降低嵩嶼電廠#3機組發(fā)電煤耗研究

摘要：文章主要分析了嵩嶼電廠#3機組發(fā)電煤耗不正常升高的原因，經(jīng)過分析對比判斷出#3機組發(fā)電煤耗異常升高，通過對機組真空、主再熱蒸汽壓力溫度、煤種的變化、設(shè)備投入情況、自動調(diào)節(jié)控制、機組負荷率、機組投運率、環(huán)境溫度變化等因素的排查，找到了影響機組發(fā)電煤耗升高的主要因素是運行人員不適應(yīng)煤質(zhì)變化調(diào)整不力、高加端差升高、AGC調(diào)節(jié)品質(zhì)差，并對每一個影響因素制定了整改措施，成功使得#3機發(fā)電煤耗恢復(fù)至正常水平。

關(guān)鍵詞：發(fā)電煤耗；主汽壓力；高加端差；AGC調(diào)節(jié)；高加CCS水位計

中圖分類號：TK227.1 文獻標識碼：A 文章編號：1006-8937（2013）08-0011-02

1 發(fā)電煤耗概述

本公司#3、#4機組鍋爐、汽機均使用同型號設(shè)備，自從兩臺機組投產(chǎn)，均由單閥控制切為順序閥控制后，#3、#4機組發(fā)電煤耗相近。經(jīng)過小組成員統(tǒng)計比較，發(fā)現(xiàn)在機組負荷率相近，機組運行情況相似的前提下，其煤耗偏差不超過2 g/kW·h。而2012年4月，在#3機組負荷率明顯高于#4機組，且#3機組未出現(xiàn)停機的情況下，#3機組發(fā)電煤耗超出#4機組發(fā)電煤耗高達3.58 g/kW·h之多。筆者進行數(shù)據(jù)收集統(tǒng)計分析，發(fā)現(xiàn)2012年5月，#3機組負荷率以及運行工況與4月相同，無較大變化的情況下其發(fā)電煤耗依舊呈上升趨勢，在#3、#4機組負荷率相近的情況下，其發(fā)電煤耗超出#4機組發(fā)電煤耗5.48 g/kW·h，具體數(shù)據(jù)如表1所示。

2 發(fā)電煤耗原因及整改措施分析

本機組同以往煤耗比較還是同近階段相似機組比較，#3機組發(fā)電煤耗均有升高，而且上升趨勢有所加快。如若不控制，在電煤價格不斷增長的環(huán)境下，勢必導(dǎo)致公司發(fā)電成本大幅升高，利潤降低。為此，從各個環(huán)節(jié)入手，找到此次煤耗升高的根本原因，將其降至均衡水平。

影響發(fā)電煤耗的因素非常多，而且有許多因素是互相影響、互相干擾，會導(dǎo)致工作量非常大。但我們要求將升高的煤耗降低至原有水平，因而只要從#3機組發(fā)電煤耗升高的原因入手，對可能影響煤耗升高的原因進行分析，找到影響的主要因素，將其歸納為以下幾點。

2.1 運行操作人員不適應(yīng)煤質(zhì)變化，調(diào)整不力

由于2012年國家電煤供應(yīng)緊張，導(dǎo)致公司原煤煤質(zhì)變化頻繁，而#3機組自從投產(chǎn)以來一直使用神華煤，煤質(zhì)變化不大。在運行人員的慣性思維下，雖然煤質(zhì)波動，但是#3機組大部分監(jiān)盤人員對煤質(zhì)變化缺乏一定的重視，在配風(fēng)、配煤等調(diào)整方面未能及時適應(yīng)煤質(zhì)的頻繁變化，從而導(dǎo)致當(dāng)煤質(zhì)變化時蒸汽壓力、溫度無法同時滿足條件。由公司發(fā)布的運行小指標管理辦法中查知滑壓運行時在對應(yīng)負荷下主汽壓降低1.0 MPa發(fā)電煤耗升高1.395 g/kW·h，而主、再熱汽溫每低于額定值10 ℃發(fā)電煤耗將分別升高0.93 g/kW·h、0.806 g/kW·h。以滿負荷為例，#3機組為了將主汽溫控制在535 ℃左右，再熱汽溫控制在533 ℃左右。經(jīng)常在高負荷區(qū)域?qū)⒅髌麎嚎刂圃谳^低位，經(jīng)過統(tǒng)計詳見表2。

由以上數(shù)據(jù)可以看出，主汽壓和蒸汽溫度的綜合影響，#3機組發(fā)電煤耗將升高1.8～2.0 g/kWh左右，對發(fā)電煤耗影響極大。通過提高監(jiān)盤人員對煤質(zhì)的認識，根據(jù)不同煤質(zhì)及時進行調(diào)整盡量確保蒸汽參數(shù)滿足要求，尤其確保主汽壓力達到要求，制定不同負荷需要對應(yīng)的主蒸汽壓力操作表；同時通過燃燒調(diào)整提高溫度，加強對入爐煤質(zhì)的重視。可以通過主值記錄查詢欄內(nèi)，煤位及煤質(zhì)參考查詢功能及時查看煤質(zhì)情況，并結(jié)合機組負荷，推斷出大致入爐煤質(zhì)。另外，根據(jù)煤質(zhì)情況進行鍋爐燃燒調(diào)整。主要調(diào)節(jié)制粉系統(tǒng)配煤、配風(fēng)以及風(fēng)門開度、爐膛差壓等，以確保機組蒸汽壓力、溫度滿足要求。提高了機組效率。

