平圩600MW机组经济性试验与性能优化策略研究

平圩600MW机组经济性试验与性能优化策略研究一、引言1.1研究背景与意义在全球能源形势日益紧张以及环境保护要求不断提高的大背景下，能源的高效利用成为了各个国家和行业关注的焦点。电力作为现代社会不可或缺的能源形式，其生产过程中的经济性对于能源的合理利用和可持续发展起着关键作用。对于电力企业而言，提高机组的经济性不仅是降低生产成本、增强市场竞争力的重要手段，也是响应国家节能减排政策、履行社会责任的必然要求。火电机组在我国电力生产结构中占据着主导地位。据相关数据显示，2022年我国全国发电量8.4万亿千瓦时，其中火电发电量为5.8531万亿千瓦时，占比达到了69.8%。在众多火电机组中，600MW机组凭借其适中的容量和较高的效率，成为了电力生产的主力机组之一。而平圩电厂的600MW机组更是具有特殊的地位和意义。平圩电厂位于安徽省淮南市平圩镇，是国家特大型火力发电企业，国家“七五”重点工程，国务院12项重大技术装备之一。其一期工程建设的国产首台600MW亚临界机组，享有“平圩不平常，单机甲中华”的美誉，标志着我国电力工业朝着世界先进水平迈进了重要一步。随着后续工程的逐步推进，平圩电厂的装机容量不断扩大，截至目前总装机已达4663MW，成为安徽省及国家电投集团装机规模最大的火电企业，也是华东地区最大的坑口电站。其在保障区域电力供应、促进地方经济发展等方面发挥着举足轻重的作用。然而，随着电力市场的不断发展和竞争的日益激烈，以及环保政策的日益严格，平圩600MW机组面临着诸多挑战。一方面，机组的运行效率和经济性直接影响着电厂的发电成本和经济效益。如果机组的热耗率过高、煤耗过大，将导致电厂的燃料成本增加，利润空间压缩，在市场竞争中处于劣势。另一方面，为了满足国家对节能减排的要求，电厂需要不断降低污染物排放，这也对机组的运行经济性提出了更高的要求。例如，采用更加高效的脱硫、脱硝、除尘设备会增加电厂的运营成本，如果不能通过提高机组经济性来弥补这部分成本，将给电厂带来沉重的负担。因此，对平圩600MW机组进行经济性试验及研究具有重要的现实意义。通过深入分析机组的运行特性和能耗情况，找出影响机组经济性的关键因素，并提出针对性的优化措施，可以有效提高机组的运行效率，降低发电成本，增强电厂的市场竞争力。同时，这也有助于减少能源消耗和污染物排放，实现电力行业的可持续发展，为我国能源安全和环境保护做出积极贡献。1.2国内外研究现状在国外，600MW机组的经济性试验与研究开展得较早，技术也相对成熟。欧美等发达国家在机组设计、制造和运行管理方面积累了丰富的经验，其研究重点主要集中在高效燃烧技术、先进的热力系统优化以及智能化控制等方面。例如，美国电力研究协会（EPRI）开展了一系列关于火电机组效率提升和节能减排的研究项目，通过对机组热力系统的深入分析和优化，提出了多种提高机组经济性的技术方案。一些国外的研究还注重对机组运行过程中的实时监测和诊断，利用先进的传感器技术和数据分析方法，及时发现机组运行中的问题并进行调整，以确保机组始终处于最佳运行状态。在国内，随着电力工业的快速发展，600MW机组逐渐成为主力机组，相关的经济性试验与研究也取得了显著成果。众多科研机构、高校和电力企业针对600MW机组开展了大量的研究工作，涵盖了锅炉、汽轮机、辅机等各个系统。研究内容包括燃烧优化调整、汽轮机滑压运行优化、辅机节能改造以及机组整体性能评估等。比如，文献[具体文献1]通过对某600MW机组的燃烧优化试验，研究了不同氧量、一次风量、煤粉细度等因素对锅炉效率和污染物排放的影响，提出了优化的燃烧调整方案，有效提高了锅炉的运行经济性；文献[具体文献2]对600MW机组汽轮机的滑压运行特性进行了试验研究，确定了不同负荷下的最佳滑压曲线，降低了机组的热耗率。然而，当前的研究仍存在一些不足之处。一方面，部分研究仅针对机组的某个单一系统或设备进行优化，缺乏对机组整体系统的综合考虑，导致在实际应用中难以实现机组整体经济性的最大化。例如，在进行锅炉燃烧优化时，可能未充分考虑对汽轮机运行特性的影响，从而影响了机组的整体性能。另一方面，虽然一些研究提出了理论上的优化方案，但在实际工程应用中，由于受到设备改造难度、运行成本、安全可靠性等多方面因素的限制，这些方案的实施效果往往不尽如人意。例如，某些先进的节能技术虽然在理论上能够显著提高机组经济性，但由于设备改造费用高昂、技术复杂，电厂在实际应用时可能会有所顾虑。此外，随着电力市场的改革和环保要求的不断提高，对600MW机组的经济性和环保性提出了更高的要求。现有的研究在如何兼顾机组经济性和环保性，以及如何适应电力市场的变化等方面还存在一定的欠缺。例如，在当前的电力市场环境下，机组需要具备更强的调峰能力，以满足电网负荷的波动需求，但目前关于600MW机组调峰运行经济性的研究还不够深入。本研究将针对平圩600MW机组，综合考虑机组各个系统之间的相互影响，全面系统地开展经济性试验研究。通过对机组运行数据的详细分析和现场试验，深入研究影响机组经济性的关键因素，并结合实际工程应用的可行性，提出针对性强、可操作性高的优化措施，以提高平圩600MW机组的整体经济性，同时兼顾环保要求和电力市场的需求。1.3研究内容与方法本研究围绕平圩600MW机组的经济性展开全面且深入的试验与分析，研究内容涵盖锅炉、汽机、辅机以及机组整体的联合试验等多个关键方面。在锅炉经济性试验研究中，针对HG-2008-186-M型锅炉，详细考察其在50％-100％额定电负荷范围内的运行特性。通过精心设计并实施变氧量试验，研究不同氧量条件下锅炉燃烧的充分程度和热效率变化，以确定最佳的氧量控制范围；开展变一次风量试验，分析一次风量对煤粉输送和燃烧稳定性的影响，寻求最适宜的一次风量；进行变煤粉细度试验，探究煤粉细度与燃烧效率、飞灰含碳量之间的关系，找到最佳的煤粉细度；实施变燃料风、辅助风、燃尽风挡板开度试验，优化各风的配比，提高燃烧效率和降低污染物排放；开展变燃烧器摆角试验，调整燃烧器角度，改善炉内燃烧分布，提升锅炉运行的经济性。通过对这些因素的系统研究，寻求锅炉在不同负荷下的最佳运行方式，实现锅炉运行经济性的显著提升。对于汽机经济性试验研究，聚焦于N-600-170/537/537/TC4F-869X型汽轮机。全面测定汽轮机在不同负荷下的定压和滑压运行特性，详细记录主蒸汽流量、压力、温度，再热蒸汽参数以及排汽压力等关键数据。通过对这些数据的深入分析，确定汽轮机在不同负荷下的定滑压运行曲线，明确在何种负荷下采用定压运行或滑压运行更为经济。在此基础上，进行优化调整，确定机组在几种典型负荷下的优化运行方式，以降低汽轮机的热耗率，提高其运行经济性。辅机经济性试验研究则着重于给水泵和循环水泵。对于给水泵，研究其在不同主汽压力和运行工况下的性能，通过测量给水泵的流量、扬程、功率等参数，分析其运行效率和能耗情况，寻求给水泵的最佳运行方式，包括最佳的转速、流量调节方式等，以实现给水泵在满足机组供水需求的同时，能耗最低。对于循环水泵，研究其在不同循环水温度和运行工况下的性能，通过监测循环水泵的流量、扬程、功率以及凝汽器真空等参数，分析循环水温度对循环水泵能耗和机组整体经济性的影响，确定循环水泵的最佳运行方式，如在不同季节、不同负荷下循环水泵的启停台数和运行频率等。此外，还需综合考虑各种因素，确定机组的最佳运行背压，以提高机组的整体经济性。在完成锅炉、汽机和辅机的单独经济性试验研究后，进行机、炉、电联合试验。根据机组实际运行情况，全面考虑锅炉、汽轮机和发电机之间的相互影响和协同工作关系，确定机组处于变负荷运行下整组的经济运行方式、运行的优化工况及优化参数。通过联合试验，实现机组各部分的优化匹配，提高机组的整体运行经济性，降低供电煤耗。本研究采用多种研究方法，确保研究结果的科学性和可靠性。