火電廠經(jīng)濟性策略

火電廠節(jié)能降耗策略

9/23/20231講座的目的希望幫助理清思路：電廠的能耗狀況能耗存在的問題所在問題的解決途徑9/23/20232講座的內(nèi)容影響經(jīng)濟性的因素提高經(jīng)濟性的途徑國產(chǎn)300MW汽輪機組節(jié)能降耗鍋爐及燃燒系統(tǒng)經(jīng)濟性控制參數(shù)降低廠用電運行優(yōu)化與性能診斷9/23/20233

1降低煤耗率2降低廠用電率電廠節(jié)能降耗的目的9/23/20234

供電煤耗率

原煤耗率

標準煤耗率

[kg/(kW.h)]

[kg/(kW.h)]9/23/20235發(fā)電煤耗率

原煤耗率

標準煤耗率[kg/(kW.h)]

[kg/(kW.h)]9/23/20236生產(chǎn)廠用電率式中

─發(fā)電廠用電量，kW.h

─發(fā)電量，kW.h

9/23/20237發(fā)電熱效率

[kJ/(kW.h)]9/23/20238影響經(jīng)濟性的因素9/23/20239影響汽輪機熱效率的因素11高壓缸效率2中壓缸效率3低壓缸效率4主蒸汽壓力5主蒸汽溫度6再熱蒸汽溫度7再熱蒸汽壓損8最終給水溫度9凝汽器壓力10再熱器減溫水流量11鍋爐吹灰蒸汽流量12小汽輪機進汽流量9/23/202310影響汽輪機熱效率的因素213機組補水率14調(diào)節(jié)閥運行法是及開度15給水泵焓升16凝結水泵焓升17軸封漏汽量18加熱器給水端差19加熱器疏水端差20凝汽器端差21凝汽器過冷度22閥門內(nèi)漏23設備散熱損失249/23/202311影響鍋爐熱效率的因素1過量空氣系數(shù)（O2）2排煙溫度3飛灰可燃物4入爐煤熱值5石子煤量9/23/202312汽輪機缸效率對熱耗的影響9/23/202313主蒸汽壓力對熱耗率的影響9/23/202314主蒸汽溫度對熱耗率的影響9/23/202315再熱壓損對熱耗率的影響9/23/202316再熱汽溫度對熱耗率的影響9/23/202317排汽壓力對熱耗率的影響9/23/202318再熱減溫水流量對熱耗率的影響9/23/202319小機進汽流量對熱耗率的影響9/23/202320最終給水溫度對熱耗率的影響9/23/202321再熱噴水量對熱耗率的影響9/23/202322系統(tǒng)補水率對熱耗率的影響9/23/202323調(diào)節(jié)閥開度對熱耗率的影響9/23/202324A廠300MW亞臨界機組

運行參數(shù)偏離設計值引起的能耗差

項目參數(shù)變化量影響煤耗

(g/kwh)設計8月實際值影響煤耗

(g/kwh)主汽壓力每↓0.5MPa↑0.5716.214.771.63主汽溫度每↓5℃↑0.31540535.680.27再熱汽溫每↓5℃↑1.46540535.721.25真空每↓1KPa↑2.1495.491.867.58給水溫度每↓10℃↑1.32255.8243.461.63補水率每↑1％↑0.331.51.1-0.13高壓缸效率每↓1％↑0.51

中壓缸效率每↓1％↑1.34

負荷率240MW以上每↓10MW↑2.03

9/23/202325B廠300MW亞臨界機組

運行參數(shù)偏離設計值引起的能耗差負荷率240MW以下每↓10MW↑1.36267.54.42端差每↑3℃↑0.9132.28-0.22過冷度每↑2℃↑0.1203.640.22排煙溫度每↑10℃↑1.00133.2138.340.51飛灰可燃物每↑1％↑0.70≤5%1.26-2.62入爐煤熱值每↓230kj/kg↑3.002276022744.190.21石子煤(T)4700.31累計

