火電廠節(jié)能管理及指標分析.ppt

1、1,火電廠節(jié)能管理及指標分析,黃錦濤 西安交通大學能源與動力工程學院 2007年6月15日,2,節(jié)能管理的原則,管理節(jié)能 回歸設計 優(yōu)化運行 檢修質量 技術改造 目標管理,運行人員 檢修人員 節(jié)能人員：掌握機組能耗狀態(tài)；制定改進措施。 發(fā)電公司：指導節(jié)能管理，控制運行成本。,3,我國煤耗水平與國外對比,4,電廠節(jié)能管理評價系統(tǒng)以機組性能分析監(jiān)測為基礎，通過評價準則、耗差分析、優(yōu)化運行、綜合分析等方法，掌握機組能耗狀態(tài)、提高機組運行經濟性。,5,電廠節(jié)能管理存在的問題,電廠在實際的運行中不能實時準確的知道機組的運行情況，特別是關于機組的效率和煤耗等相關的二次計算數(shù)據(jù)，只能通過電力試驗研究所等單位

2、進行定期的測試計算工作來得知特定工況的性能數(shù)據(jù)。 生產經營所需要的實時機組運行的成本數(shù)據(jù)不能有效的獲得。 運行人員對于機組可提高的潛力也不是太清楚。,6,熱經濟性分析與診斷,火電廠熱力系統(tǒng)是由本體和眾多的輔助設備及其子系統(tǒng)組成的復雜的結構系統(tǒng)，包含有許多獨立和相互關聯(lián)的參數(shù)。熱經濟性低的原因除設備本身的性能因素外，任何一個部件或者子系統(tǒng)的經濟性降低，都將導致整個系統(tǒng)的經濟下降。 將引起熱力系統(tǒng)經濟降低位置、原因找出來，為挖掘電站設備的節(jié)能潛力以及指導運行、維修提供依據(jù)。 目的：在實際熱力系統(tǒng)運行中，使每個參數(shù)都處于最佳狀態(tài)，使機組運行的供電煤耗最低、熱經濟最高。,7,8,火電機組在線分析系統(tǒng)國

3、外發(fā)展,七十年代初，美國、加拿大等西方國家開始試驗機組熱經濟性在線分析系統(tǒng)，是用熱偏差分析法對機組熱耗變化進行在線監(jiān)視，通過對一些可控參數(shù)的調整，使機組的能耗減到最小。如美國西屋電氣公司研制了汽輪機發(fā)電機組 AID 狀態(tài)監(jiān)測與診斷系統(tǒng)。,9,火電機組在線分析系統(tǒng)國外發(fā)展,八十年代初，美國EPRI、英國的 Babcock、Controls，德國的 DVG 與 VGB，日本的 CRIEPI、Mitsubisi、Hitachi 以及ABB 等公司和科研機構也進行相應的研究和試驗。 九十年代，各個大型 DCS 廠家相繼提出了自己的機組性能監(jiān)測與診斷軟件 ABB 的 OPTIMAX Siemens 的

4、SR4 Elsag Bailey 的 PERFORMER EPRI能源管理系統(tǒng)（OEM）實現(xiàn)了全廠范圍內的性能優(yōu)化與熱耗管理。,10,ABB 的 OPTIMAX,Optimax-MODI是一個實時的專家系統(tǒng)，具有專用于電廠的知識庫，包括了故障樹，顯示不同干擾間的相互影響關系； 評估電廠中各設備或系統(tǒng)狀態(tài)，將過程參數(shù)與數(shù)學參考模型進行比較，給出偏差并分析原因，檢測故障，同時提出糾正措施。 在故障早期就可為運行和管理人員提供有關故障信息，避免重大事故發(fā)生。 電廠工程師還可根據(jù)運行中得到的最新經驗，更新和修改專家系統(tǒng)的知識庫， 德國Staudinger電站的2 臺285 MW機組及Boxberg電廠

5、的2 臺500 MW機組、瑞典的Fokrsmark核電站成功應用。,11,Siemens 的 SR4,Sienergy是用于電廠運行管理一體化的軟件包，從燃料、設備運行費用、機組效率及主要部件壽命損耗等多個角度出發(fā)，進行綜合優(yōu)化管理。 機組效率分析優(yōu)化模塊(SR4)主要用于機組性能和效率分析。通過仿真，從整個電廠運行角度動態(tài)分析各設備或系統(tǒng)效率，并考慮了電廠各設備間的熱力關系，以圖形方式顯示設備或系統(tǒng)效率是否降低，并以貨幣形式反映對運行成本的影響，為運行和管理人員提供了直觀、清晰的故障標識。,12,SIEMENS廠級信息管理系統(tǒng),基于成本管理的檢修管理軟件BFS+(生產管理)。 基于DCS系統(tǒng)

6、的實時采集數(shù)據(jù)軟件PI(Plant Information System)。 基于性能計算的運行優(yōu)化軟件OPTIpro。 基于DCS協(xié)調控制參數(shù)優(yōu)化的軟件PROFI。 面對電力市場的決策支持軟件Cockpit。,13,Elsag Bailey 的 PERFORMER,Performer是一個綜合的大型優(yōu)化管理軟件包，可根據(jù)電廠每個設備、子系統(tǒng)運行情況和電網需求指令，協(xié)調指揮整個單元機組或全廠工藝系統(tǒng)運行在最佳效率點，使運行成本和上網電價最低，達到最好的經濟效益。,14,ERP管理模式,依靠多種高級優(yōu)化、管理和決策軟件的支持，對全廠進行全方位的、以成本為核心的控制和管理。 優(yōu)化控制軟件安裝在實時