2.2 高加端差

高加的投入以及其端差會直接影響機組發(fā)電煤耗，而高加水位的控制又會直接影響到端差的數(shù)值。通過從公司節(jié)能專工處得到的試驗數(shù)據(jù)顯示，高加端差在高位時，不同高加其端差對煤耗影響不同，#3高加端差影響最小，#1高加端差影響最大，一般基本在0.0301～0.0921 g/℃之間。同時，通過數(shù)據(jù)收集，發(fā)現(xiàn)#3機組高加水位固定不變時，當(dāng)負荷升高至260 MW以上時，#1高加端差逐漸變大，具體數(shù)據(jù)如表3所示。

按照正常高加端差6 ℃和收集的數(shù)據(jù)顯示，#1高加水位控制在28 mm，其端差在高負荷區(qū)域，變大近15 ℃的端差會使發(fā)電煤耗升高0.5 g/kW·h左右。通過分析高加端差升高的原因，結(jié)果發(fā)現(xiàn)#1高加就地水位計與CCS水位計偏差較大，即CCS水位計比就地水位計顯示偏高，從而導(dǎo)致運行人員，尤其在高負荷區(qū)域不敢將#1高加水位設(shè)定在正常位。找到原因后，采取運行手段對此進行調(diào)整。即當(dāng)機組工況運行在高負荷區(qū)域時，將水位控制于較高位+33 mm。同時，與就地水位計進行核對，發(fā)現(xiàn)就地顯示正常水位。經(jīng)過一段時間摸索，基本掌握其調(diào)節(jié)規(guī)律，能夠在保障機組安全運行的情況下，將其端差控制在4～6 ℃。通過及時調(diào)節(jié)高加水位，盡量使水位位于安全高限，控制高加端差達到5.6 ℃的要求，有效降低了煤耗。

2.3 AGC投入時負荷變化率大，AGC調(diào)節(jié)品質(zhì)不佳

2012年開始AGC投入時間增多，由于一直處于調(diào)試配合階段，元月AGC投入時其負荷相對穩(wěn)定，波動不大。但是至2012年4月AGC正式投入時負荷變化頻繁，而且經(jīng)常出現(xiàn)大幅升降負荷以及負荷長時間停留在220 MW，無論任何煤質(zhì)制粉系統(tǒng)都必須保持四臺運行。加之#3機組AGC調(diào)節(jié)品質(zhì)差，在大幅度升降負荷時燃燒自動調(diào)節(jié)品質(zhì)不良，風(fēng)煤比例增減不當(dāng)，導(dǎo)致燃燒效率降低，#3機組發(fā)電煤耗升高。通過改善AGC調(diào)節(jié)品質(zhì)，做到AGC投入時負荷分段控制，并根據(jù)經(jīng)驗，積極聯(lián)系中調(diào)，根據(jù)實際情況進行負荷預(yù)測，確保能及時啟停磨煤機，降低輔機電耗，提高燃燒效率。同時聯(lián)系熱控人員對AGC調(diào)節(jié)品質(zhì)進行改善，特別是升降負荷時的調(diào)節(jié)品質(zhì)重點進行調(diào)試，使工況波動后機組的燃燒調(diào)整能及時到最佳狀況，提高機組效率。

經(jīng)過2012年8、9、10三個月的改進實施，于2012年11月初進行了一次效果檢查。經(jīng)過統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)#3機組在負荷率相近的條件下，發(fā)電煤耗有所回落。具體如圖1、圖2所示，從圖中可以明顯看到#3機發(fā)電煤耗下降至正常值。

在此做出以下幾點說明：

①開機負荷率是指機組當(dāng)月實際運行天數(shù)與發(fā)電量之比。

②月度開機負荷率在78%～82%附近為三臺制粉運行最佳工況，其發(fā)電煤耗較低，大于82%需要啟動第四臺制粉，此時煤耗會增加。

③高加端差是高壓加熱器的疏水溫度和進水溫度的差值，差值一般控制在6 ℃，端差增大會增大較高級的抽汽量，減少低壓抽氣量，從而降低汽輪機的熱效率。

④AGC調(diào)節(jié)是自動發(fā)電調(diào)節(jié)，發(fā)電功率指令由中調(diào)下達，機組各輔機投入自動跟蹤。

3 結(jié) 語

2012年11月份，#3機組的開機負荷率為75.31%，相應(yīng)的發(fā)電煤耗為305.11 g/kW·h，與去年同期保持相近水平。事實證明該方案可操作性強且有效。同時所制定的“#3機組不同負荷所需要主汽壓力對照表”被部門汽機專業(yè)所采納并進一步推廣。并且在2012年11月份#3機組小修時，#1高加水位計缺陷得到處理，再次開機后#1高加端差控制得到很大改善。

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