15.059/23/202326C廠330MW亞臨界機組經(jīng)濟性分析9/23/202327D廠超臨界600MW機組

運行參數(shù)偏離設計值引起的能耗差

項目參數(shù)變化量影響煤耗

(g/kwh)設計值8月實際值影響煤耗

(g/kwh)主汽壓力每↓0.5MPa↑0.12524.221.070.8主汽溫度每↓5℃↑0.55566563.670.3再熱汽溫每↓5℃↑0.277566564.180.1真空每↓1KPa↑2.2196.191.979.1給水溫度每↓10℃↑0.83282267.641.2補水率每↑1％↑0.611.50.93-0.3高壓缸效率每↓0.5％↑0.25

中壓缸效率每↓0.5％↑0.17

低壓缸效率每↓0.5％↑0.58

9/23/202328E廠超臨界600MW機組

運行參數(shù)偏離設計值引起的能耗差負荷率400MW以下每↓10MW↑1.60

負荷率400MW以上每↓10MW↑0.50504.84.8排煙溫度每↑10℃↑1.00123130.850.8飛灰可燃物每↑1％↑0.40≤4%3.55-0.2入爐煤熱值每↓230kj/kg↑3.002276022689.60.9石子煤(T)21584.1累計

21.59/23/202329F廠超臨界600MW機組

影響機組熱耗的主要因素分析9/23/202330影響鍋爐效率的主要因素注：300MW機組9/23/202331提高經(jīng)濟性的途徑9/23/202332汽輪機通流部分改造與調(diào)整通流部分改造全部（動、靜、高、中、低）更換部分更換更換葉片通流部分局部調(diào)整通流部分間隙調(diào)整更換汽封改善高中壓進、排汽平衡環(huán)汽封通流面積9/23/202333治理閥門內(nèi)漏系統(tǒng)優(yōu)化閥門合并閥門取舍閥門管理9/23/202334通常容易發(fā)生泄漏閥門：

汽輪機本體疏水、高壓主汽門前疏水、抽汽門前疏水、高壓導管疏水、高低壓旁路閥、高加事故疏水閥、給水旁路閥、給水泵和凝結水泵的再循環(huán)管等。造成的結果：造成大量高品位蒸汽漏至凝汽器，機組功率減少，同時凝汽器熱負荷加大，又影響真空；造成疏水集管與擴容器的溫差增大，甚至造成疏水集管與擴容器連接處拉裂，使大量空氣漏入凝汽器；工質(zhì)非正常流動，如工質(zhì)通過疏水管道倒流至汽輪機，造成汽缸進水或冷蒸汽，啟、停過程汽缸溫差增大，甚至造成打閘停機后機組轉(zhuǎn)速不能至零。9/23/202335提高回熱系統(tǒng)性能合理調(diào)整加熱器水位合理選擇疏水閥門的流通面積合理設計排氣系統(tǒng)合理掌握投入、退出的溫度變化率合理檢修維護（進出水室短路,旁路泄漏）9/23/202336提高汽輪機冷端性能真空嚴密性凝汽器清潔度冷卻水流量冷卻水溫度凝汽器水室排空氣減少熱負荷抽空氣系統(tǒng)9/23/202337改善抽氣設備性能降低冷卻水（工作流體）溫度9/23/202338射水抽氣器工作水溫度對凝汽器壓力的影響工作水溫度（℃）21.0121.6922.0122.5123.3525.0229.98凝汽器壓力（kPa）4.504.614.664.754.905.216.31注：試驗條件：機組200MW負荷、工作水流量980m3/h、抽吸空氣量75kg/h。9/23/2023399/23/202340真空泵工作特性線9/23/202341真空泵降低冷卻水溫度的效果在300MW工況下，真空泵冷卻水溫度分別為18.5℃、22.25℃和30.5℃，真空泵出口循環(huán)液溫度分別為35.34℃、38.875℃和45.11℃時，凝汽器壓力分別為9.534kPa、9.94kPa和11.28kPa。在試驗300MW工況下，減去循環(huán)水溫度變化對凝汽器壓力的影響后，真空泵冷卻水全部改用工業(yè)水(18.5℃)，較原運行方式(循環(huán)水與工業(yè)水混合冷卻)可以提高凝汽器真空0.288kPa，煤耗降低約0.86g/(kW·h)；較全部采用循環(huán)水可以提高真空約1.426kPa，煤耗降低約4.26g/(kW·h)。9/23/202342國產(chǎn)引進型300MW汽輪機組節(jié)能降耗9/23/202343

