火电厂节能管理及指标分析

1、1 火电厂节能管理及指标分析火电厂节能管理及指标分析 黄锦涛黄锦涛 西安交通大学能源与动力工程学院西安交通大学能源与动力工程学院 2007年年6月月15日日 2 节能管理的原则节能管理的原则 l管理节能管理节能 l回归设计回归设计 l优化运行优化运行 l检修质量检修质量 l技术改造技术改造 l目标管理目标管理 l运行人员运行人员 l检修人员检修人员 l节能人员：掌握机组能耗节能人员：掌握机组能耗 状态；制定改进措施。状态；制定改进措施。 l发电公司：指导节能管理，发电公司：指导节能管理， 控制运行成本。控制运行成本。 3 我国煤耗水平与国外对比我国煤耗水平与国外对比 4 电厂节能管理评价系统以

2、机组性能分析监测为基础，通过电厂节能管理评价系统以机组性能分析监测为基础，通过 评价准则、耗差分析、优化运行、综合分析等方法，掌握评价准则、耗差分析、优化运行、综合分析等方法，掌握 机组能耗状态、提高机组运行经济性。机组能耗状态、提高机组运行经济性。 5 电厂节能管理存在的问题电厂节能管理存在的问题 l电厂在实际的运行中不能实时准确的知道机组电厂在实际的运行中不能实时准确的知道机组 的运行情况，特别是关于机组的效率和煤耗等的运行情况，特别是关于机组的效率和煤耗等 相关的二次计算数据，只能通过电力试验研究相关的二次计算数据，只能通过电力试验研究 所等单位进行定期的测试计算工作来得知特定所等单位进

3、行定期的测试计算工作来得知特定 工况的性能数据。工况的性能数据。 l生产经营所需要的实时机组运行的成本数据不生产经营所需要的实时机组运行的成本数据不 能有效的获得。能有效的获得。 l运行人员对于机组可提高的潜力也不是太清楚。运行人员对于机组可提高的潜力也不是太清楚。 6 热经济性分析与诊断热经济性分析与诊断 l火电厂热力系统是由本体和众多的辅助设备及其子系火电厂热力系统是由本体和众多的辅助设备及其子系 统组成的复杂的结构系统，包含有许多独立和相互关统组成的复杂的结构系统，包含有许多独立和相互关 联的参数。热经济性低的原因除设备本身的性能因素联的参数。热经济性低的原因除设备本身的性能因素 外，任

4、何一个部件或者子系统的经济性降低，都将导外，任何一个部件或者子系统的经济性降低，都将导 致整个系统的经济下降。致整个系统的经济下降。 l将引起热力系统经济降低位置、原因找出来，为挖掘将引起热力系统经济降低位置、原因找出来，为挖掘 电站设备的节能潜力以及指导运行、维修提供依据。电站设备的节能潜力以及指导运行、维修提供依据。 l目的：目的：在实际热力系统运行中，使每个参数都处于最在实际热力系统运行中，使每个参数都处于最 佳状态，使机组运行的供电煤耗最低、热经济最高。佳状态，使机组运行的供电煤耗最低、热经济最高。 7 8 火电机组在线分析系统国外发展火电机组在线分析系统国外发展 l七十年代初，美国、

5、加拿大等西方国家开始试七十年代初，美国、加拿大等西方国家开始试 验机组热经济性在线分析系统，是用验机组热经济性在线分析系统，是用热偏差热偏差分分 析法对机组热耗变化进行在线监视，通过对一析法对机组热耗变化进行在线监视，通过对一 些可控参数的调整，使机组的能耗减到最小。些可控参数的调整，使机组的能耗减到最小。 如美国西屋电气公司研制了汽轮机发电机组如美国西屋电气公司研制了汽轮机发电机组 AID 状态监测与诊断系统。状态监测与诊断系统。 9 火电机组在线分析系统国外发展火电机组在线分析系统国外发展 l八十年代初，八十年代初，美国美国EPRI、英国的英国的 Babcock、Controls，德国的德

6、国的 DVG 与与 VGB，日本的日本的 CRIEPI、Mitsubisi、 Hitachi 以及以及ABB 等公司和科研机构也进等公司和科研机构也进 行相应的研究和试验。行相应的研究和试验。 l九十年代，各个大型九十年代，各个大型 DCS 厂家相继提出厂家相继提出 了自己的机组性能监测与诊断软件了自己的机组性能监测与诊断软件 l ABB 的的 OPTIMAX lSiemens 的的 SR4 lElsag Bailey 的的 PERFORMER lEPRI能源管理系统（能源管理系统（OEM）实现了全厂范围）实现了全厂范围 内的性能优化与热耗管理。内的性能优化与热耗管理。 10 ABB 的的 O

7、PTIMAX lOptimax-MODI是一个实时的专家系统，具有专用于是一个实时的专家系统，具有专用于 电厂的知识库，包括了故障树，显示不同干扰间的相电厂的知识库，包括了故障树，显示不同干扰间的相 互影响关系；互影响关系； l评估电厂中各设备或系统状态，将过程参数与数学参评估电厂中各设备或系统状态，将过程参数与数学参 考模型进行比较，给出偏差并分析原因，检测故障，考模型进行比较，给出偏差并分析原因，检测故障， 同时提出纠正措施。同时提出纠正措施。 l在故障早期就可为运行和管理人员提供有关故障信息，在故障早期就可为运行和管理人员提供有关故障信息， 避免重大事故发生。避免重大事故发生。 l电厂工

8、程师还可根据运行中得到的最新经验，更新和电厂工程师还可根据运行中得到的最新经验，更新和 修改专家系统的知识库，修改专家系统的知识库， l德国德国Staudinger电站的电站的2 台台285 MW机组及机组及Boxberg 电厂的电厂的2 台台500 MW机组、瑞典的机组、瑞典的Fokrsmark核电站核电站 成功应用。成功应用。 11 Siemens 的的 SR4 lSienergy是用于电厂运行管理一体化的软件包，从是用于电厂运行管理一体化的软件包，从 燃料、设备运行费用、机组效率及主要部件寿命损耗燃料、设备运行费用、机组效率及主要部件寿命损耗 等多个角度出发，进行综合优化管理。等多个角度

