利用能耗评估方法预估超临界机组供电煤耗

第53卷第5期2011年1O月汽轮机技术TURBINETECHNOLOGYV0153NO5OCT201L利用能耗评估方法预估超临界机组供电煤耗荆百林，王占武2，潘定立21河南电力试验研究院，郑州450052；2大唐三门峡发电有限责任公司，三门峡472143摘要利用能耗评估方法，预估超临界600MW机组年度供电煤耗；影响供电煤耗的主要因素是机组运行的负荷率、煤质等，环境和运行条件也有一定影响。降低煤耗可从加强运行检修管理开始，并逐步开展试验研究和技改。关键词火电厂；供电煤耗能耗；预估分类号TK268文献标识码A文章编号10015884201105039103ESTIMATIONOFCOALCONSUMPTIONOFSUPERCRITICALUNITWITHTHEASSESSMENTMETHODJINGBAILINWANGZHANWUPANDING1I1HENANELECTRICPOWERRESEARCHINSTITUTE，ZHENGZHOU450052，CHINA；2SANMENXIAPOWERCOMPANYLIMITED，SANMENXIA472143，CHINAABSTRACTTHISPAPERPRESENTSANASSESSMENTMETHODTOESTIMATEANNUALCOALCONSUMPTIONOFSUPERERITICAL600MWUNITTHEMAINFACTORSOFINFLUENCEONCOALCONSUMPTIONINDEXESARETHEUNITOPERATIONLOADFACTOR，COALQUALITY，ETC，ANDENVIRONMENTALANDOPERATINGCONDITIONSCANALSOHAVETHEIMPACTSFORTHECOALCONSUMPTIONREDUCTION，ITISREQUIREDTOENHANCETHEMANAGEMENTOFTHEOPERATIONANDMAINTENANCEFOLLOWEDBYTEEHNICMRESEARCHANDIMPROVEMENTKEYWORDSCOALFIREDPOWERPLANT；NETCOALCONSUMPTION；ENERGY；ESTIMATE0前言国产600MW机组采用了超临界或超超临界参数，电厂布置、系统及工艺设计不断完善优化，基本趋于典型模式，可靠性较高，运行业绩也较好。到2010年底，河南省超临界60OMW机组已经投产28台，作为电厂的管理者，如何降低供电煤耗，降低发电成本，已经成为当前最紧迫任务。本文利用火电厂能耗评估思路，通过对600MW机组电厂年度供电煤耗预估，总结了节能要点分析的几个方面，为电厂节能降耗提供技术参谋。1几个煤耗值的含义及其计算11设计煤耗值B根据制造厂单体设备性能保证值，即在额定负荷下的汽机热耗率保证值、锅炉效率保证值，以及设计院设计的厂用电率，通过煤耗公式计算得出的供电煤耗值，称为设计煤耗值。它是机组在额定负荷下，全部假想为设计条件下的一个理想值，没有考虑实际运行中必须面对的环境，也没有考虑实际运行中必须面对的负荷率等因素，更没有考虑实际运行由于控制不当主参数偏离设计值等因素。计算公式6堕一17一GL7GD卜9308收稿日期20100504作者简介荆百林1962一，男，高级工程师，现从事电厂节能研究工作。其中，HR为汽机热耗KJKWH；田为设计锅炉效率，；叩为设计管道效率，取99；Q为设计厂用电率，；B，为设计煤耗值，GKWH。按照式1，汽轮机设计热耗率在7506KJKWH一7530KJKWH，锅炉设计效率在923一9349，厂用电率按5计算，计算设计供电煤耗为2920GKWH2958GKWH。12基准煤耗值6基准煤耗值是指机组在额定负荷下，在实际运行环境、满足基本运行条件，通过运行调整，所能达到的一个煤耗值。满足运行条件是指环境温度的影响，包括循环水温度和锅炉进风温度。运行必须满足的条件包括锅炉排污、吹灰用汽、辅助生产用汽、汽水损失等项。影响基准煤耗的主要因素1锅炉进风温度进入锅炉的风温与设计值偏差，引起锅炉排烟热损失变化。2锅炉排污600MW锅炉基本都是直流锅炉，没有排污，因此本项为0。3锅炉吹灰根据电厂具体情况，统计吹灰持续时间和频次，估算出吹灰用汽量，估算锅炉正常吹灰引起的损失。