火電機(jī)組的節(jié)能診斷(華北電力大學(xué))

火電機(jī)組節(jié)能診斷楊志平Email:yzprr@163.comTel/p>

火電機(jī)組節(jié)能診斷理念-全過(guò)程火電機(jī)組節(jié)能診斷設(shè)計(jì)檢修維護(hù)安裝調(diào)試運(yùn)行管理火電機(jī)組節(jié)能診斷思路—分層次分析節(jié)能潛力提出節(jié)能對(duì)策機(jī)組系統(tǒng)流程設(shè)備火電機(jī)組節(jié)能診斷方法診斷方法基于熱力學(xué)第一定律：熱量法耗差分析法基于熱力學(xué)第二定律：火用方法單耗分析法火力發(fā)電廠綜合評(píng)價(jià)指標(biāo)（熱量法評(píng)價(jià)）供電煤耗率設(shè)備健康檢修工藝檢修質(zhì)量運(yùn)行操作專業(yè)管理節(jié)能管理供電煤耗率是每供1kWh電能所消耗的標(biāo)準(zhǔn)煤量是發(fā)電廠各方面工作總的反映正平衡：統(tǒng)計(jì)計(jì)算反平衡：校核計(jì)算正平衡計(jì)算1實(shí)際入爐煤量：燃料管理的檢斤、運(yùn)行水平、檢修質(zhì)量、負(fù)荷率等2原煤發(fā)熱量：燃料管理的檢質(zhì)3實(shí)際耗油量：鍋爐的啟停次數(shù)4發(fā)電量：機(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)，負(fù)荷率、關(guān)口電量表計(jì)5廠用電量：生產(chǎn)用電，不考慮非生產(chǎn)用電供電煤耗反平衡計(jì)算影響鍋爐效率的因素爐膛出口氧量排煙熱損失可燃?xì)怏w未完全燃燒熱損失固體未完全燃燒熱損失散熱損失灰渣物理熱損失排煙溫度排煙氧量送風(fēng)溫度煤質(zhì)飛灰含碳量尾部煙道漏風(fēng)灰渣含碳量煤質(zhì)鍋爐負(fù)荷飛灰含碳量灰渣含碳量煤質(zhì)汽輪機(jī)熱效率和熱耗率汽輪機(jī)能量轉(zhuǎn)換：

機(jī)組熱效率與熱力循環(huán)和汽輪機(jī)本身有關(guān)循環(huán)熱效率與循環(huán)的參數(shù)、型式等有關(guān)

影響機(jī)組熱效率的主要因素?zé)崃ρh(huán)及熱力系統(tǒng)初參數(shù)終參數(shù)回?zé)釁?shù)主汽壓力凝汽器真空主汽溫度循環(huán)水入口溫度循環(huán)水溫升凝汽器端差給水溫度加熱器端差抽汽管道壓損再熱參數(shù)再熱蒸汽溫度再熱蒸汽壓損再熱減溫水量汽輪機(jī)本體葉型、汽封間隙葉片斷裂、磨損、侵蝕葉片結(jié)垢、積鹽補(bǔ)充水量凝結(jié)水過(guò)冷度高壓缸排汽壓力負(fù)荷率汽水泄漏凝汽器真空的影響因素凝汽器真空與汽輪機(jī)的排汽壓力對(duì)應(yīng)：循環(huán)水進(jìn)口水溫循環(huán)水溫升凝汽器端差環(huán)境溫度冷卻塔性能機(jī)組負(fù)荷循環(huán)泵運(yùn)行方式管束結(jié)垢真空嚴(yán)密性凝汽器水位抽真空系統(tǒng)廠用電率的影響因素送風(fēng)機(jī)單耗引風(fēng)機(jī)單耗一次風(fēng)機(jī)單耗制粉系統(tǒng)單耗輸煤系統(tǒng)單耗除灰、除渣系統(tǒng)單耗電動(dòng)給水泵單耗循環(huán)水泵耗電率煙氣脫硫系統(tǒng)耗電率化學(xué)水系統(tǒng)耗電率火電廠節(jié)能潛力診斷分析從上述供電煤耗率正、反平衡計(jì)算分析可知：供電煤耗率受多種因素的影響，有利影響可使供電煤耗降低，不利影響會(huì)導(dǎo)致?lián)p失增大，供電煤耗升高這些因素有些不能控制，有些可調(diào)整控制的，目前機(jī)組節(jié)能潛力主要通過(guò)耗差分析，求得各種影響參數(shù)影響煤耗的大小，分析原因并提出解決措施供電煤耗影響因素不可控影響因素可控影響因素運(yùn)行可控影響因素維修可控影響因素參數(shù)變化對(duì)煤耗的影響——耗差分析法假定機(jī)組某負(fù)荷下的煤耗率為y，該負(fù)荷下影響機(jī)組經(jīng)濟(jì)性的各個(gè)參數(shù)或因素分別為x1、x2、…xi、…xn

