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330MW机组发电煤耗高原因分析及对策
发布时间：2013-10-01 13:22 来源：未知
0、引言
我国300MW级火力发电机组发电标准煤耗为330g/kWh，国外煤耗为3(X)g/kWh。由于电煤供应趋紧及价格高位运行，发电企业必须节能降耗，充分挖掘内部潜力，以应对成本压力。合山电厂2×330MW机组于2010年1至5月满负荷运行，负荷率虽然很高，但月平均发电煤耗仍达341g/kWh，同比2009年国内相同类型机组335.62g，kWh高出5.38g／kWh。发电煤耗在负荷率较高时不降反升。因此，该厂组织有关人员对发供电煤耗偏高的原因进行了分析，并采取相应的节能降耗措施将煤耗降低，提高了机组的运行经济性及企业的经济效益。富通新能源生产销售生物质锅炉，生物质锅炉主要燃烧颗�；�、木屑颗�；怪频纳镏士帕Ｈ剂希蔽颐腔褂写罅康难钅灸拘伎帕Ｈ剂虾陀衩捉崭芽帕Ｈ剂铣鍪�。
1、原因分析
发电煤耗与汽机热耗及厂用电率成正比，与锅炉热效率成反比。该厂l、2号机组汽机热耗设计值为7673kj/kWh，但实际汽机平均热耗约为7900—8100U/kWh（毛热耗率），冬季最低为7900kj/kWh，夏季最高为8100U/kWh，l号炉平均热效率约为89.6%，2号炉为88.2%，设计值为91.32%，平均厂用电率为9.15%（因采用电动给水泵供水）。要降低发电煤耗，就要找出影响汽机热耗及锅炉热效率的主要因素．并采取措施降低汽机热耗，提高锅炉热效率。
1.1汽机热耗的主要影响因素
汽机热耗影响最大的i项主要因素为主再热汽温、凝结器真空及主给水温度，前两项参数偏低的共同作用必然使主蒸汽流量大幅度增加，如凝结器真空过低，排汽温度及排汽压力就升高，加上主再热汽温偏低，两因素造成汽轮机总焓降减小，做功能力下降，机组维持负荷不变则主蒸汽流量必然增加，汽轮机做功是靠主蒸汽去推动的，主蒸汽流量增加并达到做功能力（高温高压过热状态）必然以消耗大量的热量为代价，为此燃料量必然增加，结果使热耗增加；同理，主给水温度偏低，将较低的给水温度加热至相同的过热汽温，给水会吸收更多的热量，炉膛投煤量必然增加，为此煤耗增加。根据试验，汽温每降低10℃，汽耗量及热耗将各增加约1.5%；凝汽器真空每降低lkPa，热耗增加约0.8%；给水温度每降低l℃，热耗将增加约10kj/kWh；热耗每增加50U/kWh，供电煤耗就增加约28/kWh。
负荷率高低对汽机热耗影响非常明显，负荷率高热耗降低，反之则热耗升高。由于低负荷运行炉膛温度水平低，锅炉为维持最低稳燃负荷须保持较高的主汽流量，有时需要投油助燃，因而增加了经济成本，导致经济性降低，热耗增加。有关资料表明，300MW级机组负荷每降低10%．热耗将增加75kj/kwh．如额定工况热耗为8000～8050kj/kWh左右，机组带80~60%额定负荷时热耗高达8200～8300t/kWh左右。富通新能源生产销售的生物质锅炉以及木屑颗�；怪频纳镏士帕Ｈ剂鲜强突遣淮淼难≡�。
1.2锅炉热效率的主要影响因素
1.2.1排烟温度及锅炉漏风的影响
对锅炉热效率影响最大的三项主要因素为排烟温度、飞灰可燃物含量及锅炉漏风，排烟温度高使排烟热损失增大，一般情况下，排烟温度每升高10℃，排烟热损失将增加0.5%～0.8%．锅炉热效率下降约0.6%。该厂l、2号炉冬季排烟温度平均为139℃～148℃之间，夏季平均为148℃～156℃，目前排烟温度为150℃左右，高于设计值145℃，排烟热损失在所有各项损失中份额最大，1、2号炉排烟热损失份额在6.3%．7%之间，冬季最低为6.3%．夏季最高为7%。
