火力发电厂节能降耗策略课件

TPRI火电厂节能降耗策略火电厂节能降耗策略 西西 安安 热热 工工 研研 究究 院院Thermal Power Research Institute 2006.10 7/5/20247/5/20241 1TPRI讲座的目的讲座的目的希望帮助理清思路：希望帮助理清思路：n n电厂的能耗状况电厂的能耗状况n n能耗存在的问题所在能耗存在的问题所在n n问题的解决途径问题的解决途径7/5/20247/5/20242 2TPRI讲座的内容讲座的内容n n影响经济性的因素影响经济性的因素n n提高经济性的途径提高经济性的途径n n国产国产300300MW汽轮机组节能降耗汽轮机组节能降耗n n锅炉及燃烧系统经济性控制参数锅炉及燃烧系统经济性控制参数n n降降 低低 厂厂 用用 电电n n运行优化与性能诊断运行优化与性能诊断7/5/20247/5/20243 3TPRI 1 1 降低煤耗率降低煤耗率2 2 降低厂用电率降低厂用电率电厂节能降耗的目的电厂节能降耗的目的7/5/20247/5/20244 4TPRI 供电煤耗率供电煤耗率 原煤耗率 标准煤耗率 kg/(kW.h)kg/(kW.h)7/5/20247/5/20245 5TPRI发电煤耗率发电煤耗率 原煤耗率 标准煤耗率 kg/(kW.h)kg/(kW.h)7/5/20247/5/20246 6TPRI生产厂用电率生产厂用电率 式中 发电厂用电量，kW.h 发电量，kW.h 7/5/20247/5/20247 7TPRI发电热效率发电热效率 kJ/(kW.h)7/5/20247/5/20248 8TPRI影响经济性的因素影响经济性的因素7/5/20247/5/20249 9TPRI影响汽轮机热效率的因素影响汽轮机热效率的因素11 1高压缸效率高压缸效率2 2中压缸效率中压缸效率3 3低压缸效率低压缸效率4 4主蒸汽压力主蒸汽压力5 5主蒸汽温度主蒸汽温度6 6再热蒸汽温度再热蒸汽温度7 7再热蒸汽压损再热蒸汽压损8 8最终给水温度最终给水温度9 9凝汽器压力凝汽器压力1010再热器减温水流量再热器减温水流量1111锅炉吹灰蒸汽流量锅炉吹灰蒸汽流量1212小汽轮机进汽流量小汽轮机进汽流量7/5/20247/5/20241010TPRI影响汽轮机热效率的因素影响汽轮机热效率的因素21313机组补水率机组补水率1414调节阀运行法是及开度调节阀运行法是及开度1515给水泵焓升给水泵焓升1616凝结水泵焓升凝结水泵焓升1717轴封漏汽量轴封漏汽量1818加热器给水端差加热器给水端差1919加热器疏水端差加热器疏水端差2020凝汽器端差凝汽器端差2121凝汽器过冷度凝汽器过冷度2222阀门内漏阀门内漏2323设备散热损失设备散热损失24247/5/20247/5/20241111TPRI影响锅炉热效率的因素影响锅炉热效率的因素1 1过量空气系过量空气系数（数（O O2 2）2 2排烟温度排烟温度3 3飞灰可燃物飞灰可燃物4 4入炉煤热值入炉煤热值5 5石子煤量石子煤量7/5/20247/5/20241212TPRI汽轮机缸效率对热耗的影响汽轮机缸效率对热耗的影响7/5/20247/5/20241313TPRI主蒸汽压力对热耗率的影响主蒸汽压力对热耗率的影响7/5/20247/5/20241414TPRI主蒸汽温度对热耗率的影响主蒸汽温度对热耗率的影响7/5/20247/5/20241515TPRI再热压损对热耗率的影响再热压损对热耗率的影响7/5/20247/5/20241616TPRI再热汽温度对热耗率的影响再热汽温度对热耗率的影响7/5/20247/5/20241717TPRI排汽压力对热耗率的影响排汽压力对热耗率的影响7/5/20247/5/20241818TPRI再热减温水流量对热耗率的影响再热减温水流量对热耗率的影响7/5/20247/5/20241919TPRI小机进汽流量对热耗率的影响小机进汽流量对热耗率的影响7/5/20247/5/20242020TPRI最终给水温度对热耗率的影响最终给水温度对热耗率的影响7/5/20247/5/20242121TPRI再热喷水量对热耗率的影响再热喷水量对热耗率的影响7/5/20247/5/20242222TPRI系统补水率对热耗率的影响系统补水率对热耗率的影响7/5/20247/5/20242323TPRI调节阀开度对热耗率的影响调节阀开度对热耗率的影响7/5/20247/5/20242424TPRIA厂厂300MW亚临界机组亚临界机组运行参数偏离设计值引起的能耗差运行参数偏离设计值引起的能耗差项目项目项目项目参数变化量参数变化量参数变化量参数变化量影响煤耗影响煤耗影响煤耗影响煤耗(g/kwh)(g/kwh)(g/kwh)(g/kwh)设计设计设计设计8 8 8 8月实际值月实际值月实际值月实际值影响煤耗影响煤耗影响煤耗影响煤耗(g/kwh)(g/kwh)(g/kwh)(g/kwh)主汽压力主汽压力主汽压力主汽压力每每每每0.5MPa0.5MPa0.5MPa0.5MPa0.570.5716.216.214.7714.771.631.63主汽温度主汽温度主汽温度主汽温度每每每每55550.310.31540540535.68535.680.270.27再热汽温再热汽温再热汽温再热汽温每每每每55551.461.46540540535.72535.721.251.25真空真空真空真空每每每每1KPa1KPa1KPa1KPa2.142.1495.495.491.8691.867.587.58给水温度给水温度给水温度给水温度每每每每101010101.321.32255.8255.8243.46243.461.631.63补水率补水率补水率补水率每每每每11110.330.331.51.51.11.1-0.13-0.13高压缸效率高压缸效率高压缸效率高压缸效率每每每每11110.510.51中压缸效率中压缸效率中压缸效率中压缸效率每每每每11111.341.34负荷率负荷率负荷率负荷率240MW240MW240MW240MW以上以上以上以上每每每每10MW10MW10MW10MW2.032.037/5/20247/5/20242525TPRIB厂厂300MW亚临界机组亚临界机组运行参数偏离设计值引起的能耗差运行参数偏离设计值引起的能耗差负荷率负荷率负荷率负荷率240MW240MW240MW240MW以下以下以下以下每每每每10MW10MW10MW10MW1.361.361.361.36267.5267.5267.5267.54.424.424.424.42端差端差端差端差每每每每33330.910.910.910.913 