火電機(jī)組的節(jié)能診斷(華北電力大學(xué))

1、 Email: Tel：火電機(jī)組節(jié)能診斷理念火電機(jī)組節(jié)能診斷理念-全過程全過程火電機(jī)組節(jié)能診斷思路火電機(jī)組節(jié)能診斷思路分層次分層次機(jī)組機(jī)組系統(tǒng)系統(tǒng)流程流程設(shè)備設(shè)備火電機(jī)組節(jié)能診斷方法火電機(jī)組節(jié)能診斷方法診斷方法診斷方法基于熱力學(xué)第一基于熱力學(xué)第一定律：熱量法定律：熱量法耗差分析法耗差分析法基于熱力學(xué)第二基于熱力學(xué)第二定律：定律：火用火用方法方法單耗分析法單耗分析法火力發(fā)電廠綜合評價(jià)指標(biāo)（熱量法評價(jià)）火力發(fā)電廠綜合評價(jià)指標(biāo)（熱量法評價(jià)）供電供電煤耗率煤耗率設(shè)備健康設(shè)備健康檢修工藝檢修工藝檢修質(zhì)量檢修質(zhì)量運(yùn)行操作運(yùn)行操作專業(yè)管理專業(yè)管理節(jié)能管理節(jié)能管理供電煤耗率是每供供電

2、煤耗率是每供1kWh電能所消耗的標(biāo)準(zhǔn)煤量電能所消耗的標(biāo)準(zhǔn)煤量是發(fā)電廠各方面工作總的反映是發(fā)電廠各方面工作總的反映正平衡：正平衡：統(tǒng)計(jì)計(jì)算統(tǒng)計(jì)計(jì)算反平衡：反平衡：校核計(jì)算校核計(jì)算正平衡計(jì)算廠用電量）（發(fā)電量燃油發(fā)熱量）（燃油耗量入爐煤低位發(fā)熱量）（實(shí)際煤耗量供電量燃油發(fā)熱量）（燃油耗量入爐煤低位發(fā)熱量）（實(shí)際煤耗量供電量總標(biāo)準(zhǔn)煤耗量供電煤耗率2 .292712 .292711實(shí)際入爐煤實(shí)際入爐煤量：燃料管量：燃料管理的檢斤、理的檢斤、運(yùn)行水平、運(yùn)行水平、檢修質(zhì)量、檢修質(zhì)量、負(fù)荷率等負(fù)荷率等2原煤發(fā)熱原煤發(fā)熱量：燃料量：燃料管理的檢管理的檢質(zhì)質(zhì)3實(shí)際耗油實(shí)際耗油量：鍋爐量：鍋爐的啟停次的啟停次數(shù)數(shù)

3、4發(fā)電量：發(fā)電量：機(jī)組運(yùn)行機(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)，小時(shí)數(shù)，負(fù)荷率、負(fù)荷率、關(guān)口電量關(guān)口電量表計(jì)表計(jì)5廠用電量：廠用電量：生產(chǎn)用電，生產(chǎn)用電，不考慮非不考慮非生產(chǎn)用電生產(chǎn)用電供電煤耗反平衡計(jì)算供電煤耗反平衡計(jì)算廠用電率）（機(jī)組發(fā)電效率廠用電率）（發(fā)電煤耗率供電煤耗率1123-1汽輪發(fā)電機(jī)組效率管道效率鍋爐效率機(jī)組發(fā)電效率gmipbiiblblcpPaxPeWPaxQWQQBQQBQPe3600360000)/()1 (1231)1 (hkWgbPePapPeBPapPeBbapcpapsssns影響鍋爐效率的因素影響鍋爐效率的因素爐膛出口氧量爐膛出口氧量65432100qqqqqb排煙熱排煙熱損失損失可

4、燃?xì)怏w未完可燃?xì)怏w未完全燃燒熱損失全燃燒熱損失固體未完全燃固體未完全燃燒熱損失燒熱損失散熱散熱損失損失灰渣物理灰渣物理熱損失熱損失排煙溫度排煙溫度排煙氧量排煙氧量送風(fēng)溫度送風(fēng)溫度煤質(zhì)煤質(zhì)飛灰含碳量飛灰含碳量尾部煙道漏風(fēng)尾部煙道漏風(fēng)灰渣含碳量灰渣含碳量煤質(zhì)煤質(zhì)鍋爐負(fù)荷鍋爐負(fù)荷飛灰含碳量飛灰含碳量灰渣含碳量灰渣含碳量煤質(zhì)煤質(zhì)汽輪機(jī)熱效率和熱耗率汽輪機(jī)熱效率和熱耗率v 汽輪機(jī)能量轉(zhuǎn)換：汽輪機(jī)能量轉(zhuǎn)換：egmigmiPWQ3600000100%100%itiitritWWWQQW gmiPeQq36000 機(jī)組熱效率與熱力循環(huán)和汽輪機(jī)本身有關(guān)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)、