有关资料表明，当入炉煤含硫量达到3%时就会造成空气预热器严重的酸腐蚀和堵厌，腐蚀又使预热器漏风加剧，l、2号炉入炉煤平均含硫量高达4_5%左右，远高于设计值2.83%，这是造成空气预热器腐蚀堵灰严重、漏风率大的主要原因。1号炉A、B侧漏风率约为13.5%，2号炉A、B侧漏风率为12.5%，都远远高于5.5%的设计值。据计算，漏风率每增加5%，锅炉热效率将下降约0.3%�？掌と绕鞲炊禄沂古叛涛露壬�、漏风率增大、排烟热损失增加，是锅炉热效率下降的另一个重要原因。
1.2.2燃用煤种及运行氧量的影响
2号炉满负荷运行氧量不足，煤粉燃尽性差，炉内结焦及飞灰可燃物含量较高，月平均飞灰可燃物含量约为7%，l号炉煤粉燃尽性较好，满负荷运行飞灰可燃物含量平均约为4.5qv，飞灰可燃物含量高的主要原因是人炉煤挥发分偏低，运行氧量不足。实际人炉煤（贵州煤与本地煤）挥发分平均值只有16.5%左右，低至15%，挥发分对煤粉的着火燃烧及燃尽起着至关重要的作用．1、2号炉主要燃用的煤种贵州无烟煤挥发分偏低(10%)，不易着火且燃尽性极差，本地煤则为高灰、高硫、高水份、低热值（三高一低）的劣质烟煤�；臃⒎制褪姑悍垡祭眩呕鹜瞥�，极不利于煤粉燃尽，使飞灰炉渣町燃物含量升高，锅炉热效率下降。
由于l、2号炉空气预热器堵灰较重，烟气差压最高时达到1500Pa．远高于设计值1000Pa．尤其是2号炉满负荷运行引风机已基本开完，二次风总门开度在75%左右，炉膛已无法维持负压运行。在机组带90%额定负荷运行时炉内氧量可维持在4.2%～4.5%左右，尚能维持炉膛负压，即90%额定负荷以下运行氧量还够，飞灰可燃物含量尚在可控范围(<6%)�；榇�90%额定负荷以上实测2号炉运行氧量，A侧为4.2%．B侧为3.8%左右，飞灰可燃物含量>7%。锅炉燃烧理论表明，最佳远行氧量应达到4.3%。4.5 qo左右，运行氧量不足．，而运行氧量对煤粉燃尽起着决定性作用，增开送风量炉膛变为正压运行，这是不允许的，因此通过燃烧调整已很难解决问题。运行氧量不足使煤粉难以燃尽及炉内结焦增多，飞灰炉渣可燃物含量增加，不完全燃烧热损失增大，锅炉热效率下降。
1.2.3燃烧器布置方式的影响
1号炉燃烧器在大修中改为一次风集中布置方式．2号炉由于各种原因没有对燃烧器进行改造，燃烧器仍采用一、二次风间隔布置方式，与目前燃用的低挥发分、高灰分、低热值的混合劣质煤种明显不相适应，通过运行对比得到了证实。l号炉与2号炉有很多相同点：炉膛结构、燃用煤种及掺烧比例相同，平均运行氧量为4.0％~4.5%之间，煤粉细度R。为4.2%左右，一次风速基本保持在22—26m/s之间，风速与燃用煤种相适应，l号炉燃烧器改造之前与2号炉同样存在飞灰可燃物含量过高现象，改造后，l号炉满负荷平均飞灰可燃物含量为4.5%左右，低负荷平均飞灰可燃物含量为3.5%左右，但2号炉满负荷平均飞灰可燃物含量目前仍高达7%左右，低负荷平均飞灰可燃物含量为6.0%左右，显然，2号炉燃烧器采用一、二次风间隔布置方式与燃用煤种不相适应：由于一、二次风混合过快，所需着火热大而燃用煤种又是挥发分极低、燃尽性极差的劣质烟煤，大量的煤粉颗粒只是到达水冷壁附近才开始燃烧，原来在火焰中心区未燃尽的碳再进一步燃烧就会造成水冷壁附近热负荷高，并形成缺氧区，缺氧燃烧结果使煤粉难以燃尽及还原性气氛增加，炉内结焦加剧，飞灰可燃物含量增加，锅炉热效率下降。
2、解决对策
2.1 降低汽机热耗
根据卜5月份经济运行统计表表明，冬季冷却水进水温度低(18C)，加上库区河水水位高，冷却水量充足，凝结器可维持较高的真空，平均真空达到-94kPa左右，接近值-94.6kPa，因此冬季真空对热耗的负面影响比较小。而到了夏季由于冷却水温度高( 25.5℃)．排汽温度升高，真空降低(-92~-93kPa)，使主汽流量增加，满负荷运行热耗可达8050—8100U/kWh左右，真空对热耗的负面影响就比较大。要保证机组主再热汽温及给水温度尽量达到或接近设计值运行，l一5月份1号机组平均主再热汽温为535℃左右．2号机组平均主汽温也达到了535aC，但平均再热汽温只达到530C。而l号机组的平均给水温度只达到235℃左右．2号机组的平均给水温度则达到245℃左右，比l号机组高出10℃，根据计算，给水温度每提高1℃，热耗就下降约l0kUkWh。2号机组给水温度高于l号机组10℃，其热耗低于1号机组约100kj/kWh，可见给水温度的高低对热耗影响是非常大的。在l号机组满负荷运行主再热汽温不致大幅度降低的情况下，可适当开大高加进汽门，使给水温度提高100℃，达到245℃左右，并尽量保持主再热汽温达到535℃，则可较大降低热耗，提高机组运行的经济性。
