李勇

江蘇華電揚(yáng)州發(fā)電有限公司

0 概述

江蘇華電揚(yáng)州發(fā)電有限公司的2臺(tái)330MW機(jī)組，汽輪機(jī)由哈爾濱汽輪機(jī)有限公司生產(chǎn)的C300/N330-16．67/538/538型亞臨界一次中間再熱、單軸、高中壓缸合缸、雙缸雙排汽、抽汽凝汽式汽輪機(jī)。鍋爐由東方鍋爐廠生產(chǎn)的DG1036/18．2～Ⅱ4型亞臨界、四角切圓燃燒、自然循環(huán)汽包爐，為單爐膛π型露天布置，燃用煙煤，一次再熱，固態(tài)排渣。[1]

1 現(xiàn)狀調(diào)查

近期，#7機(jī)組存在煤耗偏大的現(xiàn)象，通常情況下影響機(jī)組發(fā)電煤耗的主要因素有：機(jī)組負(fù)荷率、主蒸汽壓力、主蒸汽和再熱蒸汽溫度、減溫水流量、排煙溫度、給水溫度、飛灰含碳量、凝汽器真空、汽機(jī)輪機(jī)缸效和機(jī)組廠用電率等。300MW機(jī)組主要參數(shù)耗差見表1。

針對(duì)#6、#7機(jī)組運(yùn)行參數(shù)（表2）進(jìn)行對(duì)比分析，找出影響#7機(jī)煤耗的主要原因(注：對(duì)比表2中數(shù)據(jù)為正表示#7機(jī)組高于#6機(jī)組，數(shù)據(jù)為負(fù)表示#7機(jī)組低于#6機(jī)組)。

表1 300MW機(jī)組主要參數(shù)耗差

表2 （a） 排煙溫度對(duì)比

表2 （b） 機(jī)組負(fù)荷率對(duì)比

表2 （c） 減溫水流量對(duì)比

表2 （d） 主蒸汽壓力對(duì)比

表2 （e） 主蒸汽溫度對(duì)比

表2 （f） 再熱蒸汽溫度對(duì)比

表2 （g） 凝汽器真空度對(duì)比

表2 （f） 廠用電率的對(duì)比

通過以上數(shù)據(jù)對(duì)比，并按發(fā)電廠機(jī)組主要參數(shù)耗差表計(jì)算后得出以下結(jié)果：

1．#7機(jī)組排煙溫度平均值比#6機(jī)組高4．388℃，煤耗比#6機(jī)組高0．73g/kWh；

2．#7機(jī)組平均負(fù)荷率比#6機(jī)組低3．316%，煤耗比#6機(jī)組高1．77g/kWh；

3．#7機(jī)組再熱蒸汽減溫水流量平均值比#6機(jī)組高4．154t/h，平均煤耗比#6機(jī)組高0．278g/kWh；

4．#7機(jī)組主汽壓力平均值比#6機(jī)組低0．544MPa，平均煤耗比#6機(jī)組高1．34g/kWh；

5．#7機(jī)組主汽溫度比#6機(jī)低0．706℃，煤耗比#6機(jī)組高0．13g/kWh；

6．#7機(jī)組再熱汽溫平均值略高于#6機(jī)組0．288℃，再熱汽溫并非造成#7機(jī)組煤耗比#6機(jī)組高的原因。

7．#7機(jī)組真空度平均值略好于#6機(jī)組0．378%，真空度并非造成#7機(jī)組煤耗比#6機(jī)組高的主要原因。

8．#7機(jī)組平均廠用電率比#6機(jī)高約0．062%，煤耗較#6機(jī)高0．23g/kWh。

2 原因分析

通過上述對(duì)比，可以排除再熱汽溫和真空度對(duì)#7機(jī)煤耗的影響，造成#7機(jī)發(fā)電煤耗高于#6機(jī)組的主要原因?yàn)椋孩?7爐排煙溫度偏高；②#7機(jī)組負(fù)荷率偏低；③#7機(jī)組再熱器減溫水量偏大；④#7機(jī)組主汽壓力偏低；⑤主汽溫略低于#6機(jī)組；⑥廠用電率略高于#6機(jī)組。

