运行节能技术讲座

2012-05运行节能技术讲座-汽轮机及热力系统部分西安热工研究院有限公司付昶研究员

1.影响机组经济性的主要因素及分析

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素3.运行节能技术案例分析4.运行节能的主要技术及措施5.结论及建议

1.影响机组经济性的主要因素及分析

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素3.运行节能技术案例分析4.运行节能的主要技术及措施5.结论及建议1.1典型煤电机组主要能耗指标(能源局提供）1.影响机组经济性的主要因素及分析机组类型冷却方式生产供电煤耗平均水平

基准指导值先进水平

基准指导值1000MW级超超临界湿冷290285直接空冷308303600MW级超超临界湿冷298290间接空冷308303直接空冷316308600MW级超临界湿冷306297直接空冷325317600MW级亚临界湿冷320315间接空冷330325直接空冷338333350MW级超临界湿冷318313直接空冷338335350MW级亚临界（进口）湿冷318310350MW级亚临界湿冷330320间接空冷340335直接空冷3483431.22011年华能机组能耗水平

1.影响机组经济性的主要因素及分析1.22011年华能机组能耗水平

1.影响机组经济性的主要因素及分析1.22011年华能机组能耗水平

1.影响机组经济性的主要因素及分析1.22011年华能机组能耗水平

1.影响机组经济性的主要因素及分析1.22011年华能机组能耗水平

1.影响机组经济性的主要因素及分析我们与发达国家差距明显2010年，我国全国火电供电煤耗335克／千瓦时。2009年，全国火电发电煤耗317.5克／千瓦时、供电煤耗340克／千瓦时、生产厂用电率为6.62%，全国输电线损为6.72%。日本东京电力公司1999年的供电煤耗为320g/kWh，厂用电率为4%；法国电力公司1999年的供电煤耗为331.6g/kWh,厂用电率为4.47%；德国巴伐利亚电力公司1999年的供电煤耗为332.1g/kWh,厂用电率为5.42%（含脱硫装置用电）。1.影响机组经济性的主要因素及分析全国火电机组平均供电煤耗率及2020年目标

1.影响机组经济性的主要因素及分析1.3影响机组节能的主要措施

第一种：从总体上看结构节能：调整电源结构，加大水电、核电、可再生能源和新能源的力度，优化火电结构，发展高效清洁煤发电技术、热电联产，淘汰能耗高的小火电。技术节能：应用节能技术、新工艺、新材料、新设备提高电厂整体效率和机组效率挖掘现有机组节能潜力：对老机组进行节能升级改造、对现有机组进行整体优化、提高现有机组运行经济性节能管理：加强生产运行管理，燃料管理，设备维护管理和加强计量管理和检测等

1.影响机组经济性的主要因素及分析1.3影响机组节能的主要措施

第二种：从电厂局部分设备上来看（1）提高锅炉效率（2）改善汽轮机及热力系统要运行效率（降低热耗率）（3）降低厂用电率（4）其他

（提高负荷率等）

1.影响机组经济性的主要因素及分析1.4影响机组煤耗率的主要因素（汽轮机及热力系统部分）

1.影响机组经济性的主要因素及分析1高压缸效率13再热蒸汽压损2中压缸效率14最终给水温度3低压缸效率15凝汽器压力4主蒸汽压力16再热器减温水流量5主蒸汽温度17锅炉吹灰蒸汽流量6再热蒸汽温度18小汽轮机进汽流量7机组补水率19加热器疏水端差8调节阀运行方式及开度20凝汽器端差9给水泵焓升21凝汽器过冷度10凝结水泵焓升22阀门内漏11轴封漏汽量23设备散热损失12加热器给水端差

1.4影响机组煤耗率的主要因素（汽轮机及热力系统部分）

1.影响机组经济性的主要因素及分析本体及结构运行主参数热力系统辅机工作状态

1.影响机组经济性的主要因素及分析

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素3.运行节能技术案例分析4.运行节能的主要技术及措施5.结论及建议2.1