4辅助生产用汽电厂维持正常的生产，需要消耗一定量的厂用蒸汽，包括电除尘加热蒸汽、燃油加热蒸汽等辅助用汽、冬季厂区供暖、化学分析取样用水、用汽等。根据用汽性质，分别使用统计、估算等方法估算出蒸气量，根据蒸气焓值计算出对煤耗的影响。5汽水损失机组存在一定的汽水损失，这些损失主要包括轴封、门杆外漏、除氧器排放及汽水泄漏。根据全厂上392汽轮机技术第53卷年补水率，可以估算出汽水损失量。或者按照GB8117性能试验标准，不明漏率要求03一05，取其上限05作为机组全年应达到的汽水损失率。计算损失时按80以水冷壁饱和水焓，其余20按除氧水焓值。以上5项影响年度供电煤耗约12GKWH15GKWH。6循环水温度机组的设计状态是在循环水进水温度20C，凝汽器清洁、严密，在设计循环水流量、额定负荷下，凝汽器压力为49KPA或53KPA。实际上，电厂年平均进水温度可能不是20，造成冷源损失变化。即使循环水温度平均为20，亦不等同于一直为20。河南省电厂采用水库水的开式循环冷却的300MW机组有6台，年平均水温在14E一18，影响供电煤耗一00604，因为水温低于20C，获得的收益较小，水温高造成的损失较大。河南省电厂采用水塔冷却的闭式循环水温年平均在2022，影响供电煤耗约为05，即15GKWH；个别水塔管理较差的，年平均水温达到275，影响供电煤耗24，大约72GKWH。13达标煤耗值B达标煤耗是指在基准煤耗的基础上考虑不可控损失后，主要参数按设计条件，在实际环境条件下，考虑到当年实际因素后，可达到的煤耗值。可作为电厂运行的节能目标，也可作为考核电厂煤耗值的依据。影响达标煤耗值的主要因素负荷率、燃料煤质变化、厂用电率、计划启停次数、设备老化等。1负荷率机组负荷越低，煤耗越高。机组负荷偏离额定工况时会给机组经济性带来不利的影响，可利用机组煤耗试验曲线估算出对煤耗的影响。某600MW机组考核试验结果在THA负荷5944MW工况下的厂用电率为390脱硫设备未投运，试验修正后的发电标准煤耗为2882GKWH，试验修正后的供电标准煤耗为2999GKWH；在4506MW负荷工况下的厂用电率为411脱硫设备未投运，修正后的发电标准煤耗为2989GKWH，修正后的供电标准煤耗为3117GKWH；在3523MW负荷工况下的厂用电率为441脱硫设备未投运，循环水泵运行一台，修正后的发电标准煤耗为3231GKWH，供电标准煤耗为3258GKWH。煤耗与负荷关系见图1。显然机组年平均负荷在6070范围，影响年度供电煤耗约15GKWH20KWH。富、挂2厂用电率厂用电率受季节和负荷率影响很大，也受FTL厂、一、图1煤耗与负荷关系脱硫系统、循环水泵、磨煤机等辅机运行方式的影响。性能试验是在短期内4H左右进行的，试验得到的厂用电率不能反映全年的运行水平，不能简单的按夏季或冬季的厂用电率计算，考虑脱离系统运行，厂用电率暂按5。厂用电率变化1，供电煤耗变化1。3计划启停次数每次启动、停机都会比正常运行多付出煤、油、电、水等成本，造成全年煤耗增加。启停损失估算统计出每次停机、启动一个周期内耗用的原煤量、燃油量、厂用电量，结合该周期内的发电量，将原煤量、燃油量折算为标煤量，计算出该周期内多耗标煤的数值，根据全年发电量折算为全年煤耗损失。计划启停按一年检修2次，非停1次考虑，因此按热态启停1次，冷态启停2次，大约影响年度供电煤耗约12GKWH。4燃料偏差由于煤炭市场大环境的影响，机组实际运行状态下使用的燃煤的灰分、挥发份及发热量与设计值有一定偏差，以折算灰分估算对煤耗率的影响。如某厂设计煤种燃煤折算灰份A为615，实际年均入炉煤灰份比设计煤种高，折算灰份A为1024，计算影响煤耗比率为050，约增加煤耗15GKWH。同时由于实际煤质比设计煤质差，运行中同样负荷下不得不多投运一台磨煤机，对锅炉效率产生比较显著的负面影响。5设备老化。按ASME标准和汽轮机厂推荐的老化修正方法估算，600MW机组大都是最近几年投产的，老化影响较小，但考核试验时，汽轮机通流部分效率偏低，热耗大都比设计低115，影响煤耗约3GKWH45GKWH。影响达标煤耗的首要因素是机组年均负荷率，可影响15GKWH20GKWH，煤质也是一个重要因素，可影响2GKWH6GKWH，通流部分效率偏低可影响3GKWH45GKWH。14运行计算煤耗值6在达标煤耗值基础加上可控损失得到运行计算煤耗，是基于反平衡方法计算得到的当年实际运行煤耗值。