教學(xué)課件 300MW機(jī)組能耗分析

華能現(xiàn)役300MW機(jī)組

節(jié)能評(píng)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(jī)組

節(jié)能評(píng)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(píng)估三、達(dá)拉特電廠節(jié)能評(píng)估四、節(jié)能評(píng)估方法五、節(jié)約環(huán)保型燃煤電廠標(biāo)準(zhǔn)分析六、主要節(jié)能降耗技術(shù)措施

主要內(nèi)容

一、概況2一、概況

為了實(shí)現(xiàn)國家“十一五節(jié)能減排目標(biāo)”，自覺履行國有大型企業(yè)的社會(huì)責(zé)任，提高華能公司火電機(jī)組運(yùn)營管理水平，根據(jù)集團(tuán)公司安排，開展對(duì)現(xiàn)役300MW機(jī)組進(jìn)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(duì)陽邏電廠、達(dá)拉特電廠、豐鎮(zhèn)電廠16臺(tái)機(jī)組的現(xiàn)場(chǎng)調(diào)研，根據(jù)機(jī)組設(shè)計(jì)資料、設(shè)備系統(tǒng)特點(diǎn)、機(jī)組實(shí)際運(yùn)行參數(shù)及近年來主要經(jīng)濟(jì)指標(biāo)完成情況，結(jié)合同類型機(jī)組節(jié)能評(píng)估和節(jié)能改造經(jīng)驗(yàn)，提出了3個(gè)電廠能耗定量分析結(jié)果，給出了主要節(jié)能技術(shù)措施，這些措施集團(tuán)公司以導(dǎo)則形式予以發(fā)布，最后對(duì)節(jié)能潛力進(jìn)行了預(yù)測(cè)，總結(jié)了節(jié)能評(píng)估方法。

一、概況

為了實(shí)現(xiàn)國家“十一五節(jié)能減排3二、陽邏電廠節(jié)能評(píng)估

1、設(shè)備概況陽邏電廠一、二期共裝有四臺(tái)300MW機(jī)組。一期1、2號(hào)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(hào)汽輪機(jī)為上海汽輪機(jī)廠生產(chǎn)的C156型（N300－16.7/538/538）汽輪機(jī)，2臺(tái)機(jī)組分別于1993年和1994年投產(chǎn)發(fā)電。二期3、4號(hào)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(hào)汽輪機(jī)均為上海汽輪機(jī)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(píng)估1、設(shè)備概況4

鍋爐及汽輪機(jī)主要設(shè)計(jì)參數(shù)機(jī)組編號(hào)1、2號(hào)3號(hào)4號(hào)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(chǔ)制鋼球磨煤機(jī)制粉系統(tǒng)、亞臨界中間再熱、自然循環(huán)煤粉爐鍋爐設(shè)計(jì)效率91.68%

91.99%

92.0%

汽輪機(jī)制造廠上海汽輪機(jī)廠

汽輪機(jī)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(jī)汽輪機(jī)設(shè)計(jì)熱耗率7993kJ/kWh

7900kJ/kWh

鍋爐及汽輪機(jī)主要設(shè)計(jì)參數(shù)機(jī)組編號(hào)1、2號(hào)3號(hào)4號(hào)鍋爐制52、全廠主要經(jīng)濟(jì)指標(biāo)完成情況項(xiàng)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(shí)h501350375420年平均負(fù)荷MW238.3245.4244.52、全廠主要經(jīng)濟(jì)指標(biāo)完63、影響全廠經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)的主要因素分析

3.1汽輪機(jī)缸效率

國產(chǎn)引進(jìn)型300MW汽輪機(jī)普遍存在運(yùn)行中各缸效率低，高壓缸效率隨運(yùn)行時(shí)間增加不斷下降，主要原因是汽輪機(jī)通流部分不完善、汽封間隙大、汽輪機(jī)內(nèi)缸接合面漏汽嚴(yán)重、存在級(jí)間漏汽和蒸汽短路現(xiàn)象。根據(jù)陽邏電廠1～4號(hào)汽輪機(jī)實(shí)際運(yùn)行缸效率計(jì)算分析，在額定負(fù)荷下，由于缸效率未達(dá)到設(shè)計(jì)值使每臺(tái)機(jī)組平均熱耗率升高260.1kJ/kWh，發(fā)電煤耗升高9.79g/kWh。1～4號(hào)汽輪機(jī)實(shí)際缸效率對(duì)熱耗率和發(fā)電煤耗的影響量見下表。3、影響全廠經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)的主要因素分析7名稱單位1號(hào)汽輪機(jī)2號(hào)汽輪機(jī)3號(hào)汽輪機(jī)4號(hào)汽輪機(jī)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(hào)汽輪機(jī)2號(hào)汽輪機(jī)3號(hào)汽輪機(jī)4號(hào)汽輪機(jī)高壓缸％7783.2凝汽器真空根據(jù)等效熱降計(jì)算方法，對(duì)于陽邏電廠300MW汽輪機(jī)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(hào)機(jī)組外，其他3臺(tái)機(jī)組真空系統(tǒng)運(yùn)行性能較差，特別是1號(hào)和4號(hào)機(jī)組。根據(jù)各臺(tái)機(jī)組實(shí)際運(yùn)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(shí)凝汽器真空值，進(jìn)而求出凝汽器真空與設(shè)計(jì)值的差值，4臺(tái)機(jī)組平均真空與設(shè)計(jì)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(hào)機(jī)組3號(hào)機(jī)組4號(hào)機(jī)組4臺(tái)機(jī)組平均凝汽器真空與設(shè)計(jì)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(hào)機(jī)組3號(hào)機(jī)組4號(hào)機(jī)組4臺(tái)機(jī)組凝汽器真空與設(shè)計(jì)103.3高壓加熱器運(yùn)行端差

陽邏電廠1～4號(hào)機(jī)組多數(shù)高壓加熱器端差與設(shè)計(jì)值有一定差距，部分高壓加熱器運(yùn)行端差較設(shè)計(jì)值好。當(dāng)不計(jì)入加熱器實(shí)際運(yùn)行端差與設(shè)計(jì)端差為負(fù)值時(shí)對(duì)熱耗率和發(fā)電煤耗的影響，在額定負(fù)荷下，平均每臺(tái)機(jī)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(yùn)行端差113.4熱力系統(tǒng)和高壓疏水閥門泄漏

通過現(xiàn)場(chǎng)調(diào)研分析，陽邏電廠四臺(tái)機(jī)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(fù)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(tái)機(jī)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(tái)鍋爐300MW負(fù)荷下的實(shí)際平均排煙溫度冬秋季為139℃，夏季平均為151℃，平均比設(shè)計(jì)值高15℃左右，導(dǎo)致鍋爐效率下降0.82個(gè)百分點(diǎn)，發(fā)電煤耗升高約2.62g/kWh。

四臺(tái)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(jìn)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(fēng)、尾部煙道漏風(fēng)、空預(yù)器漏風(fēng)

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

由于鍋爐實(shí)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(jī)出力低。在實(shí)際燃煤的燃燒特性優(yōu)于設(shè)計(jì)燃煤的情況下，目前四臺(tái)鍋爐的煤粉細(xì)度為7％～8％，比設(shè)計(jì)煤粉細(xì)度11%偏細(xì)較多，造成制粉系統(tǒng)單耗高。另外，排粉風(fēng)機(jī)運(yùn)行電流偏大，單耗也較高，主要原因是排粉風(fēng)機(jī)入口的乏氣風(fēng)門開度小、阻力大，排粉風(fēng)機(jī)與制粉系統(tǒng)不匹配造成排粉風(fēng)機(jī)運(yùn)行效率低。通過對(duì)制粉系統(tǒng)進(jìn)行調(diào)整試驗(yàn)與診斷分析，并實(shí)施必要的技術(shù)改進(jìn)，預(yù)期可使全廠發(fā)電廠用電率降低0.1個(gè)百分點(diǎn)。3.7制粉系統(tǒng)電耗153.8送風(fēng)機(jī)、引風(fēng)機(jī)電耗