目前國產(chǎn)引進型300MW汽輪機組已投產(chǎn)100余臺，據(jù)調(diào)查統(tǒng)計，機組的實際煤耗率與其設計值相比，平均約升高30~35g/(kW·h)。與同類型機組相比，在負荷率相同的條件下，平均約高出20～25g/(kW·h)，其中可回收的約10～15g/(kW·h)，表明該型機組在提高經(jīng)濟性等方面有相當大的空間。9/23/202344引進型300MW汽輪機組完善化概述

完善和改進汽輪機本體結構。通過改進汽輪機本體結構，重點解決正常運行中高壓缸上、下缸溫差大，汽缸變形、法蘭螺栓松馳或斷裂、結合面漏汽等問題；完善和改進汽封結構、合理調(diào)整通流中心分徑向間隙。根據(jù)計算和測量汽缸與轉(zhuǎn)子的變形結果，提出合理的汽封結構和通流中心分徑向間隙，改進檢修工藝，減少本體內(nèi)漏損失；優(yōu)化和改進疏水系統(tǒng)。取消冗余系統(tǒng)，優(yōu)化聯(lián)接方式，使用先進成熟的產(chǎn)品，消除外漏，減少內(nèi)漏；合理調(diào)整配套輔機和回熱系統(tǒng)設備性能，根據(jù)不同的負荷工況，確定最佳運行方式和控制參數(shù)。供電煤耗率下降10g/(kW.h)或更多；9/23/202345存在問題1-高壓缸效率低上汽、哈汽制造的該類型機組實際運行中反映最為普遍的另一個問題是高壓缸排汽溫度高出設計值15～30℃，高壓缸效率偏低3～10個百分點。高壓缸占整機功率的份額為30%左右，缸效率每變化1個百分點，對機組熱耗率的影響份額為0.2%，約為16.6kJ/(kW·h)，折合機組發(fā)電煤耗率0.62g/(kW·h)，對效率影響0.34%，功率約1.02MW。造成高壓缸效率偏低和下降速度較快，主要原因是高壓缸前部和中壓缸中部上、下缸溫差大，汽缸出現(xiàn)變形，通流汽封及軸封徑向汽封易被磨損，螺栓松弛或斷裂，內(nèi)缸結合面出現(xiàn)漏汽等。9/23/202346部分機組試驗結果高壓缸效率匯總9/23/202347存在問題2-熱力系統(tǒng)及輔機設備國產(chǎn)引進型機組的試驗熱耗率比設計或經(jīng)系統(tǒng)和參數(shù)修正后的熱耗率大得多。一般試驗與設計熱耗率相差221.2～616.2kJ/(kW·h)，修正量（試驗與修正后熱耗率相差）達233.2～499.5kJ/(kW·h)，折合機組發(fā)電煤耗率8.7～18.7g/(kW·h)。而進口同類型機組（寶鋼、福州、大連）試驗熱耗率與設計或修正后的熱耗率則十分接近，有的機組試驗熱耗率不經(jīng)任何修正甚至比設計熱耗率還低。相比之下，說明國產(chǎn)引進型300MW機組熱力系統(tǒng)及設備不盡完善。9/23/202348試驗得到的機組各項技術經(jīng)濟指標，是在閥點和按設計系統(tǒng)嚴格隔離之后，基本無汽、水損失，無補水以及經(jīng)各種修正后的結果，它反映了機組理論上的運行經(jīng)濟性水平。而實際運行結果則不可能達到機組試驗的條件，且無任何修正，系統(tǒng)及設備的不完善性對實際運行的結果影響更大。由此可見，系統(tǒng)及設備的不完善是機組實際運行煤耗率普遍偏高的又一主要原因。9/23/202349考核試驗結果及修正情況匯總表