3 3 32.282.282.282.28-0.22-0.22-0.22-0.22过冷度过冷度过冷度过冷度每每每每22220.120.120.120.120 0 0 03.643.643.643.640.220.220.220.22排烟温度排烟温度排烟温度排烟温度每每每每101010101.001.001.001.00133.2133.2133.2133.2138.34138.34138.34138.340.510.510.510.51飞灰可燃物飞灰可燃物飞灰可燃物飞灰可燃物每每每每11110.700.700.700.705%5%5%5%1.261.261.261.26-2.62-2.62-2.62-2.62入炉煤热值入炉煤热值入炉煤热值入炉煤热值每每每每230kj/kg230kj/kg230kj/kg230kj/kg3.003.003.003.002276022760227602276022744.1922744.1922744.1922744.190.210.210.210.21石子煤石子煤石子煤石子煤(T)(T)(T)(T)4704704704700.310.310.310.31累计累计累计累计15.0515.0515.0515.057/5/20247/5/20242626TPRIC厂厂330MW亚临界机组经济性分析亚临界机组经济性分析7/5/20247/5/20242727TPRID厂超临界厂超临界600MW机组机组运行参数偏离设计值引起的能耗差运行参数偏离设计值引起的能耗差 项目项目项目项目参数参数参数参数变变化量化量化量化量影响煤耗影响煤耗影响煤耗影响煤耗(g/kwh)(g/kwh)(g/kwh)(g/kwh)设计值设计值8 8 8 8月月月月实际实际值值影响煤耗影响煤耗影响煤耗影响煤耗(g/kwh(g/kwh(g/kwh(g/kwh)主汽压力主汽压力主汽压力主汽压力每每每每0.5MPa0.5MPa0.5MPa0.5MPa0.1250.1250.1250.12524.224.224.224.221.0721.0721.0721.070.80.80.80.8主汽温度主汽温度主汽温度主汽温度每每每每55550.550.550.550.55566566566566563.67563.67563.67563.670.30.30.30.3再热汽温再热汽温再热汽温再热汽温每每每每55550.2770.2770.2770.277566566566566564.18564.18564.18564.180.10.10.10.1真空真空真空真空每每每每1KPa1KPa1KPa1KPa2.212.212.212.2196.196.196.196.191.9791.9791.9791.979.19.19.19.1给水温度给水温度给水温度给水温度每每每每101010100.830.830.830.83282282282282267.64267.64267.64267.641.21.21.21.2补水率补水率补水率补水率每每每每11110.610.610.610.611.51.51.51.50.930.930.930.93-0.3-0.3-0.3-0.3高压缸效率高压缸效率高压缸效率高压缸效率每每每每0.50.50.50.50.250.250.250.25中压缸效率中压缸效率中压缸效率中压缸效率每每每每0.50.50.50.50.170.170.170.17低压缸效率低压缸效率低压缸效率低压缸效率每每每每0.50.50.50.50.580.580.580.587/5/20247/5/20242828TPRIE厂超临界厂超临界600MW机组机组运行参数偏离设计值引起的能耗差运行参数偏离设计值引起的能耗差负荷率负荷率负荷率负荷率400MW400MW400MW400MW以下以下以下以下每每每每10MW10MW10MW10MW1.601.601.601.60负荷率负荷率负荷率负荷率400MW400MW400MW400MW以上以上以上以上每每每每10MW10MW10MW10MW0.500.500.500.50504.8504.8504.8504.84.84.84.84.8排烟温度排烟温度排烟温度排烟温度每每每每101010101.001.001.001.00123123123123130.85130.85130.85130.850.80.80.80.8飞灰可燃物飞灰可燃物飞灰可燃物飞灰可燃物每每每每11110.400.400.400.404%4%4%4%3.553.553.553.55-0.2-0.2-0.2-0.2入炉煤热值入炉煤热值入炉煤热值入炉煤热值每每每每230kj/kg230kj/kg230kj/kg230kj/kg3.003.003.003.002276022760227602276022689.622689.622689.622689.60.90.90.90.9石子煤石子煤石子煤石子煤(T)(T)(T)(T)21582158215821584.14.14.14.1累计累计累计累计21.521.521.521.57/5/20247/5/20242929TPRIF厂超临界厂超临界600MW机组机组影响机组热耗的主要因素分析影响机组热耗的主要因素分析7/5/20247/5/20243030TPRI影响锅炉效率的主要因素影响锅炉效率的主要因素注：注：300MW300MW机组机组7/5/20247/5/20243131TPRI提高经济性的途径提高经济性的途径7/5/20247/5/20243232TPRI汽轮机通流部分改造与调整汽轮机通流部分改造与调整n