600 MW机组历史数据挖掘与降耗潜力预测研究

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(1.延边大学 工学院，吉林　延吉　133002;2.北方联合电力有限责任公司乌拉特发电厂，内蒙古　巴彦淖尔　014407)

0　引言

火力机组性能指标是机组运行最重要、最基础、最有用的技术工具[1]，也是“两型”企业“节能减排”工作的技术指标，性能指标反映了机组热力循环的调控水平，反映了发电企业的生产、管理、经营水平[2]，对火电厂的生产、经营和管理至关重要，大小指标之间也包含着问题分析、降耗诊断的规范思路[3-5]。

相关研究表明，机组的在线性能监测对其安全、可靠、节能运行具有重要的意义[4-8]。国外对于机组的性能监测研究起步较早，通用、ABB、McHale、西门子等多家公司都相继推出了商业化产品，他们为设备的快速诊断提供了依据[9]。我国的机组性能监测研究起步较晚，但起点较高，在国外先进经验的基础上，国内的研究取得了一定成果[10-11]。

典型工况指标分析是机组运行优化、降耗诊断的基础与起点，然而，在变工况运行及AGC(Automatic Generation Control)投用条件下，运行人员难以获得具有代表性的典型工况指标，长期以来，典型工况分析依赖于稳定工况下的热力试验或者从运行调整角度说，热力试验滞后于现场变工况调整的需要。

在变工况及AGC投用条件下，机组运行调整需要更为简单、快捷、实用的方法，替代热力试验，以得到工况指标，并作为设计对标、指标自检、降耗诊断、运行优化、对比降耗的量化依据。

随着机组运行，DCS(Distributed Control System)系统存储了大量历史数据，从运行调整角度看，通过对历史数据的深度挖掘、筛选分析，能够获得适合集控调整需要的工况指标数据，从优化降耗的角度看，循环筛选、分析挖掘历史数据资源，能够逐步接近运行优化状态，实现可持续降耗。

本文以600 MW空冷机组DCS历史数据为研究对象，对现场存储的大量历史数据，进行数据挖掘、诊断，实现设计对比与绩效管理指标自检，预测机组的降耗潜力，为实施《正平衡快速降耗系统》构建实用的、可持续降耗的优化模式。

1　指标模型与降耗诊断模型

600 MW机组锅炉为亚临界、再热、单炉膛、固态排渣、控制循环汽包炉，燃烧为直流水平浓淡摆动燃烧器四角切圆燃烧，配8台中速磨，均等配风，摆角、喷水调节再热汽温；汽轮机为单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。DCS系统存储大量历史数据，采样时间步长为毫秒级。

1.1　绩效管理指标的稳态模型

运行绩效管理指标采用典型的反平衡效率η、热耗率q分解与热力循环“卡点压线”管理。

指标分解与热力循环“卡点”的非线性稳态关系如下

锅炉效率-反ηb=f(排烟氧量O2，排烟温差dtpy，飞灰含碳Cfh)

热耗率q(热力循环)=f(给水温度，主汽压力，主汽温度，再热温度，再热减温水量，背压，过冷度)

厂电率ηc=f(各机炉辅机耗电率，约占厂电率70%)

反平衡效率与热力循环(热耗率)由以上绩效模型的“卡点压线”管理来保证。

1.2　降耗模式的正平衡调控模型

炉效率-正ηb=f(煤量B——层煤量，风煤比、一次风压；风量Dzf——二次风压、辅助风、燃尽风、燃料风，氧量O2；汽水量——主汽量D0)

厂电率ηc=f(风机耗电——送引风机耗电；制粉耗电；汽水耗电——给水泵、凝结水泵、空冷风机耗电)

正平衡炉效率ηb与厂电率ηc由“风、煤、汽水”的集控调整来保证。

2　结果分析

2.1　工况条件自检分析

为表明所选数据符合挖掘、筛选条件，能够获得适合集控调整需要的工况，将分析段内的发电负荷和低位热值数据进行自检分析，如图1所示。

图1　分析阶段内发电负荷、低位热值的分布图

可以看到

(1)发电负荷呈上升趋势，在300 MW、350 MW、450 MW、500 MW、550 MW工况点上，有足够的负荷点分布；

(2)低位热值呈下降趋势，12月平均热值比11月低0.5 MJ/kg左右，对燃烧调整影响较小，环比热值相对稳定；总平均热值12.7 MJ/kg(校验热值13.1 MJ/kg，设计校核13.4 MJ/kg)，偏离较小。

2.2　绩效指标参数对标

基于机组DCS历史数据，以指标模型与降耗诊断模型分析锅炉效率指标和热耗率与热力循环“卡点压线”情况，预测机组的降耗潜力。

2.2.1锅炉效率指标

锅炉效率指标主要分析控制氧量及排烟温差数据，如图2所示。

(1)控制氧量

指标状态：控制氧量(图2(a)浅色点)趋势、相关性、稳定性良好。300 MW负荷下氧量5.5%(设计5.5%)，600 MW负荷下氧量3.1%(设计3.5%)，氧量管理与司炉的氧量调控水平较高。