（包括非運(yùn)行因素如煤質(zhì)、進(jìn)風(fēng)溫度、循環(huán)水溫度，運(yùn)行因素如氧量、主蒸汽壓力等）則煤耗率表示成多元函數(shù),y=f(x1、x2、…xi、…xn

)，假定各個(gè)參數(shù)之間相互獨(dú)立，線性無(wú)關(guān)，且函數(shù)連續(xù)可導(dǎo)，則煤耗率的全增量可表示為：耗差分析法耗差分析法BDAEC曲線擬合法：汽輪機(jī)制造商提供熱耗修正曲線)等效熱降法：適用于熱力系統(tǒng)分析基本公式法：適用于鍋爐效率、汽輪機(jī)熱耗、廠用電率、排煙溫度、氧量、飛灰含碳量等影響參數(shù)試驗(yàn)法：排汽壓力、煤粉細(xì)度等小偏差方法：汽輪機(jī)缸效率凝汽式機(jī)組熱經(jīng)濟(jì)指標(biāo)之間的變化關(guān)系機(jī)組總效率與設(shè)備分效率之間的相對(duì)變化關(guān)系煤耗率與熱效率之間的相對(duì)變化關(guān)系熱效率與熱耗率之間的相對(duì)變化關(guān)系煤耗率與熱耗率之間的相對(duì)變化關(guān)系基本公式法—鍋爐效率對(duì)煤耗的影響超臨界600MW機(jī)組額定工況下基準(zhǔn)煤耗：鍋爐效率降低1%

超臨界600MW機(jī)組鍋爐效率降低1%發(fā)電煤耗平均增加:285.2-282.16=3.04g/kWh鍋爐效率每降低1%，相對(duì)變化為：（1/92.8）*100=1.08%,

發(fā)電煤耗率相對(duì)增加1.08%，

發(fā)電煤耗率絕對(duì)增加282.16*1.08/100=3.05g/kWh。基本公式法—爐側(cè)主要參數(shù)的耗差分析

名稱單位設(shè)計(jì)計(jì)算排煙溫度升高1℃排煙氧量升高1%飛灰含碳量升高1%灰渣含碳量升高1%鍋爐熱效率%93.2293.1792.9192.8793.18鍋爐效率絕對(duì)變化%-0.049-0.308-0.35-0.04鍋爐效率相對(duì)變化%-0.053-0.33-0.375-0.0424發(fā)電煤耗增加g/kwh0.150.941.070.122超臨界與亞臨界鍋爐設(shè)計(jì)效率相差不大，主要與設(shè)計(jì)煤種有關(guān)，排煙溫度、排煙氧量對(duì)鍋爐效率影響差別不大，飛灰含碳量、灰渣含碳量對(duì)鍋爐效率的影響與煤質(zhì)有關(guān)。基本公式法—機(jī)組熱耗率對(duì)煤耗的影響額定工況下機(jī)組熱耗率增加1%，發(fā)電煤耗率變?yōu)椋撼R界600MW機(jī)組額定工況下機(jī)組熱耗率增加1%發(fā)電煤耗率升高284.95-282.16=2.82g/kWh按照上述推導(dǎo)：