9/23/202350不完善因素冷端系統(tǒng)及設備不完善，凝汽器真空度偏低，年平均一般在91%～93%之間。300MW機組在額定負荷下，凝汽器壓力每上升1kPa,機組發(fā)電煤耗率將上升2.5g/(kW·h)左右，少發(fā)功率2MW左右?；責嵯到y(tǒng)及設備不盡完善，造成高、低壓加熱器運行水位不正常，疏水管道振動，彎頭吹薄、破裂，加熱器上、下端差增大。有的機組加熱器下端差竟達到20℃左右，給水溫度達不到機組實際運行各段抽汽參數(shù)下應達到的數(shù)值。既影響加熱器的安全，又導致機組經(jīng)濟性下降。9/23/202351不完善因素本體及熱力管道疏水系統(tǒng)設計龐大，汽機側(cè)各類疏水管道有70根左右，閥門易發(fā)生內(nèi)漏，且控制方式設計和管徑設計不合理，甚至存在設計、安裝錯誤。以控制方式為例，機組無論什么狀態(tài)啟、停，均采用一個控制模式，不僅易造成汽缸進水、進冷蒸汽，啟、停過程中中壓缸上下缸溫差大，而且易造成閥芯吹損，導致正常運行時疏水閥關不嚴，大量高品位蒸汽漏至凝汽器，使凝汽器的熱負荷加大，影響真空。據(jù)某些機組試驗表明，由此可影響機組功率7～10MW。嚴重的還造成疏水集管與凝汽器背包式擴容器或疏水擴容器殼體連接處拉裂，使大量空氣漏入凝汽器。9/23/202352不完善因素熱力系統(tǒng)設計復雜，且工質(zhì)有效能利用不盡合理，冗余系統(tǒng)多，易發(fā)生內(nèi)漏，熱備用系統(tǒng)和設備多采用連續(xù)疏水方式，使有效能損失較大，既影響安全和經(jīng)濟性，又增加檢修、維護工作量及費用。汽水品質(zhì)差，通流部分結垢嚴重，有的機組甚至高壓缸通流部分亦結垢，影響汽輪機相對內(nèi)效率。汽水品質(zhì)差的原因是多方面的，如向凝汽器補水，由于霧化效果差或補水方式不當，會造成凝結水含氧量嚴重超標。9/23/202353不完善因素輔機選型、配套和運行方式不合理，運行單耗大，廠用電率增加。如循環(huán)水泵配置和運行方式不合理，造成循環(huán)水泵流量過小或過大，運行偏離設計工況，效率下降，用電量增大。凝結水泵或凝升泵揚程高，凝結水調(diào)節(jié)門前、后差壓達1.0MPa以上，凝結水泵電耗增加。9/23/202354不完善因素循環(huán)水泵配置和運行方式不合理，造成循環(huán)水泵流量過小或過大，運行偏離設計工況，效率下降，用電量增大。凝結水泵或凝升泵揚程高，凝結水調(diào)節(jié)門前、后差壓達1.0MPa以上，凝結水泵電耗增加；實際運行軸封加熱器熱負荷大，壓力高，溫升高于設計值5℃左右。軸封系統(tǒng)壓力高，給水泵小汽輪機軸封回汽不暢，油中帶水嚴重。溢流至凝汽器流量大，既損失工質(zhì)，又使凝汽器熱負荷增大，影響凝汽器真空。9/23/202355機組運行方式及參數(shù)控制不合理

