教学课件 300MW机组能耗分析

华能现役300MW机组

节能评估及降耗措施研究

西安热工研究院有限公司杨寿敏

华能现役300MW机组

节能评估及降耗措施研究

西安热1主要内容

一、概况二、阳逻电厂节能评估三、达拉特电厂节能评估四、节能评估方法五、节约环保型燃煤电厂标准分析六、主要节能降耗技术措施

主要内容

一、概况2一、概况

为了实现国家“十一五节能减排目标”，自觉履行国有大型企业的社会责任，提高华能公司火电机组运营管理水平，根据集团公司安排，开展对现役300MW机组进行节能降耗研究工作。西安热工院组成专题研究小组，通过对阳逻电厂、达拉特电厂、丰镇电厂16台机组的现场调研，根据机组设计资料、设备系统特点、机组实际运行参数及近年来主要经济指标完成情况，结合同类型机组节能评估和节能改造经验，提出了3个电厂能耗定量分析结果，给出了主要节能技术措施，这些措施集团公司以导则形式予以发布，最后对节能潜力进行了预测，总结了节能评估方法。

一、概况

为了实现国家“十一五节能减排3二、阳逻电厂节能评估

1、设备概况阳逻电厂一、二期共装有四台300MW机组。一期1、2号锅炉系上海锅炉厂生产制造的SG-1025/18.1-M319型锅炉，1、2号汽轮机为上海汽轮机厂生产的C156型（N300－16.7/538/538）汽轮机，2台机组分别于1993年和1994年投产发电。二期3、4号锅炉分别为上海锅炉厂生产的SG-1025/18.1-M841型锅炉与武汉锅炉厂生产的WGZ-1025/18.24-2型锅炉。3、4号汽轮机均为上海汽轮机厂生产的H156型（N300－16.7/538/538），分别于1997年5月11日和1997年12月31日投产发电。二、阳逻电厂节能评估1、设备概况4

锅炉及汽轮机主要设计参数机组编号1、2号3号4号锅炉制造厂家上海锅炉厂武汉锅炉厂锅炉类型单炉膛型布置、仓储制钢球磨煤机制粉系统、亚临界中间再热、自然循环煤粉炉锅炉设计效率91.68%

91.99%

92.0%

汽轮机制造厂上海汽轮机厂

汽轮机型式亚临界、中间再热、高中压合缸、双缸双排汽、单轴凝汽式汽轮机汽轮机设计热耗率7993kJ/kWh

7900kJ/kWh

锅炉及汽轮机主要设计参数机组编号1、2号3号4号锅炉制52、全厂主要经济指标完成情况项目名称单位2003年2004年2005年发电量104×kWh601512604475650442发电煤耗g/kWh329329.1327.8发电厂用电率%5.535.635.43综合厂用电率%6.046.175.88生产供电煤耗g/kWh348.2348.7346.6综合供电煤耗g/kWh350.1350.7348.3年利用小时h501350375420年平均负荷MW238.3245.4244.52、全厂主要经济指标完63、影响全厂经济性指标的主要因素分析

3.1汽轮机缸效率

国产引进型300MW汽轮机普遍存在运行中各缸效率低，高压缸效率随运行时间增加不断下降，主要原因是汽轮机通流部分不完善、汽封间隙大、汽轮机内缸接合面漏汽严重、存在级间漏汽和蒸汽短路现象。根据阳逻电厂1～4号汽轮机实际运行缸效率计算分析，在额定负荷下，由于缸效率未达到设计值使每台机组平均热耗率升高260.1kJ/kWh，发电煤耗升高9.79g/kWh。1～4号汽轮机实际缸效率对热耗率和发电煤耗的影响量见下表。3、影响全厂经济性指标的主要因素分析7名称单位1号汽轮机2号汽轮机3号汽轮机4号汽轮机高压缸效率％77.6380.7476.7276.36中压缸效率％90.4889.9589.1989.9低压缸效率％85.2284.185.7987.2热耗率增加kJ/kWh239.19253.2360.22187.77发电煤耗增加g/kWh9.09.5313.567.07注：热耗率平均增加260.1kJ/kWh，发电煤耗平均增加9.79g/kWh。

名称单位1号汽轮机2号汽轮机3号汽轮机4号汽轮机高压缸％7783.2凝汽器真空根据等效热降计算方法，对于阳逻电厂300MW汽轮机组，凝汽器真空每升高1kPa，热耗率降低50.24kJ/kWh，供电煤耗降低2g/kWh。目前，阳逻电厂除2号机组外，其他3台机组真空系统运行性能较差，特别是1号和4号机组。根据各台机组实际运行中凝汽器入口冷却水温度和凝汽器真空，可折算到冷却水温度为20℃时凝汽器真空值，进而求出凝汽器真空与设计值的差值，4台机组平均真空与设计值相差1.86kPa，平均热耗率升高93.3kJ/kWh，平均发电煤耗升高3.72g/kWh，见下表。3.2凝汽器真空9参数名称单位1号机组3号机组4号机组4台机组平均凝汽器真空与设计值差kPa3.571.12.761.86热耗率升高kJ/kWh179.3655.26138.6693.3发电煤耗升高g/kWh7.142.25.523.72注：热耗率平均增加93.3kJ/kWh，发电煤耗平均增加3.72g/kWh。

参数名称单位1号机组3号机组4号机组4台机组凝汽器真空与设计103.3高压加热器运行端差

阳逻电厂1～4号机组多数高压加热器端差与设计值有一定差距，部分高压加热器运行端差较设计值好。当不计入加热器实际运行端差与设计端差为负值时对热耗率和发电煤耗的影响，在额定负荷下，平均每台机组热耗率升高14.1kJ/kWh，发电煤耗升高0.53g/kWh。3.3高压加热器运行端差113.4热力系统和高压疏水阀门泄漏

通过现场调研分析，阳逻电厂四台机组的热力及疏水系统存在内漏，并且有许多不合理之处。热力系统及疏水系统内漏，使得这一部分工质消耗了热量，不但做功减少，还引起凝汽器热负荷增加，真空变差，造成煤耗升高。初步估算热力及疏水系统内漏，平均每台机组热耗率升高160kJ/kWh，影响发电煤耗6g/kWh。3.4热力系统和高压疏水阀门泄漏123.5排烟温度

目前，阳逻电厂四台锅炉300MW负荷下的实际平均排烟温度冬秋季为139℃，夏季平均为151℃，平均比设计值高15℃左右，导致锅炉效率下降0.82个百分点，发电煤耗升高约2.62g/kWh。

四台锅炉的炉渣可燃物含量为3％～6％，飞灰可燃物含量为3%左右，基本上属于正常范围，进一步降低的空间不大。因此，在通过降低飞灰可燃物含量，提高锅炉效率方面，目前基本上无潜力可挖。3.5排烟温度133.6炉膛漏风、尾部烟道漏风、空预器漏风

目前，阳逻电厂各台锅炉机组的空预器漏风率基本都在12%左右，空预器的堵灰问题也比较严重，导致空预器的阻力增大。由于漏风，增加了锅炉的排烟热损失，降低了锅炉效率。3.6炉膛漏风、尾部烟道漏风、空预器漏风143.7制粉系统电耗

