煤质变化对机组安全经济运行影响的分析

梁正华

（大唐贵州野马寨发电有限公司，贵州六盘水 553011）

煤质变化对机组安全经济运行影响的分析

梁正华

（大唐贵州野马寨发电有限公司，贵州六盘水 553011）

本文针对我公司燃煤成本高，特别是近年来煤炭实行市场化后，燃煤电厂的生产经营压力每日剧增。考虑到公司要降低燃料成本，避免本公司的亏损，确保发电目标任务的完成，通过查找大量的历史数据，找出了煤质变化对机组接带负荷、发电厂用电率和制粉系统耗电率等的关系，旨在为今后的燃煤采购起到一定的指导作用，为完成当年的发电目标任务打下良好的基础。

煤质 变化 经济运行 分析 发电

1. 概述

大唐贵州野马寨发电有限公司3×200MW机组主体工程于2006年1月全部建成投产，2007年1月至7月，完成对三台机组脱硫系统的建设。我公司的200MW机组采用东方锅炉厂设计生产的超高压、自然循环、中间一次再热、单汽包锅炉，型号为DG670/13.7—19，锅炉∏型布置，单炉膛，四角切圆燃烧，燃用烟煤。锅炉的设计煤种及校核煤种均为水城烟煤，每台炉配两台DTM380/720型钢球磨中间贮仓式制粉系统，一次风采用温风送粉。锅炉煤粉燃烧器布置在炉膛四角，切圆燃烧。汽轮机为哈尔滨汽轮机有限公司生产的超高压、一次中间再热、单轴、三缸二排汽冲动凝汽式汽轮机，具有八段非调整抽汽对应相应的加热器。汽轮机型号为：N205–12.75/535/535—74B。热力系统主要由2台电动给水泵、2台凝结水泵、3台高加、1台除氧器、4台低加、6台公用循环水泵等设备组成。发电机由哈尔滨电机有限公司生产，发电机冷却方式为水、氢、氢，型号为：QFSN3-200-2型三相隐极式同步交流发电机。主变为JL—1150—4。机组设计额定功率为200MW，主蒸汽压力为13.7MPa，主蒸汽温度为540℃，再热蒸汽温度为540℃，额定排汽压力为5.4KPa。机组按入炉煤低位热值20593kJ/kg、硫份2.15%进行设计，发电厂用电率为9.67%，其中脱硫耗电率为1.98%。随着入炉煤热值下降、硫份增加，我公司实施了大量节能、减排项目的改造，主要有：2009年完成引风机、送风机、凝泵、增压风机变频改造；2010年8月至2011年5月完成汽轮机汽封改造；锅炉加装卫燃带改造；除尘器由三电场静电除尘改造为电袋复合除尘；脱硫系统的增容改造等项目。经过改造后，发电厂用电率设计值为10.97%，其中脱硫耗电率为2.76%。

近年来，随着电力体制改革和西电东送的实施，特别是近年来煤炭实行市场化后，燃煤电厂的生产经营压力每日剧增。伴随国家产业政策调整工作的推进，乡镇煤矿整合及关停力度加大，另一方面新建矿井速度又远远滞后于电力的发展，这一背景导致了电煤供不应求的大环境。严重失衡的供需关系除带来了电煤不足的直接影响外，也大大推动了价格的上涨和煤质的下滑。燃料成本的大幅增加使得电厂生存压力越来越大，均出现不同程度的亏损。为了在电力市场竞争中求得生存和发展，公司领导不等不靠，抢抓机遇，自谋出路，积极寻找减亏控亏，破解燃煤成本高的难题。根据市场的变化，随时掌握煤炭市场行情的变化，找准切入点，积极出击。公司通过制定对策，采取措施，对设备的不断改进，加大燃烧调整力度，大量燃用热值低、灰分高的劣质煤，极大地降低了燃料成本，避免本公司的亏损，并出现一定的盈利，公司在燃用劣质煤方面走出一条有特色的道路。为了完成2012年39亿kwh的发电任务，最大限度的降低成本，我公司积极应对，努力探索，经过查找大量的历史数据，找出了煤质变化对机组接带负荷、发电厂用电率和制粉系统耗电率等的关系，旨在为今后工作起到一定的指导作用。