9、出发，进行综合优化管理。 l机组效率分析优化模块机组效率分析优化模块(SR4)主要用于机组性能和效主要用于机组性能和效 率分析。通过仿真，从整个电厂运行角度动态分析各率分析。通过仿真，从整个电厂运行角度动态分析各 设备或系统效率，并考虑了电厂各设备间的热力关系，设备或系统效率，并考虑了电厂各设备间的热力关系， 以图形方式显示设备或系统效率是否降低，并以货币以图形方式显示设备或系统效率是否降低，并以货币 形式反映对运行成本的影响，为运行和管理人员提供形式反映对运行成本的影响，为运行和管理人员提供 了直观、清晰的故障标识。了直观、清晰的故障标识。 12 SIEMENS厂级信息管理系统厂级信息管理系

10、统 l基于成本管理的检修管理软件基于成本管理的检修管理软件BFS+(生产管生产管 理理)。 l基于基于DCS系统的实时采集数据软件系统的实时采集数据软件PI(Plant Information System)。 l基于性能计算的运行优化软件基于性能计算的运行优化软件OPTIpro。 l基于基于DCS协调控制参数优化的软件协调控制参数优化的软件PROFI。 l面对电力市场的决策支持软件面对电力市场的决策支持软件Cockpit。 13 Elsag Bailey 的的 PERFORMER lPerformer是一个综合的大型优化管理软件包，是一个综合的大型优化管理软件包， 可根据电厂每个设备、子系统

11、运行情况和电网可根据电厂每个设备、子系统运行情况和电网 需求指令，协调指挥整个单元机组或全厂工艺需求指令，协调指挥整个单元机组或全厂工艺 系统运行在最佳效率点，使运行成本和上网电系统运行在最佳效率点，使运行成本和上网电 价最低，达到最好的经济效益。价最低，达到最好的经济效益。 14 ERP管理模式管理模式 l依靠多种高级优化、管理和决策软件的支持，依靠多种高级优化、管理和决策软件的支持， 对全厂进行全方位的、以成本为核心的控制和对全厂进行全方位的、以成本为核心的控制和 管理。管理。 l优化控制软件安装在实时控制层优化控制软件安装在实时控制层单元机组单元机组 DCS中中,优化管理软件安装在生产管

12、理层。优化管理软件安装在生产管理层。 l火电厂的控制包括机组运行优化控制、设备采火电厂的控制包括机组运行优化控制、设备采 购控制、成本控制及效益控制等多方位和层次购控制、成本控制及效益控制等多方位和层次 控制。实时控制系统也只有在更深层次的管理控制。实时控制系统也只有在更深层次的管理 软件支持下，才能达到最佳的优化运行点。软件支持下，才能达到最佳的优化运行点。 15 火电机组在线分析系统国内发展火电机组在线分析系统国内发展 l我国目前电站的性能监测系统普遍具有性能指我国目前电站的性能监测系统普遍具有性能指 标计算、报表自动生成、事故追忆、越限记录、标计算、报表自动生成、事故追忆、越限记录、 趋

13、势图显示等功能。在此基础上开发出运行可趋势图显示等功能。在此基础上开发出运行可 控损失监测、预测性维修、运行优化、最佳负控损失监测、预测性维修、运行优化、最佳负 荷分配等功能。荷分配等功能。 l国内已投入的主要有西安交通大学研制的国内已投入的主要有西安交通大学研制的“微微 机在线运行能损分析装置机在线运行能损分析装置”，华北电力大学研，华北电力大学研 制的制的“机组经济性在线监测诊断指导系统机组经济性在线监测诊断指导系统 （MDG）”，以及东南大学研制的监测诊断，以及东南大学研制的监测诊断 系统等。系统等。 16 火电机组在线分析系统发展火电机组在线分析系统发展 l经济性分析与诊断系统的功能正

14、在由简单计算经济性分析与诊断系统的功能正在由简单计算 分析，向通用化、智能化、性能预测方向发展。分析，向通用化、智能化、性能预测方向发展。 l对各种引起的经济性下降的原因进行分析，并对各种引起的经济性下降的原因进行分析，并 能够定量分析各种引起经济性下降的故障对机能够定量分析各种引起经济性下降的故障对机 组的主要经济性指标的影响程度，为维修及挖组的主要经济性指标的影响程度，为维修及挖 掘节能潜力提供依据。掘节能潜力提供依据。 l基于经济性与安全性综合的状态分析与诊断系基于经济性与安全性综合的状态分析与诊断系 统，以便更好地指导机组的运行和状态检修决统，以便更好地指导机组的运行和状态检修决 策也

15、是今后发展的主要趋势。策也是今后发展的主要趋势。 17 在线分析系统存在的主要问题在线分析系统存在的主要问题 1.现场测量元件不准确，使系统热力计算误差现场测量元件不准确，使系统热力计算误差 较大。较大。因此对伪参数的判定及给出解决方法因此对伪参数的判定及给出解决方法 是一个难点。是一个难点。 2.模块化建模或组态技术模块化建模或组态技术 3.热力计算中还存在一些尚未完全解决的问题热力计算中还存在一些尚未完全解决的问题 或者解决不够完善的问题，如：热力计算基或者解决不够完善的问题，如：热力计算基 准值的选定、主蒸汽流量计算、辅助流量准值的选定、主蒸汽流量计算、辅助流量(轴轴 封漏气封漏气)、末

16、几级湿蒸汽焓及排汽焓的确定等、末几级湿蒸汽焓及排汽焓的确定等 问题。问题。 4.对于设备的故障诊断不能适应复杂设备。对于设备的故障诊断不能适应复杂设备。 18 机组性能运行优化目的机组性能运行优化目的 l实时计算机组的包括煤耗，效率等性能指标数实时计算机组的包括煤耗，效率等性能指标数 据，作为计算机组综合发电成本和管理层进行据，作为计算机组综合发电成本和管理层进行 竞价上网的报价基础竞价上网的报价基础 l根据各种负荷、环境温度、湿度等实际的限制根据各种负荷、环境温度、湿度等实际的限制 条件，实时计算出机组应能达到的最佳的运行条件，实时计算出机组应能达到的最佳的运行 工况、寻找机组最经济运行方式