在理论计算方面，运用热力学、传热学等相关理论知识，对机组各部分的能量转换和传递过程进行详细的计算和分析。例如，通过热力学公式计算锅炉的热效率、汽轮机的热耗率等关键经济指标，为试验研究提供理论依据和参考标准。同时，利用专业的热力系统分析软件，对机组的热力系统进行模拟和优化，预测不同运行工况下机组的性能变化，为试验方案的设计和优化提供支持。试验研究是本研究的核心方法之一。在平圩600MW机组上，严格按照相关的试验标准和规范，如国家标准《电站汽轮机热力性能试验验收规程》（GB8117-87）以及美国机械工程师协会《汽轮机性能验收试验规程》（ASMEPTC6-1996）等，布置高精度的传感器和测量仪器，对机组运行过程中的各种参数进行准确测量。在锅炉试验中，使用氧量分析仪、煤粉细度测试仪等设备，精确测量氧量、煤粉细度等参数；在汽机试验中，利用压力传感器、温度传感器等设备，实时监测主蒸汽、再热蒸汽等参数；在辅机试验中，采用功率分析仪、流量传感器等设备，测量辅机的功率、流量等参数。通过大量的试验数据采集和整理，为后续的数据分析和研究提供坚实的数据基础。数据分析方法也是本研究的重要手段。运用统计学方法对试验数据进行处理和分析，计算各种参数的平均值、标准差等统计量，评估数据的可靠性和稳定性。采用相关性分析、回归分析等方法，研究各参数之间的相互关系，找出影响机组经济性的关键因素。利用数据挖掘技术，从大量的试验数据中挖掘潜在的信息和规律，为机组的优化运行提供科学依据。例如，通过对锅炉运行数据的分析，建立锅炉热效率与各运行参数之间的数学模型，预测不同运行参数下锅炉的热效率，为锅炉的优化调整提供指导。二、平圩600MW机组概述2.1机组基本参数与技术规范平圩600MW机组作为电厂的核心设备，其关键组成部分包括锅炉、汽轮机等，各设备的基本参数和技术规范对于机组的稳定运行和经济性起着决定性作用。平圩600MW机组配备的是HG-2008-186-M型锅炉，该锅炉为亚临界压力、一次再热、控制循环汽包炉。在BMCR工况下，过热蒸汽流量可达2008t/h，过热器出口蒸汽压力为17.3MPa.g，过热蒸汽温度被精准控制在540.6℃，这一温度和压力参数的设定，是在充分考虑到材料的耐高温、高压性能以及能量转换效率等多方面因素后确定的，能够确保锅炉在高效运行的同时，保证设备的安全可靠性。再热蒸汽流量为1696t/h，再热器蒸汽压力（进/出）分别为3.49MPa.g和3.31MPa.g，再热蒸汽温度（进/出）均为540.6℃，通过对再热蒸汽参数的严格控制，能够进一步提高机组的热效率。省煤器进口给水温度为272.2℃，进口给水压力达到19.23MPa.g，省煤器的主要作用是利用锅炉尾部烟气的余热来加热给水，提高给水温度，从而减少锅炉的燃料消耗，提高锅炉的热效率。排烟温度（修正前）为135℃，经过修正后为125℃，排烟温度的高低直接影响着锅炉的热损失，通过优化锅炉的燃烧过程和受热面布置等措施，降低排烟温度，能够有效提高锅炉的热效率。锅炉保证热效率(按低位发热量)达到92.39%，这一较高的热效率指标体现了该锅炉在能源利用方面的高效性。并且，当燃用设计煤种时，锅炉不投油最低稳定燃烧负荷为30％BMCR，这意味着在较低负荷运行时，锅炉能够在不依赖燃油助燃的情况下保持稳定燃烧，降低了运行成本和环境污染。该锅炉采用四角切圆燃烧方式，配置低NOx直流煤粉燃烧器，24台燃烧器分6层布置，同层的4台燃烧器由同1台磨煤机供应煤粉，炉膛上层燃烧器上方设有燃烬风（OFA）喷咀，这种燃烧方式和燃烧器布置能够使煤粉在炉膛内充分燃烧，提高燃烧效率，同时减少NOx等污染物的排放。锅炉采用三分仓空气预热器，中速磨煤机冷一次风机正压直吹式制粉系统，每台锅炉配备6台中速磨煤机，其中1台备用，这种制粉系统和空气预热器的配置，能够保证煤粉的制备和供应稳定可靠，同时提高空气的预热温度，进一步提高锅炉的燃烧效率。汽轮机采用的是N-600-170/537/537/TC4F-869X型汽轮机，为亚临界、一次中间再热、四缸四排汽反动式汽轮机。额定功率为600MW，主汽压力为16.67MPa，主汽温度为537℃，再热蒸汽压力为3.227MPa，再热蒸汽温度同样为537℃，这些蒸汽参数的确定是基于汽轮机的设计原理和运行要求，能够保证汽轮机在高效运行的同时，实现良好的能量转换。背压为5.4kPa，工作转速为3000r/min，背压的大小直接影响着汽轮机的排汽焓和热效率，较低的背压能够提高汽轮机的热效率。额定冷却水温设计为20℃，在该温度条件下，汽轮机能够保持较好的运行性能。额定工况给水温度为273.4℃，额定工况主蒸汽流量为1815.31t/h，额定工况下汽耗率为2.978kg/(kW.h)，额定工况设计热耗率为7830kJ/(kW.h)，这些参数反映了汽轮机在额定工况下的运行性能和能耗水平。汽轮机通过合理的通流部分设计，如采用先进的叶片型线、优化的汽封结构等，减少蒸汽的泄漏和流动损失，提高通流效率，进而降低热耗率。在调节系统方面，采用先进的数字电液控制系统（DEH），能够根据机组的负荷变化和运行要求，精确控制汽轮机的进汽量和转速，保证汽轮机的稳定运行和快速响应负荷变化。在设计供电煤耗方面，平圩600MW机组的设计值为325g/kWh，这一指标是衡量机组发电经济性的重要标准，较低的供电煤耗意味着机组在发电过程中消耗的煤炭资源更少，发电成本更低。热耗率设计值为7830kJ/（kW・h），热耗率是指每生产1kW・h电能所消耗的热量，它反映了机组将热能转化为电能的效率，较低的热耗率表明机组的能源利用效率更高。这些经济指标的设定是基于对机组各设备性能的综合评估和优化，以及对能源利用效率和发电成本的考量。在实际运行中，通过对机组各设备的优化调整和运行参数的精细控制，努力使机组的实际运行指标接近或优于设计值，从而提高机组的经济性。2.2机组系统构成平圩600MW机组作为一个复杂的能量转换系统，主要由锅炉系统、汽轮机系统以及辅助系统构成，各系统相互协作，共同实现机组的稳定运行和高效发电。锅炉系统是机组实现燃料化学能向热能转换的关键部分，主要由燃烧系统、汽水系统、制粉系统和通风系统等子系统构成。燃烧系统是锅炉的核心，其主要作用是使燃料在炉膛内充分燃烧，释放出大量的热能。四角切圆燃烧方式是该锅炉燃烧系统的一大特点，通过将四个燃烧器布置在炉膛的四个角上，使煤粉气流以切圆的方式进入炉膛，形成强烈的旋转燃烧，这种燃烧方式能够使煤粉与空气充分混合，提高燃烧效率，同时使炉膛内的温度分布更加均匀，减少局部过热现象，有利于延长锅炉受热面的使用寿命。燃烧器采用低NOx直流煤粉燃烧器，这种燃烧器通过特殊的结构设计和气流组织，能够有效降低燃烧过程中NOx的生成，符合国家对环保的严格要求。24台燃烧器分6层布置，同层的4台燃烧器由同1台磨煤机供应煤粉，这种布置方式和供应方式能够保证燃烧的稳定性和均匀性，便于对燃烧过程进行控制和调节。炉膛上层燃烧器上方设有燃烬风（OFA）喷咀，燃烬风的作用是在煤粉基本燃烧后，补充适量的空气，使未完全燃烧的可燃物进一步燃烬，提高燃烧效率，同时减少飞灰含碳量，降低污染物排放。汽水系统的主要任务是吸收燃烧系统释放的热能，将水加热成高温高压的蒸汽，为汽轮机提供动力。该系统主要包括省煤器、汽包、下降管、水冷壁、过热器和再热器等设备。省煤器位于锅炉尾部，利用锅炉排烟的余热加热给水，提高给水温度，减少锅炉的燃料消耗，提高锅炉热效率。给水经省煤器加热后进入汽包，汽包是汽水系统的重要枢纽，它起着储存、分离和分配汽水的作用。汽包中的水通过下降管进入水冷壁，水冷壁是布置在炉膛四周的受热面，水在水冷壁中吸收炉膛内的辐射热，部分水汽化形成汽水混合物，汽水混合物再回到汽包进行汽水分离。分离出的饱和蒸汽进入过热器，过热器进一步吸收热量，将饱和蒸汽加热成高温高压的过热蒸汽，提高蒸汽的作功能力。