由于锅炉实际燃用煤质变差，发热量降低，灰分增大，造成制粉系统电耗增大。目前1、2锅炉制粉系统单耗较高，主要原因是磨煤机出力低。在实际燃煤的燃烧特性优于设计燃煤的情况下，目前四台锅炉的煤粉细度为7％～8％，比设计煤粉细度11%偏细较多，造成制粉系统单耗高。另外，排粉风机运行电流偏大，单耗也较高，主要原因是排粉风机入口的乏气风门开度小、阻力大，排粉风机与制粉系统不匹配造成排粉风机运行效率低。通过对制粉系统进行调整试验与诊断分析，并实施必要的技术改进，预期可使全厂发电厂用电率降低0.1个百分点。3.7制粉系统电耗153.8送风机、引风机电耗

由于存在较为严重的空预器堵灰与较大的空预器漏风率，造成送、引风机厂用电升高。应主要通过加强空预器吹灰与漏风治理，减小烟气阻力损失，从而降低送风机与引风机电耗。通过加强空预器吹灰与漏风治理，预期可使全厂发电厂用电率降低0.14个百分点。3.8送风机、引风机电耗163.9凝结水泵、凝结水升压泵电耗

现场调研结果分析表明，凝结水泵、凝结水升压泵的电耗较高，属于辅机配置不合理。可通过对凝结水泵、凝结水升压泵的性能诊断试验，提出改进方案，降低凝结水泵运行功率，预计减少厂用电100kW。3.9凝结水泵、凝结水升压泵电耗173.10循环水泵电耗阳逻电厂每2台机组配置3台循环水泵，每台循环水泵设计流量为26064m3/h，扬程31.5m，功率3150kW。循环水泵的运行方式通常不随机组负荷变化而调节，运行方式比较简单，单台泵运行或者两台泵并联运行，无法随机组真空、负荷的变化调节循环水流量。特别在冬季凝汽器进水温度较低时，可减少冷却水流量的情况下，无法调节循环水泵的流量使功耗减少。并且，循环水泵实际运行工况往往不在高效点，使泵的运行效率低于设计效率较多。根据2004年1号机组大修后热力性能试验结果，机组在额定工况下循环水泵耗电量占辅机总耗电量的22%。因此，循环水泵的耗电量对发电厂用电率的影响很大。3.10循环水泵电耗183.11出力系数根据国产引进型300MW汽轮机在不同工况下热力特性数据，结合多台同类型机组在不同工况下实测数据，经拟合得到不同工况下发电煤耗和发电厂用电率与出力系数的关系。2005年阳逻电厂实际完成发电煤耗327.8g/kWh，发电厂用电率5.43%，生产供电煤耗346.6g/kWh，平均利用小时5420小时，平均负荷率（出力系数）0.815，平均负荷率低于额定负荷使发电煤耗升高3.0g/kWh，发电厂用电率升高0.36个百分点。3.11出力系数19出力系数与发电煤耗影响系数关系曲线出力系数与发电煤耗影响系数关系曲线20出力系数对发电厂用电率的修正计算出力系数对发电厂用电率的修正计算213.12影响全厂经济性指标汇总

在额定负荷下，与设计值相比，各种因素使全厂机组平均热耗率升高688.2kJ/kWh，锅炉效率下降0.82个百分点，发电厂用电率升高1.3个百分点（含辅机设计裕量过大的影响），发电煤耗升高28.8g/kWh，汇总结果见下表。2005年全厂完成发电煤耗327.8g/kWh，全厂平均设计发电煤耗为299.8g/kWh。因此，各种因素可使发电煤耗实际升高26.18g/kWh，2005年应完成发电煤耗326.0g/kWh，与实际完成值非常接近。分析结果表明：各种因素对发电煤耗、发电厂用电率定量分析结果符合实际情况。3.12影响全厂经济性指标汇总22

通过各种影响因素的定量分析，阳逻电厂实际运行煤耗和厂用电率高的主要原因是：汽轮机通流效率低、凝汽器真空差、系统内漏量大、排烟温度高、锅炉漏风率大（炉膛漏风、尾部烟道漏风、空预器漏风）、辅机电耗高、平均负荷率低。此外，设计上存在先天不足，也对经济性指标产生一定的影响。锅炉设计燃用贫煤，炉膛结构尺寸设计不合理，设计锅炉效率低；一期汽轮机属早期产品，末级叶片短（一期末级叶片长度869mm，二期末级叶片长度905mm），热耗率高；辅机设计裕量过大，厂用电率高。通过各种影响因素的定量分析，阳逻电厂实际运行23参数名称热耗率

锅炉效率

发电厂用电率

发电煤耗

损失分类汽轮机缸效率低260.1

0.149.79部分可控凝汽器真空差93.3

0.0533.72部分可控热力及疏水系统内漏160

0.0876.0部分可控加热器端差大14.1

0.0080.53可控排烟温度高

0.820.0382.62部分可控全年真空随环境温度变化

45.2

0.026

1.8

不可控

参数名称热耗率锅炉效率发电厂用发电煤耗损失分类汽轮机24参数名称热耗率

锅炉效率

发电厂用电率

发电煤耗

损失分类机组启停22.5

0.0130.85部分可控减温水量5.3

0.0030.2部分可控蒸汽参数偏离设计值8.0

0.0040.3部分可控负荷率79.7

0.363.0不可控锅炉辅机

0.34部分可控汽轮机辅机

45.2

0.23

部分可控

合计688.20.821.328.8参数名称热耗率锅炉效率发电厂用发电煤耗损失分类机组启254、影响全厂经济性指标的主要因素分析

1、汽轮机本体技术改造

建议重点开展以下工作：更换调节级喷嘴；加装调节级叶顶汽封；采用布莱登汽封或蜂窝汽封改进原有汽封结构；进汽导管密封工艺改为“钟罩式”；高中压内、外缸夹层挡汽环加装汽封；取消高压缸蒸汽冷却管；改进低压内缸及持环中分面螺栓；合理调整通流间隙及清洁通流部分。通过汽轮机本体技术改造，在额定负荷下，预期高压缸效率可达到83.5%，中压缸效率可达到90.5%，低压缸效率可达到85.5%，平均每台机组热耗率降低120.37kJ/kWh，发电煤耗降低4.53g/kWh。4、影响全厂经济性指标的主要因素分析1、汽轮机本体技术改造26

2、真空系统试验诊断及治理

通过真空系统的诊断与治理，平均每台机组真空可提高1.41kPa，热耗率降低70.8kJ/kWh，发电煤耗降低2.82g/kWh。主要进行以下工作：重点治理1号、4号机组凝汽器真空；3号机组真空系统检漏堵漏；建议更换二次滤网，减小系统阻力，降低循环水泵耗功。建议改造或更换胶球清洗装置，提高收球率。2、真空系统试验诊断及治理273、热力及疏水系统内漏治理（1）主蒸汽系统：取消主蒸汽供轴封；合并高压导汽管疏水；取消导汽管通风阀；调节级疏水增加手动门；合并高压外缸疏水与高排逆止门前疏水；取消高压缸排汽区疏水；合并中压导汽管疏水；取消中压缸中部疏水；合并中压缸排汽区疏水与4抽逆止门前疏水。（2）加热器疏水放气系统：取消各加热器汽侧排大气门及管道；将高压加热器危急疏水调整门更换为电动门。（3）轴封系统：取消主蒸汽供轴封；取消冷再供轴封；合并轴封供汽母管上各路疏水；轴封溢流主路改至8号低加。（4）凝结水及小汽轮机蒸汽系统：取消凝结水泵出口至补水箱管道及阀门；合并A小机主汽门前疏水；合并B小机主汽门前疏水。通过对热力系统及疏水系统进行完善化改进，结合对高压阀门内漏治理，预期可使每台机组平均热耗率降低106.2kJ/kWh，发电煤耗降低4g/kWh。3、热力及疏水系统内漏治理284、凝结水泵及凝结水升压泵改造（1）凝结水泵叶轮改造，降低扬程，减少运行时凝结水系统的节流损失。预期可使凝结水泵运行功率降低100kW，发电厂用电率降低0.03个百分点。（2）凝结水泵和凝结水升压泵采用变频调节，根据机组不同负荷，调节泵的运行转速，以适应机组对凝结水压力和流量的需求。该方案节能效果明显，特别是在低负荷工况运行时，节能效果显著。缺点是投资大，运行调整复杂，对变频设备的可靠性要求高。

