火电厂热经济指标及分析.ppt

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1、火电厂热经济指标及分析,华北电力大学动力工程系,主要内容,火力发电厂热经济性的评价方法火力发电厂的热经济指标及计算方法循环型式和参数对机组热经济性的影响锅炉的主要参数对机组热经济性的影响汽轮机组的主要参数对机组热经济性的影响,火力发电厂热经济性的评价方法,热力学第一定律分析方法（定量计算）从能量转换的数量来评价热功转换的效果 热量法（热效率，热损失）热力学第二定律分析方法（定性分析）从能量的质量（品位）来评价热功转换的效果 熵方法，佣方法（作功能力损失，佣损，佣效率）,热力学第一定律分析方法,热效率：设备或系统有效利用的热量与供给的热量之比的百分数锅炉效率锅炉热损失管道效率管道热损失汽轮机热效

2、率冷源损失机械效率机械损失发电机效率发电机损失全厂效率全厂热损失,热力学第二定律分析方法,作功能力损失：火电厂典型不可逆过程 有温差的换热过程 有摩阻的绝热膨胀或压缩过程 绝热节流过程 有散热的节流过程,火力发电厂的热经济指标,三类：能耗量、能耗率、热效率 煤耗量凝汽式电厂：煤耗率 全厂热效率 煤耗量 总的指标 总热效率热电厂：发电方面 分项指标 供热方面,凝汽式机组的热经济指标,汽耗量、热耗量汽耗率、热耗率机组热效率,凝汽式机组热经济指标之间的变化关系,总效率与分效率之间的变化关系煤耗率与热效率之间的变化关系热效率与热耗率之间的变化关系煤耗率与热耗率之间的变化关系,热电厂及供热机组的热经济指

3、标,总的指标：燃料利用系数 热化发电率分项热经济指标：发电方面：发电热效率 发电热耗率 发电标准煤耗率 供热方面：供热热效率 供热标准煤耗率,供热煤耗的计算,热电分摊比：供热用热量占总热量的比例发电供热总热耗量：供热用热耗量：供热标准煤耗量：总标准煤耗量*热电分摊比供热标准煤耗率：供热标准煤耗量/热负荷发电标准煤耗量：总标准煤耗量*（1-热电分摊比）发电标准煤耗率：发电标准煤耗量/发电量供电标准煤耗率：发电标准煤耗量/供电量,厂用电率的计算,凝汽式电厂：热电厂：供热用厂用电量：纯供热厂用电量+发电、供热厂用电量*热电分摊比 发电用厂用电量：纯发电厂用电量+发电、供热厂用电量*（1-热电分摊比）

4、纯发电厂用电量：循环水泵、凝结水泵等 纯供热厂用电量：热网水泵、热网疏水泵等,提高电厂热经济性的途径,提高初参数降低终参数采用回热采用再热采用热电联产,蒸汽初参数对发电厂热经济性的影响,对循环热效率的影响对汽轮机相对内效率的影响对机组效率的影响对全厂效率的影响提高初参数的技术限制,蒸汽终参数对电厂热经济性的影响,排汽压力对循环热效率的影响排汽压力对汽轮机相对内效率的影响排汽压力对机组热经济性的影响排汽压力对电厂热经济性的影响降低排汽压力的限制,给水回热加热,作用：提高给水温度 减小冷源损失给水回热过程的主要参数 回热级数 回热加热分配 给水最终加热温度回热经济性分析：回热作功比,蒸汽中间再热,

5、再热的目的 提高蒸汽初压、降低排汽压力，使湿度增大，降低内效率，危及安全，蒸汽再热是保证汽轮机最终湿度在允许范围内有效措施。再热参数选择合适，再热是进一步提高初压和热经济性的重要手段。再热参数 再热温度 再热压力 再热压损,火电厂技术经济指标体系,火力发电厂的技术经济指标体系是指影响火力发电厂锅炉、汽轮机、发电机设备及其整个系统经济性能的全部技术经济指标。分为四级：一级指标：发电厂热力经济性的总指标供电煤耗率等；二级指标：供电量、发电煤耗率、燃料等指标；三级指标：发电量、厂用电率、汽机效率、锅炉效率、管道效率等指标；四级指标：汽轮机、锅炉、辅机设备、热力系统和燃料质量、数量的各项小指标。,一级

