350_MW超临界机组热平衡试验研究_李丰泉.pdf

第 39 卷第 4 期电站系统工程Vol.39 No.42023 年 7 月PowerSystemEngineering73文章编号：1005-006X(2023)04-0073-05350 MW 超临界机组热平衡试验研究*李丰泉刘宏卫王研凯韩元(内蒙古电力科学研究院)摘要：基于对机组 SIS 系统运行数据的挖掘，结合实际参数的测试，对锅炉、管道、汽机的热力特性及机组的热经济指标进行分析，建立机组热力系统热量的平衡数据图，对热量的输入、输出、能效利用及损失情况进行分析，得出机组能耗分布状况。对热力系统内各主要运行参数进行耗差计算，得出对机组发电煤耗影响的定量值，分析影响发电煤耗的因素，分析节能潜力，提高机组能源利用效率。关键词：超临界机组；热平衡；热力特性；耗差分析中图分类号：TK227文献标识码：BExperimental Study on Heat Balance of 350MW Supercritical UnitLI Feng-quan,LIU Hong-wei,WANG Yan-kai,et al.(Inner Mongolia Electric Power Research Institute)Abstract：Based on the SIS system run data mining,combined with the actual parameters of the test,the thermalcharacteristics of boiler,pipelines,turbine and thermal economic index of the unit were analyzed,and the established forthermal system heat balance data graph,the input、output and energy efficient use of heat and damage were analyzed,andit is concluded that the unit energy consumption distribution.Calculate the difference of the consumption of the mainoperating parameters in the thermal system,get the quantitative value of the influence on the coal consumption ofgenerating unit,analyze the factors affecting the coal consumption of generating unit,analyze the energy saving potentialand improve the energy utilization efficiency of generating unit.Key words:supercritical unit;heat balance;thermal performance;energy-loss analysis随着国家降碳、降耗政策的出台，提高能源利用效率是火电企业面临的长期任务。火电厂迫切需要通过对运行数据的挖掘，得出机组热力系统真实的能耗水平，分析其节能潜力，深入挖掘热力系统的节能空间，提高节能降耗水平，需要开展机组热平衡特性研究。以电厂机组为研究对象，利用 SIS 系统对机组主要运行参数进行长周期、实时动态记录，采用统计数学方法对日常运行数据分段整理，进行离线能损分析计算，由于采用机组日常运行数据，与对设备及系统隔离的特殊工况机组性能试验相比，所得统计结果更能真实、准确评价机组热力性能。将热力系统分为锅炉、管道、汽轮机等模块，分别计算不同负荷段正、反平衡热效率，对热力特性进行分析。建立机组各个热力系统工质及热量的平衡数据流程图，明确机组热力系统能量输入、输出及损失之间的平衡关系，热力系统热量分布状况。对机组热经济指标进行测试计算分析，以热平衡计算、耗差分析理论为基础1，对热力系统内各收稿日期：2022-07-06李丰泉(1970-)，男，高级工程师。内蒙古呼和浩特，010020*内蒙古电力（集团）有限责任公司内蒙古电力科学研究院分公司2021 年科技计划项目(2021-ZC-02)资助主要运行参数进行耗差分析2，得出对机组发电煤耗的定量影响值，分析影响发电煤耗的因素，指出经济性下降的原因及程度，提出节能优化建议，为电厂实施节能技术改造、科学管理，提高热能利用率提供依据。