影响汽轮机组热耗率

影响汽轮机组热耗率
影响汽轮机组热耗率

影响汽轮机组热耗率

(效率)的因素有哪些?

影响汽轮机组热效率(效率)的因素的主要由汽轮机通流部分效率与蒸汽动力循环热效率俩部分构成,汽轮机通流部分效率和蒸汽动力循环热效率高,则汽轮机热耗率低(效率高)。

汽轮机通流部分效率取决于汽轮机的设计、制造、安装水平,蒸汽动力循环热效率取决于循环形式与循环初终参数。

(1)汽轮机通流部分效率取决于汽轮机高压缸、中压缸、低压缸效率以及高压配汽机构的节流损失。

(2)蒸汽初参数

蒸汽初参数主要是指汽轮机主蒸汽门前的主蒸汽压力、主蒸汽温度。

主蒸汽压力、主蒸汽温度低于设计值对汽轮机热耗率的影响通过两个方面来体现:

1、循环热效率低,汽轮机热耗率上升;

2、造成汽轮机内部蒸汽膨胀也流动状态偏离设计值,缸效率下降,汽轮机组热耗率上升。

所以在汽轮机运行调整过程中,保持蒸汽初参数在运行规程规定范围内是保证汽轮机安全、经济运行的重要措施之一。

对于大容量机组,随着机组负荷的变化有定、滑压运行两种方式,机组定、滑压运行的经济性取决于汽轮机高压缸效率、高压配汽机机构的节流损失以及给水泵能耗的综合作用。

(3)蒸汽终参数

蒸汽终参数是指汽轮机低压缸排气压力。一般情况下,排汽压力低,则汽轮机热耗率越低。通常排汽压力通过测量真空和大气压力计算得到,排汽压力

等于大气压力减去凝气器真空度,现场分析排汽压力对机组的影响时习惯上采用真空。

凝汽器真空度对汽轮机热耗率的影响通过两个方面来体现:

1、凝气器真空度低于设计值,热力循环冷源参数高于设计值,汽轮机冷源损失增加、循环热效率降低,热耗率上升。

2、凝汽器真空度降低,汽轮机低压缸内部末几级蒸汽膨胀发生变化:

有效焓降降低、反动度增大,极效率降低;当凝汽器真空度剧烈变化时,反动度的变化可能引起轴向推力的变化,引起推力轴承负荷增加。所以在汽轮机运行调整过程中,保持较高的凝汽器真空度参数是保证汽轮机安全、经济运行的重要措施之一。

事实上,凝汽器真空度升高,在机组负荷、环境温度、真空严密性等条件不变的前提下必须依靠增加循环冷却水流量。而循环冷却水流量增大是以循环水泵耗电量增加为代价的,所以在实际运行工作中就有一个汽轮机最有利真空的控制。

4、在热循环

对于某一给定的蒸汽循环而言,在热蒸汽循环对汽轮机组热耗率的影响主要通过再热蒸汽温度、再热器减温水流量以及再热器压损来体现。

(1)在热蒸汽温度低于设计值。一是循环热效率降低,汽轮机组热耗率上升。二是汽轮机中压缸内部蒸汽膨胀与流动状态偏离设计值,造成汽轮机中压缸效率下降,汽轮机组热耗率上升。

(2)再热器减温水流量。再热器喷水减温的过程,是一个非再热的中参数循环,与主循环相比其热经济性要低许多。

(3)再热器压损,再热器压损增大,一方面按等级效焓降理论,蒸汽的作功能能力降低;另一方面再热器压力降低,中压缸内部蒸汽膨胀与流动状态偏离设计值,造成汽轮机中压缸效率下降,汽轮机组热效率上升。

(5)给水回热循环

给水回热循环对汽轮机热耗率的影响主要是通过给水回热循环的效果体现。

(1)从给水回热循环的结果来看,给水温度达不到设计值,会使给水回热循环的过程降低,汽轮机热耗率上升。

(6)热力系统xx

热力系统(疏放水系统、旁路系统)严密性差,存在内、外漏现象,汽轮机组热耗率上升。

汽轮机组热耗率降低技术动进

1、管理方面

(1)强化检修和技术管理,制订检修管理、检修质量奖惩、技术监督等办法,采取科学、合理的技术措施,提高检修质量和机组经济运行水平。定制召开检修例会,分析机组运行状态和存在的问题,研究和制定有针对性的提高机组经济运行水平的措施;当机组运行中热力性能发生异常或因设备原因,影响机组稳定和经济运行时,应及时组织专题研究。

(2)加强运行管理,完善指标竞赛管理等办法,采取科学、合理的优化调整措施,提高机组运行经济性。定期召开运行分析会,分析机组运行状态、指标完成情况和存在问题,研究和制定有针对性降低能耗指标的运行优化调整措施。在指标发生异常波动时,应及时组织专题分析。

(3)发挥热力实验的作用,定量分析机组经济状态,为机组检修、技术改造、运行经济调整提供科学的依据。当机组运行中热力性能或指标发生异常时,应进行热力实验,协助检修和运行查找原因。

2、提高汽轮机通流部分效率

(1)检修方面。根据设备和热力系统现状,制定检修项目,落实设备技术改造和系统优化改造措施。结合机组检修队汽轮机通流部件进行除垢、调整高压调门的重叠度。加强设备缺陷管理,及时消除影响机组经济运行的设备缺陷。

(2)运行方面。制定机组经济调度和运行优化调整措施,加强监督与指导。积极开展运行指标竞赛活动,推行机组参数压红线运行、机组低负荷滑压运行等。加强化学监督,确保汽水品质,防止锅炉、凝汽器、加热器等受热面,以及汽轮机通流部分发生腐蚀、结垢、积盐。

(3)提高蒸汽初参数

确保热控制自动装置的正常投入,提高蒸汽参数调整的品质。

运行要加强机组参数的监视和调整,做到“四勤”(勤检查、勤维护、勤联系、勤调整)和“四稳”(汽温稳定、汽压稳定、水位稳定、负荷稳定),使运行蒸汽参数达到给定值。

(4)提高凝汽器真空

加强调整,保持汽轮机在最有利真空下运行。

加强冷却设备的维护和冷却水质监督,提高凝汽器胶球清洗装置投入率、胶球收球率及冷却塔冷却效率。

定期进行真空严密性实验,清楚真空系统各漏点,保持真空系统严密性在合格范围内。

5、提高再热循环效率

加强运行调整,提高再热蒸汽温度。

运行中尽可能减少再热器喷水减温水量。

6、提高给水回热循环效率

加强设备维护和运行调整,提高高加投入率和给水温度。

保持加热器管子表面的清洁、旁路阀门的严密性,运行中保持加热器正常疏水水位,降低加热器端差。

7、保持热力系统xx

建立热力系统查漏制度,及时消除疏放放水系统、旁路系统等内、外漏现象。

汽耗与热耗计算(经典)