6、指标（供电煤耗率）,供电煤耗水平是发电厂各方面工作总的反映。包括：设备健康、检修工艺、检修质量、运行操作、专业管理、燃料管理、节能管理等多方面的工作水平。发电厂单元机组供电煤耗水平与供电量、厂用电率、发电煤耗率和燃料管理水平等有关。全厂供电煤耗水平：一是与单元机组供电煤耗水平有关，二是与单元机组供电量权数构成比例有关。特别是机组参数、单机容量相差较大时单元机组供电量权数变化对供电煤耗率的影响。,供电煤耗率计算方法,供电煤耗率 供电煤耗率,二级指标（厂用电率）,厂用电率：是指发电厂发电辅机设备的自用电量占发电量的比例。单位：。厂用电率变化0.25(百分点)左右影响发电煤耗变化1g/kWh。厂用电

7、率计算公式为：厂用电率 100（）,影响厂用电率的主要指标,磨煤机单耗、磨煤机耗电率 排粉机单耗、排粉机耗电率 给水泵单耗、给水泵耗电率 送风机单耗、送风机耗电率 吸风机单耗、吸风机耗电率 循环水泵耗电率 输煤(燃油)系统耗电率 除灰系统耗电率,磨煤机单耗：是指磨煤机每磨制一吨煤粉所耗用的电量。单位：kWh/t(煤)。表示磨煤机运行的经济性。与煤的可磨性系数，磨煤机装球量、装煤量，磨煤机出、入口压差，磨煤机出口温度，磨煤、制粉系统设备效率及健康水平，运行人员调整操作水平、监盘质量等有关 磨煤机单耗,磨煤机耗电率。是指磨煤机磨煤粉所耗用的电量占计算期发电量的比例。单位：。表示电厂燃用煤粉的经济性

8、。除与影响磨煤机单耗的因素有关外，还与燃料质量，主、辅机设备、系统的经济性能有关。磨煤机耗电率 100(),给水泵单耗：是指给水泵每给锅炉供一吨水所耗用的电量。表示给水泵及其给水系统的运行经济性，与给水泵效率、给水系统阻力、系统运行调整方式、运行人员调整操作水平等有关。单位：kWh/t(水)。给水泵单耗（kWh/t),送风机单耗：指送风机在锅炉生产一吨蒸汽时所耗用的电量。单位：kWh/t(汽)。表示送风机及其系统的运行的经济性。与送风机效率，送风系统阻力，空气预热器及风系统设备的健康水平以及各送风调整门开度、阻力等有关。送风机单耗（kWh/t),二级指标（发电煤耗率）,发电煤耗率表示发电厂热力

9、设备、热力系统的运行经济性。单元发电机组的发电煤耗率与锅炉效率、汽机效率、管道效率有关。全厂发电煤耗率水平除与单元发电机组的发电煤耗率水平有关外，还与单元机组发电量权数有关。正平衡计算方法：发电煤耗率（g/kWh）反平衡计算方法：发电煤耗率=(kg/kwh)发电煤耗率(kg/kwh),三级指标（锅炉效率）,锅炉正平衡效率：指锅炉产出热量与计算期皮带秤称重的锅炉耗用煤量的热值的比例。：锅炉反平衡效率100（排烟损失()+化学未完全燃烧损()+机械未完全燃烧损失()+散热损失()+灰渣物理热损失()）锅炉效率变化0.180.28(百分点)影响发电煤耗率相应变化1g/kWh。,锅炉设备及系统的技术经

10、济指标,主蒸汽压力，主蒸汽温度 再热蒸汽压力，再热蒸汽温度 锅炉入风温度:是指送风机入口的进风温度氧量:计算排烟损失的氧量应是空气预热器烟气出口处(空气预热器空气入口后)的氧量,锅炉出口氧量变化1(百分点)，约影响锅炉效率变化046(百分点)，影响发电煤耗变化1.6g/kWh左右。排烟温度 锅炉尾部烟道漏风系数与漏风率 化学未完全燃烧损失,锅炉设备及系统的技术经济指标（续）,飞灰含碳量，灰渣含碳量入炉煤低位热量 入炉煤挥发分 入炉煤灰分 入炉煤水分 煤粉细度,氧量对锅炉效率的影响,计算排烟损失的氧量应是空气预热器烟气出口处(空气预热器空气入口后)的氧量,锅炉出口氧量变化1(百分点)，约影响锅炉