7、控制層單元機組DCS中,優(yōu)化管理軟件安裝在生產管理層。 火電廠的控制包括機組運行優(yōu)化控制、設備采購控制、成本控制及效益控制等多方位和層次控制。實時控制系統(tǒng)也只有在更深層次的管理軟件支持下，才能達到最佳的優(yōu)化運行點。,15,火電機組在線分析系統(tǒng)國內發(fā)展,我國目前電站的性能監(jiān)測系統(tǒng)普遍具有性能指標計算、報表自動生成、事故追憶、越限記錄、趨勢圖顯示等功能。在此基礎上開發(fā)出運行可控損失監(jiān)測、預測性維修、運行優(yōu)化、最佳負荷分配等功能。 國內已投入的主要有西安交通大學研制的“微機在線運行能損分析裝置”，華北電力大學研制的“機組經濟性在線監(jiān)測診斷指導系統(tǒng)（MDG）”，以及東南大學研制的監(jiān)測診斷系統(tǒng)等。,16

8、,火電機組在線分析系統(tǒng)發(fā)展,經濟性分析與診斷系統(tǒng)的功能正在由簡單計算分析，向通用化、智能化、性能預測方向發(fā)展。 對各種引起的經濟性下降的原因進行分析，并能夠定量分析各種引起經濟性下降的故障對機組的主要經濟性指標的影響程度，為維修及挖掘節(jié)能潛力提供依據(jù)。 基于經濟性與安全性綜合的狀態(tài)分析與診斷系統(tǒng)，以便更好地指導機組的運行和狀態(tài)檢修決策也是今后發(fā)展的主要趨勢。,17,在線分析系統(tǒng)存在的主要問題,現(xiàn)場測量元件不準確，使系統(tǒng)熱力計算誤差較大。因此對偽參數(shù)的判定及給出解決方法是一個難點。 模塊化建模或組態(tài)技術 熱力計算中還存在一些尚未完全解決的問題或者解決不夠完善的問題，如：熱力計算基準值的選定、主蒸

9、汽流量計算、輔助流量(軸封漏氣)、末幾級濕蒸汽焓及排汽焓的確定等問題。 對于設備的故障診斷不能適應復雜設備。,18,機組性能運行優(yōu)化目的,實時計算機組的包括煤耗，效率等性能指標數(shù)據(jù)，作為計算機組綜合發(fā)電成本和管理層進行競價上網的報價基礎 根據(jù)各種負荷、環(huán)境溫度、濕度等實際的限制條件，實時計算出機組應能達到的最佳的運行工況、尋找機組最經濟運行方式，并給出實際運行參數(shù)和最優(yōu)運行參數(shù)(期望值)之間的偏差，同時給出可控制偏差部分的實際影響大小，為運行人員根據(jù)影響因素大小改變運行方式提供依據(jù)。,19,1. 節(jié)能管理總則及基本方法,1.1 機組能耗指標統(tǒng)計 1.2 預測機組可以達到的最佳性能 1.2.1.

10、 機組設計性能與預期最佳性能的差異 1.2.2 不同熱耗率的定義 1.2.3 預測機組可達到的最佳熱耗率 1.3 檢查機組性能下降的原因 1.3.1局部熱力系統(tǒng)評價 1.3.2 機組性能參數(shù)監(jiān)測 1.3.3 機組設備性能試驗 1.4 機組性能改進措施 1.4.1短期內改進措施 1.4.2 需要較長時間才能達到的熱耗率,20,指標管理系統(tǒng)-廠級指標,經濟類指標：發(fā)電量、供電標煤耗、點火助燃油耗、廠用電率、補水率等； 設備類指標：等效可用系數(shù)、非計劃停運次數(shù)、非計劃停運小時、等效強迫停運率等； 安全指標； 環(huán)保指標； 燃料指標：煤量、月煤量、燃料及灰份化驗值； 電能質量指標,21,指標管理系統(tǒng)-部

11、門級指標,廠運行部指標：各機組供電煤耗率、各機組補水率、各機組廠用電率、各機組點火助燃油耗、各機組發(fā)電量； 廠維修部指標：各機組等效可用系數(shù)、各機組非計劃停運次數(shù)/小時、各機組主要輔機可用率。,22,指標管理系統(tǒng)-生產專業(yè)指標,運行管理室：爐主汽溫度、主汽壓力、再熱汽溫、再熱減溫水量、過熱減溫水量、飛灰含碳量、補水率、排煙溫度、各加熱器端差、凝汽器端差、真空、給水溫度； 運行化學專業(yè)：凝結水合格率、給水合格率、爐水合格率、酸耗、堿耗； 維修鍋爐專業(yè)：鍋爐四管爆漏次數(shù)、鍋爐設備等效可用系數(shù)、鍋爐輔機可用率； 維修汽機專業(yè)：汽機設備等效可用系數(shù)、汽機輔機可用率、汽機 真空嚴密性； 維修電氣專業(yè)：電

12、氣設備等效可用系數(shù)、繼電保護裝置投入率、繼電保護正確動作率； 維修熱工專業(yè)：熱工保護正確動作率、熱工設備可用等效系數(shù)、自動裝置投入率、熱工主保護投入率。,23,24,機組設計性能與預期最佳性能的差異,機組設計中采用的一些數(shù)據(jù)是假設的值，與實際情況存在差異。如抽汽管道的壓降、再熱器壓降、凝汽器背壓和負荷的關系、過熱器和再熱器的減溫水量、煤種以及過?？諝饬康取?機組的性能隨著機組老化而下降。 機組的改造會改變性能，如提高排煙溫度、改造或更新除塵器、增設煙氣脫硫或脫硝裝置、更新汽輪機噴嘴、葉片、加熱器管束、凝汽器管束等。 設備帶有設計遺留的缺陷，不能在制造廠規(guī)定的條件下運行。,25,不同熱耗率的定義

