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1、火电机组节能诊断火电机组节能诊断 火电机组节能诊断理念火电机组节能诊断理念-全过程全过程火电机组火电机组火电机组火电机组节能诊断节能诊断节能诊断节能诊断设计设计设计设计检修检修检修检修维护维护维护维护安装安装安装安装调试调试调试调试运行运行运行运行管理管理管理管理火电机组节能诊断思路火电机组节能诊断思路分层次分层次分析节能潜力分析节能潜力提出节能对策提出节能对策机组机组系统系统流程流程设备设备火电机组节能诊断方法火电机组节能诊断方法诊断方法诊断方法基于热力学第一基于热力学第一定律：热量法定律：热量法耗差分析法耗差分析法基于热力学第二基于热力学第二定律：定律：火用火用方法方法单耗分析法单耗分析法
2、火力发电厂综合评价指标（热量法评价）火力发电厂综合评价指标（热量法评价）供电供电煤耗率煤耗率设备健康设备健康检修工艺检修工艺检修质量检修质量运行操作运行操作专业管理专业管理节能管理节能管理供电煤耗率是每供供电煤耗率是每供1kWh电能所消耗的标准煤量电能所消耗的标准煤量是发电厂各方面工作总的反映是发电厂各方面工作总的反映正平衡：正平衡：统计计算统计计算反平衡：反平衡：校核计算校核计算正平衡计算1实际入炉煤实际入炉煤量：燃料管量：燃料管理的检斤、理的检斤、运行水平、运行水平、检修质量、检修质量、负荷率等负荷率等2原煤发热原煤发热量：燃料量：燃料管理的检管理的检质质3实际耗油实际耗油量：锅炉量：锅炉
3、的启停次的启停次数数4发电量：发电量：机组运行机组运行小时数，小时数，负荷率、负荷率、关口电量关口电量表计表计5厂用电量：厂用电量：生产用电，生产用电，不考虑非不考虑非生产用电生产用电供电煤耗反平衡计算供电煤耗反平衡计算影响锅炉效率的因素影响锅炉效率的因素炉膛出口氧量炉膛出口氧量排烟热排烟热损失损失可燃气体未完可燃气体未完全燃烧热损失全燃烧热损失固体未完全燃固体未完全燃烧热损失烧热损失散热散热损失损失灰渣物理灰渣物理热损失热损失排排烟烟温温度度排排烟烟氧氧量量送送风风温温度度煤煤质质飞飞灰灰含含碳碳量量尾部烟道漏风尾部烟道漏风灰灰渣渣含含碳碳量量煤煤质质锅锅炉炉负负荷荷飞飞灰灰含含碳碳量量灰灰
4、渣渣含含碳碳量量煤煤质质汽轮机热效率和热耗率汽轮机热效率和热耗率v汽轮机能量转换：汽轮机能量转换： 机组热效率与热力循环和汽轮机本身有关机组热效率与热力循环和汽轮机本身有关循环热效率与循环的参数、型式等有关循环热效率与循环的参数、型式等有关影响机组热效率的主要因素影响机组热效率的主要因素热力循环及热力系统热力循环及热力系统初参数初参数终参数终参数回热参数回热参数主主汽汽压压力力凝汽器真空凝汽器真空主主汽汽温温度度循循环环水水入入口口温温度度循循环环水水温温升升凝凝汽汽器器端端差差给给水水温温度度加加热热器器端端差差抽抽汽汽管管道道压压损损再热参数再热参数再再热热蒸蒸汽汽温温度度再再热热蒸蒸汽汽
5、压压损损再再热热减减温温水水量量汽轮机本体汽轮机本体叶叶型型、汽汽封封间间隙隙叶叶片片断断裂裂、磨磨损损、侵侵蚀蚀叶叶片片结结垢垢、积积盐盐补补充充水水量量凝凝结结水水过过冷冷度度高高压压缸缸排排汽汽压压力力负负荷荷率率汽汽水水泄泄漏漏凝汽器真空的影响因素凝汽器真空的影响因素v凝汽器真空与汽轮机的排汽压力对应：凝汽器真空与汽轮机的排汽压力对应：循环循环水进口水温水进口水温循环水温升循环水温升凝汽器端差凝汽器端差环环境境温温度度冷冷却却塔塔性性能能机机组组负负荷荷循循环环泵泵运运行行方方式式管管束束结结垢垢真真空空严严密密性性凝凝汽汽器器水水位位抽抽真真空空系系统统厂用电率的影响因素厂用电率的影
6、响因素送送风风机机单单耗耗引引风风机机单单耗耗一一次次风风机机单单耗耗制制粉粉系系统统单单耗耗输输煤煤系系统统单单耗耗除除灰灰、除除渣渣系系统统单单耗耗电电动动给给水水泵泵单单耗耗循循环环水水泵泵耗耗电电率率烟烟气气脱脱硫硫系系统统耗耗电电率率化化学学水水系系统统耗耗电电率率火电厂节能潜力诊断分析火电厂节能潜力诊断分析v从上述供电煤耗率正、从上述供电煤耗率正、反平衡计算分析可知：反平衡计算分析可知：供电煤耗率受多种因供电煤耗率受多种因素的影响，有利影响素的影响，有利影响可使供电煤耗降低，可使供电煤耗降低，不利影响会导致损失不利影响会导致损失增大，供电煤耗升高增大，供电煤耗升高v这些因素有些不能
