煤耗监测

煤耗监测（精选7篇）

煤耗监测 篇1

1 引言

国家发改委的数据显示 , 发电企业能耗占全国1/3,二氧化硫排放占全国一半 , 火电用水占工业用水40%,烟尘排放占全国排放量的20%, 产生的灰渣占全国灰渣总量的70% , 尤其是能耗高 , 污染重的小火电机组 , 已经成为制约电力工业健康发展的重要因素。所以加强电力行业节能减排工作 , 减少煤炭等资源的消耗 , 缓解我国能源供应压力 , 保障国家能源安全意义重大。在严峻形势下 , 国家有关部门出台政策 , 通过改革发电调度方式来节约能源 , 降低污染的排放[2]。

2 煤耗监测技术研究

2.1 原始数据甄别研究

2.1.1 研究目的

煤耗计算应用原始测点数据进行指标计算 , 但受测点数据准确性影响 , 汽轮机热耗率、煤耗率等指标似乎和实际差别很大 , 可信度较差 ; 测点的偶尔波动导致经济指标严重偏离实际情况 , 引起客户对煤耗计算的质疑。通过研究原始数据甄别模块 , 对于时间序列的测点数据进行仪表故障检测、数据显著误差检验以及测点数据异常的提示和报警 , 达到解决计算准确性问题的目的。

2.1.2 仿真甄别流程

组合不同的数据检验方法 , 如量程、偏差带、突变点与机理模型检验 , 通过建立检验模型 , 并用算例验证模型的有效性。对不同类别的测点可以组合使用不同级别的检验方法。测点参数在数据校验过程中 , 对检验结果错误的数据进行数据重构 , 再用不同的滤波方法 , 如中值、滑动平均与惯性滤波等。对不同的测点可选择不同的滤波方法 , 并最终形成有效测点参数值。

以某电厂三号机组300 MW主汽流量测点数据为例 , 组合使用量程检验、偏差带检验与机理模型检验算法对主汽流量实时测点进行检验后再重构 , 在不同负荷下重构的主汽流量数据。

2.1.3 仿真结果分析

根据实时测点的不同特征,数据甄别方法各有特点,只有根据具体测点的情况合理选用 , 并把两种以上的甄别方法结合起来使用 , 才能达到最佳的效果。如对于变化缓慢的参数可选用惯性滤波 ; 而对变化较快的参数 ,则可选用滑动平均或指数滑动平均等滤波方法。

2.2 机组微增率研究

2.2.1 论证选择双曲线方程

为使机组微增率曲线正确可靠。算法要求该目标函数的Hesse矩阵为正定矩阵。利用多项式拟合方式对选定的工况点直接进行机组煤耗量与负荷的关系曲线拟合 , 得到关系曲线的函数表达式 , 并最终采用双曲线型函数拟合微增率曲线 , 具体论证算法如下 :

2.2.2 仿真拟合数据

以某电厂3号机组600 MW负荷、煤耗、煤耗量数据为例。

2.2.3 仿真结果分析

通过对能耗方程求导推出微增率曲线方程。根据微增率曲线方程拟合得到微增率曲线。通过对不同机组负荷、煤耗量与微增率结果的数据、曲线对比分析 , 机组微增率法具有很高可靠性。

2.3 煤耗计算引擎研究

2.3.1 模型研究目的

由于煤耗在线监测的指标计算算法所涉及的机组级、设备级的指标较多 , 且计算量大 , 特研究一种机组经济性指标实时计算与分析处理的煤耗计算引擎。

2.3.2 仿真计算处理

把煤耗指标算法、参数值、内部变量、外部变量封装打包 , 输入算法模型引擎中 , 算法模型引擎经过计算处理后,输出能耗指标计算结果。如热耗率算法模型示例:

{a=M2_jsrnl/M2_FH; //a=#2机输入能量/#2机负荷

return a; }

2.3.3 仿真结果分析

煤耗计算引擎采用工业组态形式设计 , 指标的算法公式、数学运算符号、逻辑运算符、内部函数、外部函数可以根据用户需要来新增、修改、删除。整个煤耗计算过程透明可见且计算步骤可分步追踪 , 因此充分的保证了计算结果的准确性和实用性 , 为用户使用提供了最大化的灵活性。

3 系统框架设计

3.1网络结构

电厂在线信息分为实时采集和手动输入两部分 , 实时采集部分是从脱硫RTU或DCS及其它控制系统中采集煤耗、脱硫与脱硝数据 , 穿过正向隔离装置传输到电厂通信服务器上 , 电厂通信服务器中的数据传输平台通过电厂与电网的调度数据网把数据上传到电网中调的采集服务器中 ; 手工数据是在电厂手工录入数据后 , 把数据穿过反向隔离装置发送到电厂通信服务器 , 也由电厂通信服务器把数据上传到中调的采集服务器 , 并在电网进行计算、存储与展示。最终为电网节能减排与环保电量考核提供决策支持。

