火电机组节能诊断技术方案.docx

火电机组节能诊断技术方案I前言：火电机组节能诊断工作不完全等同于机组性能考核试验,它要求诊断人员在较短时间内发现并挖掘机组节能潜力和空间。诊断什么？怎么诊断?本方案给您一个初步的思路，可以作为节能诊断的指导性文件。2执行标准D1./T904火力发电厂技术经济指标计算方法D1./T1052节能技术监督导则D1./T1464-2015燃煤机组节能诊断导则GB/T3216回转动力泵水力性能验收试验1级和2级GB/T8117.1汽轮机热力性能验收试验规程第1部分：方法A-大型凝汽式汽轮机高准确度试验GB/T8117.2汽轮机热力性能验收试验规程第2部分：方法B-各种类型和容量汽轮机宽准确度试验GB/T10184电站锅炉性能试验规程D1./T964循环流化床锅炉性能试验规程GB13223火电厂大气污染物排放标准D1./T244直接空冷系统性能试验规程D1./T468电站锅炉风机选型和使用导则D1./T469电站锅炉风机现场性能试验D1./T552火力发电厂空冷塔及空冷凝汽器试验方法D1./T839大型锅炉给水泵性能现场试验方法D1./T1078表面式凝汽器运行性能试验规程D1./T1290直接空冷机组真空严密性试验方法ASMEPTC4FiredSteamGeneratorsPerformanceTestCodeS（锅炉性能试验规程）ASMEPTC6SteamTurbinesPerformanceTestCOdeS（汽轮机热力性能验收试验规程）国家能源集团公司火电产业节能技术监督实施细则3总体要求3.1 各火电企业应结合自身实际情况，采取自行诊断、聘请专家诊断或第三方（电科院等单位）诊断等方式进行。3.2 节能诊断应通过统计分析、开展专项性能试验、理论分析计算等手段，全面了解和掌握被诊断机组主辅设备运行状况和能耗水平，能耗分析结果应准确，提出的节能（电）措施应具体可行。3.3 节能诊断应结合同类型机组各主辅设备当前先进能耗指标，以及当前其他各电厂采取的主要节能（电）措施及其实施效果，估算被诊断机组各项节能（电）措施所能达到的效果。4节能诊断所需相关资料和数据4.1 设计资料节能诊断工作开始前，应收集下列设计基础资料：4.1.1 汽轮机热力特性数据、修正曲线及THA、TMCR、VWO、TR1.、75%THA>50%THA工况热平衡图等。4.1.2 锅炉设计说明书、锅炉热力计算汇总、燃烧器设计说明书等。4.1.3 主要辅机及系统设计规范及说明书，主要辅机及系统包括：凝汽器、循环水泵、空冷系统、凝结水泵、给水泵、给水泵汽轮机、高压加热器、低压加热器、磨煤机、一次风机、排粉机、送风机、引风机、增压风机、空气预热器、脱硫系统、脱硝系统、除尘器、除灰系统、流化风机等。4.1.4 运行规程和热力系统图。4.2 运行能耗指标及运行参数421机组上一年度综合技术经济指标月度统计值，应包括：发电量、运行小时、利用小时、负荷系数、发电煤耗、发电厂用电率、综合厂用电率、生产供电煤耗、综合供电煤耗，供热机组还包括供热量、供热比、供热煤耗。其指标定义及计算方法应符合D1./T904的规定。4.2.1 机组上一年度运行技术经济指标月度统计值，应包括：主蒸汽温度、再热蒸汽温度、凝汽器压力（真空度、真空、大气压力）、锅炉排烟温度、运行氧量、飞灰和大渣含炭量、空气预热器漏风率、空气预热器进口一次冷风温度（暖风器后）、空气预热器进口二次冷风温度（暖风器后）、环境温度、过热器减温水量、再热器减温水量、补水率等。其指标定义及计算方法应符合D1./T904的规定。423机组上一年度主要辅机耗电率月度统计值，应包括：循环水泵或空冷风机、凝结水泵、电动给水泵、磨煤机、送风机、一次风机、排粉机、引风机、增压风机、脱硫系统、脱硝系统、除尘系统、除灰系统、输煤系统等。