各项小指标对能耗的影响.doc

1、各项小指标对能耗的影响 不同类型的机组的各项小指标偏离标准值对热耗率和发电煤耗率的影响幅度分别见下表 50MW 机组参数变化对经济性的影响(额定工况） 序号 参 数 参数变化 对热耗的影响（%) 对发电煤耗的影响g/(KW/h)1 主蒸汽压力 降低 1MPa 1.0972 3.9082 主蒸汽温度 降低 1 0.04297 0.15313 真 空 降低 1KPa 0.9152 3.264 给水温度 降低 1 0.03533 0.12585 排烟温度 升高 1 0.06457 0.236 飞灰可燃物 升高 1% 0.3678 1.317 厂用电率 升高 1% 1.1046 供电煤耗 4.308

2、补水率 升高 0.1% 0.1324 0.459 凝结水过冷度 升高 1 0.02738 0.0975410 凝汽器端差 升高 1 0.3266 1.16311 冷却水流量 减少 1000t/h 0.2173 0.77412 7 号高压加热器上端差 升高 1 0.02053 0.0731213 6 号高压加热器上端差 升高 1 0.01395 0.0496714 4 号低压加热器上端差 升高 1 0.04533 0.161515 3 号低压加热器上端差 升高 1 0.01502 0.05375216 2 号低压加热器上端差 升高 1 0.02311 0.082317 1 号低压加热器上端差 升

3、高 1 0.0215 0.0766注：额定主蒸汽温度 535，主蒸汽压力 9.0MPa，汽轮机额定热耗率为 9451.0KJ/（KWh） ，额定工况下发电煤耗率 356.2g/(KWh),锅炉效率 92.37%，管道效率 0.98%，厂用电率 8.5%。 100MW 机组参数变化对经济性的影响(额定工况） 序号 参 数 参数变化 对热耗的影响（%) 对发电煤耗的影响g/(KW/h)1 主蒸汽压力 降低 1MPa 1.1212 3.812 主蒸汽温度 降低 1 0.0438 0.14883 真 空 降低 1KPa 0.9417 3.24 给水温度 降低 1 0.0324 0.0115 排烟温度

4、升高 1 0.0706 0.246 飞灰可燃物 升高 1% 0.3838 1.3047 厂用电率 升高 1% 0.01094 供电煤耗 4.028 补水率 升高 0.1% 0.1324 0.459 凝结水过冷度 升高 1 0.0274 0.093210 凝汽器端差 升高 1 0.3677 1.24911 冷却水入口温度 升高 1 0.3677 1.24912 7 号高压加热器上端差 升高 1 0.0249 0.084613 6 号高压加热器上端差 升高 1 0.0146 0.049614 4 号低压加热器上端差 升高 1 0.0163 0.055415 3 号低压加热器上端差 升高 1 0.0

5、158 0.053716 2 号低压加热器上端差 升高 1 0.0092 0.031317 1 号低压加热器上端差 升高 1 0.0183 0.062218 高压加热器解列 2.642 8.9819 机组负荷 偏离 10% 1.0152 3.4520 机组负荷 偏离 20% 2.2188 7.5421 机组负荷 偏离 30% 3.646 12.39注：额定主蒸汽温度 550，主蒸汽压力 8.8MPa，汽轮机额定热耗率为 8784.6KJ/（KWh） ，额定工况下发电煤耗率 339.8g/(KWh),锅炉效率 90%，管道效率0.98%，厂用电率 7.5%。 125MW 机组参数变化对经济性的影

6、响(额定工况） 序号 参 数 参数变化 对热耗的影响（%) 对发电煤耗的影响g/(KW/h)1 主蒸汽压力 降低 1MPa 0.669 2.1442 主蒸汽温度 降低 1 0.028 0.08973 再热蒸汽温度 降低 1 0.02 0.06414 真 空 降低 1KPa 0.704 2.265 给水温度 降低 1 0.0344 0.1136 补水率 升高 1% 0.1667 0.5347 凝结水过冷度 升高 1 0.0125 0.048 高压缸效率变化 降低 1% 0.1707 0.54699 中压缸效率变化 降低 1% 0.2802 0.897810 低压缸效率变化 降低 1% 0.317

