摘要：衡量火电机组经济性的重要指标是供电煤耗，供电煤耗对经济效益产生最为直接的影响。本文将分析330MW燃煤发电机组煤耗异常以及具体应对措施，以期能够为火电机组的管理提供相关数据或建议参考。
关键词：330MW燃煤发电机组；煤耗异常；应对措施
火力发电主要指的是将燃料化学能转变为电能的一种过程，包括以下几个环节：其一，释放燃料化学能；其二，传递机械能、热能；其三，转换热能与机械能等。我国能源资源结构决定我国火力发电以燃煤为主，火力发电燃煤受到自身结构以及外部影响，煤耗水平则受到环境和煤质等因素影响。由于我国国土面积辽阔且气候差异大，燃煤机组频繁参与调峰，所以同容量机组在不同气候条件以及不同负荷条件之下差别也非常大[1]。基于此，分析燃煤发电机组的煤耗异常问题，再采取应对措施具有重要意义。本文将以330MW燃煤发电机组煤耗异常为例，进行调查分析，再研究应对措施。
1.现状调查
330MW燃煤发电机组（#1机组、#2机组）出现煤耗偏大情况，主要影响因素有：其一，机组负荷率；其二，主蒸汽和再热蒸汽温度；其三，主蒸汽压力；其四，减温水流量；其五，给水温度；其六，凝汽器真空；其七，机组厂用电率；其八，飞灰含碳量等。调查研究显示，330MW燃煤发电机组降出力影响值为10%、20%、30%、40%，影响供电煤耗为2.95g/kWh，6.65g/kWh，10.95g/kWh，16.25g/kWh；新蒸汽压力降低5%、10%、15%、20%，影响供电煤耗为1.24g/kWh，2.11g/kWh，3.02g/kWh，3.55g/kWh；新蒸汽温度降低5°C、10°C、15°C、20°C，影响供电煤耗为0.96g/kWh，1.51g/kWh，2.08g/kWh，2.40g/kWh；再热蒸汽温度降低5°C、10°C、15°C、20°C，影响供电煤耗为0.78g/kWh，1.69g/kWh，2.58g/kWh，3.65g/kWh；真空度降低1%，影响供电煤耗为3.63g/kWh；主给水温度降低10°C，影响供电煤耗为0.98g/kWh；再热器喷水增加1%，影响供电煤耗为0.62g/kWh；锅炉排烟温度升高10°C，影响供电煤耗为1.65g/kWh；厂用电率增加1%，影响供电煤耗为3.79g/kWh[2]。调查研究显示，330MW燃煤发电#1机组平均2019年排烟温度为122.452°C、平均负荷率为77.144%、平均炉减温水为1.358t/h、平均主蒸汽压力为16.547MPa、平均炉主蒸汽温度为541.256°C、平均再热蒸汽温度为539.254°C、平均真空度为94.358%、平均厂用电率为6.652%，330MW燃煤发电#2机组平均2019年排烟温度为126.85°C、平均负荷率为72.334%、平均炉减温水为5.63t/h、平均主蒸汽压力为15.963MPa、平均炉主蒸汽温度为540.524°C、平均再热蒸汽温度为540.251°C、平均真空度为95.12%、平均厂用电率为6.688%。通过上述数据不难发现，330MW燃煤发电#2机组排烟温度、煤耗比、再热蒸汽减温水流量平均值、主汽温度、再热汽温平均值、平 均 厂 用 电 率高于330MW燃煤发电#1机组，平均负荷率、主汽压力平均值低于330MW燃煤发电#1机组。
2.原因分析
导致330MW燃煤发电#2机组比330MW燃煤发电#1机组煤耗更高的原因在于：其一，330MW燃煤发电#2机组炉排烟温度偏高；其二，330MW燃煤发电#2机组负荷率偏低；其三，330MW燃煤发电#2机组再热器减温水量偏大；其四，330MW燃煤发电#2机组主汽压力偏低；其五，330MW燃煤发电#2机组主汽温度略低330MW燃煤发电#1机组；其六，330MW燃煤发电#2机组厂用电率略高330MW燃煤发电#1机组.