1、 汽轮发电机组热耗率 汽轮发电机组热耗率是指汽轮发电机组每发一千瓦时电量耗用的热量,单位为“千焦/千瓦时”。它反映汽轮发电机组热力循环的完善轮程度。汽轮发电机组的热耗率不仅受汽轮机的内效率、发电机效率、汽轮发电机组的机械效率的影响,而且受循环效率、蒸汽初、终参数的影响。 汽轮发电机组热耗率的计算公式如下: 1)无再热凝汽轮机组的热耗率 () ()()给水焓主汽焓汽耗率千瓦时千焦无再热热耗率 -?=/ 汽耗率(千克/千瓦时)=发电机的发电量汽轮机耗用的主蒸汽量 式中,主蒸汽焓指汽轮机入口主蒸汽焓。 给水焓指末级高压加热器出口联承阀后给水焓。 2)次中间再热汽轮机的热耗率 () ()?? ?? ??-?+???? ??-?+?-?=水焓减温蒸汽焓再热减温水耗率再热器中喷水用的排汽焓高压缸蒸汽焓再热 计算的汽耗率以高压缸排汽量 给水焓 给水率主蒸汽焓汽耗率千瓦时千焦再热热耗率 / 式中,减温水耗率单位为“千克/千瓦时”。 3)背压式汽轮机的热耗率 ()?? ?? ??-?=蒸汽焓背压汽焓主蒸汽耗率千瓦时千焦热耗率 / 4)单抽式汽轮发电机组热耗率 ()发电量 抽汽焓蒸汽焓汽机进口抽汽量给水焓蒸汽焓汽机进口抽汽量汽耗量热耗率? ? ? ? ?? -?+???? ??-?-= 5)双抽式汽轮机的热耗率 ()给水焓给水率主蒸汽焓汽耗率双抽热耗率 ?-?= — 发电量混合水用的汽量 高压抽汽加热返回 热系统的用汽量高压抽汽供回抽汽量高压?--10

???? ? ?-?水焓与补充水混合后的混合回水高压热用户用抽汽的返抽汽焓高压 — 发电量混合水用的抽汽量低压抽汽加热返回热系统的用汽量低压抽汽供回抽汽量低压 ?-- 10 ???? ??-?水焓与补充水混合后的混合回水低压热用户用抽汽的返抽汽焓低压 式中,汽量以“吨”,电量以“万千瓦时”,给水率以“千克/千瓦时”为单位。 2、 汽轮机的汽耗率 汽轮机汽耗率是指在发电机端每产生一千瓦时的电量,汽轮机所需要的蒸汽量。计算公式为: ()发电机发出的电量 汽轮机的总进汽量千瓦时千克汽耗率=/

大唐河北分公司耗差分析系统案例

大唐河北分公司耗差分析系统成功案例 一、项目概况 “节能减排”已经成为国家的一项基本国策,随着集团公司的迅速发展,发电机组的日益增多,节能减排已经成为落实集团公司科学发展的重要抓手。为全面加强集团公司节能减排管理,进一步提高节能减排管理水平,集团公司需要建立一套完整、统一、科学的节能减排管理体系,为实现集团公司科学发展,创造“中国大唐”品牌打下坚实的基础。 耗差分析是节能减排的重要手段,建设耗差分析系统是建立节能减排管理体系的重要内容。利用信息化技术,建设覆盖集团公司三级责任主体的耗差分析系统,实现对节能减排主要指标的实时监控、动态对标,提高集团公司节能减排的集团化、专业化管理水平。 根据大唐集团公司的三级耗差分析系统河北分公司需要建立河北分公司耗差系统,建设大唐河北分公司与下属发电企业之间的生产实时信息平台。使分公司能够及时的掌握所有发电机组重要安全生产实时信息(如负荷、电量和机组主要参数等)和火力发电机组主要环保排放信息(如烟尘、二氧化硫、氮氧化物等),对下属企业进行科学决策和指导;目前大唐分公司下属有四个火电厂、五个风电和一个水电厂。 该耗差分析系统采用亚控的KingHisrian为核心,实现了电厂数据的采集、存储、分析及展示。 二、项目特色

●实现公司下属所有电厂的数据共享,远程可以看到电厂的运营情况; ●具有压缩能力的历史数据库能保存长期产生的海量数据; ●接口丰富方便实现与集团系统的统一连接。 三、系统架构 ●系统架构图 根据系统网络层次和功能不同,将整个系统划分为三个层次,从下到上依次为:系统数据层、数据采集与网络传输层、应用层。系统结构如图1所示: 工工工工工工工工 工工工工工工工工工工工工 工工工工 工工工工工工工工 工工工工

影响汽轮机组热耗率

影响汽轮机组热耗率(效率)的因素有哪些? 影响汽轮机组热效率(效率)的因素的主要由汽轮机通流部分效率与蒸汽动力循环热效率俩部分效率与蒸汽动力循环热效率俩部分构成,汽轮机通流部分效率和蒸汽动力循环热效率高,则汽轮机热耗率低(效率高)。 汽轮机通流部分效率取决于汽轮机的设计、制造、安装水平,蒸汽动力循环热效率取决于循环形式与循环初终参数。 (1)汽轮机通流部分效率取决于汽轮机高压缸、中压缸、低压缸效率以及高压配汽机构的节流损失。 (2)蒸汽初参数 蒸汽初参数主要是指汽轮机主蒸汽门前的主蒸汽压力、主蒸汽温度。 主蒸汽压力、主蒸汽温度低于设计值对汽轮机热耗率的影响通过两个方面来体现: 1、循环热效率低,汽轮机热耗率上升; 2、造成汽轮机内部蒸汽膨胀也流动状态偏离设计值,缸效率下降,汽轮机组热耗率上升。 所以在汽轮机运行调整过程中,保持蒸汽初参数在运行规程规定范围内是保证汽轮机安全、经济运行的重要措施之一。 对于大容量机组,随着机组负荷的变化有定、滑压运行两种方式,机组定、滑压运行的经济性取决于汽轮机高压缸效率、高压配汽机机构的节流损失以及给水泵能耗的综合作用。 (3)蒸汽终参数 蒸汽终参数是指汽轮机低压缸排气压力。一般情况下,排汽压力低,则汽轮机热耗率越低。通常排汽压力通过测量真空和大气压力计算得到,排汽压力等于大气压力减去凝气器真空度,现场分析排汽压力对机组的影响时习惯上采用真空。 凝汽器真空度对汽轮机热耗率的影响通过两个方面来体现: 1、凝气器真空度低于设计值,热力循环冷源参数高于设计值,汽轮机冷源损失增加、循环热效率降低,热耗率上升。 2、凝汽器真空度降低,汽轮机低压缸内部末几级蒸汽膨胀发生变化:有效焓降降低、反动度增大,极效率降低;当凝汽器真空度剧烈变化时,反动度的变化可能引起轴向推力的变化,引起推力轴承负荷增加。所以在汽轮机运行调整过程中,保持较高的凝汽器真空度参数是保证汽轮机安全、经济运行的重要措施之一。 事实上,凝汽器真空度升高,在机组负荷、环境温度、真空严密性等条件不变的前提下必须依靠增加循环冷却水流量。而循环冷却水流量增大是以循环水泵耗电量增加为代价的,所以在实际运行工作中就有一个汽轮机最有利真空的控制。 4、在热循环 对于某一给定的蒸汽循环而言,在热蒸汽循环对汽轮机组热耗率的影响主要通过再热蒸汽温度、再热器减温水流量以及再热器压损来体现。 (1)在热蒸汽温度低于设计值。一是循环热效率降低,汽轮机组热耗率上升。二是汽轮机中压缸内部蒸汽膨胀与流动状态偏离设计值,造成汽轮机中压缸效率下降,汽轮机组热耗率上升。 (2)再热器减温水流量。再热器喷水减温的过程,是一个非再热的中参数循环,与主循环相比其热经济性要低许多。 (3)再热器压损,再热器压损增大,一方面按等级效焓降理论,蒸汽的作功能能力降低;另一方面再热器压力降低,中压缸内部蒸汽膨胀与流动状态偏离设计值,造成汽轮机中压缸效率下降,汽轮机组热效率上升。 (5)给水回热循环 给水回热循环对汽轮机热耗率的影响主要是通过给水回热循环的效果体现。

