火电厂节能降耗

1、 13机组补水率 14调节阀运行法是及开度 15给水泵焓升 16凝结水泵焓升 17轴封漏汽量 18加热器给水端差 19加热器疏水端差 20凝汽器端差 21凝汽器过冷度 22阀门内漏 23设备散热损失 24 项目项目参数变化量参数变化量 影响煤耗影响煤耗 (g/kwh)(g/kwh)设计设计8 8月实际值月实际值 影响煤耗影响煤耗 (g/kwh)(g/kwh) 主汽压力主汽压力每每0.5MPa0.5MPa0.5716.214.771.63 主汽温度主汽温度每每550.31540535.680.27 再热汽温再热汽温每每551.46540535.721.25 真空真空每每1KPa1KPa2.149

2、5.491.867.58 给水温度给水温度每每10101.32255.8243.461.63 补水率补水率每每1 10.331.51.1-0.13 高压缸效率高压缸效率每每1 10.51 中压缸效率中压缸效率 每每1 11.34 负荷率负荷率240MW240MW以上以上每每10MW10MW2.03 项目项目参数变化量参数变化量 影响煤耗影响煤耗 (g/kwh)(g/kwh)设计值设计值 8 8月实际月实际 值值 影响煤耗影响煤耗 (g/kwh)(g/kwh) 主汽压力主汽压力每每0.5MPa0.5MPa0.1250.12524.224.221.0721.070.80.8 主汽温度主汽温度每每5

3、50.550.55566566563.67563.670.30.3 再热汽温再热汽温每每550.2770.277566566564.18564.180.10.1 真空真空每每1KPa1KPa2.212.2196.196.191.9791.979.19.1 给水温度给水温度每每10100.830.83282282267.64267.641.21.2 补水率补水率每每1 10.610.611.51.50.930.93-0.3-0.3 高压缸效率高压缸效率每每0.50.50.250.25 中压缸效率中压缸效率 每每0.50.50.170.17 低压缸效率低压缸效率 每每0.50.50.580.58

4、负荷率负荷率400MW400MW以下以下每每10MW10MW1.601.60 负荷率负荷率400MW400MW以上以上 每每10MW10MW0.500.50 504.8504.84.84.8 排烟温度排烟温度每每10101.001.00123123130.85130.850.80.8 飞灰可燃物飞灰可燃物每每1 10.400.404%4%3.553.55-0.2-0.2 入炉煤热值入炉煤热值每每230kj/kg230kj/kg3.003.00227602276022689.622689.60.90.9 石子煤石子煤(T)(T)215821584.14.1 累计累计21.521.5 治理阀门内漏

5、治理阀门内漏 工作水温度（） 21.01 21.69 22.01 22.51 23.35 25.02 29.98 凝汽器压力 （kPa） 4.504.614.664.754.905.216.31 注：试验条件：机组200MW负荷、工作水流量980m3/h、抽吸空气量75kg/h。 图1 9 射 汽抽气器性能曲线 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 0102030405060708090100 抽吸空气量（k g / h ） 吸入室压力（k P a ） 混合气体温度 t m i x 50 t mix 45 t mix 40 t mix 3

6、5 t mix 30 t mix 25 n 在300 MW工况下，真空泵冷却水温度分别为18.5、 22.25和30.5，真空泵出口循环液温度分别为 35.34、38.875和45.11时，凝汽器压力分别为 9.534kPa、9.94kPa和11.28kPa 。 n 在试验300 MW工况下，减去循环水温度变化对凝汽 器压力的影响后，真空泵冷却水全部改用工业水 (18.5)，较原运行方式(循环水与工业水混合冷却) 可以提高凝汽器真空0.288kPa，煤耗降低约0.86 g/(kWh)；较全部采用循环水可以提高真空约 1.426kPa，煤耗降低约4.26 g/(kWh)。 l 完善和改进汽轮机本