n通流部分改造全部（动、静、高、全部（动、静、高、中、低）更换中、低）更换部分更换部分更换更换叶片更换叶片n n通流部分局部调整通流部分间隙调整通流部分间隙调整更换汽封更换汽封改善高中压进、排汽改善高中压进、排汽平衡环汽封通流面积平衡环汽封通流面积7/5/20247/5/20243333TPRI治理阀门内漏治理阀门内漏n n系统优化n n阀门合并n n阀门取舍n n阀门管理7/5/20247/5/20243434TPRI通常容易发生泄漏阀门：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、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。给水泵和凝结水泵的再循环管等。造成的结果：造成的结果：n n造成大量高品位蒸汽漏至凝汽器，机组功率减少，同时凝汽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；器热负荷加大，又影响真空；n n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容器连接处拉裂，使大量空气漏入凝汽器 ；n n工质非正常流动，如工质通过疏水管道倒流至汽轮机，造成工质非正常流动，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。闸停机后机组转速不能至零。7/5/20247/5/20243535TPRI提高回热系统性能提高回热系统性能n n合理调整加热器水位n n合理选择疏水阀门的流通面积n n合理设计排气系统n n合理掌握投入、退出的温度变化率n n合理检修维护（进出水室短路,旁路泄漏）7/5/20247/5/20243636TPRI提高汽轮机冷端性能提高汽轮机冷端性能n n真空严密性真空严密性n n凝汽器清洁度凝汽器清洁度n n冷却水流量冷却水流量n n冷却水温度冷却水温度n n凝汽器水室排空气凝汽器水室排空气n n减少热负荷减少热负荷n n抽空气系统抽空气系统7/5/20247/5/20243737TPRI改善抽气设备性能改善抽气设备性能n n降低冷却水（工作流体）温度7/5/20247/5/20243838TPRI射水抽气器工作水温度射水抽气器工作水温度对凝汽器压力的影响对凝汽器压力的影响工作水温度工作水温度（）21.0121.01 21.6921.69 22.0122.01 22.5122.51 23.3523.35 25.0225.02 29.9829.98凝汽器凝汽器压压力力（kPakPa）4.504.504.614.614.664.664.754.754.904.905.215.216.316.31注：试验条件：机组200MW负荷、工作水流量980m3/h、抽吸空气量75kg/h。7/5/20247/5/20243939TPRI7/5/20247/5/20244040TPRI真空泵工作特性线真空泵工作特性线7/5/20247/5/20244141TPRI真空泵降低冷却水温度的效果真空泵降低冷却水温度的效果n 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。n 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/(kWh)；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/(kWh)。7/5/20247/5/20244242TPRI国产引进型国产引进型300MW汽轮机组节能降耗汽轮机组节能降耗7/5/20247/5/20244343TPRI 目前国产引进型300MW汽轮机组已投产100余台，据调查统计，机组的实际煤耗率与其设计值相比，平均约升高3035 g/(kWh)。与同类型机组相比，在负荷率相同的条件下，平均约高出2025 g/(kWh)，其中可回收的约1015g/(kWh)，表明该型机组在提高经济性等方面有相当大的空间。7/5/20247/5/20244444TPRI引进型引进型300MW300MW汽轮机组完善化概述汽轮机组完善化概述l 完善和改进汽轮机本体结构。通过改进汽轮机本体结构，重点解决正常运行中高压缸上、下缸温差大，汽缸变形、法兰螺栓松驰或断裂、结合面漏汽等问题；l 完善和改进汽封结构、合理调整通流中心分径向间隙。根据计算和测量汽缸与转子的变形结果，提出合理的汽封结构和通流中心分径向间隙，改进检修工艺，减少本体内漏损失；l 优化和改进疏水系统。取消冗余系统，优化联接方式，使用先进成熟的产品，消除外漏，减少内漏；合理调整配套辅机和回热系统设备性能，根据不同的负荷工况，确定最佳运行方式和控制参数。l 供电煤耗率下降10g/(kW.h)或更多；7/5/20247/5/20244545TPRI存在问题存在问题1-1-高压缸效率低高压缸效率低n n上汽、哈汽制造的该类型机组实际运行中反映最上汽、哈汽制造的该类型机组实际运行中反映最为普遍的另一个问题是高压缸排汽温度高出设计为普遍的另一个问题是高压缸排汽温度高出设计值值15153030，高压缸效率偏低，高压缸效率偏低3 31010个百分点。高个百分点。