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山西电网发电机组煤耗试验研究

发布时间：2009/6/12 阅读次数：1311 字体大小: 【小】【中】【大】

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山西电网发电机组煤耗试验研究

杨杰续爱世付弢

　　　山西省电力科学研究院(山西太原 030001)

摘要：在山西省100 MW及以上有代表性的8台发电机组煤耗试验的基础上，重点分析了负荷变化、给水温度变化和汽轮机排汽压力变化对锅炉效率、汽轮机热耗、厂用电率及发电煤耗、供电煤耗的影响，并提出了提高发电机组经济运行水平的措施和建议。

关键词：发电机组煤耗分析

自我国颁布“节能法”以来，各行各业已将节约能源放在重要位置，积极开展节能降耗工作。电力工业是耗能大户，节约能源更为重要。按1998年计，山西省电力局直属电厂100 MW及以上投产机组共29台，最大机组容量为500 MW。为了进一步抓好全省发电机组的经济运行，降低机组能耗指标，加大节能改造力度，科学管理发电设备，山西省电力局要求对100 MW及以上部分机组进行煤耗检测。为保证被检测机组具有代表性，选取原则是同容量、同类型各选1台进行试验。

检测任务主要由山西省电力科学研究院承担，从1998年3月至1999年10月共完成8台机组的检测试验，分别为神头二电厂1号机组(500 WM)，阳泉二电厂2号机组、太原一电厂12号机组(分别为300 WM)，神头一电厂6号机组、漳泽电厂5号机组、太原二电厂7号机组(分别为200 WM)，娘子关电厂2、3号机组(分别为100 WM)。通过检测，提供机组发、供电煤耗，厂用电率，锅炉效率及各项损失、汽轮机热耗、汽耗、端差等与发电负荷、给水温度的变化关系，汽轮机真空变化对煤耗的影响；分析影响煤耗变化的原因，提出必要的改进意见。

1 主要设备状况

被检测发电设备主要参数见表1、2。

2 试验内容

试验依据《电站汽轮机热力性能验收试验规程》(GB/T8117—1987)、《电站锅炉性能试验规程》(GB/T 1084—1988)、《飞灰和炉渣可燃物测定方法》(DL/T5656—95)及国际化公式委员会1967年IFC《水和水蒸汽性质表》等标准进行。

试验的主要内容为对每台机组，选择不同的电负荷、不同的给水温度，找出它们与汽轮机热耗、锅炉效率及各项热损失、发电煤耗、供电煤耗、厂用电率的变化关系；不同汽轮机排汽压力与发电机功率的变化关系；其它有关因素的变化关系。

试验结果的煤耗由汽机侧进行计算，采用公式为：



式中 H_R——汽轮机热耗，kJ/kW·h；

 b_f——发电煤耗，g/kW·h；

 b_g——供电煤耗，g/kW·h；

 η_gd——管道效率，%；

 η_gl——锅炉效率，%；

 e_c——厂用电率，%。

3 测试结果及分析

3.1 发电负荷变化与煤耗的关系
表3为8台机组负荷试验主要数据汇总表，每台机组选取4～5个稳定负荷进行试验。从表3看出，机组容量越大，煤耗越小。

每台机组试验负荷越小，煤耗越大，试验煤耗最小的是神头二电厂1号机组，满负荷时发电煤耗为312 .48 g/(kW·h)，供电煤耗为330.88 g/(kW·h)；试验煤耗最大的是娘子关电厂2号机组，满负荷时发电煤耗为381.05 g/(kW·h)，供电煤耗为421423 g/(kW·h)。发、供电煤耗的差值受厂用电率影响。神头二电厂1号机组、阳泉二电厂2号机组发、供电煤耗差值小是因为汽轮机配有汽动给水泵造成的。

图1绘出了8台机组电负荷与煤耗的二次拟合无因次变化曲线，由图1可见，随负荷减小，发、供电煤耗呈上升趋势。由于受厂用电率变化的影响，负荷越小，供电煤耗比发电煤耗偏离设计值的幅度越大，越接近额定负荷，发、供电煤耗偏离设计值的幅度越趋于相等。通过试验，发现所有试验机组的发、供电煤耗均大于设计值。

3.2 发电负荷变化与汽轮机热耗率、锅炉效率、厂用电率的关系

图2绘出了8台机组电负荷与汽轮机热耗率、锅炉效率、厂用电率的二次拟合无因次变化曲线。由图2看出，锅炉效率随负荷的变化幅度不大，厂用电率随负荷的变化幅度较大。图2中曲线显示，锅炉效率接近设计值，汽轮机热耗率则明显大于设计值，由此可见，机组的发电煤耗大于设计值是由于汽轮机热耗大于设计值造成的。由于机组负荷减小，厂用电率升高比较明显，而机组的供电煤耗直接受厂用电率变化的影响，因此，在低负荷时，供电煤耗与发电煤耗相差较大。

从图2曲线看出：厂用电率各点的离散度较大；汽轮机热耗率各点的离散度较大；锅炉效率测量结果较接近于设计值，离散度较小。离散度较大，说明不同电厂试验结果偏离设计值不相等。图2中厂用电率试验结果偏离设计值不相等，原因是厂用电率的测量是由机组本身厂用负荷部分和本机分担的公用负荷部分组成，公用负荷部分各厂测量偏差较大，造成厂用电率偏离设计值不等，测量点离散度较大。汽轮机热耗率各点离散度较大，是由于运行水平和机组老化程度不同造成的。

