影響供電煤耗的因素分析

李延召

摘要：以平頂山姚孟發電有限責任公司2臺630MW燃煤機組為例，分析總結了機組燃用中平煤與高硫西區混煤混燒后對機組運行的影響，包括對主、再熱蒸汽溫度及排煙溫度的影響，以及對機組運行帶來的一些負面影響，運用實例說明了機組運行中一些主要指標對供電煤耗的影響范圍。并給出了降低煤耗的措施。

關鍵詞：供電煤耗;設計值;燃煤

1概述

平頂山姚孟發電有限責任公司現有2臺630MW燃煤機組，由東方鍋爐廠引進技術制造的 DG1900/25.4-Ⅱ1型國產超臨界滑壓運行直流鍋爐，為單爐膛、一次中間再熱、尾部雙煙道結構。鍋爐全爐墻和煙道采用焊接膜式結構。汽水系統中，爐膛下部水冷壁和冷灰斗采用內螺紋管螺旋管圈水冷壁，上部水冷壁和煙道水冷壁采用垂直上升水冷壁。自給水由爐前右側進入位于尾部豎井后煙道下部的省煤器入口集箱，經省煤器出口集箱右端引出，由下水連接管進入螺旋水冷壁入口集箱，經螺旋水冷壁管、螺旋水冷壁出口集箱、混合集箱、垂直水冷壁入口集箱、垂直水冷壁管、垂直水冷壁出口集箱后，進入水冷壁出口混合集箱匯集，經引入管引入汽水分離器進行汽水分離，從分離器分離出來的水進入貯水罐排往凝汽器或鍋爐疏水擴容器，蒸汽則依次經頂棚過熱器、后豎井/水平煙道包墻過熱器、低溫過熱器、屏式過熱器和高溫過熱器。一級減溫水設置在低溫過熱器和屏式過熱器之間，二級減溫水設置在屏式過熱器和高溫過熱器之間。通過調整燃料和給水比例并配合一、二級減溫水調整主蒸汽溫度。

鍋爐設計為燃用中平煤，其性能保證發熱量為4200kj/kg，鍋爐在保證額定蒸發量時的供電煤耗為321. 36 kg/kWh。2018年初，為了降低燃料成本，將機組兩個倉燃煤改為高硫煤與低質煤以1：1的比例混燒，與設計煤種差異很大，導致機組各項性能無法同時得到保證，供電煤耗與設計值之間存在較大偏差，影響了機組運行的經濟性。

2煤質變化對機組運行的影響

表1為不同煤質分析數據的比較，可以看出，摻燒煤具有高發熱量、高揮發分、高水分等特點。

2.1對主、再熱蒸汽溫度及排煙溫度的影響

當燃煤種類發生變化時，會使主、再熱蒸汽溫度及排煙溫度發生變化。當煤中的水分增加時，由于水分不能燃燒，而且燃燒過程中水分蒸發還要吸收一部分熱量，一般狀態下蒸發1 kg水分，大約需要吸熱2508kJ的熱量。當入爐煤水分增加，爐膛火焰溫度下降，故使爐內平均溫度降低，爐內輻射傳熱量減少，主汽溫度降低。又因為爐膛受熱面的吸熱與爐膛溫度成四次方關系，所以爐膛吸熱大幅度減少，排煙溫度升高，排煙損失增加。水分增加也會使煙汽容積增大，煙氣流速增加，爐膛出口煙溫升高。

由以上對灰成分的分析可以看出，高硫煤燃燒后的灰分中堿性氧化物含量較高。鍋爐在100% BMCR時，設計爐膛出口煙溫為1000℃，現在實際運行溫度在1100℃左右，最高時達到1200℃，由于我廠煤粉細度大，灰粒細，使得一級過、省煤器易積灰且不容易被吹灰器吹掉，造成空預器入口煙溫高。由于高負荷時空預器入口煙溫高，使得空預器熱端膨脹量增大，空預器變形造成摩擦，電流擺動。需提高冷端二次風溫，以減小摩擦，這樣就造成了排煙溫度升高。

2.2給機組的經濟運行帶來的負面影響

再熱器的進口導管上裝有2只霧化噴嘴式的噴水減溫器，可作為事故噴水之用，防止再熱器管壁有超溫危險的情況下采用。采用噴水來調節再熱汽溫是不經濟的，噴水減溫將增加再熱蒸汽的數量，從而增加了汽輪機中、低壓缸的蒸汽流量，亦即增加了中、低壓缸的出力。如果機組的負荷不變，則勢必要限制汽輪機高壓缸的出力，即減少高壓缸的蒸汽流量。根據計算，對于亞臨界機組，若再熱蒸汽中的噴水量為鍋爐蒸發量的1% ，整個機組的循環熱效率將降低0.1%～0.2%。因此，在運行中應盡可能地少用噴水減溫，以保證機組運行的經濟性。

2.3對受熱面清潔度的影響

由于改燒煤種后受結焦、積灰的影響，在高負荷時，空預器入口煙溫高，動靜之間摩擦，造成空預器電機電流擺動。為安全運行，吹灰器在大負荷時幾乎不間斷地吹灰以降低空預器入口煙溫。