7、控制，这些因素有些不能控制，有些可调整控制的，目有些可调整控制的，目前机组节能潜力主要通前机组节能潜力主要通过耗差分析，求得各种过耗差分析，求得各种影响参数影响煤耗的大影响参数影响煤耗的大小，分析原因并提出解小，分析原因并提出解决措施决措施供电煤耗影响因素供电煤耗影响因素不可控影响因素不可控影响因素可控影响因素可控影响因素运行可控影响因素运行可控影响因素维修可控影响因素维修可控影响因素参数变化对煤耗的影响耗差分析法假定机组某负荷下的煤耗率为假定机组某负荷下的煤耗率为y y，该负荷下影响机组经济性的各，该负荷下影响机组经济性的各个参数或因素分别为个参数或因素分别为x1、x2、xi、xn （包括非
8、运行因素如煤（包括非运行因素如煤质、进风温度、循环水温度，运行因素如氧量、主蒸汽压力等）质、进风温度、循环水温度，运行因素如氧量、主蒸汽压力等）则煤耗率表示成多元函数则煤耗率表示成多元函数, , y=f( x1、x2、xi、xn )，假定各个参数之间相互独立，线性无关，且函数连假定各个参数之间相互独立，线性无关，且函数连续可导，则煤耗率的全增量可表示为：续可导，则煤耗率的全增量可表示为：耗差分析法耗差分析法耗差分析法耗差分析法BBDDAAE EC C曲线拟合法：曲线拟合法：汽轮机制造商汽轮机制造商提供热耗修正提供热耗修正曲线曲线)等效热降法等效热降法：适用：适用于热力系统分析于热力系统分析基本
9、公式法：基本公式法：适适用于锅炉效率、用于锅炉效率、汽轮机热耗、厂汽轮机热耗、厂用电率、排烟温用电率、排烟温度、氧量、飞灰度、氧量、飞灰含碳量等影响参含碳量等影响参数数试验法：试验法：排汽排汽压力、煤粉细压力、煤粉细度等度等小偏差方法：小偏差方法：汽轮机缸效率汽轮机缸效率凝汽式机组热经济指标之间的变化关系凝汽式机组热经济指标之间的变化关系v机组总效率与设备分效率之间的相对变化关系机组总效率与设备分效率之间的相对变化关系v煤耗率与热效率之间的相对变化关系煤耗率与热效率之间的相对变化关系v热效率与热耗率之间的相对变化关系热效率与热耗率之间的相对变化关系v煤耗率与热耗率之间的相对变化关系煤耗率与热耗
10、率之间的相对变化关系基本公式法基本公式法锅炉效率对煤耗的影响锅炉效率对煤耗的影响v超临界超临界600MW600MW机组额定工况下基准煤耗：机组额定工况下基准煤耗：v锅炉效率降低锅炉效率降低1%1% 超临界超临界600MW600MW机组锅炉效率降低机组锅炉效率降低1%1%发电煤耗平均增加发电煤耗平均增加: :285.2-282.16=3.04 g/kWh锅炉效率每降低锅炉效率每降低1%，相对变化为：（，相对变化为：（1/92.8）*100=1.08%, 发电煤耗率相对增加发电煤耗率相对增加1.08%， 发电煤耗率绝对增加发电煤耗率绝对增加282.16*1.08/100=3.05g/kWh。基本公
11、式法基本公式法炉侧主要参数的耗差分析炉侧主要参数的耗差分析 名称名称单位单位设计计设计计算算排烟温度排烟温度升高升高1 1排烟氧量排烟氧量升高升高1%1%飞灰含碳飞灰含碳量升高量升高1%1%灰渣含碳灰渣含碳量升高量升高1%1%锅炉热效率锅炉热效率%93.22 93.17 92.91 92.87 93.18 锅炉效率锅炉效率绝对变化绝对变化%-0.049-0.308-0.35-0.04锅炉效率锅炉效率相对变化相对变化%-0.053-0.33-0.375-0.0424发电煤耗增加发电煤耗增加 g/kwh0.150.941.070.122 超临界与亚临界锅炉设计效率相差不大，主要与超临界与亚临界锅炉
12、设计效率相差不大，主要与设计煤种有关，排烟温度、排烟氧量对锅炉效率影响设计煤种有关，排烟温度、排烟氧量对锅炉效率影响差别不大，飞灰含碳量、灰渣含碳量对锅炉效率的影差别不大，飞灰含碳量、灰渣含碳量对锅炉效率的影响与煤质有关响与煤质有关 。基本公式法基本公式法机组热耗率对煤耗的影响机组热耗率对煤耗的影响v额定工况下机组热耗率增加额定工况下机组热耗率增加1%，发电煤耗率变为：，发电煤耗率变为：超临界超临界600MW机组额定工况下机组热耗率增加机组额定工况下机组热耗率增加1%发发电煤耗率升高电煤耗率升高284.95-282.16=2.82 g/kWhv按照上述推导：按照上述推导： 机组热耗率每增加机组
