某330MW燃煤发电机组节能诊断的研究与探讨
刘玉浩，张明河，苑广存，杨坤”，杨新”
（1.神华国能山东建设集团有限公司，山东济南250101：2.山东石大胜华化工集团股份有限公司，山东东营257000：3.华北电力大学能源动力与机械工程学院，河北保定071003）
摘要：当前，燃煤发电全业承担着重要的节能减排任务，燃煤机组的节能诊断工作具有低成本、全面性、强针对性等优势，其重要性日益凸显.文中以330MW燃煤机组为诊断对象，分别对锅炉、汽轮机等系统的当前能耗状况进行试验研究，我出关键影响因素，针对各因素提出相应的节能优化措施，为国内同等规模机组的节能降耗提供一定的借鉴.
关键词：燃煤发电机纽：节能：节能诊断
中图分类号：TK229.3文献标志码：B文章编号：1009-3230（2016)09-0023-05
TestStudy andAnalysis onEnergySavingDiagnosis for330MWCoal-firedGeneratingUnit
LIU Yu hao' ZHANG Ming -he' YUAN Guang cun’ YANG Kun² YANG Xin²(1 Shenhua Guoneng Shandong Construction Group Co. Ltd. Jinan 250101 China;2. Shandong Shida Shenghua Chemical Group Co. Lxd. Dongying 257000 Shandong Province China; 3. School of Energy. Power and Mechanical Engineering North China Electric Power University Baoding 071003 Hebei Province China)
Abstract: Currently coal fired generating unit undertakes the important task of energy saving energy = saving diagnosis on coal fired units with a low cost prehensive targeted and strongadvantages has bee increasingly prominent importance; Taking a 330 MW coal fired unit as thediagnosis object respectively current energy consumption of the system such as boiler and stesm turbine was tested to find out the key factors in view of various factors put forward correspondingenergy saving optimization measures provide a reference for the size of the domestic equivalent unitenergy consumption.
Key words: Coal fired generating unit; Energy saving; Energy saving diagnosis
组真实能耗水平，研究分析损失分布及主要原因，指明下一步节能降耗工作的目标和重点，有针对性地提出机组节能降耗的技术途径与实施方案，同时预测分析各项改造后机组的能耗水平，指导电厂在优化运行、设备维护及技术改造等方面更加高效的 开展机组节能减排相关工作，以降低燃煤机组运行能耗指标及提高燃煤机组运行效率.
0引言
燃煤机组节能诊断工作是指对燃煤发电机组主要设备和系统（如锅炉、汽轮机、主要辅机设备及其他影响能耗因素等）进行全面、深人、细致的能耗诊断分析，确定影响机组运行经济性的主要因素，定量分析其对机组经济性指标的影响程度，明确机
1设备概括
330MW燃煤发电机组锅炉是亚临界、强迫
以排烟温度诊断为例.通过现场实测排烟温度发现，额定负荷工况下锅炉修正后排烟温度较设计值（125℃）高18.8℃；节能诊断统计期内，经进风温度温度修正后月度统计排烟温度变化范围为113.6-140.0℃，由额定负荷下试验排烟温度和统计期月度运行数据分析，根据GB10184-88《电站锅炉性能试验规程》计算公式测算，排烟 温度高引起锅炉效率降低约0.93个百分点，提高机组发电煤耗约3.11g/（kWh）.造成排烟温度偏高的主要原因有以下几方面：（1）锅炉目前燃用煤种挥发分含量较高，属于易燃易爆煤质，运行人员为保障机组安全生产，严格控制磨煤机出口风粉混合物温度，统计诊断期间不同工况下磨煤机出口风粉混合物温度在60~63℃之间，磨煤 机出口风粉混合物温度低，推迟煤粉着火时间，相当于提高了火焰中心位置，且磨煤机冷风不通过空气预热器，热回收能力下降，从而引起排烟温度升高.（2）炉底漏风增大.锅炉除渣方式由湿式排渣改造为干式排渣后，为避免干渣机钢带膨胀后打滑，干渣机底部小冷却风口部分处于开启状态，拾高了火焰中心位置，导致排烟温度升高.（3）空气预热器人口风温偏高.为防止空气预热 器冷端腐蚀，锅炉送风机的暖风器在每年9月至次年5月份持续投用，进一步提高人口风温，空气预热器人口风温控制在35~40℃，引起排烟温度升高.（4）受热面积灰等.受热面积灰造成换热效率下降，造成烟温升高.
循环、辐射中间再热、平衡通风、四角切圆燃烧、直吹式双进双出钢球磨煤机制粉系统燃煤汽包锅炉.锅炉采用固态排渣、露天布置，最大连续负荷为1100th.汽轮机组型式为亚临界、中间再热、单轴、双缸、双排汽、凝汽式汽轮机组.回热系统包括三台低压加热器、一台除氧器、四台高压加热器.机组配备3台50%电动给水泵.