13、,設計熱耗率：作為計算各種水平熱耗率起點的基礎，沒有包含正常運行中存在的各種變動因素對熱耗率產生的影響，如大氣溫度的變化、環(huán)保設備安裝后所增加的能耗以及運行參數(shù)的偏離等。 較現(xiàn)實的熱耗率：把正常運行中因一些額外因素產生的不可避免損失(如鍋爐排污、環(huán)保設備的用電、用汽)修正設計熱耗率后得到的。 可以達到的最佳熱耗率：把正常運行中因一些變動因素所產生的不可控損失(如環(huán)境溫度、煤質和設備改進等變動)修正較現(xiàn)實的熱耗率后得到的。,26,預測機組可達到的最佳熱耗率,確定機組在各負荷點上出現(xiàn)的時段次數(shù)，繪出機組負荷分布情況圖。 確定機組在各負荷點下的可以達到的最佳熱耗值。 利用加權平均的方法求出可達到的最

14、佳熱耗值。,27,28,與機組熱耗率直接相關的重要參數(shù)列表,29,局部熱力系統(tǒng)評價,采用“熱耗率邏輯樹法”，它套用故障分析的“故障樹”結構技術，使用邏輯逐步推理方法，檢查引起熱耗率增大的原因，邏輯樹的每一后續(xù)級對熱耗率增大的可能原因提示出更多細節(jié)，比前一級更具體。,30,熱耗率邏輯圖,31,鍋爐損失邏輯樹圖,32,汽輪機循環(huán)損失,33,冷卻水循環(huán)損失,34,電動輔機損失,35,36,37,38,機組設備性能試驗,鍋爐設備性能試驗 汽輪機性能試驗 凝汽器性能試驗 冷卻塔性能試驗 空預器性能試驗 磨煤機性能試驗 水泵性能試驗,39,機組性能短期內改進措施,(1) 熱力系統(tǒng)檢漏和堵漏。 (2) 改進

15、機組運行工況，確定機組的主要運行可控參數(shù)如給水溫度、過熱蒸汽溫度、壓力的目標值， (3) 預防性檢修 1) 燃料燃燒設備 2) 燃燒空氣系統(tǒng) 3) 受熱面表面的維護，吹灰優(yōu)化 4) 凝汽器清潔度 5) 給水加熱器維修 6) 疏水器維修,40,需要較長時間才能達到的熱耗率,(1) 機組性能優(yōu)化 過剩氧量優(yōu)化 給水加熱器水位 鍋爐排污的優(yōu)化 廠用電負荷的優(yōu)化 (2) 機組滑壓運行 降低給水泵功耗； 減少節(jié)流損失，提高汽輪機高壓缸效率； 降低高壓缸熱應力。 (3) 設備檢修或更新 (4) 用于運行監(jiān)督的決策樹,41,決策樹,決策樹為運行人員提供分析監(jiān)控參數(shù)偏差的各種可能原因，其中發(fā)生概率越大的原因，

16、則在樹中出現(xiàn)的位置越靠前，運行人員能夠迅速查明原因。決策樹的排列是將能立即采取對策的檢查放在最前面的原則排列順序的，如： 運行人員在控制室就能處理的通過維修才能處理的 不需要停下設備就能進行維修的需要停用部分設備或需要降低部分出力才能進行維修的 只需要停用部分設備就能進行維修處理需要停用整個機組方能進行維修。,42,主蒸汽溫度決策樹,43,2. 節(jié)能指標預測,2.1 汽輪機指標 2.2 全廠綜合性指標管理 2.3 火電廠機組熱經濟性指標,44,國產600MW汽輪機產品,45,2.1.1 給水溫度,設計給水溫度主要受高壓加熱器的進汽壓力和高壓加熱器的運行可靠性的影響。 提高給水溫度，應采取的措施

17、有： 保持加熱器清潔，對加熱管子進行清洗； 改進高壓旁路門和旁路系統(tǒng)，消除加熱器旁路閥、高壓加熱器水室隔板的泄漏現(xiàn)象； 消除低壓加熱器不嚴密現(xiàn)象； 保證加熱器疏水器正確動作，維持加熱器疏水在最低水位；,46,2.1.2 高壓加熱器投入率,高壓加熱器投入率是指高壓加熱器投入運行小時數(shù)與相應的汽輪機發(fā)電機組運行小時數(shù)之比的百分數(shù)。 高壓加熱器投入率與高壓加熱器啟動方式、運行操作水平、運行中給水壓力的穩(wěn)定程度和高壓加熱器健康水平有關。 隨機啟停機組高壓加熱器投入率98%，對于定負荷啟停機組高壓加熱器投入率95%。,47,2.1.3 真空度,真空是大氣壓力與工質的絕對壓力之差， 真空度是指凝汽器的真空

18、值與當?shù)卮髿鈮毫Ρ戎档陌俜謹?shù),48,提高真空的主要措施：,降低冷卻水的入口溫度； 增加冷卻水量； 加強凝汽器的清洗； 保持凝汽器的膠球清洗裝置經常處于良好狀態(tài)； 維持真空系統(tǒng)的嚴密性。,49,2.1.5 凝汽器端差,凝汽器端差是指汽輪機排汽與凝汽器冷卻水出口溫度之差。 凝汽器端差一般控制在48。 端差的大小與凝汽器單位冷卻面積的蒸汽負荷、凝汽器鈦（銅）管清潔程度及真空系統(tǒng)嚴密性有關。 端差必須控制在設計值以內，降低端差的措施： 安裝并投運膠球連續(xù)清洗裝置； 防止凝汽器汽側漏入空氣，降低真空泄露率； 定期采用冷卻水反沖洗等方法，清洗凝汽器管內浮泥； 根據(jù)冷卻水水質情況，進行冷卻水處理。,50,2