13、热耗率每增加1%1%，即相对变化为，即相对变化为1%,1%, 发电煤耗率相对增加发电煤耗率相对增加1%1%， 发电煤耗率绝对增加发电煤耗率绝对增加2.16*1/100=2.82g/kWh2.16*1/100=2.82g/kWh。v如果热耗率增加如果热耗率增加5%5%，即较设计热耗高，即较设计热耗高379.35kJ/kWh379.35kJ/kWh，则发电，则发电煤耗增加煤耗增加5*2.82=14.1g/kWh5*2.82=14.1g/kWh基本公式法基本公式法厂用电率对煤耗的影响厂用电率对煤耗的影响v额定工况下基准煤耗：额定工况下基准煤耗：v当厂用电率为当厂用电率为5.87%5.87%时，供电煤
14、耗率为：时，供电煤耗率为：v当厂用电率增加当厂用电率增加1%1%时，供电煤耗率为：时，供电煤耗率为：超临界超临界600MW600MW机组在额定工况下厂用电率每增加机组在额定工况下厂用电率每增加1%1%，供电煤耗率增加供电煤耗率增加302.97-299.76=3.21302.97-299.76=3.21（g/kWhg/kWh）初、终参数的耗差分析初、终参数的耗差分析v一般厂家提供主汽压力、主汽温度、再热蒸汽温度、一般厂家提供主汽压力、主汽温度、再热蒸汽温度、排汽压力等热耗修正曲线，根据参数的偏差可查的排汽压力等热耗修正曲线，根据参数的偏差可查的机组热耗的变化率，再根据机组热耗的变化率，再根据热耗
15、修正曲线（超临界热耗修正曲线（超临界600MW机组）机组）初、终参数的耗差分析初、终参数的耗差分析煤耗升高值煤耗升高值超临界超临界600MW600MW单位单位THA75%THA50%THA40%THA 30%THA主蒸汽压力降低主蒸汽压力降低1MPa1MPag/kWh0.31090 0.31637 0.32659 0.33539 0.34554 主蒸汽温度降低主蒸汽温度降低1 1g/kWh0.08375 0.08522 0.08798 0.09035 0.09308 再热汽温度降低再热汽温度降低1 1g/kWh0.06565 0.06680 0.06896 0.07082 0.07296 排汽
16、压力升高排汽压力升高1KPa1KPag/kWh1.98833 2.02327 2.08866 2.14497 2.20987 煤耗升高值煤耗升高值亚临界亚临界600MW单位单位THA75%THA（滑压）（滑压）50%THA（滑压）（滑压）40%THA（滑压）（滑压）30%THA（滑压）（滑压）主蒸汽压力主蒸汽压力降低降低1MPag/kWh1.064 1.080 1.133 1.172 1.227 主蒸汽温度降低主蒸汽温度降低1g/kWh0.086 0.088 0.092 0.095 0.099 再热汽温度降低再热汽温度降低1g/kWh0.072 0.073 0.077 0.079 0.083
17、排汽压力升高排汽压力升高1KPag/kWh2.271 2.306 2.420 2.502 2.620 从上表可看出：从上表可看出：凝汽器真空和主蒸汽压力对机组经济性影响凝汽器真空和主蒸汽压力对机组经济性影响较大较大，应该高度关注，在不同环境温度、不同负荷下对应相，应该高度关注，在不同环境温度、不同负荷下对应相应的基准值。应的基准值。等效热降法（热力系统）等效热降法（热力系统）基准工况下：基准工况下：v新蒸汽等效热降新蒸汽等效热降H（作功量）（作功量）v机组吸热量机组吸热量Qv机组热效率机组热效率v热力系统局部变化：热力系统局部变化：v热效率相对变化：热效率相对变化：v发电煤耗率变化：发电煤耗率
18、变化：机侧主要因素耗差分析（超临界机侧主要因素耗差分析（超临界600MW）供电煤耗增加供电煤耗增加工况工况单位单位THA75%THA50%THA40%THA30%THA高加停运高加停运g/kWh17.7168 14.7741 11.8140 11.1153 10.5429 高加旁路漏流高加旁路漏流1%1%g/kWh0.17717 0.14774 0.11814 0.11115 0.10543 小汽机耗汽小汽机耗汽g/kWh7.03011 6.40878 4.44293 3.87399 3.37502 辅助蒸汽（辅助蒸汽（4 4段）耗汽段）耗汽1%1%新蒸汽新蒸汽g/kWh1.91056 1.8
19、0374 1.73843 1.70075 1.66618 辅助蒸汽（辅助蒸汽（4 4段）耗汽增加段）耗汽增加1t1t蒸汽蒸汽g/kWh0.11389 0.14795 0.21771 0.26336 0.33472 高压缸轴封一漏到高压缸轴封一漏到2#2#高加高加g/kWh0.27854 0.26183 0.28911 0.33199 0.39514 高压缸轴封二漏到中压缸高压缸轴封二漏到中压缸g/kWh0.29446 0.36007 0.48810 0.60151 0.74597 再热减温水量再热减温水量1%1%g/kWh0.72 0.75 0.78 0.82 0.87 补充水增加补充水增加1