表 1机组技术参数参数THA75%THA50%THA发电机功率/MW350.0262.5175.0过热蒸汽流量/th-11045.2754.9494.0过热蒸汽出口压力/MPa25.1324.6517.05过热蒸汽出口温度/571571571再热蒸汽出口压力/MPa4.012.931.93再热蒸汽出口温度/569569569给水温度/276256233排烟温度/126112102排烟热损失/%4.894.654.12固体未完全燃烧热损失/%0.730.891.00散热热损失/%0.210.270.40锅炉热效率/%93.5793.5993.88排汽压力/kPa101010排汽流量/th-1622.8472.4330.4热耗/kJ.(kWh)-18036.48134.78424.5汽轮机热效率/%44.8044.2542.73回热系统3GJ+1CY+3DJ给水泵驱动方式1 台汽动给水泵+1 台电动给水泵1设备概况锅炉为上海锅炉厂有限公司制造，型号为SG-1181/25.4-M4414，型式为超临界参数复合滑压74电站系统工程2023 年第 39 卷运行螺旋管圈直流煤粉炉，单炉膛、四角切圆、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架悬吊结构、紧身封闭型燃煤锅炉。过热汽温度采用煤/水比作为主要汽温调节手段，并配合二级喷水减温作为主汽温度的细调节，再热器调温以燃烧器上下摆动调温为主，同时在低温再热器入口管道上安装的事故喷水装置进行辅助调温。汽轮机为上海电气电站设备有限公司上海汽轮机厂制造，型号为 CJK350-24.2/0.4/566/566，型式为超临界、单轴、一次中间再热、两缸两排汽、间接空冷、一次调整抽汽、凝汽式汽轮机。机组主要技术参数见表 1。2机组热平衡特性2.1锅炉热力特性分析电厂为了降低运营成本，大量掺烧低热值的煤，现燃用煤种，灰分、水分高于设计值，发热量低于设计值，煤质变差，影响锅炉燃烧特性。锅炉燃料参数见表 2。表 2锅炉燃料特性参数设计煤实际煤收到基碳/%47.4034.78收到基氢/%2.952.36收到基氧/%11.227.73收到基氮/%0.730.55收到基全硫/%0.690.65收到基水分/%11.013.14收到基灰分/%26.0140.80收到基低位热值/kJkg-11777012898表 3锅炉热效率数据参数数据电负荷/MW175220285350主蒸汽流量/th-14766248071052总煤量/th-1118172227245排烟温度/105.0121.5132.5135.5空预器后氧量/%6.645.965.034.08空预器后 CO/ppm152090650飞灰可燃物含量/%0.681.071.942.55大渣可燃物含量/%0.541.982.362.04排烟热损失/%4.925.015.295.34气体未完全燃烧损失/%0.010.010.040.26灰渣未完全燃烧损失/%0.791.162.682.41散热损失/%0.540.410.320.26灰渣物理热损失/%0.520.450.640.47锅炉热效率/%93.2392.9691.0391.25按 4 个典型工况进行了锅炉热效率测试，得出锅炉热力特性值，结果见表 3。在锅炉各项损失中，排烟热损失、固体灰渣未完全燃烧损失占比大。在现烧的煤质下，高负荷下，锅炉实际热效率低，排烟热损失、固体灰渣未完全燃烧损失大。高负荷下，煤量大，燃烧不充分，锅炉灰渣可燃物含量大，CO生成量大，烟气量大，排烟温度较高。煤质变差，对高负荷下煤的燃尽特性影响高于低负荷，高负荷下，飞灰可燃物含量在 1.9%2.6%，低负荷下，飞灰可燃物含量在 0.6%1.1%，高负荷下飞灰可燃物含量明显高于低负荷,导致固体未完全燃烧热损失变大，是影响锅炉效率降低的主要因素。机组平衡期，不同负荷下锅炉热力特性见图 1。随着负荷增加，锅炉效率降低。图 1锅炉热力特性图2.2管道热力特性分析在机组不同负荷下，对过热蒸汽管道、再热蒸汽管道（冷、热段）、给水管道进出口的热量进行测试计算，得到各管道的散热损失量。结果见表 4。在 5311038 t/h 不同负荷，机组的管道热效率为99.24%、99.30%、99.22%、99.37%、99.38%、99.51%，均高于设计值（98.50%），管道保温散热低，管道热效率高。