教學課件 300MW機組能耗分析

華能現(xiàn)役300MW機組

節(jié)能評估及降耗措施研究

西安熱工研究院有限公司楊壽敏

華能現(xiàn)役300MW機組

節(jié)能評估及降耗措施研究

西安熱1主要內(nèi)容

一、概況二、陽邏電廠節(jié)能評估三、達拉特電廠節(jié)能評估四、節(jié)能評估方法五、節(jié)約環(huán)保型燃煤電廠標準分析六、主要節(jié)能降耗技術措施

主要內(nèi)容

一、概況2一、概況

為了實現(xiàn)國家“十一五節(jié)能減排目標”，自覺履行國有大型企業(yè)的社會責任，提高華能公司火電機組運營管理水平，根據(jù)集團公司安排，開展對現(xiàn)役300MW機組進行節(jié)能降耗研究工作。西安熱工院組成專題研究小組，通過對陽邏電廠、達拉特電廠、豐鎮(zhèn)電廠16臺機組的現(xiàn)場調(diào)研，根據(jù)機組設計資料、設備系統(tǒng)特點、機組實際運行參數(shù)及近年來主要經(jīng)濟指標完成情況，結(jié)合同類型機組節(jié)能評估和節(jié)能改造經(jīng)驗，提出了3個電廠能耗定量分析結(jié)果，給出了主要節(jié)能技術措施，這些措施集團公司以導則形式予以發(fā)布，最后對節(jié)能潛力進行了預測，總結(jié)了節(jié)能評估方法。

一、概況

為了實現(xiàn)國家“十一五節(jié)能減排3二、陽邏電廠節(jié)能評估

1、設備概況陽邏電廠一、二期共裝有四臺300MW機組。一期1、2號鍋爐系上海鍋爐廠生產(chǎn)制造的SG-1025/18.1-M319型鍋爐，1、2號汽輪機為上海汽輪機廠生產(chǎn)的C156型（N300－16.7/538/538）汽輪機，2臺機組分別于1993年和1994年投產(chǎn)發(fā)電。二期3、4號鍋爐分別為上海鍋爐廠生產(chǎn)的SG-1025/18.1-M841型鍋爐與武漢鍋爐廠生產(chǎn)的WGZ-1025/18.24-2型鍋爐。3、4號汽輪機均為上海汽輪機廠生產(chǎn)的H156型（N300－16.7/538/538），分別于1997年5月11日和1997年12月31日投產(chǎn)發(fā)電。二、陽邏電廠節(jié)能評估1、設備概況4

鍋爐及汽輪機主要設計參數(shù)機組編號1、2號3號4號鍋爐制造廠家上海鍋爐廠武漢鍋爐廠鍋爐類型單爐膛型布置、倉儲制鋼球磨煤機制粉系統(tǒng)、亞臨界中間再熱、自然循環(huán)煤粉爐鍋爐設計效率91.68%

91.99%

92.0%

汽輪機制造廠上海汽輪機廠

汽輪機型式亞臨界、中間再熱、高中壓合缸、雙缸雙排汽、單軸凝汽式汽輪機汽輪機設計熱耗率7993kJ/kWh

7900kJ/kWh

鍋爐及汽輪機主要設計參數(shù)機組編號1、2號3號4號鍋爐制52、全廠主要經(jīng)濟指標完成情況項目名稱單位2003年2004年2005年發(fā)電量104×kWh601512604475650442發(fā)電煤耗g/kWh329329.1327.8發(fā)電廠用電率%5.535.635.43綜合廠用電率%6.046.175.88生產(chǎn)供電煤耗g/kWh348.2348.7346.6綜合供電煤耗g/kWh350.1350.7348.3年利用小時h501350375420年平均負荷MW238.3245.4244.52、全廠主要經(jīng)濟指標完63、影響全廠經(jīng)濟性指標的主要因素分析

3.1汽輪機缸效率

國產(chǎn)引進型300MW汽輪機普遍存在運行中各缸效率低，高壓缸效率隨運行時間增加不斷下降，主要原因是汽輪機通流部分不完善、汽封間隙大、汽輪機內(nèi)缸接合面漏汽嚴重、存在級間漏汽和蒸汽短路現(xiàn)象。根據(jù)陽邏電廠1～4號汽輪機實際運行缸效率計算分析，在額定負荷下，由于缸效率未達到設計值使每臺機組平均熱耗率升高260.1kJ/kWh，發(fā)電煤耗升高9.79g/kWh。1～4號汽輪機實際缸效率對熱耗率和發(fā)電煤耗的影響量見下表。3、影響全廠經(jīng)濟性指標的主要因素分析7名稱單位1號汽輪機2號汽輪機3號汽輪機4號汽輪機高壓缸效率％77.6380.7476.7276.36中壓缸效率％90.4889.9589.1989.9低壓缸效率％85.2284.185.7987.2熱耗率增加kJ/kWh239.19253.2360.22187.77發(fā)電煤耗增加g/kWh9.09.5313.567.07注：熱耗率平均增加260.1kJ/kWh，發(fā)電煤耗平均增加9.79g/kWh。

名稱單位1號汽輪機2號汽輪機3號汽輪機4號汽輪機高壓缸％7783.2凝汽器真空根據(jù)等效熱降計算方法，對于陽邏電廠300MW汽輪機組，凝汽器真空每升高1kPa，熱耗率降低50.24kJ/kWh，供電煤耗降低2g/kWh。目前，陽邏電廠除2號機組外，其他3臺機組真空系統(tǒng)運行性能較差，特別是1號和4號機組。根據(jù)各臺機組實際運行中凝汽器入口冷卻水溫度和凝汽器真空，可折算到冷卻水溫度為20℃時凝汽器真空值，進而求出凝汽器真空與設計值的差值，4臺機組平均真空與設計值相差1.86kPa，平均熱耗率升高93.3kJ/kWh，平均發(fā)電煤耗升高3.72g/kWh，見下表。3.2凝汽器真空9參數(shù)名稱單位1號機組3號機組4號機組4臺機組平均凝汽器真空與設計值差kPa3.571.12.761.86熱耗率升高kJ/kWh179.3655.26138.6693.3發(fā)電煤耗升高g/kWh7.142.25.523.72注：熱耗率平均增加93.3kJ/kWh，發(fā)電煤耗平均增加3.72g/kWh。

參數(shù)名稱單位1號機組3號機組4號機組4臺機組凝汽器真空與設計103.3高壓加熱器運行端差

陽邏電廠1～4號機組多數(shù)高壓加熱器端差與設計值有一定差距，部分高壓加熱器運行端差較設計值好。當不計入加熱器實際運行端差與設計端差為負值時對熱耗率和發(fā)電煤耗的影響，在額定負荷下，平均每臺機組熱耗率升高14.1kJ/kWh，發(fā)電煤耗升高0.53g/kWh。3.3高壓加熱器運行端差113.4熱力系統(tǒng)和高壓疏水閥門泄漏

通過現(xiàn)場調(diào)研分析，陽邏電廠四臺機組的熱力及疏水系統(tǒng)存在內(nèi)漏，并且有許多不合理之處。熱力系統(tǒng)及疏水系統(tǒng)內(nèi)漏，使得這一部分工質(zhì)消耗了熱量，不但做功減少，還引起凝汽器熱負荷增加，真空變差，造成煤耗升高。初步估算熱力及疏水系統(tǒng)內(nèi)漏，平均每臺機組熱耗率升高160kJ/kWh，影響發(fā)電煤耗6g/kWh。3.4熱力系統(tǒng)和高壓疏水閥門泄漏123.5排煙溫度

目前，陽邏電廠四臺鍋爐300MW負荷下的實際平均排煙溫度冬秋季為139℃，夏季平均為151℃，平均比設計值高15℃左右，導致鍋爐效率下降0.82個百分點，發(fā)電煤耗升高約2.62g/kWh。

四臺鍋爐的爐渣可燃物含量為3％～6％，飛灰可燃物含量為3%左右，基本上屬于正常范圍，進一步降低的空間不大。因此，在通過降低飛灰可燃物含量，提高鍋爐效率方面，目前基本上無潛力可挖。3.5排煙溫度133.6爐膛漏風、尾部煙道漏風、空預器漏風

目前，陽邏電廠各臺鍋爐機組的空預器漏風率基本都在12%左右，空預器的堵灰問題也比較嚴重，導致空預器的阻力增大。由于漏風，增加了鍋爐的排煙熱損失，降低了鍋爐效率。3.6爐膛漏風、尾部煙道漏風、空預器漏風143.7制粉系統(tǒng)電耗

由于鍋爐實際燃用煤質(zhì)變差，發(fā)熱量降低，灰分增大，造成制粉系統(tǒng)電耗增大。目前1、2鍋爐制粉系統(tǒng)單耗較高，主要原因是磨煤機出力低。在實際燃煤的燃燒特性優(yōu)于設計燃煤的情況下，目前四臺鍋爐的煤粉細度為7％～8％，比設計煤粉細度11%偏細較多，造成制粉系統(tǒng)單耗高。另外，排粉風機運行電流偏大，單耗也較高，主要原因是排粉風機入口的乏氣風門開度小、阻力大，排粉風機與制粉系統(tǒng)不匹配造成排粉風機運行效率低。通過對制粉系統(tǒng)進行調(diào)整試驗與診斷分析，并實施必要的技術改進，預期可使全廠發(fā)電廠用電率降低0.1個百分點。3.7制粉系統(tǒng)電耗153.8送風機、引風機電耗

