火电机组节能诊断技术方案

1断人员在较短时间内发现并挖掘机组节能潜力和空间。诊断什么?怎么诊断?本2执行标准DL/T904火力发电厂技术经济指标计算方法DL/T1052节能技术监督导则DL/T1464-2015燃煤机组节能诊断导则GB/T3216回转动力泵水力性能验收试验1级和2级GB/T8117.1汽轮机热力性能验收试验规程第1部分：方法A-大型凝汽式汽轮机高准确度试验GB/T8117.2汽轮机热力性能验收试验规程第2部分：方法B-各种类型和GB/T10184电站锅炉性能试验规程DL/T244直接空冷系统性能试验规程DL/T469电站锅炉风机现场性能试验DL/T552火力发电厂空冷塔及空冷凝汽器试验方法DL/T839大型锅炉给水泵性能现场试验方法ASMEPTC4FiredSteamGeneratorsPerformanceTestCodes(锅炉性能试验规程)ASMEPTC6SteamTurbinesPerformanceTestCodes(汽轮机热力性能验收试验规程)2方(电科院等单位)诊断等方式进行。3.2节能诊断应通过统计分析、开展专项性能试验、理论分析计算等手段，全面了解和掌握被诊断机组主辅设备运行状况和能耗水平，能耗分析结果应准确，提出的节能(电)措施应具体可行。3.3节能诊断应结合同类型机组各主辅设备当前先进能耗指标，以及当前其4节能诊断所需相关资料和数据4.1设计资料4.1.2锅炉设计说明书、锅炉热力计算汇总、燃烧器设计说明书等。4.1.3主要辅机及系统设计规范及说明书，主要辅机及系统包括：凝汽器、4.1.4运行规程和热力系统图。4.2运行能耗指标及运行参数4.2.1机组上一年度综合技术经济指标月度统计值，应包括：发电量、运行4.2.2机组上一年度运行技术经济指标月度统计值，应包括：主蒸汽温度、再热蒸汽温度、凝汽器压力(真空度、真空、大气压力)、锅炉排烟温度、运行风器后)、空气预热器进口二次冷风温度(暖风器后)、环境温度、过热器减温34.2.3机组上一年度主要辅机耗电率月度统计值，应包括：循环水泵或空冷增压风机、脱硫系统、脱硝系统、除尘系统、4.2.4上一年度入炉煤月报，应包括：入炉煤工业分析、灰熔点、煤粉细度4.2.5记录典型工况下机组负荷、运行方式、主蒸汽压力、主蒸汽温度、调4.2.6统计机组冷态、温态、热态和极热态起停次数。4.2.7现场抄录或实测典型工况下各主要辅机和系统的功率。4.3性能试验报告及电厂节能分析报告节能诊断前收集机组性能考核试验报告、大修前后性能试验报告(包括机组标分析报告和节能评价报告等)。5.1汽轮机本体5.1.2根据汽轮机热耗率及高、中、低压缸效率试验结果，利用汽轮机制造耗率与各缸效率关系的合理性，必要时可修正5.1.3分析判断各级段抽汽温度，若抽汽温度明显偏高，应提出偏高的原因5.1.4对于高、中压缸合缸汽轮机，根据高中压平衡盘漏汽量试验结果，判断漏汽量，若漏汽量明显偏大，提出偏大的可能原因及处理措45.1.5对于喷嘴调节机组，根据机组在不同工况下的负荷、调门开度、主蒸5.1.6对于节流调节机组，机组正常运行时调节汽门全开，可通过开启补汽5.1.7根据汽轮机热耗率测算结果、三缸效率等主要性能指标，结合制造厂5.2机组冷端系统5.2.1湿冷机组冷端系统5.2.1.2根据真空系统严密性试验结果、抽真空系统抽吸和连接方式、真空5.2.1.4根据估算的凝汽器冷却水流量、凝结水温度、凝汽器冷却水进出口5.2.1.6根据典型工况下冷端系统运行参数及性能、循环水泵耗电率统计5.2.1.7在冷却塔出水温度高于20℃的情况下，根据冷却塔进风干湿球温度、冷却塔出水温度(或凝汽器冷却水进口温度),估算冷却塔幅高(差),判55.2.2直接空冷机组冷端系统况，判断真空系统运行状况，且真空系统严密性试验应符合DL/T1290规定。现5.2.2.2根据环境风速、环境温度、汽轮机排汽压力、凝结水温度等，按照5.2.2.3根据空冷系统设计性能曲线和考核试验结果，分析判断空冷系统运5.2.2.4根据典型工况下空冷风机运行参数、耗电率统计值，判断空冷风机5.2.2.5根据典型工况下辅机冷却水系统运行参数及性能，判断辅机冷却水5.2.2.6根据汽轮机排汽压力月度统计值，估算对机组发电煤耗的影响量。