由于存在較為嚴(yán)重的空預(yù)器堵灰與較大的空預(yù)器漏風(fēng)率，造成送、引風(fēng)機(jī)廠用電升高。應(yīng)主要通過加強(qiáng)空預(yù)器吹灰與漏風(fēng)治理，減小煙氣阻力損失，從而降低送風(fēng)機(jī)與引風(fēng)機(jī)電耗。通過加強(qiáng)空預(yù)器吹灰與漏風(fēng)治理，預(yù)期可使全廠發(fā)電廠用電率降低0.14個(gè)百分點(diǎn)。3.8送風(fēng)機(jī)、引風(fēng)機(jī)電耗163.9凝結(jié)水泵、凝結(jié)水升壓泵電耗

現(xiàn)場(chǎng)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(jī)配置不合理?？赏ㄟ^對(duì)凝結(jié)水泵、凝結(jié)水升壓泵的性能診斷試驗(yàn)，提出改進(jìn)方案，降低凝結(jié)水泵運(yùn)行功率，預(yù)計(jì)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(tái)機(jī)組配置3臺(tái)循環(huán)水泵，每臺(tái)循環(huán)水泵設(shè)計(jì)流量為26064m3/h，揚(yáng)程31.5m，功率3150kW。循環(huán)水泵的運(yùn)行方式通常不隨機(jī)組負(fù)荷變化而調(diào)節(jié)，運(yùn)行方式比較簡單，單臺(tái)泵運(yùn)行或者兩臺(tái)泵并聯(lián)運(yùn)行，無法隨機(jī)組真空、負(fù)荷的變化調(diào)節(jié)循環(huán)水流量。特別在冬季凝汽器進(jìn)水溫度較低時(shí)，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(shí)際運(yùn)行工況往往不在高效點(diǎn)，使泵的運(yùn)行效率低于設(shè)計(jì)效率較多。根據(jù)2004年1號(hào)機(jī)組大修后熱力性能試驗(yàn)結(jié)果，機(jī)組在額定工況下循環(huán)水泵耗電量占輔機(jī)總耗電量的22%。因此，循環(huán)水泵的耗電量對(duì)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(jìn)型300MW汽輪機(jī)在不同工況下熱力特性數(shù)據(jù)，結(jié)合多臺(tái)同類型機(jī)組在不同工況下實(shí)測(cè)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(guān)系。2005年陽邏電廠實(shí)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(shí)5420小時(shí)，平均負(fù)荷率（出力系數(shù)）0.815，平均負(fù)荷率低于額定負(fù)荷使發(fā)電煤耗升高3.0g/kWh，發(fā)電廠用電率升高0.36個(gè)百分點(diǎn)。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(guān)系曲線出力系數(shù)與發(fā)電煤耗影響系數(shù)關(guān)系曲線20出力系數(shù)對(duì)發(fā)電廠用電率的修正計(jì)算出力系數(shù)對(duì)發(fā)電廠用電率的修正計(jì)算213.12影響全廠經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)匯總

在額定負(fù)荷下，與設(shè)計(jì)值相比，各種因素使全廠機(jī)組平均熱耗率升高688.2kJ/kWh，鍋爐效率下降0.82個(gè)百分點(diǎn)，發(fā)電廠用電率升高1.3個(gè)百分點(diǎn)（含輔機(jī)設(shè)計(jì)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(shè)計(jì)發(fā)電煤耗為299.8g/kWh。因此，各種因素可使發(fā)電煤耗實(shí)際升高26.18g/kWh，2005年應(yīng)完成發(fā)電煤耗326.0g/kWh，與實(shí)際完成值非常接近。分析結(jié)果表明：各種因素對(duì)發(fā)電煤耗、發(fā)電廠用電率定量分析結(jié)果符合實(shí)際情況。3.12影響全廠經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)匯總22

通過各種影響因素的定量分析，陽邏電廠實(shí)際運(yùn)行煤耗和廠用電率高的主要原因是：汽輪機(jī)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(fēng)率大（爐膛漏風(fēng)、尾部煙道漏風(fēng)、空預(yù)器漏風(fēng)）、輔機(jī)電耗高、平均負(fù)荷率低。此外，設(shè)計(jì)上存在先天不足，也對(duì)經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)產(chǎn)生一定的影響。鍋爐設(shè)計(jì)燃用貧煤，爐膛結(jié)構(gòu)尺寸設(shè)計(jì)不合理，設(shè)計(jì)鍋爐效率低；一期汽輪機(jī)屬早期產(chǎn)品，末級(jí)葉片短（一期末級(jí)葉片長度869mm，二期末級(jí)葉片長度905mm），熱耗率高；輔機(jī)設(shè)計(jì)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(shí)際運(yùn)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(jī)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?zé)崃笆杷到y(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(jī)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(jī)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(shè)計(jì)值8.0

0.0040.3部分可控負(fù)荷率79.7

0.363.0不可控鍋爐輔機(jī)

0.34部分可控汽輪機(jī)輔機(jī)

45.2

0.23

部分可控

合計(jì)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(jī)組啟254、影響全廠經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)的主要因素分析

1、汽輪機(jī)本體技術(shù)改造

建議重點(diǎn)開展以下工作：更換調(diào)節(jié)級(jí)噴嘴；加裝調(diào)節(jié)級(jí)葉頂汽封；采用布萊登汽封或蜂窩汽封改進(jìn)原有汽封結(jié)構(gòu)；進(jìn)汽導(dǎo)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(jìn)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(jī)本體技術(shù)改造，在額定負(fù)荷下，預(yù)期高壓缸效率可達(dá)到83.5%，中壓缸效率可達(dá)到90.5%，低壓缸效率可達(dá)到85.5%，平均每臺(tái)機(jī)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(jì)性指標(biāo)的主要因素分析1、汽輪機(jī)本體技術(shù)改造26

2、真空系統(tǒng)試驗(yàn)診斷及治理

通過真空系統(tǒng)的診斷與治理，平均每臺(tái)機(jī)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(jìn)行以下工作：重點(diǎn)治理1號(hào)、4號(hào)機(jī)組凝汽器真空；3號(hào)機(jī)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(yàn)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(dǎo)汽管疏水；取消導(dǎo)汽管通風(fēng)閥；調(diào)節(jié)級(jí)疏水增加手動(dòng)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(dǎo)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(dòng)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(hào)低加。（4）凝結(jié)水及小汽輪機(jī)蒸汽系統(tǒng)：取消凝結(jié)水泵出口至補(bǔ)水箱管道及閥門；合并A小機(jī)主汽門前疏水；合并B小機(jī)主汽門前疏水。通過對(duì)熱力系統(tǒng)及疏水系統(tǒng)進(jìn)行完善化改進(jìn)，結(jié)合對(duì)高壓閥門內(nèi)漏治理，預(yù)期可使每臺(tái)機(jī)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(yáng)程，減少運(yùn)行時(shí)凝結(jié)水系統(tǒng)的節(jié)流損失。預(yù)期可使凝結(jié)水泵運(yùn)行功率降低100kW，發(fā)電廠用電率降低0.03個(gè)百分點(diǎn)。（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(jī)組不同負(fù)荷，調(diào)節(jié)泵的運(yùn)行轉(zhuǎn)速，以適應(yīng)機(jī)組對(duì)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(fù)荷工況運(yùn)行時(shí)，節(jié)能效果顯著。缺點(diǎn)是投資大，運(yùn)行調(diào)整復(fù)雜，對(duì)變頻設(shè)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(jī)改為雙速電機(jī)，可在不同季節(jié)、不同負(fù)荷，調(diào)節(jié)循環(huán)水泵的運(yùn)行轉(zhuǎn)速，以調(diào)節(jié)循環(huán)水流量，尤其是低負(fù)荷工況節(jié)電效果顯著。建議對(duì)全廠2臺(tái)或4臺(tái)循環(huán)水泵電機(jī)進(jìn)行改造。該方案在國內(nèi)成功實(shí)施的技術(shù)改造較多，已取得了一定的經(jīng)濟(jì)效果，且投資改造費(fèi)用低。