高压缸占整机功率的份额为压缸占整机功率的份额为30%30%左右，缸效率每变化左右，缸效率每变化1 1个百分点，对机组热耗率的影响份额为个百分点，对机组热耗率的影响份额为0.2%0.2%，约，约为为16.6kJ/(kWh)16.6kJ/(kWh)，折合机组发电煤耗率，折合机组发电煤耗率0.62g/(kWh)0.62g/(kWh)，对效率影响，对效率影响0.34%0.34%，功率约，功率约1.02MW1.02MW。n n造成高压缸效率偏低和下降速度较快，主要原因造成高压缸效率偏低和下降速度较快，主要原因是高压缸前部和中压缸中部上、下缸温差大，汽是高压缸前部和中压缸中部上、下缸温差大，汽缸出现变形，通流汽封及轴封径向汽封易被磨损，缸出现变形，通流汽封及轴封径向汽封易被磨损，螺栓松弛或断裂，内缸结合面出现漏汽等。螺栓松弛或断裂，内缸结合面出现漏汽等。7/5/20247/5/20244646TPRI部分机组试验结果高压缸效率汇总部分机组试验结果高压缸效率汇总部分机组试验结果高压缸效率汇总部分机组试验结果高压缸效率汇总7/5/20247/5/20244747TPRI存在问题存在问题2-2-热力系统及辅机设备热力系统及辅机设备n n国产引进型机组的试验热耗率比设计或经系统和参数修正后的热耗率大得多。一般试验与设计热耗率相差221.2616.2kJ/(kWh)，修正量（试验与修正后热耗率相差）达233.2499.5kJ/(kWh)，折合机组发电煤耗率8.718.7g/(kWh)。而进口同类型机组（宝钢、福州、大连）试验热耗率与设计或修正后的热耗率则十分接近，有的机组试验热耗率不经任何修正甚至比设计热耗率还低。相比之下，说明国产引进型300MW机组热力系统及设备不尽完善。7/5/20247/5/20244848TPRIn n试验得到的机组各项技术经济指标，是在阀点和按设计系统严格隔离之后，基本无汽、水损失，无补水以及经各种修正后的结果，它反映了机组理论上的运行经济性水平。而实际运行结果则不可能达到机组试验的条件，且无任何修正，系统及设备的不完善性对实际运行的结果影响更大。由此可见，系统及设备的不完善是机组实际运行煤耗率普遍偏高的又一主要原因。7/5/20247/5/20244949TPRI考核试验结果及修正情况汇总表考核试验结果及修正情况汇总表 7/5/20247/5/20245050TPRI不完善因素不完善因素n n冷端系统及设备不完善，凝汽器真空度偏低，年冷端系统及设备不完善，凝汽器真空度偏低，年平均一般在平均一般在91%91%93%93%之间。之间。300MW300MW机组在额定负荷机组在额定负荷下，凝汽器压力每上升下，凝汽器压力每上升1kPa,1kPa,机组发电煤耗率将上机组发电煤耗率将上升升2.5g/(kWh)2.5g/(kWh)左右，少发功率左右，少发功率2MW2MW左右。左右。n n回热系统及设备不尽完善，造成高、低压加热器回热系统及设备不尽完善，造成高、低压加热器运行水位不正常，疏水管道振动，弯头吹薄、破运行水位不正常，疏水管道振动，弯头吹薄、破裂，加热器上、下端差增大。有的机组加热器下裂，加热器上、下端差增大。有的机组加热器下端差竟达到端差竟达到2020左右，给水温度达不到机组实际左右，给水温度达不到机组实际运行各段抽汽参数下应达到的数值。既影响加热运行各段抽汽参数下应达到的数值。既影响加热器的安全，又导致机组经济性下降。器的安全，又导致机组经济性下降。7/5/20247/5/20245151TPRI不完善因素不完善因素n n本体及热力管道疏水系统设计庞大，汽机侧各类本体及热力管道疏水系统设计庞大，汽机侧各类疏水管道有疏水管道有7070根左右，阀门易发生内漏，且控制根左右，阀门易发生内漏，且控制方式设计和管径设计不合理，甚至存在设计、安方式设计和管径设计不合理，甚至存在设计、安装错误。以控制方式为例，机组无论什么状态启、装错误。以控制方式为例，机组无论什么状态启、停，均采用一个控制模式，不仅易造成汽缸进水、停，均采用一个控制模式，不仅易造成汽缸进水、进冷蒸汽，启、停过程中中压缸上下缸温差大，进冷蒸汽，启、停过程中中压缸上下缸温差大，而且易造成阀芯吹损，导致正常运行时疏水阀关而且易造成阀芯吹损，导致正常运行时疏水阀关不严，大量高品位蒸汽漏至凝汽器，使凝汽器的不严，大量高品位蒸汽漏至凝汽器，使凝汽器的热负荷加大，影响真空。据某些机组试验表明，热负荷加大，影响真空。据某些机组试验表明，由此可影响机组功率由此可影响机组功率7 710MW10MW。严重的还造成疏水。严重的还造成疏水集管与凝汽器背包式扩容器或疏水扩容器壳体连集管与凝汽器背包式扩容器或疏水扩容器壳体连接处拉裂，使大量空气漏入凝汽器。接处拉裂，使大量空气漏入凝汽器。7/5/20247/5/20245252TPRI不完善因素不完善因素n n热力系统设计复杂，且工质有效能利用不尽合理，热力系统设计复杂，且工质有效能利用不尽合理，冗余系统多，易发生内漏，热备用系统和设备多冗余系统多，易发生内漏，热备用系统和设备多采用连续疏水方式，使有效能损失较大，既影响采用连续疏水方式，使有效能损失较大，既影响安全和经济性，又增加检修、维护工作量及费用。安全和经济性，又增加检修、维护工作量及费用。n n汽水品质差，通流部分结垢严重，有的机组甚至汽水品质差，通流部分结垢严重，有的机组甚至高压缸通流部分亦结垢，影响汽轮机相对内效率。高压缸通流部分亦结垢，影响汽轮机相对内效率。汽水品质差的原因是多方面的，如向凝汽器补水，汽水品质差的原因是多方面的，如向凝汽器补水，由于雾化效果差或补水方式不当，会造成凝结水由于雾化效果差或补水方式不当，会造成凝结水含氧量严重超标。含氧量严重超标。7/5/20247/5/20245353TPRI不完善因素不完善因素n n辅机选型、配套和运行方式不合理，运行单耗大，厂用电率增加。如循环水泵配置和运行方式不合理，造成循环水泵流量过小或过大，运行偏离设计工况，效率下降，用电量增大。