19、.1.7 真空嚴密性,真空下降速度是指凝汽器真空系統(tǒng)在抽氣器停止抽氣狀態(tài)下空氣漏入凝汽器后，凝汽器內壓力增長的速率，單位Pa/min。,51,2.1.8 汽水損失率,汽水損失率是指電廠熱力循環(huán)系統(tǒng)中的汽水損失量占鍋爐蒸發(fā)量的百分數(shù)。 汽水損失量=鍋爐補給水量-發(fā)電自用蒸汽消耗量-對外供熱（水）量+吹灰用汽量+鍋爐排污量+對外供熱冷凝水返回量 發(fā)電廠的汽水損失率控制水平為： 200MW以上機組低于鍋爐額定蒸發(fā)量的1.5% 100200MW機組低于鍋爐額定蒸發(fā)量的2.0% 100MW以下機組低于鍋爐額定蒸發(fā)量的3.0%。,52,2.1.10 循環(huán)水泵耗電率,循環(huán)水泵耗電率是指發(fā)電過程中循環(huán)水泵耗用

20、的電量與發(fā)電量的比率。 極限真空：使汽輪機作功達到最大值的排氣壓力所對應的真空。 最佳真空：提高真空所帶來的汽輪機功率增量與循環(huán)水泵所耗廠用電增量之差達到最大值時的真空值，這時經濟上的收益最大。,53,降低循環(huán)水泵耗電量的措施,提高循環(huán)水泵效率； 根據(jù)最有利真空試驗，合理安排水泵的調度方案； 去掉循環(huán)水系統(tǒng)中多余的閥門，改善管道形狀，盡可能減少管道阻力損失； 機組間的循環(huán)水管連通； 加強循環(huán)水入口濾網清理，清除循環(huán)水管淤泥附著物，減少系統(tǒng)阻力。,54,2.1.11 給水泵耗電率與單耗,給水泵耗電率是指發(fā)電過程中給水泵耗用的電量與相應發(fā)電量的比率。 給水泵單耗是指計算期內鍋爐每生產單位蒸汽量時給

21、水泵所耗用的電量。,55,2.1.13 主蒸汽壓力,主蒸汽壓力是指汽輪機主汽門前的蒸汽壓力，如果有兩路主蒸汽管，取算術平均值。 主蒸汽壓力增加，可使熱耗和煤耗減少，對運行的經濟性顯然有利。 壓力每升高1MPa，熱耗降低0.55%0.7%，煤耗減少1.52.2g/（kWh）。,56,2.1.14 主蒸汽溫度,主蒸汽溫度是指汽輪機主汽門前的蒸汽溫度，如果有兩路主蒸汽管道，取算術平均值。 任何負荷下都應盡可能在設計的主蒸汽溫度下運行，以使汽輪機效率最高。 主蒸汽溫度的波動范圍為5，主蒸汽溫度考核期內不應超過“設計值3”，各進汽管道主蒸汽溫度偏差不超過“兩管平均值3”。,57,2.1.15 再熱蒸汽壓

22、力（機側）,再熱蒸汽壓力是指鍋爐再熱器出口的蒸汽，再次進入汽輪機前的蒸汽壓力。 對應一定的蒸汽初參數(shù)，汽輪機有一個最佳的再熱蒸汽壓力，當再熱溫度等于蒸汽初溫時，最佳的再熱蒸汽壓力約為蒸汽初壓力的18%26%。 再熱器壓損每增加1%（再熱器壓損額定值一般小于10%），熱耗增加0.1%0.17%。,58,2.1.16 再熱蒸汽溫度（機側）,再熱蒸汽溫度是指鍋爐再熱器出口的蒸汽，再次進入汽輪機前的蒸汽溫度，即再熱主汽門前的蒸汽溫度。 再熱蒸汽溫度升高，機組的熱耗和煤耗減少，溫度每升高1，熱耗降低0.02%0.03%，煤耗減少0.07g/（kWh）左右。 再熱蒸汽溫度考核期內不應超過“設計值3”，各進

23、汽管道再熱蒸汽溫度偏差不超過“兩管平均值3”。,59,提高主再熱蒸汽參數(shù)的措施：,進行燃燒調整試驗，確定鍋爐最佳運行方式； 改進設備，使再熱蒸汽參數(shù)達到設計值； 氣溫氣壓投自動，進行DCS改造； 采用能耗在線分析軟件，對影響能耗指標的主要因素進行自動調整和控制； 盡量不使用再熱器減溫水，可通過調節(jié)煙氣擋板等燃燒調整手段來控制再熱汽溫。,60,2.1.22 凝結水過冷卻度,凝汽器壓力相應的飽和溫度與凝汽器熱井內凝結水溫度之差稱為凝結水過冷卻度， 正常運行時，凝汽器過冷度一般為0.52。凝汽器過冷卻度每升高1，熱耗增加0.014%。,61,減少凝汽器過冷度的措施有：,保持凝汽器水位 定期進行真空系