總結煤種變化對機組運行的影響，表現在以下幾個主要方面：

（1）為保證主汽溫度達到性能要求，不得不犧牲排煙溫度。至于主汽溫度保證到何程度能使整體經濟性最大，需要通過試驗來完成。目前為保主汽溫度達設計值，排煙溫度均在110℃以上。

（2）為保護再熱器管壁不超溫及保證再熱汽溫性能值，不得不噴再熱汽減溫水，犧牲了汽機效率。實際運行中，高負荷時再熱器噴水高達40 t/h。

（3）為保證受熱面清潔，不得不犧牲高品質的蒸汽進行吹灰。導致鍋爐效率降低，鍋爐補水率增加。 我廠鍋爐吹灰系統以過熱蒸汽作為吹灰汽源。用汽量增多時，會使過熱汽溫升高。因為用汽量增加（主汽量增加）會使燃料量增加，煙氣體積增加，導致汽溫和排煙溫度升高。實際運行在高負荷段時，都是不間斷的連續吹灰。

3影響供電煤耗的指標

設計供電煤耗的取得是在對機組進行系統隔離，停止鍋爐連續排污，不進行補水，不投入暖風器運行， 不吹灰，不帶輔汽等條件下，整個試驗期間機組運行參數、負荷、主給水流量等運行參數比較穩定，且試驗運行環境近似為設計環境溫度，燃用設計煤種的條件下得出的。而實際運行當中，為防止空預器冷端低溫腐蝕，減少空預器因冷熱端溫差過大導致的動靜摩擦，在冬季必須投入暖風器運行，暖風器的汽源取自#5段抽汽。因此雖然在接近設計環境下運行，因暖風器的投入使送入爐膛的二次風溫度仍較設計值高，也就使排煙溫度較設計值高，再加上燃燒器擺角的影響，實際排煙溫度在冬季仍在100℃以上。夏季由于環境溫度提高，排煙溫度最高達到140℃左右。

環境溫度對機組真空、端差的影響也很大，夏季既使2臺循環水泵同時運行，機組真空仍達不到設計值。端差的情況剛好相反，由于循環水入口溫度升高，端差較冬季相比更接近設計值。除環境溫度的影響之外，其他指標對機組運行的經濟性也有著直接或間接的影響，且指標與指標之間 的影響縱橫交錯，不能將各指標對供電煤耗的影響進行簡單的相加。下面列出的是以設計值為基準，從理論上來說單個指標的偏高可能對供電煤耗帶來的影響：

（1）主蒸汽壓力對煤耗的影響。主蒸汽壓力變化1 MPa，大約影響機組供電煤耗變化0.5% ，即為 1.6 g/（kWh）。

（2）主蒸汽溫度對煤耗的影響。主蒸汽溫度變化1℃，大約影響機組供電煤耗變化0.025% （60%額定負荷及以上），即0.08 g/（kWh）或0.027% （50% ～ 60% 額定負荷），即0.086 g/（ kWh）。

（3）再熱蒸汽溫度對煤耗的影響。再熱蒸汽溫度變化1℃ 大約影響汽機效率0. 11% （百分點）左右，在其他條件（廠用電率等）不變的情況下，大約影響機組供電煤耗變化0. 021% （60%額定負荷及以上），即為0.067 g/（ kWh）或 0.016% （50% -60% 額定負荷）0.051 g/（kWh）。

（4）最終給水溫度對煤耗的影響。最終給水溫度變化1℃，大約影響機組供電煤耗變化0. 03% ， 即0.096 g/（kWh）。

（5）負荷率對煤耗的影響（以100%為基準）。負荷率每變化1% （百分點），大約影響機組供電煤耗0. 55 g/（kWh）。

（6）補水率對煤耗的影響（以0為基準）。補水率每變化1% （百分點），大約影響機組供電煤耗為1.5 g/（kWh）。

（7）綜合廠用電率對煤耗的影響。綜合廠用電率每變化1% （百分點），大約影響機組供電煤耗為 1%，即3.2 g/（kWh）o

（8）再熱蒸汽中噴水量對煤耗的影響。再熱蒸汽中噴水量為鍋爐蒸發量的1% ，整個機組的循環熱效率大約將降低0.1% -0.2% （百分點），供電煤耗大約增加0.6 g/（kWh）。

（9）鍋爐效率對煤耗的影響。鍋爐效率作為綜合指標，每降低1%（百分點），大約影響供電煤耗増加3. 2 g/（kWh）。

（10）低壓缸排汽壓力對煤耗的影響（等同于循環水入口溫度及凝汽器真空度對煤耗的影響）。低壓缸排汽壓力每變化1 kPa，大約影響機組供電煤耗變化1%，即3.2 g/（kWh）。

4解決方案

（1）增加鍋爐尾部對流過熱器受熱面的面積，充 分利用爐膛出口煙溫高的優勢，既可提高主汽溫度又 減少了排煙熱損失，降低了排煙溫度，提高了鍋爐 效率。

（2）在再熱器壁易超溫的部分加裝擋板，重新分布煙氣流向，減少再熱汽事故噴水用量，提高機組熱效率。

（3）加強爐膛受熱面清潔度監視，進行有針對性的吹灰，節約高品質蒸汽用量。