424上一年度入炉煤月报，应包括：入炉煤工业分析、灰熔点、煤粉细度等数据。425记录典型工况下机组负荷、运行方式、主蒸汽压力、主蒸汽温度、调节汽门开度、再热蒸汽压力、再热蒸汽温度、给水温度、过热器减温水量、再热器减温水量、凝汽器进出口循环水温度、汽轮机排汽温度、凝汽器真空、凝结水温度、大气压力、环境温度、空气预热器入口空气温度、锅炉排烟温度、空气预热器烟风道压降、锅炉运行氧量、飞灰含炭量、大渣含炭量、煤量等参数。4.2.6 统计机组冷态、温态、热态和极热态起停次数。427现场抄录或实测典型工况下各主要辅机和系统的功率。4.3 性能试验报告及电厂节能分析报告节能诊断前收集机组性能考核试验报告、大修前后性能试验报告（包括机组改造后性能试验报告、煤耗查定试验报告、辅机测试报告、电厂节能分析报告（对标分析报告和节能评价报告等）。4.4 诊断内容及方法5.1 汽轮机本体5.1.1 根据最近一次按照GB/T8117或ASMEPTC6标准要求的汽轮机性能试验结果，测算THA或额定负荷工况下汽轮机热耗率。若为供热机组，应考虑供热对汽轮机热耗率的影响。5.1.2 根据汽轮机热耗率及高、中、低压缸效率试验结果，利用汽轮机制造厂提供的缸效率与热耗率修正计算方法或汽轮机变工况计算方法，判断汽轮机热耗率与各缸效率关系的合理性，必要时可修正汽轮机热耗率测算结果。5.1.3 分析判断各级段抽汽温度，若抽汽温度明显偏高，应提出偏高的原因及处理措施。5.1.4 对于高、中压缸合缸汽轮机，根据高中压平衡盘漏汽量试验结果，判断漏汽量，若漏汽量明显偏大，提出偏大的可能原因及处理措施。5.1.5 对于喷嘴调节机组，根据机组在不同工况下的负荷、调门开度、主蒸汽压力，分析判断机组运行方式的合理性，若运行方式不合理，提出机组运行方式优化方向。5.1.6 对于节流调节机组，机组正常运行时调节汽门全开，可通过开启补汽阀进行一次调频，若采用调节汽门开度变化而补汽阀全关进行一次调频，测算该运行方式对机组发电煤耗的影响量。5.1.7 根据汽轮机热耗率测算结果、三缸效率等主要性能指标，结合制造厂设计制造工艺、电厂运行检修管理等因素，综合评估机组能耗水平，参考结合同类型汽轮机的改进及维修经验，提出节能降耗措施,并预测节能潜力。5.2 机组冷端系统5.2.1 湿冷机组冷端系统5.2.1.1根据节能诊断期间机组试验工况下汽轮机热耗率测算值、发电机效率设计值、机组功率、凝汽器冷却水温升，估算凝汽器热负荷和冷却水流量，根据循环水其他用水设备的用水量，估算循环水泵总流量。521.2根据真空系统严密性试验结果、抽真空系统抽吸和连接方式、真空泵工作状况，判断真空系统运行状况。5.2.1.3现场应抄录或实测循环水泵电机功率，并计算循环水泵耗电率。521.4根据估算的凝汽器冷却水流量、凝结水温度、凝汽器冷却水进出口温度、凝汽器压力及凝汽器设计参数，按照D1./T1078的规定估算凝汽器性能，包括传热端差、运行清洁系数、凝汽器汽侧和水侧阻力、凝结水过冷度等。5. 2.1.5根据循环水泵进口压力、出口压力、出口流速、流量、电动机输入功率，按照GB/T3216的规定估算循环水泵轴功率和泵效率。1.6 .6根据典型工况下冷端系统运行参数及性能、循环水泵耗电率统计值，判断循环水泵运行方式的合理性。1.7 .7在冷却塔出水温度高于20的情况下，根据冷却塔进风干湿球温度、冷却塔出水温度（或凝汽器冷却水进口温度）,估算冷却塔幅高（差）,判定冷却塔的冷却能力和效率。5. 2.1.8根据凝汽器压力月度统计值，估算对机组发电煤耗的影响量。6. 2.1.9根据分析数据及设备运行状况，结合冷端系统设计条件，提出冷端系统节能降耗措施，并预测节能潜力。5.2.2直接空冷机组冷端系统5.2.2.1根据真空系统严密性试验结果、真空系统连接方式、真空泵工作状况，判断真空系统运行状况，且真空系统严密性试验应符合D1./T1290规定。