11、效率变化046(百分点)，影响发电煤耗变化1.6g/kWh左右。,锅炉尾部烟道漏风系数与漏风率 空气预热器漏风系数计算：漏风率：,排烟温度影响分析,排烟温度是锅炉运行中，可控的一个综合性指标。它在很大程度上体现了锅炉燃烧时通风量是否合理，如果通风量不合适，炉膛温度偏低，炉膛吸热呈四次方减少，则排烟温度升高，降低锅炉运行经济性，浪费燃料；锅炉尾部烟道、空气预热器漏风等都会使排烟温度降低，排烟温度低于露点，则空气预热器低温段将发生结露、堵灰腐蚀，以至造成损坏设备。排烟温度升高1T，影响锅炉效率降低0.041(百分点)左右，影响煤耗升高0.14g/kWh。,排烟损失计算公式如下：排烟损失系数(排烟温

12、度送风机入口温度)系数,汽轮机效率及其指标,汽轮机效率：全称是汽轮发电机绝对电效率。专业上一般简称汽轮机效率。日常也常用汽轮机热耗率表示 汽轮机效率变化0.08-0.14(百分点)左右，影响发电煤变化1g/kWh。影响值大、小与机组容量、参数、效率等有关（下同)。汽轮机负荷变化1万kWh影响汽机效率变化0.305(百分点)左右，影响发电煤耗变化3g/kWh左右。全厂综合汽轮机效率变化除与汽轮机组效率水平有关外，还与单元机组发电量权数变化有关,汽轮机设备及系统的技术经济指标,主汽压力：是指汽轮机主汽门前的蒸汽压力，汽轮发电机组在额定负荷下运行，主蒸汽压力降低1MPa使汽轮机效率降低0.2(百分点

13、)左右，影响发电煤耗升高1.4g/kWh左右。主汽温度：主蒸汽温度降低1、，影响汽轮机效率降低0.013(百分点)左右，影响发电煤耗升高0.11g/kWh。速度级压力。是汽轮机进汽量的反映，也是汽轮机运行经济性的反映。是分析汽轮机运行经济性的一个重要依据。,再热蒸汽压力降：指高压缸排汽压力至中压缸进汽压力间的压力降低值 再热蒸汽温度：指进入汽轮机中压缸前的蒸汽温度，再热蒸汽温度降低1，影响汽轮机效率降低0.011左右，影响发电煤耗升高0.19g/kWh左右。给永温度。是指汽轮机回热系统末级高压加热器出口的给水温度。一般情况下给水温度降低1，影响汽轮机效率降低0.011(百分点)左右，影响发电煤

14、耗率升高0.16/kW.h。,高加投入率：是指汽轮机回热系统的高压加热器运行小时与计算期汽轮机运行小时的比例。单位：。与检修工艺、检修质量、高压加热器启动方式、运行操作水平、运行中给水压力的稳定程度等有关 循环水入口温度：是指进入汽轮机凝汽器前的循环水温度，一般情况下循环水温度变化1t影响煤耗变化1g/kWh左右，约等于8-10主蒸汽温度变化对煤耗的影响值；当循环水温度升高，并使排汽温度或凝汽器真空达到极限值而限制汽轮发电机组负荷时，这种情况下1 循环水温度影响煤耗升高3.5g/kWh以上。与循环水塔清洁程度、冷却效率、循环水塔水量分配、调整等有关。,循环水温升：主要与循环水泵出力、循环水系统

15、阻力、凝汽器铜管结垢、堵杂物造成的循环水量变化有直接关系。循环水温升变化对运行经济性煤耗的影响值同循环水入口温度 凝汽器端差：是指汽轮机排汽温度与凝汽器循环水出口温度的差值。单位：。是发电厂运行经济性的一个十分重要指标之一。与凝汽器真空系统严密性和凝汽器铜管结垢、堵杂物有关。凝汽器端差变化对运行经济性煤耗的影响值同循环水入口温度。计算公式为：凝汽器端差排汽温度循环水出口温度(),凝汽器真空度：是指凝汽器内的压力比工程大气压力低(小)的程度。单位：。是表示凝汽器运行经济性的一个综合性的重要指标。是凝汽器真空度与汽轮机排汽温度相对应的指标。凝汽器真空度是汽轮机凝汽器运行经济性的一个综合指标，它是循

16、环水入口温度、循环水温升、凝汽器端差、凝汽器漏真空速度等因素影响的一个综合性指标。凝汽器真空度变化1个百分点，约影响汽机效率变化0.305左右，影响煤耗变化3g/kWh。计算公式为：,给水温度降低对发电煤耗的影响,(1)100MW机组，高压加热器给水受热度每降低10运行，发电煤耗率升高0.7g/kW。h。(2)200MW机组，高压加热器给水受热度每降低10运行，发电煤耗率升高1g/kWh。(3)300MW机组，高压加热器给水受热度每降低10运行，发电煤耗率升高1.4G/kWh。,高加投入率的影响,(1)高加投与不投对发电煤耗率的影响：100MW机组，热耗率变化1.9，发电煤耗率变化7g/kWh