由于存在較為嚴重的空預器堵灰與較大的空預器漏風率，造成送、引風機廠用電升高。應主要通過加強空預器吹灰與漏風治理，減小煙氣阻力損失，從而降低送風機與引風機電耗。通過加強空預器吹灰與漏風治理，預期可使全廠發(fā)電廠用電率降低0.14個百分點。3.8送風機、引風機電耗163.9凝結(jié)水泵、凝結(jié)水升壓泵電耗

現(xiàn)場調(diào)研結(jié)果分析表明，凝結(jié)水泵、凝結(jié)水升壓泵的電耗較高，屬于輔機配置不合理?？赏ㄟ^對凝結(jié)水泵、凝結(jié)水升壓泵的性能診斷試驗，提出改進方案，降低凝結(jié)水泵運行功率，預計減少廠用電100kW。3.9凝結(jié)水泵、凝結(jié)水升壓泵電耗173.10循環(huán)水泵電耗陽邏電廠每2臺機組配置3臺循環(huán)水泵，每臺循環(huán)水泵設計流量為26064m3/h，揚程31.5m，功率3150kW。循環(huán)水泵的運行方式通常不隨機組負荷變化而調(diào)節(jié)，運行方式比較簡單，單臺泵運行或者兩臺泵并聯(lián)運行，無法隨機組真空、負荷的變化調(diào)節(jié)循環(huán)水流量。特別在冬季凝汽器進水溫度較低時，可減少冷卻水流量的情況下，無法調(diào)節(jié)循環(huán)水泵的流量使功耗減少。并且，循環(huán)水泵實際運行工況往往不在高效點，使泵的運行效率低于設計效率較多。根據(jù)2004年1號機組大修后熱力性能試驗結(jié)果，機組在額定工況下循環(huán)水泵耗電量占輔機總耗電量的22%。因此，循環(huán)水泵的耗電量對發(fā)電廠用電率的影響很大。3.10循環(huán)水泵電耗183.11出力系數(shù)根據(jù)國產(chǎn)引進型300MW汽輪機在不同工況下熱力特性數(shù)據(jù)，結(jié)合多臺同類型機組在不同工況下實測數(shù)據(jù)，經(jīng)擬合得到不同工況下發(fā)電煤耗和發(fā)電廠用電率與出力系數(shù)的關系。2005年陽邏電廠實際完成發(fā)電煤耗327.8g/kWh，發(fā)電廠用電率5.43%，生產(chǎn)供電煤耗346.6g/kWh，平均利用小時5420小時，平均負荷率（出力系數(shù)）0.815，平均負荷率低于額定負荷使發(fā)電煤耗升高3.0g/kWh，發(fā)電廠用電率升高0.36個百分點。3.11出力系數(shù)19出力系數(shù)與發(fā)電煤耗影響系數(shù)關系曲線出力系數(shù)與發(fā)電煤耗影響系數(shù)關系曲線20出力系數(shù)對發(fā)電廠用電率的修正計算出力系數(shù)對發(fā)電廠用電率的修正計算213.12影響全廠經(jīng)濟性指標匯總

在額定負荷下，與設計值相比，各種因素使全廠機組平均熱耗率升高688.2kJ/kWh，鍋爐效率下降0.82個百分點，發(fā)電廠用電率升高1.3個百分點（含輔機設計裕量過大的影響），發(fā)電煤耗升高28.8g/kWh，匯總結(jié)果見下表。2005年全廠完成發(fā)電煤耗327.8g/kWh，全廠平均設計發(fā)電煤耗為299.8g/kWh。因此，各種因素可使發(fā)電煤耗實際升高26.18g/kWh，2005年應完成發(fā)電煤耗326.0g/kWh，與實際完成值非常接近。分析結(jié)果表明：各種因素對發(fā)電煤耗、發(fā)電廠用電率定量分析結(jié)果符合實際情況。3.12影響全廠經(jīng)濟性指標匯總22

通過各種影響因素的定量分析，陽邏電廠實際運行煤耗和廠用電率高的主要原因是：汽輪機通流效率低、凝汽器真空差、系統(tǒng)內(nèi)漏量大、排煙溫度高、鍋爐漏風率大（爐膛漏風、尾部煙道漏風、空預器漏風）、輔機電耗高、平均負荷率低。此外，設計上存在先天不足，也對經(jīng)濟性指標產(chǎn)生一定的影響。鍋爐設計燃用貧煤，爐膛結(jié)構(gòu)尺寸設計不合理，設計鍋爐效率低；一期汽輪機屬早期產(chǎn)品，末級葉片短（一期末級葉片長度869mm，二期末級葉片長度905mm），熱耗率高；輔機設計裕量過大，廠用電率高。通過各種影響因素的定量分析，陽邏電廠實際運行23參數(shù)名稱熱耗率

鍋爐效率

發(fā)電廠用電率

發(fā)電煤耗

損失分類汽輪機缸效率低260.1

0.149.79部分可控凝汽器真空差93.3

0.0533.72部分可控熱力及疏水系統(tǒng)內(nèi)漏160

0.0876.0部分可控加熱器端差大14.1

0.0080.53可控排煙溫度高

0.820.0382.62部分可控全年真空隨環(huán)境溫度變化

45.2

0.026

1.8

不可控

參數(shù)名稱熱耗率鍋爐效率發(fā)電廠用發(fā)電煤耗損失分類汽輪機24參數(shù)名稱熱耗率

鍋爐效率

發(fā)電廠用電率

發(fā)電煤耗

損失分類機組啟停22.5

0.0130.85部分可控減溫水量5.3

0.0030.2部分可控蒸汽參數(shù)偏離設計值8.0

0.0040.3部分可控負荷率79.7

0.363.0不可控鍋爐輔機

0.34部分可控汽輪機輔機

45.2

0.23

部分可控

合計688.20.821.328.8參數(shù)名稱熱耗率鍋爐效率發(fā)電廠用發(fā)電煤耗損失分類機組啟254、影響全廠經(jīng)濟性指標的主要因素分析

1、汽輪機本體技術改造

建議重點開展以下工作：更換調(diào)節(jié)級噴嘴；加裝調(diào)節(jié)級葉頂汽封；采用布萊登汽封或蜂窩汽封改進原有汽封結(jié)構(gòu)；進汽導管密封工藝改為“鐘罩式”；高中壓內(nèi)、外缸夾層擋汽環(huán)加裝汽封；取消高壓缸蒸汽冷卻管；改進低壓內(nèi)缸及持環(huán)中分面螺栓；合理調(diào)整通流間隙及清潔通流部分。通過汽輪機本體技術改造，在額定負荷下，預期高壓缸效率可達到83.5%，中壓缸效率可達到90.5%，低壓缸效率可達到85.5%，平均每臺機組熱耗率降低120.37kJ/kWh，發(fā)電煤耗降低4.53g/kWh。4、影響全廠經(jīng)濟性指標的主要因素分析1、汽輪機本體技術改造26

2、真空系統(tǒng)試驗診斷及治理

通過真空系統(tǒng)的診斷與治理，平均每臺機組真空可提高1.41kPa，熱耗率降低70.8kJ/kWh，發(fā)電煤耗降低2.82g/kWh。主要進行以下工作：重點治理1號、4號機組凝汽器真空；3號機組真空系統(tǒng)檢漏堵漏；建議更換二次濾網(wǎng)，減小系統(tǒng)阻力，降低循環(huán)水泵耗功。建議改造或更換膠球清洗裝置，提高收球率。2、真空系統(tǒng)試驗診斷及治理273、熱力及疏水系統(tǒng)內(nèi)漏治理（1）主蒸汽系統(tǒng)：取消主蒸汽供軸封；合并高壓導汽管疏水；取消導汽管通風閥；調(diào)節(jié)級疏水增加手動門；合并高壓外缸疏水與高排逆止門前疏水；取消高壓缸排汽區(qū)疏水；合并中壓導汽管疏水；取消中壓缸中部疏水；合并中壓缸排汽區(qū)疏水與4抽逆止門前疏水。（2）加熱器疏水放氣系統(tǒng)：取消各加熱器汽側(cè)排大氣門及管道；將高壓加熱器危急疏水調(diào)整門更換為電動門。（3）軸封系統(tǒng)：取消主蒸汽供軸封；取消冷再供軸封；合并軸封供汽母管上各路疏水；軸封溢流主路改至8號低加。（4）凝結(jié)水及小汽輪機蒸汽系統(tǒng)：取消凝結(jié)水泵出口至補水箱管道及閥門；合并A小機主汽門前疏水；合并B小機主汽門前疏水。通過對熱力系統(tǒng)及疏水系統(tǒng)進行完善化改進，結(jié)合對高壓閥門內(nèi)漏治理，預期可使每臺機組平均熱耗率降低106.2kJ/kWh，發(fā)電煤耗降低4g/kWh。3、熱力及疏水系統(tǒng)內(nèi)漏治理284、凝結(jié)水泵及凝結(jié)水升壓泵改造（1）凝結(jié)水泵葉輪改造，降低揚程，減少運行時凝結(jié)水系統(tǒng)的節(jié)流損失。預期可使凝結(jié)水泵運行功率降低100kW，發(fā)電廠用電率降低0.03個百分點。（2）凝結(jié)水泵和凝結(jié)水升壓泵采用變頻調(diào)節(jié)，根據(jù)機組不同負荷，調(diào)節(jié)泵的運行轉(zhuǎn)速，以適應機組對凝結(jié)水壓力和流量的需求。該方案節(jié)能效果明顯，特別是在低負荷工況運行時，節(jié)能效果顯著。缺點是投資大，運行調(diào)整復雜，對變頻設備的可靠性要求高。