5、型式等有關(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影響機(jī)組熱效率的主要因素riti熱力循環(huán)及熱力系統(tǒng)熱力循環(huán)及熱力系統(tǒng)初參數(shù)初參數(shù)終參數(shù)終參數(shù)回?zé)釁?shù)回?zé)釁?shù)主汽壓力主汽壓力凝汽器真空凝汽器真空主汽溫度主汽溫度循環(huán)水入口溫度循環(huán)水入口溫度循環(huán)水溫升循環(huán)水溫升凝汽器端差凝汽器端差給水溫度給水溫度加熱器端差加熱器端差抽汽管道壓損抽汽管道壓損再熱參數(shù)再熱參數(shù)再熱蒸汽溫度再熱蒸汽溫度再熱蒸汽壓損再熱蒸汽壓損再熱減溫水量再熱減溫水量汽輪機(jī)本體汽輪機(jī)本體葉型、汽封間隙葉型、汽封間隙葉片斷裂、磨損、侵蝕葉片斷裂、磨損、侵蝕葉片結(jié)垢、積鹽葉片結(jié)垢、積鹽補(bǔ)充水量補(bǔ)充水量凝結(jié)水過冷度凝結(jié)水過冷度

6、高壓缸排汽壓力高壓缸排汽壓力負(fù)荷率負(fù)荷率汽水泄漏汽水泄漏凝汽器真空的影響因素凝汽器真空的影響因素v凝汽器真空與汽輪機(jī)的排汽壓力對應(yīng)：凝汽器真空與汽輪機(jī)的排汽壓力對應(yīng)：)()(1tttftfpwcc循環(huán)循環(huán)水進(jìn)口水溫水進(jìn)口水溫循環(huán)水溫升循環(huán)水溫升凝汽器端差凝汽器端差環(huán)境溫度環(huán)境溫度冷卻塔性能冷卻塔性能機(jī)組負(fù)荷機(jī)組負(fù)荷循環(huán)泵運(yùn)行方式循環(huán)泵運(yùn)行方式管束結(jié)垢管束結(jié)垢真空嚴(yán)密性真空嚴(yán)密性凝汽器水位凝汽器水位抽真空系統(tǒng)抽真空系統(tǒng)廠用電率的影響因素廠用電率的影響因素送風(fēng)機(jī)單耗送風(fēng)機(jī)單耗引風(fēng)機(jī)單耗引風(fēng)機(jī)單耗一次風(fēng)機(jī)單耗一次風(fēng)機(jī)單耗制粉系統(tǒng)單耗制粉系統(tǒng)單耗輸煤系統(tǒng)單耗輸煤系統(tǒng)單耗除灰、除渣系統(tǒng)單耗除灰、除渣系統(tǒng)

7、單耗電動給水泵單耗電動給水泵單耗循環(huán)水泵耗電率循環(huán)水泵耗電率煙氣脫硫系統(tǒng)耗電率煙氣脫硫系統(tǒng)耗電率化學(xué)水系統(tǒng)耗電率化學(xué)水系統(tǒng)耗電率eapapWW火電廠節(jié)能潛力診斷分析火電廠節(jié)能潛力診斷分析v 從上述供電煤耗率正、從上述供電煤耗率正、反平衡計(jì)算分析可知：反平衡計(jì)算分析可知：供電煤耗率受多種因供電煤耗率受多種因素的影響，有利影響素的影響，有利影響可使供電煤耗降低，可使供電煤耗降低，不利影響會導(dǎo)致?lián)p失不利影響會導(dǎo)致?lián)p失增大，供電煤耗升高增大，供電煤耗升高v 這些因素有些不能控制，這些因素有些不能控制，有些可調(diào)整控制的，目有些可調(diào)整控制的，目前機(jī)組節(jié)能潛力主要通前機(jī)組節(jié)能潛力主要通過耗差分析，求得各種過

8、耗差分析，求得各種影響參數(shù)影響煤耗的大影響參數(shù)影響煤耗的大小，分析原因并提出解小，分析原因并提出解決措施決措施供電煤耗影響因素供電煤耗影響因素不可控影響因素不可控影響因素可控影響因素可控影響因素運(yùn)行可控影響因素運(yùn)行可控影響因素維修可控影響因素維修可控影響因素參數(shù)變化對煤耗的影響耗差分析法假定機(jī)組某負(fù)荷下的煤耗率為假定機(jī)組某負(fù)荷下的煤耗率為y y，該負(fù)荷下影響機(jī)組經(jīng)濟(jì)性的各，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（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）質(zhì)、進(jìn)風(fēng)溫度、循環(huán)水溫度，運(yùn)行因素如氧量、

9、主蒸汽壓力等）),(),(00201011211101ninixxxxfxxxxfyyy nniixxfxxfxxfxxfy 2211則煤耗率表示成多元函數(shù)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，線性無關(guān)，且函數(shù)連假定各個(gè)參數(shù)之間相互獨(dú)立，線性無關(guān)，且函數(shù)連續(xù)可導(dǎo)，則煤耗率的全增量可表示為：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耗差分析法耗差分析法曲線擬合法：曲線擬合法：汽輪機(jī)制造商汽輪機(jī)制造商提供熱耗修正提供熱耗修正曲線曲線)等效熱降法等效熱降法：適用：適用于熱力系統(tǒng)分析于熱力系統(tǒng)分析基本公式法：基本公式法：適適用于鍋爐效