17、，并给出实际工况、寻找机组最经济运行方式，并给出实际 运行参数和最优运行参数运行参数和最优运行参数(期望值期望值)之间的偏差，之间的偏差， 同时给出可控制偏差部分的实际影响大小，为同时给出可控制偏差部分的实际影响大小，为 运行人员根据影响因素大小改变运行方式提供运行人员根据影响因素大小改变运行方式提供 依据。依据。 19 1. 节能管理总则及基本方法节能管理总则及基本方法 1.1 机组能耗指标统计机组能耗指标统计 1.2 预测机组可以达到的最佳性能预测机组可以达到的最佳性能 1.2.1. 机组设计性能与预期最佳性能的差异机组设计性能与预期最佳性能的差异 1.2.2 不同热耗率的定义不同热耗率的

18、定义 1.2.3 预测机组可达到的最佳热耗率预测机组可达到的最佳热耗率 1.3 检查机组性能下降的原因检查机组性能下降的原因 1.3.1局部热力系统评价局部热力系统评价 1.3.2 机组性能参数监测机组性能参数监测 1.3.3 机组设备性能试验机组设备性能试验 1.4 机组性能改进措施机组性能改进措施 1.4.1短期内改进措施短期内改进措施 1.4.2 需要较长时间才能达到的热耗率需要较长时间才能达到的热耗率 20 指标管理系统指标管理系统-厂级指标厂级指标 l经济类指标：经济类指标：发电量、供电标煤耗、点火助燃发电量、供电标煤耗、点火助燃 油耗、厂用电率、补水率等；油耗、厂用电率、补水率等；

19、 l设备类指标：设备类指标：等效可用系数、非计划停运次数、等效可用系数、非计划停运次数、 非计划停运小时、等效强迫停运率等；非计划停运小时、等效强迫停运率等； l安全指标；安全指标； l环保指标；环保指标； l燃料指标：燃料指标：煤量、月煤量、燃料及灰份化验值；煤量、月煤量、燃料及灰份化验值； l电能质量指标电能质量指标 21 指标管理系统指标管理系统-部门级指标部门级指标 l厂运行部指标：厂运行部指标：各机组供电煤耗率、各机组补各机组供电煤耗率、各机组补 水率、各机组厂用电率、各机组点火助燃油耗、水率、各机组厂用电率、各机组点火助燃油耗、 各机组发电量；各机组发电量； l厂维修部指标：厂维修

20、部指标：各机组等效可用系数、各机组各机组等效可用系数、各机组 非计划停运次数非计划停运次数/小时、各机组主要辅机可用小时、各机组主要辅机可用 率。率。 22 指标管理系统指标管理系统-生产专业指标 l运行管理室：运行管理室：炉主汽温度、主汽压力、再热汽温、再热减温水量、炉主汽温度、主汽压力、再热汽温、再热减温水量、 过热减温水量、飞灰含碳量、补水率、排烟温度、各加热器端差、过热减温水量、飞灰含碳量、补水率、排烟温度、各加热器端差、 凝汽器端差、真空、给水温度；凝汽器端差、真空、给水温度； l运行化学专业：运行化学专业：凝结水合格率、给水合格率、炉水合格率、酸耗、凝结水合格率、给水合格率、炉水合

21、格率、酸耗、 碱耗；碱耗； l维修锅炉专业：维修锅炉专业：锅炉四管爆漏次数、锅炉设备等效可用系数、锅锅炉四管爆漏次数、锅炉设备等效可用系数、锅 炉辅机可用率；炉辅机可用率； l维修汽机专业：维修汽机专业：汽机设备等效可用系数、汽机辅机可用率、汽机汽机设备等效可用系数、汽机辅机可用率、汽机 l真空严密性；真空严密性； l维修电气专业：维修电气专业：电气设备等效可用系数、继电保护装置投入率、电气设备等效可用系数、继电保护装置投入率、 继电保护正确动作率；继电保护正确动作率； l维修热工专业：维修热工专业：热工保护正确动作率、热工设备可用等效系数、热工保护正确动作率、热工设备可用等效系数、 自动装置

22、投入率、热工主保护投入率。自动装置投入率、热工主保护投入率。 23 24 机组设计性能与预期最佳性能的差异机组设计性能与预期最佳性能的差异 l机组设计中采用的一些数据是假设的值，与实际情况机组设计中采用的一些数据是假设的值，与实际情况 存在差异。如抽汽管道的压降、再热器压降、凝汽器存在差异。如抽汽管道的压降、再热器压降、凝汽器 背压和负荷的关系、过热器和再热器的减温水量、煤背压和负荷的关系、过热器和再热器的减温水量、煤 种以及过剩空气量等。种以及过剩空气量等。 l机组的性能随着机组老化而下降。机组的性能随着机组老化而下降。 l机组的改造会改变性能，如提高排烟温度、改造或更机组的改造会改变性能，

23、如提高排烟温度、改造或更 新除尘器、增设烟气脱硫或脱硝装置、更新汽轮机喷新除尘器、增设烟气脱硫或脱硝装置、更新汽轮机喷 嘴、叶片、加热器管束、凝汽器管束等。嘴、叶片、加热器管束、凝汽器管束等。 l设备带有设计遗留的缺陷，不能在制造厂规定的条件设备带有设计遗留的缺陷，不能在制造厂规定的条件 下运行。下运行。 25 不同热耗率的定义不同热耗率的定义 l设计热耗率：设计热耗率：作为计算各种水平热耗率起点的基础，作为计算各种水平热耗率起点的基础， 没有包含正常运行中存在的各种变动因素对热耗率产没有包含正常运行中存在的各种变动因素对热耗率产 生的影响，如大气温度的变化、环保设备安装后所增生的影响，如大气