機(jī)組熱耗率每增加1%，即相對(duì)變化為1%,

發(fā)電煤耗率相對(duì)增加1%，

發(fā)電煤耗率絕對(duì)增加2.16*1/100=2.82g/kWh。如果熱耗率增加5%，即較設(shè)計(jì)熱耗高379.35kJ/kWh，則發(fā)電煤耗增加5*2.82=14.1g/kWh基本公式法—廠用電率對(duì)煤耗的影響額定工況下基準(zhǔn)煤耗：當(dāng)廠用電率為5.87%時(shí)，供電煤耗率為：當(dāng)廠用電率增加1%時(shí)，供電煤耗率為：超臨界600MW機(jī)組在額定工況下廠用電率每增加1%，供電煤耗率增加302.97-299.76=3.21（g/kWh）初、終參數(shù)的耗差分析一般廠家提供主汽壓力、主汽溫度、再熱蒸汽溫度、排汽壓力等熱耗修正曲線，根據(jù)參數(shù)的偏差可查的機(jī)組熱耗的變化率，再根據(jù)熱耗修正曲線（超臨界600MW機(jī)組）初、終參數(shù)的耗差分析煤耗升高值超臨界600MW單位THA75%THA50%THA40%THA30%THA主蒸汽壓力降低1MPag/kWh0.310900.316370.326590.335390.34554主蒸汽溫度降低1℃g/kWh0.083750.085220.087980.090350.09308再熱汽溫度降低1℃g/kWh0.065650.066800.068960.070820.07296排汽壓力升高1KPag/kWh1.988332.023272.088662.144972.20987煤耗升高值亞臨界600MW單位THA75%THA（滑壓）50%THA（滑壓）40%THA（滑壓）30%THA（滑壓）主蒸汽壓力降低1MPag/kWh1.0641.0801.1331.1721.227主蒸汽溫度降低1℃g/kWh0.0860.0880.0920.0950.099再熱汽溫度降低1℃g/kWh0.0720.0730.0770.0790.083排汽壓力升高1KPag/kWh2.2712.3062.4202.5022.620從上表可看出：凝汽器真空和主蒸汽壓力對(duì)機(jī)組經(jīng)濟(jì)性影響較大，應(yīng)該高度關(guān)注，在不同環(huán)境溫度、不同負(fù)荷下對(duì)應(yīng)相應(yīng)的基準(zhǔn)值。等效熱降法（熱力系統(tǒng)）基準(zhǔn)工況下：新蒸汽等效熱降H（作功量）機(jī)組吸熱量Q機(jī)組熱效率熱力系統(tǒng)局部變化：熱效率相對(duì)變化：發(fā)電煤耗率變化：機(jī)側(cè)主要因素耗差分析（超臨界600MW）供電煤耗增加工況單位THA75%THA50%THA40%THA30%THA高加停運(yùn)g/kWh17.716814.774111.814011.115310.5429高加旁路漏流1%g/kWh0.177170.147740.118140.111150.10543小汽機(jī)耗汽g/kWh7.030116.408784.442933.873993.37502輔助蒸汽（4段）耗汽1%新蒸汽g/kWh1.910561.803741.738431.700751.66618輔助蒸汽（4段）耗汽增加1t蒸汽g/kWh0.113890.147950.217710.263360.33472高壓缸軸封一漏到2#高加g/kWh0.278540.261830.289110.331990.39514高壓缸軸封二漏到中壓缸g/kWh0.294460.360070.488100.601510.74597再熱減溫水量1%g/kWh0.720.750.780.820.87補(bǔ)充水增加1%g/kWh1.342391.322691.318851.342821.38404機(jī)側(cè)主要因素耗差分析（亞臨界600MW）發(fā)電煤耗增加工況單位THA75%THA（滑）50%THA（滑）40%THA（滑）30%THA（滑）高壓缸軸封一漏到2#高加g/kwh0.8700.8441.0601.1791.343高壓缸軸封二漏到中壓缸g/kwh0.1050.0970.2320.2910.366過(guò)熱減溫水量1t/hg/kwh0.0050.0070.0100.0130.017再熱減溫水量1t/hg/kwh0.0360.0500.0780.1010.141高加停運(yùn)g/kwh15.37212.69510.46710.0259.814高加旁路漏流1%g/kwh0.1540.1270.1050.1000.098小汽機(jī)耗汽1t/hg/kwh0.0750.1050.1470.1800.230輔助蒸汽（4段）耗汽1%新蒸汽g/kwh1.8841.8121.7831.7741.764輔助蒸汽（4段）1t蒸汽g/kwh0.1070.1420.2050.2480.317補(bǔ)充水變化1%g