5、循環(huán)水泵改造306、一次風(fēng)機(jī)改造

一次風(fēng)機(jī)在鍋爐額定負(fù)荷和70%負(fù)荷下運(yùn)行電流相差10A，由于陽邏電廠近年來四臺(tái)機(jī)組的負(fù)荷率僅為80％左右，建議對(duì)一次風(fēng)機(jī)進(jìn)行試驗(yàn)分析，通過對(duì)節(jié)能量、投資回收期和可靠性進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)后，以確定是否進(jìn)行變頻調(diào)速改造。7、加強(qiáng)燃煤管理

加強(qiáng)對(duì)入廠煤源的管理，嚴(yán)格控制入廠煤的質(zhì)量，加強(qiáng)入爐煤的計(jì)量與煤質(zhì)檢驗(yàn)，使入廠煤與入爐煤熱值差控制在正常范圍內(nèi)。加強(qiáng)堆煤與配煤管理，提高混煤的摻燒效果。6、一次風(fēng)機(jī)改造318、節(jié)能潛力預(yù)測(cè)

通過全面實(shí)施以上技術(shù)改進(jìn)方案與運(yùn)行調(diào)整，在額定負(fù)荷下，可使汽輪機(jī)熱耗率降低315.5kJ/kWh，鍋爐效率提高0.27個(gè)百分點(diǎn)，發(fā)電煤耗降低12.7g/kWh，發(fā)電廠用電率降低0.75個(gè)百分點(diǎn)。在利用小時(shí)≥6000小時(shí)，預(yù)期發(fā)電煤耗降低12.5g/kWh，發(fā)電廠用電率降低0.68個(gè)百分點(diǎn)；預(yù)期發(fā)電煤耗可達(dá)到314.7g/kWh，發(fā)電廠用電率可達(dá)到4.63%，供電煤耗可達(dá)到330.0g/kWh。根據(jù)測(cè)算，陽邏電廠發(fā)電廠用電率可達(dá)到節(jié)約環(huán)保型燃煤電廠標(biāo)準(zhǔn)的要求，供電煤耗與標(biāo)準(zhǔn)值相差1.0g/kWh，若考慮該廠鍋爐設(shè)計(jì)為燃用貧煤，對(duì)燃煤適當(dāng)進(jìn)行修正，基本可以達(dá)到節(jié)約環(huán)保型燃煤電廠標(biāo)準(zhǔn)的要求。8、節(jié)能潛力預(yù)測(cè)32項(xiàng)目名稱

100%負(fù)荷

利用小時(shí)≥6000小時(shí)

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(jī)通流改進(jìn)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(jìn)及內(nèi)漏治理4.00.0583.90.052加熱器端差大運(yùn)行調(diào)整0.530.0070.520.006降低排煙溫度0.850.010.830.009項(xiàng)目名稱100%負(fù)荷利用小時(shí)≥6000小時(shí)發(fā)電煤耗發(fā)33項(xiàng)目名稱

100%負(fù)荷

利用小時(shí)≥6000小時(shí)

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(yù)器漏風(fēng)治理

0.14

0.126制粉系統(tǒng)診斷優(yōu)化及改進(jìn)

0.1

0.09排粉風(fēng)機(jī)局部改造

0.1

0.09凝結(jié)水泵、凝結(jié)水升壓泵改進(jìn)

0.03

0.027循環(huán)水泵電機(jī)改為雙速電機(jī)

0.2

0.18合計(jì)12.70.7512.50.68項(xiàng)目名稱100%負(fù)荷利用小時(shí)≥6000小時(shí)發(fā)電煤耗發(fā)34三、達(dá)拉特電廠節(jié)能評(píng)估

1、設(shè)備概況

達(dá)拉特發(fā)電廠目前裝有6臺(tái)33萬千瓦燃煤發(fā)電機(jī)組，一期工程1號(hào)、2號(hào)機(jī)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(hào)、4號(hào)機(jī)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(hào)、6號(hào)機(jī)組分別于2004年8月9日、10月29日投產(chǎn)發(fā)電。7號(hào)、8號(hào)為600MW空冷機(jī)組，分別于2006年、2007年投運(yùn)，不在這次節(jié)能評(píng)估的范圍。

三、達(dá)拉特電廠節(jié)能評(píng)估

1、設(shè)備概況35

鍋爐與汽輪機(jī)設(shè)備主要設(shè)計(jì)參數(shù)匯總表

機(jī)組編號(hào)1、2、3、4號(hào)

5、6號(hào)

鍋爐型號(hào)B&WB-1025/18.44-M

SG－1018/18.55-M864

鍋爐設(shè)計(jì)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(jī)、亞臨界中間再熱、自然循環(huán)煤粉爐

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

保證熱耗率7750.18kJ/kWh

7672.3kJ/kWh

鍋爐與汽輪機(jī)設(shè)備主要設(shè)計(jì)參數(shù)匯總表機(jī)組編號(hào)136

2、全廠主要經(jīng)濟(jì)指標(biāo)完成情況

2005年度全廠六臺(tái)330MW機(jī)組平均利用小時(shí)7534小時(shí)，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(tái)330MW機(jī)組平均利用小時(shí)6914小時(shí)，比2005年減少620小時(shí)；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(gè)百分點(diǎn)。與華能創(chuàng)建節(jié)約環(huán)保型燃煤電廠標(biāo)準(zhǔn)中規(guī)定的同類型330MW燃煤發(fā)電機(jī)組供電煤耗330g/kWh和發(fā)電廠用電率7.0%相比，2006年達(dá)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(gè)百分點(diǎn)。2、全廠主要經(jīng)濟(jì)指標(biāo)完成情況373、主要評(píng)估結(jié)果3.1汽輪機(jī)缸效率根據(jù)6臺(tái)機(jī)組實(shí)際運(yùn)行的各缸效率，通過與設(shè)計(jì)值對(duì)比分析，由于缸效率低于設(shè)計(jì)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(jī)通流部分結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)比較合理，通常通流部分結(jié)構(gòu)改進(jìn)裕度不大。運(yùn)行中汽輪機(jī)缸效率低，首先要檢查壓力溫度測(cè)量數(shù)據(jù)是否準(zhǔn)確。若判明汽輪機(jī)缸效率低，可能的原因是：部分負(fù)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(yán)重；汽封間隙不合理等。因此，應(yīng)利用機(jī)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(duì)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(píng)估結(jié)果383.2凝汽器真空

對(duì)于達(dá)拉特電廠330MW汽輪機(jī)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(hào)機(jī)組外，其他5臺(tái)機(jī)組真空系統(tǒng)運(yùn)行性能較差。