凝结水泵或凝升泵扬程高，凝结水调节门前、后差压达1.0MPa以上，凝结水泵电耗增加。7/5/20247/5/20245454TPRI不完善因素不完善因素n n循环水泵配置和运行方式不合理，造成循环水泵循环水泵配置和运行方式不合理，造成循环水泵流量过小或过大，运行偏离设计工况，效率下降，流量过小或过大，运行偏离设计工况，效率下降，用电量增大。凝结水泵或凝升泵扬程高，凝结水用电量增大。凝结水泵或凝升泵扬程高，凝结水调节门前、后差压达调节门前、后差压达1.0MPa1.0MPa以上，凝结水泵电耗以上，凝结水泵电耗增加；增加；n n实际运行轴封加热器热负荷大，压力高，温升高实际运行轴封加热器热负荷大，压力高，温升高于设计值于设计值55左右。轴封系统压力高，给水泵小汽左右。轴封系统压力高，给水泵小汽轮机轴封回汽不畅，油中带水严重。溢流至凝汽轮机轴封回汽不畅，油中带水严重。溢流至凝汽器流量大，既损失工质，又使凝汽器热负荷增大，器流量大，既损失工质，又使凝汽器热负荷增大，影响凝汽器真空。影响凝汽器真空。7/5/20247/5/20245555TPRI机组运行方式及参数控制不合理机组运行方式及参数控制不合理 n n低负荷是机组目前运行煤耗率普遍较高的主要原低负荷是机组目前运行煤耗率普遍较高的主要原因。因。n n引进型引进型300MW300MW机组，汽轮机进汽调节方式分为节流机组，汽轮机进汽调节方式分为节流（单阀）或喷嘴调节（顺序阀）两种，机组低负（单阀）或喷嘴调节（顺序阀）两种，机组低负荷运行时，采用何种运行方式，经济性差异较大，荷运行时，采用何种运行方式，经济性差异较大，而且采用同一种调节方式，选用不同的运行参数，而且采用同一种调节方式，选用不同的运行参数，经济性亦存在一定差异，有一个最佳运行参数问经济性亦存在一定差异，有一个最佳运行参数问题。另外，目前在对机组小指标考核时，如对汽题。另外，目前在对机组小指标考核时，如对汽温、汽压等参数的考核要求尽可能接近设计值，温、汽压等参数的考核要求尽可能接近设计值，使机组在低负荷运行时，节流损失急剧增加，也使机组在低负荷运行时，节流损失急剧增加，也是影响机组经济性的原因之一。是影响机组经济性的原因之一。7/5/20247/5/20245656TPRI汽轮机本体问题汽轮机本体问题1-高压缸效率低高压缸效率低n n高压缸夹层漏汽量大；高压缸排汽温度测点位于高排出口竖直管段上，所测温度为混合后的温度。与高压缸排汽缸上温度差别。n n汽封径向间隙大；高中压缸汽封包括通流部分的动、静叶汽封及汽缸端部的轴封。由于汽缸变形，启、停过程中机组振动增大，发生动、静碰磨等原因，很容易造成汽封磨损，径向间隙增大。7/5/20247/5/20245757TPRI汽轮机本体问题汽轮机本体问题2-调节级效率效率低调节级效率效率低n n调门节流损失大调门节流损失大 阀门开度在阀门开度在40%40%以上，流量可达到阀门通流能力以上，流量可达到阀门通流能力的的95%95%以上；阀门开度低于以上；阀门开度低于40%40%，流量减小较快，节流，流量减小较快，节流损失迅速增大。损失迅速增大。7/5/20247/5/20245858TPRI调节级动叶汽封径向间隙大调节级动叶汽封径向间隙大n n调节级动叶叶顶及叶根共有三道汽封，径向间调节级动叶叶顶及叶根共有三道汽封，径向间隙设计值为隙设计值为2.50.05mm2.50.05mm，根据该处汽封直径，根据该处汽封直径，可求得漏汽面积为可求得漏汽面积为8721.8mm28721.8mm2，相当于内径为，相当于内径为106mm106mm的管道。不同电厂同类型机组大修揭缸检的管道。不同电厂同类型机组大修揭缸检查结果，该汽封没有受到任何磨损，表明设计查结果，该汽封没有受到任何磨损，表明设计间隙值偏大。间隙值偏大。n n经计算和逐步试验，调节级动叶叶顶及叶根的经计算和逐步试验，调节级动叶叶顶及叶根的三道汽封间隙可减少到三道汽封间隙可减少到0.8mm0.8mm。不影响机组运行。不影响机组运行的安全性，可以较大地提高调节级效率。但调的安全性，可以较大地提高调节级效率。但调节级压差较大，该处汽封仍显得薄弱，可进一节级压差较大，该处汽封仍显得薄弱，可进一步通过结构方面的改进增加调节级汽封片数。步通过结构方面的改进增加调节级汽封片数。7/5/20247/5/20245959TPRI汽封结构不合理汽封结构不合理n n主蒸汽设计压力为16.7MPa，调节级动叶后设计压力为11.60MPa，扣除汽门节流损失，调节级整级压差达到3.43MPa。现设计的调节级汽封采用单齿、镶嵌式固定结构。单齿阻力系数小，密封效果差，固定式汽封若出现动静碰磨，汽封无法退让，易受到磨损，汽封间隙增大，漏汽量增加。7/5/20247/5/20246060TPRI喷嘴组弧段之间间隙大喷嘴组弧段之间间隙大 n n安装在6个汽室上的6个喷嘴组弧段之间设计预留膨胀间隙，设计值左、右水平中分面间隙为5mm，其他4道间隙分别为3mm。根据其结构和计算分析以及同类型机组改进后结果表明，该间隙预留值太大。调节级喷嘴出口蒸汽通过该间隙，未经过动叶作功，直接漏至第一压力级。部分机组实际大修检查发现，该间隙达1015mm，使漏汽量增大，调节级漏汽损失增加。7/5/20247/5/20246161TPRI喷嘴叶片损伤喷嘴叶片损伤n n由于调节级叶片处在主蒸汽进入汽轮机的第一级，由于调节级叶片处在主蒸汽进入汽轮机的第一级，工作条件恶劣，很容易受到蒸汽中携带的固体粒工作条件恶劣，很容易受到蒸汽中携带的固体粒子的侵蚀，导致调节级喷嘴叶片损伤。当调节级子的侵蚀，导致调节级喷嘴叶片损伤。当调节级叶片损伤达到一定程度，对调节级的通流效率影叶片损伤达到一定程度，对调节级的通流效率影响较大。响较大。n n部分型号的机组由于叶型设计方面的原因，多次部分型号的机组由于叶型设计方面的原因，多次发生喷嘴损坏的现象，对机组经济性影响较大。发生喷嘴损坏的现象，对机组经济性影响较大。