4、凝結(jié)水泵及凝結(jié)水升壓泵改造295、循環(huán)水泵改造

循環(huán)水泵電機改為雙速電機，可在不同季節(jié)、不同負荷，調(diào)節(jié)循環(huán)水泵的運行轉(zhuǎn)速，以調(diào)節(jié)循環(huán)水流量，尤其是低負荷工況節(jié)電效果顯著。建議對全廠2臺或4臺循環(huán)水泵電機進行改造。該方案在國內(nèi)成功實施的技術改造較多，已取得了一定的經(jīng)濟效果，且投資改造費用低。

5、循環(huán)水泵改造306、一次風機改造

一次風機在鍋爐額定負荷和70%負荷下運行電流相差10A，由于陽邏電廠近年來四臺機組的負荷率僅為80％左右，建議對一次風機進行試驗分析，通過對節(jié)能量、投資回收期和可靠性進行技術經(jīng)濟評價后，以確定是否進行變頻調(diào)速改造。7、加強燃煤管理

加強對入廠煤源的管理，嚴格控制入廠煤的質(zhì)量，加強入爐煤的計量與煤質(zhì)檢驗，使入廠煤與入爐煤熱值差控制在正常范圍內(nèi)。加強堆煤與配煤管理，提高混煤的摻燒效果。6、一次風機改造318、節(jié)能潛力預測

通過全面實施以上技術改進方案與運行調(diào)整，在額定負荷下，可使汽輪機熱耗率降低315.5kJ/kWh，鍋爐效率提高0.27個百分點，發(fā)電煤耗降低12.7g/kWh，發(fā)電廠用電率降低0.75個百分點。在利用小時≥6000小時，預期發(fā)電煤耗降低12.5g/kWh，發(fā)電廠用電率降低0.68個百分點；預期發(fā)電煤耗可達到314.7g/kWh，發(fā)電廠用電率可達到4.63%，供電煤耗可達到330.0g/kWh。根據(jù)測算，陽邏電廠發(fā)電廠用電率可達到節(jié)約環(huán)保型燃煤電廠標準的要求，供電煤耗與標準值相差1.0g/kWh，若考慮該廠鍋爐設計為燃用貧煤，對燃煤適當進行修正，基本可以達到節(jié)約環(huán)保型燃煤電廠標準的要求。8、節(jié)能潛力預測32項目名稱

100%負荷

利用小時≥6000小時

發(fā)電煤耗

發(fā)電廠用電率

發(fā)電煤耗發(fā)電廠用電率

汽輪機通流改進4.530.0654.450.058凝汽器真空系統(tǒng)治理2.820.0412.760.037熱力、疏水系統(tǒng)改進及內(nèi)漏治理4.00.0583.90.052加熱器端差大運行調(diào)整0.530.0070.520.006降低排煙溫度0.850.010.830.009項目名稱100%負荷利用小時≥6000小時發(fā)電煤耗發(fā)33項目名稱

100%負荷

利用小時≥6000小時

發(fā)電煤耗

發(fā)電廠用電率

發(fā)電煤耗發(fā)電廠用電率

鍋爐及空預器漏風治理

0.14

0.126制粉系統(tǒng)診斷優(yōu)化及改進

0.1

0.09排粉風機局部改造

0.1

0.09凝結(jié)水泵、凝結(jié)水升壓泵改進

0.03

0.027循環(huán)水泵電機改為雙速電機

0.2

0.18合計12.70.7512.50.68項目名稱100%負荷利用小時≥6000小時發(fā)電煤耗發(fā)34三、達拉特電廠節(jié)能評估

1、設備概況

達拉特發(fā)電廠目前裝有6臺33萬千瓦燃煤發(fā)電機組，一期工程1號、2號機組分別于1995年11月15日、1996年11月30日投產(chǎn)發(fā)電；二期工程3號、4號機組分別于1998年6月16日、1999年2月8日投產(chǎn)發(fā)電；三期工程5號、6號機組分別于2004年8月9日、10月29日投產(chǎn)發(fā)電。7號、8號為600MW空冷機組，分別于2006年、2007年投運，不在這次節(jié)能評估的范圍。

三、達拉特電廠節(jié)能評估

1、設備概況35

鍋爐與汽輪機設備主要設計參數(shù)匯總表

機組編號1、2、3、4號

5、6號

鍋爐型號B&WB-1025/18.44-M

SG－1018/18.55-M864

鍋爐設計效率91.96%93.48%鍋爐制造廠北京巴威公司上海鍋爐廠鍋爐類型單爐膛型布置、正壓直吹式制粉系統(tǒng)、MPS中速磨煤機、亞臨界中間再熱、自然循環(huán)煤粉爐

燃燒方式后墻對沖燃燒方式四角同心反切圓燃燒方式汽輪機制造廠北重－阿爾斯通北京汽輪電機廠汽輪機類型亞臨界、中間一次再熱、單軸三缸、兩排汽凝汽式汽輪機

保證熱耗率7750.18kJ/kWh

7672.3kJ/kWh

鍋爐與汽輪機設備主要設計參數(shù)匯總表機組編號136

2、全廠主要經(jīng)濟指標完成情況

2005年度全廠六臺330MW機組平均利用小時7534小時，完成生產(chǎn)供電煤耗340.98g/kWh，發(fā)電廠用電率7.22%。2006年全廠六臺330MW機組平均利用小時6914小時，比2005年減少620小時；完成生產(chǎn)供電煤耗338.8g/kWh，比2005年下降2.18g/kWh；發(fā)電廠用電率7.13%，比2005年下降0.09個百分點。與華能創(chuàng)建節(jié)約環(huán)保型燃煤電廠標準中規(guī)定的同類型330MW燃煤發(fā)電機組供電煤耗330g/kWh和發(fā)電廠用電率7.0%相比，2006年達拉特電廠的生產(chǎn)供電煤耗高出8.8g/kWh，發(fā)電廠用電率高出0.13個百分點。2、全廠主要經(jīng)濟指標完成情況373、主要評估結(jié)果3.1汽輪機缸效率根據(jù)6臺機組實際運行的各缸效率，通過與設計值對比分析，由于缸效率低于設計值使熱耗率升高140.2kJ/kWh，發(fā)電煤耗升高5.34g/kWh。該型汽輪機通流部分結(jié)構(gòu)設計比較合理，通常通流部分結(jié)構(gòu)改進裕度不大。運行中汽輪機缸效率低，首先要檢查壓力溫度測量數(shù)據(jù)是否準確。若判明汽輪機缸效率低，可能的原因是：部分負荷下，調(diào)節(jié)汽門節(jié)流損失大；通流部分間隙大，漏汽量大；通流部分結(jié)垢嚴重；汽封間隙不合理等。因此，應利用機組大修期間揭缸檢查，盡量消除通流部分缺陷。據(jù)初步估算，通過對通流部分清理及檢查處理，可使熱耗率降低26.6kJ/kWh，發(fā)電煤耗降低1.0g/kWh。3、主要評估結(jié)果383.2凝汽器真空

對于達拉特電廠330MW汽輪機組，凝汽器真空每升高1kPa，熱耗率降低47.8kJ/kWh，發(fā)電煤耗降低1.8g/kWh。目前，除3號機組外，其他5臺機組真空系統(tǒng)運行性能較差。

1號機組2.87kPa;2號機組1.2kPa;4號機組1.37kPa;5號機組1.85kPa;6號機組2.93kPa

，平均1.99kPa。真空低使全廠發(fā)電煤耗升高3.58g/kWh。建議對冷端系統(tǒng)進行詳細、全面診斷試驗，提出綜合治理措施。必要時，更換冷卻塔淋水填料等。通過對真空系統(tǒng)綜合治理，可使機組真空提高1.29kPa，發(fā)電煤耗降低2.3g/kWh。3.2凝汽器真空393.3熱力及疏水系統(tǒng)

初步估算熱力及疏水系統(tǒng)內(nèi)漏，平均每臺機組熱耗率升高106.4kJ/kWh，影響發(fā)電煤耗4.0g/kWh。

去掉軸加出口至除鹽水箱一路；汽輪機冷再疏水直接排地溝；

輔汽供軸封門前疏水與輔汽聯(lián)箱疏水合并，去掉中間的閥門；去掉6號高加蒸汽冷卻器進汽管的排空氣管道；高調(diào)門后疏水和導汽管疏水合并；輔汽供軸封濾網(wǎng)去掉；輔汽供軸封濾網(wǎng)放水管去掉；啟動鍋爐來汽的所有管道、閥門全部去掉；輔汽聯(lián)箱蒸汽管道至除氧器調(diào)門后疏水管及閥門去掉；除氧循環(huán)泵入口慮網(wǎng)放水管道、閥門去掉；B5段抽汽逆止門后排空氣管道、閥門去掉；高加疏水流量測量管道、閥門去掉；去掉6號高加蒸汽冷卻器疏水管的排空氣管道、閥門；6號高加、7號高加、6號高加蒸汽冷卻器的排空氣管接至除氧器；將B4抽從A4抽管現(xiàn)B4抽電動門前加堵頭，其余全部去掉；將發(fā)電機定冷水箱氫氣溢流出口與排油煙風機出口管分開，單獨排大氣；A、B凝升泵出口電動門前放水管與除氧器調(diào)門前放水管合并；6號高加事故疏水手動門前排空氣管道、閥門去掉；