2.1 排煙溫度偏高的原因分析

通常情況下，排煙溫度高的主要原因有煤種煤質(zhì)、燃燒系統(tǒng)漏風(fēng)、爐膛火焰中心位置、受熱面結(jié)焦、積灰、過量空氣系數(shù)、溫度測點(diǎn)誤差以及鍋爐本身設(shè)計(jì)等原因[2]。

由于#6、#7爐燃用相同煤種，而#7爐排煙溫度始終偏高，排除了因煤種的原因造成#7爐排煙溫度高于#6爐。

為便于分析，選取#6、#7爐相同負(fù)荷下的數(shù)據(jù)進(jìn)行分析比較，見表3。

由表3可見，在相同的環(huán)境溫度和負(fù)荷情況下，#7機(jī)組的排煙溫度始終高于#6爐7℃左右；從空氣預(yù)熱器入口的煙溫對(duì)比可見，#7爐空預(yù)器入口煙溫始終高于#6爐10℃～17℃；鍋爐轉(zhuǎn)向室出口煙溫平均值基本持平；#7機(jī)組送風(fēng)機(jī)、吸風(fēng)機(jī)電流略大，且#7機(jī)組在滿負(fù)荷時(shí)氧量顯示偏低的情況下，送吸風(fēng)機(jī)電流均略大于#6機(jī)組；#7爐兩側(cè)空氣預(yù)熱器進(jìn)口煙溫基本相同的情況下，#72側(cè)空氣預(yù)熱器出口溫度始終高于#71側(cè)出口煙溫。

通過對(duì)比分析,造成#7爐排煙溫度高的原因有以下幾種：①#7爐煙道受熱面積灰、結(jié)焦，造成受熱面換熱能力下降，因此在空預(yù)器入口的煙溫比#6爐高出許多。②#7爐燃燒器布置和#6爐不同，雖然#6、#7爐型號(hào)相同，但在2011年-2012年期間對(duì)#6、#7爐進(jìn)行了低NOx燃燒改造，兩臺(tái)爐采用不同方式的低NOx燃燒器，使#6、#7爐火焰中心位置不同，造成排煙溫度#7爐偏高。③通過風(fēng)機(jī)電流分析#7爐煙氣系統(tǒng)可能存在漏風(fēng)或者堵塞的情況，造成排煙溫度升高。④#7爐在兩側(cè)空氣預(yù)熱器進(jìn)口煙溫基本相同的情況下,#71側(cè)空氣預(yù)熱器出口溫度始終高于#72側(cè)出口煙溫，說明#71側(cè)空氣預(yù)熱器換熱效果較#72側(cè)差，#72側(cè)空預(yù)器有可能存在積灰堵塞或者漏風(fēng)率大。

表3 #6、#7爐相同負(fù)荷下的數(shù)據(jù)

2.2 影響機(jī)組負(fù)荷率的原因

正常情況下，機(jī)組投入AGC運(yùn)行，負(fù)荷由省調(diào)度中心統(tǒng)一調(diào)度，機(jī)組的負(fù)荷率主要受電網(wǎng)用電負(fù)荷的影響。

2.3 #7爐再熱器減溫水流量大的原因

#7機(jī)組慣性較大，協(xié)調(diào)控制較差，超調(diào)大，加減負(fù)荷時(shí)參數(shù)波動(dòng)大，經(jīng)常使用減溫水控制汽溫；

減溫水調(diào)整閥內(nèi)漏大，近期#71側(cè)再熱器減溫水在調(diào)整門全關(guān)的情況下，開啟電動(dòng)門即有4t/h流量，既影響了再熱汽溫的調(diào)整又增加了減溫水的用量。

在低NOx燃燒器改造后，#7爐火焰中心位置可能偏高，造成減溫水量偏大。[3]

