流效率提高的结果。效率提高的原因是由于大修期间在中压缸上采取了较多的检修措施。,第二节 运行煤耗率统计与分析,1、平圩电厂运行煤耗率统计 平圩电厂机组投运后第一年和最近一年的运行煤耗率如下表：,2、平圩电厂

4、机组热力特性的试验分析 平圩电厂于1996年4月机组中修后，请省电力试验研究所进行一次较完整的热力试验。 机组共有四个调速汽门，试验选择了10个工况，分别是60%、70%、75%、80%、100%额定负荷的定压运行和60%、70%、75%、80%、90%额定负荷的三阀滑压和定压运行。 试验中机组不参与二次调频，循环水系统为双机三台循环水泵母管运行，尚有一台备用，流量测量以给水流量为准。 通过试验可以发现以下问题：,（1）在300540MW范围内，三阀滑压运行比定压运行的顺序阀好。 （2）主汽温偏差大，减温水量大。 （3）再热器出口汽温偏差大。 （4）汽轮机通流效率较低，试验结果显示，高中压缸效

5、率明显低于设计值。 （5）系统泄漏。 （6）3台高加总体情况良好，但存在一个问题即疏水端差大。 （7）真空系统良好，基本满足设计要求。 （8）汽动给水泵出力下降。 （9）在进行540MW工况试验时，2高压加热器故障停役， 1高压加热器事故疏水开启，使汽耗率、热耗率均明显增加。,第三节 辅机耗电及其分析,一、机组厂用电统计 平圩电厂（MH机组）600MW机组历年厂电率统计表,二、实际运行中辅机耗电情况及其分析,从上表可以看出以下几点： 对凝结水泵、前置泵及炉水循环泵，由于其运行方式固定若要节省厂用电，此处可采取的手段不多，潜力不大。 对循环水泵，由于是两台机组4台循环水泵母管制连接，故可以根据循环水温和机组负荷，选择不同的运行方式。 对于空压机，原设计系统在正常情况下保持一台运行即可，而实际上由于系统庞大，漏点较多，需保持2-3台运行，增加了厂用电耗。 对于真空泵，在机组负荷457MW时，投入两台运行，运行方式正常。,三、运行中降低电耗手段