10、率、用于鍋爐效率、汽輪機(jī)熱耗、廠汽輪機(jī)熱耗、廠用電率、排煙溫用電率、排煙溫度、氧量、飛灰度、氧量、飛灰含碳量等影響參含碳量等影響參數(shù)數(shù)試驗(yàn)法：試驗(yàn)法：排汽排汽壓力、煤粉細(xì)壓力、煤粉細(xì)度等度等小偏差方法：小偏差方法：汽輪機(jī)缸效率汽輪機(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)系凝汽式機(jī)組熱經(jīng)濟(jì)指標(biāo)之間的變化關(guān)系v機(jī)組總效率與設(shè)備分效率之間的相對變化關(guān)系機(jī)組總效率與設(shè)備分效率之間的相對變化關(guān)系v煤耗率與熱效率之間的相對變化關(guān)系煤耗率與熱效率之間的相對變化關(guān)系v熱效率與熱耗率之間的相對變化關(guān)系熱效率與熱耗率之間的相對變化關(guān)系v煤耗率與熱耗率之間的相對變化關(guān)系煤耗率與熱耗率之間的相對變化關(guān)系cpicpbi

11、cpbqicpqb基本公式法基本公式法鍋爐效率對煤耗的影響鍋爐效率對煤耗的影響v 超臨界超臨界600MW600MW機(jī)組額定工況下基準(zhǔn)煤耗：機(jī)組額定工況下基準(zhǔn)煤耗：v 鍋爐效率降低鍋爐效率降低1%1% 10007587 1000285.2( /)29271.20.918 0.99 29271.2sbpqbg kWh 10007587 1000282.16( /)29271.20.928 0.99 29271.2sbpqbg kWh 超臨界超臨界600MW600MW機(jī)組鍋爐效率降低機(jī)組鍋爐效率降低1%1%發(fā)電煤耗平均增加發(fā)電煤耗平均增加: :285.2-282.16=3.04 g/kWh鍋爐效率每

12、降低鍋爐效率每降低1%，相對變化為：（，相對變化為：（1/92.8）*100=1.08%, 發(fā)電煤耗率相對增加發(fā)電煤耗率相對增加1.08%， 發(fā)電煤耗率絕對增加發(fā)電煤耗率絕對增加282.16*1.08/100=3.05g/kWh。基本公式法基本公式法爐側(cè)主要參數(shù)的耗差分析爐側(cè)主要參數(shù)的耗差分析 名稱名稱單位單位設(shè)計(jì)計(jì)設(shè)計(jì)計(jì)算算排煙溫度排煙溫度升高升高1 1排煙氧量排煙氧量升高升高1%1%飛灰含碳飛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%鍋爐熱效率鍋爐熱效率%93.22 93.17 92.91 92.87 93.18 鍋爐效率鍋爐效率絕對變化絕對變化%-0.049-0.30

13、8-0.35-0.04鍋爐效率鍋爐效率相對變化相對變化%-0.053-0.33-0.375-0.0424發(fā)電煤耗增加發(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、排煙氧量對鍋爐效率影響差別不大，飛種有關(guān)，排煙溫度、排煙氧量對鍋爐效率影響差別不大，飛灰含碳量、灰渣含碳量對鍋爐效率的影響與煤質(zhì)有關(guān)灰含碳量、灰渣含碳量對鍋爐效率的影響與煤質(zhì)有關(guān) ?；竟椒ɑ竟椒C(jī)組熱耗率對煤耗的影響機(jī)組熱耗率對煤耗的影響v 額定工況下機(jī)組熱耗率增加額定工況下機(jī)組熱耗率增加1%，發(fā)電煤

14、耗率變?yōu)椋海l(fā)電煤耗率變?yōu)椋?0007587 1.01 1000284.95( /)29271.20.928 0.99 29271.2sbpqbg kWh 超臨界超臨界600MW機(jī)組額定工況下機(jī)組熱耗率增加機(jī)組額定工況下機(jī)組熱耗率增加1%發(fā)發(fā)電煤耗率升高電煤耗率升高284.95-282.16=2.82 g/kWhv 按照上述推導(dǎo)：按照上述推導(dǎo)： 機(jī)組熱耗率每增加機(jī)組熱耗率每增加1%1%，即相對變化為，即相對變化為1%,1%, 發(fā)電煤耗率相對增加發(fā)電煤耗率相對增加1%1%， 發(fā)電煤耗率絕對增加發(fā)電煤耗率絕對增加2.162.16* *1/100=2.82g/kWh1/100=2.82g/kWh。v

15、 如果熱耗率增加如果熱耗率增加5%5%，即較設(shè)計(jì)熱耗高，即較設(shè)計(jì)熱耗高379.35kJ/kWh379.35kJ/kWh，則發(fā)，則發(fā)電煤耗增加電煤耗增加5 5* *2.82=14.1g/kWh2.82=14.1g/kWh基本公式法基本公式法廠用電率對煤耗的影響廠用電率對煤耗的影響10007587 1000282.16( /)29271.20.928 0.99 29271.2sbpqbg kWh 282.16299.76( /)11 0.0587nssapbbg kWh282.16302.97( /)11 0.0687nssapbbg kWhv 額定工況下基準(zhǔn)煤耗：額定工況下基準(zhǔn)煤耗：v 當(dāng)廠用電

16、率為當(dāng)廠用電率為5.87%5.87%時(shí)，供電煤耗率為：時(shí)，供電煤耗率為：v 當(dāng)廠用電率增加當(dāng)廠用電率增加1%1%時(shí)，供電煤耗率為：時(shí)，供電煤耗率為：超臨界超臨界600MW600MW機(jī)組在額定工況下廠用電率每增加機(jī)組在額定工況下廠用電率每增加1%1%，供電煤耗率增加供電煤耗率增加302.97-299.76=3.21302.97-299.76=3.21（g/kWhg/kWh）初、終參數(shù)的耗差分析初、終參數(shù)的耗差分析v一般廠家提供主汽壓力、主汽溫度、再熱蒸汽溫度、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