汽轮机发电机组降低热耗措施

汽轮发电机组降低热耗措施 为了降低机组的热耗,建议从以下几个方面进行检查、处理。 一、锅炉专业: 1、锅炉本体 1)锅炉受热面保温严格按照厂家要求进行,并且完成后进行保温层外部实测,温度应满足厂家要求或者规范要求(环境温度低于27℃时,保温结构外表面温度不应超过50℃,环境温度高于27℃时,保温结构外表面温度可比环境温度高25℃)。 2)检查炉膛及烟道密封,防止漏风、漏烟,造成热损失。 3)调整燃烧器喷嘴角度,使炉膛火焰中心及火焰高度满足厂家要求,使煤粉完全燃烧,减低煤耗。 4)清除受热面管积灰、结渣,保证受热面传热效果,减低排烟温度。 5)锅炉汽水系统管道、阀门检查处理。 2、锅炉辅机 1)吹灰器检查,保证吹灰效果。 2) 空气预热器检查积灰情况,减低排烟温度。 3)将空气预热器内腐蚀、磨损严重的蓄热元件进行更换。 二、汽机专业: 1、汽机本体 1)高中压缸及低压缸揭缸,检查汽缸汽封间隙、轴封间隙和通流间隙,并调整到厂家设计值范围内(尽可能取中、下限值); 2)汽轮机动、静叶片盐垢物化验、清理(化学清洗及人工清理),静叶片矫

正、更换处理; 3)高中压联合汽阀解体,进行阀碟与阀座严密性检查、处理; 4)高中压缸(包括中低压连通管)及高中压联合汽阀(包括导汽管)保温结构外表在机组满负荷情况下进行测温检查,对超温部分予以相应的处理。 2、汽机辅机及管道 1)高低压加热器、轴封加热器抽芯检查,热交换管内部结垢物清理; 2)真空系统严密性检查及处理; 3)汽机侧热力各系统阀门(截止阀、闸阀、蝶阀、调节阀、安全阀)内漏检查及处理; 4)热力系统管道、加热器、除氧器等保温结构外表在机组满负荷情况下进行测温检查,对超温部分予以相应的处理。

火力发电厂技术经济指标解释及耗差分析

火力发电厂技术经济指标解释及耗差分析 一、概述 火力发电厂既是能源转换企业,又是耗能大户,因此技术经济指标对火力发电厂的生产、经营和管理至关重要。火电厂技术经济指标计算不仅反映电力企业的生产能力、管理水平,还可以指导火电厂电力生产、管理、经营等各方面的工作。 火力发电厂指标很多,一般将经济技术指标分为大指标和小指标。小指标是根据影响大指标的因素或参数,对大指标进行分解得到的。小指标包括锅炉指标、汽轮机指标、燃料指标、化学指标等。 1、综合性指标:火力发电厂的主要经济技术指标为发电量、供电量和供热量、供电成本、供热成本、标准煤耗、厂用电率、等效可用系数、主要设备的最大出力和最小出力。 2、锅炉指标:锅炉效率、过热蒸汽温度、过热蒸汽压力、再热蒸汽温度、再热蒸汽压力、排污率、炉烟含氧量、排烟温度、空气预热器漏风率、除尘器漏风系数、飞灰和灰渣可燃物、煤粉细度合格率、制粉(磨煤机、排粉机)单耗、风机(引风机、送风机)单耗、点火和助燃油量。 3、汽轮机指标:汽轮机热耗、汽耗率、主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热蒸汽温度、真空度、凝汽器端差、加热器端差、凝结水过冷却度、给水温度、电动给水泵耗电率、汽动给水泵组效率、汽动给水泵组汽耗率、循环水泵耗电率、高加投入率、胶球装置投入率和收球率、真空系统严密性、水塔冷却效果(空冷塔耗电率、冷却塔水温降)、阀门泄漏状态。 4、燃料指标:燃料收入量、燃料耗用量、燃料库存量、燃料检斤量、检斤率、过衡率、燃料运损率、燃料盈吨量、盈吨率、燃料亏吨量、亏吨率、煤场存损率、燃料盘点库存量、燃料盘点盈亏量、燃料检质率、煤炭质级不符率、煤质合格率、配煤合

格率、燃料亏吨索赔率、燃料亏卡索赔率、入厂标煤单价、入厂煤与入炉煤热量差、入厂煤与入炉煤水分差、输煤(油)单耗、输煤(油)耗电率、燃煤机械采样装置投入率、皮带秤校验合格率。 4、化学指标:自用水率、补水率、汽水损失率、循环水排污回收率、机炉工业水回收率、汽水品质合格率等。 5、热工指标:热工仪表、热工保护及热工自动的投入率和准确率。 二、综合性指标定义及计算 1、发电量:指电厂发电机组经过对一次能源的加工转换而产生的有功电能数量,即发电机实际发出有功功率与发电机实际运行时间的乘积,单位为kW·h或万kW·h。发电量根据发电机端电能表的读数计算,即: 发电量=计算期电能表的读数差×电能表的倍率 2、厂用电率:指发电厂为发电耗用的厂用电量与发电量的比率。 厂用电率=计算期内发电厂厂用电量(万kW·h) 计算期内发电量(万kW·h) ×100% 综合厂用电率:综合厂用电率是指全厂发电量与上网电量的差值与全厂发电量的比值,即 L gh=W f?W gk+W wg W f ×100 式中 : W wg——全厂的外购电量,kW﹒h ; W gk——全厂的关口电量,kW﹒h 3、标准煤耗 (1)标煤量 注:各种不同煤种具有不同的发热量,必须折算到一定的基准下才能进行经济性比较。标准煤是指收到基低位发热量为kg(即7000kcal)的煤。燃油耗用量较小且油质变化不大,41868 kJ/kg(即10000kcal/kg)就是1kg标准油的发热量。 (2)发电标准煤耗(发电标煤率):是指火电厂产生1kW·h电能所消耗的标准煤量(g/kW﹒h)。

