火电机组的节能诊断(华北电力大学)

1、 Email: Tel：火电机组节能诊断理念火电机组节能诊断理念-全过程全过程 火电机组节能诊断思路火电机组节能诊断思路分层次分层次 机组机组 系统系统 流程流程 设备设备 火电机组节能诊断方法火电机组节能诊断方法 诊断方法诊断方法 基于热力学第一基于热力学第一 定律：热量法定律：热量法 耗差分析法耗差分析法 基于热力学第二基于热力学第二 定律：定律：火用火用方法方法 单耗分析法单耗分析法 火力发电厂综合评价指标（热量法评价）火力发电厂综合评价指标（热量法评价） 供电供电 煤耗率煤耗率 设备健康设备健康 检修工艺检修工艺 检修质量检修质量 运行操作运行操作 专业管理专

2、业管理 节能管理节能管理 供电煤耗率是每供供电煤耗率是每供1kWh电能所消耗的标准煤量电能所消耗的标准煤量 是发电厂各方面工作总的反映是发电厂各方面工作总的反映 正平衡：正平衡： 统计计算统计计算 反平衡：反平衡： 校核计算校核计算 正平衡计算 厂用电量）（发电量 燃油发热量）（燃油耗量入炉煤低位发热量）（实际煤耗量 供电量 燃油发热量）（燃油耗量入炉煤低位发热量）（实际煤耗量 供电量 总标准煤耗量 供电煤耗率 2 .29271 2 .29271 1 实际入炉煤实际入炉煤 量：燃料管量：燃料管 理的检斤、理的检斤、 运行水平、运行水平、 检修质量、检修质量、 负荷率等负荷率等 2 原煤发热原煤

3、发热 量：燃料量：燃料 管理的检管理的检 质质 3 实际耗油实际耗油 量：锅炉量：锅炉 的启停次的启停次 数数 4 发电量：发电量： 机组运行机组运行 小时数，小时数， 负荷率、负荷率、 关口电量关口电量 表计表计 5 厂用电量：厂用电量： 生产用电，生产用电， 不考虑非不考虑非 生产用电生产用电 供电煤耗反平衡计算供电煤耗反平衡计算 厂用电率）（机组发电效率厂用电率）（ 发电煤耗率 供电煤耗率 1 123 -1 汽轮发电机组效率管道效率锅炉效率机组发电效率 gmipb i i bl b l cp Pax Pe W Pax Q W Q Q BQ Q BQ Pe 36003600 0 0 )/(

4、 )1 ( 123 1 )1 ( hkWg b Pe Pap Pe B PapPe B b apcpap sss n s 影响锅炉效率的因素影响锅炉效率的因素 炉膛出口氧量炉膛出口氧量 65432 100qqqqq b 排烟热排烟热 损失损失 可燃气体未完可燃气体未完 全燃烧热损失全燃烧热损失 固体未完全燃固体未完全燃 烧热损失烧热损失 散热散热 损失损失 灰渣物理灰渣物理 热损失热损失 排烟温度排烟温度 排烟氧量排烟氧量 送风温度送风温度 煤质煤质 飞灰含碳量飞灰含碳量 尾部烟道漏风尾部烟道漏风 灰渣含碳量灰渣含碳量 煤质煤质 锅炉负荷锅炉负荷 飞灰含碳量飞灰含碳量 灰渣含碳量灰渣含碳量 煤

5、质煤质 汽轮机热效率和热耗率汽轮机热效率和热耗率 v 汽轮机能量转换：汽轮机能量转换： egmigmi PWQ3600 0 00 100%100% iti itri t WWW QQW gmi Pe Q q 3600 0 机组热效率与热力循环和汽轮机本身有关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影响机组热效率的主要因素 riti 热力循环及热力系统热力循环及热力系统 初参数初参数终参数终参数回热参数回热参数 主汽压力主汽压力 凝汽器真空凝汽器真空 主汽温度主汽温度 循环水入口温度循环水入口温度 循环水

6、温升循环水温升 凝汽器端差凝汽器端差 给水温度给水温度 加热器端差加热器端差 抽汽管道压损抽汽管道压损 再热参数再热参数 再热蒸汽温度再热蒸汽温度 再热蒸汽压损再热蒸汽压损 再热减温水量再热减温水量 汽轮机本体汽轮机本体 叶型、汽封间隙叶型、汽封间隙 叶片断裂、磨损、侵蚀叶片断裂、磨损、侵蚀 叶片结垢、积盐叶片结垢、积盐 补充水量补充水量 凝结水过冷度凝结水过冷度 高压缸排汽压力高压缸排汽压力 负荷率负荷率 汽水泄漏汽水泄漏 凝汽器真空的影响因素凝汽器真空的影响因素 v凝汽器真空与汽轮机的排汽压力对应：凝汽器真空与汽轮机的排汽压力对应： )()( 1 tttftfp wcc 循环循环水进口水温