4、凝结水泵及凝结水升压泵改造295、循环水泵改造

循环水泵电机改为双速电机，可在不同季节、不同负荷，调节循环水泵的运行转速，以调节循环水流量，尤其是低负荷工况节电效果显著。建议对全厂2台或4台循环水泵电机进行改造。该方案在国内成功实施的技术改造较多，已取得了一定的经济效果，且投资改造费用低。

5、循环水泵改造306、一次风机改造

一次风机在锅炉额定负荷和70%负荷下运行电流相差10A，由于阳逻电厂近年来四台机组的负荷率仅为80％左右，建议对一次风机进行试验分析，通过对节能量、投资回收期和可靠性进行技术经济评价后，以确定是否进行变频调速改造。7、加强燃煤管理

加强对入厂煤源的管理，严格控制入厂煤的质量，加强入炉煤的计量与煤质检验，使入厂煤与入炉煤热值差控制在正常范围内。加强堆煤与配煤管理，提高混煤的掺烧效果。6、一次风机改造318、节能潜力预测

通过全面实施以上技术改进方案与运行调整，在额定负荷下，可使汽轮机热耗率降低315.5kJ/kWh，锅炉效率提高0.27个百分点，发电煤耗降低12.7g/kWh，发电厂用电率降低0.75个百分点。在利用小时≥6000小时，预期发电煤耗降低12.5g/kWh，发电厂用电率降低0.68个百分点；预期发电煤耗可达到314.7g/kWh，发电厂用电率可达到4.63%，供电煤耗可达到330.0g/kWh。根据测算，阳逻电厂发电厂用电率可达到节约环保型燃煤电厂标准的要求，供电煤耗与标准值相差1.0g/kWh，若考虑该厂锅炉设计为燃用贫煤，对燃煤适当进行修正，基本可以达到节约环保型燃煤电厂标准的要求。8、节能潜力预测32项目名称

100%负荷

利用小时≥6000小时

发电煤耗

发电厂用电率

发电煤耗发电厂用电率

汽轮机通流改进4.530.0654.450.058凝汽器真空系统治理2.820.0412.760.037热力、疏水系统改进及内漏治理4.00.0583.90.052加热器端差大运行调整0.530.0070.520.006降低排烟温度0.850.010.830.009项目名称100%负荷利用小时≥6000小时发电煤耗发33项目名称

100%负荷

利用小时≥6000小时

发电煤耗

发电厂用电率

发电煤耗发电厂用电率

锅炉及空预器漏风治理

0.14

0.126制粉系统诊断优化及改进

0.1

0.09排粉风机局部改造

0.1

0.09凝结水泵、凝结水升压泵改进

0.03

0.027循环水泵电机改为双速电机

0.2

0.18合计12.70.7512.50.68项目名称100%负荷利用小时≥6000小时发电煤耗发34三、达拉特电厂节能评估

1、设备概况

达拉特发电厂目前装有6台33万千瓦燃煤发电机组，一期工程1号、2号机组分别于1995年11月15日、1996年11月30日投产发电；二期工程3号、4号机组分别于1998年6月16日、1999年2月8日投产发电；三期工程5号、6号机组分别于2004年8月9日、10月29日投产发电。7号、8号为600MW空冷机组，分别于2006年、2007年投运，不在这次节能评估的范围。

三、达拉特电厂节能评估

1、设备概况35

锅炉与汽轮机设备主要设计参数汇总表

机组编号1、2、3、4号

5、6号

锅炉型号B&WB-1025/18.44-M

SG－1018/18.55-M864

锅炉设计效率91.96%93.48%锅炉制造厂北京巴威公司上海锅炉厂锅炉类型单炉膛型布置、正压直吹式制粉系统、MPS中速磨煤机、亚临界中间再热、自然循环煤粉炉

燃烧方式后墙对冲燃烧方式四角同心反切圆燃烧方式汽轮机制造厂北重－阿尔斯通北京汽轮电机厂汽轮机类型亚临界、中间一次再热、单轴三缸、两排汽凝汽式汽轮机

保证热耗率7750.18kJ/kWh

7672.3kJ/kWh

锅炉与汽轮机设备主要设计参数汇总表机组编号136

2、全厂主要经济指标完成情况

2005年度全厂六台330MW机组平均利用小时7534小时，完成生产供电煤耗340.98g/kWh，发电厂用电率7.22%。2006年全厂六台330MW机组平均利用小时6914小时，比2005年减少620小时；完成生产供电煤耗338.8g/kWh，比2005年下降2.18g/kWh；发电厂用电率7.13%，比2005年下降0.09个百分点。与华能创建节约环保型燃煤电厂标准中规定的同类型330MW燃煤发电机组供电煤耗330g/kWh和发电厂用电率7.0%相比，2006年达拉特电厂的生产供电煤耗高出8.8g/kWh，发电厂用电率高出0.13个百分点。2、全厂主要经济指标完成情况373、主要评估结果3.1汽轮机缸效率根据6台机组实际运行的各缸效率，通过与设计值对比分析，由于缸效率低于设计值使热耗率升高140.2kJ/kWh，发电煤耗升高5.34g/kWh。该型汽轮机通流部分结构设计比较合理，通常通流部分结构改进裕度不大。运行中汽轮机缸效率低，首先要检查压力温度测量数据是否准确。若判明汽轮机缸效率低，可能的原因是：部分负荷下，调节汽门节流损失大；通流部分间隙大，漏汽量大；通流部分结垢严重；汽封间隙不合理等。因此，应利用机组大修期间揭缸检查，尽量消除通流部分缺陷。据初步估算，通过对通流部分清理及检查处理，可使热耗率降低26.6kJ/kWh，发电煤耗降低1.0g/kWh。3、主要评估结果383.2凝汽器真空

对于达拉特电厂330MW汽轮机组，凝汽器真空每升高1kPa，热耗率降低47.8kJ/kWh，发电煤耗降低1.8g/kWh。目前，除3号机组外，其他5台机组真空系统运行性能较差。

1号机组2.87kPa;2号机组1.2kPa;4号机组1.37kPa;5号机组1.85kPa;6号机组2.93kPa

，平均1.99kPa。真空低使全厂发电煤耗升高3.58g/kWh。建议对冷端系统进行详细、全面诊断试验，提出综合治理措施。必要时，更换冷却塔淋水填料等。通过对真空系统综合治理，可使机组真空提高1.29kPa，发电煤耗降低2.3g/kWh。3.2凝汽器真空393.3热力及疏水系统

