火电机组的节能诊断(华北电力大学).ppt

火电机组节能诊断,杨志平 Email: Tel：火电机组节能诊断理念-全过程,火电机组 节能诊断,火电机组节能诊断思路分层次,分析节能潜力 提出节能对策,机组,流程,设备,火电机组节能诊断方法,诊断方法,基于热力学第一定律：热量法,耗差分析法,火力发电厂综合评价指标（热量法评价）,正平衡计算,供电煤耗反平衡计算,影响锅炉效率的因素,汽轮机热效率和热耗率,汽轮机能量转换：,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、型式等有关,影响机组热效率的主要因素,凝汽器真空的影响因素,凝汽器真空与汽轮机的排汽压力对应：,厂用电率的影响因素,火电厂节能潜力诊断分析,从上述供电煤耗率正、反平衡计算分析可知：供电煤耗率受多种因素的影响，有利影响可使供电煤耗降低，不利影响会导致损失增大，供电煤耗升高,这些因素有些不能控制，有些可调整控制的，目前机组节能潜力主要通过耗差分析，求得各种影响参数影响煤耗的大小，分析原因并提出解决措施,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y，该负荷下影响机组经济性的各个参数或因素分别为x1、x2、xi、xn （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）,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，且函数连续可导，则煤耗率的全增量可表示为：,耗差分析法,凝汽式机组热经济指标之间的变化关系,机组总效率与设备分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 热效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,基本公式法锅炉效率对煤耗的影响,超临界600MW机组额定工况下基准煤耗： 锅炉效率降低1%,超临界600MW机组锅炉效率降低1% 发电煤耗平均增加:285.2-282.16=3.04 g/kWh,锅炉效率每降低1%，相对变化为：（1/92.8）*100=1.08%, 发电煤耗率相对增加1.08%， 发电煤耗率绝对增加282.16*1.08/100=3.05g/kWh。,基本公式法炉侧主要参数的耗差分析,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 。,基本公式法机组热耗率对煤耗的影响,额定工况下机组热耗率增加1%，发电煤耗率变为：,超临界600MW机组额定工况下机组热耗率增加1%发电煤耗率升高284.95-282.16=2.82 g/kWh,按照上述推导： 机组热耗率每增加1%，即相对变化为1%, 发电煤耗率相对增加1%， 发电煤耗率绝对增加2.16*1/100=2.82g/kWh。 如果热耗率增加5%，即较设计热耗高379.35kJ/kWh，则发电煤耗增加5*2.82=14.1g/kWh,基本公式法厂用电率对煤耗的影响,额定工况下基准煤耗： 当厂用电率为5.87%时，供电煤耗率为： 当厂用电率增加1%时，供电煤耗率为：,超临界600MW机组在额定工况下厂用电率每增加1%， 供电煤耗率增加302.97-299.76=3.21（g/kWh）,初、终参数的耗差分析,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机组热耗的变化率，再根据,热耗修正曲线（超临界600MW机组）,初、终参数的耗差分析,从上表可看出：凝汽器真空和主蒸汽压力对机组经济性影响较大，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。,等效热降法（热力系统）,基准工况下： 新蒸汽等效热降H（作功量） 机组吸热量Q 机组热效率 热力系统局部变化： 热效率相对变化： 发电煤耗率变化：,机侧主要因素耗差分析（超临界600MW）,机侧主要因素耗差分析（亚临界600MW）,系统内漏对煤耗的影响（亚临界600MW）,加热器端差耗差分析（亚临界600MW）,缸效率变化分析法（超临界600MW）,机组采用顺序阀运行 较单阀运行，高压缸效率增加5%，发电煤耗下降2.65g/kWh。