表 4平衡期内管道各项损失及热效率参数数据蒸发量/th-11038926838731652531主蒸汽管道散热损失/%0.220.250.220.260.160.09再热蒸汽管道散热损失/%0.120.220.290.340.430.54给水管道散热损失/%0.150.150.120.170.110.13管道热效率/%99.5199.38 99.37 99.22 99.30 99.24管道热力特性见图 2，随着负荷的升高，管道热效率升高。图 2管道热力特性图2.3汽轮机热力特性分析在机组平衡期内，统计不同负荷下的运行参数，再根据发电量加权得出平衡期运行参数值，计算热耗。结果见表5。在负荷345 MW、305 MW、275 MW、245 MW、220 MW、180 MW 工况下，汽机实测热耗为 8511.84 kJ/kWh、8522.58 kJ/kWh、8579.90kJ/kWh、8557.64 kJ/kWh、8633.32 kJ/kWh、8689.20kJ/kWh，汽机热耗值大。从图 3 可看出热耗随着负荷降低而升高，低负荷区间，热耗变化明显，变化速率较大。第 4 期李丰泉等：350 MW 超临界机组热平衡试验研究75表 5汽轮机热耗数据参数数据负荷/MW345305275245220180主汽流量/th-11038926838731652531主汽压力/MPa23.2523.3723.2522.2220.5917.68主汽温度/563.4561.8560.8559.4560.4556.0再热流量/th-1917.2810.9735.4643.9577.9475.5再热出口温度/564.8561.9558.1551.7549.2540.6再热出口压力/MPa3.823.403.072.722.432.02给水压力/MPa26.5226.0025.4423.9222.1318.74给水温度/267.8260.8254.8247.3241.5231.2再热减温水流量/th-119.685.102.581.030.310.15背压/kPa11.2010.8610.259.608.417.52热耗率/kJ.(kWh)-18511.8 8522.6 8579.9 8557.6 8633.3 8689.2汽轮机热效率/%42.2942.2441.9642.0741.7041.43汽机热力特性见图 3，热耗随着负荷降低而升高，低负荷区间，热耗变化明显，变化速率较大。图 3汽轮机热力特性图图 4热平衡方框图（热量单位：GJ）2.4热量利用、损失分布分析在机组平衡期，热力系统热量平衡数据见图 4。从数据看，有 38.62%热量转换成电量，有 61.38%的热量损失，其中汽轮机冷源损失为 52.22%，为最大的热量损失，锅炉热损失为 7.35%，热量损失较大，管道热损失为 0.54%，热量损失小。汽轮机热力系统中低加用热量占比为 9.87%，高加用热量占比为 12.41%，除氧器用热量占比为 12.41%，小汽轮机用热量占比为 1.05%。2.5机组热经济指标分析在 180350 MW，机组发电煤耗在 317.80322.29 g/kWh，机组热效率在 38.11%38.65%，发电煤耗最大与最小值偏差为 4.49 g/kWh，机组效率最大与最小偏差为 0.54%。机组在 200260 MW 负荷段内，发电煤耗最低、机组效率最高。结果见表6，发电煤耗随负荷变化图见图 5。图 5发电煤耗变化图表 6平衡期内机组热经济指标参数数据负荷/MW345305275245220180发电煤耗/g(kWh)-1319.91 321.62 322.29 317.80 318.74 320.34机组热效率/%38.4038.1938.1138.6538.5438.34试验平衡期间，机组平均负荷为 247MW，负荷率为 70.52%，锅炉平均热效率为 92.10%，管道平 均 热 效 率 为 99.36%，汽 机 平 均 热 耗 率 为8585.71kJ/kWh，机 组 的 平 均 发 电 煤 耗 为318.04g/kWh，机组的平均燃料利用率为 38.62%。发电煤耗较高、燃料利用率较低，原因在于汽机热耗高，锅炉效率低。锅炉效率每变化 1%，影响发电煤耗约 3.2g/kWh，汽机热耗每变化 100kJ/kWh，影响发电煤耗约 3.7g/kWh。2.6机组经济参数指标对比及耗差分析运用反平衡热力计算、等效焓降计算等方法，建立煤耗偏差计算数学模型，计算机组各经济指标变化引起的煤耗变化。在 350MW 额定出力工况下，测试值与基准值的偏差对锅炉效率、汽机热耗、发电煤耗的影响值见表 7、8。基准值采用设计值及运行优化值。表 7锅炉参数指标对比及耗差参数基准值测试值测试值与基准值偏差影响锅炉效率/%影响煤耗/g.