机组经济运行分析.doc

机组经济运行分析
影响机组经济原因：
1. 排烟温度
2. 灰渣含碳量
3. 过剩氧量
4. 给水温度
5. 减温水量
6. 床压
7. 床温
8. 石灰石尺寸
9. 煤粒尺寸
10. 吹灰器运行工况
11. 散热损失
12. 节能措施执行
13. 送风量
14. 煤质
15. 燃油消耗量
16. 回热加热器、热水井、除氧器水位
17. 凝结器真空（真空系统严密性、循环水温度、射水池水温、热水井水位、轴封压力）
18. 辅联运行消耗新蒸汽
19. 除氧器排氧门
20. 除盐水补水量
21. 内冷水水箱溢流
22. 锅炉连续排污量
23. 凝结器端差
24. 凝结水过冷度

近年同期主要生产指标统计表

单位
06年7月
07年8月
08年7月
09年8月
供电量
万度
2843.13
1943.05
2295.26
2710.23
发电原煤耗
g/kwh
568.76
622.34
723.83
621.61
平均热值
j/g
5094.49
4874.10
4139.37
4812.22
供电标煤耗
g/kwh
469.7
497.86
496.67
490.05

锅炉
排烟温度
烟气比热容1.1kj/kg·℃ 排烟温度185℃ 烟气量180000m3/h（满负荷）对应发电负荷（3794.4万度）本月发电量：3106.9万度 运行时间744小时 烟气密度1.3kg/ m3
1.1mj/t℃×(185-165) ℃×(744×180000m3/h×1.3 kg/ m3)×(3106.9÷3794.4)
烟气比热 烟气温升 满负荷工况月排放烟气总量 8月份发电量所占比例
=1.1×20×174096×0.818
=3133031.6mj
标煤发热量：7000×4.1868=29307.6mj/t
月多消耗标煤：3133031.6÷29307.6=106.9t
可降供电标煤耗：1069t÷2710万度=3.94g/kwh

灰渣含碳量
飞灰含碳量： 09/8/4 19.43% 09/9/8 20.22% 09/8/25 18.9% 09/9/3 20.89% 09/9/1 21.59% 09/8/27 19.31%
底渣含碳量：09/8/4 1.96% 09/9/8 2.01% 09/8/25 1.13% 09/9/3 2.43% 09/9/1 2.69% 09/8/27 2.06%
8月过磅灰量：8735.96吨 含水率35%
8月过磅渣量：3420.54吨 含水率17%
平均飞灰含碳量：20% 预计可降5% 碳的发热量： 32791j/g×0.8=26232.8 j/g
标煤发热量：7000×4.1868=29307.6mj/t
飞灰含碳量折标煤：26232.8÷29307.6=0.895
C(s)+O2(g)=CO2(g) ΔH= -393.5 KJ/mo1
理论上燃烧12克碳，可放出393.5 KJ的热量。393500÷12=32791j/g
飞灰中可节省碳总量：8735.96×65%×5%=283.92t
飞灰中可节省碳总量折标煤：283.92×0.895=254.1t
254.1÷2710万度=9.376g/kwh

减温水量：2--7.5吨
根据经验值：可降标煤耗0.5g/kwh

吹灰器每吹灰一次：耗时45分钟 蒸汽流量：8T/H 次数30次
8月消耗蒸汽8×31×45÷60=186t
8月发电汽耗4.01kg/kwh
影响售电量：186000÷4.01=46384kwh
8月供电煤耗：(13543.92＋4.76)t÷(2710＋4.638)万度=499.10g/kwh
可降供电标煤耗：499.91-499.10=0.81g/kwh

本月燃油消耗量:3.43t 折标煤：4.76t
影响供电标煤耗：4.76÷2710万度=0.175g/kwh

锅炉氧量
8月26日前影响负荷2mw/w
如开启一次风至前墙给煤点二次风：一次风机电流增加5A

汽机
真空

给煤量一定时 循环水温30℃ 真空-86.5KPA 蒸汽流量206T/H 发电机负荷：52.4MW/H循环水温34℃ 真空-84.2KPA 蒸汽流量203T/H 发电机负荷：50.4MW/H
射水池水温﹥26℃ 影响真空1KPA 相应发电负荷1MW/H
744×1mwh=744mwh
8月影响售电量：74.4×0.818=60.86万度
8月供电煤耗：(13543.92＋4.76)t÷(2710＋60.86)万度=489.17g/kwh
可降供电标煤耗：499.91-489.17=10.74g/kwh