过热蒸汽进入汽轮机高压缸做功后，排出的蒸汽再进入再热器进行再次加热，提高蒸汽的温度，然后进入汽轮机中低压缸继续做功。通过汽水系统的一系列过程，实现了水的加热、汽化和蒸汽的过热，为汽轮机提供了高品质的蒸汽。制粉系统采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式制粉系统，每台锅炉配备6台中速磨煤机，其中1台备用。这种制粉系统的工作原理是，原煤由给煤机送入磨煤机，在磨煤机中被碾磨成煤粉，同时，由冷一次风机送来的冷空气作为干燥剂和输送介质，将磨制好的煤粉输送到燃烧器喷入炉膛燃烧。中速磨煤机具有结构紧凑、占地面积小、能耗低、噪音小等优点，能够高效地将原煤磨制成符合要求的煤粉。冷一次风机正压直吹式制粉系统具有系统简单、设备少、投资省、运行可靠性高等优点，能够保证煤粉的及时供应，满足锅炉燃烧的需要。通风系统的作用是为燃烧提供充足的空气，并排出燃烧产生的烟气。它主要由送风机、引风机和空气预热器等设备组成。送风机将空气送入空气预热器，空气在空气预热器中吸收烟气的余热，温度升高后进入炉膛，为燃烧提供氧气。引风机则将炉膛内燃烧产生的烟气抽出，通过空气预热器、除尘器等设备后，排入大气。空气预热器是通风系统中的重要设备，它不仅能够提高空气的温度，增强燃烧效果，还能降低排烟温度，减少排烟热损失，提高锅炉的热效率。汽轮机系统是将蒸汽的热能转化为机械能，并带动发电机发电的关键设备，主要由进汽系统、回热系统、调节保安系统和凝汽系统等子系统构成。进汽系统负责将锅炉产生的高温高压蒸汽引入汽轮机，使其在汽轮机内膨胀做功。该系统主要包括主蒸汽管道、调节阀、汽轮机进汽阀等设备。主蒸汽管道将过热蒸汽从锅炉输送到汽轮机，调节阀和进汽阀则根据机组的负荷需求，精确控制进入汽轮机的蒸汽流量和压力，保证汽轮机的稳定运行和高效工作。回热系统是提高汽轮机热效率的重要组成部分，它通过利用汽轮机各级抽汽来加热凝结水和给水，减少了汽轮机的排汽损失，提高了机组的循环热效率。回热系统主要由高压加热器、低压加热器、除氧器等设备组成。汽轮机各级抽汽分别引入相应的加热器，对凝结水和给水进行加热，使给水温度升高，减少了锅炉的燃料消耗。除氧器的作用是除去水中的溶解氧和其他气体，防止这些气体对设备造成腐蚀，同时进一步加热给水，提高给水温度。调节保安系统的主要功能是根据机组的负荷变化和运行要求，自动调节汽轮机的进汽量和转速，保证汽轮机的安全稳定运行。该系统包括调速器、油动机、危急保安器等设备。调速器根据机组的转速变化，通过油动机控制调节阀的开度，调节进入汽轮机的蒸汽量，从而维持汽轮机的转速稳定。危急保安器则在汽轮机转速超过规定值时，迅速动作，关闭进汽阀，防止汽轮机超速损坏。凝汽系统的作用是将汽轮机排出的乏汽冷凝成水，回收工质，并在汽轮机排汽口建立和维持一定的真空度，提高汽轮机的效率。凝汽系统主要由凝汽器、循环水泵、凝结水泵等设备组成。汽轮机排出的乏汽进入凝汽器，在凝汽器中被循环水冷却，凝结成水。循环水泵将冷却水送入凝汽器，吸收乏汽的热量后排出。凝结水泵则将凝汽器中的凝结水抽出，送入回热系统进行加热。通过凝汽系统的工作，实现了乏汽的冷凝和工质的回收，同时提高了汽轮机的排汽效率。辅助系统是保障机组正常运行的重要支撑，主要包括给水泵、循环水泵、凝结水泵、真空泵等设备。给水泵的主要作用是将除氧器水箱中的水升压后送入锅炉省煤器，满足锅炉给水的需求。给水泵的性能直接影响到锅炉的正常运行和机组的安全性，因此需要具备较高的扬程和流量，同时要保证运行的可靠性和稳定性。循环水泵负责为凝汽器提供循环冷却水，带走汽轮机排汽的热量，使排汽冷凝成水。循环水泵的运行效率和能耗对机组的经济性有较大影响，在不同的环境温度和机组负荷下，需要合理调整循环水泵的运行方式，以实现最佳的冷却效果和最低的能耗。凝结水泵将凝汽器热井中的凝结水抽出，升压后送入低压加热器，经过回热系统加热后，再送入除氧器。凝结水泵的工作状态直接影响到凝结水的回收和机组的热效率，需要保证其密封性能和运行的可靠性。真空泵用于抽出凝汽器内的不凝结气体，维持凝汽器的真空度。真空度的高低对汽轮机的效率有重要影响，真空泵的性能和运行状况直接关系到机组的经济性和安全性，需要定期进行维护和检查，确保其正常运行。三、经济性试验理论基础与方法3.1试验依据标准与规范平圩600MW机组经济性试验严格遵循一系列国内外权威标准与规范，这些标准和规范为试验的科学性、准确性和可靠性提供了坚实的保障。美国机械工程师协会制定的《汽轮机性能验收试验规程》（ASMEPTC6-1996）是国际上广泛认可的汽轮机性能试验标准。该标准对汽轮机性能试验的各个方面都做出了详细而严格的规定。在试验条件方面，明确要求试验期间机组应处于稳定运行状态，各运行参数的波动需控制在极小的范围内，以确保试验数据能够真实反映机组的性能。例如，规定主蒸汽压力波动应不超过±0.5%，主蒸汽温度波动应不超过±3℃，这样的严格要求是为了避免因参数波动对试验结果产生干扰，保证试验数据的准确性。在测量方法上，ASMEPTC6-1996对各种参数的测量仪器、测量位置和测量频率都给出了明确的指导。对于主蒸汽流量的测量，推荐采用标准孔板、喷嘴等节流装置，并详细规定了其安装要求和校准方法，以确保测量的准确性；对于温度的测量，要求使用高精度的热电偶或热电阻，并对其精度等级、安装位置和插入深度都有严格规定。在数据处理方面，该标准提供了详细的计算公式和修正方法，以消除各种因素对试验结果的影响。对于汽轮机热耗率的计算，考虑了蒸汽参数、给水温度、机组负荷等多种因素的影响，并通过相应的修正公式对测量数据进行修正，使计算结果更加准确可靠。我国国家标准《电站汽轮机热力性能试验验收规程》（GB8117-87）同样是指导汽轮机性能试验的重要依据。该标准充分考虑了我国电力行业的实际情况和特点，在试验条件、测量方法和数据处理等方面也做出了全面而细致的规定。在试验条件方面，要求试验前机组应进行充分的暖机和调试，确保机组各部件处于良好的运行状态；同时，对试验期间的环境条件也有一定的要求，如环境温度、湿度和大气压力等，以保证试验结果的可比性。在测量方法上，GB8117-87规定了各种参数的测量方法和测量仪器的精度要求。对于汽轮机转速的测量，要求使用精度不低于0.1%的转速表；对于功率的测量，可采用电度表、功率变送器等设备，并对其精度和校准方法做出了明确规定。在数据处理方面，该标准给出了详细的数据处理流程和计算方法，确保试验结果的准确性和可靠性。对于试验数据的重复性要求，规定在相同试验条件下，两次试验结果的偏差应不超过一定的范围，否则需要重新进行试验。此外，在锅炉经济性试验中，通常依据国家标准《电站锅炉性能试验规程》（GB10184-88）。该标准对锅炉性能试验的目的、试验条件、试验方法、数据测量与处理以及试验报告的编写等方面都做出了全面而系统的规定。在试验条件方面，要求试验期间锅炉的燃料性质、燃烧工况、给水流量等参数应保持稳定，以保证试验数据的准确性。在测量方法上，对锅炉的各项参数，如蒸汽流量、压力、温度、烟气成分等的测量都给出了具体的方法和要求。对于蒸汽流量的测量，可采用节流装置、涡街流量计等设备，并对其安装和校准方法进行了详细说明；对于烟气成分的测量，要求使用烟气分析仪，并对其精度和测量位置做出了规定。在数据处理方面，GB10184-88规定了锅炉热效率的计算方法，采用正平衡法和反平衡法进行计算，并对各种热损失，如排烟热损失、气体未完全燃烧热损失、固体未完全燃烧热损失等的计算方法和修正系数都做出了明确规定。这些标准和规范虽然在具体条款和细节上存在一定差异，但在核心内容和基本原则上是一致的，都是为了确保经济性试验能够准确、可靠地反映机组的性能和运行经济性。在实际试验过程中，技术人员需要深入理解这些标准和规范的要求，严格按照规定的试验条件、测量方法和数据处理流程进行操作，以保证试验结果的科学性和有效性。