5.2.2.7根据分析数据及设备运行状况，提出直接空冷系统节能降耗措施，5.2.3.3现场抄录或实测循环水泵电机功率，并计算循环水泵耗电率。5.2.3.4根据估算的凝汽器冷却水流量、凝结水温度、凝汽器冷却水进出口5.2.3.6根据空冷系统设计性能曲线和考核试验结果，结合运行数据，分析65.2.3.7根据循环水泵进口压力、出口压力、流量、电动机输入功率、电动5.2.3.8根据典型工况下循环水泵运行参数及性能、耗电率统计值，判断循5.3泵组5.3.1凝结水泵组5.3.1.2现场抄录或实测凝结水泵电机功率，并计算凝结水泵耗电率。5.3.1.3根据凝结水泵流量、出口压力、电动机功率和电动机设计效率、变5.3.1.4根据凝结水泵运行方式、运行参数、泵效率、耗电率统计值，判断5.3.2汽动给水泵组5.3.2.2现场检查前置泵(若配置)运行方式及参数，运行参数应包括：前照1.7倍的NPSHR,判断前置泵扬程，如偏高应提出降低扬程的可能性。75.3.2.6查看汽轮机运行方式(主蒸汽压力)、给水调节方式、机组一次调如果偏大应分析原因(系统阻力大、给水泵效率低、小汽轮机效率和出力低等),5.3.2.9根据分析数据及给水泵组的运行状况，提出汽动给水泵组节能、节5.3.3电动给水泵组5.3.3.2检查给水泵再循环流量阀开启流量设定值，以及再循环流量阀的严5.3.3.3现场抄录或实测给水泵电机功率，并计算给水泵耗电率。5.3.3.4根据给水泵流量、进出口压力、温度、电动机功率及效率，按照GB/T3216的规定估算给水泵轴功率和效率。5.3.3.5根据给水泵运行方式、运行参数、泵效率、耗电率统计值等，判断5.4回热系统5.4.2根据加热器运行参数，采用等效焓降法或热平衡方法估算加热器端85.4.3统计加热器端差、给水温升的变化规律，判断加热器水室是否有短路5.4.4根据加热器运行状况，分析加热器的运行性能，提出高、低压加热器5.5供热系统5.5.1.2分析计算极寒期最大供热量工况下供热抽汽管路流速、循环水管流5.5.1.3依据上述分析结果，按照热力系统能级“以低换高”的原则，提出5.5.2热泵供热方式5.5.2.2分析计算极寒期最大供热量工况下供热抽汽管路流速、循环水管流5.5.3高背压供热方式95.5.3.2采用高背压供热方式的直接空冷机机组，应调取初寒期、中寒期和凝汽器换热特性是否满足冬季高背压和夏季尖峰冷却两方面需求，提出改进措5.5.3.3应分析计算极寒期最大供热量工况下供热抽汽管路流速、循环水管5.5.4热电解耦采用低压缸微出力(零出力)、高低旁联合供热和电锅炉方式。对计划实施热电5.5.4.2有热电解耦需求的供热机组，应计算极寒期最大供热量、不同主蒸5.6锅炉本体5.6.2根据统计的运行氧量、煤质资料、飞灰及大渣含炭量等参数，评估煤5.6.4根据统计的煤质资料、运行氧量、锅炉排烟温度、飞灰和大渣含炭量5.6.5根据统计的蒸汽温度、减温水量及现场额定负荷运行参数，对锅炉运5.6.6对运行氧量、锅炉排烟温度、飞灰和大渣含炭量等重要指标进行耗差5.6.7于采用干式排渣系统的锅炉，应对干渣机漏风情况进行检查，若漏风5.7制粉系统5.7.1.1根据现场制粉系统运行参数，判断机组铭牌出力工况及磨煤机出5.7.1.2检查分离器应具有良好的煤粉细度调节特性，结合磨煤机出力，检5.7.1.3检查磨煤机加载压力、磨煤机出口温度、风煤比、一次风压和冷热5.7.1.4检查磨煤机出口各煤粉管一次风分配偏差应为5%~10%。检查石子煤量宜小于磨煤机出力的0.05%,石子煤热值宜小于6.27MJ/kg。5.7.1.5现场应抄录或实测磨煤机电机功率，并计算磨煤机耗电率。5.7.1.6根据制粉系统运行参数和磨煤机耗电率月度统计值，判断磨煤机耗5.7.2.2了解排风机叶轮磨损周期和细粉分离器分离效果，应检查磨煤机入5.7.2.3检查粗粉分离器的煤粉细度调节特性，结合制粉系统出力，检查煤5.7.2.4对于双进双出磨煤机直吹式制粉系统除参照5.7.2进行诊断外，还5.7.2.5根据磨煤机运行参数及耗电率统计值情况，判断磨煤机耗电情况，5.7.3排粉机5.7.3.3根据排粉机运行参数、功率，以及风机厂提供的性能曲线及现场性能试验数据，参照DL/T469的要求估算排粉机实际运行的流量、压力和效率。