330MW燃煤发电机组煤耗异常的分析及应对措施

李勇

江苏华电扬州发电有限公司

0 概述

江苏华电扬州发电有限公司的2台330MW机组，汽轮机由哈尔滨汽轮机有限公司生产的C300/N330-16．67/538/538型亚临界一次中间再热、单轴、高中压缸合缸、双缸双排汽、抽汽凝汽式汽轮机。锅炉由东方锅炉厂生产的DG1036/18．2～Ⅱ4型亚临界、四角切圆燃烧、自然循环汽包炉，为单炉膛π型露天布置，燃用烟煤，一次再热，固态排渣。[1]

1 现状调查

近期，#7机组存在煤耗偏大的现象，通常情况下影响机组发电煤耗的主要因素有：机组负荷率、主蒸汽压力、主蒸汽和再热蒸汽温度、减温水流量、排烟温度、给水温度、飞灰含碳量、凝汽器真空、汽机轮机缸效和机组厂用电率等。300MW机组主要参数耗差见表1。

针对#6、#7机组运行参数（表2）进行对比分析，找出影响#7机煤耗的主要原因(注：对比表2中数据为正表示#7机组高于#6机组，数据为负表示#7机组低于#6机组)。

表1 300MW机组主要参数耗差

表2 （a） 排烟温度对比

表2 （b） 机组负荷率对比

表2 （c） 减温水流量对比

表2 （d） 主蒸汽压力对比

表2 （e） 主蒸汽温度对比

表2 （f） 再热蒸汽温度对比

表2 （g） 凝汽器真空度对比

表2 （f） 厂用电率的对比

通过以上数据对比，并按发电厂机组主要参数耗差表计算后得出以下结果：

1．#7机组排烟温度平均值比#6机组高4．388℃，煤耗比#6机组高0．73g/kWh；

2．#7机组平均负荷率比#6机组低3．316%，煤耗比#6机组高1．77g/kWh；

3．#7机组再热蒸汽减温水流量平均值比#6机组高4．154t/h，平均煤耗比#6机组高0．278g/kWh；

4．#7机组主汽压力平均值比#6机组低0．544MPa，平均煤耗比#6机组高1．34g/kWh；

5．#7机组主汽温度比#6机低0．706℃，煤耗比#6机组高0．13g/kWh；

6．#7机组再热汽温平均值略高于#6机组0．288℃，再热汽温并非造成#7机组煤耗比#6机组高的原因。

7．#7机组真空度平均值略好于#6机组0．378%，真空度并非造成#7机组煤耗比#6机组高的主要原因。

8．#7机组平均厂用电率比#6机高约0．062%，煤耗较#6机高0．23g/kWh。

2 原因分析

通过上述对比，可以排除再热汽温和真空度对#7机煤耗的影响，造成#7机发电煤耗高于#6机组的主要原因为：①#7炉排烟温度偏高；②#7机组负荷率偏低；③#7机组再热器减温水量偏大；④#7机组主汽压力偏低；⑤主汽温略低于#6机组；⑥厂用电率略高于#6机组。

2.1 排烟温度偏高的原因分析

通常情况下，排烟温度高的主要原因有煤种煤质、燃烧系统漏风、炉膛火焰中心位置、受热面结焦、积灰、过量空气系数、温度测点误差以及锅炉本身设计等原因[2]。

由于#6、#7炉燃用相同煤种，而#7炉排烟温度始终偏高，排除了因煤种的原因造成#7炉排烟温度高于#6炉。

为便于分析，选取#6、#7炉相同负荷下的数据进行分析比较，见表3。

由表3可见，在相同的环境温度和负荷情况下，#7机组的排烟温度始终高于#6炉7℃左右；从空气预热器入口的烟温对比可见，#7炉空预器入口烟温始终高于#6炉10℃～17℃；锅炉转向室出口烟温平均值基本持平；#7机组送风机、吸风机电流略大，且#7机组在满负荷时氧量显示偏低的情况下，送吸风机电流均略大于#6机组；#7炉两侧空气预热器进口烟温基本相同的情况下，#72侧空气预热器出口温度始终高于#71侧出口烟温。

通过对比分析,造成#7炉排烟温度高的原因有以下几种：①#7炉烟道受热面积灰、结焦，造成受热面换热能力下降，因此在空预器入口的烟温比#6炉高出许多。②#7炉燃烧器布置和#6炉不同，虽然#6、#7炉型号相同，但在2011年-2012年期间对#6、#7炉进行了低NOx燃烧改造，两台炉采用不同方式的低NOx燃烧器，使#6、#7炉火焰中心位置不同，造成排烟温度#7炉偏高。③通过风机电流分析#7炉烟气系统可能存在漏风或者堵塞的情况，造成排烟温度升高。④#7炉在两侧空气预热器进口烟温基本相同的情况下,#71侧空气预热器出口温度始终高于#72侧出口烟温，说明#71侧空气预热器换热效果较#72侧差，#72侧空预器有可能存在积灰堵塞或者漏风率大。

表3 #6、#7炉相同负荷下的数据

2.2 影响机组负荷率的原因

正常情况下，机组投入AGC运行，负荷由省调度中心统一调度，机组的负荷率主要受电网用电负荷的影响。

2.3 #7炉再热器减温水流量大的原因

#7机组惯性较大，协调控制较差，超调大，加减负荷时参数波动大，经常使用减温水控制汽温；

减温水调整阀内漏大，近期#71侧再热器减温水在调整门全关的情况下，开启电动门即有4t/h流量，既影响了再热汽温的调整又增加了减温水的用量。

在低NOx燃烧器改造后，#7炉火焰中心位置可能偏高，造成减温水量偏大。[3]