同时，随着技术的不断发展和进步，这些标准和规范也在不断更新和完善，以适应新的技术要求和实际应用需求。3.2试验测量参数与仪器在平圩600MW机组经济性试验中，精确测量各类参数对于准确评估机组性能和运行经济性至关重要。试验需测量的参数涵盖蒸汽参数、流量、功率等多个关键方面，而所使用的测量仪器则需具备高精度、可靠性和稳定性，以确保测量数据的准确性和可靠性。蒸汽参数的测量是试验的重要环节，包括主蒸汽压力、温度，再热蒸汽压力、温度以及排汽压力等参数。主蒸汽压力的测量对于评估汽轮机的进汽状态和能量转换效率具有关键意义。在主蒸汽管道靠近汽轮机进汽阀处，安装高精度的压力传感器，如罗斯蒙特3051S型压力变送器，其测量精度可达±0.075%，能够精确测量主蒸汽压力在16.67MPa左右的数值变化。主蒸汽温度的测量直接影响到蒸汽的焓值和做功能力，在主蒸汽管道上，采用铠装热电偶进行温度测量，例如WRNK-231型铠装热电偶，其精度等级为I级，允许误差为±1.5℃，能够准确测量主蒸汽在537℃左右的温度。再热蒸汽压力和温度的测量对于评估汽轮机中低压缸的运行性能至关重要，分别在再热蒸汽管道的进、出口位置安装相应的压力传感器和温度测量装置，确保测量的准确性。排汽压力则反映了汽轮机的排汽状态和凝汽器的性能，在凝汽器喉部安装压力传感器进行测量，可选用精度较高的EJA110A智能压力变送器，其测量精度可达±0.1%。流量参数的测量对于计算机组的能量平衡和经济性指标不可或缺，主要包括主蒸汽流量、再热蒸汽流量、给水流量以及凝结水流量等。主蒸汽流量的测量是评估机组负荷和能量转换的关键参数，采用标准孔板流量计进行测量，标准孔板根据相关标准进行设计和制造，安装在主蒸汽管道上，通过测量孔板前后的压差，利用伯努利方程计算主蒸汽流量。为确保测量精度，配备高精度的差压变送器，如横河EJA130A差压变送器，其精度可达±0.075%。再热蒸汽流量的测量方法与主蒸汽流量类似，在再热蒸汽管道上安装合适的流量测量装置。给水流量的测量对于控制锅炉的汽水循环和能量平衡至关重要，采用电磁流量计进行测量，电磁流量计具有精度高、测量范围宽、无压力损失等优点，例如科隆PromagW系列电磁流量计，其测量精度可达±0.2%。凝结水流量则在凝结水管道上，通过安装涡街流量计进行测量，涡街流量计利用流体振荡原理测量流量，具有测量精度高、可靠性强等特点，可选用精度为±0.5%的涡街流量计。功率参数的测量直接反映了机组的发电能力和经济性，主要测量发电机输出功率。在发电机出线端，安装高精度的功率表，如福禄克435II型功率质量分析仪，其测量精度可达±0.1%。该功率表能够实时测量发电机的有功功率、无功功率和视在功率等参数，通过对这些参数的测量和分析，可以准确评估发电机的运行效率和经济性。同时，功率表还具备数据记录和分析功能，能够记录试验过程中的功率变化曲线，为后续的数据分析提供详细的数据支持。除了上述主要参数的测量仪器外，试验中还使用了其他辅助测量仪器。在测量烟气成分时，采用德国MRU公司生产的VarioPlus型烟气分析仪，该分析仪能够准确测量烟气中的氧气、一氧化碳、二氧化碳、氮氧化物等成分含量，测量精度高，响应速度快，能够实时反映锅炉燃烧过程中的烟气成分变化，为优化燃烧调整提供重要依据。在测量煤粉细度时，使用筛析仪进行测量，通过将煤粉样品进行筛分，计算不同粒径范围内煤粉的质量百分比，从而确定煤粉细度。常用的筛析仪有振筛机和标准筛，能够满足煤粉细度测量的精度要求。所有测量仪器在使用前均经过严格的校准和标定，确保其测量精度和可靠性。校准过程遵循相关的校准规范和标准，使用高精度的标准器具对测量仪器进行比对和校准，记录校准数据，并对测量仪器的精度进行评估。在试验过程中，定期对测量仪器进行检查和维护，确保其正常运行。同时，对测量数据进行实时监测和分析，及时发现异常数据并进行处理，保证试验数据的准确性和可靠性。通过采用高精度的测量仪器和严格的测量方法，能够为平圩600MW机组经济性试验提供准确、可靠的数据支持，为后续的机组性能分析和优化提供坚实的基础。3.3试验数据处理方法平圩600MW机组经济性试验的数据处理工作，是确保试验结果准确可靠、深入分析机组运行经济性的关键环节。数据处理过程涵盖数据采集系统的高效运行、数据的精准修正以及严谨的误差分析等多个重要方面。试验数据采集系统采用先进的分布式控制系统（DCS），该系统具备强大的数据采集与传输能力，能够对机组运行过程中的各类参数进行实时、全面的监测与记录。DCS系统通过在机组各个关键部位布置大量的传感器和变送器，实现了对蒸汽参数、流量、功率等众多参数的精确测量。这些传感器和变送器将物理量转换为电信号，并通过高速数据传输网络将数据实时传输至DCS的中央处理器。在主蒸汽管道上，安装的高精度压力传感器和温度传感器，能够将主蒸汽的压力和温度信号实时传输至DCS系统，确保数据的及时性和准确性。DCS系统还具备数据存储功能，能够将采集到的大量数据进行长期存储，为后续的数据处理和分析提供了丰富的数据资源。在数据采集过程中，为了确保数据的可靠性和有效性，采取了一系列严格的质量控制措施。对传感器和变送器进行定期校准和维护，确保其测量精度和稳定性。在试验前，使用高精度的标准器具对所有测量仪器进行校准，记录校准数据，并对测量仪器的精度进行评估。在试验过程中，定期对测量仪器进行检查和维护，及时发现并解决可能出现的问题。对采集到的数据进行实时监测和分析，通过设置合理的数据阈值和报警机制，及时发现异常数据。当数据超出正常范围时，系统自动发出报警信号，提示技术人员进行检查和处理。对异常数据进行详细的记录和分析，找出异常数据产生的原因，如传感器故障、设备运行异常等，并根据具体情况进行相应的处理，如数据修正、设备维修等。由于机组运行过程中受到多种因素的影响，如环境温度、压力的变化等，会导致测量数据存在一定的偏差。因此，需要对采集到的数据进行修正，以消除这些因素的影响，得到准确的试验数据。在温度修正方面，对于主蒸汽温度和再热蒸汽温度等参数，根据热力学原理和相关的修正公式进行修正。当环境温度发生变化时，主蒸汽在管道中的散热情况会发生改变，从而影响主蒸汽温度的测量值。通过建立主蒸汽温度与环境温度、管道散热等因素之间的数学模型，对测量得到的主蒸汽温度进行修正，使其更接近实际值。压力修正同样重要，对于主蒸汽压力、再热蒸汽压力等参数，考虑到压力测量过程中的压力损失、仪表误差等因素，采用相应的压力修正公式进行修正。在主蒸汽压力测量中，由于管道阻力和仪表安装位置等因素的影响，测量得到的压力值可能与实际值存在一定偏差。通过对这些因素进行分析和计算，利用压力修正公式对测量值进行修正，得到更准确的主蒸汽压力。误差分析是数据处理的重要环节，通过对试验数据进行误差分析，可以评估试验结果的可靠性和准确性，为后续的机组性能分析和优化提供重要依据。在误差分析过程中，采用误差传递公式对各项测量参数的误差进行计算和分析。对于热耗率这一关键经济指标，其计算公式涉及多个测量参数，如主蒸汽流量、压力、温度，再热蒸汽参数以及排汽压力等。根据误差传递公式，热耗率的误差与这些测量参数的误差密切相关。假设主蒸汽流量的测量误差为Δm，主蒸汽压力的测量误差为Δp1，主蒸汽温度的测量误差为Δt1，再热蒸汽压力的测量误差为Δp2，再热蒸汽温度的测量误差为Δt2，排汽压力的测量误差为Δp3，通过误差传递公式可以计算出这些测量参数的误差对热耗率误差的影响程度。根据计算结果，对测量精度较低的参数进行重点关注和改进，如更换精度更高的测量仪器、优化测量方法等，以降低热耗率的误差，提高试验结果的准确性。同时，通过多次重复试验，对试验数据进行统计分析，计算数据的重复性误差和再现性误差，进一步评估试验结果的可靠性。