由于机组负荷率受电力负荷调度中心指令调配，应尽量争取高负荷运行，以降低汽机热耗。l、2号机组冬季满负荷运行平均热耗约为7950kj/kWh左右，夏季满负荷平均热耗约为8050kj/kWh左右，再进一步降低热耗，潜力已经非常有限。
2.2提高锅炉热效率
2.2.1降低排烟温度，保证运行氧量充足
在影响锅炉热效率的三大因素中，排烟热损失份额最大。由于空气预热器堵灰较重，烟气差压大，加上尾部受热面漏风较大，使排烟温度升高，可利用停炉小修机会对预热器蓄热元件进行清洗或更换，并控制入炉煤含硫量在3%以下，加强对空气预热器的吹灰力度，维持炉膛负压，保证炉内供给氧量充足。对预热器密封部位的动静间隙进行调整，以减少漏风，但预防热密封部位东静间隙调整幅度较少，调整效果有限，排烟温度进一步降低的潜力很小。
2.2.2合理掺配燃用煤种，提高人炉煤挥发份
锅炉热效率影响最大的可调因素是飞灰可燃物含量较高，通过对燃用煤种的合理掺配，使燃煤特性不致与设计煤种偏差过大，保证人炉煤挥发分、灰分、低位发热量达到一定值。根据对配煤掺烧的长期观察，总结出一个行之有效的经验：即在燃用贵州煤的基础上掺入适当份额、挥发分较高的本地煤，使混合后入炉煤挥发分最低达到18%．本地煤份额达到35%左右，使燃煤特性更接近锅炉原设计煤种(贵州煤与本地煤各50%)．燃烧结果表明，在保持同样的运行氧量条件下，飞灰可燃物含量比原来降低2%左右。掺入的本地煤挥发分较高(23%一25%左右)，煤粉燃尽性向好，因而飞灰可燃物含量下降，锅炉热效率提高。
2.2.3燃烧器改用一次风喷口集中布置方式
根据燃用无烟煤及劣质贫煤的实践经验，燃烧器一般都采用一次风集中布置方式。l号炉燃烧器改造是将两层一次风喷口集中布置，并采用一次风切圆对冲布置，而二次风喷口采用分层布置方式，由于一次风在向火面，一次风可以直接吸收上游射流的辐射和湍流传热，二次风布置在一次风的外侧，可减缓一次风气流的刷墙程度。一次风集中布置方式由于燃烧集中，煤粉浓度较高，所需着火热小，着火条件好，相对提高了着火区温度，有利于保持较高的炉温。二次风采用分层布置，一、二次风喷口保持较大的距离，以推迟一、二次风混合，待一次风煤粉气流着火稳定后再高速喷入二次风，使二次风卷吸的高温烟气与煤粉气流强烈扰动混合，有利于在燃烧器出口某一位置形成局部的“三高”区（高氧量、高温度、高煤粉浓度），使煤粉尽量燃烧完全，大大减少了不完伞燃烧产生的还原性气氛及炉膛结焦，因而一次风集中布置适用于低挥发分、难着火及难以燃尽的劣质烟煤．2号炉目前采用的燃烧器布置方式只适用于燃烧挥发分较高的烟煤，根据该厂来煤的实际情况，应将2号炉的燃烧器改为一次风集中布置方式。
3、结束语
由以上分析可知，合山电厂影响供电煤耗最大的因素是锅炉热效率偏低及汽机热耗高，其中尤以提高锅炉热效率的潜力为最大。而提高锅炉热效率的潜力主要在降低飞灰可燃物上。飞灰可燃物含量每降低l%，锅炉热效率可提高约0.72～0.75%，锅炉热效率每提高1%，发电标准煤耗就下降3.8g/kwh左右，按照电厂燃用的劣质烟煤，飞灰可燃物含量月平均值能控制在3%左右，锅炉热效率可提高1.5%~ 2%，达到90.5%。91%，如主再热汽温、给水温度、凝结器真空及机组负荷接近或达到设计值运行，汽机热耗可控制在8000kj/k Wh以下，若厂用电率控制在9.0%左右，则发电标准煤耗月平均值可降至333,5~ 335g/kWh左右，从而达到国内同类型机组平均水平。