20、%1%g/kWh1.34239 1.32269 1.31885 1.34282 1.38404 机侧主要因素耗差分析（亚临界机侧主要因素耗差分析（亚临界600MW）发电煤耗增加发电煤耗增加工况工况单位单位THA75%THA（滑）（滑）50%THA（滑）（滑）40%THA（滑）（滑）30%THA（滑）（滑）高压缸轴封一漏到高压缸轴封一漏到2#高加高加g/kwh0.870 0.844 1.060 1.179 1.343 高压缸轴封二漏到中压缸高压缸轴封二漏到中压缸g/kwh0.105 0.097 0.232 0.291 0.366 过热减温水量过热减温水量1t/hg/kwh0.005 0.007
21、0.010 0.013 0.017 再热减温水量再热减温水量1t/hg/kwh0.036 0.050 0.078 0.101 0.141 高加停运高加停运g/kwh15.372 12.695 10.467 10.025 9.814 高加旁路漏流高加旁路漏流1%g/kwh0.154 0.127 0.105 0.100 0.098 小汽机耗汽小汽机耗汽1t/hg/kwh0.075 0.105 0.147 0.180 0.230 辅助蒸汽（辅助蒸汽（4段）耗汽段）耗汽1%新蒸汽新蒸汽g/kwh1.884 1.812 1.783 1.774 1.764 辅助蒸汽（辅助蒸汽（4段）段）1t蒸汽蒸汽g/k
22、wh0.107 0.142 0.205 0.248 0.317 补充水变化补充水变化1%g/kwh1.341 1.326 1.377 1.425 1.493 凝结水过冷度增加凝结水过冷度增加1度机组度机组g/kWh0.052 0.047 0.037 0.032 0.017 系统内漏对煤耗的影响（亚临界系统内漏对煤耗的影响（亚临界600MW）阀门内漏阀门内漏1t/h煤耗变化煤耗变化名称名称单位单位THA75%THA(滑滑)50%THA(滑滑)40%THA(滑滑)30%THA(滑滑)主蒸汽内漏至凝汽器主蒸汽内漏至凝汽器g/kWh0.166 0.227 0.354 0.446 0.602 再热冷段内
23、漏至凝汽器再热冷段内漏至凝汽器g/kWh0.116 0.156 0.241 0.301 0.400 再热热段内漏至凝汽器再热热段内漏至凝汽器g/kWh0.159 0.213 0.311 0.381 0.497 1 1段抽汽疏水阀内漏段抽汽疏水阀内漏g/kWh0.131 0.175 0.273 0.342 0.457 3 3段抽汽疏水阀内漏段抽汽疏水阀内漏g/kWh0.134 0.178 0.259 0.316 0.410 4 4段抽汽疏水阀内漏段抽汽疏水阀内漏g/kWh0.106 0.141 0.204 0.247 0.316 5 5段抽汽疏水阀内漏段抽汽疏水阀内漏g/kWh0.080 0.1
24、05 0.149 0.178 0.223 高压旁路漏至冷段再热器高压旁路漏至冷段再热器g/kWh0.049 0.071 0.113 0.145 0.201 低压旁路漏至凝汽器低压旁路漏至凝汽器g/kWh0.159 0.213 0.311 0.381 0.497 1#1#高加疏水直排至凝汽器高加疏水直排至凝汽器g/kWh0.037 0.044 0.057 0.065 0.078 2#2#高加疏水直排至凝汽器机组高加疏水直排至凝汽器机组g/kWh0.022 0.027 0.035 0.040 0.048 3#3#高加疏水直排至凝汽器高加疏水直排至凝汽器g/kWh0.016 0.019 0.025
25、0.029 0.034 5#5#低加疏水直排至凝汽器低加疏水直排至凝汽器g/kWh0.005 0.005 0.006 0.007 0.007 6#6#低加疏水直排至凝汽器低加疏水直排至凝汽器g/kWh0.003 0.003 0.003 0.003 0.003 7#7#低加疏水直排至凝汽器机组低加疏水直排至凝汽器机组g/kWh0.001 0.001 0.001 0.001 0.000 加热器端差耗差分析加热器端差耗差分析（亚临界（亚临界600MW）煤耗增加煤耗增加名称单位THA75%THA（滑）50%THA（滑）40%THA（滑）30%THA（滑）1#1#高加端差增加高加端差增加1g/kwh0.