24、温度的变化、环保设备安装后所增 加的能耗以及运行参数的偏离等。加的能耗以及运行参数的偏离等。 l较现实的热耗率：较现实的热耗率：把正常运行中因一些额外因素产生把正常运行中因一些额外因素产生 的不可避免损失的不可避免损失(如锅炉排污、环保设备的用电、用如锅炉排污、环保设备的用电、用 汽汽)修正设计热耗率后得到的。修正设计热耗率后得到的。 l可以达到的最佳热耗率：可以达到的最佳热耗率：把正常运行中因一些变动因把正常运行中因一些变动因 素所产生的不可控损失素所产生的不可控损失(如环境温度、煤质和设备改如环境温度、煤质和设备改 进等变动进等变动)修正较现实的热耗率后得到的。修正较现实的热耗率后得到的。

25、 26 预测机组可达到的最佳热耗率预测机组可达到的最佳热耗率 l确定机组在各负荷点上出现的时段次数，确定机组在各负荷点上出现的时段次数， 绘出机组负荷分布情况图。绘出机组负荷分布情况图。 l确定机组在各负荷点下的可以达到的最佳确定机组在各负荷点下的可以达到的最佳 热耗值。热耗值。 l利用加权平均的方法求出可达到的最佳热利用加权平均的方法求出可达到的最佳热 耗值。耗值。 27 28 与机组热耗率直接相关的重要参数列表与机组热耗率直接相关的重要参数列表 汽汽 轮轮 机机 参参 数数 主蒸汽温度主蒸汽温度 凝凝 汽汽 器器 循环水进口温度循环水进口温度 主蒸汽压力主蒸汽压力循环水出口温度循环水出口温

26、度 再热蒸汽温度再热蒸汽温度凝汽器压力凝汽器压力 再热器压降再热器压降凝结水温度凝结水温度 高压缸效率高压缸效率凝汽器端差凝汽器端差 中压缸效率中压缸效率 锅锅 炉炉 排烟温度排烟温度 低压缸效率低压缸效率排烟中排烟中O2含量含量 第一级进汽压力第一级进汽压力排烟中排烟中CO含量含量 轴封汽量轴封汽量排烟中排烟中CO2含量含量 进汽流量进汽流量灰中可燃物灰中可燃物 热热 力力 系系 统统 给水流量给水流量煤中水分煤中水分 凝结水流量凝结水流量磨煤机废弃物磨煤机废弃物 加热器上端差加热器上端差通风损失通风损失 加热器下端差加热器下端差辅辅 机机 辅机耗电量辅机耗电量 给水温升给水温升辅机耗汽量辅

27、机耗汽量 抽汽管道压降抽汽管道压降其其 它它 循环水系统补充水量循环水系统补充水量 减温水量减温水量环境温度环境温度 补水流量补水流量 系统严密性系统严密性 汽动给水泵性能汽动给水泵性能 29 局部热力系统评价局部热力系统评价 l采用采用“热耗率逻辑树法热耗率逻辑树法”，它套用故障分析的，它套用故障分析的 “故障树故障树”结构技术，使用逻辑逐步推理方法，结构技术，使用逻辑逐步推理方法， 检查引起热耗率增大的原因，逻辑树的每一后检查引起热耗率增大的原因，逻辑树的每一后 续级对热耗率增大的可能原因提示出更多细节，续级对热耗率增大的可能原因提示出更多细节， 比前一级更具体。比前一级更具体。 30 热

28、耗率逻辑图热耗率逻辑图 31 锅炉损失逻辑树图锅炉损失逻辑树图 32 汽轮机循环损失汽轮机循环损失 33 冷却水循环损失冷却水循环损失 34 电动辅机损失电动辅机损失 35 36 37 38 机组设备性能试验机组设备性能试验 l锅炉设备性能试验锅炉设备性能试验 l汽轮机性能试验汽轮机性能试验 l凝汽器性能试验凝汽器性能试验 l冷却塔性能试验冷却塔性能试验 l空预器性能试验空预器性能试验 l磨煤机性能试验磨煤机性能试验 l水泵性能试验水泵性能试验 39 机组性能短期内改进措施机组性能短期内改进措施 (1) 热力系统检漏和堵漏。热力系统检漏和堵漏。 (2) 改进机组运行工况，确定机组的主要运行可控

29、参数改进机组运行工况，确定机组的主要运行可控参数 如给水温度、过热蒸汽温度、压力的目标值，如给水温度、过热蒸汽温度、压力的目标值， (3) 预防性检修预防性检修 1) 燃料燃烧设备燃料燃烧设备 2) 燃烧空气系统燃烧空气系统 3) 受热面表面的维护，吹灰优化受热面表面的维护，吹灰优化 4) 凝汽器清洁度凝汽器清洁度 5) 给水加热器维修给水加热器维修 6) 疏水器维修疏水器维修 40 需要较长时间才能达到的热耗率需要较长时间才能达到的热耗率 (1) 机组性能优化机组性能优化 过剩氧量优化过剩氧量优化 给水加热器水位给水加热器水位 锅炉排污的优化锅炉排污的优化 厂用电负荷的优化厂用电负荷的优化

30、(2) 机组滑压运行机组滑压运行 降低给水泵功耗；降低给水泵功耗； 减少节流损失，提高汽轮机高压缸效率；减少节流损失，提高汽轮机高压缸效率； 降低高压缸热应力。降低高压缸热应力。 (3) 设备检修或更新设备检修或更新 (4) 用于运行监督的用于运行监督的决策树决策树 41 决策树决策树 l决策树为运行人员提供分析监控参数偏差的各决策树为运行人员提供分析监控参数偏差的各 种可能原因，其中发生概率越大的原因，则在种可能原因，其中发生概率越大的原因，则在 树中出现的位置越靠前，运行人员能够迅速查树中出现的位置越靠前，运行人员能够迅速查 明原因。决策树的排列是将能立即采取对策的明原因。决策树的排列是将

