1 000 MW機組供電煤耗反平衡計算影響因素分析

張研

(陜西國華錦界能源有限責任公司，陜西 榆林 719000)

1 000 MW機組供電煤耗反平衡計算影響因素分析

張研

(陜西國華錦界能源有限責任公司，陜西 榆林 719000)

某電廠1 000 MW超超臨界機組生產報表系統中反平衡供電煤耗與正平衡供電煤耗相比，數值波動大，不符合公司正反平衡供電煤耗差值小于2%的要求。為了查找原因，應用熱平衡對機組性能計算，定量分析影響反平衡供電煤耗計算的因素，得出參數測量誤差、不明泄漏量、給水泵密封水流量等對供電煤耗的影響，改進了實時熱耗率計算公式，提高供電煤耗反平衡計算的準確性。

超超臨界機組；反平衡；供電煤耗；熱力計算

0 引言

供電煤耗是火電企業重要的經濟指標，供電煤耗的日常計算統計結果不僅直接反映企業的精準管理水平，同時對掌握機組運行狀況、指導機組進一步的優化運行、提高電廠經濟效益有重要作用。目前，各廠采用“正平衡考核，反平衡校核”的原則核算機組發、供電煤耗[1]。實際統計中，反平衡計算可以具體到各能量分配和損失，便于能耗診斷，但其計算復雜，結果受壓力/溫度參數、異常工況、流量測量值等因素的影響，準確性較低。在反平衡的計算中，很多企業均大量使用了修正曲線、歷史數據擬合曲線、經驗公式，使得反平衡供電煤耗值失去了真實的意義。本文從供電煤耗計算方法入手，分析反平衡供電煤耗計算影響因素，指導電廠供電煤耗統計工作。

1 反平衡計算

火電廠供電煤耗率按下式計算

式中：bg為供電煤耗率，g/(kW·h)；HR為供電熱耗率，kJ/(kW·h)；ηp為管道效率，%；ηb為鍋爐效率，%；Lc為直接廠用電率，%；29.271為標準煤低位發熱量，MJ/kg。

采用GB 10184—1988《電站鍋爐性能試驗規程》[2]，熱損失法鍋爐熱效率按下式計算：

ηb=100-(q2+q3+q4+q5+q6) ，

式中：q2為排煙熱損失，%；q3為可燃氣體未完全燃燒熱損失，%；q4為固體未完全燃燒熱損失，%；q5為鍋爐散熱損失，%；q6為灰渣物理熱損失，%。

在火電廠供電煤耗率計算中熱耗率為熱耗量與發電機機端功率的比值，如下式：

其中一次再熱機組熱耗量計算如下：

QHR=Gzqhzq+Grzhrz-Ggshgs-Glzhlz-Ggjhgj-Gzjhzj，

式中：Gzq為主蒸汽流量，t/h；hzq為主蒸汽比焓，kJ/kg；Grz為再熱蒸汽流量，t/h；hrz為再熱蒸汽比焓，kJ/kg；Ggs為給水流量，t/h；hgs為給水比焓，kJ/kg；Glz為冷再蒸汽流量，t/h；hlz為冷再蒸汽比焓，kJ/kg；Ggj為過熱減溫水流量，t/h；hgj為過熱減溫水比焓，kJ/kg；Gzj為再熱減溫水流量，t/h；hzj為再熱減溫水比焓，kJ/kg。

2 管道效率

根據DL/T 606.3—2014《火力發電廠能量平衡導則 第3部分：熱平衡》管道反平衡熱效率為：

即百分之百的管道效率去除各項損失Qi所占鍋爐輸出總熱量Qb的百分比。其中各項損失Qi包括主要管道散熱損失、輔助蒸汽損失、排污損失、工質泄漏損失。

在供電煤耗反平衡計算中，由于輔汽損失、排污損失、工質泄漏損失均可以劃入汽機島熱耗率計算中，管道效率采用狹義的定義，只包括主管道散熱損失，由于管道采用保溫等措施一般在99%左右，計算時可認為是不變量。

3 影響反平衡計算因素

某電廠汽輪機是上海汽輪機有限公司設計制造

張研：1 000 MW機組供電煤耗反平衡計算影響因素分析

的超超臨界、一次中間再熱、四缸四排汽、單軸、雙背壓、九級回熱抽汽、反動凝汽式汽輪機機組，型號為N1013-28/600/620，鍋爐為東方鍋爐廠制造的超超臨界參數變壓直流爐、平衡通風、露天布置、固態排渣、Π型鍋爐，過熱減溫水引自省煤器出口，汽輪機熱耗率驗收工況(THA)下，設計供電煤耗為275.01 g/(kW·h)，選取機組夏季實際滿負荷工況，進行熱力性能計算，計算結果見表1。下文中對影響因素定量計算均以此工況為基準。

表1 1 000 MW機組供電煤耗計算表

3.1機組不明泄漏量

汽輪機熱力性能驗收試驗規程熱耗的計算公式中[3]，主蒸汽流量計算較準確的是使用凝結水量，通過加熱器能量平衡和質量平衡迭代計算出給水量，給水流量加上過熱減溫水量、減去不明泄漏分配至鍋爐的量，若減溫水取自省煤器入口管道或是省煤器出口，過熱減溫水量不需要考慮。系統不明泄漏量為系統儲水量變化量與系統明漏量之差。性能試驗過程中，不明泄漏量分配由試驗單位和電廠技術人員根據現場泄漏情況決定，因為鍋爐側不明泄漏量直接關系主蒸汽流量的計算，對熱耗影響較大。如圖1所示，上述1 000 MW機組汽機計算熱耗率隨鍋爐分配不明泄漏量的比例增加而線性降低。鍋爐分配比例每增加10%，汽機熱耗減少約0.096%。