火电厂锅炉主要运行参数的耗差分析

火电厂锅炉主要运行参数的耗差分析 发表时间:2019-03-12T16:34:57.277Z 来源:《电力设备》2018年第27期作者:李延明 [导读] 摘要:当锅炉主要运行参数偏离目标值时,会引起锅炉热效率的下降,导致机组发电煤耗升高。 (内蒙古通辽市通辽发电总厂内蒙古通辽市 028000) 摘要:当锅炉主要运行参数偏离目标值时,会引起锅炉热效率的下降,导致机组发电煤耗升高。为此,分析了煤气锅炉热效率的计算要点,并提出了适用于煤气锅炉的煤耗偏差分析模型,给出了锅炉运行过程中排烟温度、排烟氧量、排烟CO含量变化时的发电煤耗偏差计算模型。实际计算结果表明,该模型能够较准确地计算出锅炉主要运行参数偏离目标值所引起的煤耗偏差,可为机组的优化运行提供数据依据。 关键词:煤气锅炉;运行参数;煤耗偏差 火电厂对锅炉性能进行在线监测和分析的目的在于了解锅炉运行过程中的热经济性和煤耗偏差情况,以使锅炉尽量处于高效率的运行状态。煤耗偏差是指机组当前运行参数值偏离目标值所造成的煤耗变化量。在对锅炉效率和各项热损失进行在线计算的基础上进行耗差分析,可了解导致锅炉效率变化的影响因素及其影响的程度,以指导运行,使锅炉时刻处于最佳或接近最佳运行状态,从而提高锅炉的运行经济性。 1煤耗偏差计算模型 机组运行参数偏离目标值时的煤耗偏差计算模型为: 式中:(Δb)i为某项运行参数偏离目标值导致的机组发电煤耗变化量,g/(kW·h);(δE)i为某项运行参数偏离目标值导 致的机组热经济性指标的相对变化量;bb为发电标准煤耗率g/(kW·h),其中Qdw为煤气低位发热量,kJ/m3,Vg为单位发电量对应的煤气耗量,m3/(kW·h)。排烟氧量、排烟温度、排烟CO含量等锅炉运行参数对机组热经济性的影响主要通过锅炉热效率反映,将上式变换为: 式中,(δηb)i为某项运行参数偏离目标值导致的锅炉热效率的相对变化量,%。因此,只需计算出由于锅炉运行参数改变所引起的锅炉热效率相对变化量,即可求出煤耗偏差。 2煤气锅炉热效率计算模型 煤气锅炉热效率ηb一般采用热损失法: 式中:q2为排烟热损失,%;q3为可燃气体未完全燃烧热损失,%;q4为机械未完全燃烧热损失,%;q5为锅炉散热损失,%;q6为灰渣物理热损失,%。煤气锅炉不存在机械未完全燃烧热损失q4和灰渣物理热损失q6,因此这2项均为0。其中,排烟热损失q2在煤气锅炉中所占比例最大。锅炉的排烟热损失q2是由于排烟温度高于外界空气温度造成的热损失。在锅炉的各项热损失中,q2是最大的一项,一般为4%~8%。影响q2的主要因素有排烟温度和排烟容积,其计算公式为: 式中:Vgy为实际干烟气量,m3/m3(煤气);VH2O为烟气中所含水蒸气容积,m3/m3(煤气);θpy为排烟温度,℃;t0为基准温度,℃;cp,gy为干烟气在t0至θpy温度间的平均比定压热容,kJ/(m3·K);cp,H2O为水蒸气在t0至θpy温度间的平均比定压热容,kJ/(m3·K);Qr为输入热量,kJ/m3(煤气);cp,r为煤气在t0至tr温度间的平均比定压热容,kJ/(m3·K);tr为煤气温度,℃。 3参数变化时煤耗偏差模型 3.1排烟温度 当排烟温度偏离基准值时,排烟热损失会发生变化,进而导致锅炉热效率变化。排烟温度变化引起的排烟热损失变化量为: 锅炉效率相对变化量为: 由此得到排烟温度变化引起的发电煤耗偏差为: 3.2排烟氧量 排烟氧量变化引起的排烟热损失变化量为:

火电厂性能计算和分析

火电厂性能计算和分析 “性能计算和分析”的基本功能 在公司生产调度管理系统中建立标准统一的热力性能计算模型,对于各台机组采用单独的模型重新进行性能计算,根据来自各机组性能计算的数据和经济性、可靠性分析评估,进行全厂及全公司机组经济性、可靠性指标的计算,包括: 1)全公司平均发电负荷、发电煤耗率、供电煤耗率、厂用电率、发电热效率、汽机热耗、锅炉效率。 2)全公司可靠性指标的计算:机组等效可用系数、利用小时、出力系数、非停次数、非停小时数、非停系数、强迫停运率等。 3)各区域平均发电负荷、发电煤耗率、供电煤耗率、厂用电率、发电热效率、汽机热耗、锅炉效率。 4)各电厂平均发电负荷、发电煤耗率、供电煤耗率、厂用电率、发电热效率、汽机热耗、锅炉效率。 5)各电厂可靠性指标的计算:机组等效可用系数、利用小时、出力系数、非停次数、非停小时数、非停系数、强迫停运率等。 6) 机组级性能分析: ①机组综合指标:发电煤耗率、供电煤耗率、厂用电率、发电热效率、补水率、功率因数、发电效率、综合厂用电功率、供电效率、发电标准煤耗量、机组发电原煤耗量、机组供电燃料成本、机组毛利润。 ②机组锅炉指标:排烟氧量、给水温度、排烟温度、飞灰含碳量、灰渣含碳量、锅炉蒸发量、空预器漏风系数、再热器压损、排烟热损失q2、化学不完全燃烧损失q3、机械不完全燃烧损失q4、锅炉散热损失q5、灰渣物理热损失q6、锅炉反平衡热效率、排烟过量空气系数、锅炉热负荷、床温、床压、返料温度、风室压力、一次风量、二次风量、流化风量、总风量。 ③机组汽机指标:主汽温度、主汽压力、再热温度、再热压力、汽轮机热耗、汽轮机汽耗、高压缸效率、中压缸效率、真空、过冷度、给水量、高加抽汽量、给水泵焓升、锅炉冷再热蒸汽量、汽轮机汽耗率、汽轮机热耗率、汽轮机绝对内效率、加热器上端差、加热器下端差。 ④机组可控耗差分析:机组负荷率、主汽温度、主汽压力、再热温度、真空、排烟

汽轮机火用分析方法的热力系统计算

汽轮机火用分析方法的热力系统计算 前言 在把整个汽轮机装置系统划分成若干个单元的过程中,任何一个单元由于某些因素而引起的微弱变化,都会影响到其它单元。这种引起某单元变化的因素叫做“扰动”。也就是说,某单元局部参量的微小变化(即扰动),会引起整个系统的“反弹”,但是它不会引起系统所有参数的“反弹”。就汽轮机装置系统而言,系统产生的任何变化,都可归结为扰动后本级或邻近级抽汽量的变化,从而引起汽轮机装置系统及各单元的火用损变化。因此,在对电厂热力系统进行经济性分析时,仅计算出某一工况下各单元火用损失分布还是不够的,还应计算出当某局部参量变化时整个热力系统火用效率变化情况。 1、火用分析方法 与热力系统的能量分析法一样,可以把热力系统中的回热加热器分为疏水放流式和汇集式两类(参见图1和图2),并把热力系统的参数整理为3类:其一是蒸汽在加热器中的放热火用,用q’表示;其二是疏水在加热器中的放热火用,用y表示;其三是给水在加热器中的火用升,以r’表示。其计算方法与能量分析法类似。