7、5 1.017311 排烟温度 升高 1 0.0688 0.220312 飞灰可燃物 升高 1% 0.318 1.01913 锅炉效率 降低 1% 1.243 3.98114 连续排污率（不回收） 升高 1% 0.3496 1.1215 厂用电率 升高 1% 1.1057 供电煤耗 3.8316 凝汽器端差 升高 1 0.3464 1.1117 冷却水入口温度 升高 1 0.3464 1.1118 高压加热器解列 2.367 7.5919 机组负荷 偏离 10% 0.8632 2.7720 机组负荷 偏离 20% 2.0267 6.4921 机组负荷 偏离 30% 3.1902 10.2222

8、 机组热效率 降低 1% 2.4179 7.74723 电厂热效率 降低 1% 2.6782 8.581注：设计锅炉和管道效率 90.5%，热耗率 8499KJ/(KWh),额定工况下发电煤耗率 320.4g/(KWh),厂用电率 7.5%。 200MW 机组参数变化对经济性的影响(额定工况） 序号 参 数 参数变化 对热耗的影响（%) 对发电煤耗的影响g/(KW/h)1 主蒸汽压力 降低 1MPa 0.4687 1.452 主蒸汽温度 降低 1 0.0356 0.113 再热蒸汽温度 降低 1 0.0323 0.14 真 空 降低 1KPa 1.041 3.2215 给水温度 降低 1 0.

9、033 0.1026 排烟温度（送风温度） 升高 1 0.0452 0.147 飞灰可燃物 升高 1% 0.3744 1.1588 厂用电率 升高 1% 0.012 供电煤耗 3.719 汽耗率 升高 0.1kg/(kWh) 3.232 1010 凝结水过冷度 升高 1 0.0274 0.093211 凝汽器端差 升高 1 0.3669 1.13512 8 号高压加热器上端差 升高 1 0.0221 0.068413 7 号高压加热器上端差 升高 1 0.0104 0.032214 6 号高压加热器上端差 升高 1 0.0071 0.021915 4 号低压加热器上端差 升高 1 0.0079

10、 0.024516 3 号低压加热器上端差 升高 1 0.0171 0.052917 2 号低压加热器上端差 升高 1 0.00875 0.027118 1 号低压加热器上端差 升高 1 0.0175 0.054119 再热器减温水 增加 1t/h 0.0356 0.1120 补水率 升高 1% 0.1357 0.4221 炉膛出口氧量 升高 0.1% 0.0517 0.1622 高压加热器解列 2.768 8.523 机组负荷 偏离 10% 1.18 3.6524 机组负荷 偏离 20% 2.498 7.7325 机组负荷 偏离 30% 3.812 11.8注：额定主蒸汽温度 535/535

11、，主蒸汽压力 12.7MPa，汽轮机额定热耗率为 8286.8KJ/（KWh ） ，额定工况下发电煤耗率 309.4g/(KWh),锅炉效率 92.3%，管道效率 0.99%。 300MW 机组参数变化对经济性的影响(额定工况） 序号 参 数 参数变化 对热耗的影响（%) 对发电煤耗的影响g/(KW/h)1 主蒸汽压力 降低 1MPa 0.5693 1.682 主蒸汽温度 降低 1 0.0308 0.0913 再热蒸汽温度 降低 1 0.0268 0.0794 相对再热器压损 升高 1% 0.0891 0.2635 排气压力 升高 1Kpa 1.0502 3.0996 高压旁路漏至冷端再热器

12、增加 1t/h 0.0146 0.0437 低压旁路漏至凝汽器 增加 1t/h 0.1101 0.3258 主蒸汽漏至凝汽器 增加 1t/h 0.123 0.3639 冷再漏至凝汽器 增加 1t/h 0.0881 0.2610 1 号高压加热器危急疏水漏至凝汽器 增加 1t/h 0.021 0.06211 2 号高压加热器危急疏水漏至凝汽器 增加 1t/h 0.0146 0.04312 3 号高压加热器危急疏水漏至凝汽器 增加 1t/h 0.0105 0.03113 除氧器放水漏至凝汽器 增加 1t/h 0.00576 0.01714 高压轴封漏汽至冷端再热器 增加 1t/h 0.0149 0

13、.04415 高压轴封漏汽至中压缸 增加 1t/h 0.0254 0.07516 高旁减温水漏至冷端再热器 增加 1t/h 0.0213 0.06317 1 段抽汽漏至凝汽器 增加 1t/h 0.0989 0.29218 3 段抽汽漏至凝汽器 增加 1t/h 0.0905 0.26719 4 段抽汽漏至凝汽器 增加 1t/h 0.0722 0.21320 5 段抽汽漏至凝汽器 增加 1t/h 0.0535 0.15821 6 段抽汽漏至凝汽器 增加 1t/h 0.0376 0.11122 过热器减温器 增加 1t/h 0.00339 0.0123 再热器减温水 增加 1t/h 0.0227 0

