发电厂运行优化管理系统工况分析与节能评估报告可编辑Word文档格式.docx

1、 对于#1、#3、#4锅炉飞灰测碳仪不准问题,主要采取了在煤质、灰渣分析客户端进行同样输入1.0 %的措施,以回避该问题。可控耗差目前主要包括以下项目:主汽压力、主汽温度、再热汽温度、过热器减温水量、再热器减温水量、省煤器出口氧量、#1高加上端差、#2高加上端差、#3高加上端差、#5低加上端差、#6低加上端差。可控耗差目前没有包括如下较为重要的项目如:排烟温度、凝汽器压力、厂用电率。建议尽量将这3项补充进可控耗差。3、考核办法实施 *发电厂运行优化管理系统在发电厂管理人员和本院技术人员共同努力下,于2008年4月顺利投入试运行,自2008年5月正式投入考核运行。运行考核方法也从原有的小指标考核

2、体系向以可控耗差为主的考核体系进行转变。 经过近三个月的实际应用,从一线操作控制人员到生产管理人员均得到了较为积极的评价,尤其在节能管理方面,取得了较好的实效。为了全面系统地分析和总结运行优化管理系统的应用,以便进一步提高其节能效果,现将系统投用前后的情况总结详细如下。4、节能评估分析 由于实际的发电机组是一个非常复杂的大系统,对其进行系统的节能分析和节能效果评估是一项存在诸多影响因素和难度较大的工作。为了便于对每台机组进行定量比较,最后能够得出较为确定的结论,结合机组的实际情况,必须进行适当的变通处理,这也是工程处理中较为稳妥的一种方法。以2007年度的实际发电量作为节能计算的基础电量;汽机

3、热耗由于受一些未测量的汽水流量影响,增加了汽机热耗的比较难度,为了简化和降低比较难度,现假设不考虑汽机的热耗变化（实际上,由于过热器减温水量和再热器减温水量的明显减少,以及主汽压力的优化,客观上必然导致汽机热耗会有所下降,其具体数据仍需花一定时间再进行处理）。由于锅炉效率的变化较为确定,在此主要比较锅炉效率在运行优化管理系统投入前后的变化量;计算的节能效果也主要来自于此。关于厂用电率问题,将#1和#2机组或#3和#4机组作为一个大的单元进行厂用电率计算应当更为合适;考虑到电厂传统上仍是按单元机组进行计算,在此亦保持传统计算方法不变。 基于上述较为妥当的处理方法,现将2007年度节能效果评估列于

4、表1。表1:2007年度节能效果评估机组号 炉效增量（%） 发电煤耗（g/kW.h） 发电总量（万度/年） 耗煤量（吨/年） 节约资金（万元）#1机组 1.093 314.91 207280.8 652745.5 713.45#2机组 0.9291 316.90 183072.6 580157.1 539.02#3机组 0.4328 315.12 172336.8 543067.7 235.04#4机组 0.4113 317.10 184284.6 584366.5 240.355、系统有待完善之处根据高低压加热器的水位调节对上端差影响不够灵敏,建议增加高低压加热器的下端差耗差计算项目,以提高

5、运行人员对各加热器水位的监测。除原有厂用电率之外,建议增加风机总耗电率项目,以提高运行人员对降低风机电耗的积极性（原分项耗电率已有）。由于供热流量、辅汽流量、吹灰流量、连排流量和定排流量等对热耗计算影响较为明显,建议增加对上述五类流量、压力、温度的较为准确的测量。在节能评估中,由于热耗受这些因素的影响,增加了汽机热耗的评估难度。鉴于飞灰测碳仪在锅炉效率计算中的重要地位,建议对#1、#3、#4锅炉的飞灰测碳仪及时进行改造。附录1:节能效果评估分析与计算1.数据来源:*发电厂#1#4机组20007年9月11月:PI数据库的原始数据*发电厂#1#4机组20008年3月7月:重点分析的数据: 对于#1

6、#3机组:2008年3月（系统投用前）和2008年56月份（系统投用后）的数据。 对于#4机组（由于大修的影响）:2008年3月（系统投用前）和2008年67月份（系统投用后）的数据。2.机组运行情况分析 机组热耗由于受供热（#1,#2机组供热）,辅汽（#3机组供辅汽较多,#4机组供辅汽较少）影响较多,在此主要以锅炉效率作为重点分析对象（而汽机热耗在系统投用前后假设不变）。 如何科学合理地评估运行优化管理系统的节能效果,一直是运行优化管理系统研究的重点和难点之一。在此,本系统提出全负荷段锅炉效率等效增量的概念。 （1-1）式中: ?系统优化后的锅炉效率,%;系统优化前的锅炉效率,%;-发电机组