1號(hào)機(jī)組2.87kPa;2號(hào)機(jī)組1.2kPa;4號(hào)機(jī)組1.37kPa;5號(hào)機(jī)組1.85kPa;6號(hào)機(jī)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(duì)冷端系統(tǒng)進(jìn)行詳細(xì)、全面診斷試驗(yàn)，提出綜合治理措施。必要時(shí)，更換冷卻塔淋水填料等。通過對(duì)真空系統(tǒng)綜合治理，可使機(jī)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(tái)機(jī)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(jī)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(hào)高加蒸汽冷卻器進(jìn)汽管的排空氣管道；高調(diào)門后疏水和導(dǎo)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(dòng)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(cè)量管道、閥門去掉；去掉6號(hào)高加蒸汽冷卻器疏水管的排空氣管道、閥門；6號(hào)高加、7號(hào)高加、6號(hào)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(dòng)門前加堵頭，其余全部去掉；將發(fā)電機(jī)定冷水箱氫氣溢流出口與排油煙風(fēng)機(jī)出口管分開，單獨(dú)排大氣；A、B凝升泵出口電動(dòng)門前放水管與除氧器調(diào)門前放水管合并；6號(hào)高加事故疏水手動(dòng)門前排空氣管道、閥門去掉；

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

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(shè)計(jì)值。通過對(duì)熱力系統(tǒng)及疏水系統(tǒng)進(jìn)行完善化改進(jìn)，結(jié)合對(duì)高壓閥門內(nèi)漏治理，預(yù)期可使每臺(tái)機(jī)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(dá)拉特電廠1、2、3、4、5、6號(hào)鍋爐排煙溫度較設(shè)計(jì)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(gè)百分點(diǎn)，發(fā)電煤耗升高2.1g/kWh。根據(jù)達(dá)拉特電廠的實(shí)際情況，針對(duì)排煙溫度高應(yīng)開展專題研究，以確定合理的實(shí)施方案。一方面通過燃燒調(diào)整試驗(yàn)，確定合理的運(yùn)行方式。另一方面在空預(yù)器漏風(fēng)大治理后，必要時(shí)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(duì)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(gè)百分點(diǎn)。通過對(duì)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(gè)百分點(diǎn)。3.6一次風(fēng)機(jī)和引風(fēng)機(jī)技術(shù)改進(jìn)一次風(fēng)機(jī)葉輪改造，使風(fēng)機(jī)與制粉系統(tǒng)匹配，可降低發(fā)電廠用電率0.1個(gè)百分點(diǎn)。

空預(yù)器漏風(fēng)和積灰堵塞治理，可降低發(fā)電廠用電率0.08個(gè)百分點(diǎn)。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(yùn)行時(shí)，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(dá)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(shí)間長，據(jù)統(tǒng)計(jì)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(dá)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(gè)百分點(diǎn)。3.7過熱器、再熱器減溫水量434、節(jié)能潛力預(yù)測(cè)各種技術(shù)措施使發(fā)電煤耗降低量(7.16)見下圖。4、節(jié)能潛力預(yù)測(cè)44

各種技術(shù)措施使發(fā)電廠用電率降低量(0.57）見下圖。各種技術(shù)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(dá)拉特電廠6×330MW機(jī)組實(shí)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(biāo)準(zhǔn)的要求有一定差距。主要原因是：汽輪機(jī)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(jī)組空預(yù)器漏風(fēng)率大、輔機(jī)電耗高、采暖供熱量大等。這些因素在額定負(fù)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(shí)現(xiàn)華能集團(tuán)公司創(chuàng)建節(jié)約環(huán)保型燃煤電廠標(biāo)準(zhǔn)的要求，建議達(dá)拉特電廠開展以下工作：進(jìn)行汽輪機(jī)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(yùn)行調(diào)整、空預(yù)器漏風(fēng)率大治理、鍋爐燃燒與制粉系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整試驗(yàn)、引風(fēng)機(jī)與一次風(fēng)機(jī)技術(shù)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(shí)施以上技術(shù)改進(jìn)與運(yùn)行調(diào)整，在額定負(fù)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(gè)百分點(diǎn)。在利用小時(shí)≥6000小時(shí)，預(yù)期發(fā)電煤耗降低7.02g/kWh，發(fā)電廠用電率降低0.76個(gè)百分點(diǎn)；預(yù)期發(fā)電煤耗可達(dá)到307.6g/kWh，發(fā)電廠用電率可達(dá)到6.37%，生產(chǎn)供電煤耗可達(dá)到328.5g/kWh。（2）為實(shí)現(xiàn)華能集團(tuán)公司創(chuàng)建節(jié)約環(huán)保型燃煤電廠標(biāo)準(zhǔn)的47四、節(jié)能評(píng)估方法1、收集設(shè)計(jì)資料及運(yùn)行數(shù)據(jù)

（1）收集機(jī)組運(yùn)行規(guī)程、汽輪機(jī)及鍋爐說明書、主要輔機(jī)設(shè)計(jì)規(guī)范、汽輪機(jī)熱力特性說明書、試驗(yàn)報(bào)告等。包括：鍋爐保證效率、汽輪機(jī)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(duì)熱耗率的影響關(guān)系。（2）

近幾年機(jī)組主要運(yùn)行參數(shù)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)、不同季節(jié)主要運(yùn)行參數(shù)及主要運(yùn)行指標(biāo)。如：發(fā)電量、運(yùn)行小時(shí)、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(jī)組啟停次數(shù)。四、節(jié)能評(píng)估方法482、電廠介紹及現(xiàn)場(chǎng)查看

主要介紹近幾年主要經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)完成情況、機(jī)組存在的設(shè)計(jì)及運(yùn)行問題。現(xiàn)場(chǎng)查看機(jī)組實(shí)際運(yùn)行情況，記錄主要運(yùn)行參數(shù)等。3、各種影響因素定量分析汽輪機(jī)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(yùn)行參數(shù)、空預(yù)器漏風(fēng)、循環(huán)水泵、凝結(jié)水泵、風(fēng)機(jī)、制粉系統(tǒng)裕量、保溫、環(huán)境溫度、機(jī)組啟停次數(shù)、出力系數(shù)。2、電廠介紹及現(xiàn)場(chǎng)查看493.1汽輪機(jī)缸效率在額定負(fù)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(jī)組實(shí)際運(yùn)行參數(shù)，可計(jì)算實(shí)際高、中壓缸效率，低壓缸效率可根據(jù)考核試驗(yàn)結(jié)果推算。依據(jù)缸效率與設(shè)計(jì)值的差值，及各缸效率每降低1個(gè)百分點(diǎn)對(duì)熱耗率的影響量，可得到缸效率降低對(duì)熱耗率及發(fā)電煤耗的影響量。3.2真空簡單實(shí)用的方法是根據(jù)汽輪機(jī)THA工況和夏季工況設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)，求出兩個(gè)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(jī)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(yàn)估算對(duì)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(jī)末級(jí)排汽阻塞背壓的影響，如：300MW機(jī)組阻塞背壓為3.6kPa，機(jī)組年平均真空要高于設(shè)計(jì)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(jī)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(shè)計(jì)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(jī)組實(shí)際排煙溫度進(jìn)行分析計(jì)算。3.6機(jī)組啟停機(jī)組啟停對(duì)發(fā)電煤耗的影響與機(jī)組啟停方式、啟停特性、年利用小時(shí)數(shù)有關(guān)。一般情況下，機(jī)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(dòng)0.1～0.12g/kWh；熱態(tài)啟動(dòng)0.05～0.08g/kWh；利用小時(shí)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(jìn)行計(jì)算。3.8減溫水量和運(yùn)行參數(shù)統(tǒng)計(jì)減溫水量和運(yùn)行參數(shù)，并結(jié)合熱力特性修正曲線予以計(jì)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(jì)算。發(fā)電煤耗影響量與設(shè)計(jì)發(fā)電煤耗之和，與機(jī)組實(shí)際運(yùn)行的發(fā)電煤耗應(yīng)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(yù)測(cè)

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(duì)各種建議或方案進(jìn)行節(jié)能潛力預(yù)測(cè)，提交節(jié)能評(píng)估報(bào)告。必要時(shí)，應(yīng)結(jié)合具體情況進(jìn)行下一步節(jié)能診斷工作。4、節(jié)能潛力預(yù)測(cè)54五、節(jié)約環(huán)保型燃煤發(fā)電廠標(biāo)準(zhǔn)分析

