600MW空冷机组基于单耗分析法核算供电煤耗.pdf

2023年第3期（总第30 3期）doi:10.3969/j.issn.1009-3230.2023.03.007应用能源技术29600MW空冷机组基于单耗分析法核算供电煤耗郭庆杰，董广彦?（1.国家能源集团国神公司技术支持中心，陕西西安7 10 0 7 6；2.山东鲁软数字科技有限公司，山东济南2 50 0 11）摘要：以某厂6 0 0 MW空冷机组为例，统计期内入炉煤总煤量为2 40 t,入炉煤发热量平均值为56 0 0 kcal,采用正平衡法计算得出#2 机组供电煤耗偏高设计值18 g/kWh；基于单耗分析法计算影响#2 机组能耗的各指标因素，合计影响供电煤耗偏高设计值2 6.39 g/kWh。关键词：单耗分析法；正平衡法；供电煤耗；负荷率中图分类号：TM621Coal Consumption for Power Supply of 600 MW Air-cooledUnit Based on Single Consumption Analysis Method(1.Technical Support Center of National Energy Group Guoshen Company,Xian 710076,China;2.Shandong Luruan Digital Technology Co.Ltd.,Jinan 250011,China)Abstract:Taking 600 MW air-cooled unit of a certain plant as an example,the total coalconsumption of the coal-fired boiler during the statistical period was 240 t,and the average calorificvalue of the coal-fired boiler was 5 600 kcal.The positive balance method was used to calculate thatthe coal consumption for power supply of Unit 2 was higher than the design value by 18 g/kWh;based on the single consumption analysis method,the factors affecting the energy consumption of Unit2 were calculated,and the total impact on the coal consumption for power supply was higher than thedesign value by 26.39 g/kWh.Key words:single consumption analysis method;positive balance method;coal consumption forpower supply;load rate0引言火力发电厂在计算机组供电煤耗时，多采用正平衡法，由于某厂6 0 0 MW空冷机组在入入炉煤检测中,较多采用人工化验和计算,以及皮带秤计量的误差较大，测量结果精度无法得到保障，所以通过年度盘煤计算得到的机组供电煤耗，与实际供电煤耗的偏差关系无法得到求证；而基于单收稿日期：2 0 2 3-0 1-10 修订日期：2 0 2 3-0 2-2 3作者简介：郭庆杰（19 7 9 一），男，工程师，本科，研究方向为电力节能、可靠性技术及碳排放管理、碳排放盘查等。文献标志码：AGUO Qingjiel,DONG Guangyan?文章编号：10 0 9-32 30(2 0 2 3)0 3-0 0 2 9-0 5耗分析法计算得出的供电煤耗,可以辅助正平衡法反应机组实际运行水平。1?供电煤耗计算方法1.1正平衡法定义供电煤耗即为统计期内发电用总煤量（折算标煤后)与统计期内总发电量的比值。ZB.,QhB,=29 271 x(2P,-ZP,)式中,B,为供电煤耗,g/kWh;ZB.为统计期内发电用煤总量，t；Q.为统计期内发电用煤地位发热30量,kcal；ZP为统计期内机组发电量，kW；ZPf e为统计期内机组非生产用电，kW。1.2单耗分析法定义单耗分析法是以“耗差分析法2 ”为理论基础，通过额定工况下性能试验，从机、炉、电、化水等方面，耦合机组系统集成特性，分析影响机组供电煤耗的时空分布因素。2机组简介以某厂6 0 0 MW空冷机组为例，锅炉为哈尔滨锅炉厂股份有限公司根据美国ABB-CE燃烧工程公司技术设计、制造的HG-2070/17.5-Y M9 型,亚临界参数、控制循环、四角切向燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、紧身封闭、全钢构架的I 型汽包炉；汽轮机系东方汽轮机厂生产制造的NZK600-16.7/538/538型,亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷、凝汽式汽轮机。