17、。200MW机组，热耗率变化2.6，发电煤耗率变化10g/kWh。300MW机组，热耗率变化4.6，发电煤耗率变化14g/kWh。(2)高加投入率每降低1，使发电煤耗率升高：100MW机组，发电煤耗率升高0.07g/kWh。200MW机组，发电煤耗率升高0.1g/kW。h。300MW机组，发电煤耗率升高0.14g/kWh。,管道效率及其指标,管道效率：一般有两种理解：一是狭义的，是指汽轮机、锅炉设备间蒸汽、给水等高温管道的散热损失。二是广义的，管道效率应包括高温管道的散热损失、系统汽、水泄漏损失、排污热损失等机、炉效率未包括的各项热损失。影响管道效率的指标有5项。,影响管道效率的指标,高温管道

18、散热损失 高温管道保温表面温度 补水率：是指补入锅炉、汽轮机设备及其热力系统并参与汽、水系统循环的除盐水补充量占计算期内锅炉蒸汽量的比例。单位：。补水率又分为发电补水率、外供热(汽)补水率和非发电补水率。发电补水率包括：汽、水损失率，空冷塔补水率，锅炉排污损失率，电厂自用汽损失率，锅炉、汽轮机启动时的汽、水排放损失率，事故放水损失率等。非发电补水率包括：厂区外油区用汽、厂区外非发电生产直接供热、厂区外食堂、浴室用汽等。补水率对发电煤耗率的影响，很难有一个确切的数值。因为一台机组、一个电厂补水量中汽、水损失量的比例很难确定。根据推测、估算补水率升高1，约影响发电煤耗率升高3g/kWh左右(仅供参

19、考)。,燃料数量、质量指标,电厂的燃料成本，约占电厂总成本的5075。燃料的数量、质量指标直接关系到电厂的安全、经济运行和经营效益 燃料数量指标：是指电厂进厂煤经检斤收到的煤量与矿方发煤大票上的发货煤重量有关的4项指标。不但是电厂经营的重要指标，它还关系到发电厂供电煤耗率水平的正确性、准确性。燃料质量指标：是指矿方发给电厂的煤炭质量指标是否达到订货合同规定的要求、计价质量的规定。质量指标是电厂安全、经济运行的重要的先决条件。质量指标有入厂煤低位热量、入厂煤挥发分等8项指标。,燃料数量指标,入厂煤检斤率：是指进厂煤经过轨道衡、汽车衡等检斤的煤量占计算期进厂煤炭总量的比例。单位：。入厂煤检斤合格率

20、：是指进厂煤检斤合格的煤量占计算期进厂检斤煤总量的比例。单位：。入厂煤检斤亏吨率：是指进厂煤检斤结果的亏吨煤量占计算期进厂检斤煤炭总量的比例。单位：。亏吨拒付、索赔率：是指电厂对进厂煤检斤出现的亏吨，经发电厂与矿方交涉后矿方同意拒付、退赔的煤款占计算期亏吨应退赔总煤款的比例。单位：存损：是指煤炭在煤场存放期间，受刮风，下雨等因素影响造成的煤炭损失量，月存煤损失量按国家规定为日均煤量的0.5。,燃料质量的指标,入厂煤低位热量入厂煤灰分入厂煤水分 入厂煤挥发分 入厂煤检质率 亏卡拒付、索赔率 入厂煤与入炉媒热值差 入厂煤与入炉煤水分差,入厂煤低位热量：是指入厂煤的收列基低位热量。单位：kJ/kg。

21、是电站锅炉安全、经济运行的一个重要指标。要按设计煤种、热量选择供煤单位；要按燃料订货合同要求进厂煤的收列基低位热量。与矿方煤质、信誉有关；与驻矿监装、发电厂对矿方的要求、态度有关；与发电厂取样的正确性、代表性有关。是考核入厂煤采、制、化工作的一个重要指标。,入厂煤灰分：是指入厂煤的空气干燥基灰分。单位：。是电站锅炉安全、经济运行的又一个重要指标。是一个与入厂煤的收列基低位热量相互呼应的指标。是造成锅炉尾部设备、烟道磨损的重要因素。要防止矿方以次充好，如车皮底部装含矸率高的煤，车皮上面装质量好的煤的弄虚作假的欺骗行为。,入厂煤水分：是指入厂煤的应用基全水分。单位：。也是电站锅炉安全、经济运行的一

