火力发电厂如何降低供电煤耗Word格式.docx
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修正系数
86%及以上
1.0
85%~75%
1.01
75%〜60%
每降5%,修正系数为前值基础上乘1.01
(5)机组启停调峰修正系数按表2选取。
表2 机组启停调峰修正系数
报告期机组启停调峰次数
《18次
>
18次
1+0.0003x(N-18)
注:
N为报告期机组启停调峰次数,其中机组因调峰而停机和启动的全过程计为启停调峰一次。
、影响供电煤耗率的主要因素
1、蒸汽压力和温度越高,机组容量越大,发电煤耗率越小,见表5(数据
包括脱硫设施)
表5不同参数下机组设计和运行供电煤耗率
机组类型
容量(MW)
主汽压
MPa
主汽温。
C
厂用电率%
供电煤耗(g/kWh)
设计值
运行值
限定值
高压机组
100
8.83
535
9.2
403.1
415.0
395
超高压循环机组
135
12.7
535/535
8.2
350.8
367.0
375
超高压机组
200
8.8
365.1
377.0
亚临界空冷机组
300
16.67
538/538
6.6
325.5
347.0
350
亚临界机组
6.0
309.6
335.0
340
600
320.2
341.0
5.7
305.4
325.0
330
超临界机组
24.2
566/566
298.0
313.0
320
超超临界机组
1000
25
600/600
5.2
287.0
300.0
2、管道效率。
热力管道(主蒸汽管道、再热蒸汽管道、主给水管道)保温不完善将增加热损失。
管道效率影响煤耗幅度同锅炉效率。
过去管道效率一般取99%,根据《火力发电厂能量平衡导则第3部分:
热平衡》(DL/T606.3-2006)规定,管道效率应采用反平衡计算方法求得,一般情况下管道效率约95%左右。
3、 热力系统疏水增加,热量损失增加。
4、 厂用电率。
厂用电率的影响因素主要取决于辅机设备的运行经济性。
厂用电率每升高1个百分点,供电煤耗率增加3.5g/kWho
5、 锅炉热效率。
锅炉热效率每变化1%,供电煤耗率反方向相对变化1%。
在其他条件不变的情况下,锅炉效率越高,机组供电煤耗率越低。
6、 汽轮机热耗率。
汽轮机热耗率每变化1%,供电煤耗率同方向相对变化l%o也就是说汽轮机热耗率每增加100kJ/kWh,供电煤耗增加3.5g/kWho在其他条件不变的情况下,汽轮机热耗率越低,机组供电煤耗率越低。
7、 机组负荷。
机组负荷率降低,锅炉运行效率降低,汽轮机热耗率增加,厂用电率增加,供电煤耗率增大。
负荷率每减少10个百分点,供电煤耗率增加3g/kWho如果机组负荷率降低到75%以下,则供电煤耗率增加幅度要大得多。
8、 电网因素。
电网负荷调度分配本身没有考虑到电厂机组的经济性,负荷直接分配到机组,电厂无法实现机组间的经济调度。
另外经常参加调峰的机组因启停次数较多,而多消耗燃料。
9、 管理因素。
煤炭管理严格规范,煤场可能出现赢煤,全厂供电煤耗率会降低。
据原能源部调查,300MW机组在管理上造成的煤耗约偏高5g/kWho
入厂入炉煤热值差每增加100kJ/kg,煤耗增加lg/kWho
10、入厂煤质量。
目前,由于煤炭市场经济问题,大多数电厂入厂煤大大偏离设计要求。
入厂煤质量差,那么灰分高,热值低。
根据测算,入炉煤热值每降低500kJ/kg,供电煤耗率至少增加0.5g/kWho
11、 季节因素。
不同季节对机组供电煤耗率有不同的影响。
夏季由于自然环境温度高,冷却条件变差,真空、辅机设备运行台数增加,使得供电煤耗率明显高于春秋冬季。
12、 供热机组的抽汽压力。
供热比影响发电煤耗系数与供热机组抽汽压力有关,背压供热机组系数最高。
13、 机组运行方式。
机组运行方式主要是指机组在电网中的运行特征,即是带基本负荷还是调峰。
同样的机组,带基本负荷的机组发电煤耗优于调峰机组的发电煤耗。
一般机组在25%负荷时采用滑压运行方式,可降低发电煤耗率8.5g/(kW.h)o
14、 机组启停次数。
例如一台300MW机组每次冷态启动需要消耗燃油50吨(燃煤量已计入),机组全年发电量18亿千瓦时,消耗标准煤57万吨,因此一台300MW机组,每年如果冷态启动10,则全年累计煤耗增加0.3g/(kW.h)
15、 锅炉类型。
循环流化床锅炉供电煤耗比煤粉炉要高,例如2006年100〜135MW循环流化床锅炉的供电煤耗平均为386.28g/kWh,而100-135MW煤粉锅炉的供电煤耗平均为381.45g/kWho
16、 给水泵类型。
由于汽动给水泵消耗一定的热量,因此配备汽动给水泵的机组比电动给水泵机组的发电煤耗率稍大。
例如600MW超临界脱硫空冷机组采用电动给水泵时,供电煤耗率为334g/kWh,而采用汽动给水泵时,供电煤耗率为332g/kWh;
