经济性评估PPT学习教案

1、会计学1经济性评估经济性评估o设计煤耗o基准煤耗o达标煤耗 o实际煤耗1.统计煤耗2.试验煤耗第1页/共48页ebfeHRbggdgl129271*)1(*1000*第2页/共48页第3页/共48页第4页/共48页第5页/共48页不可避免损失不可控损失达标煤耗设计计算煤耗统计煤耗可控损失基准煤耗第6页/共48页设计计算煤耗不可避免损失基准煤耗统计煤耗耗差分析节能潜力改进措施可控损失不可控损失达标煤耗第7页/共48页表1：某电厂4台300MW机组设计计算煤耗名称单位1号机2号机3号机4号机全厂锅炉效率%92.40 92.40 92.40 92.40 92.40 汽机热耗kJ/kW.h7992.0

2、0 7992.00 7921.00 7921.00 7956.50 厂用电率%5.49 5.49 5.49 5.49 5.49 管道效率%99.00 99.00 99.00 99.00 99.00 设计计算煤耗g/kW.h315.82 315.82 313.01 313.01 314.41 第8页/共48页第9页/共48页o汽轮机高压缸排汽温度偏高；o锅炉受热面积是按照汽轮机的设计排汽温度进行计算布置的；o高排温度升高后造成再热汽温高；o运行人员不得不投入大量的再热减温水防止再热器超温，导致机组的循环效率下降。 第10页/共48页o设计计算煤耗值及考核试验煤耗值是背压修正到4.9kPa（循环水

3、进水温度20，凝汽器清洁严密，在设计循环水流量下、额定负荷所能达到的背压）下的数值。o电厂年平均进水温度虽然接近20，但根据背压修正曲线可知，20以上的水温对煤耗的影响（亏）大于20以下的水温对煤耗的影响（赢）。 第11页/共48页第12页/共48页月份进水温度（） 理想排汽温度（） 排汽压力（kPa）煤耗影响（%）18.2423.292.86-0.4828.5623.562.90-0.49311.8026.293.42-0.50415.7629.714.17-0.25521.1234.465.460.55625.4938.416.771.86729.5442.138.253.24830.27

4、42.808.553.51926.7039.527.192.25表2 某电厂江水温度损失计算第13页/共48页第14页/共48页表3 某电厂实际运行条件下机组基准煤耗 名称单位1号机2号机3号机4号机全厂设计计算煤耗g/kW.h315.82 315.82 313.01 313.01 314.41 高排再热器不匹配损失g/kW.h1.14 0.91 0.86 0.93 0.96 排污损失g/kW.h1.11 1.11 1.11 1.11 1.11 吹灰损失g/kW.h1.57 1.57 1.57 1.57 1.57 生产用汽损失g/kW.h0.34 0.34 0.34 0.34 0.34 进风温

5、度损失g/kW.h0.16 0.09 0.06 0.10 0.10 江水温度损失g/kW.h2.86 2.86 2.86 2.86 2.86 老化损失g/kW.h8.42 7.28 6.04 9.51 7.81 合计不可避免损失g/kW.h15.59 14.16 12.82 16.40 14.74 基准煤耗g/kW.h331.41 329.98 325.83 329.41 329.16 第15页/共48页o启停损失 o非稳态损失 o供热影响 o负荷率影响 o燃料影响 o基准煤耗后的老化修正(新增)第16页/共48页o理论分析表明，各个负荷段的煤耗按照该负荷段的发电量进行加权平均后与全部工况的平

6、均负荷点的煤耗值存在一定的偏差，而该偏差在负荷率修正时并未予以考虑。o另外负荷的频繁波动（机组投入AGC和一次调频后的调峰调频过程）也会增加机组的不可逆损失。 第17页/共48页o某些纯凝机组电厂开始涉及抽汽供热业务，而且最近几年供热流量逐年加大；o按照机组供热时规定的煤耗计算方法，对外供热会给煤耗统计产生一定有利的影响；o供热会造成机组再热减温水量进一步增大。 第18页/共48页名称单位1号机2号机3号机4号机全厂05年热网供热热量十亿焦耳114055 158511 526975 188478 247005 05年热网供热流量t/h4.82 6.69 22.25 7.96 10.43 机组供

7、热流量比率%0.65 0.90 2.99 1.07 1.40 供热对煤耗计算影响g/kWh-1.43 -1.99 -6.61 -2.36 -3.10 供热增加再热减温水t/h1.49 2.08 6.90 2.47 3.23 增加减温水对煤耗影响g/kWh0.14 0.19 0.64 0.23 0.30 供热损失g/kWh-1.29 -1.79 -5.97 -2.13 -2.80 表4 某电厂供热对机组煤耗的影响 第19页/共48页第20页/共48页名称单位1号机2号机3号机4号机全厂基准煤耗g/kW.h331.41 329.98 325.83 329.41 329.16 非稳态损失g/kWh1