整体网络图如图2所示。网络安全设计满足《南网电力二次系统安全防护规定》等文件要求 , 符合“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的安全防护原则[1]。

3.2 体系结构

系统基于MS.NET平台 , 采用SOA面向服务架构体系架构 , 支持国内外主流实时数据库和关系数据库。分布式计算引擎对海量数据实现后台并行处理 , 采用软件总线结构 , 实现了功能模块热插拔。电网通过统一数据交换平台、算法模型、分布式计算引擎与电厂进行无缝连接 , 保障数据可靠性、安全性、准确性。前端数据展示以WEB方式向用户提供数据应用及决策参考数据。

3.3 主要功能要求

系统遵循OS2标准规范的要求 , 以SOA方式予以封装 , 向外提供服务。所有功能可同时为多个客户提供服务 , 客户可以共享相同的或使用独立的运行数据开展计算分析。系统应用服务和数据库服务具备集群功能 ,至少可做到高可用性集群。系统功能主要包括数据采集与管理、全网机组实测煤耗排名、脱硫脱硝信息监测、性能计算与分析、煤耗信息监测分析、曲线对比分析、统计报表等。

4 煤耗数据应用效果分析

4.1 数据筛选与统计

针对煤耗数据的筛选 , 通过锅炉、汽机侧的指标条件来判断机组是否处于稳定工况下运行。筛选方法选用格拉布斯准则和狄克松准则。国标《GB 4883-85数据的统计处理和解释正态样本异常值的判断和处理》中格拉布斯准则的临界值只有样本数据小于或等于100个 ,而大于100个 , 还没有找到。狄克松准则的临界值也只有30个 , 所以两种方法结合起来也只能够检验样本数据小于100个的数据。应用时 , 先用格布拉斯检验法 ,然后在剩余的样本数据小于或等于30个的前提下应用狄克松准则进行第二次判断。两种方法一起使用 , 能够提高检验的精度。

4.2 数据对比分析

以某电厂五号机组600 MW的煤耗水平为例 , 在煤耗在线监测中 , 在计算反平衡煤耗时 , 由于对煤耗数据采用了数据筛选 , 反平衡煤耗与电厂正平衡煤耗水平相差不大 ; 而在电厂计算反平衡煤耗时 , 没有应用数据筛选 , 电厂反平衡煤耗与电厂正平衡煤耗相差比较大[4]。

4.3 实测煤耗排名应用

电网传统的发电排序只按照机组的设计煤耗来建立“全网机组煤耗排序表”, 其有效性和真实性也会让人质疑。本系统以4家电厂7台机组的实测煤耗构建实测能耗水平的排序表如表4所示。本系统在广西电网的应用标志着发电能耗与污染物排放水平将“逐步过渡到按照实测数值排序”, 将推动电网节能发电调度朝“低能耗、低污染”方向发展 , 并对广西省的节能减排和可持续发展产生积极而深远的影响[3]。

5 结束语

本文以广西电网火电厂节能减排煤耗在线监测为研究对象 , 重点研究了系统建设中涉及的关键技术 , 并详细描述了系统的整体网络结构、体系架构与主要功能 ,分析了煤耗数据在电网的应用效果与深远意义。为有效构建电网节能发电调度、环保合格电量补贴和电厂节能降耗、环保设施运行监测提供有效的数据参考[5,6]。

参考文献

[1]Q/CSG 110005-2012南方电网电力二次系统安全防护技术规范[S].

[2]GB13223-2003,火电厂大气污染物排放标准.中华人民共和国国家标准[S].2003.

[3]范玉宏,张维,叶永松,唐学军.基于机组煤耗高低匹配替换的区域电网节能调度模型[J].电网技术,2009,22(6):76-81.

[4]常建平.炉煤元素分析和飞灰含碳量的软测量实时监测:[D].北京:华北电力大学,2007.

[5]黄奇峰,钱立军.烟气排放连续监测系统计量数据网络化应用[DB/OL].2012.

[6]李青,潘焰平,宋淑娜.火力发电厂节能减排手册[M].北京:中国电力出版社,2010.

从锅炉系统谈如何降低煤耗 篇2

对选定锅炉而言, 主要是通过尽量减少各种损失来实现提高生活服务公司效率, 达到节能效果。在所有损失中, 排烟热损失和机械未完全燃烧损失占主要部分。

1 影响排烟热损失的主要因素

影响排烟热损失的主要因素是排烟温度和排烟量。一般来说, 排烟温度每上升10℃, 则排烟热损失增加0.6%~1%。排烟量主要由过剩空气系数和燃料中的水分来决定, 燃料中的水分由入炉煤成分确定。下面具体分析各种因素的影响。

1.1 漏风

漏风是指炉膛漏风、制粉系统漏风、烟风系统漏风、锅炉烟道漏风等。漏风将直接导致排烟热损失增加。漏风直接导致排烟热损失增加, 实践证明, 炉膛漏风系数每增加0.1, 排烟温度将随之增加3℃~8℃, 排烟热损失将增加0.2%~0.4%。制粉系统、烟风系统漏风主要是由于制粉系统阀门关闭不严造成。