31、能立即采取对策的 检查放在最前面的原则排列顺序的，如：检查放在最前面的原则排列顺序的，如： l运行人员在控制室就能处理的运行人员在控制室就能处理的通过维修才能处理的通过维修才能处理的 l不需要停下设备就能进行维修的不需要停下设备就能进行维修的需要停用部分设需要停用部分设 备或需要降低部分出力才能进行维修的备或需要降低部分出力才能进行维修的 l只需要停用部分设备就能进行维修处理只需要停用部分设备就能进行维修处理需要停用整需要停用整 个机组方能进行维修。个机组方能进行维修。 42 主蒸汽温度决策树主蒸汽温度决策树 43 2. 节能指标预测节能指标预测 2.1 汽轮机指标汽轮机指标 2.2 全厂综合

32、性指标管理全厂综合性指标管理 2.3 火电厂机组热经济性指标火电厂机组热经济性指标 44 国产国产600MW汽轮机产品汽轮机产品 参数参数技术来源技术来源技术特征技术特征备注备注 上海汽轮上海汽轮 机厂机厂 16.67MPa/538/538 西门子西门子 西屋技术西屋技术 反动式、三缸反动式、三缸 或四缸四排气或四缸四排气 亚临界亚临界 24.2MPa/566/566超临界超临界 东方汽轮东方汽轮 机厂机厂 16.67MPa/538/538 日立公司日立公司 技术技术 冲动式、三缸冲动式、三缸 亚临界亚临界 24.2MPa/566/566超临界超临界 哈尔滨汽哈尔滨汽 轮机厂轮机厂 16.67

33、MPa/538/538东芝技术东芝技术 全三维技术全三维技术 亚临界亚临界 24.2MPa/566/566 高压缸为高压缸为 三菱技术三菱技术 超临界超临界 45 2.1.1 给水温度给水温度 l设计给水温度主要受高压加热器的进汽压力和设计给水温度主要受高压加热器的进汽压力和 高压加热器的运行可靠性的影响。高压加热器的运行可靠性的影响。 l提高给水温度，应采取的措施有：提高给水温度，应采取的措施有： l保持加热器清洁，对加热管子进行清洗；保持加热器清洁，对加热管子进行清洗； l改进高压旁路门和旁路系统，消除加热器旁路阀、改进高压旁路门和旁路系统，消除加热器旁路阀、 高压加热器水室隔板的泄漏现象

34、；高压加热器水室隔板的泄漏现象； l消除低压加热器不严密现象；消除低压加热器不严密现象； l保证加热器疏水器正确动作，维持加热器疏水在最保证加热器疏水器正确动作，维持加热器疏水在最 低水位；低水位； 46 2.1.2 高压加热器投入率高压加热器投入率 l高压加热器投入率是指高压加热器投入运行小高压加热器投入率是指高压加热器投入运行小 时数与相应的汽轮机发电机组运行小时数之比时数与相应的汽轮机发电机组运行小时数之比 的百分数。的百分数。 l高压加热器投入率与高压加热器启动方式、运高压加热器投入率与高压加热器启动方式、运 行操作水平、运行中给水压力的稳定程度和高行操作水平、运行中给水压力的稳定程度

35、和高 压加热器健康水平有关。压加热器健康水平有关。 l随机启停机组高压加热器投入率随机启停机组高压加热器投入率98%，对于，对于 定负荷启停机组高压加热器投入率定负荷启停机组高压加热器投入率95%。 47 2.1.3 真空度真空度 l真空是大气压力与工质的绝对压力之差，真空是大气压力与工质的绝对压力之差， l真空度是指凝汽器的真空值与当地大气压力比真空度是指凝汽器的真空值与当地大气压力比 值的百分数值的百分数 kPa 100% kPa 凝汽器的真空值（） 真空度= 当地大气压力（） 48 提高真空的主要措施：提高真空的主要措施： l降低冷却水的入口温度；降低冷却水的入口温度； l增加冷却水量；

36、增加冷却水量； l加强凝汽器的清洗；加强凝汽器的清洗； l保持凝汽器的胶球清洗装置经常处于良好状保持凝汽器的胶球清洗装置经常处于良好状 态；态； l维持真空系统的严密性。维持真空系统的严密性。 49 2.1.5 凝汽器端差凝汽器端差 l凝汽器端差是指汽轮机排汽与凝汽器冷却水出口温度凝汽器端差是指汽轮机排汽与凝汽器冷却水出口温度 之差。之差。 l凝汽器端差一般控制在凝汽器端差一般控制在48。 l端差的大小与凝汽器单位冷却面积的蒸汽负荷、凝汽端差的大小与凝汽器单位冷却面积的蒸汽负荷、凝汽 器钛（铜）管清洁程度及真空系统严密性有关。器钛（铜）管清洁程度及真空系统严密性有关。 l端差必须控制在设计值以

37、内，降低端差的措施：端差必须控制在设计值以内，降低端差的措施： l安装并投运胶球连续清洗装置；安装并投运胶球连续清洗装置； l防止凝汽器汽侧漏入空气，降低真空泄露率；防止凝汽器汽侧漏入空气，降低真空泄露率； l定期采用冷却水反冲洗等方法，清洗凝汽器管内浮泥；定期采用冷却水反冲洗等方法，清洗凝汽器管内浮泥； l根据冷却水水质情况，进行冷却水处理。根据冷却水水质情况，进行冷却水处理。 50 2.1.7 真空严密性真空严密性 l真空下降速度是指凝汽器真空系统在抽气器停真空下降速度是指凝汽器真空系统在抽气器停 止抽气状态下空气漏入凝汽器后，凝汽器内压止抽气状态下空气漏入凝汽器后，凝汽器内压 力增长的速

38、率，单位力增长的速率，单位Pa/min。 100% 实验期凝汽器内压力增加值 凝汽器真空下降速度= 实验时间 51 2.1.8 汽水损失率汽水损失率 l汽水损失率是指电厂热力循环系统中的汽水损汽水损失率是指电厂热力循环系统中的汽水损 失量占锅炉蒸发量的百分数。失量占锅炉蒸发量的百分数。 l汽水损失量汽水损失量=锅炉补给水量锅炉补给水量-发电自用蒸汽消耗发电自用蒸汽消耗 量量-对外供热（水）量对外供热（水）量+吹灰用汽量吹灰用汽量+锅炉排污锅炉排污 量量+对外供热冷凝水返回量对外供热冷凝水返回量 l发电厂的汽水损失率控制水平为：发电厂的汽水损失率控制水平为： l200MW以上机组低于锅炉额定蒸发