2节能诊断方法与流程
节能诊断对象为机组锅炉、汽轮机及所属生产辅助系统，选取现场诊断的前12个月作为诊断统计期，节能管理要素和能耗指标均以此时间段为准，同时兼顾以后的发展趋势：并同步开展相关的节能诊断摸底试验.
燃煤发电机组节能诊断主要流程：（1）收集机组设计资料、运行指标、性能试验报告及节能分析报告；进行有针对性的专项摸底试验，掌握设备 真实性能：（2）深人现场就机组设备和系统运行状况进行实地调研，召开节能诊断工作交流会，根据掌握的资料，与电厂相关人员开展技术交流；（3）在此基础上，进行系统、全面的节能分析与诊断，对机组存在的问题提出具体解决优化方案，挖掘机组节能潜力.
3前能耗状况分析
锅炉、汽轮机、主要辅机耗电率、低温省煤器、机组 330MW燃煤发电机组当前能耗状况主要从保温、出力系数及启停机等不同专业领域、根据机组实际运行状况进行系统节能诊断分析.
锅炉排烟温度、灰渣可燃物、运行氧量、空气见表1. 预热器漏风率等各种因索对机组能耗指标影响量
3.1锅炉能耗状况分析
锅炉节能诊断主要分析排烟温度、灰渣可燃物、运行氧量、空气预热器漏风率等对锅炉效率的影响.
锅炉各因案对机组能利指标影案量分析汇总
表！
序号项目名称 影响因素 热耗率 锅护效率 莱燃爆发电机组 发电煤耗 厂用电率 损失分类 数来源/(kw-h) g/(kW b) %排想温度 6°0 3.11 都分可控 试验数据2 锅炉 灰读可燃物含量 部分可控空预器漏风率 运行氧量 0.11 0.38 部分可控 部分可控 试验数据
中，汽轮机本体性能诊断包括热耗率、缸效率、平衡盘漏汽、抽汽参数、调门配汽特性等内容，冷端性能节能诊断分析包括凝汽器背压、真空产密性、
3.2汽轮机能耗状况分析
汽轮机节能诊断主要从汽轮机本体性能、冷端性能、热力系统、运行参数等方面进行分析.其
凝汽器性能、循环水运行方式等因素，热力系统分析包括热力系统严密性、再减水量、加热器性能等，运行参数主要从主再热蒸汽参数方面进行节
能诊断分析.各种因素对机组能耗影响量见表2.
汽轮机各因素对机组能耗指标影响量分析汇总
基鹏煤发电机组序号项目名称 影响因素 k/(kW - b) 热耗率 锅炉效率 发电煤耗 厂用电率 损失分类 数据来源1 热耗率高 477. 77 g/(kW h) 17.68 % 部分可控 试验数据2 缸效率 /3 汽轮机 本体 高中压平衡盘漏汽4 抽汽参数5 凝汽蓉背压 20.2 0.75 0.57 经验数据6 7 真空严密性 15.5 统计数据8 冷端性能 新汽器性能9 循环水运行方式 110 热力系统严密性 0.27 0.01 部分可控 热耗率包11 12 热力系统 加热器性能 再减水量 13.98 8.1 0.52 0.3 可控 含该部分 影响量13 运行参数 主再热蒸汽参数 8.6 0.32 部分可控 可控 统计数据
3.2.1汽轮机本体
负荷率下设计值高约1.21%，影响热耗率约15.5k/（kWh），折合发电煤耗约0.57g/（kWh）.3.2.3热力系统
汽轮机热耗率是影响机组发电煤耗的主要因素.摸底试验额定负荷工况下，汽轮机修正后试验热耗率为8339.86k/（kWh），较设计值偏高477.77kJ/（kWh），影响发电煤耗升高17.68g/（kWh）.造成该现象的重要原因为汽轮机组 老化、级间漏汽、通流部分冲蚀结垢等因素造成缸效率降低.汽轮机缸效率是汽轮机本体最重要的性能指标，其高低直接决定汽轮机的热耗率和机组的循环效率，进面影响到整台机组的发、供电煤耗率.额定负荷工况下高压缸效率为84.07%，较设计值偏低2.39%，影响热耗率约43.09kJ/ （kWh）：中压缸效率为90.5%，较设计值高0.11%，影响热耗率降低约2.9kJ/（kWh）.高中压合缸结构的机组经济性受高、中压缸平衡盘汽封漏汽的影响较大，通过检修能在一定程度上降低漏汽量，提高机组经济性.