1.2 受热面积灰和结渣

受热面积灰和结渣主要包括空预器堵灰、炉膛和烟道结焦、积灰等。空预器堵灰严重影响传热效果, 使排烟温度大幅度上升。炉膛和烟道积灰将使蒸汽从高温烟气中所吸收的热量减少, 从而使空预器入口烟温提高, 空预器传热温差增大, 排烟温度升高。炉膛结焦使炉膛出口烟温升高, 造成排烟温度升高, 增加了排烟热损失, 降低了锅炉效率。

1.3 合理运行煤粉燃烧器

大容量锅炉的燃烧器一次风喷口沿炉膛高度布置有数层, 当锅炉减负荷或变工况运行时, 合理的投停层次的燃烧层, 会对排烟温度有所影响, 在锅炉各运行参数正常的情况下, 一般应投用下层燃烧器, 第炉膛出口温度和排烟温度。

1.4 注意给水温度的影响

锅炉给水温度降低会使省煤器传热温差增大, 省煤器吸热量讲增加, 在燃料量不变时排烟温度将降低, 但在保持锅炉蒸发量不变时, 蒸发受热面所需热量增大, 就需增加燃料量, 使锅炉各部烟温回升, 这样排烟温度受给水温度下降和燃料量增加量方面因素影响, 一般情况下保持锅炉负荷不变, 排烟温度会降低但里利用降低给水温度来降低排烟温度不可取, 会因汽机抽气量减小使生活服务公司热经济性降低。

1.5 避免进入锅炉风量过大

锅炉生成烟气量的大小, 主要取决于炉内过量空气系数锅炉的漏风量, 锅炉安装和检修质量高, 可以减少漏风量, 但是送入炉膛有组织的总风量却和锅炉燃料燃烧有直接关系, 在满足燃烧正常的件下, 应尽量减少送入锅炉的过量空气量, 过大的过量空气系数, 既不利于锅炉燃烧, 也会增加排烟量使锅炉效率降低, 正确监视和分析氧量表和风压表, 是合理配风的基础。

1.6 其他因素

环境温度季节性的变化将使空预器传热端差变化, 从而使排烟温度变化。煤中水分增多, 使着火推迟, 炉内温度下降, 烟气量增大, 使排烟温度升高。

2 影响机械未完全燃烧损失的主要因素

2.1 合理调整煤粉细度

煤粉细度是影响灰渣可燃物的主要因素之一, 理论上, 煤粉越细, 燃烧后的可燃物越少, 有利于提高燃烧经济性, 但煤粉越细, 受热面越容易粘灰, 影响传热效率, 增大制粉耗电量, 但煤粉过粗碳颗粒大, 很难完全燃烧, 飞灰可燃物含量将会大大升高, 所以选择合理的煤粉细度值来降低固体未完全燃烧损失。

2.2 风量

炉膛过剩空气系数过小, 会使燃料燃烧不完全, 而且由于烟气中未完全燃烧产物的存在会给锅炉带来二次燃烧的威胁;炉膛过剩空气系数过大, 则排烟热损失也大, 锅炉效率降低。

2.3 控制适量的过量空气系数

碳颗粒的完全燃烧需要与足够的氧气混合, 送入炉内的空气量不足, 不但会产生不完全燃烧气体, 还会使碳颗粒燃烧不完全, 但空气量过大, 又会使炉膛温度下降, 影响完全燃烧。因而过量空气系数过大或者过小均对碳颗粒的完全燃烧不利, 应通过燃烧调整试验确定合适的过量空气系数。

2.4 燃烧过程

缩短煤粉着火的时间同时延长煤粉在炉膛中燃烧停留时间, 使煤粉尽可能完全燃烧, 降低未完全燃烧损失, 提高锅炉效率。

2.5 加强燃烧调整

炉膛内燃料燃烧的好坏, 炉膛温度的高低, 煤粉进入炉膛时着火的难易, 对飞灰及灰渣可燃物的含量有直接影响, 炉膛内燃烧工况不好, 就不会有较高的炉膛温度, 煤粉进入炉膛后, 就没有足够的温度预热和点燃, 必将推迟燃烧, 增加飞灰含碳量, 要是炉膛内燃烧工况正常, 需对燃烧器的风率配比, 一次风粉浓度及风量进行调整, 掌握燃烧器特性, 使锅炉处于最佳燃烧工况, 重视燃烧工况的调整是减少固体未完全燃烧热损失的重要方面。