22、个重要指标。它的重要性，有的方面还没有被重视，它关系到发电厂的经济效益、供煤耗率水平正确性。入厂煤水分与气候(刮风、下雨、空气温度、季节)有关特别雨水多的地区要特别引起重视；对洗煤、水采煤的水分同样要引起重视。对上述原因造成入厂煤水分偏高的电厂，对水分差要进行修正。否则将造成供电煤耗率偏高，影响供电煤耗的正确性和损害发电厂的经济效益。入厂煤水分偏高也是影响煤场亏煤的主要因素之一。,入厂煤挥发分：是指入厂煤的干燥基挥发分。单位：。入厂煤挥发分是发电厂锅炉设备安全、经济运行的一个十分重要指标。特别要注意做好供产地区的烟煤、无烟煤到厂的验收工作，以防无烟煤进入发电厂和做好无烟煤进入发电厂的事后处理工

23、作，以确保锅炉安全运行。入厂煤挥发分偏离设计值太多，会影响煤粉入炉时的着火速度、炉膛温度、燃料燃尽程度(飞灰可燃物高低)、炉膛水冷壁结礁，影响锅炉设备运行经济性。,入厂煤检质率：是指进厂煤经过检质的煤量占计算期进厂煤炭总量的比例。单位：。入厂的煤检质是了解、掌握入厂煤质量的一个重要手段。它直接关系到发电厂锅炉设备安全、经济运行与发电厂经济效益。入厂煤应做到百分之百进行检质。是考核入厂煤采、制、化工作的一个重要指标。计算公式为：,亏卡拒付、索赔率：是指电厂对进厂煤检质出现的亏卡，矿方同意拒付、退赔的煤款占计算期亏卡应退赔总煤炭款的比例。单位：。是说明发电厂燃料管理人员根据发电厂进厂煤检质亏：卡况

24、与矿方交涉、据理索赔的成果，亏卡索赔的程度。亏卡拒付、索赔率与燃料管理人员业务水平、能力，矿方经营方针、信誉有关。计算公式为：,入厂煤与入炉媒热值差：是指燃料煤进入发电厂煤场后存放期间燃料的热值损失。一是与煤炭自燃，堆放、管理水平有关。二是与入厂煤、入炉煤热值取样的代表性，准确性有关。三是与入厂煤、入炉煤水分变化、代表性有关。煤炭水分对热值的影响与煤炭质量(热值)有关，一般情况下煤炭水分变化1，约影响煤炭热值变化167kJ/kg(40kCal/kg)272kJ/kg(65kCaL/kg)。,入厂煤与入炉煤水分差：是指煤炭进厂时的水分与煤炭入炉时的水分差值。一是与燃料煤进厂后在煤场存放时、煤炭表

25、面水分的流失有关。二是与天气变化有关。三是与卸煤、上煤除尘浇水有关。水分的丢失在重量的平衡上就是煤量。有的发电厂入炉煤水分比入厂煤水分平均低1.8%，个别月份低到三个百分点。这不但是影响煤厂煤炭重量平衡的一个主要因素，同时，也是影响入厂煤与入炉煤热量差的一个重要因素。,技术经济指标体系分解图,供电煤耗 发电煤耗 厂用电率 机效率 炉效率 管道效率 凝汽器真空度,再热蒸汽参数,主蒸汽参数,循环水入口温度,循环水温升,凝汽器端差,真空严密性,给水温度,高加投入率,发电供热负荷,送风机入口风温,排烟温度,排烟氧量,飞灰可燃物,尾部漏风系数,煤粉细度,补水率,汽水损失率,管道保温,给水泵单耗,循环水泵

26、耗电率,排粉机单耗,送风机单耗,引风机单耗,磨煤机单耗,循环型式和参数对机组热经济性的影响,主蒸汽参数再热蒸汽参数回热参数排汽参数,锅炉的主要参数对机组热经济性的影响,影响锅炉效率的因素排烟温度排烟氧量飞灰可燃物含量尾部漏风煤质煤粉细度锅炉入风温度：锅炉入风温度提高1，可提高锅炉效率0.041左右，可降低发电煤耗014g/kWh左右。,排烟损度：是锅炉运行中，可控的一个综合性指标。它在很大程度上体现了锅炉燃烧时通风量是否合理，如果通风量不合适，炉膛温度偏低，炉膛吸热呈四次方减少，则排烟温度升高，降低锅炉运行经济性，浪费燃料；锅炉尾部烟道、空气预热器漏风等都会使排烟温度降低，排烟温度低于露点，则