17、熱耗的變化率，再根據(jù)機(jī)組熱耗的變化率，再根據(jù)qbbbbs)( xfq熱耗修正曲線（超臨界熱耗修正曲線（超臨界600MW機(jī)組）機(jī)組）初、終參數(shù)的耗差分析初、終參數(shù)的耗差分析煤耗升高值煤耗升高值超臨界超臨界600MW600MW單位單位THA75%THA50%THA40%THA 30%THA主蒸汽壓力降低主蒸汽壓力降低1MPa1MPag/kWh0.31090 0.31637 0.32659 0.33539 0.34554 主蒸汽溫度降低主蒸汽溫度降低1 1g/kWh0.08375 0.08522 0.08798 0.09035 0.09308 再熱汽溫度降低再熱汽溫度降低1 1g/kWh0.0656

18、5 0.06680 0.06896 0.07082 0.07296 排汽壓力升高排汽壓力升高1KPa1KPag/kWh1.98833 2.02327 2.08866 2.14497 2.20987 煤耗升高值煤耗升高值亞臨界亞臨界600MW單位單位THA75%THA（滑壓）（滑壓）50%THA（滑壓）（滑壓）40%THA（滑壓）（滑壓）30%THA（滑壓）（滑壓）主蒸汽壓力主蒸汽壓力降低降低1MPag/kWh1.064 1.080 1.133 1.172 1.227 主蒸汽溫度降低主蒸汽溫度降低1g/kWh0.086 0.088 0.092 0.095 0.099 再熱汽溫度降低再熱汽溫度降低

19、1g/kWh0.072 0.073 0.077 0.079 0.083 排汽壓力升高排汽壓力升高1KPag/kWh2.271 2.306 2.420 2.502 2.620 從上表可看出：從上表可看出：凝汽器真空和主蒸汽壓力對機(jī)組經(jīng)濟(jì)性影凝汽器真空和主蒸汽壓力對機(jī)組經(jīng)濟(jì)性影響較大響較大，應(yīng)該高度關(guān)注，在不同環(huán)境溫度、不同負(fù)荷下對，應(yīng)該高度關(guān)注，在不同環(huán)境溫度、不同負(fù)荷下對應(yīng)相應(yīng)的基準(zhǔn)值。應(yīng)相應(yīng)的基準(zhǔn)值。等效熱降法（熱力系統(tǒng)）等效熱降法（熱力系統(tǒng)）基準(zhǔn)工況下：基準(zhǔn)工況下：v 新蒸汽等效熱降新蒸汽等效熱降H（作功量）（作功量）v 機(jī)組吸熱量機(jī)組吸熱量Qv 機(jī)組熱效率機(jī)組熱效率v 熱力系統(tǒng)局部變化：

20、熱力系統(tǒng)局部變化：v 熱效率相對變化：熱效率相對變化：v 發(fā)電煤耗率變化：發(fā)電煤耗率變化：QHiQQHHiHHQHiiiiiisbb機(jī)側(cè)主要因素耗差分析（超臨界機(jī)側(cè)主要因素耗差分析（超臨界600MW）供電煤耗增加供電煤耗增加工況工況單位單位THA75%THA50%THA40%THA30%THA高加停運(yùn)高加停運(yùn)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 小汽機(jī)耗汽小汽機(jī)耗汽g/kWh7.03011 6.40878 4.44293

21、3.87399 3.37502 輔助蒸汽（輔助蒸汽（4 4段）耗汽段）耗汽1%1%新蒸汽新蒸汽g/kWh1.91056 1.80374 1.73843 1.70075 1.66618 輔助蒸汽（輔助蒸汽（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 高壓缸軸封一漏到高壓缸軸封一漏到2#2#高加高加g/kWh0.27854 0.26183 0.28911 0.33199 0.39514 高壓缸軸封二漏到中壓缸高壓缸軸封二漏到中壓缸g/kWh0.29446 0.36007 0.48810 0.60151 0.

22、74597 再熱減溫水量再熱減溫水量1%1%g/kWh0.72 0.75 0.78 0.82 0.87 補(bǔ)充水增加補(bǔ)充水增加1%1%g/kWh1.34239 1.32269 1.31885 1.34282 1.38404 機(jī)側(cè)主要因素耗差分析（亞臨界機(jī)側(cè)主要因素耗差分析（亞臨界600MW）發(fā)電煤耗增加發(fā)電煤耗增加工況工況單位單位THA75%THA（滑）（滑）50%THA（滑）（滑）40%THA（滑）（滑）30%THA（滑）（滑）高壓缸軸封一漏到高壓缸軸封一漏到2#高加高加g/kwh0.870 0.844 1.060 1.179 1.343 高壓缸軸封二漏到中壓缸高壓缸軸封二漏到中壓缸g/kwh

23、0.105 0.097 0.232 0.291 0.366 過熱減溫水量過熱減溫水量1t/hg/kwh0.005 0.007 0.010 0.013 0.017 再熱減溫水量再熱減溫水量1t/hg/kwh0.036 0.050 0.078 0.101 0.141 高加停運(yùn)高加停運(yùn)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 小汽機(jī)耗汽小汽機(jī)耗汽1t/hg/kwh0.075 0.105 0.147 0.180 0.230 輔助蒸汽（輔助蒸汽（4段）耗汽段）耗汽1%新蒸