/kwh1.3411.3261.3771.4251.493凝結(jié)水過(guò)冷度增加1度機(jī)組g/kWh0.0520.0470.0370.0320.017系統(tǒng)內(nèi)漏對(duì)煤耗的影響（亞臨界600MW）閥門內(nèi)漏1t/h煤耗變化名稱單位THA75%THA(滑)50%THA(滑)40%THA(滑)30%THA(滑)主蒸汽內(nèi)漏至凝汽器g/kWh0.1660.2270.3540.4460.602再熱冷段內(nèi)漏至凝汽器g/kWh0.1160.1560.2410.3010.400再熱熱段內(nèi)漏至凝汽器g/kWh0.1590.2130.3110.3810.4971段抽汽疏水閥內(nèi)漏g/kWh0.1310.1750.2730.3420.4573段抽汽疏水閥內(nèi)漏g/kWh0.1340.1780.2590.3160.4104段抽汽疏水閥內(nèi)漏g/kWh0.1060.1410.2040.2470.3165段抽汽疏水閥內(nèi)漏g/kWh0.0800.1050.1490.1780.223高壓旁路漏至冷段再熱器g/kWh0.0490.0710.1130.1450.201低壓旁路漏至凝汽器g/kWh0.1590.2130.3110.3810.4971#高加疏水直排至凝汽器g/kWh0.0370.0440.0570.0650.0782#高加疏水直排至凝汽器機(jī)組g/kWh0.0220.0270.0350.0400.0483#高加疏水直排至凝汽器g/kWh0.0160.0190.0250.0290.0345#低加疏水直排至凝汽器g/kWh0.0050.0050.0060.0070.0076#低加疏水直排至凝汽器g/kWh0.0030.0030.0030.0030.0037#低加疏水直排至凝汽器機(jī)組g/kWh0.0010.0010.0010.0010.000加熱器端差耗差分析（亞臨界600MW）煤耗增加名稱單位THA75%THA（滑）50%THA（滑）40%THA（滑）30%THA（滑）1#高加端差增加1℃g/kwh0.0690.0720.0730.0760.0821#高加疏水端差增加10℃g/kwh0.0270.0210.0190.0190.0192#高加端差增加1℃g/kwh0.0330.0310.0340.0360.0392#高加疏水端差增加10℃g/kwh0.0430.0350.0350.0360.0373#高加端差增加1℃g/kwh0.0020.0040.0140.0180.0233#高加疏水端差增加10℃g/kwh0.1080.0930.0850.0840.0844#低加端差增加1℃g/kwh0.0450.0450.0480.0510.0554#低加疏水端差增加10℃g/kwh0.0240.0230.0240.0240.0253#低加端差增加1℃g/kwh0.0450.0460.0500.0530.0573#低加疏水端差增加10℃g/kwh0.0270.0250.0260.0260.0272#低加端差增加1℃g/kwh0.0300.0290.0320.0340.0372#低加疏水端差增加10℃g/kwh0.0520.0470.0470.0480.0501#低加端差增加1℃g/kwh0.0540.0960.1130.1300.1521#低加疏水端差增加10℃g/kwh0.0900.0820.0580.0430.023缸效率變化分析法（超臨界600MW）工況單位THA75%THA(滑壓）50%THA(滑壓）40%THA(滑壓）30%THA(滑壓）高壓缸效率降低1%熱耗增加kJ/kWh14.1615.1216.9318.3920.79高壓缸效率降低1%熱耗相對(duì)變化%0.190.190.210.220.24高壓缸效率降低1%發(fā)電煤耗增加g/kWh0.530.560.630.680.77中壓缸效率下降1%熱耗增加kJ/kWh13.3320.0127.2931.6136.48中壓缸效率下降1%熱耗相對(duì)變化%0.180.260.340.380.43中壓缸效率下降1%發(fā)電煤耗增加g/kWh0.490.730.961.081.20低壓缸效率降低1%熱耗增加kJ/kWh22.8927.4840.2645.4650.80低壓缸效率降低1%熱耗相對(duì)變化%0.300.350.500.550.59低壓缸效率降低1%發(fā)電煤耗增加g/kWh0.851.021.491.681.88機(jī)組采用順序閥運(yùn)行較單閥運(yùn)行，高壓缸效率增加5%，發(fā)電煤耗下降2.65g/kWh。缸效率變化分析法（亞臨界600MW）工況單位THA75%THA(滑)50%THA(滑)40%THA(滑)30%THA(滑)高壓缸效率變化1%熱耗變化kJ/kWh25.9319.6821.9225.4230.89高壓缸效率變化1%