初步估算热力及疏水系统内漏，平均每台机组热耗率升高106.4kJ/kWh，影响发电煤耗4.0g/kWh。

去掉轴加出口至除盐水箱一路；汽轮机冷再疏水直接排地沟；

辅汽供轴封门前疏水与辅汽联箱疏水合并，去掉中间的阀门；去掉6号高加蒸汽冷却器进汽管的排空气管道；高调门后疏水和导汽管疏水合并；辅汽供轴封滤网去掉；辅汽供轴封滤网放水管去掉；启动锅炉来汽的所有管道、阀门全部去掉；辅汽联箱蒸汽管道至除氧器调门后疏水管及阀门去掉；除氧循环泵入口虑网放水管道、阀门去掉；B5段抽汽逆止门后排空气管道、阀门去掉；高加疏水流量测量管道、阀门去掉；去掉6号高加蒸汽冷却器疏水管的排空气管道、阀门；6号高加、7号高加、6号高加蒸汽冷却器的排空气管接至除氧器；将B4抽从A4抽管现B4抽电动门前加堵头，其余全部去掉；将发电机定冷水箱氢气溢流出口与排油烟风机出口管分开，单独排大气；A、B凝升泵出口电动门前放水管与除氧器调门前放水管合并；6号高加事故疏水手动门前排空气管道、阀门去掉；

生加疏水至2＃机的管道、阀门去掉；高调门后疏水和高压导汽管疏水合并后引至高压疏扩；

从除盐水箱引至热网减温水母管、阀门去掉；

检修或更换内漏的阀门；调整加热器水位，使端差尽量接近设计值。通过对热力系统及疏水系统进行完善化改进，结合对高压阀门内漏治理，预期可使每台机组平均热耗率降低53.2kJ/kWh，发电煤耗降低2.0g/kWh。

3.3热力及疏水系统403.4排烟温度达拉特电厂1、2、3、4、5、6号锅炉排烟温度较设计值分别高17.5℃

、10℃

、10℃

、7.4℃

、14.4℃

、15.4℃

，平均高12.3℃，影响锅炉效率0.67个百分点，发电煤耗升高2.1g/kWh。根据达拉特电厂的实际情况，针对排烟温度高应开展专题研究，以确定合理的实施方案。一方面通过燃烧调整试验，确定合理的运行方式。另一方面在空预器漏风大治理后，必要时再考虑改造方案。3.4排烟温度413.5凝结水泵、凝升泵、循环水泵变频改造通过对凝结水泵、凝升泵变频改造，可使电耗减少400kW，发电厂用电率下降0.14个百分点。通过对循环水泵变频改造，可使循环水泵电耗减少900kW，发电厂用电率下降0.32个百分点。3.6一次风机和引风机技术改进一次风机叶轮改造，使风机与制粉系统匹配，可降低发电厂用电率0.1个百分点。

空预器漏风和积灰堵塞治理，可降低发电厂用电率0.08个百分点。3.5凝结水泵、凝升泵、循环水泵变频改造423.7过热器、再热器减温水量正常运行时，由于过热器、再热器减温水量大，使发电煤耗升高1.74g/kWh。3.8冬季采暖供热由于达拉特所处地区冬季寒冷，采暖周期长，冬季厂房采暖供热量大、时间长，据统计2006年～2007年度采暖期抽汽量为316331吨，影响发电煤耗2.66g/kWh。3.9出力系数

2006年达拉特电厂平均出力系数为0.82，出力系数使发电煤耗、发电厂用电率升高分别为2.6g/kWh和0.47个百分点。3.7过热器、再热器减温水量434、节能潜力预测各种技术措施使发电煤耗降低量(7.16)见下图。4、节能潜力预测44

各种技术措施使发电厂用电率降低量(0.57）见下图。各种技术措施使发电厂用电率降低量(0.57）见下图。455、主要结果汇总（1）达拉特电厂6×330MW机组实际完成的发电煤耗、生产厂用电率、生产供电煤耗与华能公司创建节约环保型燃煤电厂标准的要求有一定差距。主要原因是：汽轮机通流效率低、凝汽器真空差、系统存在内漏、减温水量大、排烟温度高、部分机组空预器漏风率大、辅机电耗高、采暖供热量大等。这些因素在额定负荷下，使发电煤耗升高24.0g/kWh。5、主要结果汇总46

（2）为实现华能集团公司创建节约环保型燃煤电厂标准的要求，建议达拉特电厂开展以下工作：进行汽轮机通流部分检查及处理、热力及疏水系统改造、凝汽器真空差综合治理、减温水量大运行调整、空预器漏风率大治理、锅炉燃烧与制粉系统优化调整试验、引风机与一次风机技术改造、凝结水泵和凝结水升压泵、循环水泵变频改造。通过全面实施以上技术改进与运行调整，在额定负荷下，可使发电煤耗降低7.16g/kWh，发电厂用电率降低0.57个百分点。在利用小时≥6000小时，预期发电煤耗降低7.02g/kWh，发电厂用电率降低0.76个百分点；预期发电煤耗可达到307.6g/kWh，发电厂用电率可达到6.37%，生产供电煤耗可达到328.5g/kWh。（2）为实现华能集团公司创建节约环保型燃煤电厂标准的47四、节能评估方法1、收集设计资料及运行数据

（1）收集机组运行规程、汽轮机及锅炉说明书、主要辅机设计规范、汽轮机热力特性说明书、试验报告等。包括：锅炉保证效率、汽轮机保证热耗率、各工况热平衡图、主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热器压损、再热器温度、凝汽器真空、减温水量对热耗率的影响关系。（2）

近几年机组主要运行参数统计数据、不同季节主要运行参数及主要运行指标。如：发电量、运行小时、出力系数、发电煤耗、发电厂用电率、综合厂用电率、生产供电煤耗、综合供电煤耗、机组启停次数。四、节能评估方法482、电厂介绍及现场查看

主要介绍近几年主要经济性指标完成情况、机组存在的设计及运行问题。现场查看机组实际运行情况，记录主要运行参数等。3、各种影响因素定量分析汽轮机各缸效率、真空、热力系统泄漏、给水温度、加热器端差、凝结水过冷度、凝结水泵焓升、给水泵焓升、减温水量、飞灰含碳量、排烟温度、运行参数、空预器漏风、循环水泵、凝结水泵、风机、制粉系统裕量、保温、环境温度、机组启停次数、出力系数。2、电厂介绍及现场查看493.1汽轮机缸效率在额定负荷下，特别是保持调节汽门开度与给定开度一致，根据机组实际运行参数，可计算实际高、中压缸效率，低压缸效率可根据考核试验结果推算。依据缸效率与设计值的差值，及各缸效率每降低1个百分点对热耗率的影响量，可得到缸效率降低对热耗率及发电煤耗的影响量。3.2真空简单实用的方法是根据汽轮机THA工况和夏季工况设计数据，求出两个工况真空差值和热耗率差值，真空差值和热耗率差值按线性考虑。3.1汽轮机缸效率503.3热力系统泄漏检查热力系统阀门泄漏，并列出清单，根据经验估算对发电煤耗的影响。3.4环境温度环境温度高，凝汽器入口循环水温度高，真空差。由于受汽轮机末级排汽阻塞背压的影响，如：300MW机组阻塞背压为3.6kPa，机组年平均真空要高于设计真空。一般情况海水冷却环境温度影响1.4～1.6g/kWh；南方开式和北方闭式1.8～2.0g/kWh；南方闭式和北方超临界闭式循环2.0～2.2g/kWh；空冷机组将再增加1.0g/kWh。3.3热力系统泄漏513.5排烟温度排烟温度的影响可根据锅炉设计排烟温度与环境温度差值与排烟损失近似按线性考虑，结合机组实际排烟温度进行分析计算。3.6机组启停机组启停对发电煤耗的影响与机组启停方式、启停特性、年利用小时数有关。一般情况下，机组启停1次年平均发电煤耗升高0.05～0.15g/kWh；冷态启动0.1～0.12g/kWh；热态启动0.05～0.08g/kWh；利用小时数降低影响量将增大。3.5排烟温度523.7出力系数出力系数可按已介绍过的曲线进行计算。3.8减温水量和运行参数统计减温水量和运行参数，并结合热力特性修正曲线予以计算。3.9其他影响给水温度、加热器端差、凝结水过冷度、凝结水泵焓升、给水泵焓升按照耗差分析结果予以计算。发电煤耗影响量与设计发电煤耗之和，与机组实际运行的发电煤耗应基本一致，一般误差不超过2g/kWh。3.7出力系数534、节能潜力预测