24、汽新蒸汽g/kwh1.884 1.812 1.783 1.774 1.764 輔助蒸汽（輔助蒸汽（4段）段）1t蒸汽蒸汽g/kwh0.107 0.142 0.205 0.248 0.317 補(bǔ)充水變化補(bǔ)充水變化1%g/kwh1.341 1.326 1.377 1.425 1.493 凝結(jié)水過冷度增加凝結(jié)水過冷度增加1度機(jī)組度機(jī)組g/kWh0.052 0.047 0.037 0.032 0.017 系統(tǒng)內(nèi)漏對煤耗的影響（亞臨界系統(tǒng)內(nèi)漏對煤耗的影響（亞臨界600MW）閥門內(nèi)漏閥門內(nèi)漏1t/h煤耗變化煤耗變化名稱名稱單位單位THA75%THA(滑滑)50%THA(滑滑)40%THA(滑滑)30%TH

25、A(滑滑)主蒸汽內(nèi)漏至凝汽器主蒸汽內(nèi)漏至凝汽器g/kWh0.166 0.227 0.354 0.446 0.602 再熱冷段內(nèi)漏至凝汽器再熱冷段內(nèi)漏至凝汽器g/kWh0.116 0.156 0.241 0.301 0.400 再熱熱段內(nèi)漏至凝汽器再熱熱段內(nèi)漏至凝汽器g/kWh0.159 0.213 0.311 0.381 0.497 1 1段抽汽疏水閥內(nèi)漏段抽汽疏水閥內(nèi)漏g/kWh0.131 0.175 0.273 0.342 0.457 3 3段抽汽疏水閥內(nèi)漏段抽汽疏水閥內(nèi)漏g/kWh0.134 0.178 0.259 0.316 0.410 4 4段抽汽疏水閥內(nèi)漏段抽汽疏水閥內(nèi)漏g/kWh

26、0.106 0.141 0.204 0.247 0.316 5 5段抽汽疏水閥內(nèi)漏段抽汽疏水閥內(nèi)漏g/kWh0.080 0.105 0.149 0.178 0.223 高壓旁路漏至冷段再熱器高壓旁路漏至冷段再熱器g/kWh0.049 0.071 0.113 0.145 0.201 低壓旁路漏至凝汽器低壓旁路漏至凝汽器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機(jī)組高加疏水直排至凝汽器機(jī)組 g/kWh0.022 0.027 0

27、.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 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機(jī)組低加疏水直排至凝汽器機(jī)組 g/kWh0.001 0.001 0.001 0.001 0.000 加熱器端差耗差分析加熱器端差耗差分析（亞臨界（亞臨界600MW）煤耗增加煤耗增加名稱

28、單位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/kwh0.069 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

29、.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 0.084 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

30、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/kwh0.052 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 缸效率變化分析法（超臨界缸效率變化分析法（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/kWh

31、14.16 15.12 16.93 18.39 20.79 高壓缸效率降低1%熱耗相對變化%0.19 0.19 0.21 0.22 0.24 高壓缸效率降低1%發(fā)電煤耗增加g/kWh0.53 0.56 0.63 0.68 0.77 中壓缸效率下降1%熱耗增加kJ/kWh13.33 20.01 27.29 31.61 36.48 中壓缸效率下降1%熱耗相對變化%0.18 0.26 0.34 0.38 0.43 中壓缸效率下降1%發(fā)電煤耗增加g/kWh0.49 0.73 0.96 1.08 1.20 低壓缸效率降低1%熱耗增加kJ/kWh22.89 27.48 40.26 45.46 50.80

32、低壓缸效率降低1%熱耗相對變化%0.30 0.35 0.50 0.55 0.59 低壓缸效率降低1%發(fā)電煤耗增加g/kWh0.85 1.02 1.49 1.68 1.88 機(jī)組采用順序閥運(yùn)行機(jī)組采用順序閥運(yùn)行 較單閥運(yùn)行，高壓缸效率增加較單閥運(yùn)行，高壓缸效率增加5%，發(fā)電煤耗下降發(fā)電煤耗下降2.65g/kWh。缸效率變化分析法（亞臨界缸效率變化分析法（亞臨界600MW）工況工況單位單位THA75%THA(滑滑)50%THA (滑滑)40%THA (滑滑)30%THA (滑滑)高壓缸效率變化高壓缸效率變化1%熱耗變化熱耗變化kJ/kWh25.93 19.68 21.92 25.42 30.89

33、高壓缸效率變化高壓缸效率變化1%發(fā)電煤耗變化發(fā)電煤耗變化g/kwh0.96 0.73 0.81 0.94 1.15 中壓缸效率變化中壓缸效率變化1%熱耗變化熱耗變化kJ/kWh36.32 29.56 31.99 35.91 41.85 中壓缸效率變化中壓缸效率變化1%發(fā)電煤耗變化發(fā)電煤耗變化g/kwh1.35 1.10 1.19 1.33 1.55 低壓缸效率變化低壓缸效率變化1%熱耗變化熱耗變化kJ/kWh45.89 39.50 41.37 44.24 48.78 低壓缸效率變化低壓缸效率變化1%發(fā)電煤耗變化發(fā)電煤耗變化g/kwh1.70 1.46 1.53 1.64 1.81 耗差分析案例