辅联运行：消耗新蒸汽 0.1t/h 运行时间744H
8月发电汽耗4.01kg/kwh
影响售电量：74.4÷4.01=18454kwh
8月供电煤耗：(13543.92＋4.76)t÷(2710＋1.845)万度=499.5g/kwh
可降供电标煤耗：499.91-499.50=0.41g/kwh

综合上所述：凝结器真空、飞灰含碳量、排烟温度和煤质是影响机组经济性的主要原因。

近年同期主要运行参数统计表

04年8月
05年8月
06年7月
07年8月
08年7月
09年8月
循环水温℃
28.7
30.6
33.8
30.9

34
真空
kpa
-87.35
-84.9
-83.25
-85.78

-84.2
灰含碳量%
27.16
25.1
27.9
23.5
22
20
排烟温度%

181
181
178

183
发电负荷mw
47
51.3
51.3
51.5

50.4

本文论述锅炉运行中排烟温度、排烟氧量、飞灰可燃物含量、主汽流量、各级减温水量对锅炉经济性的影响，同时通过计算定量其影响程度，以便对锅炉运行的经济性快速做出评价，指导锅炉经济运行。
关键词：锅炉  煤耗  
我公司1＃机组330MW锅炉为武汉锅炉股份有限公司生产的WGZ1112/17.5-3型亚临界参数汽包炉。锅炉采用自然循环，单炉膛，双通道低NOX轴向旋流式燃烧器，前后墙对冲布置，一次中间再热，尾部双烟道布置，烟气挡板调温，三分仓容克式空气预热器，刮板式出渣装置，钢构架，全悬吊，平衡通风，全封闭岛式布置。
电厂锅炉的经济运行是一个急需得到重视的问题，这不仅牵扯企业的经济效益，而且在能源日益短缺的将来对节约能源，实现持续协调发展更具重大意义。我国煤炭60%以上消费用在发电方面，节能降耗对电站锅炉更是迫在眉睫。
众所周知，在煤粉锅炉的热损失当中，排烟损失Q2是最大的一项，一般占到7～8%左右，第二是机械不完全燃烧损失Q4占到1～2%左右，而化学不完全燃烧损失Q3、散热损失Q5、灰渣物理显热损失Q6只占很少份额。所以在研究锅炉经济性时我们应重点控制Q2和Q4的损失量，而影响Q2的主要是排烟量（用排烟氧量来标志大小）和排烟温度，影响Q4的主要是飞灰可燃物含量，这三个指标是我们研究锅炉效率最应注意的。另外，主蒸汽流量和各级减温水量虽然不直接影响锅炉效率，但对循环效率有很大影响，因为主汽流量的增加使进入凝汽器的蒸汽量增加，从而使冷源损失增大。而减温水量的增加使其在锅炉内加热到额定参数需要的热量增加，从而使机组的热耗增大。所以这两项也是我们在锅炉运行时应特别关注的指标。至于主汽压力、主汽温度对经济性的影响是通过主汽流量来体现，因为主汽压力、主汽温度达不到要求时，只有通过增加主汽流量来保证电负荷，所以对主汽量的分析实际已涵盖了这些因素的影响。
1． 影响锅炉效率的三个重要因素：排烟温度、排烟氧量和飞灰可燃物含量
我们分析这一问题的方法是先设定一个基准工况，然后单独变化一个影响因素，而其他数值保持不变，这时用软件计算炉效，从而得出该因素与炉效的函数关系，再通过计算机作图，进一步确定其曲线方程，得出该因素对炉效和煤耗的影响数值。确定对煤耗影响时取炉效每下降1%，煤耗增加3 g/kw.h（这一结论可用公式b=123/η g/kw.h得出）
基准工况：根据热工院1＃炉燃烧调整和性能考核试验参数，煤质取设计煤种、参数取额定参数、飞灰含碳量取1%、空预器漏风率取6%、计算炉效为93.35%，具体数值如下表：
应用基灰份 28.49
应用基水分 % 5.21
低位发热量 kJ/kg 20318
电负荷 MW 330
主汽流量 t/h 1024
排烟温度 ℃ 125
送风机入口温度 ℃ 25
炉膛出口过剩空气系数 1.25
飞灰含碳量 % 1.0
空预器漏风率 % 6
排烟氧量(折算) % 5.8
锅炉效率 % 93.35