妈湾电厂妈湾电厂2 2号机号机20002000年大修发现，调节级年大修发现，调节级4949个叶片个叶片出汽边普遍减薄，其中有出汽边普遍减薄，其中有2828个叶片出汽边严重吹个叶片出汽边严重吹损。对调节级喷嘴组出汽侧冲刷磨损补焊处理，损。对调节级喷嘴组出汽侧冲刷磨损补焊处理，运行运行4 4个月后，根据机组热力性能试验数据的分析个月后，根据机组热力性能试验数据的分析和判断，调节级喷嘴组又发生了损坏情况，造成和判断，调节级喷嘴组又发生了损坏情况，造成机组在相同参数工况下发电量减少机组在相同参数工况下发电量减少7MW7MW左右，给机左右，给机组运行经济性带来很大影响。组运行经济性带来很大影响。7/5/20247/5/20246262TPRI反流式结构损失反流式结构损失n n机组的调节级为反流式结构，在汽流从调节级出口反转流向压力级进口的过程中，流动损失较大。7/5/20247/5/20246363TPRI工况偏差大工况偏差大n n由于调节级的工作特点，调节级经常工作在变工况状态下，与设计状态偏差较大，导致流动效率降低。7/5/20247/5/20246464TPRI汽缸结合面漏汽汽缸结合面漏汽n n机组揭缸检查发现，高、中压缸内缸及各静叶持环上、下半的水平结合面普遍存在漏汽冲刷痕迹。尤其是1段、3段、5段、6段抽汽口附近的持环水平结合面漏汽痕迹尤其明显。试验结果中也可以看出对应的抽汽温度比设计值高出较多，说明有高温的蒸汽漏入抽汽口。n n导致结合面漏汽有汽缸温差大引起汽缸变形，螺栓紧力不足，法兰结合面薄弱等原因。7/5/20247/5/20246565TPRI汽缸内的漏汽汽缸内的漏汽 n n调节级后蒸汽通过高压缸进汽平衡盘汽封漏汽至高压调节级后蒸汽通过高压缸进汽平衡盘汽封漏汽至高压缸夹层，其中一部分通过中压缸进汽平衡盘汽封漏汽缸夹层，其中一部分通过中压缸进汽平衡盘汽封漏汽至中压缸，一部分通过夹层流向高压缸排汽口；至中压缸，一部分通过夹层流向高压缸排汽口；n n6 6根高压缸进汽导汽管及一段抽汽导汽管与内缸接口的根高压缸进汽导汽管及一段抽汽导汽管与内缸接口的密封圈。若密封不严造成主蒸汽或一段抽汽漏至高压密封圈。若密封不严造成主蒸汽或一段抽汽漏至高压缸夹层；缸夹层；n n高压内缸及持环变形，法兰螺栓断裂或松弛等，造成高压内缸及持环变形，法兰螺栓断裂或松弛等，造成水平结合面张口，蒸汽从通流部分漏至夹层；水平结合面张口，蒸汽从通流部分漏至夹层；n n高压内缸调节级压力传压管断裂，内缸漏汽到高压缸高压内缸调节级压力传压管断裂，内缸漏汽到高压缸夹层；夹层；n n由于中压缸冷却蒸汽管的割除，使中压缸进汽平衡盘由于中压缸冷却蒸汽管的割除，使中压缸进汽平衡盘第一道汽封发挥了密封作用，夹层漏至中压缸的流量第一道汽封发挥了密封作用，夹层漏至中压缸的流量减小。也造成夹层排向高排流量相对增大。减小。也造成夹层排向高排流量相对增大。7/5/20247/5/20246666TPRI汽缸温差大汽缸温差大n n上下缸负温差大是引进型上下缸负温差大是引进型300MW300MW汽轮机的主要问题汽轮机的主要问题之一，也是导致汽缸结合面漏汽的主要原因之一。之一，也是导致汽缸结合面漏汽的主要原因之一。除此之外，还可引起汽缸变形，动静碰磨，汽封磨除此之外，还可引起汽缸变形，动静碰磨，汽封磨损，内缸断螺栓等一系列影响机组安全与经济性的损，内缸断螺栓等一系列影响机组安全与经济性的问题。问题。n n产生上、下缸温差大的原因是高压缸夹层蒸汽流向产生上、下缸温差大的原因是高压缸夹层蒸汽流向与设计思想不符，另外由于调门进汽顺序设计，使与设计思想不符，另外由于调门进汽顺序设计，使低负荷时仅下半缸进汽，汽缸负温差加剧。汽缸上、低负荷时仅下半缸进汽，汽缸负温差加剧。汽缸上、下缸温差大，造成汽缸变形，法兰螺栓承受附加应下缸温差大，造成汽缸变形，法兰螺栓承受附加应力增大，螺栓易断裂或松弛。经计算上、下缸温差力增大，螺栓易断裂或松弛。经计算上、下缸温差每增加每增加11，通流径向间隙将减小，通流径向间隙将减小0.01mm0.01mm，径向汽，径向汽封易受到磨损，导致通流效率下降。封易受到磨损，导致通流效率下降。7/5/20247/5/20246767TPRI疏水系统存在的问题疏水系统存在的问题 7/5/20247/5/20246868TPRI疏水位置疏水位置功率增量功率增量吸吸热热量增量量增量热热耗率增量耗率增量折合煤耗率折合煤耗率MWMWMWMWkJ/(kWh)kJ/(kWh)g/(kWh)g/(kWh)主蒸汽主蒸汽-435.9-435.9-143.2-143.29.59.50.360.36再再热热蒸汽蒸汽-332.2-332.20.00.08.68.60.320.32高高压压缸排汽缸排汽-332.2-332.2-143.2-143.26.96.90.260.261 1段抽汽段抽汽-364.7-364.7-143.2-143.27.77.70.290.292 2段抽汽段抽汽-332.2-332.2-143.2-143.26.96.90.260.263 3段抽汽段抽汽-274.5-274.50.00.07.17.10.270.274 4段抽汽段抽汽-218.9-218.90.00.05.75.70.210.215 5段抽汽段抽汽-164.4-164.40.00.04.24.20.160.166 6段抽汽段抽汽-114.9-114.90.00.03.03.00.110.117 7段抽汽段抽汽-87.1-87.10.00.02.22.20.090.098 8段抽汽段抽汽-41.4-41.40.00.01.11.10.040.04疏水每泄漏疏水每泄漏1t/h1t/h对机组经济性的影响对机组经济性的影响(F156)(F156)7/5/20247/5/20246969TPRI造成疏水系统问题的原因造成疏水系统问题的原因 n n疏水差压大，易造成阀芯吹损；疏水差压大，易造成阀芯吹损；n n由于阀门的质量、安装、检修、调整等问题，由于阀门的质量、安装、检修、调整等问题，造成阀门容易泄漏、开关不灵等；造成阀门容易泄漏、开关不灵等；n n运行操作方式，机组无论什么状态启、停，均运行操作方式，机组无论什么状态启、停，均采用一个控制模式，而且易造成阀芯吹损，导采用一个控制模式，而且易造成阀芯吹损，导致正常运行时疏水阀关不严。