14、.06724 高压平衡盘漏汽 增加 1t/h 0.0183 0.05425 高压轴封漏气 增加 1t/h 0.086 0.25426 小汽机用汽量 增加 1t/h 0.0722 0.21327 锅炉排污量 增加 1t/h 0.0498 0.14728 锅炉效率 降低 1% 1.0932 3.22629 补水率 增加 1% 0.01701 0.50230 凝结水过冷度 “升高 1“ 0.0143 0.042231 给水温度 “降低 1“ 0.0373 0.1132 凝汽器端差 “升高 1“ 0.3728 1.133 高压加热器解列 2.758 8.1434 高压缸相对内效率 降低 1% 0.19

15、075 0.562935 中压缸相对内效率 降低 1% 0.22148 0.653636 低压缸相对内效率 降低 1% 0.49387 1.457437 1 号高压加热器上端差 增加 1 0.02392 0.070638 2 号高压加热器上端差 增加 1 0.01351 0.0398639 3 号高压加热器上端差 增加 1 0.011185 0.0330140 5 号低压加热器上端差 增加 1 0.01453 0.0428841 6 号低压加热器上端差 增加 1 0.01463 0.0431842 7 号低压加热器上端差 增加 1 0.01063 0.0313743 8 号低压加热器上端差 增

16、加 1 0.01168 0.0344644 厂用电率 增加 1% 供电煤耗 3.30545 排烟氧量 变化 1% 0.37963 1.120346 飞灰可燃物 增加 1 0.4223 1.246247 排烟温度 增加 1 0.057201 0.168848 机组负荷 偏离 20% 0.6438 1.949 机组负荷 偏离 30% 0.8607 2.5450 机组负荷 偏离 40% 1.613 4.76注：汽轮机额定热耗率为 7921KJ/（KWh） ，额定工况下发电煤耗率 295.1g/(KWh),锅炉效率 92.5%，管道效率 0.99%，厂用电率 5%。300MW 机组各参数变化对供电煤耗

17、的影响计算及结果汇总表一、 厂用电率对供电煤耗的影响（每变化 1 个百分点）b=0.01 b /（1-0.0593）=0.0106 b二、 主汽温度对供电煤耗的影响（每变化 1）b=（0.88-0）b /（538-513）*100=0.000352b三、主汽压力对供电煤耗的影响（每变化 1 MPA ）b=（0.3-0）b /（16.67-16）*100=0.004478b四、再热汽温度对供电煤耗的影响（每变化 1）b=（0.64-0）b /（538-514）*100=0.0002667b五、凝汽器背压对供电煤耗的影响（每变化 1 KPA ）b=（7.2-0）b /（13.5-5.4）*100=

18、0.008889b六、补水率对供电煤耗的影响（每变化 1 个百分点 ）b=（1/0.99335-1）b /3*100=0.002232b七、给水温度对供电煤耗的影响（每变化 1 ）（1）.做功能力增加=8 08 = （1205.3-1049.2）*0.5126/ (274.7-241.9) =2.44(kJ/kg) （2）.吸热量增加Q= 8（1+ Qzr-8/ q8）=4.759*（1+462.82/2071.8）=5.82(kJ/kg)（3）.装置效率降低i= （Q i-）*100% / (+) =(5.82* 0.468-2.44)* 100% / (1218.74+2.44 )=0.0

19、233% 。（4）.b=0.002232b八、飞灰可燃物对供电煤耗的影响（每变化 1 个百分点 ）b=0.003298b九、炉渣可燃物对供电煤耗的影响（每变化 1 个百分点 ）b=0.000825b 对供电煤耗的影响（每变化 1 个百分点 ）十、制粉单耗对供电煤耗的影响（每变化 1 KWH/TM ）b=0.0106*120*100* b/300000=0.000424 b十一、排烟温度对供电煤耗的影响（每变化 1 ）b=（3.55py+0.44）* b /(100*92) =0.000561 b十二、氧量对供电煤耗的影响（每变化 1 个百分点）b=0.000321 b十三、凝汽器端差对供电煤耗