低負(fù)荷時(shí)管壁存在超溫現(xiàn)象，經(jīng)常需要使用減溫水以降低再熱汽溫控制壁溫，造成了減溫水流量偏大。

2.4 #7機(jī)組主汽壓力偏低的原因

（1）由于機(jī)組采用滑壓運(yùn)行，主汽壓力主要受負(fù)荷率的影響，通過分析發(fā)現(xiàn)#7機(jī)組平均負(fù)荷率低于#6機(jī)組，負(fù)荷率偏低是造成#7機(jī)組主汽壓偏低的主要原因之一。

（2）由于#7機(jī)高壓調(diào)門性能的原因，#7機(jī)組于2012年根據(jù)《#7機(jī)組閥門特性試驗(yàn)》報(bào)告的要求對(duì)#7機(jī)滑壓曲線進(jìn)行了修改。#6、#7爐負(fù)荷-曲線對(duì)比見表4。

表4 #6爐、#7爐負(fù)荷-曲線

由表4可見，#7爐負(fù)荷在270MW時(shí)主汽壓力為16．04MPa，比#6爐270MW負(fù)荷時(shí)低了0．46MPa。

（3）#75高調(diào)存在缺陷，開啟時(shí)晃動(dòng)大，晃動(dòng)期間對(duì)主汽壓、熱量信號(hào)等參數(shù)影響很大，為避開晃動(dòng)區(qū)域，經(jīng)常需要降低滑壓偏值，造成壓力偏低。

（4）#7機(jī)2瓦軸承溫度偏高，有時(shí)達(dá)95℃以上，為降低瓦溫,需要增大調(diào)門開度，以降低主蒸汽壓力運(yùn)行。

2.5 #7機(jī)組廠用電率偏高的主要原因

（1）#7機(jī)組循泵耗電率略高于#6機(jī)組，具體對(duì)比數(shù)據(jù)見表5。

由表5數(shù)據(jù)對(duì)比發(fā)現(xiàn)，機(jī)組正常運(yùn)行時(shí)，#7機(jī)組循泵耗電率始終略高于#6機(jī)組，分析其主要原因：（1）#7機(jī)組負(fù)荷率偏低；（2）四臺(tái)循泵額定功率均為1 600kW，實(shí)際運(yùn)行中#7機(jī)組兩臺(tái)循泵功率始終較#6機(jī)組大，具體對(duì)比數(shù)據(jù)見表6。

由表6數(shù)據(jù)可見，#7機(jī)組兩臺(tái)循泵的實(shí)際功率始終大于#6機(jī)組是造成正常運(yùn)行時(shí)#7機(jī)組循泵耗電率高于#6機(jī)組的原因之一。

（2）#7爐風(fēng)機(jī)耗電率略高于#6爐，具體對(duì)比數(shù)據(jù)見表7。

表5 #6和#7機(jī)組循泵耗電率

表6 #6機(jī)組和#7機(jī)組循泵耗電量

表7 #6機(jī)組和#7機(jī)組風(fēng)機(jī)耗電量

由表7數(shù)據(jù)對(duì)比可以發(fā)現(xiàn)，#7機(jī)組風(fēng)機(jī)耗電率略大于#6機(jī)組。造成風(fēng)機(jī)耗電率大的主要原因：（1）受負(fù)荷率影響。根據(jù)有關(guān)數(shù)據(jù)分析，通常情況下，負(fù)荷率越高，風(fēng)機(jī)耗電率相對(duì)越大，但從幾個(gè)月的對(duì)比數(shù)據(jù)看，這時(shí)段#7爐負(fù)荷率低，可排除負(fù)荷率的影響。（2）煙道阻力增加、系統(tǒng)漏風(fēng)。煙道積灰堵塞將使煙道阻力增加，風(fēng)機(jī)耗電率相應(yīng)增加。風(fēng)煙系統(tǒng)漏風(fēng)不僅造成排煙溫度上升，同時(shí)，會(huì)增加風(fēng)機(jī)耗電率。