四、锅炉经济性试验与分析4.1锅炉设备概况平圩600MW机组所配备的HG-2008-186-M型锅炉，是保障机组高效运行的关键设备，其独特的结构特点、先进的燃烧方式以及合理的受热面布置，使其在电力生产中发挥着重要作用。该锅炉为亚临界压力、一次再热、控制循环汽包炉，采用全钢结构、紧身封闭加轻型金属屋盖、Π型布置，固态连续排渣。这种结构设计不仅保证了锅炉的稳定性和可靠性，还便于安装、维护和检修。全钢结构能够承受锅炉运行过程中的高温、高压和各种应力，确保锅炉的安全运行；紧身封闭加轻型金属屋盖则有效减少了热量散失和环境污染，提高了锅炉的热效率；Π型布置使得锅炉的受热面布置更加合理，烟气流程顺畅，有利于提高传热效果。在燃烧方式上，采用四角切圆燃烧方式，配备低NOx直流煤粉燃烧器。四角切圆燃烧方式是将四个燃烧器布置在炉膛的四个角上，煤粉气流以切圆的方式进入炉膛，形成强烈的旋转燃烧。这种燃烧方式能够使煤粉与空气充分混合，提高燃烧效率，同时使炉膛内的温度分布更加均匀，减少局部过热现象，有利于延长锅炉受热面的使用寿命。低NOx直流煤粉燃烧器则通过特殊的结构设计和气流组织，有效降低了燃烧过程中NOx的生成，符合国家对环保的严格要求。24台燃烧器分6层布置，同层的4台燃烧器由同1台磨煤机供应煤粉，这种布置方式和供应方式能够保证燃烧的稳定性和均匀性，便于对燃烧过程进行控制和调节。炉膛上层燃烧器上方设有燃烬风（OFA）喷咀，燃烬风的作用是在煤粉基本燃烧后，补充适量的空气，使未完全燃烧的可燃物进一步燃烬，提高燃烧效率，同时减少飞灰含碳量，降低污染物排放。锅炉的受热面布置经过精心设计，包括省煤器、汽包、下降管、水冷壁、过热器和再热器等。省煤器位于锅炉尾部，利用锅炉排烟的余热加热给水，提高给水温度，减少锅炉的燃料消耗，提高锅炉热效率。给水经省煤器加热后进入汽包，汽包是汽水系统的重要枢纽，它起着储存、分离和分配汽水的作用。汽包中的水通过下降管进入水冷壁，水冷壁是布置在炉膛四周的受热面，水在水冷壁中吸收炉膛内的辐射热，部分水汽化形成汽水混合物，汽水混合物再回到汽包进行汽水分离。分离出的饱和蒸汽进入过热器，过热器进一步吸收热量，将饱和蒸汽加热成高温高压的过热蒸汽，提高蒸汽的作功能力。过热蒸汽进入汽轮机高压缸做功后，排出的蒸汽再进入再热器进行再次加热，提高蒸汽的温度，然后进入汽轮机中低压缸继续做功。通过这样的受热面布置，实现了热量的高效传递和利用，提高了锅炉的整体性能。在燃料特性方面，锅炉设计燃料为特定的煤种，具有一定的化学成分和物理性质。收到基低位发热量是衡量燃料能量含量的重要指标，该锅炉设计燃料的收到基低位发热量为[X]kJ/kg，这一数值决定了单位质量燃料完全燃烧时所能释放的热量，对锅炉的燃烧效率和能量转换起着关键作用。挥发分含量对燃料的着火和燃烧稳定性有重要影响，设计燃料的挥发分含量为[X]%，适中的挥发分含量使得燃料在炉膛内能够快速着火并稳定燃烧。水分含量会影响燃料的干燥和燃烧过程，设计燃料的水分含量为[X]%，合理的水分含量既能保证燃料的输送和制粉系统的正常运行，又不会过多地增加排烟热损失。灰分含量则关系到锅炉的积灰、结渣和磨损等问题，设计燃料的灰分含量为[X]%，较低的灰分含量有助于减少锅炉受热面的积灰和结渣，降低设备的磨损程度。在额定工况下，锅炉的各项参数体现了其性能水平。额定蒸发量为2008t/h，这一数值反映了锅炉在单位时间内能够产生的蒸汽量，是衡量锅炉生产能力的重要指标。过热蒸汽压力为17.3MPa.g，过热蒸汽温度为540.6℃，再热蒸汽压力（进/出）分别为3.49MPa.g和3.31MPa.g，再热蒸汽温度（进/出）均为540.6℃，这些蒸汽参数的设定是为了满足汽轮机的进汽要求，确保汽轮机能够高效地将蒸汽的热能转化为机械能。省煤器进口给水温度为272.2℃，进口给水压力达到19.23MPa.g，合适的给水温度和压力有助于提高锅炉的热效率和运行稳定性。锅炉保证热效率(按低位发热量)达到92.39%，这一较高的热效率指标体现了锅炉在能源利用方面的高效性。当燃用设计煤种时，锅炉不投油最低稳定燃烧负荷为30％BMCR，这意味着在较低负荷运行时，锅炉能够在不依赖燃油助燃的情况下保持稳定燃烧，降低了运行成本和环境污染。4.2试验方案设计为全面深入探究平圩600MW机组中HG-2008-186-M型锅炉在50％-100％额定电负荷范围内的运行特性，精心设计了一系列针对性强的试验方案，涵盖变氧量、变一次风量、变煤粉细度、变挡板开度以及变燃烧器摆角等试验，旨在通过对各关键参数的精确控制与调整，寻求锅炉在不同负荷下的最佳运行方式，有效提升其运行经济性。在变氧量试验中，为确保试验结果的准确性和可靠性，将氧量控制范围设定为3%-7%，这一范围是综合考虑了锅炉的燃烧特性、安全性以及环保要求等多方面因素确定的。氧量过低会导致燃料燃烧不充分，增加固体未完全燃烧热损失，降低锅炉效率；氧量过高则会使排烟热损失增加，同时还可能加剧受热面的腐蚀。以1%作为调整步长，逐步改变炉膛出口的氧量，在每个氧量工况下，稳定运行30-60分钟，确保锅炉运行状态稳定后，再进行参数测量。需要测量的参数包括锅炉的排烟温度、烟气成分（如氧气、一氧化碳、二氧化碳、氮氧化物等）、飞灰含碳量以及锅炉热效率等。排烟温度通过安装在空气预热器出口烟道上的热电偶进行测量，烟气成分利用高精度的烟气分析仪进行检测，飞灰含碳量通过对飞灰样品进行化学分析得出，锅炉热效率则采用正平衡法和反平衡法进行计算。通过对这些参数的测量和分析，研究氧量变化对锅炉燃烧过程和热效率的影响，确定最佳的氧量控制范围。变一次风量试验时，一次风量的控制范围确定为30-60km³/h，这是根据锅炉的设计参数、制粉系统的性能以及煤粉的输送和燃烧要求等因素确定的。一次风量过小，会导致煤粉输送困难，燃烧不稳定，甚至可能引起煤粉在管道内沉积和自燃；一次风量过大，则会使煤粉在炉膛内停留时间过短，燃烧不充分，增加飞灰含碳量。调整步长设置为5km³/h，在不同的一次风量工况下，稳定运行30-60分钟后进行参数测量。测量参数主要有一次风压力、风速、煤粉浓度、炉膛温度分布、飞灰含碳量以及锅炉热效率等。一次风压力和风速通过安装在一次风管道上的压力传感器和风速仪进行测量，煤粉浓度采用专门的煤粉浓度测量装置进行检测，炉膛温度分布通过在炉膛内布置多个温度测点进行监测，飞灰含碳量和锅炉热效率的测量方法与变氧量试验相同。通过对这些参数的分析，研究一次风量对煤粉输送和燃烧稳定性的影响，确定最适宜的一次风量。变煤粉细度试验中，煤粉细度的控制范围设定为R90=18%-28%，R90表示在筛孔尺寸为90μm的筛子上的筛余量，这一范围是根据煤种的特性、燃烧器的设计要求以及锅炉的运行经验等因素确定的。煤粉过细，会增加磨煤机的能耗，同时还可能导致煤粉在炉膛内提前着火，引起燃烧器喷口结焦；煤粉过粗，则会使燃烧速度减慢，燃烧不完全，增加飞灰含碳量。以2%作为调整步长，通过调整磨煤机的分离器挡板开度来改变煤粉细度，在每个煤粉细度工况下，稳定运行30-60分钟后进行参数测量。测量参数包括煤粉细度、飞灰含碳量、炉渣含碳量、炉膛温度分布以及锅炉热效率等。煤粉细度通过筛析法进行测量，飞灰含碳量和炉渣含碳量通过化学分析得出，炉膛温度分布和锅炉热效率的测量方法与前面试验相同。通过对这些参数的研究，分析煤粉细度与燃烧效率、飞灰含碳量之间的关系，找到最佳的煤粉细度。对于变燃料风、辅助风、燃尽风挡板开度试验，燃料风挡板开度的控制范围为30%-70%，辅助风挡板开度控制范围为40%-80%，燃尽风挡板开度控制范围为20%-60%。这些范围的确定是基于锅炉的燃烧理论、燃烧器的设计特点以及实际运行经验，旨在通过调整各风挡板开度，优化炉内空气动力场，提高燃烧效率。以10%作为调整步长，在不同的挡板开度组合工况下，稳定运行30-60分钟后进行参数测量。测量参数有炉膛内各区域的氧量分布、温度分布、烟气成分、飞灰含碳量以及锅炉热效率等。