20、的影响（每变化 1）b=0.002702b十四、循环水泵耗电率、除尘耗电率、输煤耗电率、除灰耗电率、对供电煤耗的影响（每变化 1 个百分点）b=0.0106b十五、过热减温水量对供电煤耗的影响（每变化 1 吨/小时）1. 减温水量按 1000Kg/h 计算2. 减温水因不经过高加减少抽汽多做功8=jwr0r=1000*(137.1*0.3367+191.6*0.483+156.1 * r=60.5126) /911910=0.2398(kJ/kg)3. 减温水造成过热吸热量增加8Qg= jwr =1000*(137.1 +191.6 +156.1 )/911910r=6=0.5316(kJ/k

21、g)4. 减温水造成再热吸热量增加Qzr-7=jw 7/q7=1000* 510*191.6/(911910*2152.3)=0.04979(kJ/kg) Qzr-8=jw 8(1-7/q7)/ q8=1000* 510*156.1*(1-199.1/2152.3)/(911910*2071.8)=0.03824(kJ/kg)5. 减温水造成总吸热量增加 Q= Qg+Qzr-7+Qzr-8=0.5316+0.04979+0.03824=0.6196(kJ/kg)6. 装置效率减小i=(- Qi)/ (+ )*100%=(0.2398-0.6196*0.468)/ (1218.74+0.2398

22、)*100%= 4.116*10-3% .7. b=0.00004116b十六、再热减温水量对经济性的影响计算1. 减温水量按 1000Kg/h 计算2. 再热减温水造成做功能力的减少8=jw（i0- izl）-(r0r+b/2) =1000(3394.4-3026.8)r=6-137.1*0.3367+191.6*0.483+156.1*0.5126+(720.5-696.6)/2=0.1588(kJ/kg)其中：jw（i0- izl ）是减温水不经高压缸而少做功8r0r 是减温水不进高加减少抽汽而多做功r=63. 循环吸热量减少Q= jw ( i0- igs)-（izl- ijw）- *(

23、7/ q7) +(1-7/ q7) (8/ q8)= jw ( i0- izl )-（igs- ijw）-*(7/ q7) +(1-7/ q7) ( 8/ q8)8=jw ( i0- izl )- r - *(7/ q7 ) +(1-7/ q7) (8r=6 / q8) =1000*( 3394.4- 3026.8)- （137.1+191.6+156.1）-(720.5-696.6)/2-510*(191.6/2152.3) +(1-199.1/ 2152.3) (156.1/2071.8) =-0.2297(kJ/kg)其中：jw ( i0- igs)是减温水不经锅炉而少吸热量 jw（iz

24、l- ijw）是减温水进入再热器多吸热量*(7/ q7) +(1-7/ q7) (8/ q8) 是减温水不经高加排挤抽汽造成的再热器吸热量增加4.装置效率减小i=(- Qi)/ (-)*100%=(0.1588+0.2297*0.468)/ (1218.74-0.1588)*100%=0.02185% .5. b=0.0002185b表：结果汇总表序号 自变量名称 自变量变化单位 影响函数 备注1 厂用电率 每变化 1 个百分点 b=0.0106b b：为当前的供电煤耗；b：为对应自变量变化单位的供电煤耗变化量。2 补水率 每变化 1 个百分点 b=0.002232b 3 主汽温度 每变化 1

25、 b=0.000352b 4 再热汽温度 每变化 1 b=0.0002667 b 5 主汽压力 每变化 1MPA b=0.004478b 6 给水温度 每变化 1 b=0.000233b 7 凝汽器背压 每变化 1KPA b=0.008889 b 8 飞灰可燃物 每变化 1 个百分点 b=0.003298 b 9 炉渣可燃物 每变化 1 个百分点 b=0.000825b 10 制粉单耗 每变化 1KWH/TM b=0.000424 b 11 氧量 每变化 1 个百分点 b=0.00321b 12 排烟温度 每变化 1 b=0.000561b 13 给水泵单耗 每变化 1KWH/TQ b=0.00322b 14 循环水泵耗电率 每变化 1 个百分点 b=0.0106b 15 除尘耗电率 每变化 1 个百分点 b=0.0106b 16 输煤耗电率 每变化 1 个百分点 b=0.0106b 17 除灰耗电率 每变化 1 个百分点 b=0.0106b 18 凝汽器端差 每变化 1 b=0.0027 b 19 送引风机单耗 每变化 1KWH/TQ b=0.00322b 20 过热减温水 每变化 1 吨/小时 b=0.00004116b 21 再热减温水 每变化 1 吨/小时 b=0.0002185b