24、統(tǒng)嚴密性試驗（特別在每次停機時），發(fā)現(xiàn)漏點及時消除，防止空氣漏入； 保證抽氣器或真空泵處于正常工作狀態(tài)，定期清掃抽氣器噴嘴； 運行中加強對凝結水泵的監(jiān)視，防止空氣自凝結水泵軸封漏入； 運行中加強對真空系統(tǒng)密封水的監(jiān)視，防止密封水中斷而漏入空氣； 運行中加強對低壓汽封的監(jiān)視和調整，防止空氣漏入； 采用管束設計合理的回熱式的凝汽器； 在冬季冷卻水溫度較低時，可改變運行的水泵臺數(shù)或者關小壓力管道上的閥門來調節(jié)冷卻水流量，或者通過調速調節(jié)冷卻水流量。,62,2.2 全廠綜合性指標,2.2.1 負荷率和出力系數(shù) 2.2.2 標準煤 2.2.3 低位發(fā)熱量 2.2.4 發(fā)電廠熱效率 2.2.5 發(fā)電煤耗率

25、 2.2.6 供電煤耗率 2.2.7 廠用電率,63,負荷率和出力系數(shù),負荷率是平均負荷與最高負荷之比，用以說明負荷的均衡程度。,出力系數(shù)（即負荷系數(shù)）是指平均負荷與發(fā)電機額定容量之比,大型火電機組負荷系數(shù)每降低1%，機組熱耗率增加0.05%0.4%。,64,上海外高橋電廠3號機組,65,2.2.4 發(fā)電廠熱效率,發(fā)電廠熱效率（又稱全廠毛效率、全廠熱效率、發(fā)電廠總效率）是指火電廠所產生電能與發(fā)電燃料輸入熱量之比的百分數(shù)，,66,2.2.5 發(fā)電煤耗率,67,2.2.6 供電煤耗率,根據(jù)鍋爐效率和鍋爐所產生的蒸汽含熱量反算出的供電煤耗率，稱之為反平衡供電煤耗率。根據(jù)入爐煤、油計量裝置實測得的發(fā)電

26、所消耗的原煤量、燃油量，并按其平均熱值計算出耗用的標準煤，來計算的供電煤耗率，稱之為正平衡供電煤耗率。,68,2.2.7 廠用電率,發(fā)電廠用電率是指發(fā)電廠為發(fā)電耗用的廠用電量與發(fā)電量的比率,降低廠用電率的主要措施是： 改造低效率泵，合理調度水泵運行方式，降低給水泵的電耗、循環(huán)水泵的電耗； 適當調整磨煤機的通風量和鋼球裝載量，降低制粉單耗； 減少空氣預熱器漏風率和爐膛漏風，降低送風機單耗、引風機單耗； 變頻調速改造。,69,2.3 火電廠機組熱經濟性指標,70,2.3.2 凝汽式發(fā)電廠的熱經濟指標,71,72,汽輪機熱耗量為,汽輪機熱耗率為,鍋爐熱負荷為,管道效率為,電廠熱效率為,發(fā)電煤耗率為,

27、機組熱效率為,73,熱經濟指標的變化,74,熱經濟指標的相對變化量間關系：,某一分項熱效率的相對變化，導致總熱效率產生相同的相對變化 。 某一分項熱效率的相對變化，會導致全廠能耗率產生相同的相對變化 。,75,3. 耗差分析方法,耗差分析法也叫偏差分析法 根據(jù)運行參數(shù)的實際值與基準的差值，通過分析計算得出運行指標對機組的熱耗率、機組效率（或裝置效率）、煤耗率、廠用電的影響程度，從而使運行人員根據(jù)這些數(shù)量概念，減少機組可控制損失。 分析運行日報或月報的熱經濟性指標的變化趨勢和能耗情況，以提高計劃工作的科學性和熱經濟性指標的技術管理。,76,3. 耗差分析方法,基準值就是根據(jù)制造廠設計資料（如參數(shù)

28、的額定值）、變工況計算值和熱力試驗情況確定的運行參數(shù)的最佳值，因此基準值也叫標準值或目標值 運行參數(shù)就是指參與耗差分析的各項小指標，也叫運行值，主要包括主蒸汽溫度、主蒸汽壓力、再熱蒸汽溫度、給水溫度、凝汽器真空、凝汽器端差、過冷度、鍋爐排煙溫度、送風溫度、飛灰可燃物、過量空氣系數(shù)、主蒸汽減溫水量、再熱器減溫水量、煤粉細度、主要輔機（如送風機、引風機、循環(huán)水泵、給水泵、磨煤機、排粉機等）單耗、補水率等。,77,3.1 耗差分析原理,運行煤耗率,煤耗率的全增量,或,78,3.1 耗差分析原理,不同負荷下各運行參數(shù)的基準值和相應的基準煤耗。,當參數(shù)發(fā)生變化是，變化后的煤耗為,79,煤耗偏差分配層次劃

29、分,通過熱力試驗與變工況計算相結合的辦法確定。,熱力系統(tǒng)耗差分析的重點,80,耗差分析的原則,確定參與耗差分析的指標； 根據(jù)運行參數(shù)或小指標偏離標準值對熱效率或煤耗的影響，得出影響關系曲線或簡易計算公式，提供現(xiàn)場作為統(tǒng)計分析； 各耗差參數(shù)與基準值的偏差不宜過大，實踐證明，各耗差參數(shù)與基準值的偏差只要不超過50%，耗差分析結果就準確可靠； 耗差分析以同一負荷為基本比較條件，各運行參數(shù)基準值煤耗率是負荷的函數(shù)； 隨著運行時間的延長和設備條件的變化，基準值也應不斷地進行校正，以保證基準值始終能基本上反映機組當前的最佳運行狀況。,81,耗差分析過程,(1) 計算出各個指標的平均值(平均負荷、平均循環(huán)水

