火力发电厂节能降耗策略方案

影响煤耗 (g/kwh)
↑0.125 ↑0.55 ↑0.277 ↑2.21 ↑0.83 ↑0.61 ↑0.25
设计值 24.2 566 566 96.1 282 1.5
每↓0.5％ ↑0.17
8月实际 值
21.07 563.67 564.18 91.97 267.64
0.93
影响煤耗 (g/kwh) 0.8 0.3 0.1 9.1 1.2 -0.3
造成疏水集管与扩容器的温差增大，甚至造成疏水集管与扩 容器连接处拉裂，使大量空气漏入凝汽器 ；
工质非正常流动，如工质通过疏水管道倒流至汽轮机，造成 汽缸进水或冷蒸汽，启、停过程汽缸温差增大，甚至造成打 闸停机后机组转速不能至零。
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35
TPRI 提高回热系统性能
合理调整加热器水位 合理选择疏水阀门的流通面积 合理设计排气系统 合理掌握投入、退出的温度变化率 合理检修维护（进出水室短路,旁路
100
式中
Ncyd ─ 发电厂用电量，kW.h
N fdl ─ 发电量，kW.h
2019/9/6
7
TPRI
发电热效率
ndc

3600 Pel Qndc

3600 Pel B Qgd

3600 q ndc
gl gd t m g
[ kJ/(kW.h) ]
2019/9/6
工作水温度（℃）21.01 21.69 22.01 22.51 23.35 25.02 29.98
凝汽器压力 （kPa）
4.50 4.61 4.66 4.75 4.90 5.21 6.31
注：试验条件：机组200MW负荷、工作水流量980m3/h、抽吸空气量75kg/h。
2019/9/6
39
TPRI
负荷率
每↓10MW
240MW以
下
↑1.36
端差
每↑3℃
↑0.91
过冷度
每↑2℃
↑0.12
排烟温度
每↑10℃
↑1.00
飞灰可燃物 每↑1％
↑0.70
入炉煤热值 每↓230kj/kg ↑3.00
石子煤(T)
累计
3 0 133.2 ≤5% 22760
267.5 2.28 3.64 138.34 1.26 22744.19 470
每↓0.5％ ↑0.58
28
TPRI E厂超临界600MW机组 运行参数偏离设计值引起的能耗差
负荷率400MW 以下
负荷率400MW 以上
排烟温度 飞灰可燃物 入炉煤热值
石子煤(T)
累计
每↓10MW
↑1.60
每↓10MW
↑0.50
每↑10℃ 每↑1％ 每↓230kj/kg
↑1.00 ↑0.40 ↑3.00
运行参数偏离设计值引起的能耗差
项目 主汽压力 主汽温度 再热汽温 真空 给水温度 补水率 高压缸效率
中压缸效率
负荷率240MW 以上
2019/9/6
参数变化量 每↓0.5MPa 每↓5℃ 每↓5℃ 每↓1KPa 每↓10℃ 每↑1％ 每↓1％
每↓1％
每↓10MW
影响煤耗 (g/kwh)
↑0.57 ↑0.31 ↑1.46 ↑2.14 ↑1.32 ↑0.33 ↑0.51
工作液温度15℃
25℃
2
4
6
8 10 12 14 16
吸入压力(kPa)
图 液环式真空泵运行特性线
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41
TPR真I 空泵降低冷却水温度的效果
在300 MW工况下，真空泵冷却水温度分别为 18.5℃、22.25℃和30.5℃，真空泵出口循环液温度 分别为35.34℃、38.875℃和45.11℃时，凝汽器压力 分别为9.534kPa、9.94kPa和11.28kPa 。
3
4
5
小汽机进汽流量变化量（%）
2019/9/6
20
TPR最I 终给水温度对热耗率的影响
2019/9/6
21
TPRI 再热喷水量对热耗率的影响
2019/9/6
22
TPRI 系统补水率对热耗率的影响
2019/9/6
23
TPRI 调节阀开度对热耗率的影响
2019/9/6
24
TPRI
A厂300MW亚临界机组
5
TPRI
发电煤耗率
原煤耗率
B 3600
bfd