7、体结构。通过改进汽轮机本体 结构，重点解决正常运行中高压缸上、下缸温差大，汽 缸变形、法兰螺栓松驰或断裂、结合面漏汽等问题； l 完善和改进汽封结构、合理调整通流中心分径向间 隙。根据计算和测量汽缸与转子的变形结果，提出合理 的汽封结构和通流中心分径向间隙，改进检修工艺，减 少本体内漏损失； l 优化和改进疏水系统。取消冗余系统，优化联接方 式，使用先进成熟的产品，消除外漏，减少内漏； 合 理调整配套辅机和回热系统设备性能，根据不同的负荷 工况，确定最佳运行方式和控制参数。 l 供电煤耗率下降10g/(kW. h)或更多； 序号厂名机号 设计（%）%序号厂名机号 设计（%）% 1石横185.6

8、0*81.683.9212珠江187.58*84.203.38 2吴泾1186.9079.907.0013珠江287.58*84.103.48 3吴泾1286.9080.406.5014珠江387.58*84.353.23 4沙角486.2179.576.6415珠江487.58*84.962.62 5外高桥186.24*80.046.2016妈湾286.0780.225.85 6阳逻186.30*76.959.3517妈湾487.40*77.2010.20 7大坝386.15*76.609.5518西柏坡186.03*79.396.64 8大坝486.15*77.758.4019衡水187.

9、35*78.708.65 9嘉兴186.24*77.568.6820铁岭187.58*79.028.56 10嘉兴286.2479.147.1021渭河587.6078.149.46 11汉川487.56*81.965.6022双辽186.02*80.315.71 *5VWO、6VWO平均值 实际（%）实际（%） 上 汽 厂 制 造哈 汽 厂 制 造 设计热耗率试验功率试验热耗率与设计值差修正后修正量 kJ/(kWh)MWkJ/(kWh)kJ/(kWh)kJ/(kWh)kJ/(kWh) 1宝钢2号8026.1334.517992.6-33.57984.68.0 2福州1号7904.7342.3

10、67803.4-101.37838.1-34.8 3福州2号7904.7347.217931.927.27837.394.6 4大连1号7833.5354.957785.0-48.57758.027.0 5石横1号8080.5304.978397.8317.38093.1304.7 6吴泾11号8000.0302.158319.1319.17991.0328.1 7吴泾12号8000.0288.848396.4396.47988.3408.1 8外高桥1号7992.0301.408213.2221.27979.9233.2 9阳逻1号7987.0295.658338.4351.48067.72

11、70.7 10阳逻3号7894.2320.598477.9583.78058.5419.4 11阳逻4号7889.2304.488416.2532.07998.0418.1 12大坝3号7907.0315.258313.7406.78054.9258.8 13妈湾1号7947.4293.878563.6616.28116.8446.8 14衡水1号7938.6305.668451.4512.88197.0254.4 15西柏坡1号7936.5316.918479.9543.47980.4499.5 16渭河6号7936.5310.808535.5599.08175.5360.0 项目 电厂 序

12、号 0 20 40 60 80 100 020406080100 调门开度% 进汽量% 疏水位置功率增量吸热量增量热耗率增量折合煤耗率 MWMWkJ/(kWh)g/(kWh) 主蒸汽-435.9-143.29.50.36 再热蒸汽-332.20.08.60.32 高压缸排汽-332.2-143.26.90.26 1段抽汽-364.7-143.27.70.29 2段抽汽-332.2-143.26.90.26 3段抽汽-274.50.07.10.27 4段抽汽-218.90.05.70.21 5段抽汽-164.40.04.20.16 6段抽汽-114.90.03.00.11 7段抽汽-87.10.

13、02.20.09 8段抽汽-41.40.01.10.04 疏水每泄漏疏水每泄漏1t/h1t/h对机组经济性的影响对机组经济性的影响(F156)(F156) 锅炉及其主要辅机调整 n风量标定 为了准确反映一次风量、二次风量及入炉总风量，同 时为调整试验做准备，优化试验首先对风量测量一次元件进行标 定，并将标定结果用于修正热工测量系统，以保证控制系统自动 调节的正确性。 n制粉系统调整 重点调整煤粉细度和煤粉分配均匀性（有条件的 情况下），同时对于中储式和直吹式系统，根据其各自特点，进 行相关的专门试验，得出制粉系统最佳运行方式。 n燃烧器配风调整 燃烧器配风调整主要是从安全的角度出发，重 点调整炉膛火焰结构，使炉膛内火焰不偏斜、不飞边、着火点位 置合理、减