根据各种因素定量分析结果，提出节能建议或原则性方案，并对各种建议或方案进行节能潜力预测，提交节能评估报告。必要时，应结合具体情况进行下一步节能诊断工作。4、节能潜力预测54五、节约环保型燃煤发电厂标准分析

为了推动公司的节能工作，集团公司相继出台了创建节约环保型企业规划、节约环保型燃煤示范电厂标准、节约环保型燃煤发电厂标准及节约环保型燃煤发电厂验收管理办法等，为公司的节能工作提出了方向和具体目标，构建了华能公司创建节约环保型企业的标准体系。在标准中规定的各类燃煤机组的发电煤耗、生产厂用电率、生产供电煤耗指标确实是非常高的，实现的难度也是很大的，但是经过努力是可以实现的。为了使大家对主要指标有一个全面系统的了解，现结合超超临界机组、超临界机组、300MW亚临界机组、300MW亚临界空冷机组作介绍。五、节约环保型燃煤发电厂标准分析55

1、主要因素对发电煤耗的影响量超超临界超临界300MW亚临界300MW亚临界空冷发电煤耗基准值284295313323设计发电煤耗271280296305缸效率3577排污、排汽1.51.522吹灰、减温水1111环境温度2222.5～3蒸汽参数1111系统泄漏1111机组启停1111出力系数2.52.522.51、主要因素对发电煤耗的影响562、主要因素对发电厂用电率的影响量名称超超临界超临界300MW发电厂用电率基准值5.2%(含脱硫）5.7%(含脱硫）4.8%(不含脱硫）实测结果4.33%～4.43%(含脱硫）4.86%(含脱硫）3.8%(不含脱硫）2、主要因素对发电厂用电率的影响量名称超超临界超临界3057

一般情况下，发电厂用电率的基准值较100％负荷下的实测值高0.8～1.0个百分点。主要考虑的因素有：80％负荷较100％负荷发电厂用电率增加0.4～0.5个百分点；发电煤耗不可避免的升高部分使发电厂用电率增加0.2～0.3个百分点；机组启停使发电厂用电率增加0.1～0.2个百分点。因此，从不同机组发电厂用电率实测结果可以看出标准的规定值基本上是合理的。对于特殊煤种，如无烟煤，可再给予适当修正。一般情况下，发电厂用电率的基准值较100％负荷下的实58六、主要节能降耗技术措施

1、汽轮机本体改进1.1更换调节级叶片

针对哈尔滨汽轮机厂生产的引进型300MW汽轮机，由于采用48通道的喷嘴，调节级喷嘴出汽边易出现应力腐蚀现象而产生损伤，建议将调节级喷嘴更换成126通道的结构，并适当调整调节级各处的汽封间隙。

1.2加装调节级叶顶汽封增加调节级叶顶汽封数量，将原一道汽封改为二道或四道汽封，减少调节级的级间漏汽量，提高调节级效率。六、主要节能降耗技术措施1、汽轮机本体改进591.3改进平衡盘汽封结构

300MW汽轮机的进汽平衡盘和排汽平衡盘的直径较大，若汽封间隙不合适，易造成大量蒸汽泄漏，影响机组运行的经济性。为减少漏汽损失，可采用新型汽封（布莱登汽封或蜂窝汽封）改进原有汽封结构。具体采用哪种型式的汽封，应结合各厂实际情况进行选型。

1.4改进导汽管密封形式对于采用密封环结构形式的导汽管，由于在安装过程中易发生密封环破碎，运行期间易发生蒸汽泄露，影响机组运行的安全性及经济性。可将导汽管的密封改为“钟罩式”密封结构，或采用材质及加工质量有保证的密封环。1.3改进平衡盘汽封结构601.5高中压内、外缸夹层挡汽环加装阻汽片在高压静叶持环下半与外缸间的挡汽环处加装固定式阻汽片用以调整汽轮机夹层蒸汽流向，减小汽轮机上、下缸温差，提高汽轮机运行的安全性及经济性。1.6取消中压缸冷却蒸汽对于早期投产的引进型300MW机组，由于中压缸冷却蒸汽管的设置与原设计思想不相符，应予以取消。1.7改进低压内缸及持环中分面螺栓低压内缸及持环中分面螺栓的结构和紧固方式不合理，易造成中分面漏汽，影响汽轮机运行的经济性。可通过适当增加螺栓直径、缩短螺杆长度，将紧固方式由冷紧改为热紧等方式，增大螺栓紧力，减少漏汽。1.5高中压内、外缸夹层挡汽环加装阻汽片611.8合理调整通流间隙及清洁通流部分由于汽缸壁较薄，全实缸状态下会发生变形，因此在调整通流部分间隙时，应按椭圆进行调整；调整前应扣空缸，拧紧密封面螺栓，实测汽缸变形量；调整通流部分间隙时，应按制造厂提供的间隙中下限执行。反动式汽轮机叶轮之间和隔板之间轴向距离较小，汽道表面无法进行人工清洁，应进行水力或气力清洁通流部分，有条件情况下推荐采用喷丸处理工艺。1.8合理调整通流间隙及清洁通流部分622、汽轮机热力系统改进2.1主再热蒸汽疏水2、汽轮机热力系统改进632.2高压导汽管

改进前改进后改进前、后高压导汽管系统2.2高压导汽管642.3中压导汽管改进前、后中压导汽管疏水2.3中压导汽管改进前、后中压导汽管疏水652.4旁路系统取消低压旁路后疏水门，直管接通。将锅炉侧5%启动旁路由4路改为2路，减少内漏，降低扩容器热负荷。

2.5其他疏水将高压外缸疏水直接接入高排逆止门前疏水管上，取消疏水门；取消高排通风阀和高排通风系统；将高、中压平衡管下部二根平衡管疏水合并，并与4抽电动门前疏水在疏水门前合并，取消4根平衡管上的节流孔板；取消中压缸排汽区疏水及中压缸中部疏水。

2.4旁路系统663、汽轮机冷端系统

汽轮机冷端系统运行优化调整；真空泵冷却水源改造；真空系统泄漏治理；循环水泵电机改为双速电机；循环水泵变频改造；凝结水泵减少一级叶轮；凝结水泵变频改造；冷却水塔改造；凝汽器改造等。3、汽轮机冷端系统674、空气预热器改造

国内已有许多电厂采用国外技术（英国HOWDEN公司VN）对空气预热器进行了技术改造，取得了明显效果。其中包括：扇形板静密封改造；径向双密封改造；将冷端径向密封片调成“V”形；轴向双密封改造；调整旁路密封；对转子下部圆周密封结构进行改造；吹灰器改造等。5、送、引风机技术改进

动叶可调轴流式送、引风机设计参数与运行参数不匹配，可对叶轮进行改造；静叶调节轴流式引风机电机可改为双速电机或变频改造；离心式引风机、离心式一次风机可采用叶轮改造和变频调速改造综合改造方案；排粉风机可通过风机叶轮改造。4、空气预热器改造686、锅炉燃烧及制粉系统优化调整根据燃煤特性，进行燃烧及制粉系统优化调整试验，确定燃煤量与风量的合理配比，及煤粉的经济细度，以降低飞灰含碳量，控制排烟温度，提高锅炉运行效率。