Pel

Q
g d
ndc
标准煤耗率
[ kg/(kW.h) ]
bfbd

bfd Qgd 29270

3600
29270ndc

0.123
ndc
[ kg/(kW.h) ]
2019/9/6
6
TPRI 生产厂用电率
cyd

Ncyd N fdl
2019/9/6
üÎ ëÈ ÒÊ ¹Ñ ¦Á £¨kPa©£
18 17 16 15 14 13 12 11 10
9 8 7 6 5 4 3 2 1 0
0
»ì ºÏ Æø Ìå Π¶È t mix 50¡æ
t mix 45¡æ t mix 40¡æ t mix 35¡æ t mix 30¡æ
t mix 25¡æ
33
TPRI
治理阀门内漏
系统优化 阀门合并 阀门取舍 阀门管理
2019/9/6
34
TPRI
通常容易发生泄漏阀门：
汽轮机本体疏水、高压主汽门前疏水、抽汽门前疏水、高压导 管疏水、高低压旁路阀、高加事故疏水阀、给水旁路阀、给 水泵和凝结水泵的再循环管等。
造成的结果：
造成大量高品位蒸汽漏至凝汽器，机组功率减少，同时凝汽 器热负荷加大，又影响真空；
2019/9/6
3
TPRI 电厂节能降耗的目的
1 降低煤耗率 2 降低厂用电率
2019/9/6
4
TPRI
供电煤耗率
原煤耗率
bgd