2.6 再热器

采用可靠的烟气挡板调温方式, 不采用喷水调温, 提高机组的效率。

3 节能优化措施

煤耗监测 篇3

1 目标值的确定

为了确定调整的目标值, 我们对2011年9月到2012年1月的熟料强度和煤耗进行了统计, 见表1。

从表1可以看出, 我公司熟料3d抗压强度较周边厂家普遍低近1MPa, 28d抗压强度平均在57.86MPa, 低于公司控制指标58MPa。熟料的标准煤耗较相同生产线的平均水平105kg/t高1.4kg/t。

经过分析, 确定了熟料强度和煤耗目标:熟料3d抗压强度在30.5MPa以上, 熟料标准煤耗在105kg/t以下。

2 原因分析

2.1 系统产能偏高

系统前期产能一直偏高, 设计产量为10 000t/d, 而在实际运行中, 产量达到10 700t/d。产量的增加必然增加了系统的负荷, 在煅烧过程中比较吃力, 稳定性降低, 波动较大, 虽然熟料f Ca O合格率变化不大, 但是熟料表观较差, 结粒细小疏松。这也表明熟料没有充分煅烧, 矿物没有完全发育, 导致强度降低。

2.2 篦冷机一段挡风墙高度偏低

在系统增加余热发电之前, 一段的挡风墙高度为1 200mm, 增加余热发电后挡风墙增加到了1 600mm, 主要是减少煤磨和发电抽风对系统前温的影响。但是在运行一段时间后发现, 煤磨和发电的温度仍然偏高, 系统前温一直偏低。由此可以判定, 篦冷机一段挡风墙仍然偏低, 没有完全起到挡风作用, 高温区热量没有得到有效回收, 导致入窑二次风温度偏低, 影响熟料煅烧, 熟料强度得不到提高。

2.3 煤粉质量偏低

2011年下半年由于原煤市场紧张, 我公司采用多产地原煤, 经过搭配后使用。搭配过程中大多使用西部原煤, 这种原煤内水高、挥发分低且热值高, 对系统煅烧会产生不利影响。而公司对进厂原煤是按照热值付款的, 这就造成进厂原煤热值普遍偏高。本地的原煤恰恰相反, 内水低、挥发分高, 燃烧状况好, 但是热量偏低, 且由于资源有限, 原煤供应量偏少, 价格偏高, 进厂量很少。公司控制进厂原煤的工业分析目标值见表2。

原煤供应商按表2指标送煤, 为了追求利益, 所有指标都是卡在线上, 所以进厂原煤整体质量较差。

2.4 燃烧器磨损较大

2个窑用燃烧器分别为建厂时和2007年开始使用, 由于使用时间较长, 都磨损较大, 我们在运行中维修采用的方法是更换燃烧器头部并对后部内外风管道和煤风管道磨损位置进行补焊。但是经过多年的修修补补, 多处已不是原始尺寸, 不能有效组织好火焰, 对熟料强度还会产生很大的影响。

2.5 中控操作参数和系统调整不合理

运行过程中, 中控操作参数和现场系统调整不适应回转窑生产工艺状况, 形成恶性循环, 越来越差。首先是预热器入窑生料温度控制偏高, 正常时在872℃左右, 当时控制在877℃, 入窑生料表观分解率正常控制在93%~95%, 当时控制在95%~97%。这样造成了系统结皮较多, 清理掉的结皮进窑后无法正常煅烧完全, 影响熟料整体质量。结皮多也给预热器运行带来隐患, 预热器温度的升高也增加了系统煤耗。其次是, 煤质差, 燃烧器磨损严重, 会造成大量煤粉不完全燃烧, 部分煤粉沉积到熟料中, 使熟料发黏, 容易堆雪人, 雪人的堆积会直接影响到熟料的煅烧和冷却, 影响到熟料质量。在燃烧器位置和篦冷机用风上没有及时根据工况进行调整, 影响到整个系统。

3 采取的措施

3.1 通过调整产量来提高系统适应能力和煅烧状况

有意识通过减产来稳定系统温度, 把投料量由原来的710t/h减到690t/h, 即日产量由原来的10 700t/d减少到10 500t/d。产量虽然减少了, 但是系统稳定性明显增加, 在遇到煤料质量发生变化时, 系统抗波动能力增强了。也要求操作员改变以往系统波动时不减产增加用煤量来提高系统温度的思想, 变为适当减产来稳定系统温度, 改变由原来的控制系统产量变为控制系统质量。这样的运行方式, 系统每天产量减少200t, 但是质量得到了大幅提升, 结皮积料明显较前期减少, 煤耗也得到了降低。

3.2 增加篦冷机一段挡风墙高度

参照枞阳海螺万吨线的挡风墙高度, 把挡风墙高度由原来的1 600mm增加到了2 100mm。窑系统开启后, 正常时二次风温度在1 220℃左右, 不正常时也能保证在1 150℃左右。

3.3 采购本地粉煤搭配, 提高煤粉质量

我们采购了一部分本地的洗煤厂洗下来的粉煤, 价格较低, 但是挥发分很高, 与西部原煤合理搭配后, 达到了控制指标, 见表3。这样, 煤的各项指标均得到了提高, 对窑内火焰的组织起到了很好的效果。