3采用正平衡法计算统计期内入炉煤总煤量为2 40 t，人炉煤发热量平均值为56 0 0 kcal,采用正平衡法计算得出#2机组供电煤耗，偏高设计值18 g/kWh。4采用单耗分析法计算4.1火炉侧影响量4.1.1排烟温度统计期内#2 锅炉月度统计平均排烟温度较设计值偏低6.5，提高锅炉热效率约0.32 个百分点，折合降低发电煤耗约1.0 0 g/kWh。4.1.2灰渣可燃物统计期内，#2 锅炉飞灰可燃物变化范围为2.364.34%，平均值为3.7 0%，炉渣可燃物含量变化范围为1.49%5.6 9%，平均值为4.47%。通过措施调整，预计#2 锅炉飞灰、炉渣可燃物含量可降低0.7 个百分点，则可提高锅炉效率约0.04个百分点，降低发电煤耗约0.12 g/kWh。应用能源技术4.1.3CO含量统计期内，#2 锅炉A侧、B侧实测运行氧量分别为3.13%（510 MW负荷工况）、1.8 6%（6 0 0 MW负荷工况），现场运行氧量表计显示为3.7 5%、2.71%，现场运行氧量较实测氧量分别偏高0.62、0.8 5个百分点。6 0 0 MW工况下，#2 锅炉运行氧量 2%,CO平均排放浓度为57 0 ppm,处于低氧燃烧状态。结合锅炉燃烧经济性和NO,排放等因素，对#2锅炉进行燃烧优化、煤粉细度、一二次风率、磨组合方式调整试验等措施，进一步控制CO含量在低浓度（如10 0 mg/m）及以下运行。预计#2锅炉均可在当前炉效水平上提高炉效约0.2 5个百分点，折算发电煤耗约0.8 0 g/kWh。4.1.4人炉煤统计期内,煤质各项指标的平均值与设计值稍有偏差，全水和灰分略高于设计煤种，挥发分、硫分、发热量略低于设计煤种，整体而言，煤种平均水平与设计煤种差别不大，各项指标波动较小，煤质较为稳定。4.2机侧影响量4.2.1汽轮机本体(1)缸效率统计期内，实测#2 机组在3VWO工况下缸效率对热耗率和煤耗的影响量,计算结果见表1。表1缸效率对热耗率和煤耗的影响量工况设计3VWO高压缸效率/%87.15中压缸效率/%92.57低压缸效率/%（UEEP）9 3.59由上表1可知,#2 机组缸效率偏离设计值对热耗率的影响量为36 9.8 0 kJ/kWh，影响发电煤耗升高13.52 g/kWh。(2)调门运行方式目前#2 机组均采用顺序阀运行方式，典型负荷工况调门情况见表2。2023年第3期（总第30 3期）影响发电煤耗(g/kWh)83.212.1790.511.5187.039.842023年第3期（总第30 3期）表2#2机组不同负荷下调门开度数据负荷/主汽压力/MWMPa601.0716.30600.7616.33455.0214.45449.9614.38300.3210.65305.0610.73由上表2 可知,#1、2 机组在中低负荷时,四个调门均存在不同程度的节流损失，高压缸效率相比下降幅度较大，影响发电煤耗升高0.7 3g/kWh。(3)高、中压缸间轴封漏汽率#2机组高、中压缸间轴封漏汽率试验结果如图1所示。90.5090.0089.5089.0088.5088.0087.501.002.003.00 4.005.006.007.008.00高中压缸之间轴封漏汽率/%图1高中压缸间轴封漏汽率与中压缸效率关系曲线#2机组高、中压缸间轴封漏汽流量占再热蒸汽流量的3.16%，与设计值0.53%相比，漏汽率高出2.6 3个百分点，影响发电煤耗升高1.15g/kWh。4.2.2冷端系统统计期内，背压累计完成值为15.9 5kPa,较设计值偏低约0.0 5kPa,根据背压对热耗率修正曲线,其对煤耗的影响量忽略不计。4.2.3热力系统(1)热力系统严密性对#2 机组热力系统阀门严密性进行检查，检查结果见表3。应用能源技术表3#2机组热力系统严密性情况统计表调门开度/%阀门名称#1#2100.0099.36100.0096.8038.4545.9438.7346.2834.3640.9634.4341.05降主蒸汽温度降再热蒸汽温度31单位温度#3#499.5431.5199.56 29.505.889.975.5012.878.6214.038.5713.17A低旁门B低旁门1号高加事故疏水调阀2号高加事故疏水调阀6号低加事故疏水调阀1A低压轴封回汽旁路阀1B低压轴封回汽旁路阀由上表3可知,#2 机组均不同程度存在阀门内漏现象，影响发电煤耗升高约为0.2 0 g/kWh。(2)机组保温对2 机组锅炉、汽轮机、空气预热器、主要蒸汽管道、主要汽水管道、主要烟风道等部位进行了保温性能测试，部分保温存在脱落、损坏、失效等现象，影响发电煤耗升高约为0.3g/kWh。(3)加热器统计#2 机组运行期间各高加端差和温升，并与设计值进行比较，统计结果见表4。