对疏水式加热器: 对疏水汇集式加热器: 式中,e f、e dj、e sj分别为j级抽汽比火用、加热器疏水比火用和加热器出口水比火用。1.1 抽汽有效火用降的引入 对于抽汽回热系统,某级回热抽汽减少或某小流量进入某加热器“排挤”抽汽量,诸如此类原因使某级加热器抽汽产生变化(一般是抽汽量减少),如果认为此变化很小而不致引起加热器及热力系统参数变化,那么便可基于等效焓降理论引入放热火用效率来求取某段抽汽量变化时对整个系统火用效率的影响。

为便于分析,定义抽汽的有效火用降,在抽汽减少的情况下表示1kg排挤抽汽做功的增加值;在抽汽量增加时,则表示做功的减少值;用符号Ej来表示。当从靠近凝汽器侧开始,研究各级抽汽有效火用降时,Ej的计算是从排挤l kg抽汽的火用降(e j-e c)ηej中减去某些固定成分,可归纳为通式: 式中,Ar取γer或τer,视加热器换热型式而定。如果j为汇集式加热器,则Ar均以τer代之;如果j为疏水放流式加热器,则顺着凝结水或给水来流方向从j以上直到(包括)汇集式加热器用γer代替Ar,而顺着凝结水或给水来流方向在汇集式加热器以上无论是汇集式或疏水放流式加热器,则一律以τer。代替Ar;r为加热器j后更低压力抽汽口脚码;ηej为汽轮机流动火用效率。 而排挤l kg抽汽所获得的做功Ej与需加入的抽汽火用之比称为抽汽火用效率ηj,即: 1.2 新蒸汽有效火用降 根据抽汽有效火用降推演,并考虑辅助成分的做功损耗,可以得到新蒸汽的净有效火用降: 式中,Σ丌为系统全部辅助成份的做功损失,指除了回热加热以外的一切附加成份,包括门杆漏汽、轴封漏汽、给水泵功损、加热器损失等的代数和。 1.3 再热机组新蒸汽有效火用降 新蒸汽有效火用降E按前述基础理论推演,采用变火用量抽汽火用效率ηo ej可导出新蒸汽有效火用降为:

汽轮机热耗率的实用简捷计算

汽轮机热耗率的实用简捷计算 .j《 汔轮机热耗率的实用简捷计算 [摘要]根据最小二乘法的原理,推导出电厂汽轮机在实用范围内,由压力P与温度表示的水和水 蒸汽比容,烙h的函数表达式,不用查水和水蒸汽性质图表,就能方便地求解汽轮机的热耗率该函 数表达式可用于机组热力性能试验,热力统计计算,现扬热力小指标竞赛,具有计算精度高,简捷,方便, 实用的特点. [关键词]汽轮发电机蛆热耗率简捷计算 汽机的热耗是指汽轮发电机组每发lkW-h的电 能所消耗的热量.它是反映机组能量转换过程中的一 项重要的经济指标.通常的方法以蒸汽的压力P与 温度£查水和水蒸汽性质图表,使用直线插值法求取 比容及焙.或利用国标水和水蒸汽性质的工业用公式 程序编人计算机进行计算,但该公式长而复杂,系数太 多,这样必须使用计算机,给有些场合带来不便.本文 从汽轮机实用范围的水和水蒸汽压力及温度的可测参

数出发,利用最小二乘法,求解比容及焓高精度的分段函数拟合式,将比容和焙用压力P与温度表示为幂 函数(或变幂函数)的表达式,具有方便,简捷,计算精 度高之特点,可以很好地用于汽轮发电机组的供热蒸汽(或辅助蒸汽)的流量是表计流量,当参数偏离流量孔 板或喷嘴基准参数时,要采用下式对表计流量进行参数的修正: D嗔=Do~N/’ D”√ D-Dt/h(5) 式中Ⅳ——发电机出线端的电功率,MW; Ⅳ一驱动给水泵的小汽轮机功率,MW. 对于用小汽轮机驱动给水泵机组,小汽轮机的功 率可以根据具体机组的特性用统计的方法回归得到. 国产亚临界300MW机组: 匝壅亘亟回国 , , =二,/ =2.3476+1.118594×10一D66Mw(6)

汽耗与热耗计算经典

汽耗与热耗计算经典 Corporation standardization office #QS8QHH-HHGX8Q8-GNHHJ8

1、 汽轮发电机组热耗率 汽轮发电机组热耗率是指汽轮发电机组每发一千瓦时电量耗用的热量,单位为“千焦/千瓦时”。它反映汽轮发电机组热力循环的完善轮程度。汽轮发电机组的热耗率不仅受汽轮机的内效率、发电机效率、汽轮发电机组的机械效率的影响,而且受循环效率、蒸汽初、终参数的影响。 汽轮发电机组热耗率的计算公式如下: 1)无再热凝汽轮机组的热耗率 () ()()给水焓主汽焓汽耗率千瓦时千焦无再热 热耗率-?=/ 汽耗率(千克/千瓦时)=发电机的发电量汽轮机耗用的主蒸汽量 式中,主蒸汽焓指汽轮机入口主蒸汽焓。 给水焓指末级高压加热器出口联承阀后给水焓。 2)次中间再热汽轮机的热耗率 () ()??? ? ??-?+???? ??-?+?-?=水焓减温蒸汽焓再热减温水耗率再热器中喷水用的排汽焓高压缸蒸汽焓再热 计算的汽耗率以高压缸排汽量 给水焓 给水率主蒸汽焓汽耗率千瓦时千焦再热热耗率 / 式中,减温水耗率单位为“千克/千瓦时”。 3)背压式汽轮机的热耗率 ()???? ??-?=蒸汽焓背压汽焓主蒸汽耗率千瓦时千焦热耗率 / 4)单抽式汽轮发电机组热耗率 ()发电量 抽汽焓 蒸汽焓汽机进口抽汽量给水焓蒸汽焓汽机进口 抽汽量汽耗量热耗率? ? ? ? ??-?+???? ??-?-= 5)双抽式汽轮机的热耗率 ()给水焓给水率主蒸汽焓汽耗率双抽热耗率 ?-?= — 发电量混合水用的汽量 高压抽汽加热返回 热系统的用汽量高压抽汽供回抽汽量高压?--10