7、水进口水温循环水温升循环水温升 凝汽器端差凝汽器端差 环境温度环境温度 冷却塔性能冷却塔性能 机组负荷机组负荷 循环泵运行方式循环泵运行方式 管束结垢管束结垢 真空严密性真空严密性 凝汽器水位凝汽器水位 抽真空系统抽真空系统 厂用电率的影响因素厂用电率的影响因素 送风机单耗送风机单耗 引风机单耗引风机单耗 一次风机单耗一次风机单耗 制粉系统单耗制粉系统单耗 输煤系统单耗输煤系统单耗 除灰、除渣系统单耗除灰、除渣系统单耗 电动给水泵单耗电动给水泵单耗 循环水泵耗电率循环水泵耗电率 烟气脱硫系统耗电率烟气脱硫系统耗电率 化学水系统耗电率化学水系统耗电率 e ap ap W W 火电厂节能潜力诊断分

8、析火电厂节能潜力诊断分析 v 从上述供电煤耗率正、从上述供电煤耗率正、 反平衡计算分析可知：反平衡计算分析可知： 供电煤耗率受多种因供电煤耗率受多种因 素的影响，有利影响素的影响，有利影响 可使供电煤耗降低，可使供电煤耗降低， 不利影响会导致损失不利影响会导致损失 增大，供电煤耗升高增大，供电煤耗升高 v 这些因素有些不能控制，这些因素有些不能控制， 有些可调整控制的，目有些可调整控制的，目 前机组节能潜力主要通前机组节能潜力主要通 过耗差分析，求得各种过耗差分析，求得各种 影响参数影响煤耗的大影响参数影响煤耗的大 小，分析原因并提出解小，分析原因并提出解 决措施决措施 供电煤耗影响因素供电煤

9、耗影响因素 不可控影响因素不可控影响因素可控影响因素可控影响因素 运行可控影响因素运行可控影响因素维修可控影响因素维修可控影响因素 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假定机组某负荷下的煤耗率为y y，该负荷下影响机组经济性的各，该负荷下影响机组经济性的各 个参数或因素分别为个参数或因素分别为x1、x2、xi、xn （包括非运行因素如煤（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）质、进风温度、循环水温度，运行因素如氧量、主蒸汽压力等） ),(),( 00201011211101nini xxxxfxxxxfyyy n n i i x x

10、f x x f x x f x x f y 2 2 1 1 则煤耗率表示成多元函数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：续可导，则煤耗率的全增量可表示为： 耗差分析法耗差分析法 耗差分析法耗差分析法 曲线拟合法：曲线拟合法： 汽轮机制造商汽轮机制造商 提供热耗修正提供热耗修正 曲线曲线) 等效热降法等效热降法：适用：适用 于热力系统分析于热力系统分析 基本公式法：基本公式法：适适 用于锅炉效率、用于锅炉效率、 汽轮机热耗、厂汽轮机热耗、厂

11、用电率、排烟温用电率、排烟温 度、氧量、飞灰度、氧量、飞灰 含碳量等影响参含碳量等影响参 数数 试验法：试验法：排汽排汽 压力、煤粉细压力、煤粉细 度等度等 小偏差方法：小偏差方法： 汽轮机缸效率汽轮机缸效率 凝汽式机组热经济指标之间的变化关系凝汽式机组热经济指标之间的变化关系 v机组总效率与设备分效率之间的相对变化关系机组总效率与设备分效率之间的相对变化关系 v煤耗率与热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 v热效率与热耗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 v煤耗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 cpicpb icp b q i

12、cp qb 基本公式法基本公式法锅炉效率对煤耗的影响锅炉效率对煤耗的影响 v 超临界超临界600MW600MW机组额定工况下基准煤耗：机组额定工况下基准煤耗： v 锅炉效率降低锅炉效率降低1%1% 10007587 1000 285.2( /) 29271.20.918 0.99 29271.2 s bp q bg kWh 10007587 1000 282.16( /) 29271.20.928 0.99 29271.2 s bp q bg kWh 超临界超临界600MW600MW机组锅炉效率降低机组锅炉效率降低1%1% 发电煤耗平均增加发电煤耗平均增加: :285.2-282.16=3.0