34、（機(jī)側(cè)）耗差分析案例（機(jī)側(cè)）工況工況75%負(fù)荷負(fù)荷50%負(fù)荷負(fù)荷影響因素影響因素偏差偏差影響熱耗影響熱耗KJ/kWh影響煤耗影響煤耗g/kWh偏差偏差影響熱耗影響熱耗KJ/kWh影響煤耗影響煤耗g/kWh再熱汽溫再熱汽溫 35 592.1934.2 60.75 2.254 小汽機(jī)耗汽小汽機(jī)耗汽14.3t/h 40.39 1.5 19.11t/h 54.08 2.0 高壓缸效率高壓缸效率 -2.58% 39 1.45-2.04% 34.5 1.28低壓缸效率低壓缸效率 -0.75% 20 0.765-3.34% 134.6 4.99主蒸汽壓力主蒸汽壓力- -1.7MPa 13.650.507-0

35、.76MPa 6.31 0.234主蒸汽溫度主蒸汽溫度 1.85 -5.847 -0.2174.15 -13.6 -0.503凝汽器真空凝汽器真空-0.4kPa -31 -1.151.434kPa -168.46 -4.264 軸加焓升軸加焓升 6kJ/kg 8.820.3274.18kJ/kg 6.68 0.25總耗差總耗差144 5.369114.8 6.241設(shè)計(jì)設(shè)計(jì)-實(shí)際實(shí)際1846.827197.1 7.31600MW600MW超臨界與亞臨界機(jī)組煤耗比較超臨界與亞臨界機(jī)組煤耗比較哈汽：N600-16.7/537/537工況工況（MW)鍋爐效率鍋爐效率（%）管道效率管道效率（%）汽輪機(jī)

36、熱耗率汽輪機(jī)熱耗率（kJ/kWh）廠用電率廠用電率（%）發(fā)電煤耗率發(fā)電煤耗率（g/kWh）供電煤耗率供電煤耗率（g/kWh）180180939399998971.989332.94332.94356.09356.09240240939399998588.785318.72318.72339.79339.79300300939399998326.98326.96 6309.01309.01328.73328.73360360939399998141.48302.12302.12320.72320.7242042093939999801

37、0.280297.25297.25314.88314.88480480939399997915.279293.73293.73310.5310.5600600939399997852.37852.35 5291.39291.39306.73306.73哈汽：CLN24.2/566/566工況工況（MW)鍋爐效率鍋爐效率（%）管道效率管道效率（%）汽輪機(jī)熱耗率汽輪機(jī)熱耗率（kJ/kWh）廠用電率廠用電率（%）發(fā)電煤耗率發(fā)電煤耗率（g/kWh）供電煤耗率供電煤耗率（g/kWh）18018093939999853785376.56.5316.8316.8338

38、.82338.8224024093939999824882486.26.2306.08306.08326.31326.3130030093939999800580056 6297.06297.06316.02316.0245045093939999768176815.55.5285.04285.04301.63301.6360060093939999756075605 5280.55280.55295.32295.32600MW600MW超臨界與亞臨界機(jī)組煤耗比較超臨界與亞臨界機(jī)組煤耗比較工況工況（MW) 汽輪機(jī)熱汽輪機(jī)熱耗率耗率（kJ/kWhkJ/kWh）熱耗率熱耗率變化變化（kJ/kWhk

39、J/kWh）熱耗率相熱耗率相對變化對變化（% %） 發(fā)電煤耗發(fā)電煤耗變化變化（g/kWhg/kWh）發(fā)電煤耗發(fā)電煤耗率率（g/kWhg/kWh）供電煤耗供電煤耗率率（g/kWhg/kWh）同比亞臨同比亞臨界發(fā)電煤界發(fā)電煤耗降低耗降低 同比亞臨同比亞臨界供電煤界供電煤耗降低耗降低 1801808537853797797712.44212.44236.2536.25316.8316.8338.82338.8216.1416.1417.2717.27240240824882486886888.7628.76225.5325.53306.08306.08326.31326.3112.6412.6413

40、.4813.48300300800580054454455.6675.66716.5116.51297.06297.06316.02316.0211.9511.9512.7112.71450450768176811211211.5411.5414.494.49285.04285.04301.63301.6310.4510.4511.0611.06600600756075600 00 00 0280.55280.55295.32295.3210.8410.8411.4111.41從上表可見，從上表可見，600MW600MW超臨界機(jī)組在不同工況下設(shè)計(jì)能耗的大小，從滿負(fù)超臨界機(jī)組在不同工況下設(shè)計(jì)能耗

41、的大小，從滿負(fù)荷降到荷降到75%75%負(fù)荷時(shí)，機(jī)組負(fù)荷每下降負(fù)荷時(shí)，機(jī)組負(fù)荷每下降10MW10MW，發(fā)電煤耗增加，發(fā)電煤耗增加0.3g/kWh0.3g/kWh，從，從75%75%負(fù)荷降到負(fù)荷降到50%50%負(fù)荷時(shí)，負(fù)荷時(shí)，機(jī)組負(fù)荷每下降機(jī)組負(fù)荷每下降10MW，發(fā)電煤耗增加，發(fā)電煤耗增加0.8g/kWh。從上表可見，從上表可見，600MW超臨界機(jī)組和亞臨界機(jī)組比較，額定負(fù)荷下發(fā)電煤耗降超臨界機(jī)組和亞臨界機(jī)組比較，額定負(fù)荷下發(fā)電煤耗降低低11g/kWh左右，左右，50%負(fù)荷時(shí)發(fā)電煤耗降低負(fù)荷時(shí)發(fā)電煤耗降低12g/kWh左右。左右?；跓崃W(xué)第二定律的診斷基于熱力學(xué)第二定律的診斷單耗分析法單耗分析法