致正常运行时疏水阀关不严。n n疏水系统的合理设计。本体及热力管道疏水系疏水系统的合理设计。本体及热力管道疏水系统设计庞大，汽机侧各类疏水管道有统设计庞大，汽机侧各类疏水管道有7070根左右，根左右，漏点多。管径设计不合理。漏点多。管径设计不合理。n n疏水系统由于是辅助的热力系统，功能简单，疏水系统由于是辅助的热力系统，功能简单，在设计、安装检修过程中常容易忽视，存在问在设计、安装检修过程中常容易忽视，存在问题较多。甚至存在设计、安装错误。题较多。甚至存在设计、安装错误。7/5/20247/5/20247070TPRI疏水系统优化原则疏水系统优化原则n n在各种工况下，疏水系统应能防止汽轮机进水和机本在各种工况下，疏水系统应能防止汽轮机进水和机本体的不正常积水，并满足系统暖管和热备用要求；体的不正常积水，并满足系统暖管和热备用要求；n n为防止疏水阀门泄漏，造成阀芯吹损，各疏水管道应为防止疏水阀门泄漏，造成阀芯吹损，各疏水管道应加装一手动截止阀，加装一手动截止阀，原则上原则上手动阀安装在气动或电动手动阀安装在气动或电动阀门前。为不降低机组运行操作的自动化程度，正常阀门前。为不降低机组运行操作的自动化程度，正常工况下手动截止阀应处于全开状态。当气动或电动疏工况下手动截止阀应处于全开状态。当气动或电动疏水阀出现内漏，而无处理条件时，可作为临时措施，水阀出现内漏，而无处理条件时，可作为临时措施，关闭手动截止阀；关闭手动截止阀；n n对于运行中处于热备用的管道或设备，在用汽设备的对于运行中处于热备用的管道或设备，在用汽设备的入口门前应暖管，暖管采用组合型自动疏水器方式，入口门前应暖管，暖管采用组合型自动疏水器方式，而不采用节流疏水孔板连续疏水方式。疏水器选用而不采用节流疏水孔板连续疏水方式。疏水器选用DFSDFS倒置浮杯式自动疏水器；倒置浮杯式自动疏水器；n n任何类型的疏水管上不得设置疏水逆止门。任何类型的疏水管上不得设置疏水逆止门。7/5/20247/5/20247171TPRI加热器存在问题加热器存在问题n n回热系统及设备不尽完善，造成高、低压加热器运行水位不正常；n n加热器上、下端差增大，温升不足；n n危急疏水泄漏，正常疏水不畅，不能逐级自流；n n给水旁路泄漏；n n疏水管道振动，弯头吹薄、破裂等问题。7/5/20247/5/20247272TPRI轴封与门杆漏汽系统轴封与门杆漏汽系统 n n轴封供汽系统漏汽量大 n n轴封疏水系统漏量大 n n轴封压力高 n n轴封溢流量大 n n轴封加热器温升大 n n门杆一档漏汽不畅 n n小汽轮机轴封回汽不畅 7/5/20247/5/20247373TPRI锅炉及燃烧系统经济性锅炉及燃烧系统经济性控制参数控制参数7/5/20247/5/20247474TPRI降低飞灰可燃物降低飞灰可燃物 表示从尾部烟道排出的飞灰中含有的未燃尽碳的量占飞灰量的百分比，主要与燃煤特性、煤粉细度、煤粉均匀性、炉膛温度、风粉混合程度等有关。针对所燃用的煤种，合理选定煤粉细度，尽可能减少煤粉中大颗粒的含量，强化燃烧，提高燃尽程度。7/5/20247/5/20247575TPRI最佳氧量最佳氧量 炉膛出口的氧量是表征锅炉的配风、燃烧状况炉膛出口的氧量是表征锅炉的配风、燃烧状况的重要因素，加强锅炉燃烧配风的调整，改善锅的重要因素，加强锅炉燃烧配风的调整，改善锅炉的燃烧状况，提高锅炉运行效率。因炉膛出口炉的燃烧状况，提高锅炉运行效率。因炉膛出口处烟气温度较高，锅炉运行中监测的氧量测点一处烟气温度较高，锅炉运行中监测的氧量测点一般在高温过热器后。计算排烟损失的氧量应是空般在高温过热器后。计算排烟损失的氧量应是空气预热器烟气出口处的氧量，尾部烟道特别是空气预热器烟气出口处的氧量，尾部烟道特别是空气预热器的漏风，将引起的烟气量和排烟损失的气预热器的漏风，将引起的烟气量和排烟损失的增加，需要定期监测空气预热器的漏风，并加强增加，需要定期监测空气预热器的漏风，并加强对空气预热器的维护。对空气预热器的维护。通过燃烧调整，确定合理的最佳过量空气系数通过燃烧调整，确定合理的最佳过量空气系数7/5/20247/5/20247676TPRI科学的排烟温度科学的排烟温度 是锅炉运行中可控的一个综合性指标是锅炉运行中可控的一个综合性指标,它主要它主要决定于锅炉燃烧状况以及各段受热面的换热状况，决定于锅炉燃烧状况以及各段受热面的换热状况，保持各段受热面的清洁和换热效果，是防止排烟保持各段受热面的清洁和换热效果，是防止排烟温度异常、保证锅炉经济运行的根本措施。排烟温度异常、保证锅炉经济运行的根本措施。排烟温度升高温度升高55，影响锅炉效率降低影响锅炉效率降低0.20.2（百分（百分点）左右，影响煤耗升高点）左右，影响煤耗升高0.6g/KW.h0.6g/KW.h。7/5/20247/5/20247777TPRI降降 低低 厂厂 用用 电电7/5/20247/5/20247878TPRI消耗厂用电的主要设备消耗厂用电的主要设备n n风机风机n n磨煤机磨煤机n n锅炉给水泵锅炉给水泵n n循环水泵循环水泵n n凝结水泵凝结水泵n n除尘设备除尘设备n n脱硫设备脱硫设备7/5/20247/5/20247979TPRI泵存在的普遍问题泵存在的普遍问题n n 扬程偏高n n 选型欠合理7/5/20247/5/20248080TPRI循环水泵优化运行循环水泵优化运行n n进行最佳凝汽器背压试验，其内容包括机组微增出力试验和循环水泵运行优化配置试验，通过不同负荷下改变凝汽器背压，测量机组的微增功率及循环水泵功耗，寻求最佳凝汽器背压；n n通过调整循环水泵运行方式或者运行台数，测量循环水泵流量和功耗，获得循环水泵的运行优化配置，降低电耗。