低负荷时管壁存在超温现象，经常需要使用减温水以降低再热汽温控制壁温，造成了减温水流量偏大。

2.4 #7机组主汽压力偏低的原因

（1）由于机组采用滑压运行，主汽压力主要受负荷率的影响，通过分析发现#7机组平均负荷率低于#6机组，负荷率偏低是造成#7机组主汽压偏低的主要原因之一。

（2）由于#7机高压调门性能的原因，#7机组于2012年根据《#7机组阀门特性试验》报告的要求对#7机滑压曲线进行了修改。#6、#7炉负荷-曲线对比见表4。

表4 #6炉、#7炉负荷-曲线

由表4可见，#7炉负荷在270MW时主汽压力为16．04MPa，比#6炉270MW负荷时低了0．46MPa。

（3）#75高调存在缺陷，开启时晃动大，晃动期间对主汽压、热量信号等参数影响很大，为避开晃动区域，经常需要降低滑压偏值，造成压力偏低。

（4）#7机2瓦轴承温度偏高，有时达95℃以上，为降低瓦温,需要增大调门开度，以降低主蒸汽压力运行。

2.5 #7机组厂用电率偏高的主要原因

（1）#7机组循泵耗电率略高于#6机组，具体对比数据见表5。

由表5数据对比发现，机组正常运行时，#7机组循泵耗电率始终略高于#6机组，分析其主要原因：（1）#7机组负荷率偏低；（2）四台循泵额定功率均为1 600kW，实际运行中#7机组两台循泵功率始终较#6机组大，具体对比数据见表6。

由表6数据可见，#7机组两台循泵的实际功率始终大于#6机组是造成正常运行时#7机组循泵耗电率高于#6机组的原因之一。

（2）#7炉风机耗电率略高于#6炉，具体对比数据见表7。

表5 #6和#7机组循泵耗电率

表6 #6机组和#7机组循泵耗电量

表7 #6机组和#7机组风机耗电量

由表7数据对比可以发现，#7机组风机耗电率略大于#6机组。造成风机耗电率大的主要原因：（1）受负荷率影响。根据有关数据分析，通常情况下，负荷率越高，风机耗电率相对越大，但从几个月的对比数据看，这时段#7炉负荷率低，可排除负荷率的影响。（2）烟道阻力增加、系统漏风。烟道积灰堵塞将使烟道阻力增加，风机耗电率相应增加。风烟系统漏风不仅造成排烟温度上升，同时，会增加风机耗电率。

3 应对措施

（1）控制#7炉火焰中心位置。运行中，将#7炉燃烧器摆角固定在水平位置；#7炉正常运行时采用#1-#4磨煤机制粉系统，机组加负荷煤量不够时启用#5制粉系统；掺烧特殊煤种时，#7炉#1、#4制粉系统加特殊煤种；合理调整二次风配比，加减负荷时及时调整二次风配风方式。

（2）采用合适的过量空气系数。低负荷时，#7炉氧量控制在3．0%～3．5%之间，高负荷时，可根据吸风机的出力情况适当降低氧量，但不低于2．8%，防止锅炉结焦。

（3）加强受热面吹灰，严格按照锅炉定期工作计划，早班对炉膛进行吹灰，中班对烟道吹灰，每班对空气预热器进行两次吹灰。当再热器管壁温度较高时有针对性地对炉膛及烟道增加吹灰次数，以保持受热面的清洁度，在降低排烟温度同时，可减少控制壁温使用的减温水量。针对有缺陷的吹灰器需及时联系检修消缺，确保吹灰器能正常投运。

（4）利用调停期间，对#7炉空预器、炉膛、烟道受热面进行全面检查，发现漏风、积灰结焦堵塞的情况，及时消除。

（5）热控专业人员对排烟温度测点进行校对，确保排烟温度测点的准确性。

（6）利用调停机会，消除再热器减温水调整阀以及其他热力系统阀门内漏的缺陷，减少热源损失。

（7）进一步优化#7炉协调控制系统，提高协调控制的调节性能，减少机组加减负荷时对参数的影响。

（8）由于#7机组煤耗相对偏高，遇调停时，尽量调停#7机组。

（9）机组运行时，根据环境温度变化及时调整循泵运行方式，确保机组在最佳真空状态下运行。机组启停时严格按照规程规定及时启停循泵，以降低循泵耗电率。

（10）利用调停机会找出#75高调门故障的原因，并及时消除故障。同时，建议对#7机组进行阀门性能试验，根据试验结果决定是否需修改逻辑中的负荷-压力曲线，以提高主蒸汽压力。

（11）建议对#7炉进行动力场试验及燃烧性能试验，消除燃烧器方面的缺陷，为锅炉燃烧调整提出指导意见，减少热态调整的盲目性，以达到降低煤耗的目的。

4 结语

通过对公司#6、#7机组各项经济指标的分析对比，找出了造成#7机组煤耗偏高的主要因素有排烟温度偏高、机组负荷率偏低、减温水量偏大、主汽压力偏低等，提出针对性的应对措施，为实现机组煤耗的降低，提高公司整体经济效益奠定了良好基础。