39、量的以上机组低于锅炉额定蒸发量的1.5% l100200MW机组低于锅炉额定蒸发量的机组低于锅炉额定蒸发量的2.0% l100MW以下机组低于锅炉额定蒸发量的以下机组低于锅炉额定蒸发量的3.0%。 52 2.1.10 循环水泵耗电率循环水泵耗电率 l循环水泵耗电率是指发电过程中循环水泵耗用循环水泵耗电率是指发电过程中循环水泵耗用 的电量与发电量的比率。的电量与发电量的比率。 l极限真空：使汽轮机作功达到最大值的排气压极限真空：使汽轮机作功达到最大值的排气压 力所对应的真空。力所对应的真空。 l最佳真空：提高真空所带来的汽轮机功率增量最佳真空：提高真空所带来的汽轮机功率增量 与循环水泵所耗厂用电

40、增量之差达到最大值时与循环水泵所耗厂用电增量之差达到最大值时 的真空值，这时经济上的收益最大。的真空值，这时经济上的收益最大。 53 降低循环水泵耗电量的措施降低循环水泵耗电量的措施 l提高循环水泵效率；提高循环水泵效率； l根据最有利真空试验，合理安排水泵的调度根据最有利真空试验，合理安排水泵的调度 方案；方案； l去掉循环水系统中多余的阀门，改善管道形去掉循环水系统中多余的阀门，改善管道形 状，尽可能减少管道阻力损失；状，尽可能减少管道阻力损失； l机组间的循环水管连通；机组间的循环水管连通； l加强循环水入口滤网清理，清除循环水管淤加强循环水入口滤网清理，清除循环水管淤 泥附着物，减少系

41、统阻力。泥附着物，减少系统阻力。 54 2.1.11 给水泵耗电率与单耗给水泵耗电率与单耗 l给水泵耗电率是指发电过程中给水泵耗用的电给水泵耗电率是指发电过程中给水泵耗用的电 量与相应发电量的比率。量与相应发电量的比率。 l给水泵单耗是指计算期内锅炉每生产单位蒸汽给水泵单耗是指计算期内锅炉每生产单位蒸汽 量时给水泵所耗用的电量。量时给水泵所耗用的电量。 kW h =100% kW h 计算期内给水泵耗电量（万） 给水泵耗电率 计算期内本机组发电量（万） kW h = t 计算期内给水泵耗电量（万） 给水泵单耗 计算期内本炉蒸发量（ ） 55 2.1.13 主蒸汽压力主蒸汽压力 l主蒸汽压力是指

42、汽轮机主汽门前的蒸汽压力，主蒸汽压力是指汽轮机主汽门前的蒸汽压力， 如果有两路主蒸汽管，取算术平均值。如果有两路主蒸汽管，取算术平均值。 l主蒸汽压力增加，可使热耗和煤耗减少，对运主蒸汽压力增加，可使热耗和煤耗减少，对运 行的经济性显然有利。行的经济性显然有利。 l压力每升高压力每升高1MPa，热耗降低，热耗降低0.55%0.7%， 煤耗减少煤耗减少1.52.2g/（kWh）。）。 56 2.1.14 主蒸汽温度主蒸汽温度 l主蒸汽温度是指汽轮机主汽门前的蒸汽温度，主蒸汽温度是指汽轮机主汽门前的蒸汽温度， 如果有两路主蒸汽管道，取算术平均值。如果有两路主蒸汽管道，取算术平均值。 l任何负荷下都

43、应尽可能在设计的主蒸汽温度下任何负荷下都应尽可能在设计的主蒸汽温度下 运行，以使汽轮机效率最高。运行，以使汽轮机效率最高。 l主蒸汽温度的波动范围为主蒸汽温度的波动范围为5，主蒸汽温度，主蒸汽温度 考核期内不应超过考核期内不应超过“设计值设计值3”，各进汽管，各进汽管 道主蒸汽温度偏差不超过道主蒸汽温度偏差不超过“两管平均值两管平均值3”。 57 2.1.15 再热蒸汽压力（机侧）再热蒸汽压力（机侧） l再热蒸汽压力是指锅炉再热器出口的蒸汽，再再热蒸汽压力是指锅炉再热器出口的蒸汽，再 次进入汽轮机前的蒸汽压力。次进入汽轮机前的蒸汽压力。 l对应一定的蒸汽初参数，汽轮机有一个最佳的对应一定的蒸汽

44、初参数，汽轮机有一个最佳的 再热蒸汽压力，当再热温度等于蒸汽初温时，再热蒸汽压力，当再热温度等于蒸汽初温时， 最佳的再热蒸汽压力约为蒸汽初压力的最佳的再热蒸汽压力约为蒸汽初压力的18% 26%。 l再热器压损每增加再热器压损每增加1%（再热器压损额定值一（再热器压损额定值一 般小于般小于10%），热耗增加），热耗增加0.1%0.17%。 58 2.1.16 再热蒸汽温度（机侧）再热蒸汽温度（机侧） l再热蒸汽温度是指锅炉再热器出口的蒸汽，再再热蒸汽温度是指锅炉再热器出口的蒸汽，再 次进入汽轮机前的蒸汽温度，即再热主汽门前次进入汽轮机前的蒸汽温度，即再热主汽门前 的蒸汽温度。的蒸汽温度。 l再热

45、蒸汽温度升高，机组的热耗和煤耗减少，再热蒸汽温度升高，机组的热耗和煤耗减少， 温度每升高温度每升高1，热耗降低，热耗降低0.02%0.03%， 煤耗减少煤耗减少0.07g/（kWh）左右。）左右。 l再热蒸汽温度考核期内不应超过再热蒸汽温度考核期内不应超过“设计值设计值 3”，各进汽管道再热蒸汽温度偏差不超过，各进汽管道再热蒸汽温度偏差不超过 “两管平均值两管平均值3”。 59 提高主再热蒸汽参数的措施：提高主再热蒸汽参数的措施： l进行燃烧调整试验，确定锅炉最佳运行方式；进行燃烧调整试验，确定锅炉最佳运行方式； l改进设备，使再热蒸汽参数达到设计值；改进设备，使再热蒸汽参数达到设计值； l气