26、069 0.072 0.073 0.076 0.082 1#1#高加疏水端差增加高加疏水端差增加10g/kwh0.027 0.021 0.019 0.019 0.019 2#2#高加端差增加高加端差增加1g/kwh0.033 0.031 0.034 0.036 0.039 2#2#高加疏水端差增加高加疏水端差增加10g/kwh0.043 0.035 0.035 0.036 0.037 3#3#高加端差增加高加端差增加1g/kwh0.002 0.004 0.014 0.018 0.023 3#3#高加疏水端差增加高加疏水端差增加10g/kwh0.108 0.093 0.085 0.084 0.0
27、84 4#4#低加端差增加低加端差增加1g/kwh0.045 0.045 0.048 0.051 0.055 4#4#低加疏水端差增加低加疏水端差增加10g/kwh0.024 0.023 0.024 0.024 0.025 3#3#低加端差增加低加端差增加1g/kwh0.045 0.046 0.050 0.053 0.057 3#3#低加疏水端差增加低加疏水端差增加10g/kwh0.027 0.025 0.026 0.026 0.027 2#2#低加端差增加低加端差增加1g/kwh0.030 0.029 0.032 0.034 0.037 2#2#低加疏水端差增加低加疏水端差增加10g/kwh
28、0.052 0.047 0.047 0.048 0.050 1#1#低加端差增加低加端差增加1g/kwh0.054 0.096 0.113 0.130 0.152 1#1#低加疏水端差增加低加疏水端差增加10g/kwh0.090 0.082 0.058 0.043 0.023 缸效率变化分析法（超临界缸效率变化分析法（超临界600MW）工况单位THA75%THA(滑压）50%THA(滑压）40%THA(滑压）30%THA(滑压）高压缸效率降低1%热耗增加kJ/kWh14.16 15.12 16.93 18.39 20.79 高压缸效率降低1%热耗相对变化%0.19 0.19 0.21 0.22
29、 0.24 高压缸效率降低1%发电煤耗增加g/kWh0.53 0.56 0.63 0.68 0.77 中压缸效率下降1%热耗增加kJ/kWh13.33 20.01 27.29 31.61 36.48 中压缸效率下降1%热耗相对变化%0.18 0.26 0.34 0.38 0.43 中压缸效率下降1%发电煤耗增加g/kWh0.49 0.73 0.96 1.08 1.20 低压缸效率降低1%热耗增加kJ/kWh22.89 27.48 40.26 45.46 50.80 低压缸效率降低1%热耗相对变化%0.30 0.35 0.50 0.55 0.59 低压缸效率降低1%发电煤耗增加g/kWh0.85
30、 1.02 1.49 1.68 1.88 机组采用顺序阀运行机组采用顺序阀运行 较单阀运行，高压缸效率增加较单阀运行，高压缸效率增加5%，发电煤耗下降发电煤耗下降2.65g/kWh。缸效率变化分析法（亚临界缸效率变化分析法（亚临界600MW）工况工况单位单位THA75%THA(滑滑)50%THA (滑滑)40%THA (滑滑)30%THA (滑滑)高压缸效率变化高压缸效率变化1%热耗变化热耗变化kJ/kWh25.93 19.68 21.92 25.42 30.89 高压缸效率变化高压缸效率变化1%发电煤耗变化发电煤耗变化g/kwh0.96 0.73 0.81 0.94 1.15 中压缸效率变化
31、中压缸效率变化1%热耗变化热耗变化kJ/kWh36.32 29.56 31.99 35.91 41.85 中压缸效率变化中压缸效率变化1%发电煤耗变化发电煤耗变化g/kwh1.35 1.10 1.19 1.33 1.55 低压缸效率变化低压缸效率变化1%热耗变化热耗变化kJ/kWh45.89 39.50 41.37 44.24 48.78 低压缸效率变化低压缸效率变化1%发电煤耗变化发电煤耗变化g/kwh1.70 1.46 1.53 1.64 1.81 耗差分析案例（机侧）耗差分析案例（机侧）工况工况75%负荷负荷50%负荷负荷影响因素影响因素偏差偏差影响热耗影响热耗KJ/kWh影响煤耗影响煤
32、耗g/kWh偏差偏差影响热耗影响热耗KJ/kWh影响煤耗影响煤耗g/kWh再热汽温再热汽温 35 592.1934.2 60.75 2.254 小汽机耗汽小汽机耗汽14.3t/h 40.39 1.5 19.11t/h 54.08 2.0 高压缸效率高压缸效率 -2.58% 39 1.45-2.04% 34.5 1.28低压缸效率低压缸效率 -0.75% 20 0.765-3.34% 134.6 4.99主蒸汽压力主蒸汽压力- -1.7MPa 13.650.507-0.76MPa 6.31 0.234主蒸汽温度主蒸汽温度 1.85 -5.847 -0.2174.15 -13.6 -0.503凝汽