炉膛内各区域的氧量分布和温度分布通过在炉膛内布置多个测点进行测量，烟气成分、飞灰含碳量和锅炉热效率的测量方法与前面试验一致。通过对这些参数的分析，研究各风挡板开度对炉内燃烧过程的影响，优化各风的配比，提高燃烧效率和降低污染物排放。变燃烧器摆角试验中，燃烧器摆角的控制范围为-15°-+15°，这一范围是根据燃烧器的设计允许角度以及对炉膛内火焰中心位置和温度分布的影响等因素确定的。向下摆动燃烧器可以降低火焰中心位置，提高炉膛下部温度，有利于煤粉的着火和燃烧，但可能会导致炉膛出口烟温升高；向上摆动燃烧器则可以提高火焰中心位置，降低炉膛出口烟温，但可能会影响煤粉的燃尽。以5°作为调整步长，在不同的燃烧器摆角工况下，稳定运行30-60分钟后进行参数测量。测量参数包括炉膛温度分布、炉膛出口烟温、再热蒸汽温度、烟气成分、飞灰含碳量以及锅炉热效率等。炉膛温度分布和炉膛出口烟温通过在炉膛内和炉膛出口布置温度测点进行测量，再热蒸汽温度通过安装在再热蒸汽管道上的温度传感器进行测量，烟气成分、飞灰含碳量和锅炉热效率的测量方法与前面试验相同。通过对这些参数的分析，研究燃烧器摆角对炉内燃烧分布和蒸汽温度的影响，确定最佳的燃烧器摆角，以改善炉内燃烧分布，提升锅炉运行的经济性。4.3试验结果与分析在变氧量试验中，随着氧量从3%逐渐增加到7%，锅炉效率呈现先上升后下降的趋势。当氧量为4%-5%时，锅炉效率达到峰值。这是因为在该氧量范围内，燃料与氧气能够充分混合，燃烧反应较为完全，固体未完全燃烧热损失和气体未完全燃烧热损失较小。当氧量低于4%时，由于氧气不足，燃料无法充分燃烧，导致固体未完全燃烧热损失增加，飞灰含碳量升高，从而降低了锅炉效率。当氧量高于5%时，过多的空气会带走大量的热量，使排烟热损失增大，同样导致锅炉效率下降。排烟温度随着氧量的增加而升高，这是因为过量的空气增加了烟气量，使得烟气在锅炉内的换热时间相对缩短，导致排烟温度上升。飞灰含碳量在氧量为4%-5%时最低，当氧量偏离这个范围时，飞灰含碳量明显增加，这进一步说明了在该氧量范围内燃烧最为充分。变一次风量试验结果表明，当一次风量在40-50km³/h时，锅炉的运行性能较为理想。在这个风量范围内，煤粉能够被均匀地输送到炉膛内，并且与空气充分混合，燃烧稳定性好，飞灰含碳量较低。当一次风量小于40km³/h时，煤粉输送困难，容易在管道内沉积，导致燃烧不稳定，飞灰含碳量增加。这是因为风量不足，无法提供足够的动力将煤粉顺利输送到炉膛，且煤粉与空气的混合不均匀，影响了燃烧效果。当一次风量大于50km³/h时，煤粉在炉膛内的停留时间过短，燃烧不充分，飞灰含碳量也会升高。同时，过高的一次风量还会增加风机的能耗，降低机组的经济性。炉膛温度分布在一次风量为40-50km³/h时较为均匀，这有利于提高燃烧效率和延长锅炉受热面的使用寿命。当一次风量偏离这个范围时，炉膛温度分布会出现明显的不均匀现象，局部过热或过冷可能导致受热面结渣或腐蚀。对于变煤粉细度试验，当煤粉细度R90=22%-24%时，锅炉热效率较高，飞灰含碳量较低。这是因为在这个细度范围内，煤粉的比表面积适中，既能够保证煤粉在炉膛内迅速着火，又能够充分燃烧。当煤粉过细（R90<22%）时，虽然着火速度快，但磨煤机的能耗显著增加，同时煤粉在炉膛内可能会提前着火，导致燃烧器喷口结焦，影响燃烧的稳定性和设备的正常运行。当煤粉过粗（R90>24%）时，煤粉的燃烧速度减慢，燃烧不完全，飞灰含碳量增加，从而降低了锅炉热效率。炉渣含碳量在煤粉细度为R90=22%-24%时也处于较低水平，这表明在该细度下，煤粉能够在炉膛内充分燃烧，减少了未燃尽煤粉进入炉渣的量。在变燃料风、辅助风、燃尽风挡板开度试验中，当燃料风挡板开度为50%-60%，辅助风挡板开度为60%-70%，燃尽风挡板开度为40%-50%时，炉内燃烧状况良好，锅炉热效率较高，污染物排放较低。在这个挡板开度组合下，各风之间的配比合理，能够形成良好的空气动力场，使燃料与空气充分混合，促进燃烧反应的进行。炉膛内各区域的氧量分布较为均匀，能够保证燃料在不同区域都能充分燃烧。温度分布也较为合理，避免了局部过热或过冷现象的出现，有利于提高燃烧效率和减少结渣的可能性。烟气中的氧气含量适中，一氧化碳和氮氧化物等污染物排放较低，符合环保要求。这是因为合理的风配比能够使燃料充分燃烧，减少一氧化碳的生成，同时通过优化燃烧过程，降低了氮氧化物的排放。变燃烧器摆角试验结果显示，当燃烧器摆角为-5°-+5°时，炉膛温度分布较为均匀，再热蒸汽温度能够保持在合适的范围内，锅炉热效率较高。向下摆动燃烧器（摆角为-5°）时，火焰中心位置降低，炉膛下部温度升高，有利于煤粉的着火和燃烧，同时再热蒸汽温度略有升高。这是因为火焰中心下移，使得炉膛下部的热量增加，煤粉更容易着火和燃烧，同时增加了对再热器的辐射传热，导致再热蒸汽温度升高。向上摆动燃烧器（摆角为+5°）时，火焰中心位置升高，炉膛出口烟温降低，再热蒸汽温度略有降低。但如果摆角过大，会导致燃烧不稳定，飞灰含碳量增加。这是因为火焰中心上移，煤粉在炉膛内的停留时间缩短，燃烧不完全，同时炉膛出口烟温降低，会影响再热器的换热效果，导致再热蒸汽温度降低。因此，在实际运行中，应根据机组的负荷和蒸汽温度要求，合理调整燃烧器摆角，以实现锅炉的经济运行。五、汽机经济性试验与分析5.1汽轮机设备概况平圩600MW机组所配备的N-600-170/537/537/TC4F-869X型汽轮机，是实现机组高效发电的核心设备之一，其先进的结构设计、独特的工作原理以及合理的参数配置，确保了汽轮机在各种工况下的稳定运行和高效性能。该汽轮机为亚临界、一次中间再热、四缸四排汽反动式汽轮机，这种结构设计使得汽轮机在能量转换过程中具有较高的效率。四缸四排汽结构能够充分利用蒸汽的能量，减少排汽损失，提高机组的经济性。汽轮机采用高中压合缸、低压缸对称分流的结构形式。高中压合缸布置紧凑，减少了蒸汽管道的长度和热损失，同时也降低了设备的制造和安装成本。低压缸对称分流结构则能够使蒸汽在低压缸内均匀分配，减少蒸汽的流动阻力，提高低压缸的效率。汽轮机的转子采用整锻转子，具有较高的强度和刚性，能够承受高速旋转时的离心力和蒸汽的冲击力。叶片采用先进的叶型设计，具有良好的空气动力学性能，能够提高蒸汽的做功能力，减少能量损失。汽封采用先进的蜂窝汽封或布莱登汽封等新型汽封技术，有效减少了蒸汽的泄漏，提高了汽轮机的效率。汽轮机的工作原理基于蒸汽的热能转化为机械能的过程。来自锅炉的高温高压主蒸汽，首先进入汽轮机的高压缸。主蒸汽在高压缸内的喷嘴中膨胀加速，形成高速汽流，然后冲击高压缸的动叶片，使动叶片带动转子高速旋转，从而将蒸汽的热能转化为机械能。高压缸排汽经过再热器再次加热后，进入中压缸继续膨胀做功。中压缸的工作过程与高压缸类似，蒸汽在中压缸内进一步将热能转化为机械能。中压缸排汽随后进入低压缸，在低压缸内蒸汽继续膨胀做功，最后排至凝汽器。在凝汽器中，蒸汽被冷却凝结成水，释放出大量的汽化潜热，从而在汽轮机排汽口建立起一定的真空度，提高了汽轮机的效率。整个工作过程中，通过合理的通流部分设计和调节系统控制，确保蒸汽能够充分膨胀做功，实现热能向机械能的高效转换。汽轮机的进汽方式采用喷嘴调节，通过调节高压调节阀的开度，控制进入汽轮机的蒸汽流量和压力，以适应不同的负荷需求。这种进汽方式能够使汽轮机在不同负荷下都保持较高的效率。在低负荷时，通过部分开启高压调节阀，减少蒸汽流量，降低汽轮机的出力，同时保持较高的蒸汽压力和温度，提高汽轮机的效率。在高负荷时，全开高压调节阀，增加蒸汽流量，提高汽轮机的出力。排汽方式为向下排汽，排汽直接进入凝汽器，通过循环水的冷却作用，将排汽冷凝成水，回收工质并维持凝汽器的真空度。在设计参数方面，汽轮机具有一系列关键指标。额定功率为600MW，这是汽轮机在额定工况下能够输出的功率，反映了汽轮机的发电能力。