7、的的实际负荷分布,%。1每度电节约的煤量: （1-2） -节约的煤量,g/kW.h; -锅炉效率增量,%; -发电标准煤耗,g/kW.h;2节约的总煤量: （1-3） -节约的总煤量,t; -发电总量,万度;（3）节约的资金总量:1-4节约的标准煤量,吨; -标准煤的市场价格,取1000元/吨; -节约的资金总量,元。2.1 #1机组运行节能情况分析 #1机组由于飞灰测碳仪不够准确,主要采用对比q2损失的变化。图1#1锅炉q2损失变化图2#1锅炉q2损失与实际负荷分布节能效果分析:（1）2008年5月与2008年3月进行对比 对于全负荷段,锅炉效率等效增量考虑了实际负荷分布:0.8029 %

8、节约标准煤:491.74 吨/月节约资金: 49.20 万元/月（2）2008年6月与2008年3月进行对比1.3835 %711.96 吨/月节约资金: 71.20万元/月2.2 #2机组运行节能情况分析 #2机组由于飞灰测碳仪准确可靠,对于锅炉效率,主要采用对比q2+q4损失的变化。图3#2锅炉q2+q4损失变化（5月与6月数据合并到一起）图4#2锅炉q2+q4损失变化（5月与6月数据分开处理）图5#2锅炉q2+q4损失与实际负荷分布2008年5月和2008年6月综合起来与2008年3月进行对比分析:（1）对于全负荷段,锅炉效率等效增量考虑了实际负荷分布:0.9291 %（2）节约标准煤:

9、1053.7 吨/月（3）节约资金: 105.37 万元/月2.3 #3机组运行节能情况分析 #3机组由于飞灰测碳仪不够准确,主要采用对比q2损失的变化。（1）2008年5月与2008年3月对比0.3308 %172.86 吨/月 节约资金: 17.29万元/月（2）2008年6月与2008年3月对比0.5348 %269.99 吨/月节约资金: 26.99万元/月图6#3锅炉q2损失变化图7#3锅炉q2损失与实际负荷分布2.4 #4机组运行节能情况分析 #4机组由于飞灰测碳仪不够准确,主要采用对比q2损失的变化。#4机组2008年5月份停机大修,6月10日重新启动并网带负荷。因此,#4机组有

10、效数据6月11日6月30日。图8#4锅炉q2损失变化图9#4锅炉q2损失与实际负荷分布2008年6月与2008年3月对比后的结果:0.4113 %146.73吨/月节约资金: 14.67万元/月附录2:工况分析1.主汽压力图10 #1机组-主汽压力对比图11 #2机组-主汽压力对比图12 #3机组-主汽压力对比图13 #4机组-主汽压力对比2.过热器减温水量图14 #1机组-过热器减温水量对比图15 #2机组-过热器减温水量对比图16 #3机组-过热器减温水量对比图17 #4机组-过热器减温水量对比 #1机组: 5月-3月过热器减温水增量:-8.3727 t/h 6月-3月过热器减温水增量:-

11、24.5751 t/h #2机组:-11.1426 t/h-4.4875 t/h #3机组:-4.0458 t/h-5.8554 t/h #4机组:2.0900 t/h 7月-3月过热器减温水增量:5.5954 t/h3.再热器减温水量图18 #1机组-再热器减温水量对比图19 #2机组-再热器减温水量对比图20 #3机组-再热器减温水量对比图21 #4机组-再热器减温水量对比 5月-3月再热器减温水增量:-2.4093 t/h 6月-3月再热器减温水增量:-1.9632 t/h-0.5248 t/h-1.1126 t/h-1.0844 t/h-0.6150 t/h-1.5661 t/h 7月

12、-3月再热器减温水增量:-1.3876 t/h4.省煤器出口氧量图22 #1机组-省煤器出口氧量量对比图23 #2机组-省煤器出口氧量量对比图24 #3机组-省煤器出口氧量量对比图25 #4机组-省煤器出口氧量量对比 5月-3月氧量增量:-1.7112 % 6月-3月氧量增量:-2.7607 %-0.8355 %-0.8925 %-1.0006 %-1.2924 %-0.5995 % 7月-3月氧量增量:0.1831 %过热器减温水量增加似与此有关5.厂用电率图26 #1机组-厂用电率对比图27 #2机组-厂用电率对比图28 #3机组-厂用电率对比图29 #4机组-厂用电率对比#1机组: 5月-3月厂用电率增量:-0.5944 % 6月-3月厂用电率增量:-0.1028 %#2机组:-