30、入口溫度、循環(huán)水量)。 (2) 確定各項指標應達值。 (3) 耗差分析模型, 求出各項指標項對于應達值的能損分布及煤耗偏差。 (4) 利用每個月發(fā)電量時實數(shù)據(jù)乘以各項指標的煤耗偏差即為總的煤耗偏差, 然后再乘以標準煤單價, 即為該項指標影響的發(fā)電成本。 影響成本= 各項指標的煤耗偏差月發(fā)電電量標煤單價 (5) 通過計算出的影響發(fā)電成本, 根據(jù)實際情況進行指標的定量考核。,82,平均值計算,(1) 按各機發(fā)電量加權平均的指標為: 廠用電率、汽耗率、汽輪機熱耗和汽輪機小指標(主汽壓力、主汽溫度、再熱溫度、給水溫度、真空度、真空嚴密性、循環(huán)水入口溫度、循環(huán)水出口溫度、凝汽器端差、高加投入率、汽機輪平

31、均負荷) 。,(2) 按各鍋爐蒸發(fā)量加權平均的指標為: 鍋爐效率、補水率、鍋爐小指標(主汽壓力、主汽溫度、再熱汽溫、送風溫度、排煙溫度、氧量、飛灰可燃物、預熱器漏風系數(shù)) 。,83,平均值計算,(3) 按運行小時加權平均的指標(鍋爐平均負荷)。,(4) 直接累加的為: 發(fā)電量、運行h 、啟動次數(shù)、天然煤量。,84,基準值的確定方法,對于制造廠已提供明確的設計參數(shù)，如主蒸汽溫度、主蒸汽壓力、鍋爐效率、端差等，采用設計值。 對于在試驗中比較容易確定的參數(shù)，如氧量、真空、飛灰含量、煤粉細度等從優(yōu)化試驗的結果中分析得到。也可以根據(jù)變工況計算得出基準值。 對于過熱器減溫水量（如果減溫水來自高壓加熱器出口

32、，減溫水量的多少對效率沒有影響，可以不作為監(jiān)控參數(shù)）和再熱器減溫水量，因受鍋爐受熱面積灰和運行操作水平的影響較大，因此基準值一般根據(jù)燃燒調整結果或參考運行資料確定。,85,耗差分析模型,基本公式法：適用于鍋爐熱效率、排煙溫度、氧量、飛灰含碳量等影響參數(shù)； 熱力學法：即查曲線法，適用于主蒸汽壓力、主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度、排汽壓力等，一般汽輪機制造商均提供了這方面的熱力影響曲線； 等效焓降法：也叫等效熱降法，此法適用于熱力系統(tǒng)局部分析； 試驗法：有些參數(shù)對煤耗的影響可通過試驗確定。 小偏差法：各汽輪機制造廠、上海發(fā)電研究所和西安熱工研究院有限公司等單位，通過研究汽輪機各缸效率對熱耗率的影響，結合

33、實際試驗數(shù)據(jù)，得到很多計算公式，便于我們應用。,86,鍋爐效率和廠用電率對煤耗的影響,機組的鍋爐和管道設計效率90.5%、熱耗率8499kJ/(kWh)、廠用電率7.5%. 設計發(fā)電煤耗為 設計供電煤耗： 如果鍋爐效率下降1%、廠用電率降低1%，則設計發(fā)電、供電煤耗變化？,87,汽輪機各參數(shù)基準值的確定,主汽溫度基準值：設計值 主汽壓力基準值：廠家滑壓曲線 再熱蒸汽溫度：設計值 汽輪機通流效率基準值 閥桿漏汽量應達值的計算,88,汽輪機參數(shù)對煤耗的影響,主蒸汽溫度 主蒸汽壓力 再熱蒸汽溫度 再熱蒸汽壓力 補給水率 真空 從制造廠提供的熱力特性修正曲線推導出來,89,加熱器端差的運行基準值的在線

34、計算,對無蒸汽冷卻器和疏水冷卻器的情況，實際運行的加熱器影響其運行端差基準值的因素是加熱器的汽測溫度tp，給水入口水溫tw，及給水流量Dw,各加熱器的端差隨負荷的降低而減小。抽汽壓損無論是其絕對值還是相對值均隨機組運行不同發(fā)生變化。,90,抽汽壓損的運行基準值在線計算,加熱器的抽汽壓損是從汽輪機抽汽口至加熱的抽汽管道的總壓力損失，包括沿程阻力和局部阻力損失兩部分。 抽汽壓損的運行基準值在線計算,抽汽壓損無論是其絕對值還是相對值均隨機組運行不同發(fā)生變化,91,非再熱缸效率對煤耗率的影響,92,再熱缸效率對煤耗率的影響,93,缸效率變化1%對機組熱耗率的影響,94,鍋爐參數(shù)對煤耗的影響,排煙溫度對

35、煤耗的影響 爐膛漏風系數(shù)對煤耗的影響 空氣預熱器漏風系數(shù)對煤耗的影響 飛灰可燃物對煤耗的影響,95,96,系統(tǒng)局部定量分析應用,軸封滲漏及利用系統(tǒng) 補充水系統(tǒng) 廠用蒸汽系統(tǒng) 排污及利用系統(tǒng) 噴水減溫系統(tǒng) 疏水及凝結水回收系統(tǒng),熱力系統(tǒng),熱力設備,加熱器 疏水冷卻器 疏水泵 蒸汽冷卻器 凝汽器過冷度 余熱利用設備 暖風器,97,軸封滲漏及利用系統(tǒng),軸封漏汽、門桿漏汽都回收利用于回熱系統(tǒng)，各級加熱器、軸封冷卻器。從熱平衡的角度工質量和熱量都得到回收。 從能量利用角度，則存在作功能力損失，熱能使用能位降低。 漏氣回收利用能級越高，能量回收率就越大，如再熱機組高壓門桿、汽封漏氣盡可能回收利用于再熱冷段