為了推動(dòng)公司的節(jié)能工作，集團(tuán)公司相繼出臺(tái)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(biāo)準(zhǔn)、節(jié)約環(huán)保型燃煤發(fā)電廠標(biāo)準(zhǔn)及節(jié)約環(huán)保型燃煤發(fā)電廠驗(yàn)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(biāo)，構(gòu)建了華能公司創(chuàng)建節(jié)約環(huán)保型企業(yè)的標(biāo)準(zhǔn)體系。在標(biāo)準(zhǔn)中規(guī)定的各類燃煤機(jī)組的發(fā)電煤耗、生產(chǎn)廠用電率、生產(chǎn)供電煤耗指標(biāo)確實(shí)是非常高的，實(shí)現(xiàn)的難度也是很大的，但是經(jīng)過努力是可以實(shí)現(xiàn)的。為了使大家對(duì)主要指標(biāo)有一個(gè)全面系統(tǒng)的了解，現(xiàn)結(jié)合超超臨界機(jī)組、超臨界機(jī)組、300MW亞臨界機(jī)組、300MW亞臨界空冷機(jī)組作介紹。五、節(jié)約環(huán)保型燃煤發(fā)電廠標(biāo)準(zhǔn)分析55

1、主要因素對(duì)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(zhǔn)值284295313323設(shè)計(jì)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(jī)組啟停1111出力系數(shù)2.52.522.51、主要因素對(duì)發(fā)電煤耗的影響562、主要因素對(duì)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(zhǔn)值5.2%(含脫硫）5.7%(含脫硫）4.8%(不含脫硫）實(shí)測(cè)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(duì)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(zhǔn)值較100％負(fù)荷下的實(shí)測(cè)值高0.8～1.0個(gè)百分點(diǎn)。主要考慮的因素有：80％負(fù)荷較100％負(fù)荷發(fā)電廠用電率增加0.4～0.5個(gè)百分點(diǎn)；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(gè)百分點(diǎn)；機(jī)組啟停使發(fā)電廠用電率增加0.1～0.2個(gè)百分點(diǎn)。因此，從不同機(jī)組發(fā)電廠用電率實(shí)測(cè)結(jié)果可以看出標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定值基本上是合理的。對(duì)于特殊煤種，如無煙煤，可再給予適當(dāng)修正。一般情況下，發(fā)電廠用電率的基準(zhǔn)值較100％負(fù)荷下的實(shí)58六、主要節(jié)能降耗技術(shù)措施

1、汽輪機(jī)本體改進(jìn)1.1更換調(diào)節(jié)級(jí)葉片

針對(duì)哈爾濱汽輪機(jī)廠生產(chǎn)的引進(jìn)型300MW汽輪機(jī)，由于采用48通道的噴嘴，調(diào)節(jié)級(jí)噴嘴出汽邊易出現(xiàn)應(yīng)力腐蝕現(xiàn)象而產(chǎn)生損傷，建議將調(diào)節(jié)級(jí)噴嘴更換成126通道的結(jié)構(gòu)，并適當(dāng)調(diào)整調(diào)節(jié)級(jí)各處的汽封間隙。

1.2加裝調(diào)節(jié)級(jí)葉頂汽封增加調(diào)節(jié)級(jí)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(jí)的級(jí)間漏汽量，提高調(diào)節(jié)級(jí)效率。六、主要節(jié)能降耗技術(shù)措施1、汽輪機(jī)本體改進(jìn)591.3改進(jìn)平衡盤汽封結(jié)構(gòu)

300MW汽輪機(jī)的進(jìn)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(jī)組運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)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(jìn)原有汽封結(jié)構(gòu)。具體采用哪種型式的汽封，應(yīng)結(jié)合各廠實(shí)際情況進(jìn)行選型。

1.4改進(jìn)導(dǎo)汽管密封形式對(duì)于采用密封環(huán)結(jié)構(gòu)形式的導(dǎo)汽管，由于在安裝過程中易發(fā)生密封環(huán)破碎，運(yùn)行期間易發(fā)生蒸汽泄露，影響機(jī)組運(yùn)行的安全性及經(jīng)濟(jì)性?？蓪?dǎo)汽管的密封改為“鐘罩式”密封結(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(jìn)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(jī)夾層蒸汽流向，減小汽輪機(jī)上、下缸溫差，提高汽輪機(jī)運(yùn)行的安全性及經(jīng)濟(jì)性。1.6取消中壓缸冷卻蒸汽對(duì)于早期投產(chǎn)的引進(jìn)型300MW機(jī)組，由于中壓缸冷卻蒸汽管的設(shè)置與原設(shè)計(jì)思想不相符，應(yīng)予以取消。1.7改進(jìn)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(jī)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。可通過適當(dāng)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(shí)缸狀態(tài)下會(huì)發(fā)生變形，因此在調(diào)整通流部分間隙時(shí)，應(yīng)按橢圓進(jìn)行調(diào)整；調(diào)整前應(yīng)扣空缸，擰緊密封面螺栓，實(shí)測(cè)汽缸變形量；調(diào)整通流部分間隙時(shí)，應(yīng)按制造廠提供的間隙中下限執(zhí)行。反動(dòng)式汽輪機(jī)葉輪之間和隔板之間軸向距離較小，汽道表面無法進(jìn)行人工清潔，應(yīng)進(jìn)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(jī)熱力系統(tǒng)改進(jìn)2.1主再熱蒸汽疏水2、汽輪機(jī)熱力系統(tǒng)改進(jìn)632.2高壓導(dǎo)汽管

改進(jìn)前改進(jìn)后改進(jìn)前、后高壓導(dǎo)汽管系統(tǒng)2.2高壓導(dǎo)汽管642.3中壓導(dǎo)汽管改進(jìn)前、后中壓導(dǎo)汽管疏水2.3中壓導(dǎo)汽管改進(jìn)前、后中壓導(dǎo)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(dòng)旁路由4路改為2路，減少內(nèi)漏，降低擴(kuò)容器熱負(fù)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(fēng)閥和高排通風(fēng)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(dòng)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(jī)冷端系統(tǒng)

汽輪機(jī)冷端系統(tǒng)運(yùn)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(jī)改為雙速電機(jī)；循環(huán)水泵變頻改造；凝結(jié)水泵減少一級(jí)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(jī)冷端系統(tǒng)674、空氣預(yù)熱器改造

國內(nèi)已有許多電廠采用國外技術(shù)（英國HOWDEN公司VN）對(duì)空氣預(yù)熱器進(jìn)行了技術(shù)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(duì)轉(zhuǎn)子下部圓周密封結(jié)構(gòu)進(jìn)行改造；吹灰器改造等。5、送、引風(fēng)機(jī)技術(shù)改進(jìn)

動(dòng)葉可調(diào)軸流式送、引風(fēng)機(jī)設(shè)計(jì)參數(shù)與運(yùn)行參數(shù)不匹配，可對(duì)葉輪進(jìn)行改造；靜葉調(diào)節(jié)軸流式引風(fēng)機(jī)電機(jī)可改為雙速電機(jī)或變頻改造；離心式引風(fēng)機(jī)、離心式一次風(fēng)機(jī)可采用葉輪改造和變頻調(diào)速改造綜合改造方案；排粉風(fēng)機(jī)可通過風(fēng)機(jī)葉輪改造。4、空氣預(yù)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(jìn)行燃燒及制粉系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整試驗(yàn)，確定燃煤量與風(fēng)量的合理配比，及煤粉的經(jīng)濟(jì)細(xì)度，以降低飛灰含碳量，控制排煙溫度，提高鍋爐運(yùn)行效率。

