B1加热器端差(2)
• 加热器端差增加受运行因素影响较大。在不 考虑加热器堵管以及设备缺陷前提下，加热 器端差增加与其壳侧水位直接相关。 • 目前300 MW机组加热器端差超标的，多是由 于运行水位偏低或者水位调节不稳定所致。 因此，确定合理的加热器水位是保证加热器 性能的关键。现场试验结果表明，水位优化 调整后加热器端差一般会有较大幅度的下降。
• 对于冷却管内壁钙垢层较厚的凝汽器进行酸洗。 对于冷却管内壁钙垢层较厚的凝汽器进行酸洗。 • 正常投入凝汽器胶球清洗装置。对于胶球清洗 正常投入凝汽器胶球清洗装置。 装置所选用胶球的直径、 装置所选用胶球的直径、硬度和重度等参数应 根据本厂凝汽器实际运行情况， 根据本厂凝汽器实际运行情况，并相关试验结 果分析确定。 果分析确定。有条件的可实现凝汽器根据清洁 度自动清洗。 度自动清洗。
近年来火电厂节能工作取得了明显的社会和经济效益， 近年来火电厂节能工作取得了明显的社会和经济效益， 使得能源消费以年均3.6% 3.6%的增长速度支持了国民经济年均 使得能源消费以年均3.6%的增长速度支持了国民经济年均 9.7%的增长速度 对缓解能源供需矛盾， 的增长速度， 9.7%的增长速度，对缓解能源供需矛盾，提高经济增长质量 和效益，减少环境污染，保障国民经济持续、快速、 和效益，减少环境污染，保障国民经济持续、快速、健康发 展发挥了重要作用。 展发挥了重要作用。 目前随着国名经济的快速发展， 目前随着国名经济的快速发展，电力工业处于高速发展 新时期，且各地均面临着相当严峻的缺电形势， 新时期，且各地均面临着相当严峻的缺电形势，各环节都面 临着巨大的压力； 厂网分开、竞价上网” 临着巨大的压力；“厂网分开、竞价上网”的电力市场机制 日趋完善， 日趋完善，电力体制改革后新的电力企业的管理模式已经形 各电力集团公司都十分注重机组的经济运行， 成，各电力集团公司都十分注重机组的经济运行，对发电企 业的运行经济性提出了越来越高的要求。 业的运行经济性提出了越来越高的要求。 火电厂节能是电力工业发展的重要主题， 火电厂节能是电力工业发展的重要主题，是解决能源环 是电力工业发展的重要主题 保问题的根本措施。火电厂节能工作任重道远。 保问题的根本措施。火电厂节能工作任重道远。火电厂节能 工作任重道远。 工作任重道远。
B1加热器端差(3)
• 在加热器壳体内应设置放空气管，以有效排放壳 侧不凝结气体，是保持加热器热力性能和减缓腐 蚀的重要措施。美国热交换学会标准规定，连续 空气排放量至少应为进入各加热器抽汽量的0.5 ％。 • 放空气系统不能逐级串联，以免压力较低的加热 器中不凝结气体高度浓缩，影响传热性能并加速 腐蚀；由不同工作压力的加热器引出的放空气管 不宜连接在一起，应分别与凝汽器连接，并保证 管路通畅。
A2凝汽器热负荷(1)
国产引进型300 MW机组凝汽器热负荷普遍偏大， 偏大幅度一般为10 ％～35 ％。凝汽器热负荷的增加 直接导致冷却水温升增大，传热端差增大，机组真空 降低，是汽机冷端性能恶化的主要因素。
其原因主要： 其原因主要：
• 通流部分，低压缸排入凝汽器的热流量增加，包括给 通流部分，低压缸排入凝汽器的热流量增加， 水泵小汽机排汽量增加； 水泵小汽机排汽量增加； • 疏水系统及低压旁路阀等内漏。 疏水系统及低压旁路阀等内漏。
A1真空系统严密性(2)
• 调查12台机组的平均真空严密性指标仅为 kPa/min，有的电厂甚至因为严密性差而 0.903 kPa/min 无法正常完成严密性试验。可见，仅改善真空严 密性一项，300 MW机组真空可以提高0.6 kPa， 平均降低煤耗率约1.5 g/(kW.h)。 • 由于机组真空系统庞大而复杂，影响真空的 环节多，提高机组真空严密性一直是各电厂较为 棘手的问题。
A2凝汽器热负荷(3)
降低凝汽器热负荷途径:
• 加强疏水阀门的检修和运行管理，减少阀门 加强疏水阀门的检修和运行管理， 内漏。 内漏。 • 提高汽动泵组运行效率，减小小汽机汽耗率； 提高汽动泵组运行效率，减小小汽机汽耗率； • 加强运行管理，保证正常疏水渠道畅通。合 加强运行管理，保证正常疏水渠道畅通。 理调整加热器水位保护和疏水调节阀定值， 理调整加热器水位保护和疏水调节阀定值， 保证加热器正常疏水。 保证加热器正常疏水。
A真空系统
• • • • • A1 A2 A3 A4 A5 真空系统严密性 凝汽器热负荷 凝汽器)
• SD268-88《固定式发电用凝汽汽轮机技术条件》 规定了机组真空严密性的验收标准：100 MW及 以上机组，真空下降速度不大于0.27 kPa/min。 • 国产引进型300 MW机组真空严密性指标不合格 的问题相当普遍，严重影响着机组的经济运行。 对300 MW机组真空严密性试验数据统计分析得 知，真空下降速度每降低 0.1 kPa/min,其真 空提高约 0.12 kPa。
A5真空泵性能(2)