36、以前的加熱器，提高使用能級。,98,補充水系統(tǒng),補水方式：補入除氧器、凝汽器(經濟性好) 補水噴霧狀態(tài)入凝汽器，改善凝汽器真空；利用低壓段抽汽加熱給水。,99,廠用蒸汽系統(tǒng),用于加熱重油、蒸汽吹灰、蒸汽驅動設備、采暖、生活用汽。 盡量降低廠用蒸汽參數(shù)。即在滿足用汽參數(shù)的前提下，采用低品位汽源。,100,排污及利用系統(tǒng),鍋爐連續(xù)排污損失高能位熱水，引起新蒸汽等效熱降下降，補充水引起循環(huán)系熱量增加。 排污利用系統(tǒng)，根據(jù)回收擴容蒸汽量、回收位置(除氧器)可以定量分析經濟性增加的幅度，選擇擴容器最優(yōu)聯(lián)結位置。,101,噴水減溫系統(tǒng),過熱器噴水減溫系統(tǒng) 引自給水泵出口，減少高加回熱抽汽，降低回熱程度。排

37、擠高加抽汽，作功增加；新蒸汽吸熱量增加，裝置經濟性降低。 引自末級高加出口，對經濟性無影響。 再熱器噴水減溫系統(tǒng) 引自給水泵抽頭，減少高加回熱抽汽，降低回熱程度，噴水產生的蒸汽不經過高壓缸而少作功， 裝置經濟性降低。 引自末級高加出口，不影響回熱抽汽，噴水產生的蒸汽不經過高壓缸而少作功，經濟性降低。,102,疏水及凝結水回收系統(tǒng),加熱器疏水方式改變，如低負荷高加疏水到低加系統(tǒng)，對系統(tǒng)經濟性有影響。 電廠收集的各種凝結水，包括生產回水返回系統(tǒng)方式不同，有的通過疏水泵打入除氧器；有的打入低壓加熱器；有的進入主凝結水系統(tǒng)，返回地點不同，對系統(tǒng)經濟性影響不同。,103,加熱器對經濟性影響,加熱器端差，

38、端差越大、抽汽能位的級差越大，端差對經濟性影響越大，如末級高加、第一級低加。 壓損 散熱損失 切除加熱器 給水部分旁路。旁路閥泄漏，部分給水繞過加熱器組。,104,凝汽器過冷度,凝汽器過冷度增大冷源損失，損失作功能力，降低裝置經濟性。 過冷度將增加第一級低加得耗熱量，降低新蒸汽等效熱降。,105,300MW機組煤耗偏差,注：按設計鍋爐和管道效率92.5%和99%、熱耗率7921kJ/(kWh)、廠用電率5.5%計算,106,600MW機組煤耗偏差,107,臺山電廠汽機耗差分析,108,600MW機組存在的問題,部分高壓缸排汽進入中壓缸的冷卻蒸汽流量嚴重超標對機組經濟性的影響。設計值7.545t

39、/h，實際上試驗24.346t/h；設計中壓缸效率91.616%，實際上89.339%,熱耗增加31.2kJ/kWh。 高壓缸前后內軸封及外軸封漏汽量超標。 低壓缸部分抽汽溫度明顯高于設計值對低壓缸內效率的影響。 低壓缸進汽壓力損失較大，導致蒸汽膨脹過程熵增偏大 可能是低壓缸的汽封間隙過大造成的 也可能是低壓導汽管內套管與低壓內缸結合面法蘭有裂紋造成泄漏， 低壓缸通流結垢和流通能力下降。,109,600MW亞臨界機組經濟性分析,110,北侖600MW機組耗差分析,111,600MW機組配汽方式,單閥控制方式下機組高壓調速氣門的開度為34 %左右 順序閥控制方式前三個調速氣門基本全開, 最后一個

40、閥門開度為17 %。 順序閥控制方式下高壓缸效率比單閥控制方式高1.13 %,冷態(tài)起動或低參數(shù)下變負荷運行期間, 采用單閥控制方式能夠加快機組熱膨脹, 減小熱應力, 縮短機組起動時間, 延長機組使用壽命; 變負荷運行時, 采用順序閥控制方式能有效地減小節(jié)流損失, 提高汽輪機熱效率。,112,系統(tǒng)內漏,各內漏流量按0.2%主蒸汽流量計,113,114,115,國華電廠汽輪機組運行情況匯總,缸體效率 調節(jié)汽門控制方式 滑壓運行優(yōu)化 熱力系統(tǒng)的嚴密性 凝汽器真空 廠用蒸汽的用能 回熱系統(tǒng)特性,116,缸體效率,117,缸體效率,118,缸體效率,119,調節(jié)汽門運行方式,電站汽輪機調節(jié)進汽量的方式有

41、兩種，節(jié)流配汽和噴嘴配汽。 節(jié)流配汽時，在設計工況下，節(jié)流閥全開，低負荷時節(jié)流閥關小，減小汽輪機的進汽量。這種調節(jié)方式，調節(jié)系統(tǒng)簡單，在負荷突變時不會引起過大的熱應力和熱變形。 噴嘴配汽時，部分負荷時效率高，但在變工況下噴嘴配汽的汽輪機高壓部分的金屬溫度變化較大，使調節(jié)級所對應的汽缸必產生較大的熱應力，從而降低了機組迅速改變負荷的能力。,120,定滑壓運行,滑壓運行的主要優(yōu)點是可減少調節(jié)門節(jié)流損失，低負荷運行時，減少給水泵所需功率消耗，根據(jù)熱力循環(huán)理論，機組在低負荷下滑壓運行時，進汽節(jié)流損失減小，漏汽損失也小，使得機組循環(huán)的相對內效率比定壓運行有所提高，但此時的主蒸汽壓力低，循環(huán)熱效率也降低，