生加疏水至2＃機的管道、閥門去掉；高調(diào)門后疏水和高壓導汽管疏水合并后引至高壓疏擴；

從除鹽水箱引至熱網(wǎng)減溫水母管、閥門去掉；

檢修或更換內(nèi)漏的閥門；調(diào)整加熱器水位，使端差盡量接近設計值。通過對熱力系統(tǒng)及疏水系統(tǒng)進行完善化改進，結(jié)合對高壓閥門內(nèi)漏治理，預期可使每臺機組平均熱耗率降低53.2kJ/kWh，發(fā)電煤耗降低2.0g/kWh。

3.3熱力及疏水系統(tǒng)403.4排煙溫度達拉特電廠1、2、3、4、5、6號鍋爐排煙溫度較設計值分別高17.5℃

、10℃

、10℃

、7.4℃

、14.4℃

、15.4℃

，平均高12.3℃，影響鍋爐效率0.67個百分點，發(fā)電煤耗升高2.1g/kWh。根據(jù)達拉特電廠的實際情況，針對排煙溫度高應開展專題研究，以確定合理的實施方案。一方面通過燃燒調(diào)整試驗，確定合理的運行方式。另一方面在空預器漏風大治理后，必要時再考慮改造方案。3.4排煙溫度413.5凝結(jié)水泵、凝升泵、循環(huán)水泵變頻改造通過對凝結(jié)水泵、凝升泵變頻改造，可使電耗減少400kW，發(fā)電廠用電率下降0.14個百分點。通過對循環(huán)水泵變頻改造，可使循環(huán)水泵電耗減少900kW，發(fā)電廠用電率下降0.32個百分點。3.6一次風機和引風機技術改進一次風機葉輪改造，使風機與制粉系統(tǒng)匹配，可降低發(fā)電廠用電率0.1個百分點。

空預器漏風和積灰堵塞治理，可降低發(fā)電廠用電率0.08個百分點。3.5凝結(jié)水泵、凝升泵、循環(huán)水泵變頻改造423.7過熱器、再熱器減溫水量正常運行時，由于過熱器、再熱器減溫水量大，使發(fā)電煤耗升高1.74g/kWh。3.8冬季采暖供熱由于達拉特所處地區(qū)冬季寒冷，采暖周期長，冬季廠房采暖供熱量大、時間長，據(jù)統(tǒng)計2006年～2007年度采暖期抽汽量為316331噸，影響發(fā)電煤耗2.66g/kWh。3.9出力系數(shù)

2006年達拉特電廠平均出力系數(shù)為0.82，出力系數(shù)使發(fā)電煤耗、發(fā)電廠用電率升高分別為2.6g/kWh和0.47個百分點。3.7過熱器、再熱器減溫水量434、節(jié)能潛力預測各種技術措施使發(fā)電煤耗降低量(7.16)見下圖。4、節(jié)能潛力預測44

各種技術措施使發(fā)電廠用電率降低量(0.57）見下圖。各種技術措施使發(fā)電廠用電率降低量(0.57）見下圖。455、主要結(jié)果匯總（1）達拉特電廠6×330MW機組實際完成的發(fā)電煤耗、生產(chǎn)廠用電率、生產(chǎn)供電煤耗與華能公司創(chuàng)建節(jié)約環(huán)保型燃煤電廠標準的要求有一定差距。主要原因是：汽輪機通流效率低、凝汽器真空差、系統(tǒng)存在內(nèi)漏、減溫水量大、排煙溫度高、部分機組空預器漏風率大、輔機電耗高、采暖供熱量大等。這些因素在額定負荷下，使發(fā)電煤耗升高24.0g/kWh。5、主要結(jié)果匯總46

（2）為實現(xiàn)華能集團公司創(chuàng)建節(jié)約環(huán)保型燃煤電廠標準的要求，建議達拉特電廠開展以下工作：進行汽輪機通流部分檢查及處理、熱力及疏水系統(tǒng)改造、凝汽器真空差綜合治理、減溫水量大運行調(diào)整、空預器漏風率大治理、鍋爐燃燒與制粉系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整試驗、引風機與一次風機技術改造、凝結(jié)水泵和凝結(jié)水升壓泵、循環(huán)水泵變頻改造。通過全面實施以上技術改進與運行調(diào)整，在額定負荷下，可使發(fā)電煤耗降低7.16g/kWh，發(fā)電廠用電率降低0.57個百分點。在利用小時≥6000小時，預期發(fā)電煤耗降低7.02g/kWh，發(fā)電廠用電率降低0.76個百分點；預期發(fā)電煤耗可達到307.6g/kWh，發(fā)電廠用電率可達到6.37%，生產(chǎn)供電煤耗可達到328.5g/kWh。（2）為實現(xiàn)華能集團公司創(chuàng)建節(jié)約環(huán)保型燃煤電廠標準的47四、節(jié)能評估方法1、收集設計資料及運行數(shù)據(jù)

（1）收集機組運行規(guī)程、汽輪機及鍋爐說明書、主要輔機設計規(guī)范、汽輪機熱力特性說明書、試驗報告等。包括：鍋爐保證效率、汽輪機保證熱耗率、各工況熱平衡圖、主蒸汽溫度、主蒸汽壓力、再熱器壓損、再熱器溫度、凝汽器真空、減溫水量對熱耗率的影響關系。（2）

近幾年機組主要運行參數(shù)統(tǒng)計數(shù)據(jù)、不同季節(jié)主要運行參數(shù)及主要運行指標。如：發(fā)電量、運行小時、出力系數(shù)、發(fā)電煤耗、發(fā)電廠用電率、綜合廠用電率、生產(chǎn)供電煤耗、綜合供電煤耗、機組啟停次數(shù)。四、節(jié)能評估方法482、電廠介紹及現(xiàn)場查看

主要介紹近幾年主要經(jīng)濟性指標完成情況、機組存在的設計及運行問題。現(xiàn)場查看機組實際運行情況，記錄主要運行參數(shù)等。3、各種影響因素定量分析汽輪機各缸效率、真空、熱力系統(tǒng)泄漏、給水溫度、加熱器端差、凝結(jié)水過冷度、凝結(jié)水泵焓升、給水泵焓升、減溫水量、飛灰含碳量、排煙溫度、運行參數(shù)、空預器漏風、循環(huán)水泵、凝結(jié)水泵、風機、制粉系統(tǒng)裕量、保溫、環(huán)境溫度、機組啟停次數(shù)、出力系數(shù)。2、電廠介紹及現(xiàn)場查看493.1汽輪機缸效率在額定負荷下，特別是保持調(diào)節(jié)汽門開度與給定開度一致，根據(jù)機組實際運行參數(shù)，可計算實際高、中壓缸效率，低壓缸效率可根據(jù)考核試驗結(jié)果推算。依據(jù)缸效率與設計值的差值，及各缸效率每降低1個百分點對熱耗率的影響量，可得到缸效率降低對熱耗率及發(fā)電煤耗的影響量。3.2真空簡單實用的方法是根據(jù)汽輪機THA工況和夏季工況設計數(shù)據(jù)，求出兩個工況真空差值和熱耗率差值，真空差值和熱耗率差值按線性考慮。3.1汽輪機缸效率503.3熱力系統(tǒng)泄漏檢查熱力系統(tǒng)閥門泄漏，并列出清單，根據(jù)經(jīng)驗估算對發(fā)電煤耗的影響。3.4環(huán)境溫度環(huán)境溫度高，凝汽器入口循環(huán)水溫度高，真空差。由于受汽輪機末級排汽阻塞背壓的影響，如：300MW機組阻塞背壓為3.6kPa，機組年平均真空要高于設計真空。一般情況海水冷卻環(huán)境溫度影響1.4～1.6g/kWh；南方開式和北方閉式1.8～2.0g/kWh；南方閉式和北方超臨界閉式循環(huán)2.0～2.2g/kWh；空冷機組將再增加1.0g/kWh。3.3熱力系統(tǒng)泄漏513.5排煙溫度排煙溫度的影響可根據(jù)鍋爐設計排煙溫度與環(huán)境溫度差值與排煙損失近似按線性考慮，結(jié)合機組實際排煙溫度進行分析計算。3.6機組啟停機組啟停對發(fā)電煤耗的影響與機組啟停方式、啟停特性、年利用小時數(shù)有關。一般情況下，機組啟停1次年平均發(fā)電煤耗升高0.05～0.15g/kWh；冷態(tài)啟動0.1～0.12g/kWh；熱態(tài)啟動0.05～0.08g/kWh；利用小時數(shù)降低影響量將增大。3.5排煙溫度523.7出力系數(shù)出力系數(shù)可按已介紹過的曲線進行計算。3.8減溫水量和運行參數(shù)統(tǒng)計減溫水量和運行參數(shù)，并結(jié)合熱力特性修正曲線予以計算。3.9其他影響給水溫度、加熱器端差、凝結(jié)水過冷度、凝結(jié)水泵焓升、給水泵焓升按照耗差分析結(jié)果予以計算。發(fā)電煤耗影響量與設計發(fā)電煤耗之和，與機組實際運行的發(fā)電煤耗應基本一致，一般誤差不超過2g/kWh。3.7出力系數(shù)534、節(jié)能潛力預測