真空泵工作液体温度高的直接原因是真空泵冷却水 温度高，而不少电厂真空泵冷却水直接取自凝汽器 循环水。真空泵冷却水系统改造方法： • 增大真空泵冷却水流量； 增大真空泵冷却水流量； • 采用较低温度的工业水（或直接引出地下水）。 采用较低温度的工业水（或直接引出地下水）。 某机组真空泵冷却水改用工业水后，机组真空明显 提高，在300 MW真空泵冷却水温度分别为30.5 ℃、 22.25 ℃、18.5 ℃时，凝汽器压力分别为11.28 kPa、9.94 kPa和9.53 kPa 。
火电厂的主要损失和消耗：
• 锅炉热损失 锅炉热损失：q2、q4 等 • 汽机热损失：进汽节流、通流部分损失 、泄 汽机热损失 进汽节流、 进汽节流 漏损失、 漏损失、余速损失等 • 乏汽在凝汽器的放热损失 • 电厂辅机等自用电量 • 管道散热损失 • 发电机损失 • 工质泄漏 工质泄漏、工况变化和燃料运输储存损失等
A4冷却水流量(1)
国产引进型300MW MW机组循环冷却水流 MW 量偏小是一个较为普遍的问题，差值一 般在10～30％之间。通常，当冷却水流 量偏小15％时，凝汽器真空将下降约 0.5kPa。冷却水流量不足主要有运行和 设备两个方面的原因。
A4冷却水流量(2)
造成冷却水流量不足的运行原因： 造成冷却水流量不足的运行原因：
B给水回热加热系统
• B1加热器端差 • B2高压加热器汽侧压力 • B3加热器疏水
B1加热器端差(1)
通常国产300MW机组加热器设计性能为： • 低加： 给水2.8℃； 疏水5.5 ℃ • 高加： 给水0～-1.7℃；疏水5.6℃ 加热器端差大的问题相当普遍，不少机组低压加 热器给水端差达到15 ℃、疏水端差达到30 ℃，某些 机组高压加热器疏水端差达到20 ℃。 对国产引进型300MW机组，加热器端差平均增加 2.4 ℃时，发电煤耗率上升约0.7 g/(kW.h)。统计所 涉及的9台300MW机组加热器疏水端差平均增大8.45℃， 影响煤耗率约2.46 g/(kW.h)。
火电厂热力系统及 辅机节能技术
• 火电厂热力系统及辅机节能技术
A B C D E F
真空系统 给水回热加热系统 疏水系统 水泵 风机 制粉系统
随着电力技术的不断发展， 随着电力技术的不断发展，火电机组结构不断 优化，大容量和新技术机组所占比例的不断提高， 优化，大容量和新技术机组所占比例的不断提高， 全国火电机组平均供电煤耗由2000年的 年的394g/kWh 全国火电机组平均供电煤耗由 年的 降低到2004年的 年的379g/kWh，特别是 降低到 年的 ，特别是300MW平均 平均 供电煤耗完成339.36克/千瓦时 上年度 千瓦时(上年度 供电煤耗完成 克 千瓦时 上年度340.36)；平 ； 均厂用电率为5.27%（上年度 ）；平均等效可 均厂用电率为 （上年度7.2%）；平均等效可 ）； 用系数为91.96%（上年度 ）；进口 用系数为 （上年度91.76%）；进口 ）；进口300MW 机组平均供电煤耗完成331.09克/千瓦时 上年度 千瓦时(上年度 机组平均供电煤耗完成 克 千瓦时 331.74）；平均厂用电率为 ）；平均厂用电率为 ）；平均厂用电率为5.26%（上年度 （ 5.40%）； 平均等效可用系数为 ）； 平均等效可用系数为92.77%（上年度 （ 91.43%）；各类机组的运行可靠性和经济性水平 ）；各类机组的运行可靠性和经济性水平 ）； 逐年提高，但火电机组平均效率仅约33.8%(比国际 逐年提高，但火电机组平均效率仅约 比国际 先进水平低6-7个百分点 个百分点)， 先进水平低 个百分点 ，平均供电煤耗比国外高 50克标煤，整体运行水平与国际先进水平相距甚远。 克标煤， 克标煤 整体运行水平与国际先进水平相距甚远。
A3凝汽器清洁度(1)
• 凝汽器清洁度降低是冷端性能恶化的 另一主要原因。凝汽器设计清洁度一 般为0.8～0.85，某项调研设计的十 台国产引进型300 MW机组平均凝汽器 运行清洁度为0.59。某电厂1号机组 改造前运行清洁度0.37，仅此影响真 空2.45 kPa。
A3凝汽器清洁度(2)
提高凝汽器清洁度的主要途径： 提高凝汽器清洁度的主要途径：
A3凝汽器清洁度(3)
提高凝汽器清洁度的主要途径： 提高凝汽器清洁度的主要途径：
• 设置循环水二次滤网； 设置循环水二次滤网； • 定期清理凝汽器水室， 由于循环水水 定期清理凝汽器水室，
质欠佳或者二次滤网运行质量的缺陷，造 成凝汽器水室杂物堆积，杂物卡在冷却管 内使胶球无法正常运行或者使冷却水流量 降低。
A2凝汽器热负荷(2)
降低凝汽器热负荷途径:
• 选用合理的汽封结构，严格控制升、降负荷 选用合理的汽封结构，严格控制升、 特别是控制启、 率，特别是控制启、停机过程中的负荷率以 降低机组振动幅度， 降低机组振动幅度，大修中合理调整汽封间 隙，提高汽轮机通流效率，减少低压缸的排 提高汽轮机通流效率， 汽量； 汽量； • 优化疏水系统，合并减少疏水阀门，合理利 优化疏水系统，合并减少疏水阀门， 用有效能，减少泄漏点； 用有效能，减少泄漏点；