,缸效率变化分析法（亚临界600MW）,耗差分析案例（机侧）,600MW超临界与亚临界机组煤耗比较,哈汽：N600-16.7/537/537,哈汽：CLN24.2/566/566,600MW超临界与亚临界机组煤耗比较,从上表可见，600MW超临界机组在不同工况下设计能耗的大小，从满负荷降到75%负荷时，机组负荷每下降10MW，发电煤耗增加0.3g/kWh，从75%负荷降到50%负荷时，机组负荷每下降10MW，发电煤耗增加0.8g/kWh。,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低11g/kWh左右，50%负荷时发电煤耗降低12g/kWh左右。,基于热力学第二定律的诊断单耗分析法,机组总体单耗=理论最低单耗+设备附加单耗 理论最低单耗：当燃料 完全转变为电能 时，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: 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： 节能潜力=实际单耗-设计单耗,600MW亚临界机设计工况时单耗分布,600MW亚临界机设计工况时单耗分布,g/kWh,600MW超临界机组设计工况下单耗分析,600MW超临界机组设计工况下单耗分析,g/kWh,600MW超临界机组设计工况下机侧单耗分析,600MW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,主汽参数、再热蒸汽参数、凝汽器真空、小汽机耗汽量、缸效率、系统内漏和外漏、负荷率,煤质、煤粉细度、氧量、排烟温度、飞灰含碳量、灰渣含碳量,负荷率、辅机调节方式和运行方式,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、运行、管理等各个环节,设计方面,特别是水平烟道吹灰器选择不当容易积灰，影响传热，蒸汽温度降低，排烟温度升高，锅炉效率降低，积灰严重导致垮灰灭火；,设计煤种 选择不合理,重要表计设计时未考虑,吹灰器 选择不当,过热减温水引出地点设计不太合理,锅炉,实际运行煤种严重偏离设计煤种，使锅炉各受热面比例分配与实际煤种不匹配，导致蒸汽参数不一致，主蒸汽压力、温度满足要求时，再热汽温偏低，飞灰含碳量较大等现象；,如磨煤机入口一次风量和风速、空预器出口氧量等。,有些机组的过热蒸汽减温水源来自给水泵出口，相当于给水旁路门泄漏，会使机组热耗率增加,设计方面,7#、8#低加；抽汽压差偏小，疏水管道设计不合理,顺序阀 开启顺序,凝汽器抽空气系统,低加 疏水不畅,管道设计,汽轮机及热力系统,带到一定负荷，机组会振动,双背压凝汽器优点不能发挥,疏水管道不合理、高旁通风阀等，系统内漏,采用常规汽封,由于安装、运行磨损导致间隙偏大，缸效率降低,小汽机选型,小汽机实际运行耗汽量大,设计方面,辅机方面,辅机调节方式方面仍然采用传统的调节方式，实际运行由于机组负荷率偏低，辅机节流损失较大，有些机组刚投产就进行相应辅机的变频改造,辅机功率没有实时测量，只安装电流表计，不能准确评价辅机耗电率,安装与调试,汽机侧,运行方面,运行人员对机组的特性和影响机组热经济性的各种影响因素、各种调节机理的深入分析没有很好的理解和掌握，只能按照操作规程操作,前提测量表计齐全、准确，DCS显示正确。 定期进行设备与系统的优化调整试验，如燃烧调整试验、主汽压力优化试验、冷端系统优化试验 定期进行节能分析和诊断 对运行人员及管理人员进行培训作为一项长期工作提高运行人员的业务素质（设置员工培训基金）,管理方面,制定一系列具有可操作性的节能管理规范，形成长效实行机制，充分调动电厂员工的主动性，发挥员工的能动性（设置节能专项基金）,鼓励员工积极、主动发现问题和隐患，根据其对电厂安全经济性能影响进行奖励，并在职称评定方面给予优先考虑,火电厂节能措施,感想和体会,项目的组织形式和运作方式有利于项目的实施，是产-学-研结合成功实施的范例，体现了集团公司科技管理模式的创新。 电厂作为项目负责单位，从领导到员工高度重视、制定了一系列节煤、节水、节油、节电的措施和规范，并将其落到实处，节能意识进一步增强