汽机降低热耗的措施

汽轮机降低热耗的措施 一、二期两台机组(1000MW)热耗值情况 三、四号机分别于2013年2月和2012年9月完成了汽轮机组的大修,大修过程中对机组进行了改造和检修。目前热耗值接近设计值,达到集团公司要求:和设计热耗值相差100kJ/KW.h以内。 主要措施有: 1、更换了部分轴封汽封和叶顶汽封、按厂家新的汽封标准调整汽机各部位通流部分间 隙值; 2、消除了机组阀门内漏情况,减少工质泄漏; 3、优化汽轮机的配汽方式和滑压方式提高了汽轮机的效率; 4、改造了轴封及门杆漏汽系统,提高了工质的利用率; 5、改造了中压转子冷却系统,提高了工质的利用率; 二、一期两台机组(600MW)热耗值情况 一、二号机组分别计划于2013年12月和2013年7月完成汽轮机组的大修工作。在大修中我们将相应的改造工作,以达到热耗值接近设计值,达到集团公司要求:和设计热耗值相差100kJ/KW.h以内。主要措施有: 1、更换汽封和调整汽机各部位通流部分间隙值(新的汽封间隙标准哈尔滨汽轮机已经提供)。 2、对汽轮机低压内缸中分面的变形进行处理,以降低各段抽汽的温度; 3、优化低压缸排汽装置,减少排汽损失,充分利用凝汽器的空间,提高真空; 4、优化汽轮机配汽方式和滑压方式提高汽轮机的效率; 5、优化调整高低压加热器的水位,合理控制各端差,提高换热效率; 6、消除机组阀门内漏情况,减少工质泄漏; 7、优化调整汽轮机冷端系统,除低机组的厂用电; 8、根据检查情况,清理凝汽器的换热钛管,提高凝汽器的换热效率;9、 三、完成时间 1、二号机组完成时间2013年7月; 2、一号机组完成时间2013年12月; 四、责任人:陈镇波

耗差分析系统在电厂中的应用.

耗差分析系统在电厂中的应用. 发表时间:2019-11-29T16:05:00.963Z 来源:《中国电业》2019年16期作者:伏林[导读] 通过火电厂机组运行耗差分析及优化指导系统的开发与实施摘要:通过火电厂机组运行耗差分析及优化指导系统的开发与实施,实时计算关键运行参数的实际值与目标值的偏差,以及因此造成的煤耗增量,并分别从运行可控损失和维修可控损失的角度分析其偏离目标值的可能原因,提出相应的运行调整或维护建议,以达到优化运行、节能降耗的目的。 关键词:火电厂;耗差分析 能源的日益减少及火电行业的迅速发展,使得对火电机组节能降耗显得尤为重要。耗差分析是指导火电厂运行优化的理论基础,它以供电煤耗为指标,将运行参数偏离最佳状况的影响反映到煤耗偏差上,以每个运行参数的耗差来反映机组运行状况,帮助运行人员有针对性的对机组的运行作出调整,实现火电厂的优化运行。 1.电厂耗差分析的基本方法与步骤 耗差分析的基本方法,其本质上为热经济性计算,所以可以从“热力学第一定律“和”热力学第二定律”两个角度进行耗差计算。在耗差分析基础理论方面,首先对火电厂煤耗指标进行分析比较,确定耗差分析的煤耗指标种类,而后从基本数学原理的角度阐述耗差分析的合理性。并且在此基础上,建立了火电机组耗差计算模型,包括锅炉热偏差模型与基于循环函数法的热力系统耗差计算模型,锅炉热偏差模型主要从锅炉效率的计算出发探究运行参数变化产生的耗差,热力系统耗差计算则是以循环函数法为基本思想,结合矩阵表达式,建立耗差计算模型。目标值计算是耗差分析的前提,只有在合理地确定目标值之后,才能得到准确的耗差结果,由于各运行参数特点不同,所以本文针对不同的运行参数提出不同的目标值确定方法。同时,利用C++Builder、 SQL Server 2005 数据库和Matlab 共同实现火电机组耗差分析软件系统的开发。该软件系统可以实现火电机组主要运行参数的耗差计算与分析,指导机组优化运行。 2.电厂热力系统耗差分析方式 2.1 独立的机组热力系统 耗差分析独立耗差分析系统是最早出现的机组热力系统耗差分析系统,这种分析系统有自己独立的传感器、计算机和软件系统,它不依赖于其他的分析系统,在机组热力系统耗差分析中占有着重要地位。这种分析系统通过一个传感器将现场机组与计算机相连,传感器可以将设备工作情况的实时数据及时传输到计算机中,计算机将得到的数据经过分析处理后传输至总分析器,通过分析器中的 CRT 软件,对这些数据进行处理分析,继而得到机组热力系统耗差数据。这种分析系统的使用成本较高,在使用过程中容易分散工作人员的注意力,特别是在新的分析系统出现后,这种系统逐渐被火电厂淘汰,因此这种分析系统并不适用于现代机组热力系统耗差的分析计算。 2.2 DCS 系统耗差分析 DCS 系统机组热力系统耗差分析与传统的独立的机组热力系统耗差分析不同,这种系统是通过 DCS 系统将现场的发电机组设备与计算机相连,通过 DCS 系统将发电机组的实时数据传输至计算机,由计算机将这些数据进行分析处理。然后将这些数据统一存储在一个数据采集系统中,最终形成一个数据库。工作人员可以利用数据库中的数据对机组的热力系统耗差进行分析计算,计算出来的数据再存储在数据库中,避免热力系统耗差的数据因数量过于庞大而丢失,也可以利用数据库对这些数据进行对比分析,方便工作人员和管理者进一步了解发电机组的工作情况,及时对发电机组的工作状态进行调整。 2.3 MIS 系统耗差分析 单纯使用MIS 系统进行机组热力耗差分析现阶段还比较少见,应用较多的是利用 MIS 技术实现客户/服务器模式的耗差分析。这种系统将耗差计算模块与耗差显示模块想分离,形成两个相互之间独立的模块,有着各自的模块处理器二者依靠耗差分析数据库进行连接。在这种情况下,MIS 系统拥有单独的数据库,与单纯使用 MIS 系统进行耗差分析相比,安全性得到了相应的提高。而且 MIS 系统在读取数据库中的数据时,与原有的 MIS 系统的通信系统并不会产生相互干扰的情况,安全性较高。随着计算机技术水平的不断提高,将会有越来越多的发电机组采取这样的耗差分析方法。 3.电厂耗差分析系统的应用 3.1 机组经济性能应用 现在运行人员和管理人员町以实时查看到机组的各项性能和经济指标,掌握机组的运行水平. (1)查看煤耗可以知道当前机组的经济状况,结合成本分析,可以给出机组的发电成本.如果煤耗偏高,则应看看是哪些因素引起的,这时结合耗差分析棒图,就可以找到偏差的主要凶索. (2)查看各加热器的端差可以知道各加热器的运行情况.当端差偏人时,可以通过查看加热器运行水位等调节手段来降低端差,同时,可根据加热器的传热情况,指导加热器的检修. (3)查看真空度和凝结水过冷度可以反映真空系统的严密性,如果真空度一直偏低,凝结水过冷度较大,则应检查真空系统的严密性. (4)查看补水率可以知道系统的补水情况,如果补水率偏人,则要看看锅炉排污是否正常,或系统明漏,不明泄漏量过大. (5)查看锅炉各项热损失,能够知道哪些损失大,对于偏大的损失,可以具体分析,如果是排烟损失大,看看排烟温度是否偏高,氧量是否偏大,如果是机械未完全燃烧损失偏大,则看看飞灰含碳量是否偏大. (6)查看空预器性能则能知道空预器的传热效果,如果空预器效率偏低,则考虑空预器积灰严重要进行吹扫或漏风严重。 3.2 运行参数的优化应用 通过耗差分析获取的目标值,来实现运行参数优化,让运行参数尽可能接近目标值来运行. 运行参数优化主要有:主汽温度,主汽压力,再热温度,给水温度,真空,氧量,过减温流量,再减温流量,排烟温度等. 运行人员通过一些手段的调节使以上这些运行参数的实际值尽可能接近目标值,通过查看耗差比较棒图,使红色部分(正耗差)尽可能减少,从而实现运行参数的优化. 由于煤耗比较棒图的煤耗偏差在屏幕上一目了然,因此,运行人员应从影响煤耗最大偏差的参数开始调节,比较容易快速达到减少煤耗。 4.结束语 总而言之,耗差分析系统会应根据实际需求进行相应的改进,工作人员要不断加强耗差分析研究,加强技术人员的素质要求,不断总结经验,完善我国自主的耗差分析系统,进一步完善和积累如何更好的地使用该系统,提升我国电力机组耗差分析的水平,才能使该系统发挥出最佳的经济效益,才能为我国电力事业的发展作出贡献。