圖1 不明漏量分配對汽機熱耗的影響

供電煤耗中汽機島熱耗率計算和熱力性能考核試驗的計算不能完全相同，原因如下。

(1)汽機熱耗試驗是衡量汽機本體做功能力的，它需要把系統中影響汽機經濟性的非汽機因素拋除，所以需要明確不明漏量的分配，需要隔離系統，需要進行參數修正。而在供電煤耗計算中，系統不隔離，低溫省煤器、機組補水、輔助蒸汽等因素均引起吸熱量的改變。

(2)不能遵照汽輪機熱耗試驗原則分配不明漏量，原因是汽機島熱耗的計算關鍵在于吸熱量的計算，鍋爐側的不明漏量，如鍋爐吹灰蒸汽實際中消耗了熱量，但這部分能量不會影響鍋爐效率值，也沒有計入汽機熱耗里，在用狹義管道效率計算煤耗時，這部分能量損失被忽略，導致計算結果偏小。

3.2給水泵密封水流量

在1 000 MW機組中給水泵密封水一般取自凝結水系統，在熱平衡計算中，通過高加的給水流量等于除氧器出水量減去給水泵抽頭流量加上給水泵密封水流量，大部分機組給水泵密封水流量沒有測量點。在以凝結水流量為基準的供電煤耗反平衡計算中給水泵密封水流量一般被忽略，實際對煤耗影響很大。如圖2所示，給水泵密封水每增加1 t/h，供電煤耗增加約0.12 g/(kW·h)。

3.3參數測量誤差

參數測量誤差影響熱耗率和鍋爐效率的計算，從而影響到供電煤耗反平衡計算結果，下表為參數測量誤差率為1%時，對供電煤耗計算結果的影響。由表可見給水流量的測量誤差為1%時對供電煤耗影響最大，達到4.277 g/(kW·h)，凝結水流量測量誤差影響為2.837 g/(kW·h)，大容量汽輪機集散控制系統(DCS)計算主蒸汽流量是根據調節級后壓力等測量參數經過換算求得的，但由于機組通流部分狀況改變、負荷變動等原因的影響，DCS系統計算的主蒸汽流量存在較大偏差，所以在計算中盡量選擇凝結水流量為基準，在機組熱力試驗中校準凝結水流量測量值，有偏差時及時修正。主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度、高壓缸排汽溫度、鍋爐排煙溫度對供電煤耗的計算值影響較大。飛灰、大渣含碳量的測量誤差對供電煤耗計算影響很小，見表2。

圖2 密封流量對供電煤耗計算的影響

表2 參數測量誤差對供電煤耗計算值影響

4 計算方法改進

隨著技術的進步和汽輪機設計的優化，目前的1 000 MW機組過熱蒸汽均取自省煤器入口或出口，所以熱耗量的計算中不需要考慮過熱減溫水部分，同時很多機組均使用低溫省煤器，即部分凝結水通過鍋爐尾部煙道吸熱后送回凝結水系統，所以工質在鍋爐的吸熱不僅包括過熱系統和再熱系統，也應該包括低溫省煤器系統，同時正常運行中補水量較大，補水帶來的能量也不容忽略[4]，所以熱耗量計算公式應為：

QHR=Gzqhzq+Grzhrz-Ggshgs-Glzhlz-

Gzjhzj+Gbshbs+Gdw(hdin-hdout) ，

式中：Gbs為補水流量，t/h；hbs為補水比焓，kJ/kg；hdin為低省進水比焓，kJ/kg；Gdw為低省進水流量，t/h；hdout為低省出水比焓，kJ/kg。

在此機組反平衡煤耗計算中，主蒸汽流量等于給水流量，即使部分流量由鍋爐側外漏，其也參與過熱系統吸熱，不需要減去不明漏量。冷再流量計算需要考慮不明漏量，兩種計算方法公式見表3，計算結果表明按常規計算公式中不明漏量對結果影響大，而新方法計算結果變化范圍小，符合實際情況。式中：Gzf為高壓門桿漏汽、高壓缸軸封漏量；Gc1為一段抽汽量；Gc2為二段抽汽量；Gfq為冷再供輔助蒸汽量；k1為鍋爐不明漏量分配系數；k2為高壓不明漏量分配系數。根據鍋爐吹灰和高壓管道閥門內漏情況分配，Glou為不明漏量。

表3 改進計算方法對比

5 結束語

(1)影響反平衡供電煤耗的因素中，參數測量誤差對計算統計結果影響大，運行中加強機組主要測點準確度的核查工作有助于提高反平衡計算的準確性。

(2)反平衡供電煤耗計算中，電廠習慣采用性能試驗時熱耗率計算公式。實際中低溫省煤器、給水泵密封水、補水量的影響不容忽略。

(3)隨著大型機組嚴密性治理和漏點檢測技術的進步，機組正常運行熱耗率計算公式中不明漏量分配至再熱系統中更為合理。

[1]火力發電廠技術經濟指標計算方法：DL/T 904—2015[S].

[2]電站鍋爐性能試驗規程：GB 10184—1988[S].

[3]汽輪機熱力性能驗收試驗規程：GB/T 8117.2—2008[S].

[4]李勇,曹麗華.汽輪機熱經濟性診斷技術及應用[M].北京：科學出版社,2012.

TM 621

B

1674-1951(2017)10-0032-03

2017-07-06；

2017-09-17

(本文責編：齊琳)

張研(1983—)，男，陜西榆林人，工程師，主要從事發電機組運行與節能方面的工作(E-mail:16143142@shenhua.cc)。