低負荷是機組目前運行煤耗率普遍較高的主要原因。引進型300MW機組，汽輪機進汽調(diào)節(jié)方式分為節(jié)流（單閥）或噴嘴調(diào)節(jié)（順序閥）兩種，機組低負荷運行時，采用何種運行方式，經(jīng)濟性差異較大，而且采用同一種調(diào)節(jié)方式，選用不同的運行參數(shù)，經(jīng)濟性亦存在一定差異，有一個最佳運行參數(shù)問題。另外，目前在對機組小指標考核時，如對汽溫、汽壓等參數(shù)的考核要求盡可能接近設計值，使機組在低負荷運行時，節(jié)流損失急劇增加，也是影響機組經(jīng)濟性的原因之一。9/23/202356汽輪機本體問題1-

高壓缸效率低高壓缸夾層漏汽量大；高壓缸排汽溫度測點位于高排出口豎直管段上，所測溫度為混合后的溫度。與高壓缸排汽缸上溫度差別。汽封徑向間隙大；高中壓缸汽封包括通流部分的動、靜葉汽封及汽缸端部的軸封。由于汽缸變形，啟、停過程中機組振動增大，發(fā)生動、靜碰磨等原因，很容易造成汽封磨損，徑向間隙增大。9/23/202357汽輪機本體問題2-

調(diào)節(jié)級效率效率低調(diào)門節(jié)流損失大閥門開度在40%以上，流量可達到閥門通流能力的95%以上；閥門開度低于40%，流量減小較快，節(jié)流損失迅速增大。9/23/202358調(diào)節(jié)級動葉汽封徑向間隙大調(diào)節(jié)級動葉葉頂及葉根共有三道汽封，徑向間隙設計值為2.5±0.05mm，根據(jù)該處汽封直徑，可求得漏汽面積為8721.8mm2，相當于內(nèi)徑為106mm的管道。不同電廠同類型機組大修揭缸檢查結果，該汽封沒有受到任何磨損，表明設計間隙值偏大。經(jīng)計算和逐步試驗，調(diào)節(jié)級動葉葉頂及葉根的三道汽封間隙可減少到0.8mm。不影響機組運行的安全性，可以較大地提高調(diào)節(jié)級效率。但調(diào)節(jié)級壓差較大，該處汽封仍顯得薄弱，可進一步通過結構方面的改進增加調(diào)節(jié)級汽封片數(shù)。

9/23/202359汽封結構不合理主蒸汽設計壓力為16.7MPa，調(diào)節(jié)級動葉后設計壓力為11.60MPa，扣除汽門節(jié)流損失，調(diào)節(jié)級整級壓差達到3.43MPa?，F(xiàn)設計的調(diào)節(jié)級汽封采用單齒、鑲嵌式固定結構。單齒阻力系數(shù)小，密封效果差，固定式汽封若出現(xiàn)動靜碰磨，汽封無法退讓，易受到磨損，汽封間隙增大，漏汽量增加。9/23/202360噴嘴組弧段之間間隙大