通过以上分析，可以看出节能降耗的重点和关键是：保证锅炉安全稳定运行；采用先进技术改造辅机；挖掘汽轮机及热力系统节能潜力。创建节约环保型电厂的目标就一定能实现！6、锅炉燃烧及制粉系统优化调整69西安热工研究院有限公司ThermalPowerResearchInstitute谢谢！西安热工研究院有限公司ThermalPowerResea70

华能现役300MW机组

节能评估及降耗措施研究

西安热工研究院有限公司杨寿敏

华能现役300MW机组

节能评估及降耗措施研究

西安热71主要内容

一、概况二、阳逻电厂节能评估三、达拉特电厂节能评估四、节能评估方法五、节约环保型燃煤电厂标准分析六、主要节能降耗技术措施

主要内容

一、概况72一、概况

为了实现国家“十一五节能减排目标”，自觉履行国有大型企业的社会责任，提高华能公司火电机组运营管理水平，根据集团公司安排，开展对现役300MW机组进行节能降耗研究工作。西安热工院组成专题研究小组，通过对阳逻电厂、达拉特电厂、丰镇电厂16台机组的现场调研，根据机组设计资料、设备系统特点、机组实际运行参数及近年来主要经济指标完成情况，结合同类型机组节能评估和节能改造经验，提出了3个电厂能耗定量分析结果，给出了主要节能技术措施，这些措施集团公司以导则形式予以发布，最后对节能潜力进行了预测，总结了节能评估方法。

一、概况

为了实现国家“十一五节能减排73二、阳逻电厂节能评估

1、设备概况阳逻电厂一、二期共装有四台300MW机组。一期1、2号锅炉系上海锅炉厂生产制造的SG-1025/18.1-M319型锅炉，1、2号汽轮机为上海汽轮机厂生产的C156型（N300－16.7/538/538）汽轮机，2台机组分别于1993年和1994年投产发电。二期3、4号锅炉分别为上海锅炉厂生产的SG-1025/18.1-M841型锅炉与武汉锅炉厂生产的WGZ-1025/18.24-2型锅炉。3、4号汽轮机均为上海汽轮机厂生产的H156型（N300－16.7/538/538），分别于1997年5月11日和1997年12月31日投产发电。二、阳逻电厂节能评估1、设备概况74

锅炉及汽轮机主要设计参数机组编号1、2号3号4号锅炉制造厂家上海锅炉厂武汉锅炉厂锅炉类型单炉膛型布置、仓储制钢球磨煤机制粉系统、亚临界中间再热、自然循环煤粉炉锅炉设计效率91.68%

91.99%

92.0%

汽轮机制造厂上海汽轮机厂

汽轮机型式亚临界、中间再热、高中压合缸、双缸双排汽、单轴凝汽式汽轮机汽轮机设计热耗率7993kJ/kWh

7900kJ/kWh

锅炉及汽轮机主要设计参数机组编号1、2号3号4号锅炉制752、全厂主要经济指标完成情况项目名称单位2003年2004年2005年发电量104×kWh601512604475650442发电煤耗g/kWh329329.1327.8发电厂用电率%5.535.635.43综合厂用电率%6.046.175.88生产供电煤耗g/kWh348.2348.7346.6综合供电煤耗g/kWh350.1350.7348.3年利用小时h501350375420年平均负荷MW238.3245.4244.52、全厂主要经济指标完763、影响全厂经济性指标的主要因素分析

3.1汽轮机缸效率

国产引进型300MW汽轮机普遍存在运行中各缸效率低，高压缸效率随运行时间增加不断下降，主要原因是汽轮机通流部分不完善、汽封间隙大、汽轮机内缸接合面漏汽严重、存在级间漏汽和蒸汽短路现象。根据阳逻电厂1～4号汽轮机实际运行缸效率计算分析，在额定负荷下，由于缸效率未达到设计值使每台机组平均热耗率升高260.1kJ/kWh，发电煤耗升高9.79g/kWh。1～4号汽轮机实际缸效率对热耗率和发电煤耗的影响量见下表。3、影响全厂经济性指标的主要因素分析77名称单位1号汽轮机2号汽轮机3号汽轮机4号汽轮机高压缸效率％77.6380.7476.7276.36中压缸效率％90.4889.9589.1989.9低压缸效率％85.2284.185.7987.2热耗率增加kJ/kWh239.19253.2360.22187.77发电煤耗增加g/kWh9.09.5313.567.07注：热耗率平均增加260.1kJ/kWh，发电煤耗平均增加9.79g/kWh。

名称单位1号汽轮机2号汽轮机3号汽轮机4号汽轮机高压缸％77783.2凝汽器真空根据等效热降计算方法，对于阳逻电厂300MW汽轮机组，凝汽器真空每升高1kPa，热耗率降低50.24kJ/kWh，供电煤耗降低2g/kWh。目前，阳逻电厂除2号机组外，其他3台机组真空系统运行性能较差，特别是1号和4号机组。根据各台机组实际运行中凝汽器入口冷却水温度和凝汽器真空，可折算到冷却水温度为20℃时凝汽器真空值，进而求出凝汽器真空与设计值的差值，4台机组平均真空与设计值相差1.86kPa，平均热耗率升高93.3kJ/kWh，平均发电煤耗升高3.72g/kWh，见下表。3.2凝汽器真空79参数名称单位1号机组3号机组4号机组4台机组平均凝汽器真空与设计值差kPa3.571.12.761.86热耗率升高kJ/kWh179.3655.26138.6693.3发电煤耗升高g/kWh7.142.25.523.72注：热耗率平均增加93.3kJ/kWh，发电煤耗平均增加3.72g/kWh。

参数名称单位1号机组3号机组4号机组4台机组凝汽器真空与设计803.3高压加热器运行端差

阳逻电厂1～4号机组多数高压加热器端差与设计值有一定差距，部分高压加热器运行端差较设计值好。当不计入加热器实际运行端差与设计端差为负值时对热耗率和发电煤耗的影响，在额定负荷下，平均每台机组热耗率升高14.1kJ/kWh，发电煤耗升高0.53g/kWh。3.3高压加热器运行端差813.4热力系统和高压疏水阀门泄漏

通过现场调研分析，阳逻电厂四台机组的热力及疏水系统存在内漏，并且有许多不合理之处。热力系统及疏水系统内漏，使得这一部分工质消耗了热量，不但做功减少，还引起凝汽器热负荷增加，真空变差，造成煤耗升高。初步估算热力及疏水系统内漏，平均每台机组热耗率升高160kJ/kWh，影响发电煤耗6g/kWh。3.4热力系统和高压疏水阀门泄漏823.5排烟温度

目前，阳逻电厂四台锅炉300MW负荷下的实际平均排烟温度冬秋季为139℃，夏季平均为151℃，平均比设计值高15℃左右，导致锅炉效率下降0.82个百分点，发电煤耗升高约2.62g/kWh。

四台锅炉的炉渣可燃物含量为3％～6％，飞灰可燃物含量为3%左右，基本上属于正常范围，进一步降低的空间不大。因此，在通过降低飞灰可燃物含量，提高锅炉效率方面，目前基本上无潜力可挖。3.5排烟温度833.6炉膛漏风、尾部烟道漏风、空预器漏风