13、4 g/kWh 锅炉效率每降低锅炉效率每降低1%，相对变化为：（，相对变化为：（1/92.8）*100=1.08%, 发电煤耗率相对增加发电煤耗率相对增加1.08%， 发电煤耗率绝对增加发电煤耗率绝对增加282.16*1.08/100=3.05g/kWh。 基本公式法基本公式法炉侧主要参数的耗差分析炉侧主要参数的耗差分析 名称名称单位单位 设计计设计计 算算 排烟温度排烟温度 升高升高1 1 排烟氧量排烟氧量 升高升高1%1% 飞灰含碳飞灰含碳 量升高量升高1%1% 灰渣含碳灰渣含碳 量升高量升高1%1% 锅炉热效率锅炉热效率%93.22 93.17 92.91 92.87 93.18 锅炉效

14、率锅炉效率 绝对变化绝对变化 %-0.049-0.308-0.35-0.04 锅炉效率锅炉效率 相对变化相对变化 %-0.053-0.33-0.375-0.0424 发电煤耗增加发电煤耗增加 g/kwh0.150.941.070.122 超临界与亚临界锅炉设计效率相差不大，主要与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 响与煤质有关响与煤质有关 。 基本公式法基本公式法机组热耗率对煤耗的影响机组热耗率对煤耗

15、的影响 v 额定工况下机组热耗率增加额定工况下机组热耗率增加1%，发电煤耗率变为：，发电煤耗率变为： 10007587 1.01 1000 284.95(/) 29271.20.928 0.99 29271.2 s bp q bg kWh 超临界超临界600MW机组额定工况下机组热耗率增加机组额定工况下机组热耗率增加1%发发 电煤耗率升高电煤耗率升高284.95-282.16=2.82 g/kWh v 按照上述推导：按照上述推导： 机组热耗率每增加机组热耗率每增加1%1%，即相对变化为，即相对变化为1%,1%, 发电煤耗率相对增加发电煤耗率相对增加1%1%， 发电煤耗率绝对增加发电煤耗率绝对增

16、加2.162.16* *1/100=2.82g/kWh1/100=2.82g/kWh。 v 如果热耗率增加如果热耗率增加5%5%，即较设计热耗高，即较设计热耗高379.35kJ/kWh379.35kJ/kWh，则发，则发 电煤耗增加电煤耗增加5 5* *2.82=14.1g/kWh2.82=14.1g/kWh 基本公式法基本公式法厂用电率对煤耗的影响厂用电率对煤耗的影响 10007587 1000 282.16( /) 29271.20.928 0.99 29271.2 s bp q bg kWh 282.16 299.76( /) 11 0.0587 n s s ap b bg kWh 28

17、2.16 302.97( /) 11 0.0687 n s s ap b bg kWh v 额定工况下基准煤耗：额定工况下基准煤耗： v 当厂用电率为当厂用电率为5.87%5.87%时，供电煤耗率为：时，供电煤耗率为： v 当厂用电率增加当厂用电率增加1%1%时，供电煤耗率为：时，供电煤耗率为： 超临界超临界600MW600MW机组在额定工况下厂用电率每增加机组在额定工况下厂用电率每增加1%1%， 供电煤耗率增加供电煤耗率增加302.97-299.76=3.21302.97-299.76=3.21（g/kWhg/kWh） 初、终参数的耗差分析初、终参数的耗差分析 v一般厂家提供主汽压力、主汽温

18、度、再热蒸汽温度、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，再根据机组热耗的变化率，再根据 qb bbb s )( xfq 热耗修正曲线（超临界热耗修正曲线（超临界600MW机组）机组） 初、终参数的耗差分析初、终参数的耗差分析 煤耗升高值煤耗升高值 超临界超临界600MW600MW 单位单位THA75%THA50%THA40%THA 30%THA 主蒸汽压力降低主蒸汽压力降低1MPa1MPag/kWh 0.31090 0.31637 0.32659 0.33539 0.34554

19、 主蒸汽温度降低主蒸汽温度降低1 1g/kWh 0.08375 0.08522 0.08798 0.09035 0.09308 再热汽温度降低再热汽温度降低1 1g/kWh 0.06565 0.06680 0.06896 0.07082 0.07296 排汽压力升高排汽压力升高1KPa1KPag/kWh 1.98833 2.02327 2.08866 2.14497 2.20987 煤耗升高值煤耗升高值 亚临界亚临界600MW 单位单位THA 75%THA （滑压）（滑压） 50%THA （滑压）（滑压） 40%THA （滑压）（滑压） 30%THA （滑压）（滑压） 主蒸汽压力主蒸汽压力降低