根據(jù)各種因素定量分析結(jié)果，提出節(jié)能建議或原則性方案，并對各種建議或方案進行節(jié)能潛力預測，提交節(jié)能評估報告。必要時，應結(jié)合具體情況進行下一步節(jié)能診斷工作。4、節(jié)能潛力預測54五、節(jié)約環(huán)保型燃煤發(fā)電廠標準分析

為了推動公司的節(jié)能工作，集團公司相繼出臺了創(chuàng)建節(jié)約環(huán)保型企業(yè)規(guī)劃、節(jié)約環(huán)保型燃煤示范電廠標準、節(jié)約環(huán)保型燃煤發(fā)電廠標準及節(jié)約環(huán)保型燃煤發(fā)電廠驗收管理辦法等，為公司的節(jié)能工作提出了方向和具體目標，構(gòu)建了華能公司創(chuàng)建節(jié)約環(huán)保型企業(yè)的標準體系。在標準中規(guī)定的各類燃煤機組的發(fā)電煤耗、生產(chǎn)廠用電率、生產(chǎn)供電煤耗指標確實是非常高的，實現(xiàn)的難度也是很大的，但是經(jīng)過努力是可以實現(xiàn)的。為了使大家對主要指標有一個全面系統(tǒng)的了解，現(xiàn)結(jié)合超超臨界機組、超臨界機組、300MW亞臨界機組、300MW亞臨界空冷機組作介紹。五、節(jié)約環(huán)保型燃煤發(fā)電廠標準分析55

1、主要因素對發(fā)電煤耗的影響量超超臨界超臨界300MW亞臨界300MW亞臨界空冷發(fā)電煤耗基準值284295313323設計發(fā)電煤耗271280296305缸效率3577排污、排汽1.51.522吹灰、減溫水1111環(huán)境溫度2222.5～3蒸汽參數(shù)1111系統(tǒng)泄漏1111機組啟停1111出力系數(shù)2.52.522.51、主要因素對發(fā)電煤耗的影響562、主要因素對發(fā)電廠用電率的影響量名稱超超臨界超臨界300MW發(fā)電廠用電率基準值5.2%(含脫硫）5.7%(含脫硫）4.8%(不含脫硫）實測結(jié)果4.33%～4.43%(含脫硫）4.86%(含脫硫）3.8%(不含脫硫）2、主要因素對發(fā)電廠用電率的影響量名稱超超臨界超臨界3057

一般情況下，發(fā)電廠用電率的基準值較100％負荷下的實測值高0.8～1.0個百分點。主要考慮的因素有：80％負荷較100％負荷發(fā)電廠用電率增加0.4～0.5個百分點；發(fā)電煤耗不可避免的升高部分使發(fā)電廠用電率增加0.2～0.3個百分點；機組啟停使發(fā)電廠用電率增加0.1～0.2個百分點。因此，從不同機組發(fā)電廠用電率實測結(jié)果可以看出標準的規(guī)定值基本上是合理的。對于特殊煤種，如無煙煤，可再給予適當修正。一般情況下，發(fā)電廠用電率的基準值較100％負荷下的實58六、主要節(jié)能降耗技術措施

1、汽輪機本體改進1.1更換調(diào)節(jié)級葉片

針對哈爾濱汽輪機廠生產(chǎn)的引進型300MW汽輪機，由于采用48通道的噴嘴，調(diào)節(jié)級噴嘴出汽邊易出現(xiàn)應力腐蝕現(xiàn)象而產(chǎn)生損傷，建議將調(diào)節(jié)級噴嘴更換成126通道的結(jié)構(gòu)，并適當調(diào)整調(diào)節(jié)級各處的汽封間隙。

1.2加裝調(diào)節(jié)級葉頂汽封增加調(diào)節(jié)級葉頂汽封數(shù)量，將原一道汽封改為二道或四道汽封，減少調(diào)節(jié)級的級間漏汽量，提高調(diào)節(jié)級效率。六、主要節(jié)能降耗技術措施1、汽輪機本體改進591.3改進平衡盤汽封結(jié)構(gòu)

300MW汽輪機的進汽平衡盤和排汽平衡盤的直徑較大，若汽封間隙不合適，易造成大量蒸汽泄漏，影響機組運行的經(jīng)濟性。為減少漏汽損失，可采用新型汽封（布萊登汽封或蜂窩汽封）改進原有汽封結(jié)構(gòu)。具體采用哪種型式的汽封，應結(jié)合各廠實際情況進行選型。

1.4改進導汽管密封形式對于采用密封環(huán)結(jié)構(gòu)形式的導汽管，由于在安裝過程中易發(fā)生密封環(huán)破碎，運行期間易發(fā)生蒸汽泄露，影響機組運行的安全性及經(jīng)濟性?？蓪艿拿芊飧臑椤扮娬质健泵芊饨Y(jié)構(gòu)，或采用材質(zhì)及加工質(zhì)量有保證的密封環(huán)。1.3改進平衡盤汽封結(jié)構(gòu)601.5高中壓內(nèi)、外缸夾層擋汽環(huán)加裝阻汽片在高壓靜葉持環(huán)下半與外缸間的擋汽環(huán)處加裝固定式阻汽片用以調(diào)整汽輪機夾層蒸汽流向，減小汽輪機上、下缸溫差，提高汽輪機運行的安全性及經(jīng)濟性。1.6取消中壓缸冷卻蒸汽對于早期投產(chǎn)的引進型300MW機組，由于中壓缸冷卻蒸汽管的設置與原設計思想不相符，應予以取消。1.7改進低壓內(nèi)缸及持環(huán)中分面螺栓低壓內(nèi)缸及持環(huán)中分面螺栓的結(jié)構(gòu)和緊固方式不合理，易造成中分面漏汽，影響汽輪機運行的經(jīng)濟性?？赏ㄟ^適當增加螺栓直徑、縮短螺桿長度，將緊固方式由冷緊改為熱緊等方式，增大螺栓緊力，減少漏汽。1.5高中壓內(nèi)、外缸夾層擋汽環(huán)加裝阻汽片611.8合理調(diào)整通流間隙及清潔通流部分由于汽缸壁較薄，全實缸狀態(tài)下會發(fā)生變形，因此在調(diào)整通流部分間隙時，應按橢圓進行調(diào)整；調(diào)整前應扣空缸，擰緊密封面螺栓，實測汽缸變形量；調(diào)整通流部分間隙時，應按制造廠提供的間隙中下限執(zhí)行。反動式汽輪機葉輪之間和隔板之間軸向距離較小，汽道表面無法進行人工清潔，應進行水力或氣力清潔通流部分，有條件情況下推薦采用噴丸處理工藝。1.8合理調(diào)整通流間隙及清潔通流部分622、汽輪機熱力系統(tǒng)改進2.1主再熱蒸汽疏水2、汽輪機熱力系統(tǒng)改進632.2高壓導汽管

改進前改進后改進前、后高壓導汽管系統(tǒng)2.2高壓導汽管642.3中壓導汽管改進前、后中壓導汽管疏水2.3中壓導汽管改進前、后中壓導汽管疏水652.4旁路系統(tǒng)取消低壓旁路后疏水門，直管接通。將鍋爐側(cè)5%啟動旁路由4路改為2路，減少內(nèi)漏，降低擴容器熱負荷。

2.5其他疏水將高壓外缸疏水直接接入高排逆止門前疏水管上，取消疏水門；取消高排通風閥和高排通風系統(tǒng)；將高、中壓平衡管下部二根平衡管疏水合并，并與4抽電動門前疏水在疏水門前合并，取消4根平衡管上的節(jié)流孔板；取消中壓缸排汽區(qū)疏水及中壓缸中部疏水。

2.4旁路系統(tǒng)663、汽輪機冷端系統(tǒng)

汽輪機冷端系統(tǒng)運行優(yōu)化調(diào)整；真空泵冷卻水源改造；真空系統(tǒng)泄漏治理；循環(huán)水泵電機改為雙速電機；循環(huán)水泵變頻改造；凝結(jié)水泵減少一級葉輪；凝結(jié)水泵變頻改造；冷卻水塔改造；凝汽器改造等。3、汽輪機冷端系統(tǒng)674、空氣預熱器改造

國內(nèi)已有許多電廠采用國外技術（英國HOWDEN公司VN）對空氣預熱器進行了技術改造，取得了明顯效果。其中包括：扇形板靜密封改造；徑向雙密封改造；將冷端徑向密封片調(diào)成“V”形；軸向雙密封改造；調(diào)整旁路密封；對轉(zhuǎn)子下部圓周密封結(jié)構(gòu)進行改造；吹灰器改造等。5、送、引風機技術改進