(kWh）-1排烟温度/126130.164.16-0.1910.61省煤器后含氧量/%3.03.490.49-0.1250.40送风温度/24.1326.862.560.050-0.16排烟 CO 含量/ppm20023030-0.0120.04飞灰含碳量/%1.22.551.35-0.5941.90大渣含碳量/%1.22.040.84-0.0420.13收到基低位发热量/kJ.kg-117770 12898-48720.2600.83收到基灰分/%26.0140.8014.790.6922.21收到基水分/%11.013.142.140.0590.19锅炉侧影响发电煤耗升高的主要因素为：煤的灰分、煤的发热量、飞灰含碳量、排烟温度。入炉煤的低位发热量为 12898 kJ/kg，比设计值76电站系统工程2023 年第 39 卷低 4872 kJ/kg，降低锅炉效率 0.26%，增加机组发电煤耗 0.83 g/kWh；入炉煤的灰分为 40.80%，比设计值低 14.79%，降低锅炉效率 0.69%，增加发电煤耗 2.21 g/kWh；入炉煤的水分为 13.14%，比设计值高 2.14%，降低锅炉效率 0.06%，增加发电煤耗0.19 g/kWh。煤的发热量、灰分、水分变化，对锅炉效率影响值为-1.01%，对发电煤耗影响值为 3.23g/kWh。煤质变差对锅炉效率及发电煤耗影响大。表 8汽机参数指标对比及耗差参数基准值 测试值测试值与基准值偏差影响汽机热耗 kJ.(kWh)-1影响煤耗/g.(kWh)-1主蒸汽温度/566564.03-1.974.020.15主蒸汽压力/MPa24.223.25-0.9519.290.72再热蒸汽温度/566566.820.82-1.61-0.06再热蒸汽压损/%86.11-1.89-5.63-0.21再热器减温水量/t.h-1021.8621.8628.901.07给水温度/276.9270.36-6.546.290.24背压/kPa1011.471.4748.251.78凝汽器端差/2.82.69-0.11-2.11-0.081 号高压加热器上端差/-1.62.373.976.250.232 号高压加热器上端差/010.2210.228.690.353 号高压加热器上端差/02.162.167.710.29高压缸效率/%84.3185.200.89-17.0-0.63中压缸效率/%92.6591.39-1.2643.51.60低压缸效率/%87.0886.15-0.9325.50.94机组满负荷运行时，锅炉飞灰含碳量为 2.55%，比基准值高 1.35%，降低锅炉效率 0.59%，增加机组发电煤耗1.90 g/kWh；锅炉排烟温度为130.16，比基准值高 4.16，降低锅炉效率 0.19%，增加发电煤耗 0.61 g/kWh。汽轮机侧影响发电煤耗升高的主要因素为：背压、再热器减温水量、主汽压力、高加上端差。机组满负荷运行时，背压为 11.47 MPa，比基准值高 1.47 MPa，增加发电煤耗 1.78 g/kWh；机组再热器减温水量为 21.86 t/h，比基准值高 21.86 t/h,增加发电煤耗 1.07 g/kWh；主汽压力为 23.25 MPa，比基准值低 0.95 MPa，增加发电煤耗 0.72 g/kWh。机组 1、2、3 号高压加热器上端差分别为2.37、10.22、2.16，均高于基准值，发电煤耗增加值分别为 0.23 g/kWh、0.35 g/kWh、0.29g/kWh，共计增加发电煤耗 0.77 g/kWh。机组中压缸效率为 91.39%，比基准值低 1.26%，增加发电煤耗 1.60 g/kWh；低压缸效率为 86.15%，比基准值低 0.93%，增加发电煤耗 0.94 g/kWh。3节能降耗分析3.1锅炉部分煤质变差是影响锅炉效率及发电煤耗升高的最大因素，要进行合理的煤种掺烧。运行调整方面，根据燃煤性质，进行制粉系统及燃烧系统调整，提高主燃烧区域二次风量，确定适宜的二次风辅助风与燃料风的配比，调整煤粉细度，找出最佳运行氧量及煤粉细度，降低灰渣可燃物含量。优化主二次风与燃尽风配风，降低炉内火焰中心高度,对吹灰系统进行优化，提高炉膛水冷壁吸收热量，降低再热器减温水用量，降低锅炉排烟温度。3.2汽机部分热耗率由机组本体性能（指缸效率）、运行参数和热力系统状况等三方面因素决定。实际热耗高与机组中、低压缸效率低，主汽压力低，给水温度低，高负荷下背压高、锅炉再热器减温水量大，高压加热器上端差大等因素有关。汽机中、低压缸率低。与汽机通流特性，汽封、轴封漏汽有关。有研究表明，中、低压缸效率变化对汽机热耗影响大于高压缸的影响4。在大修期间对汽轮机中、低缸检查，修复、替换损坏的汽封件，合理调整汽封间隙，提升机组缸效率并降低轴封漏汽量；必要时可进行通流技术改造及本体结构优化设计。