3 應(yīng)對(duì)措施

（1）控制#7爐火焰中心位置。運(yùn)行中，將#7爐燃燒器擺角固定在水平位置；#7爐正常運(yùn)行時(shí)采用#1-#4磨煤機(jī)制粉系統(tǒng)，機(jī)組加負(fù)荷煤量不夠時(shí)啟用#5制粉系統(tǒng)；摻燒特殊煤種時(shí)，#7爐#1、#4制粉系統(tǒng)加特殊煤種；合理調(diào)整二次風(fēng)配比，加減負(fù)荷時(shí)及時(shí)調(diào)整二次風(fēng)配風(fēng)方式。

（2）采用合適的過量空氣系數(shù)。低負(fù)荷時(shí)，#7爐氧量控制在3．0%～3．5%之間，高負(fù)荷時(shí)，可根據(jù)吸風(fēng)機(jī)的出力情況適當(dāng)降低氧量，但不低于2．8%，防止鍋爐結(jié)焦。

（3）加強(qiáng)受熱面吹灰，嚴(yán)格按照鍋爐定期工作計(jì)劃，早班對(duì)爐膛進(jìn)行吹灰，中班對(duì)煙道吹灰，每班對(duì)空氣預(yù)熱器進(jìn)行兩次吹灰。當(dāng)再熱器管壁溫度較高時(shí)有針對(duì)性地對(duì)爐膛及煙道增加吹灰次數(shù)，以保持受熱面的清潔度，在降低排煙溫度同時(shí)，可減少控制壁溫使用的減溫水量。針對(duì)有缺陷的吹灰器需及時(shí)聯(lián)系檢修消缺，確保吹灰器能正常投運(yùn)。

（4）利用調(diào)停期間，對(duì)#7爐空預(yù)器、爐膛、煙道受熱面進(jìn)行全面檢查，發(fā)現(xiàn)漏風(fēng)、積灰結(jié)焦堵塞的情況，及時(shí)消除。

（5）熱控專業(yè)人員對(duì)排煙溫度測點(diǎn)進(jìn)行校對(duì)，確保排煙溫度測點(diǎn)的準(zhǔn)確性。

（6）利用調(diào)停機(jī)會(huì)，消除再熱器減溫水調(diào)整閥以及其他熱力系統(tǒng)閥門內(nèi)漏的缺陷，減少熱源損失。

（7）進(jìn)一步優(yōu)化#7爐協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)，提高協(xié)調(diào)控制的調(diào)節(jié)性能，減少機(jī)組加減負(fù)荷時(shí)對(duì)參數(shù)的影響。

（8）由于#7機(jī)組煤耗相對(duì)偏高，遇調(diào)停時(shí)，盡量調(diào)停#7機(jī)組。

（9）機(jī)組運(yùn)行時(shí)，根據(jù)環(huán)境溫度變化及時(shí)調(diào)整循泵運(yùn)行方式，確保機(jī)組在最佳真空狀態(tài)下運(yùn)行。機(jī)組啟停時(shí)嚴(yán)格按照規(guī)程規(guī)定及時(shí)啟停循泵，以降低循泵耗電率。

（10）利用調(diào)停機(jī)會(huì)找出#75高調(diào)門故障的原因，并及時(shí)消除故障。同時(shí)，建議對(duì)#7機(jī)組進(jìn)行閥門性能試驗(yàn)，根據(jù)試驗(yàn)結(jié)果決定是否需修改邏輯中的負(fù)荷-壓力曲線，以提高主蒸汽壓力。

（11）建議對(duì)#7爐進(jìn)行動(dòng)力場試驗(yàn)及燃燒性能試驗(yàn)，消除燃燒器方面的缺陷，為鍋爐燃燒調(diào)整提出指導(dǎo)意見，減少熱態(tài)調(diào)整的盲目性，以達(dá)到降低煤耗的目的。

4 結(jié)語

通過對(duì)公司#6、#7機(jī)組各項(xiàng)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的分析對(duì)比，找出了造成#7機(jī)組煤耗偏高的主要因素有排煙溫度偏高、機(jī)組負(fù)荷率偏低、減溫水量偏大、主汽壓力偏低等，提出針對(duì)性的應(yīng)對(duì)措施，為實(shí)現(xiàn)機(jī)組煤耗的降低，提高公司整體經(jīng)濟(jì)效益奠定了良好基礎(chǔ)。