火电厂主要热经济指标

发、供电煤耗率热耗率（汽机及热力系统）

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素2.2煤耗率、热耗率、缸效率指标

（1）机组发、供电煤耗率2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素2.2煤耗率、热耗率、缸效率指标

（2）机组热耗率影响热耗率的主要因素是:汽轮机高、中、低压缸的效率热力系统的完善程度机组冷端的工作状况2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素和方向2.2煤耗率、热耗率、缸效率指标

（3）缸效率

热力学上，蒸汽做功遵循一个朗肯循环，朗肯循环提高热经济性的主要途径有：提高循环的初参数降低循环的终参数提高蒸汽转化过程的效率因此，对运行节能来说，也要遵循以上的原则

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素2.3主参数对机组经济性的影响

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素

运行要控制的主要参数：主蒸汽参数再热蒸汽参数排汽参数给水参数（回热系统的运行状况）2.3.1主蒸汽温度对机组经济性的影响

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素序号机组型号变化幅度对热耗率的影响对煤耗率的影响1300MW等级亚临界10℃0.3384%约

25kJ/kW.h约1-1.1g/kW.h2600MW等级亚临界10℃0.3096%约

24kJ/kW.h约1-1.1g/kW.h3600MW等级超临界10℃约0.3252%约

25kJ/kW.h约0.9-1g/kW.h4600MW等级超、超临界10℃约0.3435%约

26kJ/kW.h约0.9-1g/kW.h51000MW等级超、超临界10℃约0.3180%约

23kJ/kW.h约0.9-0.95g/kW.h

影响主蒸汽温度的原因

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素运行中可能造成主蒸汽温度偏差的原因有：燃料量不足、过热器喷水量大、过热器积垢、水冷壁积垢、过剩空气量较高、燃烧器倾角调整不到位、烟气流量不合适、旁路挡板位置不当、温度控制给定值漂移、过热器管泄漏、过热器受热面面积不合理等。运行人员通常可采取吹灰、调整燃烧器摆角、调整旁路挡板设置、调整减温烟气流量挡板、控制过剩空气量、手动控制过热器喷水流量等措施来调整主蒸汽温度。可以进行的维护有：重新设置温度控制给定值、修理过热器喷水控制阀、清洗锅炉水冷壁、清洗过热器管屏、消除过热器管道泄漏、增加或减少过热器受热面等。2.3.2主蒸汽压力对机组经济性的影响

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素序号机组型号变化幅度对热耗率的影响对煤耗率的影响1300MW等级亚临界1MPa0.4518%约35kJ/kW.h约1．4-1.5g/kW.h2600MW等级亚临界1MPa0.340%约26kJ/kW.h约1.0-1.1g/kW.h3600MW等级超临界1MPa约0.322%约24kJ/kW.h约0.9-1g/kW.h4600MW等级超、超临界1MPa约0.178%约14kJ/kW.h约0.5-0.6g/kW.h51000MW等级超、超临界1MPa约0.207%约15kJ/kW.h约0.6-0.65g/kW.h

影响主蒸汽压力低的原因

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素机组在运行过程中引起主蒸汽压力偏低的主要原因是给水压力低、主蒸汽流量大及燃烧调整不当，运行人员可采取措施提高给水流量和增大燃料量。2.3.3再热蒸汽温度对机组经济性的影响

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素序号机组型号变化幅度对热耗率的影响对煤耗率的影响1300MW等级亚临界10℃0.287%约

23kJ/kW.h约0.9-1g/kW.h2600MW等级亚临界10℃0.252%约19kJ/kW.h约0.8-0.9g/kW.h3600MW等级超临界10℃约0.228%约17kJ/kW.h约0.7-0.8g/kW.h4600MW等级超、超临界10℃约0.240%约18kJ/kW.h约0.7-0.8g/kW.h51000MW等级超、超临界10℃约0.209%约15kJ/kW.h约0.6-0.65g/kW.h