通過以上分析，可以看出節(jié)能降耗的重點(diǎn)和關(guān)鍵是：保證鍋爐安全穩(wěn)定運(yùn)行；采用先進(jìn)技術(shù)改造輔機(jī)；挖掘汽輪機(jī)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(biāo)就一定能實(shí)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(jī)組

節(jié)能評(píng)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(jī)組

節(jié)能評(píng)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(píng)估三、達(dá)拉特電廠節(jié)能評(píng)估四、節(jié)能評(píng)估方法五、節(jié)約環(huán)保型燃煤電廠標(biāo)準(zhǔn)分析六、主要節(jié)能降耗技術(shù)措施

主要內(nèi)容

一、概況72一、概況

為了實(shí)現(xiàn)國家“十一五節(jié)能減排目標(biāo)”，自覺履行國有大型企業(yè)的社會(huì)責(zé)任，提高華能公司火電機(jī)組運(yùn)營管理水平，根據(jù)集團(tuán)公司安排，開展對(duì)現(xiàn)役300MW機(jī)組進(jìn)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(duì)陽邏電廠、達(dá)拉特電廠、豐鎮(zhèn)電廠16臺(tái)機(jī)組的現(xiàn)場(chǎng)調(diào)研，根據(jù)機(jī)組設(shè)計(jì)資料、設(shè)備系統(tǒng)特點(diǎn)、機(jī)組實(shí)際運(yùn)行參數(shù)及近年來主要經(jīng)濟(jì)指標(biāo)完成情況，結(jié)合同類型機(jī)組節(jié)能評(píng)估和節(jié)能改造經(jīng)驗(yàn)，提出了3個(gè)電廠能耗定量分析結(jié)果，給出了主要節(jié)能技術(shù)措施，這些措施集團(tuán)公司以導(dǎo)則形式予以發(fā)布，最后對(duì)節(jié)能潛力進(jìn)行了預(yù)測(cè)，總結(jié)了節(jié)能評(píng)估方法。

一、概況

為了實(shí)現(xiàn)國家“十一五節(jié)能減排73二、陽邏電廠節(jié)能評(píng)估

1、設(shè)備概況陽邏電廠一、二期共裝有四臺(tái)300MW機(jī)組。一期1、2號(hào)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(hào)汽輪機(jī)為上海汽輪機(jī)廠生產(chǎn)的C156型（N300－16.7/538/538）汽輪機(jī)，2臺(tái)機(jī)組分別于1993年和1994年投產(chǎn)發(fā)電。二期3、4號(hào)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(hào)汽輪機(jī)均為上海汽輪機(jī)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(píng)估1、設(shè)備概況74

鍋爐及汽輪機(jī)主要設(shè)計(jì)參數(shù)機(jī)組編號(hào)1、2號(hào)3號(hào)4號(hào)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(chǔ)制鋼球磨煤機(jī)制粉系統(tǒng)、亞臨界中間再熱、自然循環(huán)煤粉爐鍋爐設(shè)計(jì)效率91.68%

91.99%

92.0%

汽輪機(jī)制造廠上海汽輪機(jī)廠

汽輪機(jī)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(jī)汽輪機(jī)設(shè)計(jì)熱耗率7993kJ/kWh

7900kJ/kWh

鍋爐及汽輪機(jī)主要設(shè)計(jì)參數(shù)機(jī)組編號(hào)1、2號(hào)3號(hào)4號(hào)鍋爐制752、全廠主要經(jīng)濟(jì)指標(biāo)完成情況項(xiàng)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(shí)h501350375420年平均負(fù)荷MW238.3245.4244.52、全廠主要經(jīng)濟(jì)指標(biāo)完763、影響全廠經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)的主要因素分析

3.1汽輪機(jī)缸效率

國產(chǎn)引進(jìn)型300MW汽輪機(jī)普遍存在運(yùn)行中各缸效率低，高壓缸效率隨運(yùn)行時(shí)間增加不斷下降，主要原因是汽輪機(jī)通流部分不完善、汽封間隙大、汽輪機(jī)內(nèi)缸接合面漏汽嚴(yán)重、存在級(jí)間漏汽和蒸汽短路現(xiàn)象。根據(jù)陽邏電廠1～4號(hào)汽輪機(jī)實(shí)際運(yùn)行缸效率計(jì)算分析，在額定負(fù)荷下，由于缸效率未達(dá)到設(shè)計(jì)值使每臺(tái)機(jī)組平均熱耗率升高260.1kJ/kWh，發(fā)電煤耗升高9.79g/kWh。1～4號(hào)汽輪機(jī)實(shí)際缸效率對(duì)熱耗率和發(fā)電煤耗的影響量見下表。3、影響全廠經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)的主要因素分析77名稱單位1號(hào)汽輪機(jī)2號(hào)汽輪機(jī)3號(hào)汽輪機(jī)4號(hào)汽輪機(jī)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(hào)汽輪機(jī)2號(hào)汽輪機(jī)3號(hào)汽輪機(jī)4號(hào)汽輪機(jī)高壓缸％77783.2凝汽器真空根據(jù)等效熱降計(jì)算方法，對(duì)于陽邏電廠300MW汽輪機(jī)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(hào)機(jī)組外，其他3臺(tái)機(jī)組真空系統(tǒng)運(yùn)行性能較差，特別是1號(hào)和4號(hào)機(jī)組。根據(jù)各臺(tái)機(jī)組實(shí)際運(yùn)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(shí)凝汽器真空值，進(jìn)而求出凝汽器真空與設(shè)計(jì)值的差值，4臺(tái)機(jī)組平均真空與設(shè)計(jì)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(hào)機(jī)組3號(hào)機(jī)組4號(hào)機(jī)組4臺(tái)機(jī)組平均凝汽器真空與設(shè)計(jì)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(hào)機(jī)組3號(hào)機(jī)組4號(hào)機(jī)組4臺(tái)機(jī)組凝汽器真空與設(shè)計(jì)803.3高壓加熱器運(yùn)行端差

陽邏電廠1～4號(hào)機(jī)組多數(shù)高壓加熱器端差與設(shè)計(jì)值有一定差距，部分高壓加熱器運(yùn)行端差較設(shè)計(jì)值好。當(dāng)不計(jì)入加熱器實(shí)際運(yùn)行端差與設(shè)計(jì)端差為負(fù)值時(shí)對(duì)熱耗率和發(fā)電煤耗的影響，在額定負(fù)荷下，平均每臺(tái)機(jī)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(yùn)行端差813.4熱力系統(tǒng)和高壓疏水閥門泄漏

通過現(xiàn)場(chǎng)調(diào)研分析，陽邏電廠四臺(tái)機(jī)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(fù)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(tái)機(jī)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(tái)鍋爐300MW負(fù)荷下的實(shí)際平均排煙溫度冬秋季為139℃，夏季平均為151℃，平均比設(shè)計(jì)值高15℃左右，導(dǎo)致鍋爐效率下降0.82個(gè)百分點(diǎn)，發(fā)電煤耗升高約2.62g/kWh。

四臺(tái)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(jìn)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(fēng)、尾部煙道漏風(fēng)、空預(yù)器漏風(fēng)

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

由于鍋爐實(shí)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(jī)出力低。在實(shí)際燃煤的燃燒特性優(yōu)于設(shè)計(jì)燃煤的情況下，目前四臺(tái)鍋爐的煤粉細(xì)度為7％～8％，比設(shè)計(jì)煤粉細(xì)度11%偏細(xì)較多，造成制粉系統(tǒng)單耗高。另外，排粉風(fēng)機(jī)運(yùn)行電流偏大，單耗也較高，主要原因是排粉風(fēng)機(jī)入口的乏氣風(fēng)門開度小、阻力大，排粉風(fēng)機(jī)與制粉系統(tǒng)不匹配造成排粉風(fēng)機(jī)運(yùn)行效率低。通過對(duì)制粉系統(tǒng)進(jìn)行調(diào)整試驗(yàn)與診斷分析，并實(shí)施必要的技術(shù)改進(jìn)，預(yù)期可使全廠發(fā)電廠用電率降低0.1個(gè)百分點(diǎn)。3.7制粉系統(tǒng)電耗853.8送風(fēng)機(jī)、引風(fēng)機(jī)電耗

