火电厂节能降耗经济性分析文档格式.docx

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另外,要加强对来煤煤质的预报,杜绝严重偏离设计煤种的燃煤入厂、入炉。

1.2煤耗

对煤耗影响较大的几个因素具体分析如下:

1.2.1负荷率和机组启停因素

机组启停次数对热耗和发电煤耗影响很大,统计资料表明,每次启停消耗的燃料约为本机组在满负荷下2一3h消耗的燃料,机组每次启停增加热耗约为3kJ/（kw˙h）,相应煤耗增加约0.1一0.15g/（kw˙h）。

负荷率每变化1%,机组热耗将变化0.08%一0.10%,大型机组的热耗增加8一10kJ/（kw˙h）,煤耗增加0.3一0.38g/（kw˙h）。

因此降低煤耗,一方面要增加负荷率,另一方面要做好经济调度;

必须提高大小修质量,减少停机次数;

重要设备要有运行状态检测手段,逐步实行状态检修。

1.2.2凝汽器真空

气候变化引起凝汽器真空降低及真空系统泄漏均会引起热耗上升。

真空每降低1kPa,热耗增加80kJ/（kw˙h）,煤耗增加3g/（kw˙h）。

凝汽器真空是影响机组发电煤耗的主要因素。

提高真空的主要措施是:

①降低循环水入口温度。

当循环水入口温度在规定范围内时,循环水入口温度每降低1℃,煤耗约降低10一1.5g/（kw˙h）。

②增加循环水量。

③保持冷凝器管子的清洁,提高冷却效果。

④维持真空系统严密。

1.2.3主蒸汽参数的影响

（1）主蒸汽温度的影响。

主蒸汽温度每升高1℃,煤耗减少0.8g/（kw˙h）。

但是如果主蒸汽温度升高超过允许范围,将引起调节级叶片过负荷,造成汽机主汽阀、调节汽阀、蒸汽室、动叶和高压轴封等部件的机械强度降低或变形,导致设备损坏,因此汽温不能无限升高。

如果主蒸汽温度降低,不但引起煤耗增加,而且使汽轮机的湿汽损失增加,效率降低。

（2）主蒸汽压力的影响。

主蒸汽压力每升高1MaP,煤耗减少1.5一2g/（kW˙h）。

但是主蒸汽压力升高超过允许范围,将引起调节级叶片过负荷,造成主蒸汽压力管道、蒸汽室、主汽门、汽缸法兰及螺栓等部件的应力增加,对管道和汽阀的安全不利;

湿气损失增加,并影响叶片寿命。

所以主蒸汽压力不能无限升高。

如果主蒸汽压力降低,不但引起煤耗增加,而且使汽轮机的最大出力受到限制。

（3）再热蒸汽参数的影响。

再热蒸汽温度每升高1℃,煤耗减少0.1一0.15g/（kw˙h）。

1.2.4给水温度和补水率的影响

给水温度每升高1℃,煤耗减少0.15g/（kw˙h）,补水率每增加1%,发电煤耗升高0.5g/（kw˙h）。

1.2.5过冷度的影响

过冷度每升高5℃,煤耗增加0.25g/（kw˙h）。

造成过冷度的原因有:

①凝汽器冷却水管布置过密,或冷却水温过低。

②凝汽器水位过高淹没一部分冷却水管。

③真空系统不严,抽汽器工作不正常导致凝汽器内积存空气。

1,2.6燃煤灰分

燃煤灰分每增加1%,供电煤耗升高0.03-0.04g/（kw˙h）。

1.2.7氧量影响

一般情况,炉膛漏风系数每增加0.1一0.2,排烟温度将升高3一8℃,锅炉效率将降低0.2%一0.5%，应采取措施,更新设备降低漏风系数。

1.2.8厂用电率影响

厂用电率虽然不影响发电煤耗,但直接关系到火力发电厂供电煤耗的高低,厂用电率越小,供电煤耗越小。

厂用电率每降低0.5%,供电煤耗便降低2-2.5g/（kw˙h）。

1.3油耗

降低发电厂油耗和水耗对降低成本非常重要。

降低燃油消耗的措施有:

①当前普遍采用的是锅炉燃烧器和小油枪改造,已收到较好的节油效果。

比较前沿的是等离子点火技术,若普遍推广,燃油消耗将大幅下降。

②加强节油管理,严格执行燃油管理考核办法,充分调动员工节油的主动性和积极性。

③加强设备管理,减少非计划启停和设备消缺用油。

例如某电厂采取果断措施制汀了新的燃油奖惩管理办法,采用定额的办法,节约It油奖励300元,超额1t油罚300元,并严格按此实施。

此办法调动了职工节油积极性,仅此一项企业每年可节约资金430.8多万元。

1.4水耗

水费是变动成本中独立项目，减少水费支出要:

①充分利用国家有关政策和规定,合理缴纳水费。

②加强内部节水管理;

加快节水改造;

提高废水回收利用率;

减少管网泄漏;

生产用水及时调整、调度;

对生活用水,通过合理收费,提高职工的节水意识。

二、部分主要设备改造后的经济性分析

针对影响火电厂煤耗指标的各种主要因素,对火电厂主要设备改造的经济性分析如下:

2.1汽轮机通流部分改造

造成汽轮机通流部分效率低的原因主要是:

喷嘴损失大,调节级效率低,叶片型损和二次流损失大及动静叶匹配不理想。

汽轮机通流部分改造国内有针对200MW机组和300MW机组的通流部分改造。

（1）200MW机组。

国产三缸三排汽200MW汽轮机组是根据前苏联同类机组设汁的,采用的是201计纪团年代初期的设计技术,日前在国内运行的200Mw汽轮机组已超过150台,是国内火电厂的主力机组,其高压缸效率为0.78一0.81,中压缸效率为0.9一0.91。

国内机组与国外同类先进机组相比,高压缸效率低7%一10%,热耗高出约104.6kJ（/kw˙h）;

中压缸效率与先进水平差距较小,热耗高出约41.84kJ（/kw˙h）;

低压缸效率与先进水平差距较大,热耗高出约313.8kJ/（kw˙h）。

单从降低热耗,改造高、低压缸可获得更好的投入产出比，然而许多电厂从延长机组寿命、进一步降低机组热耗的原则，提出同时对高、中、低压缸实施改造,这样可使机组热耗更低,环境污染更小。

目前国内200MW机组改造情况都很好,有的甚至超过预期。

（2）300MW机组。

早期国产300MW汽轮机是由上海汽轮机公司（简称上汽）自行设计、生产的大型机组,该机组于1968年完成设计,1971年底试制成功。

1974年9月首台投运,至1994年11月共生产投`运29台,分布在全国10个电厂。

该机组为亚临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽凝汽式汽轮机，配用亚临界、中间再热直流锅炉（设计流量1025t/h）,汽轮机进汽参数为16.18MPa,550℃,排汽压力为0.005MaP,采用四缸四排汽形式,包括高压单流、中压单流和2个双流低压缸。

原型机组的高、中压缸均采用冲动式叶片,叶型选用原苏联20世纪50年代的叶型系列。

高压叶片全部为直叶片,中压缸动叶为扭叶片。

机组运行中出现的问题集中体现在以下几个方面:

①机组经济性差,通流效率低,实际运行热耗约8373kJ/（kw˙h）;

②汽缸膨胀不畅及振动过大、叶片易发生断裂事故、调节易发生问题等;

③机组的气动性能较差,安全可靠性和运行灵活性也无法满足机组运行的要求。

针对以上问题,需要对该机组进行全面改造,以期改善机组性能,降低机组热耗。

例如某电厂的4台机组,改造效果按ASMEPTC6.0完成的热力性能试验证明,改造后高压缸效率89.1%,中压缸效率94.5%,低压缸效率87.3%。

改造后性能指标为国内300MW在运机组的较高水平。

2.2空气预热器改造

漏风率过大使烟气温度水平降低,烟气与受热面间热交换变差,排烟温度升高;