動葉可調(diào)軸流式送、引風機設計參數(shù)與運行參數(shù)不匹配，可對葉輪進行改造；靜葉調(diào)節(jié)軸流式引風機電機可改為雙速電機或變頻改造；離心式引風機、離心式一次風機可采用葉輪改造和變頻調(diào)速改造綜合改造方案；排粉風機可通過風機葉輪改造。4、空氣預熱器改造686、鍋爐燃燒及制粉系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整根據(jù)燃煤特性，進行燃燒及制粉系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整試驗，確定燃煤量與風量的合理配比，及煤粉的經(jīng)濟細度，以降低飛灰含碳量，控制排煙溫度，提高鍋爐運行效率。

通過以上分析，可以看出節(jié)能降耗的重點和關鍵是：保證鍋爐安全穩(wěn)定運行；采用先進技術改造輔機；挖掘汽輪機及熱力系統(tǒng)節(jié)能潛力。創(chuàng)建節(jié)約環(huán)保型電廠的目標就一定能實現(xiàn)！6、鍋爐燃燒及制粉系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整69西安熱工研究院有限公司ThermalPowerResearchInstitute謝謝！西安熱工研究院有限公司ThermalPowerResea70

華能現(xiàn)役300MW機組

節(jié)能評估及降耗措施研究

西安熱工研究院有限公司楊壽敏

華能現(xiàn)役300MW機組

節(jié)能評估及降耗措施研究

西安熱71主要內(nèi)容

一、概況二、陽邏電廠節(jié)能評估三、達拉特電廠節(jié)能評估四、節(jié)能評估方法五、節(jié)約環(huán)保型燃煤電廠標準分析六、主要節(jié)能降耗技術措施

主要內(nèi)容

一、概況72一、概況

為了實現(xiàn)國家“十一五節(jié)能減排目標”，自覺履行國有大型企業(yè)的社會責任，提高華能公司火電機組運營管理水平，根據(jù)集團公司安排，開展對現(xiàn)役300MW機組進行節(jié)能降耗研究工作。西安熱工院組成專題研究小組，通過對陽邏電廠、達拉特電廠、豐鎮(zhèn)電廠16臺機組的現(xiàn)場調(diào)研，根據(jù)機組設計資料、設備系統(tǒng)特點、機組實際運行參數(shù)及近年來主要經(jīng)濟指標完成情況，結(jié)合同類型機組節(jié)能評估和節(jié)能改造經(jīng)驗，提出了3個電廠能耗定量分析結(jié)果，給出了主要節(jié)能技術措施，這些措施集團公司以導則形式予以發(fā)布，最后對節(jié)能潛力進行了預測，總結(jié)了節(jié)能評估方法。

一、概況

為了實現(xiàn)國家“十一五節(jié)能減排73二、陽邏電廠節(jié)能評估

1、設備概況陽邏電廠一、二期共裝有四臺300MW機組。一期1、2號鍋爐系上海鍋爐廠生產(chǎn)制造的SG-1025/18.1-M319型鍋爐，1、2號汽輪機為上海汽輪機廠生產(chǎn)的C156型（N300－16.7/538/538）汽輪機，2臺機組分別于1993年和1994年投產(chǎn)發(fā)電。二期3、4號鍋爐分別為上海鍋爐廠生產(chǎn)的SG-1025/18.1-M841型鍋爐與武漢鍋爐廠生產(chǎn)的WGZ-1025/18.24-2型鍋爐。3、4號汽輪機均為上海汽輪機廠生產(chǎn)的H156型（N300－16.7/538/538），分別于1997年5月11日和1997年12月31日投產(chǎn)發(fā)電。二、陽邏電廠節(jié)能評估1、設備概況74

鍋爐及汽輪機主要設計參數(shù)機組編號1、2號3號4號鍋爐制造廠家上海鍋爐廠武漢鍋爐廠鍋爐類型單爐膛型布置、倉儲制鋼球磨煤機制粉系統(tǒng)、亞臨界中間再熱、自然循環(huán)煤粉爐鍋爐設計效率91.68%

91.99%

92.0%

汽輪機制造廠上海汽輪機廠

汽輪機型式亞臨界、中間再熱、高中壓合缸、雙缸雙排汽、單軸凝汽式汽輪機汽輪機設計熱耗率7993kJ/kWh

7900kJ/kWh

鍋爐及汽輪機主要設計參數(shù)機組編號1、2號3號4號鍋爐制752、全廠主要經(jīng)濟指標完成情況項目名稱單位2003年2004年2005年發(fā)電量104×kWh601512604475650442發(fā)電煤耗g/kWh329329.1327.8發(fā)電廠用電率%5.535.635.43綜合廠用電率%6.046.175.88生產(chǎn)供電煤耗g/kWh348.2348.7346.6綜合供電煤耗g/kWh350.1350.7348.3年利用小時h501350375420年平均負荷MW238.3245.4244.52、全廠主要經(jīng)濟指標完763、影響全廠經(jīng)濟性指標的主要因素分析

3.1汽輪機缸效率

國產(chǎn)引進型300MW汽輪機普遍存在運行中各缸效率低，高壓缸效率隨運行時間增加不斷下降，主要原因是汽輪機通流部分不完善、汽封間隙大、汽輪機內(nèi)缸接合面漏汽嚴重、存在級間漏汽和蒸汽短路現(xiàn)象。根據(jù)陽邏電廠1～4號汽輪機實際運行缸效率計算分析，在額定負荷下，由于缸效率未達到設計值使每臺機組平均熱耗率升高260.1kJ/kWh，發(fā)電煤耗升高9.79g/kWh。1～4號汽輪機實際缸效率對熱耗率和發(fā)電煤耗的影響量見下表。3、影響全廠經(jīng)濟性指標的主要因素分析77名稱單位1號汽輪機2號汽輪機3號汽輪機4號汽輪機高壓缸效率％77.6380.7476.7276.36中壓缸效率％90.4889.9589.1989.9低壓缸效率％85.2284.185.7987.2熱耗率增加kJ/kWh239.19253.2360.22187.77發(fā)電煤耗增加g/kWh9.09.5313.567.07注：熱耗率平均增加260.1kJ/kWh，發(fā)電煤耗平均增加9.79g/kWh。

名稱單位1號汽輪機2號汽輪機3號汽輪機4號汽輪機高壓缸％77783.2凝汽器真空根據(jù)等效熱降計算方法，對于陽邏電廠300MW汽輪機組，凝汽器真空每升高1kPa，熱耗率降低50.24kJ/kWh，供電煤耗降低2g/kWh。目前，陽邏電廠除2號機組外，其他3臺機組真空系統(tǒng)運行性能較差，特別是1號和4號機組。根據(jù)各臺機組實際運行中凝汽器入口冷卻水溫度和凝汽器真空，可折算到冷卻水溫度為20℃時凝汽器真空值，進而求出凝汽器真空與設計值的差值，4臺機組平均真空與設計值相差1.86kPa，平均熱耗率升高93.3kJ/kWh，平均發(fā)電煤耗升高3.72g/kWh，見下表。3.2凝汽器真空79參數(shù)名稱單位1號機組3號機組4號機組4臺機組平均凝汽器真空與設計值差kPa3.571.12.761.86熱耗率升高kJ/kWh179.3655.26138.6693.3發(fā)電煤耗升高g/kWh7.142.25.523.72注：熱耗率平均增加93.3kJ/kWh，發(fā)電煤耗平均增加3.72g/kWh。

參數(shù)名稱單位1號機組3號機組4號機組4臺機組凝汽器真空與設計803.3高壓加熱器運行端差

陽邏電廠1～4號機組多數(shù)高壓加熱器端差與設計值有一定差距，部分高壓加熱器運行端差較設計值好。當不計入加熱器實際運行端差與設計端差為負值時對熱耗率和發(fā)電煤耗的影響，在額定負荷下，平均每臺機組熱耗率升高14.1kJ/kWh，發(fā)電煤耗升高0.53g/kWh。3.3高壓加熱器運行端差813.4熱力系統(tǒng)和高壓疏水閥門泄漏

通過現(xiàn)場調(diào)研分析，陽邏電廠四臺機組的熱力及疏水系統(tǒng)存在內(nèi)漏，并且有許多不合理之處。熱力系統(tǒng)及疏水系統(tǒng)內(nèi)漏，使得這一部分工質(zhì)消耗了熱量，不但做功減少，還引起凝汽器熱負荷增加，真空變差，造成煤耗升高。初步估算熱力及疏水系統(tǒng)內(nèi)漏，平均每臺機組熱耗率升高160kJ/kWh，影響發(fā)電煤耗6g/kWh。3.4熱力系統(tǒng)和高壓疏水閥門泄漏823.5排煙溫度

目前，陽邏電廠四臺鍋爐300MW負荷下的實際平均排煙溫度冬秋季為139℃，夏季平均為151℃，平均比設計值高15℃左右，導致鍋爐效率下降0.82個百分點，發(fā)電煤耗升高約2.62g/kWh。

四臺鍋爐的爐渣可燃物含量為3％～6％，飛灰可燃物含量為3%左右，基本上屬于正常范圍，進一步降低的空間不大。因此，在通過降低飛灰可燃物含量，提高鍋爐效率方面，目前基本上無潛力可挖。3.5排煙溫度833.6爐膛漏風、尾部煙道漏風、空預器漏風