由于存在較為嚴(yán)重的空預(yù)器堵灰與較大的空預(yù)器漏風(fēng)率，造成送、引風(fēng)機(jī)廠用電升高。應(yīng)主要通過加強(qiáng)空預(yù)器吹灰與漏風(fēng)治理，減小煙氣阻力損失，從而降低送風(fēng)機(jī)與引風(fēng)機(jī)電耗。通過加強(qiáng)空預(yù)器吹灰與漏風(fēng)治理，預(yù)期可使全廠發(fā)電廠用電率降低0.14個(gè)百分點(diǎn)。3.8送風(fēng)機(jī)、引風(fēng)機(jī)電耗863.9凝結(jié)水泵、凝結(jié)水升壓泵電耗

現(xiàn)場(chǎng)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(jī)配置不合理?？赏ㄟ^對(duì)凝結(jié)水泵、凝結(jié)水升壓泵的性能診斷試驗(yàn)，提出改進(jìn)方案，降低凝結(jié)水泵運(yùn)行功率，預(yù)計(jì)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(tái)機(jī)組配置3臺(tái)循環(huán)水泵，每臺(tái)循環(huán)水泵設(shè)計(jì)流量為26064m3/h，揚(yáng)程31.5m，功率3150kW。循環(huán)水泵的運(yùn)行方式通常不隨機(jī)組負(fù)荷變化而調(diào)節(jié)，運(yùn)行方式比較簡單，單臺(tái)泵運(yùn)行或者兩臺(tái)泵并聯(lián)運(yùn)行，無法隨機(jī)組真空、負(fù)荷的變化調(diào)節(jié)循環(huán)水流量。特別在冬季凝汽器進(jìn)水溫度較低時(shí)，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(shí)際運(yùn)行工況往往不在高效點(diǎn)，使泵的運(yùn)行效率低于設(shè)計(jì)效率較多。根據(jù)2004年1號(hào)機(jī)組大修后熱力性能試驗(yàn)結(jié)果，機(jī)組在額定工況下循環(huán)水泵耗電量占輔機(jī)總耗電量的22%。因此，循環(huán)水泵的耗電量對(duì)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(jìn)型300MW汽輪機(jī)在不同工況下熱力特性數(shù)據(jù)，結(jié)合多臺(tái)同類型機(jī)組在不同工況下實(shí)測(cè)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(guān)系。2005年陽邏電廠實(shí)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(shí)5420小時(shí)，平均負(fù)荷率（出力系數(shù)）0.815，平均負(fù)荷率低于額定負(fù)荷使發(fā)電煤耗升高3.0g/kWh，發(fā)電廠用電率升高0.36個(gè)百分點(diǎn)。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(guān)系曲線出力系數(shù)與發(fā)電煤耗影響系數(shù)關(guān)系曲線90出力系數(shù)對(duì)發(fā)電廠用電率的修正計(jì)算出力系數(shù)對(duì)發(fā)電廠用電率的修正計(jì)算913.12影響全廠經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)匯總

在額定負(fù)荷下，與設(shè)計(jì)值相比，各種因素使全廠機(jī)組平均熱耗率升高688.2kJ/kWh，鍋爐效率下降0.82個(gè)百分點(diǎn)，發(fā)電廠用電率升高1.3個(gè)百分點(diǎn)（含輔機(jī)設(shè)計(jì)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(shè)計(jì)發(fā)電煤耗為299.8g/kWh。因此，各種因素可使發(fā)電煤耗實(shí)際升高26.18g/kWh，2005年應(yīng)完成發(fā)電煤耗326.0g/kWh，與實(shí)際完成值非常接近。分析結(jié)果表明：各種因素對(duì)發(fā)電煤耗、發(fā)電廠用電率定量分析結(jié)果符合實(shí)際情況。3.12影響全廠經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)匯總92

通過各種影響因素的定量分析，陽邏電廠實(shí)際運(yùn)行煤耗和廠用電率高的主要原因是：汽輪機(jī)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(fēng)率大（爐膛漏風(fēng)、尾部煙道漏風(fēng)、空預(yù)器漏風(fēng)）、輔機(jī)電耗高、平均負(fù)荷率低。此外，設(shè)計(jì)上存在先天不足，也對(duì)經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)產(chǎn)生一定的影響。鍋爐設(shè)計(jì)燃用貧煤，爐膛結(jié)構(gòu)尺寸設(shè)計(jì)不合理，設(shè)計(jì)鍋爐效率低；一期汽輪機(jī)屬早期產(chǎn)品，末級(jí)葉片短（一期末級(jí)葉片長度869mm，二期末級(jí)葉片長度905mm），熱耗率高；輔機(jī)設(shè)計(jì)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(shí)際運(yùn)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(jī)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?zé)崃笆杷到y(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(jī)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(jī)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(shè)計(jì)值8.0

0.0040.3部分可控負(fù)荷率79.7

0.363.0不可控鍋爐輔機(jī)

0.34部分可控汽輪機(jī)輔機(jī)

45.2

0.23

部分可控

合計(jì)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(jī)組啟954、影響全廠經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)的主要因素分析

1、汽輪機(jī)本體技術(shù)改造

建議重點(diǎn)開展以下工作：更換調(diào)節(jié)級(jí)噴嘴；加裝調(diào)節(jié)級(jí)葉頂汽封；采用布萊登汽封或蜂窩汽封改進(jìn)原有汽封結(jié)構(gòu)；進(jìn)汽導(dǎo)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(jìn)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(jī)本體技術(shù)改造，在額定負(fù)荷下，預(yù)期高壓缸效率可達(dá)到83.5%，中壓缸效率可達(dá)到90.5%，低壓缸效率可達(dá)到85.5%，平均每臺(tái)機(jī)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(jì)性指標(biāo)的主要因素分析1、汽輪機(jī)本體技術(shù)改造96

2、真空系統(tǒng)試驗(yàn)診斷及治理

通過真空系統(tǒng)的診斷與治理，平均每臺(tái)機(jī)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(jìn)行以下工作：重點(diǎn)治理1號(hào)、4號(hào)機(jī)組凝汽器真空；3號(hào)機(jī)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(yàn)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(dǎo)汽管疏水；取消導(dǎo)汽管通風(fēng)閥；調(diào)節(jié)級(jí)疏水增加手動(dòng)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(dǎo)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(dòng)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(hào)低加。（4）凝結(jié)水及小汽輪機(jī)蒸汽系統(tǒng)：取消凝結(jié)水泵出口至補(bǔ)水箱管道及閥門；合并A小機(jī)主汽門前疏水；合并B小機(jī)主汽門前疏水。通過對(duì)熱力系統(tǒng)及疏水系統(tǒng)進(jìn)行完善化改進(jìn)，結(jié)合對(duì)高壓閥門內(nèi)漏治理，預(yù)期可使每臺(tái)機(jī)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(yáng)程，減少運(yùn)行時(shí)凝結(jié)水系統(tǒng)的節(jié)流損失。預(yù)期可使凝結(jié)水泵運(yùn)行功率降低100kW，發(fā)電廠用電率降低0.03個(gè)百分點(diǎn)。（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(jī)組不同負(fù)荷，調(diào)節(jié)泵的運(yùn)行轉(zhuǎn)速，以適應(yīng)機(jī)組對(duì)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(fù)荷工況運(yùn)行時(shí)，節(jié)能效果顯著。缺點(diǎn)是投資大，運(yùn)行調(diào)整復(fù)雜，對(duì)變頻設(shè)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(jī)改為雙速電機(jī)，可在不同季節(jié)、不同負(fù)荷，調(diào)節(jié)循環(huán)水泵的運(yùn)行轉(zhuǎn)速，以調(diào)節(jié)循環(huán)水流量，尤其是低負(fù)荷工況節(jié)電效果顯著。建議對(duì)全廠2臺(tái)或4臺(tái)循環(huán)水泵電機(jī)進(jìn)行改造。該方案在國內(nèi)成功實(shí)施的技術(shù)改造較多，已取得了一定的經(jīng)濟(jì)效果，且投資改造費(fèi)用低。