漏风还增大了烟气容积,其结果造成锅炉排烟热损失和引风机电耗都增大,降低锅炉运行的经济性。

根据统计和计算,对于电站煤粉炉,一般炉膛漏风系数每增加0.1一0.2,排烟温度将升高3一8℃,锅炉效率降低0.2%一0.5%;

漏风系数每增加0.1,将使送、引风机电耗增加2kw/MW电功率。

某些电厂空气放热器漏风情况已非常严重,如某电厂在改造前最高达到40%,各风机的设计裕量已全部用尽,已严重地影响了电厂的安全、经济运行。

所以空气预热器改造是一项必要的技改工程。

2.3胶球清洗改造

2.3.1凝汽器的换热效率

早在20世纪60年代,国外对凝汽器的换热效率问题做过深入的研究并通过试验。

SIEMENS公司对凝汽器管子结垢程度与效率之间关系的研究结论,其关系曲线如图l

所示图l中共4条曲线,生物积垢（mikorblologiseherbelag）曲线和无机硬质积垢（anorganiseherbelag）曲线。

代表管子积垢厚度与污垢系数、清洁系数之间的关系,由这两条曲线可以看出,污垢层越厚,污垢系数越大,清洁系数越小。

举例来说,当生物积垢达0.1mm,或无机硬质垢达1.2mm,污垢系数为0.2,而清洁系数仅为0.60。

图l中上部两条斜向右下方的曲线分别代表740Mw和1300Mw透平机组的污垢系数或清洁系数与机组效率损失的关系。

当清洁系数为0.60（即当生物积垢达0.1mm,或无机硬质垢达1.2mm时）,300MW机组效率下降达1.6%。

国外自20世纪50年代开始大力普及凝汽器清洗系统,并成为一项标准。

ALSTOM公司关于凝汽器清洗系统对出力的影响研究结论见表1。

国内对冷端损失研究较晚,但近20年来也逐渐得到了重视。

一些电厂通过实践和理论计算得出有关端差和汽机热耗的关系,也可以理解为凝汽器换热效率对机组效率的影响。

对于300Mw机组而言,满负荷时,可以粗略地认为端差每降低1℃,则减少1g标煤的煤耗。

例如某电厂2台125MW机组,其中10号机组采用了新的胶球清洗装置后,真空度由原来的88%提高到92%,而另1台11号机组没有技改,真空度降低到85%。

2004年某月由于用电紧张,2台机组满发,10号机组比11号机组多发电折合电价为67万元。

某电厂2x600MW机组,改造前采用某国内旧式胶球清洗设备和二次滤网。

每次淮河洪水期间,由于杂质量增大,凝汽器结垢、阻塞严重,因此不得不降负荷1/3,关闭一侧冷凝器进行清洗。

但2号机改造完成后,即便在夏天的特大洪水期间,机组仍然可以正常运行并满发。

2.3.2计算举例

机组容量为2x600MW,假设胶球清洗系统技改后,机组性能年平均增长率为0.3%。

单位机组年运行6500h,每度电售价为0.38元/（kw˙h）,负荷率为75%。

年经济收益=机组容量（kw）x发电增长率（%）x年运行小时x负荷率x每度电售价=2x600000x0.3%x6500x75%x0.38=666.9万元

配置较好的胶球清洗设备大约200万元左右,但对经济性的提高却很可观。

2.4循环水泵改造

循环水泵是厂用电的主要消耗源之一,约占整台机组厂用电量的20%。

因此,对循环水泵进行增流改造,可提高排汽真空、运行效率和安全可靠性,具有十分重大的经济价值和社会效益。

由于循环水泵体积大、质量大、价格较贵,为增大流量而将叶轮壳体全部进行改造,势必造成很大浪费。

而且将壳体和叶轮全部重新设计制造后,泵的安装尺寸、进出口法兰直径等也发生变化,给安装带来极大不便。

因此实际改造时,最好采用壳体不动,电机不换,仅改造叶轮的小改方案,主要从叶轮水力技术改造、加工制造工艺优化两方面来考虑。

需要注意:

①叶轮改造后安装时,与原叶轮完全互