Pel
B Pcy
[ kg/(kW.h) ]
标准煤耗率
b
b gd

b gd

Q
g d
29270

b
b fd
1 cyd /100
[ kg/(kW.h) ]
2019/9/6
30
TPR影I 响锅炉效率的主要因素
影响锅炉效率的主要因素
序 影响因素
号
变化状况
1 排烟温度 每增加 1 ºC
2 进风温度 每增加 1 ºC
3 炉膛出口氧量 每变化 1 ％
4 飞灰含碳量 每增加 1 ％
影响锅炉效率 % -0.04
+0.04 0.4 -0.15
影响发电煤耗 (g/kWh) +0.12 -0.12 1.2 +0.5
在试验300 MW工况下，减去循环水温度变化对凝 汽器压力的影响后，真空泵冷却水全部改用工业水 (18.5℃)，较原运行方式(循环水与工业水混合冷却)可 以提高凝汽器真空0.288kPa，煤耗降低约0.86 g/(kW·h)；较全部采用循环水可以提高真空约 1.426kPa，煤耗降低约4.26 g/(kW·h)。
8
TPRI
影响经济性的因素
2019/9/6
9
TP影RI 响汽轮机热效率的因素1
1 高压缸效率 2 中压缸效率 3 低压缸效率 4 主蒸汽压力 5 主蒸汽温度 6 再热蒸汽温度
2019/9/6
7 再热蒸汽压损 8 最终给水温度 9 凝汽器压力 10 再热器减温水流量
11 锅炉吹灰蒸汽流量
12 小汽轮机进汽流量
泄漏）
2019/9/6
36
TPRI 提高汽轮机冷端性能
真空严密性 凝汽器清洁度 冷却水流量 冷却水温度 凝汽器水室排空气 减少热负荷 抽空气系统
2019/9/6
37
TPRI 改善抽气设备性能
降低冷却水（工作流体）温度
2019/9/6
38
TPRI
射水抽气器工作水温度 对凝汽器压力的影响
TPRI
火电厂节能降耗策略
于新颖
西安热工研究院 Thermal Power Research Institute
2006 .10
2019/9/6
1
TPRI 讲座的目的
希望帮助理清思路：
电厂的能耗状况 能耗存在的问题所在 问题的解决途径
2019/9/6
2
TPRI 讲座的内容
影响经济性的因素 提高经济性的途径 国产300MW汽轮机组节能降耗 锅炉及燃烧系统经济性控制参数 降 低 厂 用 电 运行优化与性能诊断
-0.3
-0.4
-25 -20 -15 -10 -5
0
5
10
15
20
25
再热汽温度变化量（℃)
17
TPRI 排汽压力对热耗率的影响
2019/9/6
热耗率修正（%）
7 6 5 4 3 2 1 0 -1 -2
0
排汽压力对机组热耗率修正曲线
2
4
6
8
10
12
14
排汽压力（kPa)
18
TP再RI 热减温水流量对热耗率的影响
2019/9/6
12
TPR汽I 轮机缸效率对热耗的影响
2019/9/6
13
TPRI 主蒸汽压力对热耗率的影响
2019/9/6
热耗率修正（%）
主蒸汽压力对机组热耗率修正曲线
0.12 0.1
0.08 0.06 0.04 0.02
0 -0.02 -0.04 -0.06 -0.08
-1.2 -1 -0.8 -0.6 -0.4 -0.2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 主蒸汽压力变化量（MPa)
再热减温水流量对热耗率修正曲线
1.2
1
0.8
热耗率修正（%）
0.6
0.4
0.2
0
0
1
2
3
4
5
6
2019/9/6
再热减温水流量（%）
19
TPR小I 机进汽流量对热耗率的影响
小汽机进汽流量对机组热耗率修正曲线
0.15
0.1
0.05
热耗率修正（%）
0
-0.05
-0.1
-0.15
-5
-4
-3
-2
-1
0
1
2
注：300MW机组
2019/9/6
31
TPRI
提高经济性的途径
2019/9/6
32
TPR汽I 轮机通流部分改造与调整
通流部分改造
全部（动、静、高、 中、低）更换
部分更换 更换叶片
通流部分局部调整
通流部分间隙调整 更换汽封 改善高中压进、排汽
平衡环汽封通流面积
2019/9/6
再保最热温终主主蒸不给蒸蒸汽良水汽汽补温损温温压水度失度度力率
2019/9/6
27
TPRI D厂超临界600MW机组 运行参数偏离设计值引起的能耗差
项目 主汽压力 主汽温度 再热汽温 真空 给水温度 补水率 高压缸效率
中压缸效率
低压缸效率
2019/9/6
参数变化量 每↓0.5MPa 每↓5℃ 每↓5℃ 每↓1KPa 每↓10℃ 每↑1％ 每↓0.5％
设计 16.2 540 540 95.4 255.8 1.5
↑1.34
↑2.03
8月实际值 14.77 535.68 535.72 91.86 243.46 1.1
影响煤耗 (g/kwh) 1.63 0.27 1.25 7.58 1.63 -0.13
25
TPRI
B厂300MW亚临界机组
运行参数偏离设计值引起的能耗差
4.42 -0.22 0.22 0.51 -2.62 0.21 0.31 15.05
Βιβλιοθήκη Baidu
2019/9/6
26
TPRIC厂330MW亚临界机组经济性分析
煤 6 5.12
耗5
率
4
3.79 3.49
3
2.85
2
2.06 1.86
1
1.02 0.94 0.76 0.58 0.58 0.38
0
阀门凝机内汽组漏器负损压荷失力率 石再子热煤减（4高温0t缸水/d效流）率量
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 ³é Îü ¿Õ Æø Á¿ £¨kg/h£©
ͼ 19 Éä Æû ³é Æø Æ÷ÐÔ ÄÜ Çú Ïß
40
TPRI
真空泵工作特性线
吸出混合气体量(kg/h)
200 180 160 140 120 100
80 60 40 20
0 0
123 ≤4% 22760
504.8 130.85
3.55 22689.6
4.8 0.8 -0.2 0.9
2158 4.1
21.5
2019/9/6
29
TPRI F厂超临界600MW机组 影响机组热耗的主要因素分析
8 6 4 2 0
2019/9/6
影响供电煤耗率，g/kWh
真空
缸效率
负荷率 系统泄漏 再减水量
14
TPRI 主蒸汽温度对热耗率的影响
2019/9/6
热耗率修正（%）
主蒸汽温度对机组热耗率修正曲线
1 0.8
0.6 0.4
0.2
0
-0.2
-0.4
-0.6
-0.8
-1
-25 -20 -15 -10 -5
0
5
10
15
20
25
主蒸汽温度变化量（℃）
15
TPRI 再热压损对热耗率的影响
2019/9/6
10
TP影RI 响汽轮机热效率的因素2
13 机组补水率
19 加热器疏水端差
14 调节阀运行法是及开度 20 凝汽器端差
15 给水泵焓升
21 凝汽器过冷度
16 凝结水泵焓升
22 阀门内漏
17 轴封漏汽量
23 设备散热损失
18 加热器给水端差
24
2019/9/6
11
TP影RI 响锅炉热效率的因素
1 过量空气系数（O2） 2 排烟温度 3 飞灰可燃物 4 入炉煤热值 5 石子煤量
热耗率修正（%）
0.5 0.4 0.3 0.2 0.1
0 -0.1 -0.2 -0.3
5
再热汽压损对机组热耗率修正曲线
7
9
11
13
15
17
再热汽压损（%）
16
TPRI 再热汽温度对热耗率的影响
2019/9/6
热耗率修正（%）
再热汽温度对机组热耗率修正曲线
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
-0.1
-0.2