国产300MW级脱硫机组采用电动给水泵时,供电煤耗率为336g/kWh,而采用汽动给水泵时,供电煤耗率为335g/kWh。
17、 机组冷却类型。
空冷机组厂用电率大。
例如600MW亚临界脱硫机组发电煤耗率仅仅288g/kWh,而采用空冷机组为301g/kWh;
300MW电动泵脱硫机组发电厂用电率为8.2%,而采用空冷机组为8.8%;
200MW脱硫机组发电煤耗率315g/kWh,而采用空冷机组为333g/kWho
18、 脱硝工艺。
如果采用选择性催化还原SCR装置,将使厂用电率增加0.4个百分点,使供电煤耗增加1.5g/kWh;
如果采用选择性非催化还原SNCR装置,将使锅炉效率下降0.4个百分点,使供电煤耗增加1.5g/kWh。
19、 脱硫工艺。
如果采用海水法和石灰石法等湿法脱硫工艺,将使厂用电率增加1.2-2.0个百分点,煤耗增加4~6.5g/kWho如果采用炉内喷钙、循环流化床法等干法脱硫工艺,将使厂用电率增加0.5个百分点,煤耗增加
1.7g/kWho
四、降低供电煤耗率的主要措施
1、 积极鼓励开发、研制、推广新型的无油技术(如等离子点火技术、少油点火技术等),并尽快推广使用。
等离子点火是用等离子体电弧直接点燃煤粉的技术。
从20世纪70年代初.美国、前苏联和澳大利亚等国的一些公司和科研单位曾投入大量的人力、财力研究开发用于燃煤锅炉点火和稳燃的等离子点火及稳燃技术。
但未实现工程应用。
国内的等离子点火及稳燃技术的应用逐渐由推广期进入成熟期。
2、 对送风机、吸风机等动力进行变频改造。
进口大型变频器推荐采用罗宾康ROBICON完美谐波型变频器(2005年10月被西门子收购)、国产大型变频器推荐采用北京利德华福技术有限公司生产的HARSVERT型高压变频器装
置。
实践证明,采用性能较好的变频器不但可靠性高,而且风机节电率可达
40%〜60%。
大型变频器基本上每千瓦费用为1000元。
3、 采用先进的设计技术和加工工艺、采用先进的附属设备和部件,对汽轮机通流部分进行改造,可以提高机组容量和缸效率,从而大幅度地降低发电煤耗。
对于国产机组,采用先进的高效叶型进行通流部分改造,煤耗至少可降低8g/kWho
4、 当煤质发生变化时,及时调整制粉系统运行方式,保证经济的煤粉细度,降低飞灰和炉渣可燃物,提高锅炉热效率。
建议电厂按0.5Vdaf较核煤粉细度。
煤粉过粗,达不到经济细度,导致炉膛着火延迟,使火焰中心升高,排烟温度升高;
煤粉过细,燃烧提前,火焰中心下降,对汽温调整产生影响,同时也增加了制粉系统电耗。
请参考《电站磨煤机及制粉系统选型导则》(DL/T466-2004X该标准规定,无论无烟煤、贫煤和烟煤,其经济煤粉细度
均按0.5Vdaf选取。
5、 采用先进的煤粉燃烧技术。
煤粉燃烧稳定技术可以使锅炉适应不同的煤种,特别是燃用劣质煤和低挥发分煤,而且能提高锅炉燃烧效率,实现低负荷稳燃,防止结渣,并节约点火用油。
如德国斯坦米勒(Steinmuller)公司的SM型燃烧器、美国巴布科克•威尔科克斯(B&
W)公司的DRB型燃烧器、美国福斯特•惠勒(FosterWheeler)公司的CF/SF型燃烧器、美国CE公司WR燃烧器和日本三菱公司开发的PM型燃烧器等。
这些燃烧器不但可降低N0X排放量,而且可以提高稳燃能力,节省燃油。
6、 采用高参数的大容量火电机组,不仅能减少大气污染,而且大大降低供电煤耗。
新建机组单位产品的供电煤耗应不高于表7中的单位产品能耗限额准入值。
见《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》(GB21258-2007)
7、 根据国际电工委员会(IEC)1985年和《电站汽轮机技术条件》(DL/T892-2004)规定:
在任何12个月的运行期间,汽轮机任何一进口的平
均温度不应超过其额定温度。
机组可以在(额定温度+8)°
C下长期运行,但全年平均温度不允许超过额定值;
在(额定温度+8)〜(额定温度+14)C下,机组全年允许运行400h;
在(额定温度+14)〜(额定温度+28)C下,机组全年允许运行80h,但每次不超过15min;
超过(额定温度+28)°
C,要停机。
8、 负荷降低时,应及时停运1套制粉系统。
实践证明,300MW锅炉,3套制粉系统运行比2套制粉系统运行,排烟温度要高出10C左右。
制粉系统停运时,应尽量停运上层的制粉系统,同时相应地降低给粉机出力,以延长停磨时间和降低火焰中心。
9、 在低负荷下机组采用滑压运行方式。
例如某电厂300MW机组当负荷降到240MW以下时采用1、2、4、5四只高压调门全开,3、6两只高压调门全关的滑压运行方式,供电煤耗降低4.lg/kWho
10、 每月进行一次真空严
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