600 MW火电机组供电煤耗拐点分布规律探析

2016-09-06李一飞聂陈翰

综合智慧能源 2016年6期

关键词：煤耗厂用电拐点

李一飞，聂陈翰

(1.福建华电电力工程公司，福州　350512；2.福建华电可门发电公司，福州　350512)

600 MW火电机组供电煤耗拐点分布规律探析

李一飞1，聂陈翰2

(1.福建华电电力工程公司，福州350512；2.福建华电可门发电公司，福州350512)

供电煤耗是火力发电厂发电设备、系统运行经济性能的总指标，反映发电厂各方面工作水平。对某电厂海量历史数据进行回归分析，发现机组负荷率与供电煤耗间存在非线性关系，且存在明显的煤耗拐点。通过试验确定了单机煤耗拐点特性，分析了汽轮机热耗率、锅炉效率、辅机厂用电率及外部因素对供电煤耗的影响，为火电厂检修安排、负荷分配、发电量计划制定等工作提供技术支持。

火电厂；供电煤耗；拐点；汽轮机热耗率；锅炉效率；厂用电率

0　引言

某火电厂目前装机容量为4×600 MW，汽轮机组采用上海汽轮机厂有限公司引进美国西屋公司技术生产的N600-24.2/566/566型600 MW超临界、单轴、三缸、四排汽、中间再热、凝汽式汽轮机，锅炉为上海锅炉厂有限公司生产的超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，采用单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式，设计煤种为神府煤，校核煤种为晋北煤。

2014年9月，国家发改委、国家能源局和国家环保部等三部委联合印发的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》中要求，到2020年，现役600 MW及以上机组(除空冷机组)改造后平均供电煤耗低于300 g/(kW·h)，其中600 MW超临界湿冷机组供电煤耗先进值应达297 g/(kW·h)，与该指标相比，该厂还存在一定差距。通过有效的技术改造及管理提升来深挖电厂节能潜力，迫在眉睫。

针对当前火电机组利用小时数持续下降的现状，分析机组的负荷率、环境温度及燃用煤种等因素对供电煤耗的影响，从更精细的角度挖掘设备的节能潜力，力保机组更长时间处于经济运行区域，提高机组运行的经济性。在实际运行中，机组负荷与供电煤耗间存在非线性关系，且单机具备特有的煤耗特性。摸清机组煤耗分布规律，有利于电厂进行经济调度。

1　历史数据的回归分析

单元机组的煤耗水平主要由设计参数和设计水平决定，包括汽轮机设计热耗率、锅炉设计效率、设计厂用电率、制造工艺与质量等[1]。设计煤耗一般是机组设计条件及额定负荷时的保证值，运行供电煤耗常高于设计供电煤耗，其主要影响因素为：环境温度、机组负荷率、燃用煤种等外部因素；设备健康状态、运行的合理性等内部因素。将负荷率、环境温度及燃用煤种等因素对供电煤耗的影响修正后，供电煤耗和设计供电煤耗仍存在一定差距，该差距就是设备健康程度和机组运行合理性的影响结果，是机组经济运行的潜力所在[2]。通过数据分析，查找差距，探明症结所在。

供电煤耗是指发电厂向厂外每供出1 kW·h电能所消耗的标准煤量。由公式(1)与(2)，根据入炉煤、油计量装置实测的发电所耗原煤量和燃油量，按平均热值计算出耗用的标准煤量，然后再计算得到的供电煤耗称为正平衡供电煤耗[3]；由公式(1)与(3)根据锅炉效率和锅炉所产生的蒸汽含热量反算出的供电煤耗，称为反平衡供电煤耗。

(1)

(2)

(3)

式中：bg为供电煤耗，g/(kW·h)；bf为发电煤耗，g/(kW·h)；e为发电厂用电率，%；Be为统计期内耗用标准煤量，t；W为统计期内发电量，kW·h；q为汽轮机热耗率，kJ/(kW·h)；Qnet,ar为收到基低位发热量，kJ/kg；ηb为锅炉效率，%；ηg为管道效率，%。

根据该电厂近3年的机组运行参数，正平衡计算得到海量的供电煤耗数据，采用反平衡计算校核，剔除偏差较大的数值。这些长期运行积累的海量历史数据包含丰富的机组性能、运行边界和工况信息[4]，通过回归分析，采用最小二乘法拟合，得到机组的煤耗特性二次曲线，如图1所示。由图1可知，供电煤耗与负荷存在非线性关系，且存在一个煤耗过渡区。在实际运行中发现，该区极狭窄，难以定义，可近似认为是在某负荷点附近，称为煤耗拐点。负荷低于拐点时，煤耗较高且变化趋势明显，为高煤耗区；负荷高于拐点时，煤耗较低且变化趋势缓慢，为平稳区；接近满负荷时，煤耗略有上升。将拐点附近称为煤耗经济区，通过合理调度，尽量让机组负荷较长时间稳定在这一区域，实现经济煤耗。

图1　某电厂机组负荷-煤耗分布曲线(回归拟合)

2　煤耗试验

机组运行中存在较多干扰因素，且实际工况下负荷点随机分布在各负荷段，降低了曲线拟合精确度，因此图1所示煤耗拐点并不明显。为确定单机煤耗拐点特性，该电厂通过分机组煤耗试验进行验证。