20、降低1MPag/kWh1.064 1.080 1.133 1.172 1.227 主蒸汽温度降低主蒸汽温度降低1g/kWh0.086 0.088 0.092 0.095 0.099 再热汽温度降低再热汽温度降低1g/kWh0.072 0.073 0.077 0.079 0.083 排汽压力升高排汽压力升高1KPag/kWh2.271 2.306 2.420 2.502 2.620 从上表可看出：从上表可看出：凝汽器真空和主蒸汽压力对机组经济性影凝汽器真空和主蒸汽压力对机组经济性影 响较大响较大，应该高度关注，在不同环境温度、不同负荷下对，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

21、值。应相应的基准值。 等效热降法（热力系统）等效热降法（热力系统） 基准工况下：基准工况下： v 新蒸汽等效热降新蒸汽等效热降H（作功量）（作功量） v 机组吸热量机组吸热量Q v 机组热效率机组热效率 v 热力系统局部变化：热力系统局部变化： v 热效率相对变化：热效率相对变化： v 发电煤耗率变化：发电煤耗率变化： Q H i QQ HH i HH QH i i ii i is bb 机侧主要因素耗差分析（超临界机侧主要因素耗差分析（超临界600MW） 供电煤耗增加供电煤耗增加 工况工况 单位单位THA 75% THA 50% THA 40% THA 30% THA 高加停运高加停运g/k

22、Wh17.7168 14.7741 11.8140 11.1153 10.5429 高加旁路漏流高加旁路漏流1%1%g/kWh0.17717 0.14774 0.11814 0.11115 0.10543 小汽机耗汽小汽机耗汽g/kWh7.03011 6.40878 4.44293 3.87399 3.37502 辅助蒸汽（辅助蒸汽（4 4段）耗汽段）耗汽1%1%新蒸汽新蒸汽g/kWh1.91056 1.80374 1.73843 1.70075 1.66618 辅助蒸汽（辅助蒸汽（4 4段）耗汽增加段）耗汽增加1t1t蒸汽蒸汽g/kWh0.11389 0.14795 0.21771 0.26

23、336 0.33472 高压缸轴封一漏到高压缸轴封一漏到2#2#高加高加g/kWh0.27854 0.26183 0.28911 0.33199 0.39514 高压缸轴封二漏到中压缸高压缸轴封二漏到中压缸g/kWh0.29446 0.36007 0.48810 0.60151 0.74597 再热减温水量再热减温水量1%1%g/kWh0.72 0.75 0.78 0.82 0.87 补充水增加补充水增加1%1%g/kWh1.34239 1.32269 1.31885 1.34282 1.38404 机侧主要因素耗差分析（亚临界机侧主要因素耗差分析（亚临界600MW） 发电煤耗增加发电煤耗增加

24、 工况工况 单位单位THA 75%THA （滑）（滑） 50%THA （滑）（滑） 40%THA （滑）（滑） 30%THA （滑）（滑） 高压缸轴封一漏到高压缸轴封一漏到2#高加高加g/kwh0.870 0.844 1.060 1.179 1.343 高压缸轴封二漏到中压缸高压缸轴封二漏到中压缸g/kwh0.105 0.097 0.232 0.291 0.366 过热减温水量过热减温水量1t/hg/kwh0.005 0.007 0.010 0.013 0.017 再热减温水量再热减温水量1t/hg/kwh0.036 0.050 0.078 0.101 0.141 高加停运高加停运g/kwh1

25、5.372 12.695 10.467 10.025 9.814 高加旁路漏流高加旁路漏流1%g/kwh0.154 0.127 0.105 0.100 0.098 小汽机耗汽小汽机耗汽1t/hg/kwh0.075 0.105 0.147 0.180 0.230 辅助蒸汽（辅助蒸汽（4段）耗汽段）耗汽1%新蒸汽新蒸汽g/kwh1.884 1.812 1.783 1.774 1.764 辅助蒸汽（辅助蒸汽（4段）段）1t蒸汽蒸汽g/kwh0.107 0.142 0.205 0.248 0.317 补充水变化补充水变化1%g/kwh1.341 1.326 1.377 1.425 1.493 凝结水过