2. 2008年～2012年煤质与厂用电率等指标的变化情况

随着当前入炉煤热值的日趋下滑， 2012年1月份入炉煤低位发热量均值为12136 kJ/kg（2899kcal/kg），累计发电原煤耗为791g/kw.h，每小时要耗160吨，相比“入炉煤低位发热量在设计值20593kJ/kg（4919kcal/kg）时，发电原煤耗为447 g/kw.h，每小时耗煤89.42吨”的机组设计运行工况，发电原煤耗增加了344 g/kw.h，每小时耗煤增加70.58吨。这样，在完成相同发电量的情况下造成制粉、风机、输煤、除灰的耗电量大大增加。

2008 年至2010年入炉煤发热量大致相当，发电厂用电率相差不大，但由于2010年下半年先后完成了3、1号脱硫（脱硫系统在未改造之前，运行不正常，满足不了脱硫要求）及电除尘改造，导致脱硫耗电率有所增加，从而致使综合厂用电率升高，2011年三台机组脱硫系统全部完成改造后，综合厂用电率升高更是明显。综合历史数据来看，脱硫耗电率与煤质的变化关系不大，主要与煤质的含硫量有关，要找出含硫量与脱硫耗电率的关系，需要进一步在相同设备运行工况下进行统计和实验。

2011 年煤质较2008年至2010年大幅下滑，导致制粉耗电率升高了0.2%，吸风机、输煤、除灰耗电率也明显增加。

3. 煤质变化对机组接带负荷能力及相关指标的影响

3.1 煤质变化对机组接带负荷能力及相关指标的影响情况见下表：

入炉煤的热值kJ/kg（ kcal/kg ）灰份(%)制粉系统耗电率(%)能带的最高负荷(MW)发电厂用电率(%)发电厂用电率（不含脱硫）(%)时间段给粉机能控制的最高转速为700r/min时捞渣机溢渣情况9000（2150）63.17 2.71 100 11.86 9.09 2011年9月1日～2012年1月31日是

入炉煤热值在9000 kJ/kg (2150kcal/kg)时，最高能带100MW负荷,且捞渣机溢渣；入炉煤热值12000kJ/kg(2866kcal/kg)时，最高能带185MW,满足捞渣机不溢渣的要求；为了保证机组在200MW负荷下长期运行，入炉煤热值必须在13000 kJ/kg (3105kcal/kg)以上。经测算，今年要完成39亿kwh电量，在高负荷时段用煤热值应保证在3000kcal/kg以上，在低负荷时段按接带130MW左右的负荷考虑，热值不应低于2500 kcal/kg ，折算全年入炉煤发热量均值不低于2850kcal/kg，若要完成42亿kwh电量，热值不应低于2890kcal/kg（以上在不考虑机组非停和计划检修的情况下）。若2012年3月份要完成3.9亿kwh电量，经测算，在高负荷时段用煤热值必须保证在3100kcal/kg以上，在低负荷时段按接带130MW左右的负荷考虑，热值不应低于2600 kcal/kg ，折算入炉煤发热量均值不低于2930 kcal/kg。

入炉煤热值每上升500 kJ/kg制粉系统耗电率下降约0.106%。经统计，要保证机组长时间在200MW负荷下长期运行，入炉煤热值12600 kJ/kg (3000kcal/kg)时，每小时煤粉仓下降0.5米的粉位，可维持运行7小时，在低负荷阶段可考虑制粉系统消缺及存粉。而如果机组在200MW负荷长期运行、制粉系统连续运行的情况下，入炉煤热值应保证在3100 kcal/kg以上。

入炉煤热值每上升500 kJ/kg发电厂用电率下降约0.121%，扣除制粉系统耗电率下降的0.106%后，引风机耗电率下降约0.015%。

4. 结束语

根据以上数据分析，要完成全年39亿kwh电量，建议全年入炉煤发热量均值不低于2850kcal/kg，要完成42亿kwh电量，热值不应低于2890kcal/kg，即在高负荷时段用煤热值必须保证在3100kcal/kg以上，低负荷时段用煤热值不宜低于2600kcal/kg，通过对优劣质煤的混配掺烧，减少因煤质差损失的电量，同时尽可能提高入炉煤热值，以降低制粉、风机、输煤、除灰除尘等系统的耗电率，全面提升机组运行的经济性。

参考资料

主要通过本公司大量的历史数据进行论证。

TU714

B

1007-6344（2015）12-0350-01

梁正华：节能专责，大唐贵州野马寨发电有限公司生产技术部