42、當相對內效率的增加幅度補償了循環(huán)熱效率的下降幅度，此時的滑壓參數(shù)才是比較經濟的。因此，需要通過一系列試驗來確定相對內效率和循環(huán)熱效率的變化對機組經濟性的影響，尋求最佳的滑壓運行參數(shù)。,121,凝汽器性能(真空、嚴密性、補水方式),真空系統(tǒng)優(yōu)化:最佳運行真空、循環(huán)水泵的運行方式優(yōu)化。 最佳運行真空是以機組功率、循環(huán)水溫度和循環(huán)水流量為變量的目標函數(shù)，在量值上為機組功率的增量與循環(huán)水泵耗功增量之差最大時的凝汽器壓力。 通過理論與試驗相結合的辦法來進行，制定不同季節(jié)循環(huán)水泵運行方案, 分析判別不同季節(jié)同一負荷情況下單、雙臺循環(huán)水泵運行對機組廠用電率、真空度的影響，進而對供電煤耗的綜合影響，找出不同負

43、荷下綜合經濟最佳點，制定循環(huán)水泵運行方案。,122,5.火電廠熱力性能試驗及標準,5.1 熱力試驗目的 5.2 試驗規(guī)程及標準 5.3 試驗項目 5.4 編寫試驗大綱 5.5 熱力試驗的準備 5.6 試驗方法 5.7 試驗參數(shù)處理 5.8 試驗條件下的性能指標計算 5.9 主要測試項目及周期 5.10 試驗報告的編寫,123,5.1 熱力試驗目的,測試基建試生產期內或達標投產時、技改工程、大修后的熱耗率是否達到設計值，或達到某一要求。 通過試驗求得汽輪機組在電廠實際運行條件下的熱力特性，為發(fā)電廠機組間的負荷經濟調度提供依據(jù)。 通過定期的性能測試，確定汽輪機性能的變化趨勢，監(jiān)視和判斷通流部分的工

44、作狀況，分析引起性能變化的原因，從而確定改進措施。,124,1.新機試驗,主要針對進口機組、國產新品牌機組的保證值進行考核試驗或鑒定試驗。通過試驗取得熱力系統(tǒng)數(shù)據(jù)與制造廠設計數(shù)據(jù)進行比較，以驗證設計和制造是否達到保證的經濟指標，為制造廠改進設計和改進加工工藝提供有效的資料，為用戶索賠提供依據(jù)。 新機試驗要求準確度高，大多按 ASME PTC6 標準進行，試驗測點與運行測點分開。對于進口機組，一般在設計階段加入考核試驗測點；對于國產機組，為了減少蒸汽管道開幾孔，部分借用運行測點。,125,2達標試驗,按部頒新啟規(guī)(火電機組啟動驗收性能試驗導則，19983)的要求，新機移交生產必須有達標試驗報告。

45、,126,3專題試驗,為了摸清機組運行真實水平，充分發(fā)揮現(xiàn)有機組的潛力，摸清機組的最佳運行方式，借以對發(fā)電廠的負荷進行經濟分配，并為制定生產指標和經濟運行提供依據(jù)，許多電廠進行專題試驗。 有針對性測試各種不同負荷(包括額定工況)下的熱耗和煤耗、缸效率和鍋爐效率值等，分析經濟性差的原因，以便制定改進方案。,127,4大修前后試驗,機組大修前后或機組本體改造前后，必須進行性能試驗。通過試驗分析，為制定大修計劃、改造方案或對大修、改造后的效果做出評價,128,5.2 試驗規(guī)程及標準,ASME PTC6-1996(美國機械工程師學會，汽輪機性能驗收試驗規(guī)程)，準確度最高 GB/T81171-2003(

46、汽輪機熱力性能驗收試驗規(guī)程第1部分：方法A-大型凝汽式汽輪機高準確度試驗) GB/T81172-2003(汽輪機熱力性能驗收試驗規(guī)程第2部分：方法B-各種類型和容量汽輪機寬準確度試驗) IEC60953-1：1990(國際電工委員會，汽輪機熱力性能驗收試驗規(guī)程A) IEC60953-2：1990(國際電工委員會，汽輪機熱力性能驗收試驗規(guī)程B)等,129,1. 考核性試驗項目,鍋爐考核性試驗項目主要包括：鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量、鍋爐效率、空氣預熱器漏風率無油助燃最低穩(wěn)燃負荷等。 汽輪機考核性試驗項目主要包括：汽輪機熱耗率、汽輪機最大出力、汽輪機缸效率、回熱系統(tǒng)性能、主蒸汽流量等。,130,2. 達標試驗項目,鍋爐達標試驗標試驗項目主要包括：鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量、鍋爐效率、空氣預熱器漏風率、無油助燃最低穩(wěn)燃負荷、機組散熱、發(fā)電廠污染物排放、磨煤機出力和單耗(循環(huán)流化床無此項)等。 汽輪機達標項目主要包括：汽輪機熱耗率、汽輪機最大出力、汽輪機額定出力、汽輪機缸效率、發(fā)供電煤耗、廠用電率等。,131,3大修前后試驗項目