42、機(jī)組總體單耗機(jī)組總體單耗=理論最低單耗理論最低單耗+設(shè)備附加單耗設(shè)備附加單耗理論最低單耗：當(dāng)燃料理論最低單耗：當(dāng)燃料 完全轉(zhuǎn)變?yōu)殡娔芡耆D(zhuǎn)變?yōu)殡娔?時(shí)，時(shí)，消耗的燃料量與發(fā)電量之比。消耗的燃料量與發(fā)電量之比。對于燃煤機(jī)組理論最低單耗為對于燃煤機(jī)組理論最低單耗為:3600*1000/(29271.2*1.04)=118.3(g/kWh)設(shè)備附加單耗：由于設(shè)備工作工程的不可逆性，增設(shè)備附加單耗：由于設(shè)備工作工程的不可逆性，增加了設(shè)備的用損，因而產(chǎn)生附加單耗。加了設(shè)備的用損，因而產(chǎn)生附加單耗。如鍋爐設(shè)備的附加單耗：如鍋爐設(shè)備的附加單耗：節(jié)能潛力節(jié)能潛力=實(shí)際單耗實(shí)際單耗-設(shè)計(jì)單耗設(shè)計(jì)單耗PeeIeP

43、eIbfpbpfbb/ )/()/()/(600MW亞臨界機(jī)設(shè)計(jì)工況時(shí)單耗分布 負(fù)荷負(fù)荷單耗單耗(g/kWh)100%75%50%40%30%理論最低單耗理論最低單耗118.3118.3118.3118.3118.3鍋爐單耗鍋爐單耗147.8152165174186.5汽輪機(jī)單耗汽輪機(jī)單耗35.866.86回?zé)岢槠艿绬魏幕責(zé)岢槠艿绬魏?.1870.1680.1560.1520.146凝汽器單耗凝汽器單耗6.36.8除氧器單耗除氧器單耗0.470.460.440.430.42高壓加熱器單耗高壓加熱器單耗1.161.321.581.641.8低壓加熱器單耗低

44、壓加熱器單耗0.990.870.760.730.68小汽輪機(jī)單耗小汽輪機(jī)單耗0.570.21發(fā)電機(jī)及機(jī)械單耗發(fā)電機(jī)及機(jī)械單耗1.962.242.753.224.06單耗總量單耗總量281.1285.9300.7311.2325.8發(fā)電煤耗率（常規(guī)）發(fā)電煤耗率（常規(guī)）287.5291.6306316331600MW亞臨界機(jī)設(shè)計(jì)工況時(shí)單耗分布亞臨界機(jī)設(shè)計(jì)工況時(shí)單耗分布g/kWh600MW超臨界機(jī)組設(shè)計(jì)工況下單耗分析 負(fù)荷負(fù)荷單耗單耗(g/kWh)100%75%50%40%30%理論最低單耗理論最低單耗118.1118.1118.1118.1118.1鍋爐單耗鍋爐單耗120.81

45、20.4133.6138.1144.8汽輪機(jī)單耗汽輪機(jī)單耗24.324.524.326.326.3發(fā)電機(jī)組附加單耗發(fā)電機(jī)組附加單耗1.381.842.763.464.57單耗總量單耗總量264.6264.8278.7286.0293.8發(fā)電煤耗率（常規(guī)）發(fā)電煤耗率（常規(guī)）284.5289.7299.1307316600MW超臨界機(jī)組設(shè)計(jì)工況下單耗分析超臨界機(jī)組設(shè)計(jì)工況下單耗分析g/kWh600MW超臨界機(jī)組設(shè)計(jì)工況下機(jī)側(cè)單耗分析 負(fù)荷負(fù)荷單耗單耗(g/kWh)100%75%50%40%30%汽輪機(jī)機(jī)組單耗汽輪機(jī)機(jī)組單耗24.324.424.326.326.3高壓缸單耗高壓缸單耗3.34.65.

46、35.55.8中壓缸單耗中壓缸單耗0.990.8低壓缸單耗低壓缸單耗5.24.971號加熱器號加熱器60.170.182號加熱器號加熱器0.970.843號加熱器號加熱器1.951.7除氧器除氧器80.530.495號加熱器號加熱器0.70.76號加熱器號加熱器0.330.360.330.340.357號加熱器號加熱器0.480.370.460.460.448號加熱器號加熱器300凝汽器凝汽器7.67.6小汽輪機(jī)單耗小汽輪機(jī)單

47、耗0.770.31發(fā)電機(jī)機(jī)械單耗發(fā)電機(jī)機(jī)械單耗0.480. 630.951.191.59600MW超臨界機(jī)組設(shè)計(jì)工況下機(jī)側(cè)單耗分析超臨界機(jī)組設(shè)計(jì)工況下機(jī)側(cè)單耗分析g/kWh影響機(jī)組供電煤耗的主要因素影響機(jī)組供電煤耗的主要因素主汽參數(shù)、再熱主汽參數(shù)、再熱蒸汽參數(shù)、凝汽蒸汽參數(shù)、凝汽器真空、小汽機(jī)器真空、小汽機(jī)耗汽量、缸效率耗汽量、缸效率、系統(tǒng)內(nèi)漏和外、系統(tǒng)內(nèi)漏和外漏、負(fù)荷率漏、負(fù)荷率煤質(zhì)、煤粉煤質(zhì)、煤粉細(xì)度、氧量細(xì)度、氧量、排煙溫度、排煙溫度、飛灰含碳、飛灰含碳量、灰渣含量、灰渣含碳量碳量負(fù)荷率、負(fù)荷率、輔機(jī)調(diào)節(jié)輔機(jī)調(diào)節(jié)方式和運(yùn)方式和運(yùn)行方式行方式鍋爐側(cè)鍋爐側(cè)汽機(jī)側(cè)汽機(jī)側(cè)廠用