热力系统分析包括热力系统严密性、再减水量、加热器性能等.1）机组热力系统严密性差、阀门严密性进行检查，发现少量阀门存在泄漏，影 泄漏是影响机组经济性的因素之一.通过对系统响机组经济性折合发电煤耗约0.01g/（kWh）.2）再减水量.机组再热减温水流量投用较少，各工况均在6.0t/h以下，影响热耗率在12kJ/（kW-h）以下，对机组的发电煤耗影响约为0.3g/（kWh）.3）高、低压加热器是回热系统的重要组成部分，描述加热器性能的主要指标是加热器 的端差和温升，加热器自身及运行缺陷均会反映在加热器的端差上，加热器的端差是指标考核的重要内容.额定负荷工况下，各加热器端差影响机组热耗率累计约13.98kJ/（kWh）.影响发电煤耗0.52g/（kWh）.
3.2.2冷端性能
冷端性能节能诊断分析包括凝汽器背压、真该机组在节能诊断统计期内，机组负荷率累计完 空严密性、凝汽器性能、循环水运行方式等因素.成约68.97%，真空度累计完成约94.69%，较该
3.2.4机组运行参数
能诊断分析.诊断期内机组主蒸汽温度控制的较 运行参数主要从主再热蒸汽参数方面进行节好，与设计值偏差约0.44℃：再热蒸汽温度偏差
约8.6kJ/（kWh），折合发电煤耗约0.32g/ 相对较多，较设计值偏低约5.76℃，影响热耗率（kWh）.
轮机热耗率、锅炉效率，计算机组发电煤耗，并拟 合得到发电煤耗与负荷系数的关系曲线.
3.3主要辅机耗电率
统计机组主要辅机耗电率月度指标，该机组厂用电率完成值为9.64%，给水泵耗电率占厂用电率比例为31.78%，其余依次是风机（送风机、一次风机和引风机）、磨煤机、循环水泵等，分别 占比为20.88%、10.97%和8.71%.机组耗电率较高的辅机主要有电动给水泵、磨煤机、循环水泵和一次风机等.针对电动给水泵耗电率高，建议开展机组调门流量特性及定滑压优化试验，机组滑压运行后，可有效降低给水泵耗电率.
图1出力系数对发电煤耗的影响
经测算，机组节能诊断统计期内累计完成负荷率68.97%，共计影响发电煤耗约5.14g/（kW.h).
3.4低温省煤器
低温省煤器能够回收烟气余热，加热凝结水，提高机组经济性，目前越来越多的燃煤发电机组 加装了低温省煤器.这次诊断期间，分别在330MW和250MW负荷工况下对停用低温省煤器和投用低温省煤器两种情况进行了分析，得出投用低温省煤器能够达到的经济效益，指导低温省煤器日常运行启停.低温省煤器的投用可有效降低机组热耗率和供电煤耗.额定负荷工况时投人低省可降低热耗53.56kJ/（kWh），可降低发 电煤耗约2.0g/（kWh）；250MW工况时投人低省可降低热耗率79.79kJ/（kWh），可降低发电煤耗约2.96g/（kWh）.
启停机影响.机组起停次数、起停方式对机组发电煤耗有一定影响，一般机组年利用小时约5500h，每次起停影响发电煤耗约为0.04~ 0.1g/kWh.该机组近一年来启停4次，经测算，累计影响发电煤耗约0.15g/（kWh）.
4燃煤发电机组节能降耗措施及目标
通过对锅炉、汽轮机、主要辅机耗电率、低温省煤器、机组保温、出力系数及启停机等设备系统、相关指标参数节能诊断，根据得出的机组能耗的损失分布及主要原因，为更好的指导电厂根据机组节能诊断开展节能工作，分别从优化运行、检施及目标. 修维护、技术改造三个方面提出机组节能降耗措
3.5机组保温
节能诊断期间，对机组锅炉、汽轮机、空气预热器、主要蒸汽管道、主要汽水管道、主要烟风道测687点，超温271点；汽机侧保温测试共测157 等部位进行了保温性能测试.锅炉侧保温测试共点，超温31点；超温与保温材料损坏有关.锅炉侧超温点较多，汽机侧多个超温点在80℃以上.根据经验估算，机组保温因素影响发电煤耗约0.5~0.6g/（kWh），预计4机组进行保温整改后可下降发电煤耗0.3g/（kWh）.
4.1优化运行
（1）完善机组机侧热工性能测点，开展调门配汽特性试验，使机组在满足ACC调节品质前提下，实现滑压运行，预计影响发电煤耗降低约0.65~1g/（kWh）.（2）开展锅炉燃烧调整试验，加强配风调整与氧量控制；降低锅炉暖风器投用时间，控制空气预热器进风温度20℃左右；在 保证安全前提下，逐步提高磨煤机出口温度至70℃以内，减少冷风用量，合计降低排烟温度约3~5℃，折合降低发电煤耗约0.53~0.88g/（kWh）.（3）开展机组循环水泵运行方式优化试验，提出不同负荷工况、不同季节循环水泵最佳组合方式，预计影响厂用电率下降0.1%.