3.4 更换新燃烧器

年度装备计划中欲购买一件新燃烧器, 但是由于进口燃烧器供货周期较长, 短时间无法进行更换, 只有继续对旧燃烧器进行修补。维修中严格按照图纸尺寸核实燃烧器各部位的尺寸, 并恢复到原始尺寸, 但是由于技术和材质原因限制, 修复不能完全达到原始尺寸。目前只有维持使用, 等到新燃烧器到货后更换。

3.5 优化中控操作参数

对燃烧器位置进行调整, 对系统用风配比进行调整, 对中控操作的参数进行优化, 控制预热器入窑生料温度在872℃左右, 生料表观分解率在94%~96%, 对篦冷机料层进行控制, 一段篦压由原来的6.5k Pa控制到6.2k Pa, 加强熟料急冷, 提高熟料质量。

4 效果

煤耗监测 篇4

1 600MW火电机组经济运行情况简要分析

根据火力发电行业近些年的实际表现看, 整体煤耗具有比较明显的降低, 电厂经济效益实现了一定程度的提高。但是, 实际展现出来的煤耗降低的主要原因是对火电装机的结构进行了调整, 在同等容量级别下, 供电煤耗的实际值依然较高。

供电煤耗是衡量发电机组经济性的核心指标, 其可以对机组发电生产的经济性形成全面反应。具体而言, 煤炭质量、机组设计、机组负荷、发电设备以及工作人员等因素都会对600M W机组的供电煤耗造成影响。在供电煤耗的评价指标上, 主要是通过厂用电率、汽轮机热耗和锅炉效率这三个方面进行评价。结合供电煤耗的实际意义可知, 供电煤耗根据计算方式不同可以分为反平衡供电煤耗和正平衡供电煤耗两种形式。反平衡供电煤耗的计算方式是用汽轮机热耗比上锅炉效率、管道效率和标煤发热量等参数之积。由此可见, 反平衡供电煤耗计算方法中的几个关键参数都是供电煤耗的关键评价指标。因此, 在降低600M W机组供电煤耗的过程中, 就可以通过这三个方面进行。

2 600MW火电机组经济性运行指标探析

对火电厂而言, 其发电生产环节可以看作是化学能到机械能再到电能的一个复杂转化过程。根据能量传递规律而言, 能量的形态在发生变化的过程中, 会发生一定量的损失, 比如从机械能转化为热能的时候, 热能总量是小于机械能总量的。在能量转化的过程中, 转化次数越多, 损失的能量总量越大。因此, 分析600M W火电机组的经济性, 就应该从能量损失、效率利用和能量转化等方面进行。

标准煤耗率是衡量经济性的一个重要指标, 其可以分为供电煤耗标准量和发电煤耗标准量两个部分。这两个指标都是按照1KW h电量进行定义的, 电厂向外提供1KW h电量消耗的煤量是标准煤耗, 电厂产出1KW h电量消耗的煤量是发电煤量。由于能量传递损失和网损存在, 供电煤耗标准量必定大于发电煤耗标准量, 只有缩小两者之间的差距, 才能提高600M W发电机组的经济性。厂用电率是衡量600M W机组经济性的另一个重要指标, 其计算方法使用一个生产周期内发电消耗的电量比上总发电量, 这一比值就是厂用电率。通过厂用电率可以看出电厂在发电生产的节能效果, 进而判断其经济性高低。

热耗率和汽耗率是两个评价机组运行过程的经济性指标, 热耗率是指发电机组在生产环节中的热耗量和输出端电功率之间的比值, 汽耗率是指在发电生产的某一环节中, 主流气流量和发电量之间侧比值。这两个率值是衡量600M W机组在生产环节中表现出的经济性的关键指标, 降低供电煤耗需要结合这来年各个指标进行。

根据对电厂实际调研发现, 600M W火电机组的机械效率、发电效率指标以及管道效率基本可以维持在96%到99%这一范围内。由于降耗存在一定的极限值, 即能耗是无法完全避免的, 因此只能使能耗将至最低。由此, 在对600M W火电机组的运行状态进行经济性调整时, 应该根据对应指标先展开经济性衡量, 在进行实际调整。

3 600MW火电机组降低供电煤耗的具体措施

3.1 提升锅炉的运行效率

锅炉是600M W火电机组发电生产的关键, 也是影响其经济性的重要指标。影响锅炉运行效率的因素主要由燃烧不完全、燃烧损失、排烟损失和散热损失等组成。在这几个影响因素中, 排烟损失对锅炉效率的影响最为明显, 其和排烟温度具有密切关联。根据实践统计结果显示, 排烟效率和排烟温度表现出负相关, 即排烟效率会随着排烟温度的升高而降低, 排烟效率每降低1%, 排烟温度就会上升超过10摄氏度。基于此, 必须通过一定措施抑制排烟温度上升, 借此提升排烟效率。这需要对锅炉进行全面的清节, 彻底消除每个受热面上的污垢, 确保锅炉排烟不受影响。值得注意的是, 降低排烟温度虽然可以提升排烟效率, 但是如果温度过低就会导致主汽温度不符合生产需求。因此, 在确保主汽温度的基础上, 需合理控制炉膛中心火焰温度, 防止烟道和空预器出现漏风。