2.1导致排烟温度高的原因分析
一般来说，排烟温度高的原因有：（1）煤种煤质；（2）燃烧系统漏风；（3）受热面结焦；（4）温度测点误差；（5）过量空气系数等。330MW燃煤发电#2机组与330MW燃煤发电#1机组使用相同煤种，但是330MW燃煤发电#2机组温度适偏高排除因煤种所致温度过高。调查数据研究显示，在相同负荷以及环境温度的条件下，330MW燃煤发电#2机组的排烟温度始终高330MW燃煤发电#1机组；330MW燃煤发电#2机组送风机和吸风机电流略大且330MW燃煤发电#2机组在负荷满且氧量显示偏低的情况下，送吸风机电流略大于330MW燃煤发电#1机组.对比研究发现，导致330MW燃煤发电#2机组炉排烟温度高的原因有：其一，炉烟道受热面积灰，受热面换热能力降低；其二，炉燃烧器布置不同，虽然两个机组型号相同，但是机组进行低氮燃烧改造，两个机组采取不同的低氮燃烧器，导致炉火焰中心位置不同，使得330MW燃煤发电#2机组排烟温度高；其三，风机电流分析330MW燃煤发电#2机组烟气系统可能存在漏风情况，继而导致排烟温度上升。
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2.2导致负荷率高的原因分析
正常情况下，330MW燃煤发电机组负荷被省调度中心统一指挥，负荷率主要受到电网用电负荷影响。
2.3导致再热器减温水流量大的原因分析
由于330MW燃煤发电#2机组惯性比较大且协调控制能力差，所以在加减负荷过程中参数往往波动过大，最终往往需要使用减温水来控制气温[3]。减温水的使用一方面会影响再热气温的合理调整，一方面又增加用量。在改造低氮燃烧器后，330MW燃煤发电#2机组火焰中心位置可能偏高，继而使得减温水用量加大。
2.4导致330MW燃煤发电#2机组厂用电率高的原因分析
330MW燃煤发电#2机组在正常运行过程中循泵耗电率始终高于330MW燃煤发电#1机组，主要原因在于：其一，330MW燃煤发电#2机组循泵额定功率始终更大；其二，330MW燃煤发电#2机组炉风机耗电率高于330MW燃煤发电#1机组。
2.5导致330MW燃煤发电#2机组风机耗电高的原因分析
调查实际数据发现，导致330MW燃煤发电#2机组耗电率大的主要原因在于：其一，受到负荷率的影响（根据负荷率越高，风机耗电率越大，而330MW燃煤发电#2机组负荷率低因此可有效排除负荷率影响）；其二，烟道阻力增加或系统漏风（烟道积灰堵塞会导致烟道阻力增加，风机耗电率也相应增加；风烟系统漏风会导致排烟温度上升，与此同时会相应增加风机耗电率）。
3.应对措施分析
3.1控制330MW燃煤发电#2机组火焰中心位置
在具体运行过程中，将330MW燃煤发电#2机组炉燃烧器摆角固定在水平位置上，在运行过程中可采用磨煤机制粉系统，在机组加负荷过程中煤量不够情况下可采用粉制系统。合理调整二次风配比，加减用电负荷时需积极调整二次风配比方式。
3.2采用合适过量空气系数
在低负荷条件下，将330MW燃煤发电#2机组炉氧量控制在3~4%。在高负荷条件下，根据吸风机的具体情况适当降低氧量但是不低于3%，预防锅炉结焦。
3.3加强受热面吹灰，严格按照锅炉工作计划
早班工作人员对炉膛进行吹灰，中班工作人员吹灰烟道，每班对空气预热器进行两次左右的吹灰。当再热器管壁温温度较高时需针对性地增加吹灰次数，保持受热面的清洁度，降低排烟温度同时有效减少控制壁温的减温水量。针对有缺陷的吹灰器需及时加以检修，确保吹灰器正常运行。
3.4充分利用调停时间，检查烟道情况和减温水情况
充分利用调停时间全面检查烟道受热面积，及时发现漏风情况，再予以消除。热控专业工作人员校对排烟温度，确保温度检测的准确性。消除再热器减温水调整发，便于发现阀门漏风缺陷，减轻损失。
3.5优化330MW燃煤发电#2机组控制系统
不断优化330MW燃煤发电#2机组的控制系统，提高协调性能，继而减少330MW燃煤发电#2机组在加减负荷时所造成的相关影响。由于330MW燃煤发电#2机组的煤耗比较高，因此需尽量调停330MW燃煤发电#2机组。机组在运行过程中，需根据环境温度的具体变化来调节循泵运动方式，确保330MW燃煤发电#2机组能够在最佳状态下运行。
4.结束语
综上所述，330MW燃煤发电机组出现煤耗偏大情况，主要影响因素有：其一，机组负荷率；其二，主蒸汽和再热蒸汽温度；其三，主蒸汽压力等。
参考文献：
[1]李勇.330MW燃煤发电机组煤耗异常的分析及应对措施[J].上海节能，2019，14（6）：508-513.
[2]蔡小燕，张燕平，李钰等.700℃超超临界燃煤发电机组热力系统设计及炯分析[J].动力工程学报，2012，32（12）：971-978.
[3]陈海平，于鑫玮，魏进家等.复合抛物面聚光器-光伏/光热与燃煤发电机组联合供能系统性能分析[J].中国电机工程学报，2014，34（14）：2251-2260.
论文作者:汤楚文
论文发表刊物:《电力设备》2019年第19期
论文发表时间:2020/1/15
标签：机组论文; 燃煤论文; 煤耗论文; 温度论文; 负荷论文; 蒸汽论文; 温水论文; 《电力设备》2019年第19期论文;