试验周期为1周，保持试验期间煤种稳定，在特定负荷段下稳定运行进行数据采集。

(1)消除辅助用汽、吹灰、煤种变化等扰动因素，试验前标定了给煤机并剔除了煤量累计误差。机组试验工况期间的煤耗，不代表机组正常运行状态下的煤耗[5]。

(2)根据运行经验，#1与#2机组，#3与#4机组煤耗特性分别相近，为避免负荷调度困难，只选取#1，#4机组作为试验对象。

(3)选取不同的负荷段，燃烧同一煤质，采取相同的磨煤机组合方式，进行稳定工况试验。燃用与设计煤种相近的煤种，热值偏差小于0.1 MJ/kg。试验工况负荷为210，270，330，390，450，510，570，600 MW，各工况持续2 h。

(4)计算期煤量采用给煤机累计基数差值，计算期电量采自关口电量表计。

利用试验数据进行正平衡计算，并通过反平衡计算校核，筛选试验数据[6]，得到电厂的负荷-煤耗基准曲线，如图2所示。由图2可知，#1，#4机组存在煤耗拐点，该拐点对应负荷为450 MW。拐点附近负荷为经济区(结合统计数据及电厂实际情况，定义拐点附近煤耗±3 g/(kW·h)区域为煤耗经济区)：负荷低于拐点时，煤耗较高且变化趋势明显，为高煤耗区；负荷高于拐点时，煤耗较低且变化趋缓，为平稳区。另外，本次试验时间为7月份，不同试验月份，拐点应有所偏移。

图2　某电厂600 MW超临界机组负荷-煤耗基准曲线

3　影响因素的理论分析

在实际运行中，煤种变化与机组发电负荷率是影响供电煤耗的最主要因素。锅炉、汽轮机以及辅机等设备随负荷、煤质的变化表现出不同的运行特性，它们共同决定了整台机组供电煤耗的变化趋势。

3.1汽轮机热耗率的影响

负荷降低时，汽轮机热耗率呈明显升高的趋势[2]。图3给出了几种典型的汽轮发电机组设计热耗率与负荷的关系曲线，从图中可以看出，对于不同类型的机组，设计热耗率随负荷的变化趋势一致，有明显的规律性。

图3　不同机组设计热耗率与负荷的关系曲线

汽轮机热耗特性方程可以通过热力试验求得，根据各试点的修正计算结果画出热耗率与发电机功率的关系曲线，即热耗特性曲线。图4为该电厂600 MW超临界机组设计热耗率、实际热耗率与负荷的关系曲线，两条曲线均存在明显的拐点。在实际应用中，该曲线可近似表示为一直线，如果额定负荷不等于经济负荷，此特性曲线就是一条折线，拐点就是经济负荷点。

3.2锅炉效率的影响

锅炉效率主要受燃烧煤质特性的影响。该电厂2011年前燃用煤种与设计煤种的低位热值差小于0.1 MJ/kg，对制粉系统运行及锅炉燃烧影响不大。2011年后该厂掺烧劣质煤常态化，平均低位热值下降2.0 MJ/kg。煤质变差，锅炉飞灰、底渣、排烟温度明显上升，同负荷下燃煤量增加，锅炉辅机耗电率增加，导致机组供电煤耗增加。对于不同类型的锅炉，锅炉设计效率与负荷之间没有一致的规律性，图5给出了几种典型容量锅炉效率随负荷的变化曲线，其中600 MW超临界机组锅炉效率最高。

图7　不同负荷下厂用电率分布

图4　某电厂设计热耗率、实际热耗率与负荷的关系曲线

图5　不同锅炉设计效率与负荷的关系

图6为反平衡推算的该电厂#3锅炉效率与负荷的关系曲线。由图6可知，600 MW超临界锅炉最佳效率区基本稳定在70%～80%负荷的范围内。从实际运行情况看，随着负荷的降低，气体与固体不完全燃烧热损失将会增加，在维持原有过量空气系数的情况下，排烟热损失随排烟温度的降低而有所减少，锅炉效率大都呈下降趋势。低于经济负荷运行时，锅炉效率急剧下降，而高于经济负荷时，锅炉效率也逐渐下降，但下降趋势平缓。但从历史性能试验数据可以看出，锅炉效率的影响远小于汽轮机热耗率的影响。

图6　某电厂 #3锅炉效率与负荷的关系曲线

3.3辅机厂用电率的影响

整台发电机组中包含了许多辅机，各辅机耗电受负荷影响程度不同。根据该电厂厂级监控信息系统(SIS)采集的数据对各辅机的耗电率进行分析，得出了机组厂用电率的分布情况以及随负荷的变化情况，从而了解厂用电率的内在变化规律。从图7可见，随着负荷率的下降，在厂用电率中占比较大且上升明显的主要辅机包括循环水泵、脱硫系统、一次风机和磨煤机。

分析该电厂2015年的实际运行数据，厂用电率与机组负荷并不是严格的线性关系，还受煤质等因素的影响[7]。以满负荷时的厂用电率为基准，计算不同负荷率下厂用电率与基准厂用电率的比值，编制比厂用电率图，可更加直观地分析厂用电率与负荷的关系。如图8所示，负荷率35%时对厂用电率的影响是满负荷时的1.64倍左右；负荷率高于75%，影响逐渐平缓。因此，厂用电率变化对供电煤耗的影响也存在一个从急剧变化到平缓过渡的过程。受环境及负荷因素的制约，影响比重较大的循环水泵耗电率等呈现较为明显的变化规律，这在调整辅机经济运行方式时可作为重要的考量因素。