节能培训-火电厂节能降耗策略.ppt

汽轮机状态检修技术研究 讲座的目的 希望帮助理清思路： 电厂的能耗状况 能耗存在的问题所在 问题的解决途径 讲座的内容 影响经济性的因素 提高经济性的途径 国产300MW汽轮机组节能降耗 锅炉及燃烧系统经济性控制参数 降 低 厂 用 电 运行优化与性能诊断 供电煤耗率 发电煤耗率 生产厂用电率 发电热效率 影响经济性的因素 影响汽轮机热效率的因素1 影响汽轮机热效率的因素2 影响锅炉热效率的因素 汽轮机缸效率对热耗的影响 主蒸汽压力对热耗率的影响 主蒸汽温度对热耗率的影响 再热压损对热耗率的影响 再热汽温度对热耗率的影响 排汽压力对热耗率的影响 再热减温水流量对热耗率的影响 小机进汽流量对热耗率的影响 最终给水温度对热耗率的影响 再热喷水量对热耗率的影响 系统补水率对热耗率的影响 调节阀开度对热耗率的影响 A厂300MW亚临界机组运行参数偏离设计值引起的能耗差 B厂300MW亚临界机组运行参数偏离设计值引起的能耗差 C厂330MW亚临界机组经济性分析 D厂超临界600MW机组运行参数偏离设计值引起的能耗差 E厂超临界600MW机组运行参数偏离设计值引起的能耗差 F厂超临界600MW机组影响机组热耗的主要因素分析 影响锅炉效率的主要因素 提高经济性的途径 汽轮机通流部分改造与调整 通流部分改造 全部（动、静、高、中、低）更换 部分更换 更换叶片 通流部分局部调整 通流部分间隙调整 更换汽封 改善高中压进、排汽平衡环汽封通流面积 治理阀门内漏 通常容易发生泄漏阀门： 汽轮机本体疏水、高压主汽门前疏水、抽汽门前疏水、高压导管疏水、高低压旁路阀、高加事故疏水阀、给水旁路阀、给水泵和凝结水泵的再循环管等。 造成的结果： 造成大量高品位蒸汽漏至凝汽器，机组功率减少，同时凝汽器热负荷加大，又影响真空； 造成疏水集管与扩容器的温差增大，甚至造成疏水集管与扩容器连接处拉裂，使大量空气漏入凝汽器 ； 工质非正常流动，如工质通过疏水管道倒流至汽轮机，造成汽缸进水或冷蒸汽，启、停过程汽缸温差增大，甚至造成打闸停机后机组转速不能至零。 提高回热系统性能 合理调整加热器水位 合理选择疏水阀门的流通面积 合理设计排气系统 合理掌握投入、退出的温度变化率 合理检修维护（进出水室短路,旁路泄漏） 提高汽轮机冷端性能 真空严密性 凝汽器清洁度 冷却水流量 冷却水温度 凝汽器水室排空气 减少热负荷 抽空气系统 改善抽气设备性能 降低冷却水（工作流体）温度 真空泵工作特性线 真空泵降低冷却水温度的效果 国产引进型300MW汽轮机组节能降耗 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30~35 g/(kW·h)。与同类型机组相比，在负荷率相同的条件下，平均约高出20～25 g/(kW·h)，其中可回收的约10～15g/(kW·h)，表明该型机组在提高经济性等方面有相当大的空间。 引进型300MW汽轮机组完善化概述 存在问题1-高压缸效率低 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值15～30℃，高压缸效率偏低3～10个百分点。高压缸占整机功率的份额为30%左右，缸效率每变化1个百分点，对机组热耗率的影响份额为0.2%，约为16.6kJ/(kW·h)，折合机组发电煤耗率0.62g/(kW·h)，对效率影响0.34%，功率约1.02MW。 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。 部分机组试验结果高压缸效率汇总 存在问题2-热力系统及辅机设备 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221.2～616.2kJ/(kW·h)，修正量（试验与修正后热耗率相差）达233.2～499.5kJ/(kW·h)，折合机组发电煤耗率8.7～18.7g/(kW·h)。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。 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。 考核试验结果及修正情况汇总表 不完善因素 冷端系统及设备不完善，凝汽器