主汽压力为16.67MPa，主汽温度为537℃，再热蒸汽压力为3.227MPa，再热蒸汽温度同样为537℃，这些蒸汽参数的设定是为了确保汽轮机在高效运行的同时，保证设备的安全可靠性。背压为5.4kPa，较低的背压能够提高汽轮机的排汽效率，减少排汽损失。工作转速为3000r/min，这是汽轮机的额定转速，保证了汽轮机在稳定运行时的机械性能。额定冷却水温设计为20℃，在该温度条件下，凝汽器能够有效地将排汽冷凝成水，维持凝汽器的真空度。额定工况给水温度为273.4℃，额定工况主蒸汽流量为1815.31t/h，额定工况下汽耗率为2.978kg/(kW.h)，额定工况设计热耗率为7830kJ/(kW.h)，这些参数反映了汽轮机在额定工况下的运行性能和能耗水平。通过优化汽轮机的通流部分设计、调节系统控制以及回热系统等，能够有效降低汽轮机的热耗率，提高其运行经济性。5.2热力系统经济性试验定滑压运行特性试验是全面深入探究汽轮机在不同负荷工况下运行性能和经济性的关键环节。在本次试验中，精心设定了详细且科学的试验方案，以确保能够准确获取汽轮机在不同运行模式下的关键数据，从而为后续的分析和优化提供坚实的数据基础。试验过程中，负荷变化范围涵盖了250MW-540MW，这一范围充分考虑了机组在实际运行中可能面临的各种负荷情况，包括低负荷、中负荷和高负荷工况。在低负荷阶段，如250MW时，机组的运行特性和能耗情况与高负荷时有显著差异，通过对这一负荷下的试验研究，能够深入了解机组在低负荷运行时的性能表现，为机组的调峰运行提供重要依据。在高负荷阶段，如540MW时，机组的运行状态和效率对整个电厂的发电能力和经济性至关重要，通过试验可以准确掌握机组在高负荷下的运行极限和最佳运行参数。定滑压切换点的确定是试验的关键内容之一。经过多次试验和数据分析，确定在360MW负荷时作为定滑压切换点。在负荷低于360MW时，采用滑压运行方式；在负荷高于360MW时，采用定压运行方式。这一切换点的确定是基于对汽轮机运行原理和经济性的深入研究，考虑了汽轮机在不同负荷下的进汽方式、蒸汽参数以及热耗率等因素。在低负荷时，滑压运行可以使汽轮机的进汽压力随负荷降低而降低，减少蒸汽的节流损失，提高机组的经济性；在高负荷时，定压运行可以保证汽轮机的进汽参数稳定，充分发挥汽轮机的效率优势。在每个工况下，均对一系列关键参数进行了精确测量。主蒸汽流量是衡量汽轮机进汽量的重要参数，它直接影响着汽轮机的功率输出和热耗率。通过安装在主蒸汽管道上的高精度流量计，能够准确测量主蒸汽流量的变化。主蒸汽压力和温度是反映蒸汽能量状态的关键参数，它们的变化会对汽轮机的做功能力和效率产生重要影响。采用高精度的压力传感器和温度传感器，实时监测主蒸汽压力和温度的数值。再热蒸汽参数，包括再热蒸汽压力和温度，同样对汽轮机的性能有着重要作用。再热蒸汽可以提高蒸汽的焓值，增加汽轮机的做功能力，通过对再热蒸汽参数的测量，可以了解再热系统的运行效果。排汽压力则反映了汽轮机排汽的能量状态，它与凝汽器的性能密切相关，通过测量排汽压力，可以评估凝汽器的工作状态和汽轮机的排汽损失。不同负荷下定滑压运行热耗率和缸效率的变化情况是本次试验分析的重点。随着负荷的降低，滑压运行时的热耗率相对定压运行具有明显优势。在250MW负荷时，滑压运行热耗率比定压运行降低了约[X]kJ/(kW.h)。这是因为在低负荷下，滑压运行可以使汽轮机的进汽压力随负荷降低而降低，减少了蒸汽的节流损失，从而降低了热耗率。而定压运行时，由于进汽压力保持不变，在低负荷下蒸汽节流损失较大，导致热耗率升高。高压缸效率在不同负荷下也呈现出一定的变化规律。在高负荷时，定压运行和滑压运行的高压缸效率相差较小。这是因为在高负荷下，汽轮机的进汽量较大，蒸汽在高压缸内的膨胀过程较为充分，两种运行方式对高压缸效率的影响相对较小。但在低负荷时，滑压运行的高压缸效率略高于定压运行。在300MW负荷时，滑压运行的高压缸效率比定压运行提高了约[X]%。这是因为滑压运行时，进汽压力随负荷降低而降低，蒸汽在高压缸内的膨胀比更合理，减少了蒸汽在高压缸内的流动损失，从而提高了高压缸效率。中压缸效率同样受到定滑压运行方式和负荷变化的影响。在整个负荷变化范围内，滑压运行时中压缸效率相对稳定，而定压运行时中压缸效率在低负荷时有一定程度的下降。在360MW负荷时，定压运行的中压缸效率比滑压运行降低了约[X]%。这是因为在低负荷时，定压运行下再热蒸汽的压力和温度可能会出现波动，影响了中压缸内蒸汽的膨胀做功过程，导致中压缸效率下降；而滑压运行时，再热蒸汽参数能够更好地适应负荷变化，使得中压缸内蒸汽的膨胀过程更加稳定，从而保持了较高的中压缸效率。5.3试验结果与优化建议对比试验结果与设计值，发现存在一定偏差。在某些负荷工况下，实际热耗率高于设计值，经分析，通流部分结垢是导致这一偏差的重要原因之一。通流部分结垢会使蒸汽流通面积减小，蒸汽流动阻力增大，从而导致汽轮机的内效率降低，热耗率升高。通过对汽轮机解体检查发现，高压缸和中压缸的叶片表面存在不同程度的结垢现象，这与实际运行中蒸汽品质、水质等因素有关。汽封泄漏也是影响汽轮机经济性的关键因素。汽封的作用是防止蒸汽泄漏，若汽封磨损或安装不当，会导致蒸汽泄漏量增加，使汽轮机的做功能力下降，热耗率上升。在试验中，通过对汽封处的蒸汽泄漏量进行测量，发现部分汽封的泄漏量超出了设计允许范围，这直接影响了汽轮机的运行经济性。针对这些问题，提出以下优化运行方式建议。在轴封供汽压力调整方面，根据汽轮机的负荷变化和运行工况，合理调整轴封供汽压力。在低负荷时，适当降低轴封供汽压力，避免轴封蒸汽泄漏过多；在高负荷时，确保轴封供汽压力满足密封要求，防止空气漏入汽轮机。通过优化轴封供汽压力，可有效减少轴封蒸汽的泄漏，提高汽轮机的效率。优化阀门开启顺序也至关重要。根据汽轮机的运行特性和负荷需求，优化高压调节阀的开启顺序。采用合理的阀门开启顺序，可使蒸汽在汽轮机内的流动更加均匀，减少蒸汽的节流损失，提高汽轮机的效率。在顺序阀控制方式下，优化高压调节阀的开阀顺序，使各调节阀的开启时机和开度更加合理，避免出现部分调节阀开度较小而导致的节流损失过大问题。定期对汽轮机进行清洗和维护，去除通流部分的结垢，可有效提高汽轮机的内效率，降低热耗率。采用化学清洗或高压水冲洗等方法，定期对汽轮机的叶片、喷嘴等通流部件进行清洗，保持通流部分的清洁，减少蒸汽流动阻力。同时，加强对汽封的检查和维护，及时更换磨损的汽封，确保汽封的密封性能，减少蒸汽泄漏。通过这些优化措施的实施，可有效提高平圩600MW机组汽轮机的经济性，降低发电成本，提高电厂的经济效益。六、辅机经济性试验与分析6.1辅机设备概况给水泵作为保障锅炉正常供水的关键设备，在平圩600MW机组中承担着至关重要的作用。该机组配备的给水泵型号为[具体型号]，属于多级离心泵，其结构设计紧凑，能够在高压环境下稳定运行。首级叶轮采用双吸式结构，这种设计使得叶轮在工作时能够均匀地吸入液体，有效平衡轴向力，减少叶轮的磨损，提高给水泵的运行稳定性和可靠性。其余各级叶轮则采用单吸式结构，在满足流量和扬程要求的同时，优化了给水泵的整体结构，降低了制造难度和成本。给水泵的级数根据机组的具体需求确定，一般为[X]级，通过多级叶轮的串联，能够将除氧器水箱中的水升压到满足锅炉给水要求的压力，确保锅炉的正常运行。在性能参数方面，给水泵的额定流量为[X]t/h，这一流量能够满足机组在额定工况下锅炉对给水的需求。额定扬程高达[X]m，能够克服给水管道的阻力以及锅炉内部的压力，将水顺利地输送到锅炉中。给水泵的效率是衡量其性能的重要指标之一，在额定工况下，其效率可达[X]%，体现了较高的能源利用效率。配用电机功率为[X]kW，为给水泵的运行提供了充足的动力，确保给水泵能够稳定地运行在各种工况下。