影响再热蒸汽温度低的原因

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素

再热减温水或燃烧器摆角自动失灵，造成再热减温水量增大或火焰中心下移。高旁减温水故障或自动失灵。风量过小。燃料结构或燃烧工况变化。中压联合汽门或高压缸排汽逆止门单侧故障，造成蒸汽流量偏差时。再热器出口安全门起座或出口段泄漏、爆破。2.3.4凝汽器压力对机组经济性的影响

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素序号机组型号（湿冷机组）变化幅度对热耗率的影响对煤耗率的影响1300MW等级亚临界1kPa0.8%约

60kJ/kW.h约2.6-3g/kW.h2600MW等级亚临界1kPa0.76%约

58kJ/kW.h约2.3-2.8g/kW.h3600MW等级超临界1kPa约0.7%约

55kJ/kW.h约2.0-2.5g/kW.h4600MW等级超、超临界1kPa约0.76%约

58kJ/kW.h约2.0-2.5g/kW.h51000MW等级超、超临界1kPa约0.54%约

40kJ/kW.h约1.5-1.8g/kW.h

运行中凝汽器压力偏高的原因

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素空气漏入、凝汽器负荷过大、凝汽器管积垢、循环水流量低，以及由于环境条件改变或冷却塔性能变化造成的循环水入口温度升高。运行人员可采取的措施有：增加循环水流量、投入备用真空泵、真空系统查漏、投入备用循环水泵、若有备用的冷却塔小室则将其投入运行。检修时可采用消除凝汽器漏真空、修理热力系统隔离阀、清洗凝汽器、修理循环水出口控制阀、修理冷却塔等维护措施来改善凝汽器真空。2.3.5给水温度对机组经济性的影响

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素序号机组型号变化幅度对热耗率的影响对煤耗率的影响1300MW等级亚临界2℃0.126%约11kJ/kW.h约0.4-0.45g/kW.h2600MW等级亚临界2℃0.129%约10kJ/kW.h约0.4-0.45g/kW.h3600MW等级超临界2℃约0.11%约8kJ/kW.h约0.3-0.35g/kW.h4600MW等级超、超临界2℃约0.08%约6kJ/kW.h约0.22-0.26g/kW.h51000MW等级超、超临界2℃约0.06%约5kJ/kW.h约0.12-0.18g/kW.h

给水温度偏离的原因

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素

其它条件不变的情况下，回热级数越多，给水回热温度越高，则回热循环效率也将越髙。但随着回热级数的增加，循环热效率的增加值越来越小。影响给水温度偏离的主要原因是高加的出口端差和疏水端差、高加抽汽压力以及高加的整体工作状态

2.4热力系统对机组经济性的影响

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素

热力系统对机组经济性的影响主要体现在系统的内、外泄漏，不同部位泄漏对机组经济性的影响差别较大

2.4.1热力系统泄漏对机组经济性的影响

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素泄漏部位某机组泄漏量1t/h泄漏量对热耗率的影响热耗率影响量发电煤耗影响量t/hkJ/(kW•h)/(t/h)kJ/(kW•h)g/(kW•h)主蒸汽母管疏水泄漏0.308.362.510.1冷再热蒸汽母管疏水泄漏2.476.1015.050.6再热蒸汽母管疏水泄漏4.607.6335.111.4再热蒸汽支管疏水泄漏5.597.6342.631.7各加热器危急疏水泄漏29.250.6017.550.7除氧器放水门泄漏5.650.442.510.1六段抽汽逆止阀后疏水泄漏3.191.896.020.24辅汽供轴封汽动阀前疏水泄漏1.335.267.020.28辅汽至除氧器疏水泄漏1.335.267.020.28高压旁路泄漏0.758.366.270.25低压旁路泄漏1.157.638.780.35轴封溢流量增大0.495.172.510.1合计1536.1

2.4.1热力系统泄漏对机组经济性的影响

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素

消除热力系统泄漏的唯一有效办法是定期对热力系统进行检查，查明机组热力循环中存在的泄漏部位，根据情况安排检修处理或再运行中设法隔离或减小。

2.4.2再热、过热减温水对机组经济性的影响1t/h过热热减温和再热减温水对机组经济性的典型影响

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素机组容量(MW)影响热耗率

(kJ/kW.h)影响发电煤耗

(g/kW.h)过热器减温水再热器减温水过热器减温水再热器减温水N300-16.7/537/5370.291.760.010.06N600-16.7/537/5370.592.050.020.07N600-24.2/566/5660.592.050.020.07N1000-26.25/600/6000.292.050.010.07