3.3 给水温度变化与煤耗的关系

表4为8台机组给水温度变化试验的数据综合表。试验是在额定给水温度和高压加热器全部解列之后，选择4个给水温度进行试验，试验负荷以低给水温度时机组所能达到的最大负荷为限。

图3为8台机组给水温度与煤耗的二次拟合无因次变化曲线。从图3看出，不同给水温度下，所有机组的煤耗都大于设计值。随着给水温度的降低，发电煤耗和供电煤耗呈上升趋势。各厂按线性关系估算，给水温度每降低设计值的10%，发、供电煤耗约升高设计值的1.4%～2.0%。

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图4为给水温度与汽轮机热耗率、锅炉效率的二次拟合无因次变化曲线。从图4看出，给水温度降低时，锅炉效率无明显变化，接近设计值。汽轮机热耗呈上升趋势，并且大于设计值。可见给水温度降低，煤耗上升的主要原因是汽轮机热耗率的上升。汽轮机热耗率试验点的离散度较大，仍然是由于各厂汽轮机热耗率试验点偏离设计值不等造成的。

3.4 供热工况煤耗分析
表5列出了太原一电厂300 MW供热机组的煤耗试验数据，试验在160 t/h、90 t/h供热量和纯凝汽工况下进行。

由表5可见，在机组负荷基本相同的情况下，随着供热量的增加，发电煤耗和供电煤耗均相应减小，主要原因是汽轮机热耗随供热量的增加而降低。在相同的供热量下，电负荷不同，其煤耗变化趋势不同。160 t/h供热量时，负荷降低，煤耗降低；纯凝汽工况时，负荷降低，煤耗升高。

3.5 真空变化对机组功率及煤耗的影响

真空试验是在额定负荷，回热系统全部投入，锅炉负荷稳定不变的情况下进行，通过改变排汽压力，了解电负荷的变化情况。除神头二电厂1号机组外，其它7台机组都进行了这一试验。

表6为7台机组额定负荷时，排汽压力变化与负荷变化的数据汇总表。由表7看出，随排气压力的升高，各台发电机组负荷均呈下降趋势。图5、6是按机组类型分别绘出的，100 MW以上再热机组和100 MW凝汽机组排气压力变化量与负荷变化量的二次拟合关系曲线。图5、6中，100 MW以上的再热机组，排气压力每升高1 kPa，机组电负荷下降约1 700～2 000 kW，若以排气压力每升高1 kPa，机组电负荷下降2 000 kW估算，煤耗升高2～4 g／kW·h。100 MW凝汽机组，排气压力每升高1 kPa，机组电负荷下降约700～800 kW。若以排气压力每升高1 kPa，机组电负荷下降800 kW估算，煤耗约升高3～4 g/kW·h。

4 结论

(1) 对山西电网100 MW及以上机组的煤耗查定试验表明，其机组煤耗均大于设计值。额定负荷时发电煤耗高出设计值最大39 g/(kW·h)(神头一电厂)，最小9 g/(kW·h)(神头二电厂)。供电煤耗高出设计值最大4 9 g/(kW·h)(神头一电厂)，最小9 g/(kW·h)(神头二电厂)。随着发电负荷的减小，发、供电煤耗升高。 (2) 机组煤耗升高的主要原因是汽轮机热耗高于设计值，经测试，汽轮机热耗偏高是由于过热器、再热器减温水量偏大，高压缸效率偏低，排气压力偏高等原因造成的。

(3) 厂用电率在机组低于额定负荷时，由于辅机用电比例增大，有明显升高的趋势，也是影响煤耗的主要原因。

(4) 发、供电煤耗随给水温度降低而有所升高，影响煤耗变化的主要因素是汽轮机热耗率。

(5) 供热机组供热量增加，发电机组煤耗明显下降，其主要原因是汽轮机热耗率下降明显。

(6) 汽轮机排汽压力升高，机组电功率随之下降，汽轮机排汽压力升高1 kPa，机组煤耗升高约2～4 g/(kW·h)。

(7) 试验机组的锅炉效率不是影响煤耗的主要因素，但也有一些电厂在锅炉额定负荷附近时，未能达到锅炉设计效率，其主要影响原因是排烟热损失和固体未完全燃烧热损失。根据试验结果认为，设法降低排烟温度、飞灰及炉渣可燃物含量，合理用风等措施是提高锅炉效率的行之有效的方法。

5 建议

(1) 在可能情况下，发电机组应带额定负荷运行，这样可以使发电机组煤耗最小。

(2) 系统调度应尽可能提高大机组的利用小时数，以利于降低电力系统的发、供电煤耗。

(3) 对汽轮机进行必要的技术改造，以提高汽轮机的运行经济性。

(4) 加强凝汽器真空捡漏、堵漏工作，保证凝汽器在高真空状态下运行。

(5) 抓好锅炉燃烧调整工作，保证过热器、再热器减温水在合理范围内，尽量提高锅炉运行效率。

(6) 加强汽轮机、锅炉经济小指标的节能技术监督管理工作，以提高发电机组的运行经济性。

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