3.2 优化机组运行参数和容量

600M W火电机组在运行过程中, 机组容量对其运行经济性的影响是比较明显的。一般而言, 发电机组的容量越大, 其经济性也就越高。但是, 随着机组容量不断提升, 会导致机组的电效率和内效率上升, 促使热耗率降低。不仅如此, 主蒸汽的温度和压力还会对600M W发电机组的循环效率造成影响, 两者之间保持一个线性的正比关系, 循环效率可以随着主蒸汽温度和压力的增大而增大。在蒸汽流量保持稳定的情况下, 机组的出力会减小, 发电效率会降低, 而维持出力会导致机组运行经济性变差。根据实际统计结果显示, 主蒸汽的温度增加10摄氏度, 就会导致热耗率出现0.3%左右的下降;主蒸汽的压力增加1M Pa, 就会导致热耗率出现0.15%左右的下降。值得注意的是, 主蒸汽温度过高会导致部分材料的腐蚀加剧, 尤其是汽轮机叶片等零部件更加容易被损坏。

3.3 改良机组变工况性能

在额定负荷下运行发电机组, 其经济性是最高的。因为在设定好的运行参数范围内, 可以最大程度保证能量损失在可控范围内。但是, 在600M W机组的实际运行过程中, 负荷是会出现对应变化的, 需要比较频繁地进行调峰和调频, 从而导致运行参数超出设定的合理范围。因此, 需要对600M W机组的变工况进行改良, 确保在符合出现变化时, 运行参数依然可以维持在合理范围内, 实现降低供电煤耗的目标。

4 结束语

600M W火电机组是火电厂的生产核心, 在其发电运行的过程中, 需要对经济性济进行全面评估, 找出存在的相关问题, 通过合理的手段对发电机组的运行状态进行调整, 提高其节能性能, 降低供电煤耗。只有在厂用电和机组本身这两个方面加强优化, 才能提升600M W火电机组的发电效率, 实现供电煤耗降低的目标, 提升电厂经济效益。

参考文献

[1]徐健.600MW机组燃烧器喷嘴烧坏原因分析及治理对策[J].湖北电力, 2012.

[2]高振宝, 杨俊波, 等.600MW级火力发电机组汽轮机房布置方案分析[J].华电技术, 2011.

浅谈如何降低火力发电厂供电煤耗 篇5

一、优化煤仓设置, 提高给煤效率

对煤质较好的煤可以直接入煤仓, 减少中间环节以减少皮带二次耗电, 降低输煤单耗;可根据煤仓里煤种的流通性情况来降低或提高煤位高度, 以提高输送效率。另外, 在燃料管理上应加强管理力度, 以杜绝煤质掺假和亏顿、亏卡的想象发生。

二、提高锅炉燃烧效率

锅炉的燃烧效率越高, 则单位供电煤耗就会越低。提高锅炉燃烧效率的方法有很多种, 如在燃煤进入锅炉之前, 可以根据煤质的变化来调节磨煤机的磨辊加载力, 以动态适应不同煤种的要求, 在保证如炉煤粉的质量的同时, 还可降低飞灰和炉渣可燃物。降低氧量运行,

进行二次风门开度、一次风压、风温及二次风箱与炉膛压差等相关燃烧调整, 优化各二次风门开度, 在确保锅炉设备安全的前提下, 降低氧量运行对提高锅炉效率效果明显, 风量过大和氧量过高会造成排烟温度的升高和降低预热器的效率。

三、加强阀门管理, 降低内、外漏

在运行中, 要时刻监视各高低压旁路加压阀门的蒸汽温度情况, 对于出现的温度升高现象要及时找出原由并给予相应处理, 阀门的内、外漏现象不仅降低机组的经济运行, 同时对于机组的安全运行同样也存在着隐患。

四、优化机组及相关辅机设备

对于气封系统要做好定期检查, 保证机组真空的严密性, 对于发现的真空泄漏点要给予及时处理。同时对于各加热器设备也要做好提高回热效率的相关措施。

五、减少发电厂设备用电率

发电企业可以根据实际负荷情况, 通过合理启停给水泵、循环泵、吸送风机等等设备, 降低辅机的单耗来加强运行调整和辅机的经济调度。通过采用相关节电新技术, 如对大功率电动机实行变频改造等, 以降低发电厂本身的设备用电率, 提高经济性。

煤耗监测 篇6

【本刊讯】工信部日前印发《2015年工业绿色发展专项行动实施方案》, 提出提升重点区域重点行业煤炭清洁高效利用水平, 到2015年底, 减少煤炭消耗400万吨以上, 并建立京津冀及周边地区工业资源综合利用协同发展机制, 实现京津冀及周边地区尾矿、冶炼渣等工业固废综合利用量约6000万吨/年。