目前，阳逻电厂各台锅炉机组的空预器漏风率基本都在12%左右，空预器的堵灰问题也比较严重，导致空预器的阻力增大。由于漏风，增加了锅炉的排烟热损失，降低了锅炉效率。3.6炉膛漏风、尾部烟道漏风、空预器漏风843.7制粉系统电耗

由于锅炉实际燃用煤质变差，发热量降低，灰分增大，造成制粉系统电耗增大。目前1、2锅炉制粉系统单耗较高，主要原因是磨煤机出力低。在实际燃煤的燃烧特性优于设计燃煤的情况下，目前四台锅炉的煤粉细度为7％～8％，比设计煤粉细度11%偏细较多，造成制粉系统单耗高。另外，排粉风机运行电流偏大，单耗也较高，主要原因是排粉风机入口的乏气风门开度小、阻力大，排粉风机与制粉系统不匹配造成排粉风机运行效率低。通过对制粉系统进行调整试验与诊断分析，并实施必要的技术改进，预期可使全厂发电厂用电率降低0.1个百分点。3.7制粉系统电耗853.8送风机、引风机电耗

由于存在较为严重的空预器堵灰与较大的空预器漏风率，造成送、引风机厂用电升高。应主要通过加强空预器吹灰与漏风治理，减小烟气阻力损失，从而降低送风机与引风机电耗。通过加强空预器吹灰与漏风治理，预期可使全厂发电厂用电率降低0.14个百分点。3.8送风机、引风机电耗863.9凝结水泵、凝结水升压泵电耗

现场调研结果分析表明，凝结水泵、凝结水升压泵的电耗较高，属于辅机配置不合理。可通过对凝结水泵、凝结水升压泵的性能诊断试验，提出改进方案，降低凝结水泵运行功率，预计减少厂用电100kW。3.9凝结水泵、凝结水升压泵电耗873.10循环水泵电耗阳逻电厂每2台机组配置3台循环水泵，每台循环水泵设计流量为26064m3/h，扬程31.5m，功率3150kW。循环水泵的运行方式通常不随机组负荷变化而调节，运行方式比较简单，单台泵运行或者两台泵并联运行，无法随机组真空、负荷的变化调节循环水流量。特别在冬季凝汽器进水温度较低时，可减少冷却水流量的情况下，无法调节循环水泵的流量使功耗减少。并且，循环水泵实际运行工况往往不在高效点，使泵的运行效率低于设计效率较多。根据2004年1号机组大修后热力性能试验结果，机组在额定工况下循环水泵耗电量占辅机总耗电量的22%。因此，循环水泵的耗电量对发电厂用电率的影响很大。3.10循环水泵电耗883.11出力系数根据国产引进型300MW汽轮机在不同工况下热力特性数据，结合多台同类型机组在不同工况下实测数据，经拟合得到不同工况下发电煤耗和发电厂用电率与出力系数的关系。2005年阳逻电厂实际完成发电煤耗327.8g/kWh，发电厂用电率5.43%，生产供电煤耗346.6g/kWh，平均利用小时5420小时，平均负荷率（出力系数）0.815，平均负荷率低于额定负荷使发电煤耗升高3.0g/kWh，发电厂用电率升高0.36个百分点。3.11出力系数89出力系数与发电煤耗影响系数关系曲线出力系数与发电煤耗影响系数关系曲线90出力系数对发电厂用电率的修正计算出力系数对发电厂用电率的修正计算913.12影响全厂经济性指标汇总

在额定负荷下，与设计值相比，各种因素使全厂机组平均热耗率升高688.2kJ/kWh，锅炉效率下降0.82个百分点，发电厂用电率升高1.3个百分点（含辅机设计裕量过大的影响），发电煤耗升高28.8g/kWh，汇总结果见下表。2005年全厂完成发电煤耗327.8g/kWh，全厂平均设计发电煤耗为299.8g/kWh。因此，各种因素可使发电煤耗实际升高26.18g/kWh，2005年应完成发电煤耗326.0g/kWh，与实际完成值非常接近。分析结果表明：各种因素对发电煤耗、发电厂用电率定量分析结果符合实际情况。3.12影响全厂经济性指标汇总92

通过各种影响因素的定量分析，阳逻电厂实际运行煤耗和厂用电率高的主要原因是：汽轮机通流效率低、凝汽器真空差、系统内漏量大、排烟温度高、锅炉漏风率大（炉膛漏风、尾部烟道漏风、空预器漏风）、辅机电耗高、平均负荷率低。此外，设计上存在先天不足，也对经济性指标产生一定的影响。锅炉设计燃用贫煤，炉膛结构尺寸设计不合理，设计锅炉效率低；一期汽轮机属早期产品，末级叶片短（一期末级叶片长度869mm，二期末级叶片长度905mm），热耗率高；辅机设计裕量过大，厂用电率高。通过各种影响因素的定量分析，阳逻电厂实际运行93参数名称热耗率

锅炉效率

发电厂用电率

发电煤耗

损失分类汽轮机缸效率低260.1

0.149.79部分可控凝汽器真空差93.3

0.0533.72部分可控热力及疏水系统内漏160

0.0876.0部分可控加热器端差大14.1

0.0080.53可控排烟温度高

0.820.0382.62部分可控全年真空随环境温度变化

45.2

0.026

1.8

不可控

参数名称热耗率锅炉效率发电厂用发电煤耗损失分类汽轮机94参数名称热耗率

锅炉效率

发电厂用电率

发电煤耗

损失分类机组启停22.5

0.0130.85部分可控减温水量5.3

0.0030.2部分可控蒸汽参数偏离设计值8.0

0.0040.3部分可控负荷率79.7

0.363.0不可控锅炉辅机

0.34部分可控汽轮机辅机

45.2

0.23

部分可控

合计688.20.821.328.8参数名称热耗率锅炉效率发电厂用发电煤耗损失分类机组启954、影响全厂经济性指标的主要因素分析

1、汽轮机本体技术改造

建议重点开展以下工作：更换调节级喷嘴；加装调节级叶顶汽封；采用布莱登汽封或蜂窝汽封改进原有汽封结构；进汽导管密封工艺改为“钟罩式”；高中压内、外缸夹层挡汽环加装汽封；取消高压缸蒸汽冷却管；改进低压内缸及持环中分面螺栓；合理调整通流间隙及清洁通流部分。通过汽轮机本体技术改造，在额定负荷下，预期高压缸效率可达到83.5%，中压缸效率可达到90.5%，低压缸效率可达到85.5%，平均每台机组热耗率降低120.37kJ/kWh，发电煤耗降低4.53g/kWh。4、影响全厂经济性指标的主要因素分析1、汽轮机本体技术改造96