26、冷度增加凝结水过冷度增加1度机组度机组g/kWh0.052 0.047 0.037 0.032 0.017 系统内漏对煤耗的影响（亚临界系统内漏对煤耗的影响（亚临界600MW） 阀门内漏阀门内漏1t/h 煤耗变化煤耗变化 名称名称 单位单位THA 75% THA(滑滑) 50% THA(滑滑) 40% THA(滑滑) 30% THA(滑滑) 主蒸汽内漏至凝汽器主蒸汽内漏至凝汽器g/kWh0.166 0.227 0.354 0.446 0.602 再热冷段内漏至凝汽器再热冷段内漏至凝汽器g/kWh0.116 0.156 0.241 0.301 0.400 再热热段内漏至凝汽器再热热段内漏至凝汽器

27、g/kWh0.159 0.213 0.311 0.381 0.497 1 1段抽汽疏水阀内漏段抽汽疏水阀内漏g/kWh0.131 0.175 0.273 0.342 0.457 3 3段抽汽疏水阀内漏段抽汽疏水阀内漏g/kWh0.134 0.178 0.259 0.316 0.410 4 4段抽汽疏水阀内漏段抽汽疏水阀内漏g/kWh0.106 0.141 0.204 0.247 0.316 5 5段抽汽疏水阀内漏段抽汽疏水阀内漏g/kWh0.080 0.105 0.149 0.178 0.223 高压旁路漏至冷段再热器高压旁路漏至冷段再热器g/kWh0.049 0.071 0.113 0.14

28、5 0.201 低压旁路漏至凝汽器低压旁路漏至凝汽器g/kWh0.159 0.213 0.311 0.381 0.497 1#1#高加疏水直排至凝汽器高加疏水直排至凝汽器g/kWh0.037 0.044 0.057 0.065 0.078 2#2#高加疏水直排至凝汽器机组高加疏水直排至凝汽器机组g/kWh0.022 0.027 0.035 0.040 0.048 3#3#高加疏水直排至凝汽器高加疏水直排至凝汽器g/kWh0.016 0.019 0.025 0.029 0.034 5#5#低加疏水直排至凝汽器低加疏水直排至凝汽器g/kWh0.005 0.005 0.006 0.007 0.007

29、 6#6#低加疏水直排至凝汽器低加疏水直排至凝汽器g/kWh0.003 0.003 0.003 0.003 0.003 7#7#低加疏水直排至凝汽器机组低加疏水直排至凝汽器机组g/kWh0.001 0.001 0.001 0.001 0.000 加热器端差耗差分析加热器端差耗差分析（亚临界（亚临界600MW） 煤耗增加煤耗增加 名称 单位THA 75%THA （滑） 50%THA （滑） 40%THA （滑） 30%THA （滑） 1#1#高加端差增加高加端差增加1g/kwh0.069 0.072 0.073 0.076 0.082 1#1#高加疏水端差增加高加疏水端差增加10g/kwh0.0

30、27 0.021 0.019 0.019 0.019 2#2#高加端差增加高加端差增加1g/kwh0.033 0.031 0.034 0.036 0.039 2#2#高加疏水端差增加高加疏水端差增加10g/kwh0.043 0.035 0.035 0.036 0.037 3#3#高加端差增加高加端差增加1g/kwh0.002 0.004 0.014 0.018 0.023 3#3#高加疏水端差增加高加疏水端差增加10g/kwh0.108 0.093 0.085 0.084 0.084 4#4#低加端差增加低加端差增加1g/kwh0.045 0.045 0.048 0.051 0.055 4#4

31、#低加疏水端差增加低加疏水端差增加10g/kwh0.024 0.023 0.024 0.024 0.025 3#3#低加端差增加低加端差增加1g/kwh0.045 0.046 0.050 0.053 0.057 3#3#低加疏水端差增加低加疏水端差增加10g/kwh0.027 0.025 0.026 0.026 0.027 2#2#低加端差增加低加端差增加1g/kwh0.030 0.029 0.032 0.034 0.037 2#2#低加疏水端差增加低加疏水端差增加10g/kwh0.052 0.047 0.047 0.048 0.050 1#1#低加端差增加低加端差增加1g/kwh0.054

32、0.096 0.113 0.130 0.152 1#1#低加疏水端差增加低加疏水端差增加10g/kwh0.090 0.082 0.058 0.043 0.023 缸效率变化分析法（超临界缸效率变化分析法（超临界600MW） 工况单位THA 75%THA (滑压） 50%THA (滑压） 40%THA (滑压） 30%THA (滑压） 高压缸效率降低1%热耗增加kJ/kWh14.16 15.12 16.93 18.39 20.79 高压缸效率降低1%热耗相对变化%0.19 0.19 0.21 0.22 0.24 高压缸效率降低1%发电煤耗增加g/kWh0.53 0.56 0.63 0.68 0.