主汽压力运行值低。根据电网负荷的需求，及时调整燃料量，改变锅炉蒸发量，维持汽压在对应的定压或滑压曲线范围内运行。汽轮机背压受机组负荷、循环水温度及循环水量的影响。循环水温受环境影响，在机组负荷一定的条件下，汽轮机背压受循环水量影响较大，而循环水量影响循环水泵功耗，因此存在最佳的运行背压既能满足机组运行煤耗较低，又能使得循环水泵功耗最小。应针对季节和不同负荷段进行循环水泵运行方式优化，得到全负荷工况下的最佳背压运行数据及循环泵的运行方式。给水温度低，与机组 1、2、3 号高压加热器上端差高有关，高压加热器加热量不足。原因可能在于加热器管子结垢堵管，使得加热器换热效率降低。对 3 台高压加热器的运行情况进行诊断分析，检查是否存在加热器堵管等影响加热器换热系数和换热面积的问题存在，加强加热器端差大的治理。汽轮机冷源损失大。国内外各研究机构及电厂的实践表明，机组热力系统泄漏、汽水阀门的泄漏（特别是高品质蒸汽有关的阀门）是影响机组冷源损失的重要因素，仅需较小的投入就能获得较大的节能效果。因此在节能降耗工作中应重视对系统阀门严密性的治理，提高其严密性，降低冷源损失，降低热耗率。（下转第 79 页）第 4 期李迪：新能源收并购项目的风险及应对措施79揭示。应对措施：应选择资质优、技术水平高的外部中介机构开展尽调。收购方内设的新能源发展、技术、财务、法务、经营、审计等业务的相关管理部门均应积极介入配合尽调工作，充分利用各机构开展的各类审核、审查、评估、评价资料，充分暴露项目当时的潜在风险，收购方要对尽调过程及结果严格审核把关，确保真实、客观的反映收购标的实际情况。(2)股转过程中，涉及到的法人、银行账号、工商变更流程繁琐；股转完成后，资本金拨付、融资申请等审批流程链条较长，行政审批流程若不能及时完成，将延误项目合同执行，影响项目推进进度，甚至出现违约风险。应对措施：梳理收购项目推进节点矩阵图，提前准备各节点所需资料，提早策划，办理事项串联改并联，缩短手续审批流程。(3)过渡期还未进行股权交割，项目公司管理权依然归属原股东，且过渡期不属于股权转让法律尽调及审计范围内，过渡期可能出现项目公司对外担保、签订合同、过度支付等不可控又无法及时发现的重大风险。应对措施：在股转协议中明确过渡期权责划分，提前制订过渡期监管细则，在评估基准日将目标公司的公章、财务章、法人章等保存在需双方共同开启的保险柜中，依据框架协议等相关条款约定及监管细则要求执行。3结语随着新能源发电行业的不断发展，作为收购方，在收并购中一定要充分评估各种风险，结合企业自身条件，高效精准地发现每次收并购交易的核心风险，设计出切实有效的交易结构，并在交易文件中设置相应条款，有效规避可能存在的风险隐患，推动收并购最终落地，达成企业发展目标。参考文献1广东能源集团研究院.能源科技信息参考Z.2021.10.2中国报告网.2017-2022年中国新能源行业深度研究及投资策略研究报告R.2017.7.3张晓朝.新能源高质量发展离不开风险管理N.中国能源报,2022.12.（上接第 76 页）4结论(1)基于机组的运行参数，将热力系统分为锅炉、管道、汽轮机等模块进行热力特性分析，得出在高负荷下锅炉效率低，在全负荷段汽轮机热耗高、管道效率高。随着负荷降低，锅炉效率升高、管道效率降低、汽机热耗升高。(2)从热量利用及损失状况分析，得出机组最大的热量损失为汽轮机冷源损失，锅炉排烟热损失、灰渣未完全燃烧热损失较大。(3)运用反平衡计算及等效焓降方法，进行耗差分析，定量反映运行参数偏离基准值对煤耗的影响，得出影响机组热经济性的主要因素为煤质、飞灰可燃物、排烟温度、中低压缸效率、背压、再热器减温水量、主汽压力、高加上端差。(4)从运行优化及管理，设备治理等提出了节能措施，提高机组能源利用率。参考文献1林万超.火电厂热系统节能理论M.西安:西安交通大学出版社,1994.2李青,李悦,李潇林.火电厂节能减排手册（第二版）：指标管理与耗差分析M.北京:中国电力出版社,2021.3董宝光,王生鹏,刘安.国产亚临界600 MW汽轮机组热经济性分析J.热力发电,2007,(12).4张佳佳.1000 MW超超临界二次再热汽轮机缸效率变化对机组热耗影响的定量分析J.动力工程学报,2020,(11).5贾继宁,吕勇哉.基于数据驱动与模式挖掘的循环流化床锅炉运行优化研究J.热力发电,2020,(5).6张继东,陈笔,赵思嘉,等.1000 MW超超临界锅炉热效率正平衡和反平衡模型分析J.锅炉技术,2019,(3).7DL/T 606.32014.火力发电厂能量平衡导则.第3部分：热平衡试验S.2014.