安裝在6個汽室上的6個噴嘴組弧段之間設計預留膨脹間隙，設計值左、右水平中分面間隙為5mm，其他4道間隙分別為3mm。根據(jù)其結構和計算分析以及同類型機組改進后結果表明，該間隙預留值太大。調(diào)節(jié)級噴嘴出口蒸汽通過該間隙，未經(jīng)過動葉作功，直接漏至第一壓力級。部分機組實際大修檢查發(fā)現(xiàn)，該間隙達10～15mm，使漏汽量增大，調(diào)節(jié)級漏汽損失增加。9/23/202361噴嘴葉片損傷由于調(diào)節(jié)級葉片處在主蒸汽進入汽輪機的第一級，工作條件惡劣，很容易受到蒸汽中攜帶的固體粒子的侵蝕，導致調(diào)節(jié)級噴嘴葉片損傷。當調(diào)節(jié)級葉片損傷達到一定程度，對調(diào)節(jié)級的通流效率影響較大。部分型號的機組由于葉型設計方面的原因，多次發(fā)生噴嘴損壞的現(xiàn)象，對機組經(jīng)濟性影響較大。媽灣電廠2號機2000年大修發(fā)現(xiàn)，調(diào)節(jié)級49個葉片出汽邊普遍減薄，其中有28個葉片出汽邊嚴重吹損。對調(diào)節(jié)級噴嘴組出汽側(cè)沖刷磨損補焊處理，運行4個月后，根據(jù)機組熱力性能試驗數(shù)據(jù)的分析和判斷，調(diào)節(jié)級噴嘴組又發(fā)生了損壞情況，造成機組在相同參數(shù)工況下發(fā)電量減少7MW左右，給機組運行經(jīng)濟性帶來很大影響。9/23/202362反流式結構損失機組的調(diào)節(jié)級為反流式結構，在汽流從調(diào)節(jié)級出口反轉(zhuǎn)流向壓力級進口的過程中，流動損失較大。9/23/202363工況偏差大由于調(diào)節(jié)級的工作特點，調(diào)節(jié)級經(jīng)常工作在變工況狀態(tài)下，與設計狀態(tài)偏差較大，導致流動效率降低。9/23/202364汽缸結合面漏汽機組揭缸檢查發(fā)現(xiàn)，高、中壓缸內(nèi)缸及各靜葉持環(huán)上、下半的水平結合面普遍存在漏汽沖刷痕跡。尤其是1段、3段、5段、6段抽汽口附近的持環(huán)水平結合面漏汽痕跡尤其明顯。試驗結果中也可以看出對應的抽汽溫度比設計值高出較多，說明有高溫的蒸汽漏入抽汽口。導致結合面漏汽有汽缸溫差大引起汽缸變形，螺栓緊力不足，法蘭結合面薄弱等原因。9/23/202365汽缸內(nèi)的漏汽

調(diào)節(jié)級后蒸汽通過高壓缸進汽平衡盤汽封漏汽至高壓缸夾層，其中一部分通過中壓缸進汽平衡盤汽封漏汽至中壓缸，一部分通過夾層流向高壓缸排汽口；6根高壓缸進汽導汽管及一段抽汽導汽管與內(nèi)缸接口的密封圈。若密封不嚴造成主蒸汽或一段抽汽漏至高壓缸夾層；高壓內(nèi)缸及持環(huán)變形，法蘭螺栓斷裂或松弛等，造成水平結合面張口，蒸汽從通流部分漏至夾層；高壓內(nèi)缸調(diào)節(jié)級壓力傳壓管斷裂，內(nèi)缸漏汽到高壓缸夾層；由于中壓缸冷卻蒸汽管的割除，使中壓缸進汽平衡盤第一道汽封發(fā)揮了密封作用，夾層漏至中壓缸的流量減小。也造成夾層排向高排流量相對增大。9/23/202366汽缸溫差大上下缸負溫差大是引進型300MW汽輪機的主要問題之一，也是導致汽缸結合面漏汽的主要原因之一。除此之外，還可引起汽缸變形，動靜碰磨，汽封磨損，內(nèi)缸斷螺栓等一系列影響機組安全與經(jīng)濟性的問題。產(chǎn)生上、下缸溫差大的原因是高壓缸夾層蒸汽流向與設計思想不符，另外由于調(diào)門進汽順序設計，使低負荷時僅下半缸進汽，汽缸負溫差加劇。汽缸上、下缸溫差大，造成汽缸變形，法蘭螺栓承受附加應力增大，螺栓易斷裂或松弛。經(jīng)計算上、下缸溫差每增加1℃，通流徑向間隙將減小0.01mm，徑向汽封易受到磨損，導致通流效率下降。9/23/202367疏水系統(tǒng)存在的問題

9/23/202368疏水位置功率增量吸熱量增量熱耗率增量折合煤耗率MWMWkJ/(kW·h)g/(kW·h)主蒸汽-435.9-143.29.50.36再熱蒸汽-332.20.08.60.32高壓缸排汽