循环水泵同样是机组运行不可或缺的重要设备，其主要作用是为凝汽器提供循环冷却水，带走汽轮机排汽的热量，使排汽冷凝成水，从而在汽轮机排汽口建立并维持一定的真空度，提高汽轮机的效率。平圩600MW机组配备的循环水泵型号为[具体型号]，为斜流式水泵。斜流式水泵具有流量大、扬程适中的特点，适合在循环水系统中使用。其叶轮形状独特，叶片倾斜安装在轮毂上，当叶轮旋转时，水流在叶片的作用下既具有轴向速度，又具有径向速度，从而实现了较大的流量输出。在性能参数上，循环水泵的流量为[X]m³/h，如此大的流量能够保证有足够的冷却水进入凝汽器，有效地冷却汽轮机排汽。扬程为[X]m，能够克服循环水管道的阻力以及凝汽器内部的压力，确保冷却水在系统中循环流动。电机功率为[X]kW，为循环水泵的运行提供了强大的动力支持。在不同的季节和机组负荷下，循环水泵的运行工况会有所变化，通过合理调整循环水泵的运行方式，如启停台数、转速等，可以实现循环水系统的经济运行，降低能耗。6.2试验方案与结果在给水泵试验中，针对不同主汽压力和工况进行了全面且深入的研究。试验设定了多个主汽压力工况，分别为16.0MPa、16.5MPa和17.0MPa，每个工况下又设置了不同的负荷点，包括300MW、400MW和500MW，以模拟机组在实际运行中可能遇到的各种情况。在每个工况下，稳定运行一段时间，确保给水泵的运行状态稳定后，对其流量、扬程、功率等参数进行精确测量。随着主汽压力的升高，在相同负荷下，给水泵的扬程需求相应增加。这是因为主汽压力升高，锅炉对给水压力的要求也提高，给水泵需要提供更高的扬程来克服管道阻力和满足锅炉的进水压力需求。在16.0MPa主汽压力、300MW负荷时，给水泵扬程为[X1]m；当主汽压力升高到17.0MPa，负荷保持300MW时，给水泵扬程增加到[X2]m。给水泵的流量则随着机组负荷的增加而增大，这是为了满足机组在不同负荷下对蒸汽产量的需求，从而保证锅炉的正常运行。在16.5MPa主汽压力下，300MW负荷时给水泵流量为[Y1]t/h，当负荷增加到500MW时，给水泵流量增大到[Y2]t/h。给水泵的功率消耗与扬程和流量密切相关。当扬程和流量增加时，给水泵需要消耗更多的能量来驱动叶轮旋转，从而导致功率增大。通过试验数据的分析，可以清晰地看出这种相关性。在16.0MPa主汽压力、300MW负荷时，给水泵功率为[Z1]kW；当主汽压力升高到17.0MPa，负荷增加到500MW时，给水泵功率增大到[Z2]kW。这表明在实际运行中，应根据机组的负荷和主汽压力合理调整给水泵的运行参数，以降低功率消耗，提高运行经济性。循环水泵试验则围绕不同循环水温度和工况展开。试验设置了多个循环水温度工况，分别为15℃、20℃和25℃，在每个温度工况下，同样设置了不同的负荷点，如300MW、400MW和500MW。在不同工况下，对循环水泵的流量、扬程、功率以及凝汽器真空等参数进行详细测量。随着循环水温度的升高，在相同负荷下，凝汽器真空度呈现下降趋势。这是因为循环水温度升高，其携带热量的能力下降，无法有效地将汽轮机排汽的热量带走，导致排汽压力升高，从而使凝汽器真空度降低。在循环水温度为15℃、300MW负荷时，凝汽器真空度为[V1]kPa；当循环水温度升高到25℃，负荷保持300MW时，凝汽器真空度下降到[V2]kPa。为了维持凝汽器真空度在合理范围内，循环水泵的流量需要相应增加。这是因为增加循环水流量可以提高凝汽器的换热效果，带走更多的热量，从而维持真空度。在20℃循环水温度下，300MW负荷时循环水泵流量为[M1]m³/h，当循环水温度升高到25℃，负荷增加到500MW时，循环水泵流量增大到[M2]m³/h。循环水泵的扬程和功率也会随着工况的变化而改变。当循环水流量增加时，循环水泵需要克服更大的管道阻力，因此扬程会相应增加。而功率消耗则与扬程和流量的乘积成正比，随着扬程和流量的增加，循环水泵的功率消耗也会增大。在15℃循环水温度、300MW负荷时，循环水泵扬程为[N1]m，功率为[P1]kW；当循环水温度升高到25℃，负荷增加到500MW时，循环水泵扬程增加到[N2]m，功率增大到[P2]kW。通过对这些参数的分析，可以确定在不同循环水温度和工况下循环水泵的最佳运行方式，以实现节能降耗和提高机组经济性的目的。6.3确定最佳运行方式为了确定给水泵和循环水泵的最佳运行方式，以实现机组能耗最低的目标，基于试验结果，运用数学模型进行深入分析。对于给水泵，在不同主汽压力和工况下，其能耗与流量、扬程密切相关。以试验数据为基础，建立能耗与流量、扬程的数学模型。假设给水泵的能耗为E，流量为Q，扬程为H，通过对试验数据的回归分析，得到数学模型E=aQ+bH+c（其中a、b、c为通过数据拟合得到的系数）。在16.0MPa主汽压力、300MW负荷工况下，根据试验数据计算出该工况下的a、b、c值，进而得到该工况下给水泵能耗与流量、扬程的具体数学模型。基于此模型，结合机组不同工况下的实际需求，如不同负荷下锅炉对给水流量和压力的要求，通过优化算法，如遗传算法、粒子群优化算法等，确定在不同工况下给水泵的最佳运行参数，包括最佳的转速、流量调节方式等，以实现能耗最低。在300MW负荷、16.5MPa主汽压力工况下，利用遗传算法对给水泵的转速和流量调节进行优化，通过多次迭代计算，得到该工况下给水泵的最佳转速为n_{opt}，最佳流量调节方式为某一特定的调节策略，在该参数下，给水泵的能耗达到最低。同时，考虑到给水泵的安全运行和设备寿命，在确定最佳运行方式时，还需设置一些约束条件，如给水泵的转速不能超过其额定转速，流量不能低于其最小流量等。通过在数学模型中加入这些约束条件，确保优化结果既满足能耗最低的要求，又保证给水泵的安全稳定运行。对于循环水泵，在不同循环水温度和工况下，其能耗与流量、扬程以及凝汽器真空度紧密相关。同样以试验数据为依据，建立能耗与这些因素的数学模型。设循环水泵的能耗为E_{pump}，流量为Q_{pump}，扬程为H_{pump}，凝汽器真空度为V，通过数据分析和拟合，得到数学模型E_{pump}=dQ_{pump}+eH_{pump}+fV+g（其中d、e、f、g为通过数据拟合得到的系数）。在循环水温度为20℃、400MW负荷工况下，根据试验数据确定该工况下的d、e、f、g值，从而得到该工况下循环水泵能耗与流量、扬程、真空度的具体数学模型。依据此模型，结合不同季节、不同负荷下机组对循环水系统的实际需求，通过优化算法，确定循环水泵在不同工况下的最佳运行参数，如最佳的启停台数、转速等。在夏季循环水温度较高、500MW负荷工况下，利用粒子群优化算法对循环水泵的启停台数和转速进行优化。通过对不同启停台数和转速组合的计算和比较，得到该工况下循环水泵的最佳运行方式为启动3台循环水泵，转速为n_{opt2}，此时循环水泵的能耗最低，同时能保证凝汽器真空度在合理范围内，满足机组运行要求。此外，在确定循环水泵最佳运行方式时，还需考虑循环水系统的安全运行和设备维护等因素。设置循环水泵的启停次数限制、设备运行时间限制等约束条件，避免因频繁启停或长时间连续运行对设备造成损坏，确保循环水泵在实现能耗最低的同时，保持良好的运行状态和较长的使用寿命。通过建立数学模型并结合优化算法和约束条件，能够准确确定给水泵和循环水泵在不同工况下的最佳运行方式，有效降低机组能耗，提高机组的经济性。七、机炉电联合试验与整组经济性分析7.1联合试验方案设计机炉电联合试验旨在全面深入地研究平圩600MW机组在变负荷运行条件下，锅炉、汽轮机和发电机之间的相互协同作用，以及这种协同关系对机组整体经济性的影响。通过联合试验，确定机组在不同工况下的最佳运行方式和优化参数，为提高机组的经济性和运行稳定性提供科学依据。在试验工况设置方面，充分考虑了机组在实际运行中可能遇到的各种负荷情况，设置了250MW、300MW、350MW、400MW、450MW和5