46、温气压投自动，进行气温气压投自动，进行DCS改造；改造； l采用能耗在线分析软件，对影响能耗指标的采用能耗在线分析软件，对影响能耗指标的 主要因素进行自动调整和控制；主要因素进行自动调整和控制； l尽量不使用再热器减温水，可通过调节烟气尽量不使用再热器减温水，可通过调节烟气 挡板等燃烧调整手段来控制再热汽温。挡板等燃烧调整手段来控制再热汽温。 60 2.1.22 凝结水过冷却度凝结水过冷却度 l凝汽器压力相应的饱和温度与凝汽器热井内凝凝汽器压力相应的饱和温度与凝汽器热井内凝 结水温度之差称为凝结水过冷却度，结水温度之差称为凝结水过冷却度， l正常运行时，凝汽器过冷度一般为正常运行时，凝汽器过冷

47、度一般为0.52。 凝汽器过冷却度每升高凝汽器过冷却度每升高1，热耗增加，热耗增加0.014%。 0scsc ttt 61 减少凝汽器过冷度的措施有：减少凝汽器过冷度的措施有： l保持凝汽器水位保持凝汽器水位 l定期进行真空系统严密性试验（特别在每次停机时），发现漏定期进行真空系统严密性试验（特别在每次停机时），发现漏 点及时消除，防止空气漏入；点及时消除，防止空气漏入； l保证抽气器或真空泵处于正常工作状态，定期清扫抽气器喷嘴；保证抽气器或真空泵处于正常工作状态，定期清扫抽气器喷嘴； l运行中加强对凝结水泵的监视，防止空气自凝结水泵轴封漏入；运行中加强对凝结水泵的监视，防止空气自凝结水泵轴封

48、漏入； l运行中加强对真空系统密封水的监视，防止密封水中断而漏入运行中加强对真空系统密封水的监视，防止密封水中断而漏入 空气；空气； l运行中加强对低压汽封的监视和调整，防止空气漏入；运行中加强对低压汽封的监视和调整，防止空气漏入； l采用管束设计合理的回热式的凝汽器；采用管束设计合理的回热式的凝汽器； l在冬季冷却水温度较低时，可改变运行的水泵台数或者关小压在冬季冷却水温度较低时，可改变运行的水泵台数或者关小压 力管道上的阀门来调节冷却水流量，或者通过调速调节冷却水力管道上的阀门来调节冷却水流量，或者通过调速调节冷却水 流量。流量。 62 2.2 全厂综合性指标全厂综合性指标 2.2.1 负

49、荷率和出力系数负荷率和出力系数 2.2.2 标准煤标准煤 2.2.3 低位发热量低位发热量 2.2.4 发电厂热效率发电厂热效率 2.2.5 发电煤耗率发电煤耗率 2.2.6 供电煤耗率供电煤耗率 2.2.7 厂用电率厂用电率 63 负荷率和出力系数负荷率和出力系数 l负荷率是平均负荷与最高负荷之比，用以说明负荷的均衡程负荷率是平均负荷与最高负荷之比，用以说明负荷的均衡程 度。度。 =100% 计算期平均负荷 负荷率 计算期最高负荷 l出力系数（即负荷系数）是指平均负荷与发电机额定容量出力系数（即负荷系数）是指平均负荷与发电机额定容量 之比之比 100% 100% 计算期发电量 计算期运行小时

50、数 机组额定容量 计算期利用小时 = 计算期运行小时 l大型火电机组负荷系数每降低大型火电机组负荷系数每降低1%，机组热耗率增加，机组热耗率增加 0.05%0.4%。 64 上海外高桥电厂上海外高桥电厂3号机组号机组 65 2.2.4 发电厂热效率发电厂热效率 l发电厂热效率（又称全厂毛效率、全厂热效率、发电厂热效率（又称全厂毛效率、全厂热效率、 发电厂总效率）是指火电厂所产生电能与发电发电厂总效率）是指火电厂所产生电能与发电 燃料输入热量之比的百分数，燃料输入热量之比的百分数， kW h =100% kg29308 计算期内发电量（） 3600 凝汽电厂全厂热效率 计算期内发电用标煤量（）

51、kW hkJ =100% kg29308 计算期内发电量（） 3600+供热量（） 供热电厂全厂热效率 计算期内发电用标煤量（） 66 2.2.5 发电煤耗率发电煤耗率 , 0 , / /()10001000 10001000 b f eenet arbl enet arblgdnet arblgd QB kg h bgkWgh P kWPQ Qq PQQ （） （） , (/ )(/) 1000 () 29308(/)29.308 3600122.83 29.308 net ar f eblgd blgdmtigcp B kg h QkJ kg q b P kWkJ kg 67 2.2.6

52、供电煤耗率供电煤耗率 1000 /() 1000 - /() 1-(%) g kg b gkW h kW h kg kW hkW h gkW h 计算期内发电耗用标准煤量（） 计算期内供电量（） 计算期内发电耗用标准煤量（） 计算期内发电量（）计算期内厂用电量（） 计算器内发电标准煤耗 计算期内厂用电率 /() 1% f bgkW h e （ ） 根据锅炉效率和锅炉所产生的蒸汽含热量反算出的供电煤根据锅炉效率和锅炉所产生的蒸汽含热量反算出的供电煤 耗率，称之为耗率，称之为反平衡供电煤耗率反平衡供电煤耗率。根据入炉煤、油计量装。根据入炉煤、油计量装 置实测得的发电所消耗的原煤量、燃油量，并按其平