33、77 中压缸效率下降1%热耗增加kJ/kWh13.33 20.01 27.29 31.61 36.48 中压缸效率下降1%热耗相对变化%0.18 0.26 0.34 0.38 0.43 中压缸效率下降1%发电煤耗增加g/kWh0.49 0.73 0.96 1.08 1.20 低压缸效率降低1%热耗增加kJ/kWh22.89 27.48 40.26 45.46 50.80 低压缸效率降低1%热耗相对变化%0.30 0.35 0.50 0.55 0.59 低压缸效率降低1%发电煤耗增加g/kWh0.85 1.02 1.49 1.68 1.88 机组采用顺序阀运行机组采用顺序阀运行 较单阀运行，高压

34、缸效率增加较单阀运行，高压缸效率增加5%， 发电煤耗下降发电煤耗下降2.65g/kWh。 缸效率变化分析法（亚临界缸效率变化分析法（亚临界600MW） 工况工况单位单位THA 75% THA(滑滑) 50% THA (滑滑) 40% THA (滑滑) 30% THA (滑滑) 高压缸效率变化高压缸效率变化1%热耗变化热耗变化kJ/kWh25.93 19.68 21.92 25.42 30.89 高压缸效率变化高压缸效率变化1%发电煤耗变化发电煤耗变化g/kwh0.96 0.73 0.81 0.94 1.15 中压缸效率变化中压缸效率变化1%热耗变化热耗变化kJ/kWh36.32 29.56 3

35、1.99 35.91 41.85 中压缸效率变化中压缸效率变化1%发电煤耗变化发电煤耗变化g/kwh1.35 1.10 1.19 1.33 1.55 低压缸效率变化低压缸效率变化1%热耗变化热耗变化kJ/kWh45.89 39.50 41.37 44.24 48.78 低压缸效率变化低压缸效率变化1%发电煤耗变化发电煤耗变化g/kwh1.70 1.46 1.53 1.64 1.81 耗差分析案例（机侧）耗差分析案例（机侧） 工况工况75%负荷负荷50%负荷负荷 影响因素影响因素偏差偏差 影响热耗影响热耗 KJ/kWh 影响煤耗影响煤耗 g/kWh 偏差偏差 影响热耗影响热耗 KJ/kWh 影响

36、煤耗影响煤耗 g/kWh 再热汽温再热汽温 35 592.19 34.2 60.75 2.254 小汽机耗汽小汽机耗汽14.3t/h 40.39 1.5 19.11t/h 54.08 2.0 高压缸效率高压缸效率 -2.58% 39 1.45 -2.04% 34.5 1.28 低压缸效率低压缸效率 -0.75% 20 0.765 -3.34% 134.6 4.99 主蒸汽压力主蒸汽压力- -1.7MPa 13.650.507 -0.76MPa 6.31 0.234 主蒸汽温度主蒸汽温度 1.85 -5.847 -0.217 4.15 -13.6 -0.503 凝汽器真空凝汽器真空-0.4kPa

37、 -31 -1.15 1.434kPa -168.46 -4.264 轴加焓升轴加焓升 6kJ/kg 8.820.3274.18kJ/kg 6.68 0.25 总耗差总耗差 144 5.369114.8 6.241 设计设计-实际实际1846.827197.1 7.31 600MW600MW超临界与亚临界机组煤耗比较超临界与亚临界机组煤耗比较 哈汽：N600-16.7/537/537 工况工况 （MW) 锅炉效率锅炉效率 （%） 管道效率管道效率 （%） 汽轮机热耗率汽轮机热耗率 （kJ/kWh） 厂用电率厂用电率 （%） 发电煤耗率发电煤耗率 （g/kWh） 供电煤耗率供电煤耗率 （g/kW

38、h） 180180939399998971.989332.94332.94356.09356.09 240240939399998588.785318.72318.72339.79339.79 300300939399998326.98326.96 6309.01309.01328.73328.73 360360939399998141.48302.12302.12320.72320.72 420420939399998010.280297.25297.25314.88314.88 480480939399997

39、915.279293.73293.73310.5310.5 600600939399997852.37852.35 5291.39291.39306.73306.73 哈汽：CLN24.2/566/566 工况工况 （MW) 锅炉效率锅炉效率 （%） 管道效率管道效率 （%） 汽轮机热耗率汽轮机热耗率 （kJ/kWh） 厂用电率厂用电率 （%） 发电煤耗率发电煤耗率 （g/kWh） 供电煤耗率供电煤耗率 （g/kWh） 180180 93939999 85378537 6.56.5316.8316.8338.82338.82 240240 93939999 82488248