5、循環(huán)水泵改造1006、一次風(fēng)機(jī)改造

一次風(fēng)機(jī)在鍋爐額定負(fù)荷和70%負(fù)荷下運(yùn)行電流相差10A，由于陽邏電廠近年來四臺(tái)機(jī)組的負(fù)荷率僅為80％左右，建議對(duì)一次風(fēng)機(jī)進(jìn)行試驗(yàn)分析，通過對(duì)節(jié)能量、投資回收期和可靠性進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)后，以確定是否進(jìn)行變頻調(diào)速改造。7、加強(qiáng)燃煤管理

加強(qiáng)對(duì)入廠煤源的管理，嚴(yán)格控制入廠煤的質(zhì)量，加強(qiáng)入爐煤的計(jì)量與煤質(zhì)檢驗(yàn)，使入廠煤與入爐煤熱值差控制在正常范圍內(nèi)。加強(qiáng)堆煤與配煤管理，提高混煤的摻燒效果。6、一次風(fēng)機(jī)改造1018、節(jié)能潛力預(yù)測(cè)

通過全面實(shí)施以上技術(shù)改進(jìn)方案與運(yùn)行調(diào)整，在額定負(fù)荷下，可使汽輪機(jī)熱耗率降低315.5kJ/kWh，鍋爐效率提高0.27個(gè)百分點(diǎn)，發(fā)電煤耗降低12.7g/kWh，發(fā)電廠用電率降低0.75個(gè)百分點(diǎn)。在利用小時(shí)≥6000小時(shí)，預(yù)期發(fā)電煤耗降低12.5g/kWh，發(fā)電廠用電率降低0.68個(gè)百分點(diǎn)；預(yù)期發(fā)電煤耗可達(dá)到314.7g/kWh，發(fā)電廠用電率可達(dá)到4.63%，供電煤耗可達(dá)到330.0g/kWh。根據(jù)測(cè)算，陽邏電廠發(fā)電廠用電率可達(dá)到節(jié)約環(huán)保型燃煤電廠標(biāo)準(zhǔn)的要求，供電煤耗與標(biāo)準(zhǔn)值相差1.0g/kWh，若考慮該廠鍋爐設(shè)計(jì)為燃用貧煤，對(duì)燃煤適當(dāng)進(jìn)行修正，基本可以達(dá)到節(jié)約環(huán)保型燃煤電廠標(biāo)準(zhǔn)的要求。8、節(jié)能潛力預(yù)測(cè)102項(xiàng)目名稱

100%負(fù)荷

利用小時(shí)≥6000小時(shí)

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(jī)通流改進(jìn)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(jìn)及內(nèi)漏治理4.00.0583.90.052加熱器端差大運(yùn)行調(diào)整0.530.0070.520.006降低排煙溫度0.850.010.830.009項(xiàng)目名稱100%負(fù)荷利用小時(shí)≥6000小時(shí)發(fā)電煤耗發(fā)103項(xiàng)目名稱

100%負(fù)荷

利用小時(shí)≥6000小時(shí)

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(yù)器漏風(fēng)治理

0.14

0.126制粉系統(tǒng)診斷優(yōu)化及改進(jìn)

0.1

0.09排粉風(fēng)機(jī)局部改造

0.1

0.09凝結(jié)水泵、凝結(jié)水升壓泵改進(jìn)

0.03

0.027循環(huán)水泵電機(jī)改為雙速電機(jī)

0.2

0.18合計(jì)12.70.7512.50.68項(xiàng)目名稱100%負(fù)荷利用小時(shí)≥6000小時(shí)發(fā)電煤耗發(fā)104三、達(dá)拉特電廠節(jié)能評(píng)估

1、設(shè)備概況

達(dá)拉特發(fā)電廠目前裝有6臺(tái)33萬千瓦燃煤發(fā)電機(jī)組，一期工程1號(hào)、2號(hào)機(jī)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(hào)、4號(hào)機(jī)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(hào)、6號(hào)機(jī)組分別于2004年8月9日、10月29日投產(chǎn)發(fā)電。7號(hào)、8號(hào)為600MW空冷機(jī)組，分別于2006年、2007年投運(yùn)，不在這次節(jié)能評(píng)估的范圍。

三、達(dá)拉特電廠節(jié)能評(píng)估

1、設(shè)備概況105

鍋爐與汽輪機(jī)設(shè)備主要設(shè)計(jì)參數(shù)匯總表

機(jī)組編號(hào)1、2、3、4號(hào)

5、6號(hào)

鍋爐型號(hào)B&WB-1025/18.44-M

SG－1018/18.55-M864

鍋爐設(shè)計(jì)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(jī)、亞臨界中間再熱、自然循環(huán)煤粉爐

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

保證熱耗率7750.18kJ/kWh

7672.3kJ/kWh

鍋爐與汽輪機(jī)設(shè)備主要設(shè)計(jì)參數(shù)匯總表機(jī)組編號(hào)1106

2、全廠主要經(jīng)濟(jì)指標(biāo)完成情況

2005年度全廠六臺(tái)330MW機(jī)組平均利用小時(shí)7534小時(shí)，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(tái)330MW機(jī)組平均利用小時(shí)6914小時(shí)，比2005年減少620小時(shí)；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(gè)百分點(diǎn)。與華能創(chuàng)建節(jié)約環(huán)保型燃煤電廠標(biāo)準(zhǔn)中規(guī)定的同類型330MW燃煤發(fā)電機(jī)組供電煤耗330g/kWh和發(fā)電廠用電率7.0%相比，2006年達(dá)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(gè)百分點(diǎn)。2、全廠主要經(jīng)濟(jì)指標(biāo)完成情況1073、主要評(píng)估結(jié)果3.1汽輪機(jī)缸效率根據(jù)6臺(tái)機(jī)組實(shí)際運(yùn)行的各缸效率，通過與設(shè)計(jì)值對(duì)比分析，由于缸效率低于設(shè)計(jì)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(jī)通流部分結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)比較合理，通常通流部分結(jié)構(gòu)改進(jìn)裕度不大。運(yùn)行中汽輪機(jī)缸效率低，首先要檢查壓力溫度測(cè)量數(shù)據(jù)是否準(zhǔn)確。若判明汽輪機(jī)缸效率低，可能的原因是：部分負(fù)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(yán)重；汽封間隙不合理等。因此，應(yīng)利用機(jī)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(duì)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(píng)估結(jié)果1083.2凝汽器真空

對(duì)于達(dá)拉特電廠330MW汽輪機(jī)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(hào)機(jī)組外，其他5臺(tái)機(jī)組真空系統(tǒng)運(yùn)行性能較差。

1號(hào)機(jī)組2.87kPa;2號(hào)機(jī)組1.2kPa;4號(hào)機(jī)組1.37kPa;5號(hào)機(jī)組1.85kPa;6號(hào)機(jī)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(duì)冷端系統(tǒng)進(jìn)行詳細(xì)、全面診斷試驗(yàn)，提出綜合治理措施。必要時(shí)，更