3.6出力系数及启停机
燃煤发电机组为地区重点火力发电厂，投产后参与电网调峰，机组负荷变化频繁且幅度较大，机组出力系数对机组经济性影响明显.根据机组50%、75%、100%负荷工况下性能试验得到的汽
（1）利用组检修机会，对高加进行检查，对管机组回热系统节能提效技术应用的可行性.（9） 高加的设计及应用，建议进行详细论证调研，操讨短机组启动时间.（10）扩大供热市场.
4.2检修维护
束进行清理，泄漏、堵塞管子治理，水室隔板检查、邻炉热风加热系统改造，提高锅炉启动安全性，缩补焊：如堵管率较高，超过规范要求，考虑进行技密封间隙，更换损坏密封片，控制空预器漏风率不耗.（1)根据上述节能诊断各种因素对机组发电 （kWh）.（2）空预器漏风率治理.调整空预器超过6%，预计影响发电煤耗降低0.19~0.38g/ （kWh）.（3）对热力系统存在内漏阀门进行检查、研磨、更换，保证系统严密性，折合发电煤耗下降约0.01g/（kWh）.（5）保温治理.对超温区域保温材料进行修复、更换，预计折合发电煤耗下降约0.2g/（kWh）.
术改造，预计影响发电煤耗降低约0.20~0.25g/5结束语
测算机组发电煤耗和实际计算机组发电煤煤耗的影响量，分析机组当前能耗状况，测算机组发电煤耗：（2）对于配备中速磨煤机或双进双出钢球磨煤机的机组，根据现场节能诊断期间额定 负荷下煤量、燃煤热值化验结果，计算了机组实际的发电煤耗，由于煤量计量装置普遍存在有一定计量误差，导致计算机组实际发电煤耗与实际有较大偏离：对发电企业而言，机组实际发电煤耗可利用锅炉、汽轮机等性能试验数据进行计算，由此得出的机组实际发电煤耗更具代表性，更贴近机组的实际能耗情况.（3）通过节能诊断摸清了该 机组当前能耗状况，测算机组发电煤耗为316.5g/（kWh），实际计算机组发电煤耗为318.78g（kWh）（根据节能诊断摸底性能试验数据计算），偏差在2.28g/（kWh），在5g/（kWh）的允许范围之内.
4.3技术改造
（1）汽轮机通流改造.对机组高、中、低压缸通流部分整体改造，选用先进高效叶型，采用新型 汽封结构等，预计降低发电煤耗约10.75g/（kWh）.（2）一次风机变频改造.开展一次风机变频改造，预计降低厂用电率约0.1%~0.2%.（3）制粉系统型式改造.对燃用烟煤中速直吹式制粉系统进行详细调研并开展改造，预计可降低厂用电率约0.4~0.5%；如采用高温烟气掺配技对降低厂用电率无明显影响.（4）新型胶球清洗 术改造，可提高磨煤机出口温度，降低排烟温度，系统改造.由于具有集中发球、收球方便特点，可一定程度提高凝汽器清洁系数，方便运行人员操作等，同时可使凝汽器背压全年平均下降约0.25~0.3kPa，折合发电煤耗约0.12-0.14g/（kW-h）.（5）热一次风换热器技术改造.开展热-次风换热器改造调研，降低热一次风温，减少制粉系 统掺人的冷风量，增加通过空预器热一次风量，预计降低排烟温度约5℃，折合发电煤耗降低约0.88g/（kWh）.（6）空预器密封改造.调研目前先进密封型式，对空气预热器密封进行改造，进一步降低空预器漏风率至5%以内.（7）锅炉受热面热负荷核算，开展相应技术改造，恢复主再热蒸术.各大动力厂已开展外置式蒸汽冷却器、0号 汽参数达到设计值.（8）回热系统节能提效技
根据当前机组实际能耗情况，提出了符合机厂根据机组节能诊断成果有针对性地开展节能工 组实际的节能降耗措施及目标.为更好的指导电作，分别从优化运行、检修维护、技术改造三个方面提出了机组节能降耗措施及目标.通过上述几方面的努力，在当前的基础上该机组发电煤耗预计可下降约14.15~15.11g/（kWh），厂用电率下降约0.6%~0.8%.
参考文献
[1]DL/T1464-2015，燃煤机组节能诊断导则[2]西安热工研究院，燃煤发电机组能耗分析与节能诊新技术.北京：[3]GB/T10184，电站锅炉性能议验规程 [4]ASMEPTC6 汽轮机热力性能验收试验规程[5]DL/T904，火力发电厂技术经济指标计算方法