火力发电厂技术经济指标解释及耗差分析

火力发电厂技术经济指标解释及耗差分析 文件编码(008-TTIG-UTITD-GKBTT-PUUTI-WYTUI-8256)

火力发电厂技术经济指标解释及耗差分析 一、概述 火力发电厂既是能源转换企业,又是耗能大户,因此技术经济指标对火力发电厂的生产、经营和管理至关重要。火电厂技术经济指标计算不仅反映电力企业的生产能力、管理水平,还可以指导火电厂电力生产、管理、经营等各方面的工作。 火力发电厂指标很多,一般将经济技术指标分为大指标和小指标。小指标是根据影响大指标的因素或参数,对大指标进行分解得到的。小指标包括锅炉指标、汽轮机指标、燃料指标、化学指标等。 1、综合性指标:火力发电厂的主要经济技术指标为发电量、供电量和供热量、供电成本、供热成本、标准煤耗、厂用电率、等效可用系数、主要设备的最大出力和最小出力。 2、锅炉指标:锅炉效率、过热蒸汽温度、过热蒸汽压力、再热蒸汽温度、再热蒸汽压力、排污率、炉烟含氧量、排烟温度、空气预热器漏风率、除尘器漏

风系数、飞灰和灰渣可燃物、煤粉细度合格率、制粉(磨煤机、排粉机)单耗、风机(引风机、送风机)单耗、点火和助燃油量。 3、汽轮机指标:汽轮机热耗、汽耗率、主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热蒸汽温度、真空度、凝汽器端差、加热器端差、凝结水过冷却度、给水温度、电动给水泵耗电率、汽动给水泵组效率、汽动给水泵组汽耗率、循环水泵耗电率、高加投入率、胶球装置投入率和收球率、真空系统严密性、水塔冷却效果(空冷塔耗电率、冷却塔水温降)、阀门泄漏状态。 4、燃料指标:燃料收入量、燃料耗用量、燃料库存量、燃料检斤量、检斤率、过衡率、燃料运损率、燃料盈吨量、盈吨率、燃料亏吨量、亏吨率、煤场存损率、燃料盘点库存量、燃料盘点盈亏量、燃料检质率、煤炭质级不符率、煤质合格率、配煤合格率、燃料亏吨索赔率、燃料亏卡索赔率、入厂标煤单价、入厂煤与入炉煤热量差、入厂煤与入炉煤水分差、输煤(油)单耗、输煤(油)耗电率、燃煤机械采样装置投入率、皮带秤校验合格率。 4、化学指标:自用水率、补水率、汽水损失率、循环水排污回收率、机炉工业水回收率、汽水品质合格率等。 5、热工指标:热工仪表、热工保护及热工自动的投入率和准确率。 二、综合性指标定义及计算 1、发电量:指电厂发电机组经过对一次能源的加工转换而产生的有功电能数量,即发电机实际发出有功功率与发电机实际运行时间的乘积,单位为kW·h 或万kW·h。发电量根据发电机端电能表的读数计算,即: 发电量=计算期电能表的读数差×电能表的倍率 2、厂用电率:指发电厂为发电耗用的厂用电量与发电量的比率。

汽轮机各种工况简介

汽轮机各种工况简介 工况, 简介, 汽轮机 1。额定功率(铭牌功率TRL)是指在额定的主蒸汽及再热蒸汽参数、背压11.8KPa绝对压力,补给水率3%以及回热系统正常投入条件下,考虑扣除非同轴励磁、润滑及密封油泵等所耗功率后,制造厂能保证在寿命期内任何时间都能安全连续地在额定功率因素、额定氢压(氢冷发电机)下发电机输出的功率。此时调节阀应仍有一定裕度,以保证满足一定调频等需要。在所述额定功率定义条件下的进汽量称为额定进汽量。 2。最大连续功率(T-MCR)是指在1.额定功率条件下,但背压为考虑年平均水温等因素确定的背压,(设计背压)补给水率为0%的情况下,制作厂能保证在寿命期内安全连续在额定功率因素、额定氢压(氢冷发电机)下发电机输出的功率。该功率也可作为保证热耗率和汽耗率的功率。保证热耗率考核工况:系指在上述条件下,将出力为额定功率时的热耗率和汽耗率作为保证,此工况称为保证热耗率的考核工况。 3.阀门全开功率(VWO)是指汽轮机在调节阀全开时的进汽量以及所述T-MCR定义条件下发电机端输出的功率。一般在VWO下的进汽量至少应为额定进汽量的1.05倍。此流量应为保证值。上述所指是由主汽轮机机械驱动或由主汽轮机供汽给小汽轮机驱动的给水泵,所需功率不应计算在额定功率中,但进汽量是按汽动给水泵为基础的,如果采用电动给水泵时,所需功率应自额定功率中减除(但在考核热耗率和汽耗率时是否应计入所述给水泵耗工,可由买卖双方确定)。 二.锅炉 1.锅炉额定蒸发量,即是汽轮机在TRL工况下的进汽量。对应于:汽轮机额定功率TRL,指在额定进汽参数下,背压11.8KPa,3%的补给水量时,发电机端带额定电功率MVA。 2.锅炉额定蒸发量,也对应汽轮机TMCR工况。对应于:汽轮机最大连续出力TMCR,指在额定进汽参数下,背压4.9KPa,0%补给水量,汽轮机进汽量与TRL的进汽量相同时在发电机端所带的电功率MVA。 3.锅炉最大连续出力(BMCR),即是汽轮机在VWO工况下的汽轮机最大进汽量。对应于:汽轮机阀门全开VWO工况,指在额定进汽参数下,背压 4.9KPa,0%补给水量时汽轮机的最大进汽量。注:a.汽机进汽量和锅炉蒸发量是按机组采用汽动给水泵考虑的。 b.在TMCR 工况下考核汽机热耗和锅炉效率的保证值。在VWO工况下考核汽机最大进汽量和锅炉最大连续出力保证值。 c.一般说,汽机TMCR时的出力比之TRL时的出力大5%左右。汽机VWO 时的进汽量比之TMCR时的进汽量多3~5%,出力则多4~4.5%。 d.如若厂用汽需用量较