27、空气预热器低温段将发生结露、堵灰腐蚀，以至造成损坏设备。排烟温度升高1T，影响锅炉效率降低0.041(百分点)左右，影响煤耗升高0.14g/kWh。,氧量：空气中氧量的总数为21，在炉膛与燃料中的炭燃烧后生成二氧化碳，未完全燃烧的生成一氧化碳，未参与燃烧的氧量即为烟气中的氧量。炉膛运行中监测、记录的氧量值应是锅炉炉膛出口处烟气中的氧量。但一般因锅炉炉膛出口处烟气温度较高，氧量测点均在高温过热器后。计算排烟损失的氧量应是空气预热器烟气出口处(空气预热器空气入口后)的氧量。即计算排烟损失的氧量应在锅炉运行中监测、记录的氧量值的基数上再加上尾部烟道漏风引起的烟气中的氧量增加值。锅炉出口氧量变化1(百

28、分点)，约影响锅炉效率变化046(百分点)，影响发电煤耗变化1.6/kWh左右,汽轮机组的主要参数对机组热经济性的影响,蒸汽参数汽轮机缸效率给水温度回热机热器端差抽汽管道压降凝汽器端差凝结水过冷度循环水温升,电厂煤耗的计算公式,正平衡煤耗计算反平衡煤耗计算,正平衡煤耗计算,锅炉用标准煤量：发电用标准煤量：发电煤耗：供电煤耗：,反平衡煤耗计算,用电厂效率计算用机效率、炉效率、管道效率计算用锅炉产汽量和锅炉反平衡效率计算,用电厂效率计算,电厂效率的计算：（1）单元机组（2）单元机组全厂：或：,（3）以锅炉蒸发量为主体的母管制系统电厂：,以汽轮发电机电量为主体的母管制电厂,发电厂的电负荷及特性,电厂

29、负荷：电厂在每瞬间所产生的功率电负荷的类型：城市民用负荷：季节性 商业负荷：非季节性 农村负荷：季节性 工业负荷：非季节性 其它负荷：包括市政、公用事业、地铁与电车用电等,发电厂的电负荷曲线,实际负荷曲线计划用的预测负荷曲线全日负荷曲线全年负荷曲线全年负荷持续时间曲线,全日负荷曲线,横坐标表示时间：024小时纵坐标表示电能需要量：MW由工业用电、农业用电、公用事业用电、交通运输用电、照明生活用电等负荷构成曲线下面积代表一日内电力用户消耗的电量曲线最高点处为最大负荷曲线最低电处为最小负荷,全年负荷曲线,横坐标表示一年12个月纵坐标表示电力容量（MW）一般表示三条曲线：最大负荷、平均负荷、最小负荷

30、平均负荷曲线以下的面积即为发电厂的全年发电量最大电力负荷曲线通常用以确定电力用户在一年中的不同季节内的最大需要量，也可以用来拟定设备检修计划,负荷曲线的峰谷比,电力系统的全年和日负荷曲线的峰谷比标志着该地区的工业结构、居民生活用电水平、农业用电、气候条件以及工作日等情况我国电力系统负荷的峰谷比约为1：0.7左右，世界工业发达国家的峰谷比一般在0.3 左右,全年负荷持续时间曲线,横坐标表示全年内各负荷的持续小时数纵坐标表示负荷（MW）该曲线是将全年内每小时的负荷由大到小顺序排列得到的曲线图负荷持续时间曲线以下的面积就是全年的发电量，它与发电厂的蒸汽消耗量及煤耗量成比例，可用来选择合理的机组容量及

31、台数,电力系统的经济运行,电力系统的经济运行的目的和前提电力系统经济运行的目的：就是在保证电网安全运行、尽最大能力满足负荷需要的前提下，使发电费用降至最低，使整个电网在最大经济效益的方式下运行。电力系统经济运行的前提：是供电可靠性和电能质量。,电力系统的容量,电力系统的容量是指总装机容量。在总装机容量中，有一部分正在运行并担负着有功出力的为工作容量或工作出力；正在运行但不担负有功出力或虽不在运行但随时准备投入运行的部分叫做备用容量，前者叫旋转备用，后者叫非旋转备用。非旋转备用按其带上负荷的快慢又分快速启动备用（如水电、油电、气电）和普通备用（如煤电、核电）,电力系统的容量,电力系统的容量：总装