48、電廠用電 雖然分析了各種影響因素對機(jī)組煤耗的影響，雖然分析了各種影響因素對機(jī)組煤耗的影響，其實(shí)表現(xiàn)在機(jī)組的設(shè)計(jì)、制造、安裝與調(diào)試、運(yùn)其實(shí)表現(xiàn)在機(jī)組的設(shè)計(jì)、制造、安裝與調(diào)試、運(yùn)行、管理等各個(gè)環(huán)節(jié)行、管理等各個(gè)環(huán)節(jié)設(shè)計(jì)方面設(shè)計(jì)方面特別是水平煙道特別是水平煙道吹灰器選擇不當(dāng)吹灰器選擇不當(dāng)容易積灰，影響容易積灰，影響傳熱，蒸汽溫度傳熱，蒸汽溫度降低，排煙溫度降低，排煙溫度升高，鍋爐效率升高，鍋爐效率降低，積灰嚴(yán)重降低，積灰嚴(yán)重導(dǎo)致垮灰滅火；導(dǎo)致垮灰滅火；設(shè)計(jì)煤種設(shè)計(jì)煤種選擇不合理選擇不合理重要表計(jì)重要表計(jì)設(shè)計(jì)時(shí)未設(shè)計(jì)時(shí)未考慮考慮吹灰器吹灰器選擇不當(dāng)選擇不當(dāng)過熱減溫水過熱減溫水引出地點(diǎn)設(shè)引出地點(diǎn)設(shè)計(jì)不太

49、合理計(jì)不太合理鍋爐鍋爐實(shí)際運(yùn)行煤種嚴(yán)重實(shí)際運(yùn)行煤種嚴(yán)重偏離設(shè)計(jì)煤種，使偏離設(shè)計(jì)煤種，使鍋爐各受熱面比例鍋爐各受熱面比例分配與實(shí)際煤種不分配與實(shí)際煤種不匹配，導(dǎo)致蒸汽參匹配，導(dǎo)致蒸汽參數(shù)不一致，主蒸汽數(shù)不一致，主蒸汽壓力、溫度滿足要壓力、溫度滿足要求時(shí)，再熱汽溫偏求時(shí)，再熱汽溫偏低，飛灰含碳量較低，飛灰含碳量較大等現(xiàn)象；大等現(xiàn)象；如磨煤機(jī)入口如磨煤機(jī)入口一次風(fēng)量和風(fēng)一次風(fēng)量和風(fēng)速、空預(yù)器出速、空預(yù)器出口氧量等?？谘趿康?。有些機(jī)組有些機(jī)組的過熱蒸的過熱蒸汽減溫水汽減溫水源來自給源來自給水泵出口，水泵出口，相當(dāng)于給相當(dāng)于給水旁路門水旁路門泄漏，會泄漏，會使機(jī)組熱使機(jī)組熱耗率增加耗率增加設(shè)計(jì)方面設(shè)計(jì)方

50、面7#7#、8#8#低加；低加；抽汽壓抽汽壓差偏小，差偏小，疏水管疏水管道設(shè)計(jì)道設(shè)計(jì)不合理不合理順序閥順序閥開啟順序開啟順序凝汽器抽凝汽器抽空氣系統(tǒng)空氣系統(tǒng)低加低加疏水不暢疏水不暢管道管道設(shè)計(jì)設(shè)計(jì)汽輪機(jī)及熱力系統(tǒng)汽輪機(jī)及熱力系統(tǒng)帶帶到到一一定定負(fù)負(fù)荷，荷，機(jī)機(jī)組組會會振振動動雙背雙背壓凝壓凝汽器汽器優(yōu)點(diǎn)優(yōu)點(diǎn)不能不能發(fā)揮發(fā)揮疏水管疏水管道不合道不合理、高理、高旁通風(fēng)旁通風(fēng)閥等，閥等，系統(tǒng)內(nèi)系統(tǒng)內(nèi)漏漏采用常規(guī)采用常規(guī)汽封汽封由于安由于安裝、運(yùn)裝、運(yùn)行磨損行磨損導(dǎo)致間導(dǎo)致間隙偏大，隙偏大，缸效率缸效率降低降低小汽機(jī)小汽機(jī)選型選型小汽小汽機(jī)實(shí)機(jī)實(shí)際運(yùn)際運(yùn)行耗行耗汽量汽量大大設(shè)計(jì)方面設(shè)計(jì)方面輔機(jī)方面輔機(jī)方面輔機(jī)調(diào)節(jié)方式方面仍輔機(jī)調(diào)節(jié)方式方面仍然然采用傳統(tǒng)的調(diào)節(jié)方采用傳統(tǒng)的調(diào)節(jié)方式，式，實(shí)際運(yùn)行由于機(jī)實(shí)際運(yùn)行由于機(jī)組負(fù)荷率偏低，輔機(jī)組負(fù)荷率偏低，輔機(jī)節(jié)流損失較大，有些節(jié)流損失較大，有些