40、 6.26.2306.08306.08326.31326.31 300300 93939999 80058005 6 6297.06297.06316.02316.02 450450 93939999 76817681 5.55.5285.04285.04301.63301.63 600600 93939999 75607560 5 5280.55280.55295.32295.32 600MW600MW超临界与亚临界机组煤耗比较超临界与亚临界机组煤耗比较 工况工况 （MW) 汽轮机热汽轮机热 耗率耗率 （kJ/kWhkJ/kWh） 热耗率热耗率 变化变化 （kJ/kWhkJ/kWh） 热耗率

41、相热耗率相 对变化对变化（% %） 发电煤耗发电煤耗 变化变化 （g/kWhg/kWh） 发电煤耗发电煤耗 率率（g/kWhg/kWh） 供电煤耗供电煤耗 率率（g/kWhg/kWh） 同比亚临同比亚临 界发电煤界发电煤 耗降低耗降低 同比亚临同比亚临 界供电煤界供电煤 耗降低耗降低 1801808537853797797712.44212.44236.2536.25316.8316.8338.82338.8216.1416.1417.2717.27 240240824882486886888.7628.76225.5325.53306.08306.08326.31326.3112.6412.

42、6413.4813.48 300300800580054454455.6675.66716.5116.51297.06297.06316.02316.0211.9511.9512.7112.71 450450768176811211211.5411.5414.494.49285.04285.04301.63301.6310.4510.4511.0611.06 600600756075600 00 00 0280.55280.55295.32295.3210.8410.8411.4111.41 从上表可见，从上表可见，600MW600MW超临界机组在不同工况下设计能耗的大小，从满负超临界机组在不

43、同工况下设计能耗的大小，从满负 荷降到荷降到75%75%负荷时，机组负荷每下降负荷时，机组负荷每下降10MW10MW，发电煤耗增加，发电煤耗增加0.3g/kWh0.3g/kWh，从，从 75%75%负荷降到负荷降到50%50%负荷时，负荷时，机组负荷每下降机组负荷每下降10MW，发电煤耗增加，发电煤耗增加0.8g/kWh。 从上表可见，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超临界机组和亚临界机组比较，额定负荷下发电煤耗降 低低11g/kWh左右，左右，50%负荷时发电煤耗降低负荷时发电煤耗降低12g/kWh左右。左右。 基于热力学第二定律的诊断基于热力学第二定律

44、的诊断单耗分析法单耗分析法 机组总体单耗机组总体单耗=理论最低单耗理论最低单耗+设备附加单耗设备附加单耗 理论最低单耗：当燃料理论最低单耗：当燃料 完全转变为电能完全转变为电能 时，时， 消耗的燃料量与发电量之比。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。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：如锅炉设备的附加单耗： 节能潜力节能潜力=实

45、际单耗实际单耗-设计单耗设计单耗 PeeIePeIb fpbpfbb / )/()/()/( 600MW亚临界机设计工况时单耗分布 负荷负荷 单耗单耗(g/kWh) 100%75%50%40%30% 理论最低单耗理论最低单耗118.3118.3118.3118.3118.3 锅炉单耗锅炉单耗147.8152165174186.5 汽轮机单耗汽轮机单耗35.866.86 回热抽汽管道单耗回热抽汽管道单耗0.1870.1680.1560.1520.146 凝汽器单耗凝汽器单耗6.36.8 除氧器单耗除氧器单耗0.470.460.440.430.42 高压加热器单

46、耗高压加热器单耗1.161.321.581.641.8 低压加热器单耗低压加热器单耗0.990.870.760.730.68 小汽轮机单耗小汽轮机单耗0.570.21 发电机及机械单耗发电机及机械单耗1.962.242.753.224.06 单耗总量单耗总量281.1285.9300.7311.2325.8 发电煤耗率（常规）发电煤耗率（常规）287.5291.6306316331 600MW亚临界机设计工况时单耗分布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 负荷负荷 单耗单耗(g/kWh) 100%75%50%40%30% 理论最低单

47、耗理论最低单耗118.1118.1118.1118.1118.1 锅炉单耗锅炉单耗120.8120.4133.6138.1144.8 汽轮机单耗汽轮机单耗24.324.524.326.326.3 发电机组附加单耗发电机组附加单耗1.381.842.763.464.57 单耗总量单耗总量264.6264.8278.7286.0293.8 发电煤耗率（常规）发电煤耗率（常规）284.5289.7299.1307316 600MW超临界机组设计工况下单耗分析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 负荷负荷 单耗单耗(g/kWh) 100%75%50%40