2.4.3补水率对机组经济性的影响

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素300MW-600MW亚临界机组：3%补水率对机组经济性的影响大约为0.6-0.7%,对煤耗率的影响约为1.8-2g/kW.h。1000MW超超临界机组3%补水率对机组热耗率的影响约为0.4%,对煤耗率的影响约为0.7-0.8g/kW.h。

2.5主要辅机工作状态对机组经济性的影响

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素

小汽轮机、泵、加热器、凝汽器是汽轮机系统运行的主要辅机。

2.5.1小汽轮机汽耗率对机组经济性的影响

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素300MW-600MW亚临界机组：小汽轮机耗汽量增加1%热耗率增加约0.59%，煤耗率增加约1.6-1.8g/kW.h。1000MW超超临界机组3%补水率对机组热耗率的影响约为0.4%,对煤耗率的影响约为0.7-0.8g/kW.h。

2.5.2加热器端差对机组经济性的影响国产典型机组加热器上端差增加10℃对机组经济性的典型影响（kJ/(kW.h)

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素机组类型N300-16.7/537/537N600-16.7/537/537N600-24.2/566/566N1000-26.25/600/600上端差1号高加13.5414.6018.5722.222号高加8.838.817.467.283号高加11.7210.959.2610.755号低加11.0411.0110.347.806号低加11.8011.4512.795.737号低加8.318.087.6213.558号低加9.249.448.448.15下端差1号高加0.770.750.540.472号高加2.322.111.662.373号高加2.933.202.762.915号低加0.720.670.982.256号低加0.840.810.90-7号低加1.371.391.40-8号低加2.422.031.78-造成加热器端差偏离主要原因：加热器水位变化、抽汽管道压降变化、通过加热器的凝结水或给水流量变化、加热器导向板泄漏、加热器内存在不凝结气体、加热器管子积垢。可采取的措施有：优化加热器水位、改善和优化加热器排气、消除导向板泄漏、清洗加热器管束。

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素

2.6冷端系统对机组经济性的影响

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素

1.影响机组经济性的主要因素及分析

2.汽轮机及热力系统运行节能的主要因素

3.运行节能技术案例分析4.运行节能的主要技术及措施5.结论及建议3.1主要运行参数影响机组经济性举例

3.运行系统节能技术案例分析

运行常见主参数方面的问题主蒸汽温度、再热蒸汽温度表盘显示锅炉出口温度运行测试温度偏离设计值机组真空值不能真实反映机组凝汽器压力采用排汽温度判断机组真空运行状态3.2热力系统影响机组经济性案例分析

3.运行系统节能技术案例分析

运行常见对经济性影响较大的典型泄漏高、低压旁路泄漏通风阀的泄漏给水大旁路的泄漏高压辅汽泄漏高、低加危机疏水的泄漏除氧器水箱放水的泄漏各抽汽疏水的泄漏水侧工质泄漏锅炉侧泄漏3.运行系统节能技术案例分析

3.3辅机工作状态对机组经济性影响举例某600MW超超临界给水泵再循环及小汽机进汽流量的运行数据

3.运行系统节能技术案例分析

试验工况1号汽轮机（再循环严密）2号汽轮机（再循环未关）2号汽轮机（再循环关闭）单位机组负荷MW600.0599.3604.0汽泵A入口流量t/h886.3961.5896.3汽泵B入口流量t/h870.8963.9899.8给水流量t/h1812.91852.11822.0小机进汽流量t/h94.6120.0100.1某600MW超超临界给水泵再循环对小汽机进汽流量的数据由于给水泵再循环不严密导致运行状态下的机组热耗率约增加56kJ/(kW.h)，机组经济性下降约0.7%，煤耗率上升约1.9g/kW.h,。3.2冷端系统影响机组经济性举例