33、器真空凝汽器真空-0.4kPa -31 -1.151.434kPa -168.46 -4.264 轴加焓升轴加焓升 6kJ/kg 8.820.3274.18kJ/kg 6.68 0.25总耗差总耗差144 5.369114.8 6.241设计设计-实际实际1846.827197.1 7.31600MW600MW超临界与亚临界机组煤耗比较超临界与亚临界机组煤耗比较哈汽：N600-16.7/537/537工况工况（MW)锅炉效率锅炉效率（%）管道效率管道效率（%）汽轮机热耗率汽轮机热耗率（kJ/kWh）厂用电率厂用电率（%）发电煤耗率发电煤耗率（g/kWh）供电煤耗率供电煤耗率（g/kWh）180
34、180939399998971.98971.96.56.5332.94332.94356.09356.09240240939399998588.78588.76.26.2318.72318.72339.79339.79300300939399998326.98326.96 6309.01309.01328.73328.73360360939399998141.48141.45.85.8302.12302.12320.72320.72420420939399998010.28010.25.65.6297.25297.25314.88314.88480480939399997915.27915.2
35、5.45.4293.73293.73310.5310.5600600939399997852.37852.35 5291.39291.39306.73306.73哈汽：CLN24.2/566/566工况工况（MW)锅炉效率锅炉效率（%）管道效率管道效率（%）汽轮机热耗率汽轮机热耗率（kJ/kWh）厂用电率厂用电率（%）发电煤耗率发电煤耗率（g/kWh）供电煤耗率供电煤耗率（g/kWh）18018093939999853785376.56.5316.8316.8338.82338.8224024093939999824882486.26.2306.08306.08326.31326.313003
36、0093939999800580056 6297.06297.06316.02316.0245045093939999768176815.55.5285.04285.04301.63301.6360060093939999756075605 5280.55280.55295.32295.32600MW600MW超临界与亚临界机组煤耗比较超临界与亚临界机组煤耗比较工况工况（MW) 汽轮机热汽轮机热耗率耗率（kJ/kWhkJ/kWh）热耗率热耗率变化变化（kJ/kWhkJ/kWh）热耗率相热耗率相对变化对变化（% %） 发电煤耗发电煤耗变化变化（g/kWhg/kWh）发电煤耗发电煤耗率率（g/kW
37、hg/kWh）供电煤耗供电煤耗率率（g/kWhg/kWh）同比亚临同比亚临界发电煤界发电煤耗降低耗降低 同比亚临同比亚临界供电煤界供电煤耗降低耗降低 1801808537853797797712.44212.44236.2536.25316.8316.8338.82338.8216.1416.1417.2717.27240240824882486886888.7628.76225.5325.53306.08306.08326.31326.3112.6412.6413.4813.48300300800580054454455.6675.66716.5116.51297.06297.06316.0
38、2316.0211.9511.9512.7112.71450450768176811211211.5411.5414.494.49285.04285.04301.63301.6310.4510.4511.0611.06600600756075600 00 00 0280.55280.55295.32295.3210.8410.8411.4111.41从上表可见，从上表可见，600MW600MW超临界机组在不同工况下设计能耗的大小，从满负超临界机组在不同工况下设计能耗的大小，从满负荷降到荷降到75%75%负荷时，机组负荷每下降负荷时，机组负荷每下降10MW10MW，发电煤耗增加，发电煤耗增加0.
39、3g/kWh0.3g/kWh，从，从75%75%负荷降到负荷降到50%50%负荷时，负荷时，机组负荷每下降机组负荷每下降10MW，发电煤耗增加，发电煤耗增加0.8g/kWh。从上表可见，从上表可见，600MW超临界机组和亚临界机组比较，额定负荷下发电煤耗降超临界机组和亚临界机组比较，额定负荷下发电煤耗降低低11g/kWh左右，左右，50%负荷时发电煤耗降低负荷时发电煤耗降低12g/kWh左右。左右。基于热力学第二定律的诊断基于热力学第二定律的诊断单耗分析法单耗分析法机组总体单耗机组总体单耗=理论最低单耗理论最低单耗+设备附加单耗设备附加单耗理论最低单耗：当燃料理论最低单耗：当燃料 完全转变为电
40、能完全转变为电能 时，时，消耗的燃料量与发电量之比。消耗的燃料量与发电量之比。对于燃煤机组理论最低单耗为对于燃煤机组理论最低单耗为:3600*1000/(29271.2*1.04)=118.3(g/kWh)设备附加单耗：由于设备工作工程的不可逆性，增设备附加单耗：由于设备工作工程的不可逆性，增加了设备的用损，因而产生附加单耗。加了设备的用损，因而产生附加单耗。如锅炉设备的附加单耗：如锅炉设备的附加单耗：节能潜力节能潜力=实际单耗实际单耗-设计单耗设计单耗600MW亚临界机设计工况时单耗分布 负荷负荷单耗单耗(g/kWh)100%75%50%40%30%理论最低单耗理论最低单耗118.3118.