工信部特别提出要推进工业领域煤炭清洁高效利用, 加强对重点区域工业清洁生产工作的指导。其中, 指导京津冀及周边地区、长三角等重点工业企业实施清洁生产技术改造, 预计全年削减二氧化硫7万吨、氮氧化物6万吨、工业烟 (粉) 尘4万吨。

火电厂经营煤耗率指标分析与应用 篇7

1 现行的煤耗率及燃料损失指标

1.1 煤耗率指标

现行的用于衡量机组能源转换效果的主要指标是发、供电煤耗率(为叙述方便,以下将发、供电煤耗率简称为煤耗率),其特点是以机组为研究对象,取入炉燃料作为输入能源。然而,在煤耗管理的实践中发现:(1)用入炉燃料计算出的全厂煤耗率,不是真正意义上的全厂煤耗(因其不包含入厂与入炉间的燃料损失),只能作为生产层面的全厂机组经济指标;(2)煤耗率计算的准确性有待提高,主要是对入炉煤数量和热值计量没有入厂煤重视,准确度相对欠佳。

1.2 燃料损失指标

现行的入厂至入炉间的燃料损失指标,是煤场存损率和热值差[1]。但在电厂燃料管理的实践中发现:(1)煤场存损率只反映入厂与入炉之间燃煤损失的一部分,且不便测求,只能作为厂内打燃煤损耗的依据;(2)因统计期内锅炉燃用的煤与当期的入厂煤不完全对应,热值差经常会失真,且同样的热值差对不同热值的入厂煤而言所占的百分比是不同的,困扰着燃料管理。

从以上分析可以看出,现行的煤耗率指标仅是生产层面的机组经济指标,不能作为全厂性经济指标;现行的燃料损失指标有失真现象,不能用于考核,且煤耗率指标和燃料损失指标是相互隔离的,容易被操控。一个不争的事实是,电厂对入厂煤计量和发、供电电能计量比较重视,因为是用于结算的,故能对入厂煤数量检测、煤质取样、关口电能表校验严格把关,其数据相对可靠准确。为此从经营管理入手,探索出一个新的经济指标———全厂经营煤耗率,试图通过直接采用入厂煤验收检测数据(入厂煤数量和热值)和电能数据(发电量、供电量)进行计算,以提高煤耗率计算的准确性,同时试图扩大煤耗率指标的覆盖面,将生产层面的煤耗率和管理层面的燃料损失包含进去,以此作为经营管理层面的能耗指标。

2 经营煤耗率指标

2.1 研究对象

火电厂的原料是燃料,产品是电,燃料和电是电厂经营管理的主要对象。站在生产角度,所关心的是单位产品机组本身所消耗的燃料,即现行的生产层面的煤耗率;站在经营角度,所关心的是单位产品全厂所消耗的全部燃料(包括机组所消耗的燃料和燃料管理环节所损失的燃料),即经营层面的煤耗率(简称为经营煤耗率)。

可见,经营煤耗率的研究对象是整个电厂,输入能源是统计期内电厂消耗的标煤量(含燃煤、燃油等,将其折算为标煤量,包括库存标煤量变化),输出能源是电能(发电量,供电量,净上网电量),另外还有燃料损失和机组能量损失。电厂能源转换示意图如图1所示。

2.2 全厂经营煤耗率公式

2.2.1 电厂消耗的标煤量

由图1可以看出,统计期内电厂消耗的标煤量可用以下2个公式求得:

式(1,2)中:Bbdc为统计期内电厂消耗的标煤量,t;Bbkc1,Bbkc2分别为期初、期末库存标煤量,可由燃料盘点求得,t;Bbrc为统计期内入厂标煤量,t;Bbfd为统计期内用于全厂机组发电的标煤量,在数值上等于入炉标煤量,即Bbfd=Bbr1,t;ΔBbrs为统计期内燃料管理环节(从入厂到入炉间)损失的标煤量,ΔBbrs=Bbdc-Bbfd,t。

2.2.2 统计期内燃料管理环节燃料损失率

燃料管理环节燃料损失率,是指统计期内从入厂到入炉间的燃料损失的标煤量与消耗的标煤量之比:

式(3)中:Lrs为统计期内燃料管理损失率(包含数量和热值损失)。

2.2.3 全厂经营煤耗率

根据煤耗率定义,得:

将式(2)代入式(5),经整理,得;

同理,可得:

式(4—7)中:bf,bjyf,bjyg,bjyzh分别为统计期内发电煤耗率、经营发电煤耗率、经营供电煤耗率和经营综合供电煤耗率,g/(k W·h);Wf为统计期内发电量,k W·h;Lfcy,Lzh分别为发电厂用电率和综合厂用电率[1]。