目前，陽邏電廠各臺鍋爐機組的空預器漏風率基本都在12%左右，空預器的堵灰問題也比較嚴重，導致空預器的阻力增大。由于漏風，增加了鍋爐的排煙熱損失，降低了鍋爐效率。3.6爐膛漏風、尾部煙道漏風、空預器漏風843.7制粉系統(tǒng)電耗

由于鍋爐實際燃用煤質(zhì)變差，發(fā)熱量降低，灰分增大，造成制粉系統(tǒng)電耗增大。目前1、2鍋爐制粉系統(tǒng)單耗較高，主要原因是磨煤機出力低。在實際燃煤的燃燒特性優(yōu)于設計燃煤的情況下，目前四臺鍋爐的煤粉細度為7％～8％，比設計煤粉細度11%偏細較多，造成制粉系統(tǒng)單耗高。另外，排粉風機運行電流偏大，單耗也較高，主要原因是排粉風機入口的乏氣風門開度小、阻力大，排粉風機與制粉系統(tǒng)不匹配造成排粉風機運行效率低。通過對制粉系統(tǒng)進行調(diào)整試驗與診斷分析，并實施必要的技術改進，預期可使全廠發(fā)電廠用電率降低0.1個百分點。3.7制粉系統(tǒng)電耗853.8送風機、引風機電耗

由于存在較為嚴重的空預器堵灰與較大的空預器漏風率，造成送、引風機廠用電升高。應主要通過加強空預器吹灰與漏風治理，減小煙氣阻力損失，從而降低送風機與引風機電耗。通過加強空預器吹灰與漏風治理，預期可使全廠發(fā)電廠用電率降低0.14個百分點。3.8送風機、引風機電耗863.9凝結(jié)水泵、凝結(jié)水升壓泵電耗

現(xiàn)場調(diào)研結(jié)果分析表明，凝結(jié)水泵、凝結(jié)水升壓泵的電耗較高，屬于輔機配置不合理?？赏ㄟ^對凝結(jié)水泵、凝結(jié)水升壓泵的性能診斷試驗，提出改進方案，降低凝結(jié)水泵運行功率，預計減少廠用電100kW。3.9凝結(jié)水泵、凝結(jié)水升壓泵電耗873.10循環(huán)水泵電耗陽邏電廠每2臺機組配置3臺循環(huán)水泵，每臺循環(huán)水泵設計流量為26064m3/h，揚程31.5m，功率3150kW。循環(huán)水泵的運行方式通常不隨機組負荷變化而調(diào)節(jié)，運行方式比較簡單，單臺泵運行或者兩臺泵并聯(lián)運行，無法隨機組真空、負荷的變化調(diào)節(jié)循環(huán)水流量。特別在冬季凝汽器進水溫度較低時，可減少冷卻水流量的情況下，無法調(diào)節(jié)循環(huán)水泵的流量使功耗減少。并且，循環(huán)水泵實際運行工況往往不在高效點，使泵的運行效率低于設計效率較多。根據(jù)2004年1號機組大修后熱力性能試驗結(jié)果，機組在額定工況下循環(huán)水泵耗電量占輔機總耗電量的22%。因此，循環(huán)水泵的耗電量對發(fā)電廠用電率的影響很大。3.10循環(huán)水泵電耗883.11出力系數(shù)根據(jù)國產(chǎn)引進型300MW汽輪機在不同工況下熱力特性數(shù)據(jù)，結(jié)合多臺同類型機組在不同工況下實測數(shù)據(jù)，經(jīng)擬合得到不同工況下發(fā)電煤耗和發(fā)電廠用電率與出力系數(shù)的關系。2005年陽邏電廠實際完成發(fā)電煤耗327.8g/kWh，發(fā)電廠用電率5.43%，生產(chǎn)供電煤耗346.6g/kWh，平均利用小時5420小時，平均負荷率（出力系數(shù)）0.815，平均負荷率低于額定負荷使發(fā)電煤耗升高3.0g/kWh，發(fā)電廠用電率升高0.36個百分點。3.11出力系數(shù)89出力系數(shù)與發(fā)電煤耗影響系數(shù)關系曲線出力系數(shù)與發(fā)電煤耗影響系數(shù)關系曲線90出力系數(shù)對發(fā)電廠用電率的修正計算出力系數(shù)對發(fā)電廠用電率的修正計算913.12影響全廠經(jīng)濟性指標匯總

在額定負荷下，與設計值相比，各種因素使全廠機組平均熱耗率升高688.2kJ/kWh，鍋爐效率下降0.82個百分點，發(fā)電廠用電率升高1.3個百分點（含輔機設計裕量過大的影響），發(fā)電煤耗升高28.8g/kWh，匯總結(jié)果見下表。2005年全廠完成發(fā)電煤耗327.8g/kWh，全廠平均設計發(fā)電煤耗為299.8g/kWh。因此，各種因素可使發(fā)電煤耗實際升高26.18g/kWh，2005年應完成發(fā)電煤耗326.0g/kWh，與實際完成值非常接近。分析結(jié)果表明：各種因素對發(fā)電煤耗、發(fā)電廠用電率定量分析結(jié)果符合實際情況。3.12影響全廠經(jīng)濟性指標匯總92

通過各種影響因素的定量分析，陽邏電廠實際運行煤耗和廠用電率高的主要原因是：汽輪機通流效率低、凝汽器真空差、系統(tǒng)內(nèi)漏量大、排煙溫度高、鍋爐漏風率大（爐膛漏風、尾部煙道漏風、空預器漏風）、輔機電耗高、平均負荷率低。此外，設計上存在先天不足，也對經(jīng)濟性指標產(chǎn)生一定的影響。鍋爐設計燃用貧煤，爐膛結(jié)構(gòu)尺寸設計不合理，設計鍋爐效率低；一期汽輪機屬早期產(chǎn)品，末級葉片短（一期末級葉片長度869mm，二期末級葉片長度905mm），熱耗率高；輔機設計裕量過大，廠用電率高。通過各種影響因素的定量分析，陽邏電廠實際運行93參數(shù)名稱熱耗率

鍋爐效率

發(fā)電廠用電率

發(fā)電煤耗

損失分類汽輪機缸效率低260.1

0.149.79部分可控凝汽器真空差93.3

0.0533.72部分可控熱力及疏水系統(tǒng)內(nèi)漏160

0.0876.0部分可控加熱器端差大14.1

0.0080.53可控排煙溫度高

0.820.0382.62部分可控全年真空隨環(huán)境溫度變化

45.2

0.026

1.8

不可控

參數(shù)名稱熱耗率鍋爐效率發(fā)電廠用發(fā)電煤耗損失分類汽輪機94參數(shù)名稱熱耗率

鍋爐效率

發(fā)電廠用電率

發(fā)電煤耗

損失分類機組啟停22.5

0.0130.85部分可控減溫水量5.3

0.0030.2部分可控蒸汽參數(shù)偏離設計值8.0

0.0040.3部分可控負荷率79.7

0.363.0不可控鍋爐輔機

0.34部分可控汽輪機輔機

45.2

0.23

部分可控

合計688.20.821.328.8參數(shù)名稱熱耗率鍋爐效率發(fā)電廠用發(fā)電煤耗損失分類機組啟954、影響全廠經(jīng)濟性指標的主要因素分析

1、汽輪機本體技術改造

建議重點開展以下工作：更換調(diào)節(jié)級噴嘴；加裝調(diào)節(jié)級葉頂汽封；采用布萊登汽封或蜂窩汽封改進原有汽封結(jié)構(gòu)；進汽導管密封工藝改為“鐘罩式”；高中壓內(nèi)、外缸夾層擋汽環(huán)加裝汽封；取消高壓缸蒸汽冷卻管；改進低壓內(nèi)缸及持環(huán)中分面螺栓；合理調(diào)整通流間隙及清潔通流部分。通過汽輪機本體技術改造，在額定負荷下，預期高壓缸效率可達到83.5%，中壓缸效率可達到90.5%，低壓缸效率可達到85.5%，平均每臺機組熱耗率降低120.37kJ/kWh，發(fā)電煤耗降低4.53g/kWh。4、影響全廠經(jīng)濟性指標的主要因素分析1、汽輪機本體技術改造96