32、机容量，由组成系统内各火电厂、水电厂的机组容量决定包括：工作容量和备用容量工作容量：所有运行机组的电功率,电力系统的备用容量,一是负荷备用容量（运转备用）二是事故备用容量三是检修备用容量 上述三种备用容量之和就是总备用容量Pby，应占系统装机容量Pzj的15%20%。,合理确定电力系统备用容量,确定负荷备用容量：一是提高负荷预测精度，二是通过需求测管理减少负荷波动确定事故备用容量：一是采用科学的概率法（COCP法：电力不足概率法），二是考虑相邻互连电网的支援能力，三是建立需求测负荷备用机制，四是统筹安排电网的负荷备用和事故备用确定检修备用容量：提高设备质量，合理安排检修计划，实施状态检修,电力

33、系统或发电厂的装机容量,电力系统或发电厂的装机容量 Pzj：电力系统或发电厂的工作容量Pgz加事故备用容量Psby和检修备用容量Pjby,工况系数,平均负荷 日平均负荷：系统或电厂一昼夜的发电量与一昼夜的工作时间的比值 年平均负荷：系统或电厂的全年发电量与全年的运行持续时间的比值平均负荷系数：又称平均负荷率 平均负荷与最大负荷的比值 平均负荷系数表示负荷曲线的形状特征，同时表明了电力系统或发电厂在运行时间内负荷的均匀程度。一般较为经济的发电厂全年平均负荷系数在0.8左右，电力系统全日平均负荷系数在0.850.90之间,设备利用系数发电厂在某一段时间内实际生产电量与在同一时间内以全部装机容量在额

34、定负荷下运行生产的额定电量的比值，反映某段时间内设备的有效利用程度。设备利用系数是衡量一个电厂经济性好坏的重要指标，发电机组在低负荷下运行是不经济的，应设法提高设备利用系数，一般在0.80.85之间。全年设备利用小时数指全年生产电量在系统或发电厂全部额定容量下运行所持续的时间，目前我国火电厂年设备利用小时数约在55006000之间，通常可以用来估算新建发电厂的年发电量,发电厂的经济运行,电力生产的特点：机组的发电量随系统中电力用户的需求变化而变化，机组经常在负荷或参数的变工况下工作火电厂经济运行的目的：在保证电力负荷需要的条件下，使整个电力系统燃料消耗量为最小，厂用电最少，电能成本低，线路损失

35、小，使电力系统获得最大的经济效益,发电厂热力设备的动力特性,热力设备的输入能量与输出能量之间的关系。发电厂并列运行的机组间负荷的经济分配决定于机组本身的动力特性。如：汽轮发电机组的汽耗特性：汽轮发电机组的热耗特性：锅炉设备的煤耗特性：锅炉设备的效率特性：,汽轮发电机组的动力特性,机组的汽耗特性:随调节方法不同而不同，曲线一般呈波浪形，因为调节阀开启过程中的节流损失引起。不便于应用，一般将其直线化或分段直线化。如有过负荷节流调节应采用两段直线。,线性化,线性化曲线特性方程：一段：两段：Dn汽轮机空载汽耗量，在额定转速且点负荷为零时，用以克服空转时的固定损失。Rd微增汽耗率，机组每增加单位功率时汽

36、耗量的变化率。几何意义：汽耗特性线的斜率,汽耗率为单位功率的平均汽耗量，是衡量汽轮机特性的综合性指标，与空载汽耗量和微增汽耗率有关，当负荷很小时，在空载负荷时，汽耗率趋于无穷大，可见汽轮机在很小负荷下工作是很不经济的。一般规定：汽轮机的最小功率约为额定功率的25%40%。,机组的热耗特性：使用汽耗特性只能初步估算汽轮机在不同负荷下的热经济性，为正确估算热经济性，还应使用汽轮机组的热耗特性，因为热耗特性反映了给水温度随负荷而变化的关系空载热耗量：微增热耗率：,锅炉设备的动力特性,煤耗特性：指锅炉消耗的标准煤耗量与锅炉蒸发量之间的关系，一般根据锅炉热效率试验或热力计算得到。锅炉热力特性曲线的斜率为

37、正，并且随锅炉蒸发量的增加而不断增大，曲线有向上凹的特点,B,Db,rb,Db,经济分配负荷的方法,等微增率方法动态规划法浮点数遗传算法变尺度混沌优化法,热力设备并列运行时的负荷分配,负荷经济分配：在满足用电需要、保证电力系统稳定和主要设备“健康”的前提下，最合理地安排机组运行，将电网给定电厂的负荷，经济分配给各热力设备，使发电厂所消耗的燃料量最小。结论：在某一给定的总负荷情况下，当热力设备的能耗特性曲线具有连续向上凹的特性时，发电厂燃料消耗量为最小的条件，就是机组的微增能耗率相等,并列运行锅炉间的负荷经济分配,条件：所有锅炉产生的蒸汽都应并入发电厂主蒸汽母管中；所有锅炉都应燃烧同一种燃料。任