5.7.3.4根据制粉系统各部位的压力值，分析判定磨煤机、粗粉分离器、细5.7.3.5根据估算的排粉机实际运行流量、压力和效率及其在风机性能曲线上的运行位置，参照DL/T468的规定分析判断排粉机性能应达到设计要求，并5.7.3.6根据制粉系统运行参数和排粉机实际运行效率，并结合排粉机耗电5.7.4密封风机运行异常(如单台风机不能满足运行要求)等情况应提出问题原因及解决方案。5.8风烟系统5.8.1送风机5.8.1.2现场抄录或实测送风系统运行参数，其中应包括：暖风器和空气预5.8.1.3现场抄录或实测送风机电机功率，并计算送风机耗电率。5.8.1.4根据送风机运行参数、电机功率，以及风机厂提供的性能曲线和现场性能试验数据，参照DL/T469的要求估算送风机实际运行流量、压力和效率。5.8.1.5根据送风系统各部位压力值，对送风系统沿程阻力进行分析，判定系统内各主要可能阻塞的设备(如消声器、暖风器、空气预热器)及冷、热风道5.8.1.7根据送风系统运行参数和送风机实际运行效率，结合送风机耗电率5.8.2一次风机5.8.2.3现场抄录或实测一次风机电机功率，并计算一次风机耗电率。5.8.2.4根据一次风机运行参数、功率，以及风机厂提供的性能曲线和现场性能试验数据，参照DL/T469的要求估算一次风机实际运行流量、压力和效率。5.8.2.5根据一次风系统各部位的压力值，对一次风系统沿程阻力进行分析，判定系统内各可能阻塞的设备(如消声器、暖风器、空气预热器等)及冷、热风道系统的阻力(包括各风门开度及节流损失)应正常。5.8.2.6根据估算的一次风机各工况点的运行流量、压力和效率及其在风机性能曲线上的运行位置，参照DL/T468的要求分析判断一次风机的性能应达到5.8.2.7根据一次风系统运行参数和一次风机实际运行效率，并结合一次风5.8.3引风机(增压风机)5.8.3.1对于存在增压风机的机组，应实施引增合一改造。5.8.3.2现场检查引风机运行状况，抄录或实测引风机运行参数，运行参数氧量。对于引风机与增压合并的引风机还应包含脱硫系统各脱硫塔、除雾器等)阻力、湿式除尘器压降。5.8.3.4对于电动引风机，现场抄录或实测引风机电机功率，并计算引风机5.8.3.5根据引风机运行参数、功率，以及风机厂提供的性能曲线和现场性能试验数据，参照DL/T469的要求估算引风机实际运行流量、压力和效率。5.8.3.6根据烟气系统运行参数，分析判定系统内各主要可能阻塞的设备、5.8.3.7根据估算的引风机各工况点的运行流量、压力和效率及其在风机性能曲线上的运行位置，参照DL/T468分析判断引风机性能应达到设计要求，并5.8.3.8根据烟气系统运行参数和引风机实际运行效率，并结合引风机耗电5.8.4空气预热器5.8.4.1根据统计或者实测的空气预热器漏风率，分析空气预热器漏风情况，管式空预器应不大于3%,回转式空预器应不大于6%。其漏风率若漏风较大，5.8.4.2根据出入口烟温、风温等参数，计算分析空预器换热效果，若换热5.8.4.4对于北方寒冷地区，应根据入炉煤硫份等指标，合理确定空预器冷5.9脱硫系统5.9.1核查脱硫系统运行状况及参数，对于石灰石-石膏湿法脱硫系统，运行参数应包括：脱硫效率、吸收塔浆液pH值、密度、液位、脱硫系统阻力、增 (若有)出口压力和电流、系统漏风率、消化器运行出力等。5.9.2现场抄录或实测脱硫系统功率，并计算脱硫系统耗电率。5.9.3根据脱硫系统运行状况、运行参数和耗电率月度统计值，分析判断脱5.10脱硝系统5.10.2根据SCR系统运行温度、压力、脱硝效率的调节与控制，确保SCR5.10.3核查SCR脱硝系统启停时间、还原剂进厂质量分析及系统运行参数。5.10.4根据SCR脱硝系统运行状况及参数，并结合脱硝系统耗电率月度统计值，分析判断SCR脱硝系统能耗的合理性，必要时应提出节能(电)措施。5.10.5对于SCR脱硝系统氨逃逸偏高的情况，应提出问题和整改建议。5.11除尘系统5.11.1检查除尘器进口、出口和烟囱入口烟尘排放浓度，并检查烟尘排放5.11.2现场检查除尘器运行状况及参数，对于电除尘器，运行状况及参数5.11.3现场抄录或实测除尘器功率(对于电袋复合除尘器和袋式