2、真空系統(tǒng)試驗診斷及治理

通過真空系統(tǒng)的診斷與治理，平均每臺機組真空可提高1.41kPa，熱耗率降低70.8kJ/kWh，發(fā)電煤耗降低2.82g/kWh。主要進行以下工作：重點治理1號、4號機組凝汽器真空；3號機組真空系統(tǒng)檢漏堵漏；建議更換二次濾網(wǎng)，減小系統(tǒng)阻力，降低循環(huán)水泵耗功。建議改造或更換膠球清洗裝置，提高收球率。2、真空系統(tǒng)試驗診斷及治理973、熱力及疏水系統(tǒng)內(nèi)漏治理（1）主蒸汽系統(tǒng)：取消主蒸汽供軸封；合并高壓導汽管疏水；取消導汽管通風閥；調(diào)節(jié)級疏水增加手動門；合并高壓外缸疏水與高排逆止門前疏水；取消高壓缸排汽區(qū)疏水；合并中壓導汽管疏水；取消中壓缸中部疏水；合并中壓缸排汽區(qū)疏水與4抽逆止門前疏水。（2）加熱器疏水放氣系統(tǒng)：取消各加熱器汽側(cè)排大氣門及管道；將高壓加熱器危急疏水調(diào)整門更換為電動門。（3）軸封系統(tǒng)：取消主蒸汽供軸封；取消冷再供軸封；合并軸封供汽母管上各路疏水；軸封溢流主路改至8號低加。（4）凝結(jié)水及小汽輪機蒸汽系統(tǒng)：取消凝結(jié)水泵出口至補水箱管道及閥門；合并A小機主汽門前疏水；合并B小機主汽門前疏水。通過對熱力系統(tǒng)及疏水系統(tǒng)進行完善化改進，結(jié)合對高壓閥門內(nèi)漏治理，預期可使每臺機組平均熱耗率降低106.2kJ/kWh，發(fā)電煤耗降低4g/kWh。3、熱力及疏水系統(tǒng)內(nèi)漏治理984、凝結(jié)水泵及凝結(jié)水升壓泵改造（1）凝結(jié)水泵葉輪改造，降低揚程，減少運行時凝結(jié)水系統(tǒng)的節(jié)流損失。預期可使凝結(jié)水泵運行功率降低100kW，發(fā)電廠用電率降低0.03個百分點。（2）凝結(jié)水泵和凝結(jié)水升壓泵采用變頻調(diào)節(jié)，根據(jù)機組不同負荷，調(diào)節(jié)泵的運行轉(zhuǎn)速，以適應機組對凝結(jié)水壓力和流量的需求。該方案節(jié)能效果明顯，特別是在低負荷工況運行時，節(jié)能效果顯著。缺點是投資大，運行調(diào)整復雜，對變頻設備的可靠性要求高。

4、凝結(jié)水泵及凝結(jié)水升壓泵改造995、循環(huán)水泵改造

循環(huán)水泵電機改為雙速電機，可在不同季節(jié)、不同負荷，調(diào)節(jié)循環(huán)水泵的運行轉(zhuǎn)速，以調(diào)節(jié)循環(huán)水流量，尤其是低負荷工況節(jié)電效果顯著。建議對全廠2臺或4臺循環(huán)水泵電機進行改造。該方案在國內(nèi)成功實施的技術改造較多，已取得了一定的經(jīng)濟效果，且投資改造費用低。

5、循環(huán)水泵改造1006、一次風機改造

一次風機在鍋爐額定負荷和70%負荷下運行電流相差10A，由于陽邏電廠近年來四臺機組的負荷率僅為80％左右，建議對一次風機進行試驗分析，通過對節(jié)能量、投資回收期和可靠性進行技術經(jīng)濟評價后，以確定是否進行變頻調(diào)速改造。7、加強燃煤管理

加強對入廠煤源的管理，嚴格控制入廠煤的質(zhì)量，加強入爐煤的計量與煤質(zhì)檢驗，使入廠煤與入爐煤熱值差控制在正常范圍內(nèi)。加強堆煤與配煤管理，提高混煤的摻燒效果。6、一次風機改造1018、節(jié)能潛力預測

通過全面實施以上技術改進方案與運行調(diào)整，在額定負荷下，可使汽輪機熱耗率降低315.5kJ/kWh，鍋爐效率提高0.27個百分點，發(fā)電煤耗降低12.7g/kWh，發(fā)電廠用電率降低0.75個百分點。在利用小時≥6000小時，預期發(fā)電煤耗降低12.5g/kWh，發(fā)電廠用電率降低0.68個百分點；預期發(fā)電煤耗可達到314.7g/kWh，發(fā)電廠用電率可達到4.63%，供電煤耗可達到330.0g/kWh。根據(jù)測算，陽邏電廠發(fā)電廠用電率可達到節(jié)約環(huán)保型燃煤電廠標準的要求，供電煤耗與標準值相差1.0g/kWh，若考慮該廠鍋爐設計為燃用貧煤，對燃煤適當進行修正，基本可以達到節(jié)約環(huán)保型燃煤電廠標準的要求。8、節(jié)能潛力預測102項目名稱

100%負荷

利用小時≥6000小時

發(fā)電煤耗

發(fā)電廠用電率

發(fā)電煤耗發(fā)電廠用電率

汽輪機通流改進4.530.0654.450.058凝汽器真空系統(tǒng)治理2.820.0412.760.037熱力、疏水系統(tǒng)改進及內(nèi)漏治理4.00.0583.90.052加熱器端差大運行調(diào)整0.530.0070.520.006降低排煙溫度0.850.010.830.009項目名稱100%負荷利用小時≥6000小時發(fā)電煤耗發(fā)103項目名稱

100%負荷

利用小時≥6000小時

發(fā)電煤耗

發(fā)電廠用電率

發(fā)電煤耗發(fā)電廠用電率

鍋爐及空預器漏風治理

0.14

0.126制粉系統(tǒng)診斷優(yōu)化及改進

0.1

0.09排粉風機局部改造

0.1

0.09凝結(jié)水泵、凝結(jié)水升壓泵改進

0.03

0.027循環(huán)水泵電機改為雙速電機

0.2

0.18合計12.70.7512.50.68項目名稱100%負荷利用小時≥6000小時發(fā)電煤耗發(fā)104三、達拉特電廠節(jié)能評估

1、設備概況

達拉特發(fā)電廠目前裝有6臺33萬千瓦燃煤發(fā)電機組，一期工程1號、2號機組分別于1995年11月15日、1996年11月30日投產(chǎn)發(fā)電；二期工程3號、4號機組分別于1998年6月16日、1999年2月8日投產(chǎn)發(fā)電；三期工程5號、6號機組分別于2004年8月9日、10月29日投產(chǎn)發(fā)電。7號、8號為600MW空冷機組，分別于2006年、2007年投運，不在這次節(jié)能評估的范圍。

三、達拉特電廠節(jié)能評估

1、設備概況105

鍋爐與汽輪機設備主要設計參數(shù)匯總表

機組編號1、2、3、4號

5、6號

鍋爐型號B&WB-1025/18.44-M

SG－1018/18.55-M864

鍋爐設計效率91.96%93.48%鍋爐制造廠北京巴威公司上海鍋爐廠鍋爐類型單爐膛型布置、正壓直吹式制粉系統(tǒng)、MPS中速磨煤機、亞臨界中間再熱、自然循環(huán)煤粉爐

燃燒方式后墻對沖燃燒方式四角同心反切圓燃燒方式汽輪機制造廠北重－阿爾斯通北京汽輪電機廠汽輪機類型亞臨界、中間一次再熱、單軸三缸、兩排汽凝汽式汽輪機

保證熱耗率7750.18kJ/kWh

7672.3kJ/kWh

鍋爐與汽輪機設備主要設計參數(shù)匯總表機組編號1106

2、全廠主要經(jīng)濟指標完成情況

2005年度全廠六臺330MW機組平均利用小時7534小時，完成生產(chǎn)供電煤耗340.98g/kWh，發(fā)電廠用電率7.22%。2006年全廠六臺330MW機組平均利用小時6914小時，比2005年減少620小時；完成生產(chǎn)供電煤耗338.8g/kWh，比2005年下降2.18g/kWh；發(fā)電廠用電率7.13%，比2005年下降0.09個百分點。與華能創(chuàng)建節(jié)約環(huán)保型燃煤電廠標準中規(guī)定的同類型330MW燃煤發(fā)電機組供電煤耗330g/kWh和發(fā)電廠用電率7.0%相比，2006年達拉特電廠的生產(chǎn)供電煤耗高出8.8g/kWh，發(fā)電廠用電率高出0.13個百分點。2、全廠主要經(jīng)濟指標完成情況1073、主要評估結(jié)果3.1汽輪機缸效率根據(jù)6臺機組實際運行的各缸效率，通過與設計值對比分析，由于缸效率低于設計值使熱耗率升高140.2kJ/kWh，發(fā)電煤耗升高5.34g/kWh。該型汽輪機通流部分結(jié)構(gòu)設計比較合理，通常通流部分結(jié)構(gòu)改進裕度不大。運行中汽輪機缸效率低，首先要檢查壓力溫度測量數(shù)據(jù)是否準確。若判明汽輪機缸效率低，可能的原因是：部分負荷下，調(diào)節(jié)汽門節(jié)流損失大；通流部分間隙大，漏汽量大；通流部分結(jié)垢嚴重；汽封間隙不合理等。因此，應利用機組大修期間揭缸檢查，盡量消除通流部分缺陷。據(jù)初步估算，通過對通流部分清理及檢查處理，可使熱耗率降低26.6kJ/kWh，發(fā)電煤耗降低1.0g/kWh。3、主要評估結(jié)果1083.2凝汽器真空

對于達拉特電廠330MW汽輪機組，凝汽器真空每升高1kPa，熱耗率降低47.8kJ/kWh，發(fā)電煤耗降低1.8g/kWh。目前，除3號機組外，其他5臺機組真空系統(tǒng)運行性能較差。

1號機組2.87kPa;2號機組1.2kPa;4號機組1.37kPa;5號機組1.85kPa;6號機組2.93kPa

，平均1.99kPa。真空低使全廠發(fā)電煤耗升高3.58g/kWh。建議對冷端系統(tǒng)進行詳細、全面診斷試驗，提出綜合治理措施。必要時，更