表4#2机组端差统计表(）运行工况影响热耗参数THA#1高加温升上端差下端差#2高加温升上端差下端差#高加温升27.42上端差0下端差5.6#5低加温升上端差下端差#6低加温升上端差下端差5.6#7低加温升43.8上端差2.8下端差5.6由上表4可知，#2 机组高加上、下端差均大于设计值，导致热耗升高2 1.0 4kJ/kWh,影响发600MW30.326.68-1.65.155.611.403027.3304.515.613.9724.321.979.3919.721.672.83.435.62.2920.221.532.85.364.1750.432.444.671561068811880.568.270.6(kJ/kWh)10.940.555.071.241.881.360.82-0.102.19-1.43-0.36-0.3732电煤耗升高0.7 7 g/kWh。4.2.4机组运行指标（1）主、再热蒸汽温度统计期内，#2 机组主蒸汽温度较设计值偏低4.48，根据主蒸汽温度对热耗率修正曲线计算，影响发电煤耗升高0.37 g/kWh;#2机组再热蒸汽温度较设计值偏低0.7 2，根据再热蒸汽温度对热耗率修正曲线计算，对发电煤耗率影响忽略不计。(2)主汽压力根据#2 机组主汽压力实际控制情况，绘制定滑压曲线如图2 所示。18一设计定滑压曲线16一运行主汽压力141210864200统计期内，#2 机组主汽压力完成值较设计值偏低0.1MPa,根据主汽压力对热耗率修正曲线计算，影响发电煤耗升高0.18 g/kWh。(3)再热减温水统计#2 机组运行期间典型工况下再热减温水用量，对热耗率影响结果见表5。表5#2机组再热减温水用量统计表负荷/再热减温MW水流量/th-1597.7551.27600.7662.07600.4463.35454.7235.60454.979.14449.992.69305.840300.320应用能源技术采用加权平均计算法，得#2 机组再热减温水投入量为33.8 7 h，根据再热减温水对热耗率修正曲线计算，影响发电煤耗升高1.13g/kWh。(4)过热减温水统计#2 机组运行期间典型工况过热减温水用量，对热耗率影响结果见表6。表6#2机组过热减温水用量统计表负荷/过热减温水MW流量/h-1597.750.81600.766.74600.4434.23454.7235.24454.9740.77449.9951.78305.8422.98300.3233.40采用加权平均计算法，得#2 机组过热减温水投入量为2 6.57 t/h，根据过热减温水对热耗率修正曲线计算，影响发电煤耗升高0.16 g/kWh。50100负荷率/%图2#2 机组定滑压曲线图2023年第3期（总第30 3期）影响热耗率(kJ/kWh)0.110.914.604.745.486.963.094.4914.2.5负荷系数根据汽轮机热平衡工况图绘制负荷率对发电煤耗影响量如图3所示。50403020100影响热耗率40%50%60%75%85%100%(kJ/kWh)负荷率/%32.48图3#2 机组负荷系数对发电煤耗的影响39.3240.1322.555.791.700340煤耗率影响量发电煤耗率330320310300290280270统计期内，#2 机组累计完成负荷系数为82.40%,共计影响发电煤耗升高4.1g/kWh。4.2.6启停机影响#2机组近一年来共计启机3次，根据经验600MW机组每启动一次，影响发电煤耗升高约2023年第3期（总第30 3期）0.15g/kWh,停机对发电煤耗影响量可以忽略不计，累计影响发电煤耗升高0.45g/kWh。4.3化水机组正常的蒸汽消耗主要包括锅炉排污、吹灰用汽和除氧器排汽等，由于这些用汽量无法测量,因此一般仅能通过机组的补水率进行反映,统计期间，,#2 机组平均补水率为0.5%，影响发电煤耗升高约为0.4g/kWh。4.4电气(1)厂用电率统计期间,对#2 机组空冷风机、电动给水泵、表7项目名称锅炉汽轮机本体冷端性能热力系统运行参数化水其他55结束语对于在人炉煤检测中，较多采用人工化验和计算,以及皮带秤计量的误差较大的电厂，通过年度盘煤计算得到的机组供电煤耗，与实际供电煤耗的偏差关系无法得到求证,推荐采用基于单耗分析法耦合机组系统特性计算得出的供电煤耗，更能接近实际水平。应用能源技术凝结水泵、锅炉补给水泵、输煤、一次风机、引风机、送风机、磨煤机、炉水泵、除灰、脱硫、脱销等主要设备进行耗电统计,得#2 机组发电厂用电率完成值为7.0 0%。(2)调峰由于2 机组不参与电网调峰,不考虑由峰谷差引起带来的发电煤耗影响量。4.5汇总计算基于单耗分析法耦合机组系统特性,对影响#2机组发电煤耗率的时空分布因素进行统计，见表7。各种因素对能耗指标影响量分析汇总影响因素排烟温度灰渣可燃物含量CO含量缸效率高中压平衡盘漏汽调门开度空冷系统背压热力系统严密性加热器性能机组保温主再热蒸汽参数减温水蒸汽消耗出力系数机组启停合计发电煤耗影响量厂用电率合计供电煤耗影响量33发电煤耗(g/kWh)-1.01.280.8013.521.150.7300.20.770.30.551.290.44.10.4524.547.00%26.39参考文献1武宇，银昱铭，火电机组能耗分布与节能潜力分析研究J.能源与环境,2 0 19(5）:32,35.2钱进,李润林，鲍平.耗差分析法在火电厂节能和指标管理技术中的应用J.华北大力大学学报，2012,1:76-80.