2.2.4 简要分析

(1)由式(5)求经营发电煤耗率时,只需用到入厂燃料和库存燃料数据(库存燃料数量可通过盘点求得,库存燃料热值可用该燃料对应的入厂化验值),而入厂燃料的数量和热值数据、库存燃料盘点数据是值得可信的,因而经营发电煤耗率数据也是值得可信的。

(2)由式(6)、式(7)和式(8)可知,经营发电煤耗率同时包含了机组发电煤耗率和燃料损失率,经营供电煤耗率同时包含了经营发电煤耗率和厂用电率,故经营煤耗率是集机组经济指标和燃料管理指标于一体的全厂综合性能耗指标。同时又提示要降低经营煤耗率,既要加强机组运行、检修管理,降低机组煤耗率,又要加强燃料管理,降低燃料损失率。

(3)由式(3)可知,燃料损失率是以标准煤量来衡量的,而标准煤量综合了数量和热值,故燃料损失率是集燃料数量损失和热值损失于一体的燃料管理指标,它比单独的存损率和热值差指标来得科学(因燃料数量和热值可相互转化,如煤的水分蒸发,则燃料数量减少,对应热值增加)。

3 应用实例

某电厂在某一统计期内,发电量为79 087.85万k W·h,生产厂用电率为4.08%,统计期内燃料数量和热值如表1所示。其中燃油热值为42 652 k J/kg,试求其经营煤耗率。

期初库存标煤量=(102 061×19 492+4865×19 585+235.61×42 652)/29 308=71 472.065 t;

期末库存标煤量=(90 852×20 153+4953×20 115+230.43×42 652)/29 308=66 207.119 t;

统计期内入厂标煤量=(341 689×20 366)/29 308=237 438.180 t;

电厂消耗标煤量=71 472.065+237 438.180-66 207.119=242 703.125 t;

入炉(发电)标煤量=(352 365×19 918+5.18×42 652)/29 308=239 478.197 t;

损失标煤量=242 703.125-239 478.197=3 224.928 t;

发电煤耗率=239 478.197/79 087.85×100=302.80g/(k W·h);

经营发电煤耗率=242 703.125/79 087.85×100=306.88 g/(k W·h);

经营供电煤耗率=306.88/(1-0.040 8)=319.93g/(k W·h);

燃料损失率=3 224.928/242 703.125=0.013 3=1.33%。

从煤耗率计算结果来看,经营发电煤耗率比发电煤耗率大4.08 g/(k W·h),此项是由燃料损失引起的。

从燃料损失计算结果来看,燃料损失率为1.33%,正常[笔者曾测算过,如按煤场存10天发电用煤、允许煤场存损率为0.5%,按入厂煤热值20 908 k J/kg、允许入厂与入炉煤热值差为418 k J/kg,则综合起来的燃煤损失率为2.17%]。但如单纯从入厂与入炉煤热值差来看,本例为20 366-19 918=448 k J/kg,已超标(要求小于418 k J/kg),似乎热值管理有问题。其实不然,因为期初存煤热值较低,而期末存煤热值相对较高,如将表1左侧的数据(期初存煤和本期入厂煤)作为输入,将表1右侧的数据(期末存煤和本期入炉煤)作为输出,则本期输入的加权平均热值为20 159 k J/kg,输出的加权平均热值为19 968 k J/kg,实际综合加权热值差只有191 k J/kg,正常;输入的天然煤量为448 615 t,输出的天然煤量为448 170 t,天然煤损失445 t,基本正常。

4 结束语

(1)电厂经营煤耗率指标,汇集了机组经济指标和燃料管理指标,用于计算的入厂燃料数据、燃料盘点数据和关口电能数据可靠准确,可作为电厂经营层面的综合性能耗指标,用于统计分析和考核。

(2)电厂燃料损失率指标,汇集了从入厂到入炉间的燃料数量和热值损失指标,可作为电厂燃料管理的综合性燃料损耗指标。建议在提高入炉煤数量和热值计量准确性的前提下,用燃料损失率2.2%替代现行的煤场存损率0.5%和入厂与入炉煤热值差418 k J/kg的考核指标。

(3)通常情况下,燃料损失率为1%~2%,由此将引起经营煤耗率比生产煤耗率(现行的煤耗率)高3~6 g/(k W·h)。因此,要降低经营煤耗率,就必须同时加强机组运行、检修管理和燃料管理。

摘要：现行的火电厂煤耗率和燃料损失指标相互隔离,本身也有一定的局限性。从经营管理入手,探索了火电厂经营煤耗率这一新指标,其特点是覆盖了机组经济指标和燃料管理指标,其计算依据是入厂燃料验收数据、燃料盘点数据和关口电能计量数据,准确性有保障,可作为全厂综合性能耗指标。由此引出的燃料损失率,可作为入厂与入炉间燃料数量和热值损失的综合性燃料损失指标。

关键词：火电厂,经营管理,煤耗率,燃料损失

参考文献