38、务：根据发电厂电负荷需要得到一定总蒸汽量D 时，使电厂总燃料消耗量B 为最少。分配原则：微增煤耗率相等,如图所示为两台并列运行锅炉的能量平衡图 总蒸汽量为D=D1+D2总燃料消耗量为B=B1+B2把负荷D1视为变值，则D2=D-D1总蒸汽量D给定时，dD2=-dD1为求得燃料消耗量B为最小，取B对D1的一阶导数等于零，即,并列运行锅炉间的负荷分配,rb（吨标煤/吨蒸汽）,D,D”,并列运行的凝汽式汽轮机组间负荷的经济分配,条件：发电厂发出的电能应并列输入电力系统；所有汽轮机的蒸汽都取自主蒸汽母管。任务：在发电厂负荷给定的条件下，使得电厂总的蒸汽消耗量为最小。分配原则：按微增汽耗率的大小，从微增

39、汽耗率由小到大的顺序依次分配，使之接近等微增能耗分配原理,下图所示为三台并列运行的凝汽式汽轮机组的汽耗特性曲线和微增汽耗率曲线,2号机,3号机,1号机,D，kg/h,P，MW,rd，kg/kWh,P，MW,Pec Pmax,Pec Pmax,rd2,rd1,rd3,rd2,rd3,rd1,三台汽轮机最经济承载特性,由上图可见，总负荷的分配先由3号机由最小允许负荷加载至经济负荷，然后1号机由最小允许负荷加载至经济负荷，2号机由最小允许负荷加载至最大负荷，负荷再增加时分别将1号机和3号机加至最大负荷，如果发电厂减负荷时，方向相反。,机组负荷P，MW,Pmax,Pec,3,1,2,1,3,Pmix,

40、单元机组的供电微增煤耗率特性,可见，单元机组的供电微增煤耗率由组成单元的锅炉、汽轮机组、所有厂用蒸汽、厂用电设备的微增能耗组成。单元机组供电微增煤耗率特性曲线主要受锅炉和汽轮机微增能耗率的影响，是一条连续向上凹的曲线。,单元机组间负荷的经济分配,条件：燃用相同的燃料，各单元机组发出的电能应并列输入同一电网。任务：在一定电负荷下，其燃料消耗量为最小分配原则：微增煤耗率相等,并列运行各单元机组间的负荷分配,总特性,ru1,ru2,ru,Ru，kg/kWh,P，kW,P”,P,P2”,P1”,P2,P1,(a),(b),(c),1,2,全厂的经济调度,增减运行机组的负荷或启停机组机组退出运行方式的确

41、定机组减负荷的运行方式,增减运行机组的负荷或启停机组,当全厂负荷变动时，可采取增加、减少正在运行机组负荷的方式，也可采取起动、停止机组运行方式来适应负荷的变动，具体采用何种方式应通过经济比较确定，即按照对全厂煤耗量影响的大小确定。式中,如电厂负荷减少，停运机组可减少该机组的空载煤耗量，但停运机组的负荷转移至其它运行机组，使全厂平均微增煤耗率有所增加，只有在空载煤耗量的减少大于变载煤耗量的增加时，停运这台机组才是经济的。周期地起停机组，还应考虑机组起停热损失所附加的煤耗量,机组退出运行方式的确定,确定某台机组要退出运行后，可以采取完全停运方式，也可采用停炉不停机少蒸汽无功运行方式,机组减负荷的运行方式,定压减负荷滑压减负荷,单元机组的运行,单元机组的滑参数启动 在启动锅炉的同时，以其产生的低参数蒸汽进行暖管、冲转、暖机并启动汽轮机，随参数提高完成升速、并网带负荷、低、中负荷暖机，当汽轮机带到额定负荷时，锅炉出口蒸汽参数达到额定参数单元机组的变压运行 工况变化时，汽轮机调节汽门开度不变的情况下，汽温基本不变，汽轮发电机组的出力主要由锅炉调整压力和流量来实现。,单元机组的滑参数启动的优点,缩短启动时间（容易控制升温速度）提高经济性增加机组的安全可靠性改善发电厂的环境条件启动过程易于程控,单元机组变压运行的优点,提高机组可靠性，延长使用寿命提高机组经济性适应负荷变动和调峰,