41、3118.3118.3118.3锅炉单耗锅炉单耗147.8152165174186.5汽轮机单耗汽轮机单耗4.54.75.035.866.86回热抽汽管道单耗回热抽汽管道单耗0.1870.1680.1560.1520.146凝汽器单耗凝汽器单耗5.25.45.96.36.8除氧器单耗除氧器单耗0.470.460.440.430.42高压加热器单耗高压加热器单耗1.161.321.581.641.8低压加热器单耗低压加热器单耗0.990.870.760.730.68小汽轮机单耗小汽轮机单耗0.520.40.30.270.21发电机及机械单耗发电机及机械单耗1.962.242.753.224.06
42、单耗总量单耗总量281.1285.9300.7311.2325.8发电煤耗率（常规）发电煤耗率（常规）287.5291.6306316331600MW亚临界机设计工况时单耗分布亚临界机设计工况时单耗分布g/kWh600MW超临界机组设计工况下单耗分析 负荷负荷单耗单耗(g/kWh)100%75%50%40%30%理论最低单耗理论最低单耗118.1118.1118.1118.1118.1锅炉单耗锅炉单耗120.8120.4133.6138.1144.8汽轮机单耗汽轮机单耗24.324.524.326.326.3发电机组附加单耗发电机组附加单耗1.381.842.763.464.57单耗总量单耗总
43、量264.6264.8278.7286.0293.8发电煤耗率（常规）发电煤耗率（常规）284.5289.7299.1307316600MW超临界机组设计工况下单耗分析超临界机组设计工况下单耗分析g/kWh600MW超临界机组设计工况下机侧单耗分析 负荷负荷单耗单耗(g/kWh)100%75%50%40%30%汽轮机机组单耗汽轮机机组单耗24.324.424.326.326.3高压缸单耗高压缸单耗3.34.65.35.55.8中压缸单耗中压缸单耗0.990.890.81.11.2低压缸单耗低压缸单耗5.14.74.95.24.971号加热器号加热器0.190.160.160.170.182号加
44、热器号加热器1.71.51.10.970.843号加热器号加热器3.63.12.21.951.7除氧器除氧器0.80.70.580.530.495号加热器号加热器0.70.80.70.70.76号加热器号加热器0.330.360.330.340.357号加热器号加热器0.480.370.460.460.448号加热器号加热器0.170.10.0300凝汽器凝汽器5.65.76.17.67.6小汽轮机单耗小汽轮机单耗0.760.70.40.370.31发电机机械单耗发电机机械单耗0.480. 630.951.191.59600MW超临界机组设计工况下机侧单耗分析超临界机组设计工况下机侧单耗分析g
45、/kWh影响机组供电煤耗的主要因素影响机组供电煤耗的主要因素主汽参数、再热主汽参数、再热蒸汽参数、凝汽蒸汽参数、凝汽器真空、小汽机器真空、小汽机耗汽量、缸效率、耗汽量、缸效率、系统内漏和外漏、系统内漏和外漏、负荷率负荷率煤质、煤粉煤质、煤粉细度、氧量、细度、氧量、排烟温度、排烟温度、飞灰含碳量、飞灰含碳量、灰渣含碳量灰渣含碳量负荷率、负荷率、辅机调节辅机调节方式和运方式和运行方式行方式锅炉侧锅炉侧汽机侧汽机侧厂用电厂用电 虽然分析了各种影响因素对机组煤耗的影响，虽然分析了各种影响因素对机组煤耗的影响，其实表现在机组的设计、制造、安装与调试、运其实表现在机组的设计、制造、安装与调试、运行、管理等
46、各个环节行、管理等各个环节设计方面设计方面特别是水平烟道特别是水平烟道吹灰器选择不当吹灰器选择不当容易积灰，影响容易积灰，影响传热，蒸汽温度传热，蒸汽温度降低，排烟温度降低，排烟温度升高，锅炉效率升高，锅炉效率降低，积灰严重降低，积灰严重导致垮灰灭火；导致垮灰灭火；设计煤种设计煤种选择不合理选择不合理重要表计重要表计设计时未设计时未考虑考虑吹灰器吹灰器选择不当选择不当过热减温水过热减温水引出地点设引出地点设计不太合理计不太合理锅炉锅炉实际运行煤种严重实际运行煤种严重偏离设计煤种，使偏离设计煤种，使锅炉各受热面比例锅炉各受热面比例分配与实际煤种不分配与实际煤种不匹配，导致蒸汽参匹配，导致蒸汽参数
47、不一致，主蒸汽数不一致，主蒸汽压力、温度满足要压力、温度满足要求时，再热汽温偏求时，再热汽温偏低，飞灰含碳量较低，飞灰含碳量较大等现象；大等现象；如磨煤机入口如磨煤机入口一次风量和风一次风量和风速、空预器出速、空预器出口氧量等。口氧量等。有些机组有些机组的过热蒸的过热蒸汽减温水汽减温水源来自给源来自给水泵出口，水泵出口，相当于给相当于给水旁路门水旁路门泄漏，会泄漏，会使机组热使机组热耗率增加耗率增加设计方面设计方面7#7#、8#8#低加；低加；抽汽压抽汽压差偏小，差偏小，疏水管疏水管道设计道设计不合理不合理顺序阀顺序阀开启顺序开启顺序凝汽器抽凝汽器抽空气系统空气系统低加低加疏水不畅疏水不畅管道