1．1保持其它参数不变，只改变排烟温度计算锅炉效率得到以下数据：
排烟温度 ℃ 143 148 153 158 163 168
锅炉炉效率 % 91.96 91.66 91.35 91.05 91.75 91.45
作图并确定方程：
可以看出：排烟温度每上升5℃，炉效就下降0.30%，此时煤耗增加0.9g/kw.h。
1．2 恢复各数据到基准值，改变排烟氧量计算炉效得到以下数据：
排烟氧量 % 4.8 5.3 5.8 6.3 6.8 7.3
锅炉炉效率 % 91.8 91.58 91.35 91.11 90.85 90.57
作图并确定方程：
可以看出：排烟氧量每增大0.5%，炉效下降0.245%，折算影响煤耗0.745g/kw.h。
1．3 恢复数据到基准值，改变飞灰含碳量计算炉效得到以下数据：
飞灰含碳量 % 0.5 1 1.5 2 2.5 3
锅炉炉效率 % 91.57 91.35 91.14 90.93 90.69 90.46
作图并确定方程：
可以看出：飞灰含碳量每增加0.5%，炉效下降0.22%，煤耗增加0.66g/kw.h。
2． 锅炉侧影响循环效率的两个量：主汽流量和各级减温水流量
查H-S确定热力系统相关点的焓值：
项  目 压力（MPa） 温度(℃) 焓（kJ/kg）
主蒸汽 17.26 540 3396
再热器出口 3.294 540 3542
过热器减温水 22.52 170 731
再热器减温水 7.5 170 722
给 水 18.1 269.2 1178.4

2． 1蒸汽流量和其它参数不变时，确定主汽系统每增加10t/h喷水量时蒸汽在炉内吸热的增加值，也就是热耗的增加值。无喷水时是给水被加热到额定参数，有喷水后等量给水被替代，所以热耗的增加值为把减温水加热到过热器出口额定参数的吸热量与把等量给水加热到额定参数的吸热量的差值。即：
   ΔQ吸=[(H主汽-H减温水)-（H主汽-H给水）]*D喷水量
代入数据ΔQ吸=[（3396-731）-（3396-1178.4）]*10000=4474000 kJ/h
对以上数据除以标准煤的低位发热量29400kj/kg折算为每小时标准煤耗量，然后再除以每小时的电负荷算出对发电煤耗率的影响即：
Δb=[(4474000/29400) *1000] /300000=0.507 g/kw.h
2． 2其它参数不变时，确定再热汽每增加10T/H喷水量（减温水或事故喷水）时蒸汽在炉内吸热的增加值，循环效率设为40%，吸热量减去可利用部分即为热耗的增加值。即：   ΔQ吸=(H主汽-H减温水) *D喷水量
代入数据ΔQ吸=（3542-722）*（1-40%）*10000=16920000 kJ/h
折算出对发电煤耗率的影响为：
Δb=[(16920000/29400) *1000] /300000=1.914 g/kw.h
2． 3在其它参数不变时，当主汽流量较设计增加10t/h时，设定循环效率为40%，  那么这10 t/h蒸汽在循环中的热量损失为其总焓值乘以循环效率，即：
ΔQ=H主汽*ΔD*Η循环
   代入数据：ΔQ=3396*10000*（1-40%）=20376000 kJ/h
折算出对发电煤耗率的影响为：
Δb=[(20376000/29400) *1000] /300000=2.3 g/kw.h
3． 结论
  总结以上计算及分析数据得到锅炉各重要指标对煤耗的影响情况如下表：
项  目 变化量 煤耗增加值
排烟温度 每上升5℃ 0.9g/kw.h
排烟氧量 每上升0.5% 0.72g/kw.h
飞灰可燃物含量 每上升0.5% 0.66g/kw.h
主蒸汽减温水 每增加10t/h 0.51g/kw.h
再热器喷水 每增加10t/h 1.91g/kw.h
主蒸汽流量 每增加10t/h 2.3g/kwh
    所以，这些量在我们研究锅炉效率时都要十分关注，在调节汽温时，应尽量用燃烧调整的方法，如降低火焰中心、使用烟气挡板或减少烟气量的方法，而尽量避免用减温水。再有要注意监视主汽流量变化，常和设计值或相同炉型进行对比，确保经济运行，平时调节中维持汽温汽压高限运行，也可减少蒸汽量，提高经济性。对于排烟温度、氧量、飞灰可燃物含量应及时检查，当其不正常升高时也应及时查明原因予以消除，以确保锅炉燃烧的经济性。