48、%30% 汽轮机机组单耗汽轮机机组单耗24.324.424.326.326.3 高压缸单耗高压缸单耗5.55.8 中压缸单耗中压缸单耗0.990.8 低压缸单耗低压缸单耗5.24.97 1号加热器号加热器60.170.18 2号加热器号加热器0.970.84 3号加热器号加热器1.951.7 除氧器除氧器80.530.49 5号加热器号加热器0.70.7 6号加热器号加热器0.330.360.330.340.35 7号加热器号加热器0.480.3

49、70.460.460.44 8号加热器号加热器300 凝汽器凝汽器7.67.6 小汽轮机单耗小汽轮机单耗0.770.31 发电机机械单耗发电机机械单耗0.480. 630.951.191.59 600MW超临界机组设计工况下机侧单耗分析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影响机组供电煤耗的主要因素 主汽参数、再热主汽参数、再热 蒸汽参数、凝汽蒸汽参数、凝汽 器真空、小汽机器真空、小汽机 耗汽量、缸效率耗汽量、缸效率 、系统内漏和外、系统内漏和外 漏、负荷率漏、负荷率 煤质、煤粉煤质、煤粉 细度、氧量细

50、度、氧量 、排烟温度、排烟温度 、飞灰含碳、飞灰含碳 量、灰渣含量、灰渣含 碳量碳量 负荷率、负荷率、 辅机调节辅机调节 方式和运方式和运 行方式行方式 锅炉侧锅炉侧汽机侧汽机侧厂用电厂用电 虽然分析了各种影响因素对机组煤耗的影响，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、管理等各个环节行、管理等各个环节 设计方面设计方面 特别是水平烟道特别是水平烟道 吹灰器选择不当吹灰器选择不当 容易积灰，影响容易积灰，影响 传热，蒸汽温度传热，蒸汽温度 降低，排烟温度降低，排烟温度 升高，锅炉效率升高，锅炉效率 降低

51、，积灰严重降低，积灰严重 导致垮灰灭火；导致垮灰灭火； 设计煤种设计煤种 选择不合理选择不合理 重要表计重要表计 设计时未设计时未 考虑考虑 吹灰器吹灰器 选择不当选择不当 过热减温水过热减温水 引出地点设引出地点设 计不太合理计不太合理 锅炉锅炉 实际运行煤种严重实际运行煤种严重 偏离设计煤种，使偏离设计煤种，使 锅炉各受热面比例锅炉各受热面比例 分配与实际煤种不分配与实际煤种不 匹配，导致蒸汽参匹配，导致蒸汽参 数不一致，主蒸汽数不一致，主蒸汽 压力、温度满足要压力、温度满足要 求时，再热汽温偏求时，再热汽温偏 低，飞灰含碳量较低，飞灰含碳量较 大等现象；大等现象； 如磨煤机入口如磨煤机入

52、口 一次风量和风一次风量和风 速、空预器出速、空预器出 口氧量等。口氧量等。 有些机组有些机组 的过热蒸的过热蒸 汽减温水汽减温水 源来自给源来自给 水泵出口，水泵出口， 相当于给相当于给 水旁路门水旁路门 泄漏，会泄漏，会 使机组热使机组热 耗率增加耗率增加 设计方面设计方面 7#7#、8#8# 低加；低加； 抽汽压抽汽压 差偏小，差偏小， 疏水管疏水管 道设计道设计 不合理不合理 顺序阀顺序阀 开启顺序开启顺序 凝汽器抽凝汽器抽 空气系统空气系统 低加低加 疏水不畅疏水不畅 管道管道 设计设计 汽轮机及热力系统汽轮机及热力系统 带带 到到 一一 定定 负负 荷，荷， 机机 组组 会会 振振

53、 动动 双背双背 压凝压凝 汽器汽器 优点优点 不能不能 发挥发挥 疏水管疏水管 道不合道不合 理、高理、高 旁通风旁通风 阀等，阀等， 系统内系统内 漏漏 采用常规采用常规 汽封汽封 由于安由于安 装、运装、运 行磨损行磨损 导致间导致间 隙偏大，隙偏大， 缸效率缸效率 降低降低 小汽机小汽机 选型选型 小汽小汽 机实机实 际运际运 行耗行耗 汽量汽量 大大 设计方面设计方面 辅机方面辅机方面 辅机调节方式方面仍辅机调节方式方面仍 然然采用传统的调节方采用传统的调节方 式，式，实际运行由于机实际运行由于机 组负荷率偏低，辅机组负荷率偏低，辅机 节流损失较大，有些节流损失较大，有些 机组刚投产就进行相机组刚投产