其反映了机组当年运行水平，可与电厂的统计煤耗值进行比较，作为对统计煤耗值的验证。影响可控损失的因素超过计划启停的次数和主要参数偏差造成的损失。主要参数指主汽温度、再热汽温度、排汽压力、给水温度、锅炉排烟温度、锅炉过剩空气系数、灰渣含碳量等。大多可用等效热降或修正曲线方法计算出影响煤耗的百分比。对于管理较好的电厂，可控损失暂按0计算。15统计煤耗值电厂通过正平衡方法统计出的机组或全厂煤耗。统计煤耗值一般高于达标煤耗值，其偏差为机组当年的可控损失。以上各种煤耗关系图见图2。2煤耗预估实例采用以上方法，对几个600MW机组电厂年度供电煤耗进行了预估。第5期荆百林等利用能耗评估方法预估超临界机组供电煤耗3932图2各种煤耗关系图Y厂机组汽轮机为超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、凝汽式，其型号为CLN600242566566，设计热耗率75302KJKWH；发电机为水氢氢型QFSN6002YHG；锅炉为超临界参数、变压运行直流锅炉，其型号为DG190025411型，设计锅炉效率9349。设计供电煤耗为2922GKWH。168H后的性能试验表明，机组在额定负荷工况下，经过修正后，机组的供电煤耗分别为2999KWH。根据河南省负荷及机组运行情况，预估年度机组负荷大约为400MW左右负荷率约为66。67，查阅拟合曲线负荷率对机组供电煤耗的影响大约为175KWH。再考虑煤其他因素，尤其是煤质较差，石子煤很多，预估未来年度在较差煤质条件和较低负荷率下的达标供电煤耗为3325KWH。F厂机组汽轮机为超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、凝汽式，其型号为N600242566566，设计热耗率保证值为7512KJKWH；发电机为水氢氢型DH6OOG；锅炉为超临界参数、变压运行直流锅炉，其型号为DG1900254一II1型，设计锅炉效率9314。设计供电煤耗为2931KWH。根据河南省负荷及机组运行情况预估，未来年度机组负荷可能较低，平均负荷大约为360MW左右负荷率约为60，查阅拟合曲线负荷率对机组供电煤耗的影响大约为L7GKWH。再考虑其它因素及煤质的影响，预估未来年度达标供电煤耗为324GKWH。以上预估都是假设机组年利用小时为5000H，发电量30亿，如果发电量和30亿差距较大，各小项可以按电量简单分摊计算。3节能要点分析统计煤耗值与达标煤耗值之间的差值，是机组的节能潜力，可采用定性和定量耗差分析分析方法，分别估算各单项的节能潜力。针对存在的问题，分门别类，先易后难，采取相应措施，最终达到节能降耗的目的。运行管理加强运行考核使主要参数压红线运行，加强技术管理减少设备启停过多等。检修加强检修管理，重点做好几个重点问题，如空预器漏风大、锅炉漏风大、疏水阀门泄漏、凝汽器和水塔问题等。试验研究超临界机组低负荷时阀门节流过大、重叠度不合适，滑压参数不合适等，需要通过现场试验解决。技改采用变频技术、设备设计缺陷改进等。4结束语1预估超临界600MW机组未来年度供电煤耗，为管理者确定考核指标提供参考，同时也是节能的努力目标；2影响机组未来供电煤耗的主要因素是机组年均负荷率，可影响15KWH一2OGKWH，煤质也是一个重要因素，可影响2KWH一6GKWH；3降低供电煤耗可从加强运行、检修管理开始，逐步开展试验研究和技改。参考文献1荆百林，等火电厂能耗评估方法的应用J电力设备，2008331332王国弟，等电厂运行机组节能经济性评估的方法J上海节能，20064182O上接第390页6胀管时应尽量取较小的壁厚减薄率，不要超过10；与管板密封焊接头要光滑，焊缝表面不允许有裂纹；7胀管时要注意，扩管深度要限于管板厚度以内，最少胀深要比管板厚度短2MM一3MM；8要注意胀管次序，一般应从四周对称向内胀；9灌水试验采用钝化水或者氯离子含量不得超过25RAGL的纯净水，液体温度不低于156C，灌水试验结束后，将水放掉，立即用压缩空气将壳体内部吹干；10在工艺条件及环保允许的范围内定期在循环水中投药，杀灭微生物，添加缓蚀剂；11凝汽器在进水前要充分清扫水路，特别是新建电厂，循环水管路中小石、泥砂、木块等杂物很多，通水前应很好清扫，注意设置完整的滤网；12管路及其它地方的存留水不能进入新管内，必须旁路排掉；13运行中不停机定期