8、.20 1.31 1.18 0.89 1.15 供热损失g/kWh-1.29 -1.79 -5.97 -2.13 -2.80 启停损失g/kWh0.61 0.41 0.10 0.20 0.33 负荷率影响g/kWh7.91 8.33 6.84 9.14 8.05 燃料影响g/kWh0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 基准后老化损失g/kWh1.25 1.25 1.25 1.42 1.29 当年不可控偏差g/kW.h9.70 9.51 3.42 9.53 8.04 达标煤耗g/kW.h341.04 339.50 329.29 338.96 337.20 表5 某电厂2005年不可控

9、偏差和达标煤耗 第21页/共48页o2005年某电厂加权平均统计煤耗336.25g/kWh，优于达标煤耗337.20g/kWh。o全厂统计煤耗经过不可控偏差（8.04g/kWh）和不可避免损失（14.74g/kWh）修正后的煤耗为313.47g/kWh，优于全厂平均设计计算煤耗314.41g/kWh 。o考虑到达标煤耗是以设计计算煤耗为基础，加上不可避免损失和当年不可控偏差修正得到，因而达标煤耗可作为判定机组供电煤耗指标是否达标的依据。 第22页/共48页预热器漏风率g/kWh0.09 -0.28 -0.21 0.23 -0.04 排烟温度g/kWh-0.83 1.14 0.25 1.31 0

10、.47 氧量g/kWh-0.59 -0.75 -0.73 -1.20 -0.82 飞灰g/kWh-1.98 -2.01 -2.11 -2.13 -2.06 背压g/kWh0.14 0.44 0.53 0.49 0.40 给水温度g/kWh0.10 0.32 -0.18 0.00 0.06 过热减温水量g/kWh0.21 0.29 0.17 0.27 0.23 再热减温水量g/kWh0.33 1.11 0.94 0.61 0.75 主汽温度g/kWh0.28 0.21 0.31 -0.12 0.17 再热汽温g/kWh0.15 0.19 0.24 0.11 0.17 当年可控偏差g/kWh-2.

11、12 0.65 -0.80 -0.44 -0.68 表6 某电厂2005年可控偏差分析 第23页/共48页o统计煤耗优于达标煤耗，说明机组运行情况良好，各项可控经济指标总体平均水平已经达到设计值或基准值；o机组仍有节能潜力可挖，运行可控偏差分析显示，机组还存在多项导致煤耗增大的正偏差损失；o各项正偏差的数值就是电厂的节能潜力，也是进一步努力的方向。第24页/共48页o设计计算煤耗是难以达到的理想目标；o综合考虑不可避免损失和当年不可控偏差得出的达标煤耗，是实际可行且具有操作性的机组运行经济目标；o达标煤耗可作为判定运行机组技术经济指标是否达标的依据；o可控偏差分析可以为机组的节能运行指明方向，

12、各项正偏差即为机组的节能潜力 。o根据节能潜力分析结果，制定详细的节能计划。第25页/共48页第26页/共48页o通过试验确定机组优化运行方式：1.定滑压运行方式、循泵运行方式、冷却塔运行方式；2.锅炉燃烧优化运行方式：经济细度、配风方式等；o优化运行方式实现途径：1.电厂根据优化调整结果，制定相应的优化操作规程；2.通过优化管理系统，实时地对运行人员进行指导、月度值际考核来实现；3.将部分优化曲线，通过自动控制来实现。第27页/共48页第28页/共48页实际煤耗基准煤耗设计煤耗供电煤耗第29页/共48页o机组性能监测o耗差分析o考核报表第30页/共48页第31页/共48页凝汽器 凝汽器作为凝汽式汽轮机的一个重要组成部分，热力循环的冷源，它的工作性能直接影响整个机组的经济性和安全性。 凝汽器汽侧空气系数凝汽器水侧清洁系数凝汽器特性系数凝汽器实际传热系数凝汽器性能监测内容凝汽器理想传热系数第32页/共48页第33页/共48页第34页/共48页凝汽器故障凝汽器脏污严密性下降水侧故障通常通过水侧清洗处理汽侧故障通常先真空严密性试验，后进行捉漏、堵漏处理第35页/共48页凝汽器故障知识库及推理机流体力学及传热学原理模糊数学及神经网络循泵故障轴封汽中断凝汽器满水真空系统管路破裂真空系统不严密凝泵故障凝汽器铜管破裂低加铜管破裂凝汽器脏污循环水量不足真空泵故障高加危急疏水影响第36页/