2、真空系统试验诊断及治理

通过真空系统的诊断与治理，平均每台机组真空可提高1.41kPa，热耗率降低70.8kJ/kWh，发电煤耗降低2.82g/kWh。主要进行以下工作：重点治理1号、4号机组凝汽器真空；3号机组真空系统检漏堵漏；建议更换二次滤网，减小系统阻力，降低循环水泵耗功。建议改造或更换胶球清洗装置，提高收球率。2、真空系统试验诊断及治理973、热力及疏水系统内漏治理（1）主蒸汽系统：取消主蒸汽供轴封；合并高压导汽管疏水；取消导汽管通风阀；调节级疏水增加手动门；合并高压外缸疏水与高排逆止门前疏水；取消高压缸排汽区疏水；合并中压导汽管疏水；取消中压缸中部疏水；合并中压缸排汽区疏水与4抽逆止门前疏水。（2）加热器疏水放气系统：取消各加热器汽侧排大气门及管道；将高压加热器危急疏水调整门更换为电动门。（3）轴封系统：取消主蒸汽供轴封；取消冷再供轴封；合并轴封供汽母管上各路疏水；轴封溢流主路改至8号低加。（4）凝结水及小汽轮机蒸汽系统：取消凝结水泵出口至补水箱管道及阀门；合并A小机主汽门前疏水；合并B小机主汽门前疏水。通过对热力系统及疏水系统进行完善化改进，结合对高压阀门内漏治理，预期可使每台机组平均热耗率降低106.2kJ/kWh，发电煤耗降低4g/kWh。3、热力及疏水系统内漏治理984、凝结水泵及凝结水升压泵改造（1）凝结水泵叶轮改造，降低扬程，减少运行时凝结水系统的节流损失。预期可使凝结水泵运行功率降低100kW，发电厂用电率降低0.03个百分点。（2）凝结水泵和凝结水升压泵采用变频调节，根据机组不同负荷，调节泵的运行转速，以适应机组对凝结水压力和流量的需求。该方案节能效果明显，特别是在低负荷工况运行时，节能效果显著。缺点是投资大，运行调整复杂，对变频设备的可靠性要求高。

4、凝结水泵及凝结水升压泵改造995、循环水泵改造

循环水泵电机改为双速电机，可在不同季节、不同负荷，调节循环水泵的运行转速，以调节循环水流量，尤其是低负荷工况节电效果显著。建议对全厂2台或4台循环水泵电机进行改造。该方案在国内成功实施的技术改造较多，已取得了一定的经济效果，且投资改造费用低。

5、循环水泵改造1006、一次风机改造

一次风机在锅炉额定负荷和70%负荷下运行电流相差10A，由于阳逻电厂近年来四台机组的负荷率仅为80％左右，建议对一次风机进行试验分析，通过对节能量、投资回收期和可靠性进行技术经济评价后，以确定是否进行变频调速改造。7、加强燃煤管理

加强对入厂煤源的管理，严格控制入厂煤的质量，加强入炉煤的计量与煤质检验，使入厂煤与入炉煤热值差控制在正常范围内。加强堆煤与配煤管理，提高混煤的掺烧效果。6、一次风机改造1018、节能潜力预测

通过全面实施以上技术改进方案与运行调整，在额定负荷下，可使汽轮机热耗率降低315.5kJ/kWh，锅炉效率提高0.27个百分点，发电煤耗降低12.7g/kWh，发电厂用电率降低0.75个百分点。在利用小时≥6000小时，预期发电煤耗降低12.5g/kWh，发电厂用电率降低0.68个百分点；预期发电煤耗可达到314.7g/kWh，发电厂用电率可达到4.63%，供电煤耗可达到330.0g/kWh。根据测算，阳逻电厂发电厂用电率可达到节约环保型燃煤电厂标准的要求，供电煤耗与标准值相差1.0g/kWh，若考虑该厂锅炉设计为燃用贫煤，对燃煤适当进行修正，基本可以达到节约环保型燃煤电厂标准的要求。8、节能潜力预测102项目名称

100%负荷

利用小时≥6000小时

发电煤耗

发电厂用电率

发电煤耗发电厂用电率

汽轮机通流改进4.530.0654.450.058凝汽器真空系统治理2.820.0412.760.037热力、疏水系统改进及内漏治理4.00.0583.90.052加热器端差大运行调整0.530.0070.520.006降低排烟温度0.850.010.830.009项目名称100%负荷利用小时≥6000小时发电煤耗发103项目名称

100%负荷

利用小时≥6000小时

发电煤耗

发电厂用电率

发电煤耗发电厂用电率

锅炉及空预器漏风治理

0.14

0.126制粉系统诊断优化及改进

0.1

0.09排粉风机局部改造

0.1

0.09凝结水泵、凝结水升压泵改进

0.03

0.027循环水泵电机改为双速电机

0.2

0.18合计12.70.7512.50.68项目名称100%负荷利用小时≥6000小时发电煤耗发104三、达拉特电厂节能评估

1、设备概况

达拉特发电厂目前装有6台33万千瓦燃煤发电机组，一期工程1号、2号机组分别于1995年11月15日、1996年11月30日投产发电；二期工程3号、4号机组分别于1998年6月16日、1999年2月8日投产发电；三期工程5号、6号机组分别于2004年8月9日、10月29日投产发电。7号、8号为600MW空冷机组，分别于2006年、2007年投运，不在这次节能评估的范围。

三、达拉特电厂节能评估

1、设备概况105

锅炉与汽轮机设备主要设计参数汇总表

机组编号1、2、3、4号

5、6号

锅炉型号B&WB-1025/18.44-M

SG－1018/18.55-M864

锅炉设计效率91.96%93.48%锅炉制造厂北京巴威公司上海锅炉厂锅炉类型单炉膛型布置、正压直吹式制粉系统、MPS中速磨煤机、亚临界中间再热、自然循环煤粉炉

燃烧方式后墙对冲燃烧方式四角同心反切圆燃烧方式汽轮机制造厂北重－阿尔斯通北京汽轮电机厂汽轮机类型亚临界、中间一次再热、单轴三缸、两排汽凝汽式汽轮机

保证热耗率7750.18kJ/kWh

7672.3kJ/kWh

锅炉与汽轮机设备主要设计参数汇总表机组编号1106

2、全厂主要经济指标完成情况

2005年度全厂六台330MW机组平均利用小时7534小时，完成生产供电煤耗340.98g/kWh，发电厂用电率7.22%。2006年全厂六台330MW机组平均利用小时6914小时，比2005年减少620小时；完成生产供电煤耗338.8g/kWh，比2005年下降2.18g/kWh；发电厂用电率7.13%，比2005年下降0.09个百分点。与华能创建节约环保型燃煤电厂标准中规定的同类型330MW燃煤发电机组供电煤耗330g/kWh和发电厂用电率7.0%相比，2006年达拉特电厂的生产供电煤耗高出8.8g/kWh，发电厂用电率高出0.13个百分点。2、全厂主要经济指标完成情况1073、主要评估结果3.1汽轮机缸效率根据6台机组实际运行的各缸效率，通过与设计值对比分析，由于缸效率低于设计值使热耗率升高140.2kJ/kWh，发电煤耗升高5.34g/kWh。该型汽轮机通流部分结构设计比较合理，通常通流部分结构改进裕度不大。运行中汽轮机缸效率低，首先要检查压力温度测量数据是否准确。若判明汽轮机缸效率低，可能的原因是：部分负荷下，调节汽门节流损失大；通流部分间隙大，漏汽量大；通流部分结垢严重；汽封间隙不合理等。因此，应利用机组大修期间揭缸检查，尽量消除通流部分缺陷。据初步估算，通过对通流部分清理及检查处理，可使热耗率降低26.6kJ/kWh，发电煤耗降低1.0g/kWh。3、主要评估结果1083.2凝汽器真空

对于达拉特电厂330MW汽轮机组，凝汽器真空每升高1kPa，热耗率降低47.8kJ/kWh，发电煤耗降低1.8g/kWh。目前，除3号机组外，其他5台机组真空系统运行性能较差。

1号机组2.87kPa;2号机组1.2kPa;4号机组1.37kPa;5号机组1.85kPa;6号机组2.93kPa

，平均1.99kPa。真空低使全厂发电煤耗升高3.58g/kWh。建议对冷端系统进行详细、全面诊断试验，提出综合治理措施。必要时，更