现场抄录或实测空冷风机功率，并计算空冷风机耗电率。522.2 根据环境风速、环境温度、汽轮机排汽压力、凝结水温度等，按照D1./T244的要求计算直接空冷系统性能。522.3 根据空冷系统设计性能曲线和考核试验结果，分析判断空冷系统运行性能。522.4 根据典型工况下空冷风机运行参数、耗电率统计值，判断空冷风机运行方式的合理性。522.5 根据典型工况下辅机冷却水系统运行参数及性能，判断辅机冷却水系统运行方式的合理性。522.6 根据汽轮机排汽压力月度统计值，估算对机组发电煤耗的影响量。522.7 根据分析数据及设备运行状况，提出直接空冷系统节能降耗措施，并预测节能潜力。522.8 间接空冷机组冷端系统5. 2.3.1根据目前工况下汽轮机热耗率测算值、发电机效率设计值、机组功率、凝汽器冷却水温升，估算凝汽器热负荷和冷却水流量，考虑循环水其他用水设备的用水量，估算循环水泵总流量。6. 2.3.2根据真空系统严密性试验结果、真空系统连接方式和真空泵工作状况，判断真空系统运行状况。523.3 现场抄录或实测循环水泵电机功率，并计算循环水泵耗电率。523.4 根据估算的凝汽器冷却水流量、凝结水温度、凝汽器冷却水进出口温度、凝汽器压力及凝汽器设计参数等，按照D1./T1078的规定估算凝汽器性能，包括传热端差、传热系数、运行清洁系数、凝汽器汽侧和水侧阻力、凝结水过冷度等。523.5 根据环境风速、环境风温、进出水温度、冷却水流量，按照D1./T552的要求计算间接空冷系统性能。523.6 根据空冷系统设计性能曲线和考核试验结果，结合运行数据，分析判断间接空冷系统运行性能。523.7 根据循环水泵进口压力、出口压力、流量、电动机输入功率、电动机设计效率，按照GB/T3216的规定估算循环水泵轴功率和泵效率。523.8 根据典型工况下循环水泵运行参数及性能、耗电率统计值，判断循环水泵运行方式的合理性。5.2.3.9根据典型工况下辅机冷却水系统运行参数及性能，判断辅机冷却水系统运行方式的合理性。5.2.3.10根据凝汽器压力月度统计值，估算对机组发电煤耗的影响量。5.2.3.11根据分析数据及设备运行状况，提出间接空冷系统节能降耗措施，并预测节能潜力。5.3泵组5.3.1凝结水泵组5.3.1.1现场检查凝结水泵再循环门及低压旁路的严密性，应核查其他需要凝结水进行喷水减温系统的运行状况，判断凝结水量。531.2现场抄录或实测凝结水泵电机功率，并计算凝结水泵耗电率。5.3.1.3根据凝结水泵流量、出口压力、电动机功率和电动机设计效率、变频器效率，按照GB/T3216的规定估算凝结水泵轴功率和效率。531.4根据凝结水泵运行方式、运行参数、泵效率、耗电率统计值，判断凝结水泵运行状况，提出降低凝结水泵耗电率的措施，应预测节电潜力。5.3.2汽动给水泵组5.3.2.1现场检查给水泵小汽轮机运行方式及参数，运行参数应包括：汽轮机进汽压力、温度、流量、排汽压力或排汽温度。核查给水泵进出口压力、温度、给水流量。5.322现场检查前置泵(若配置)运行方式及参数，运行参数应包括：前置泵进出口压力、出口温度、流量、电动机功率。5.3.2.3根据前置泵进出口压力、流量、电动机功率等参数，按照GB/T3216的规定估算前置泵的扬程、有效功率和效率。5.324根据给水泵进口压力、给水泵进口给水温度、前置泵流量扬程特性、给水泵进口必需汽蚀余量(NPSHR)等参数，确定给水泵进口有效汽蚀余量，按照1.7倍的NPSHR,判断前置泵扬程，如偏高应提出降低扬程的可能性。5.3.2.5检查给水泵最小流量阀启、闭流量设定值，以及再循环流量阀的严密性。532.6查看汽轮机运行方式（主蒸汽压力）、给水调节方式、机组一次调频情况。5.3.2.7根据给水泵汽轮机进汽压力、温度、流量，