问题影响：负荷小于350 MW时，出现控制氧量(前)高于排烟氧量(后)的情况，交点处，空预器漏风系数为0。排烟氧量线性较好，排除“二次燃烧”的可能性，估计是测点问题。

排烟损失q2= (3.63×21/(21-O2)+0.9)×dtpy/100

排烟氧量显示4.5%～5.3%(过量空气系数1.27～1.34)是锅炉效率ηb几乎不变的原因。

改进措施：热工检查、校对排烟氧量测点。

(2)排烟温差

指标状态：排烟温差(图2(b)中，深色点)趋势合理，波动±12℃，相关性、稳定性一般，300 MW负荷下平均排烟温差105℃(设计88℃)，高17℃，600 MW排烟温差127℃(设计119℃)，高8℃。

问题影响：低负荷工况下，排烟温差存在着10℃左右偏差，影响1%左右的炉效率，3 g/kWh左右的供电煤耗率。

排烟损失q2计算以冷风温度(暖风器后)为基准，受环境温度变化影响，低负荷时，排烟温度较低，应加强排烟温差(排烟tpy-冷风t0)管理，不要单纯控制排烟温度tpy。

改进措施：检查低负荷工况下排烟温差(或温度)的指导曲线斜率。

图2　氧量、排烟温差的工况趋势图

2.2.2热耗率与热力循环“卡点压线”情况

热耗率指标主要分析给水温度、主汽压力、背压、主汽温度、再热温度数据。

(1)给水温度

给水温度工况趋势如图3所示。

指标状态：给水温度趋势、相关性、稳定性良好，波动±3℃；300 MW负荷给水温度245℃(设计230℃)，高15℃，450 MW负荷下给水温度266℃(设计250℃)，高16℃，600 MW给水温度283.4℃(设计269℃，高限报警值283.7℃)，高14℃。

问题影响：从经济性角度，增大抽汽量，减小排汽损失，提高给水温度15℃，降低煤耗4 g/kWh左右，但抽汽量增大必然影响除氧器温度、除氧效果，提高过大对整个炉膛汽水流程不利。

图3　给水温度的工况趋势图

改进措施:运行人员核对各工况设计给水温度、除氧器温度，核对《集控规程》6.2.7.1锅炉正常运行主要参数限额的规定。

(2)主汽压力、背压

主汽压力、背压工况趋势如图4所示。

指标状态：主汽压力“定-滑-定”方式控制良好(图4(b))。300～540 MW滑压段(图4(a))趋势、相关性、稳定性良好，波动±0.2 MPa。540～600 MW负荷定压段，平均主汽压力16.3 MPa(设计17.3 MPa)，波动±0.5 MPa。

另外，分析阶段平均背压13.9 kPa(设计13.7 kPa)，高0.2 kPa，11月平均背压13.6 kPa，12月平均背压14.3 kPa。

(3)主汽温度、再热温度

主汽温度、再热温度工况趋势如图5所示。

图5　主汽温度、再热温度的工况散点图

指标状态：炉侧平均主汽温度541.5℃(设计541±5℃)，再热温度540.5℃(设计541±5℃)，主汽、再热温度控制良好。

从上述可知：氧量、排烟、“给水→主汽→再热→背压”的“卡点压线”管控良好，调控技术水平较高，绩效指标管理与调控水平达到了优秀水准。

2.2.3各工况降耗潜力预测

基于以上数据，预测典型工况下“低煤耗”模式降耗潜力，如表1所示,“低煤耗”模式下的平均降耗潜力为6.8 g/kWh。

表1典型工况下“低煤耗”模式降耗潜力预测

工况负荷/MW平均供电煤耗/g·(kWh)-1“低煤耗”模式/g·(kWh)-1降耗潜力/g·(kWh)-14503533485500350343755035134296003463406

3　结论

600 MW机组历史数据挖掘分析与降耗潜力预测的研究表明：

(1)在变工况及AGC投用条件下，通过历史数据挖掘得到的典型工况指标数据，与热力试验稳定工况数据相比，更为快捷、实用，能够客观的反映机组实际运行状况，满足集控运行调整“定性可靠、定量接近”的需要，满足技术经济指标管理的需要，可作为设计对标、指标自检、降耗诊断、运行优化调整以及降耗对比的量化依据。

(2)从热耗率与热力循环“卡点压线”关联的“给水→主汽→再热→背压”热力循环过程管控良好，绩效指标管理与集控调控能力达到了优秀水准。

给水温度提高14℃、排烟温差升高8℃，接近给水温度修正的9.1℃。

(3)从降耗潜力预测结果看，“低煤耗”运行模式存在6.8 g/kWh的降耗潜力。