7/5/20247/5/20248181TPRI循环水泵改造循环水泵改造循环水泵改造的方案主要有循环水泵改造的方案主要有循环水泵改造的方案主要有循环水泵改造的方案主要有：n n双速电机驱动双速电机驱动n n车削叶轮外径；车削叶轮外径；n n更换叶轮；更换叶轮；n n泵整体更换。泵整体更换。根根据据循循泵泵配配置置的的实实际际情情况况，改改造造时时效效率率、流流量量何何扬扬程程兼兼顾顾。循循环环水水系系统统采采用用单单元元制制运运行行时时，各各单单元元之之间间一一般般应应采采用用联联通通管管连接，这样既可以完全单元制运行，又可以机组间相互协调。连接，这样既可以完全单元制运行，又可以机组间相互协调。7/5/20247/5/20248282TPRI凝结水泵改造凝结水泵改造n n变频调节；变频调节；n n车削叶轮外径；车削叶轮外径；n n更换叶轮；更换叶轮；n n泵整体更换。泵整体更换。7/5/20247/5/20248383TPRI汽动给水泵组优化运行汽动给水泵组优化运行 确定汽动给水泵组最佳运行方式主要包括两个方面，一是通过不同负荷定、滑压运行方式下的泵组效率和耗汽量的测量，确定汽动泵组的最佳运行参数和运行方式；二是根据单台汽动泵余量较大的特点，在低负荷时进行电动泵和汽动泵不同备用方式试验，以获得较高的运行经济性。7/5/20247/5/20248484TPRI电站风机节能电站风机节能n n电站风机耗电量仅次于水泵约占发电容量的电站风机耗电量仅次于水泵约占发电容量的1.5-2.5%1.5-2.5%，对，对于于300MW300MW机组，风机运行效率提高一个百分点，每台机组机组，风机运行效率提高一个百分点，每台机组年节电约年节电约4040万万kWhkWh。n n造成的风机运行效率较低的主要原因：造成的风机运行效率较低的主要原因：风机本身为低效风机；风机本身为低效风机；设计选型不当造成高效风机不在高效区运行；设计选型不当造成高效风机不在高效区运行；进口管道设计不当破坏了风机进口要求的条件；进口管道设计不当破坏了风机进口要求的条件；出口管道设计不当造成涡流损失；出口管道设计不当造成涡流损失；风机调节效率低，又经常在低负荷运行。风机调节效率低，又经常在低负荷运行。n n 通常，通过改造风机（叶轮）或对进、出口管道进行改通常，通过改造风机（叶轮）或对进、出口管道进行改造，或利用调速技术，提高风机的运行效率。造，或利用调速技术，提高风机的运行效率。7/5/20247/5/20248585TPRI制粉系统节能制粉系统节能n n制粉系统是锅炉机组密不可分的主要辅助系统，特别是制粉系统是锅炉机组密不可分的主要辅助系统，特别是在目前发电用煤供应紧张、煤质多变的情况下，其运行在目前发电用煤供应紧张、煤质多变的情况下，其运行性能对锅炉机组的安全、经济运行有重要影响。性能对锅炉机组的安全、经济运行有重要影响。n n钢球磨煤机制粉系统运行的经济性差，应加强对钢球磨钢球磨煤机制粉系统运行的经济性差，应加强对钢球磨煤机钢球装载量及钢球配比优化、系统通风量等进行煤机钢球装载量及钢球配比优化、系统通风量等进行运运行优化调整行优化调整，寻求适应燃用煤种的最佳钢球装载量、通，寻求适应燃用煤种的最佳钢球装载量、通风量，提高磨煤机出力，降低制粉单耗；风量，提高磨煤机出力，降低制粉单耗；n n综合分析各地钢球磨制粉系统优化运行试验结果，保持综合分析各地钢球磨制粉系统优化运行试验结果，保持制粉系统在最经济工况下运行，一般可使制粉单耗降低制粉系统在最经济工况下运行，一般可使制粉单耗降低3kWh/t-5kWh/t 3kWh/t-5kWh/t 以上。以上。7/5/20247/5/20248686TPRI制粉系统节能制粉系统节能n n通过通过粗粉分离器性能特性试验研究，确定分离器选型粗粉分离器性能特性试验研究，确定分离器选型正确、有良好的分选特性，保证制粉系统处于最佳运正确、有良好的分选特性，保证制粉系统处于最佳运行工况。目前多种形式的轴向型分离器和旋转分离器行工况。目前多种形式的轴向型分离器和旋转分离器的性能可以很好满足不同煤种的要求，必要时对粗粉的性能可以很好满足不同煤种的要求，必要时对粗粉分离器实施改造，提高磨煤机出力，降低制粉单耗。分离器实施改造，提高磨煤机出力，降低制粉单耗。n n中速磨煤机直吹式制粉系统经济性好，常存在煤粉细中速磨煤机直吹式制粉系统经济性好，常存在煤粉细度粗、石子煤量大等主要问题，应加强原煤特性、通度粗、石子煤量大等主要问题，应加强原煤特性、通风量、煤粉细度、风环流速、分离器挡板等调整试验，风量、煤粉细度、风环流速、分离器挡板等调整试验，寻求解决问题途径，必要时提出改进方案。寻求解决问题途径，必要时提出改进方案。7/5/20247/5/20248787TPRI运行优化与性能诊断运行优化与性能诊断7/5/20247/5/20248888TPRI运行优化运行优化n n 火力发电机组运行优化技术是以最优化理论为指导，火力发电机组运行优化技术是以最优化理论为指导，依据机组主辅机设备实际运行情况，进行全面优化试验，依据机组主辅机设备实际运行情况，进行全面优化试验，根据试验结果及综合分析总结，建立一整套运行优化操作根据试验结果及综合分析总结，建立一整套运行优化操作程序和合理的优化软件包，使机组能在各种负荷范围内保程序和合理的优化软件包，使机组能在各种负荷范围内保持最佳的运行方式和最合理的参数匹配。持最佳的运行方式和最合理的参数匹配。n n实践证明：通过对火力发电机组的全面运行优化，机组的实践证明：通过对火力发电机组的全面运行优化，机组的经济性可相对提高经济性可相对提高1.0%1.0%1.5%1.5%，供电煤耗率相应下降，供电煤耗率相应下降3 3