火力发电厂技术经济指标解释及耗差分析

火力发电厂技术经济指标解释 及耗差分析 标准化文件发布号:(9312-EUATWW-MWUB-WUNN-INNUL-DQQTY-

火力发电厂技术经济指标解释及耗差分析 一、概述 (1) 二、综合性指标定义及计算 (2) 三、锅炉技术经济指标 (4) 四、汽轮机技术经济 (9) 五、机组效率变化与热耗的关系 (12) 六、耗差分析方法在火电厂指标分析中的具体应用 (13) 七、其它 (17) 一、概述 火力发电厂既是能源转换企业,又是耗能大户,因此技术经济指标对火力发电厂的生产、经营和管理至关重要。火电厂技术经济指标计算不仅反映电力企业的生产能力、管理水平,还可以指导火电厂电力生产、管理、经营等各方面的工作。 火力发电厂指标很多,一般将经济技术指标分为大指标和小指标。小指标是根据影响大指标的因素或参数,对大指标进行分解得到的。小指标包括锅炉指标、汽轮机指标、燃料指标、化学指标等。 1、综合性指标:火力发电厂的主要经济技术指标为发电量、供电量和供热量、供电成本、供热成本、标准煤耗、厂用电率、等效可用系数、主要设备的最大出力和最小出力。 2、锅炉指标:锅炉效率、过热蒸汽温度、过热蒸汽压力、再热蒸汽温度、再热蒸汽压力、排污率、炉烟含氧量、排烟温度、空气预热器漏风率、除尘器漏风系数、飞灰和灰渣可燃物、煤粉细度合格率、制粉(磨煤机、排粉机)单耗、风机(引风机、送风机)单耗、点火和助燃油量。 3、汽轮机指标:汽轮机热耗、汽耗率、主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热蒸汽温度、真空度、凝汽器端差、加热器端差、凝结水过冷却度、给水温度、电动给水泵耗电率、汽动给水泵组效率、汽动给水泵组汽耗率、循环水泵耗电率、高加投入率、胶球装置投入率和收球率、真空系统严密性、水塔冷却效果(空冷塔耗电率、冷却塔水温降)、阀门泄漏状态。 4、燃料指标:燃料收入量、燃料耗用量、燃料库存量、燃料检斤量、检斤率、过衡率、燃料运损率、燃料盈吨量、盈吨率、燃料亏吨量、亏吨率、煤场存损率、燃料盘点库存量、燃料盘点盈亏量、燃料检质率、煤炭质级不符率、

汽轮机热力性能数据

资料编号:57.Q151-01 N135-13.24/535/535 135MW中间再热凝汽式空冷 汽轮机热力性能数据 产品编号:Q151 中华人民共和国 上海汽轮机有限公司发布

资料编号:57.Q151-01 COMPILING DEPT.: 编制部门: COMPILED BY: 编制: CHECKED BY: 校对: REVIEWED BY: 审核: APPROVED BY: 审定: STANDARDIZED BY: 标准化审查: COUNTERSIGN: 会签: RATIFIED BY: 批准:

资料编号:57.Q151-01 目次 1 说明 2 主要热力数据汇总 2.1 基本特性 2.2 配汽机构 2.3 主要工况热力特性汇总 2.4 通流部分数据 2.5 各级温度、压力及功率 2.6 各抽汽口口径及流速 3 汽封漏气量及蒸汽室漏气量 3.1 汽封计算 3.2 蒸汽室及中压进口漏汽量 4 汽轮机特性曲线 4.1 调节级后及各抽汽点压力曲线 4.2 调节级后及各抽汽点温度曲线 4.3 各加热器出口给水温度曲线 4.4 进汽量与汽耗、热耗及功率的关系曲线 4.5 高中压缸汽封漏汽量及低压缸汽封供汽量曲线 4.6 调节级后压力和汽轮机功率曲线 4.7 汽轮机内效率曲线 5 热平衡图 5.1 额定工况(THA) 5.2 铭牌工况(TRL) 5.3 最大连续功率工况(TMCR) 5.4 阀门全开工况(VWO) 5.5 75%THA工况 5.6 50%THA工况 5.7 40%THA工况 5.8 30%THA工况 5.9 高加全部停用工况

资料编号:57.Q151-01 1 说明 本机组是上海汽轮机有限公司采用美国西屋公司的先进技术和积木块的设计方法,设计制造的额定功率为135MW,是超高压、一次再热、双缸双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。机组型号为N135-13.24/535/535 1.1 主要技术参数 额定功率135MW 主汽门前蒸汽额定压力13.24MPa(a) 主汽门前蒸汽额定温度535℃ 再热汽门蒸汽额定温度535℃ 工作转速3000r/min 旋转方向从汽轮机端向发电机端看为顺时针 额定平均背压15kPa 夏季平均背压35kPa 额定工况给水温度241.1 ℃ 回热级数二高、三低、一除氧 给水泵驱动方式电动机 额定工况蒸汽流量422.285 t/h 额定工况下净热耗8706.5 kJ/kW.h (2079.5 kcal/kW.h) 低压末级叶片高度435mm

-热电厂主要能耗指标计算

一、热电厂主要能耗指标计算 一、热电厂能耗计算公式符号说明 二、能耗热值单位换算 1、吉焦、千卡、千瓦时(GJ、kcal、kwh)

1kcal=4.1868KJ=4.1868×10-3MJ=4.1868×10-6GJ 1kwh=3600KJ=3.6MJ=3.6×10-3GJ 2、标准煤、原煤与低位热值: 1kg原煤完全燃烧产生热量扣去生成水份带走热量,即为原煤低位热值。 Q y=5000kcal/kg=20934KJ/kg 1kg标准煤热值Q y=7000kcal/kg=29.3×103KJ=0.0293GJ/kg 当原煤热值为5000大卡时,1T原煤=0.714吨标煤,则1T标煤=1.4T原煤 3、每GJ蒸汽需要多少标煤: b r=B/Q=1/Q yη=1/0.0293η=34.12/η 其中:η=ηW×ηg=锅炉效率×管道效率 当ηW=0.89,ηg=0.958时,供热蒸汽标煤耗率b r=34.12/0.89×0.958=40kg/GJ 当ηW=0.80,ηg=0.994时,供热蒸汽标煤耗率b r=34.12/0.80×0.994=42.9kg/GJ 二、热电厂热电比和总热效率计算 绍兴热电专委会骆稽坤 一、热电比(R): 1、根据DB33《热电联产能效能耗限额及计算方法》2.2定义:热电比为“统计期内供热量与供电量所表征的热量之比”。 R=供热量/供电量×100% 2、根据热、能单位换算表: 1kwh=3600KJ(千焦) 1万kwh=3600×104KJ=36GJ(吉焦) 3、统一计量单位后的热电比计算公式为: R=(Q r/E g×36)×100% 式中: Q r——供热量GJ E g——供电量万kwh 4、示例:

相关文档
最新文档