48、管道设计设计汽轮机及热力系统汽轮机及热力系统带带到到一一定定负负荷，荷，机机组组会会振振动动双背双背压凝压凝汽器汽器优点优点不能不能发挥发挥疏水管疏水管道不合道不合理、高理、高旁通风旁通风阀等，阀等，系统内系统内漏漏采用常规采用常规汽封汽封由于安由于安装、运装、运行磨损行磨损导致间导致间隙偏大，隙偏大，缸效率缸效率降低降低小汽机小汽机选型选型小汽小汽机实机实际运际运行耗行耗汽量汽量大大设计方面设计方面辅机方面辅机方面辅机调节方式方面仍辅机调节方式方面仍然然采用传统的调节方采用传统的调节方式，式，实际运行由于机实际运行由于机组负荷率偏低，辅机组负荷率偏低，辅机节流损失较大，有些节流损失较大，有些
49、机组刚投产就进行相机组刚投产就进行相应辅机的变频改造应辅机的变频改造辅机辅机功率没有功率没有实时测量实时测量，只，只安装电流表计，安装电流表计，不能准确评价不能准确评价辅机耗电率辅机耗电率安装与调试安装与调试安装安装调试调试受热面个别管件受热面个别管件焊接焊接质量不良质量不良，机组投产，机组投产不久出现管道泄漏不久出现管道泄漏Text锅炉燃烧器倾角、锅炉燃烧器倾角、风门挡板风门挡板实际位置实际位置与指示位置不符与指示位置不符一次风速、风量一次风速、风量没有调平，没有调平，温度场、温度场、速度场分布不均速度场分布不均锅炉侧锅炉侧汽机侧汽机侧TextText个别汽水管道接反，个别汽水管道接反，如轴
50、封漏汽管道和如轴封漏汽管道和轴封供汽管道接反轴封供汽管道接反Text汽轮机汽封间隙汽轮机汽封间隙偏大偏大，降低汽缸效率，降低汽缸效率个别管件连接的个别管件连接的焊接焊接质量质量（凝汽器管件）不（凝汽器管件）不良，影响凝汽器真空良，影响凝汽器真空运行方面1个别测量表计不个别测量表计不准，准，DCSDCS显示不显示不正确，给运行操正确，给运行操作人员提供错误作人员提供错误的信息，导致不的信息，导致不正确的操作正确的操作2运行人员对机组的特性运行人员对机组的特性和影响机组热经济性的和影响机组热经济性的各种影响因素、各种调各种影响因素、各种调节机理的深入分析没有节机理的深入分析没有很好的理解和掌握，只
51、很好的理解和掌握，只能按照操作规程操作能按照操作规程操作3机组及各机组及各系统不能系统不能按照最佳按照最佳方式运行方式运行v前提前提测量表计齐全、准确，测量表计齐全、准确，DCSDCS显示正确。显示正确。v定期进行设备与系统的优化调整试验，如燃烧调整试验、主汽压力定期进行设备与系统的优化调整试验，如燃烧调整试验、主汽压力优化试验、冷端系统优化试验优化试验、冷端系统优化试验v定期进行节能分析和诊断定期进行节能分析和诊断 v对运行人员及管理人员进行培训作为一项长期工作对运行人员及管理人员进行培训作为一项长期工作提高运行人提高运行人员的业务素质（设置员工培训基金）员的业务素质（设置员工培训基金）管理
52、方面 制定一系列具有制定一系列具有可操作性的节能管理规范，形可操作性的节能管理规范，形成长效实行机制，充分调动电厂员工的主动性成长效实行机制，充分调动电厂员工的主动性，发，发挥员工的能动性（设置节能专项基金）挥员工的能动性（设置节能专项基金）2鼓励电厂员工鼓励电厂员工申报科研、技申报科研、技改项目（由专改项目（由专项基金支出项基金支出）3鼓励员工积极、主动发鼓励员工积极、主动发现问题和隐患，根据其现问题和隐患，根据其对电厂安全经济性能影对电厂安全经济性能影响进行奖励，并在职称响进行奖励，并在职称评定方面给予优先考虑评定方面给予优先考虑1燃料管燃料管理规范理规范放在首放在首位位火电厂节能措施火电
53、厂节能措施加强基加强基础管理础管理加强燃加强燃料管理料管理加强运加强运行优化行优化设备和系统设备和系统技术改造技术改造加强设加强设备检修备检修感想和体会感想和体会v项目的组织形式和运作方式有利于项目的实施，是产-学-研结合成功实施的范例，体现了集团公司科技管理模式的创新。v电厂电厂作为项目负责单位，从领导到员工高度重视、制定了一系列节煤、节水、节油、节电的措施和规范，并将其落到实处，节能意识进一步增强 。v动力中心和电力大学动力中心和电力大学密切配合，发挥各自的优势，经过理论分析、优化试验等方式挖掘节能潜力。节能工作是一项深入细致、常抓不懈的任务，不可能节能工作是一项深入细致、常抓不懈的任务，不可能一劳永逸，节能降耗必须立足于电厂、充分调动全厂一劳永逸，节能降耗必须立足于电厂、充分调动全厂员工的积极性和主动性。同时借助外部力量进行理论员工的积极性和主动性。同时借助外部力量进行理论和技术指导，可以少走弯路。和技术指导，可以少走弯路。