53、均热置实测得的发电所消耗的原煤量、燃油量，并按其平均热 值计算出耗用的标准煤，来计算的供电煤耗率，称之为值计算出耗用的标准煤，来计算的供电煤耗率，称之为正正 平衡供电煤耗率。平衡供电煤耗率。 68 2.2.7 厂用电率厂用电率 l发电厂用电率是指发电厂为发电耗用的厂发电厂用电率是指发电厂为发电耗用的厂 用电量与发电量的比率用电量与发电量的比率 kW h =100% kW h 计算期内发电厂用电量（万） 发电厂用电率 计算期内发电量（万） l降低厂用电率的主要措施是：降低厂用电率的主要措施是： l改造低效率泵，合理调度水泵运行方式，降低给水泵的电耗、改造低效率泵，合理调度水泵运行方式，降低给水泵

54、的电耗、 循环水泵的电耗；循环水泵的电耗； l适当调整磨煤机的通风量和钢球装载量，降低制粉单耗；适当调整磨煤机的通风量和钢球装载量，降低制粉单耗； l减少空气预热器漏风率和炉膛漏风，降低送风机单耗、引风减少空气预热器漏风率和炉膛漏风，降低送风机单耗、引风 机单耗；机单耗； l变频调速改造。变频调速改造。 69 2.3 火电厂机组热经济性指标火电厂机组热经济性指标 cp b WI,j Qm 3600Pe G Q0 p m Qcp=BqLQg QcQb Qb Qp 70 2.3.2 凝汽式发电厂的热经济指标凝汽式发电厂的热经济指标 71 72 汽轮机热耗量为汽轮机热耗量为 6 00 4686.27

55、 10 (/ ) msrhrhffmamafwfwssss QG hG qG hG hG hG hkJ h 汽轮机热耗率为汽轮机热耗率为 0 7810.45/ N Q qkgkW h P 锅炉热负荷为锅炉热负荷为 6 4752.38 10 (/ ) bbbrhblblfwfwssssrh b QG hG qG hG hG hkJ h 管道效率为管道效率为 0 98.61% gd b Q Q 电厂热效率为电厂热效率为 42.04% cpgdbl 122.8 292.10/ cp bgkW h 3600 46.09% q 发电煤耗率为发电煤耗率为 机组热效率为机组热效率为 73 热经济指标的变化热

56、经济指标的变化 74 热经济指标的相对变化量间关系：热经济指标的相对变化量间关系： 某一分项热效率的相对变化，导致总热效率某一分项热效率的相对变化，导致总热效率 产生相同的相对变化产生相同的相对变化 。 某一分项热效率的相对变化，会导致全厂能某一分项热效率的相对变化，会导致全厂能 耗率产生相同的相对变化耗率产生相同的相对变化 。 bq ii cpei cpb 75 3. 耗差分析方法耗差分析方法 l耗差分析法也叫偏差分析法耗差分析法也叫偏差分析法 l根据运行参数的实际值与基准的差值，通过分根据运行参数的实际值与基准的差值，通过分 析计算得出运行指标对机组的热耗率、机组效析计算得出运行指标对机组

57、的热耗率、机组效 率（或装置效率）、煤耗率、厂用电的影响程率（或装置效率）、煤耗率、厂用电的影响程 度，从而使运行人员根据这些数量概念，减少度，从而使运行人员根据这些数量概念，减少 机组机组可控制损失。可控制损失。 l分析运行日报或月报的热经济性指标的变化趋分析运行日报或月报的热经济性指标的变化趋 势和能耗情况，以提高计划工作的科学性和热势和能耗情况，以提高计划工作的科学性和热 经济性指标的技术管理。经济性指标的技术管理。 76 3. 耗差分析方法耗差分析方法 l基准值基准值就是根据制造厂设计资料（如参数的额定值）、就是根据制造厂设计资料（如参数的额定值）、 变工况计算值和热力试验情况确定的运

58、行参数的最佳变工况计算值和热力试验情况确定的运行参数的最佳 值，因此基准值也叫标准值或目标值值，因此基准值也叫标准值或目标值 l运行参数就是指参与耗差分析的各项小指标运行参数就是指参与耗差分析的各项小指标，也叫运，也叫运 行值，主要包括行值，主要包括主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热蒸汽 温度、给水温度、凝汽器真空、凝汽器端差、过冷度、 锅炉排烟温度、送风温度、飞灰可燃物、过量空气系 数、主蒸汽减温水量、再热器减温水量、煤粉细度、 主要辅机（如送风机、引风机、循环水泵、给水泵、 磨煤机、排粉机等）单耗、补水率等。 77 3.1 耗差分析原理耗差分析原理 运行煤耗率运行煤耗率 12in yf xxxx

59、、 、 、 、 、 煤耗率的全增量煤耗率的全增量 101121i1n11020i0n0 yyyf xxxxf xxxx 、 、 、 、 、 、 12 12 in in ffff yxxxx xxxx 或或 78 3.1 耗差分析原理耗差分析原理 不同负荷下各运行参数的基准值和相应的基准煤耗。不同负荷下各运行参数的基准值和相应的基准煤耗。 01020i0n0 yf xxxx、 、 、 、 当参数发生变化是，变化后的煤耗为当参数发生变化是，变化后的煤耗为 10 yyy 79 煤耗偏差分配层次划分煤耗偏差分配层次划分 通过热力试验与通过热力试验与 变工况计算相结变工况计算相结 合的办法确定。合的办法

60、确定。 热力系统耗差热力系统耗差 分析的重点分析的重点 80 耗差分析的原则耗差分析的原则 1.确定参与耗差分析的指标；确定参与耗差分析的指标； 2.根据运行参数或小指标偏离标准值对热效率或煤耗根据运行参数或小指标偏离标准值对热效率或煤耗 的影响，得出影响关系曲线或简易计算公式，提供的影响，得出影响关系曲线或简易计算公式，提供 现场作为统计分析；现场作为统计分析； 3.各耗差参数与基准值的偏差不宜过大，实践证明，各耗差参数与基准值的偏差不宜过大，实践证明， 各耗差参数与基准值的偏差只要不超过各耗差参数与基准值的偏差只要不超过50%，耗差，耗差 分析结果就准确可靠；分析结果就准确可靠； 4.耗差