降低嵩屿电厂#3机组发电煤耗探究

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1、降低嵩屿电厂#3机组发电煤耗探究摘要：文章主要分析了嵩屿电厂#3机组发电煤耗不正常升高的原因，经过分析对比判断出#3机组发电煤耗异常升高，通过对机组真空、主再热蒸汽压力温度、煤种的变化、设备投入情况、自动调节控制、机组负荷率、机组投运率、环境温度变化等因素的排查，找到了影响机组发电煤耗升髙的主要因素是运行人员不适应煤质变化调整不力、高加端差升高、AGC调节品质差，并对每一个影响因素制定了整改措施，成功使得#3机发电煤耗恢复至正常水平。关键词：发电煤耗；主汽压力；高加端差；AGC调节；高加CCS水位计中图分类号：TK227.1文献标识码：A文章编号：1006-8937(2013)08-00

2、11-021发电煤耗概述本公司#3、#4机组锅炉、汽机均使用同型号设备，自从两台机组投产，均由单阀控制切为顺序阀控制后，#3、#4机组发电煤耗相近。经过小组成员统计比较，发现在机组负荷率相近，机组运行情况相似的前提下，其煤耗偏差不超过2g/kW・h。而2012年4月，在#3机组负荷率明显高于#4机组，且#3机组未出现停机的情况下，#3机组发电煤耗超出#4机组发电煤耗高达3.58g/kW・h之多。笔者进行数据收集统计分析，发现2012年5月，#3机组负荷率以及运行工况与4月相同，无较大变化的情况下其发电煤耗依旧呈上升趋势，在#3、#4机组负荷率相近的情况下，其发电煤耗超出#4机组发电煤耗5

3、.48g/kW・h,具体数据如表1所示。2发电煤耗原因及整改措施分析本机组同以往煤耗比较还是同近阶段相似机组比较，#3机组发电煤耗均有升高，而且上升趋势有所加快。如若不控制，在电煤价格不断增长的环境下，势必导致公司发电成本大幅升高，利润降低。为此，从各个环节入手，找到此次煤耗升高的根本原因，将其降至均衡水平。影响发电煤耗的因素非常多，而且有许多因素是互相影响、互相干扰，会导致工作量非常大。但我们要求将升高的煤耗降低至原有水平，因而只要从#3机组发电煤耗升高的原因入手，对可能影响煤耗升高的原因进行分析，找到影响的主要因素，将其归纳为以下几点。2.1运行操作人员不适应煤质变化，调整不力由于2

4、012年国家电煤供应紧张，导致公司原煤煤质变化频繁，而#3机组自从投产以来一直使用神华煤，煤质变化不大。在运行人员的惯性思维下，虽然煤质波动，但是#3机组大部分监盘人员对煤质变化缺乏一定的重视，在配风、配煤等调整方面未能及时适应煤质的频繁变化，从而导致当煤质变化时蒸汽压力、温度无法同时满足条件。由公司发布的运行小指标管理办法中查知滑压运行时在对应负荷下主汽压降低1.0MPa发电煤耗升高1.395g/kW-h,而主、再热汽温每低于额定值10°C发电煤耗将分别升高0.93g/kW•h、0.806g/kW・h。以满负荷为例，#3机组为了将主汽温控制在535C左右，再热汽温控制在533°C左右。

5、经常在高负荷区域将主汽压控制在较低位，经过统计详见表2。由以上数据可以看出，主汽压和蒸汽温度的综合影响，#3机组发电煤耗将升高1.8〜2.0g/kWh左右，对发电煤耗影响极大。通过提髙监盘人员对煤质的认识，根据不同煤质及时进行调整尽量确保蒸汽参数满足要求，尤其确保主汽压力达到要求，制定不同负荷需要对应的主蒸汽压力操作表；同时通过燃烧调整提高温度，加强对入炉煤质的重视。可以通过主值记录查询栏内，煤位及煤质参考查询功能及时查看煤质情况，并结合机组负荷，推断出大致入炉煤质。另外，根据煤质情况进行锅炉燃烧调整。主要调节制粉系统配煤、配风以及风门开度、炉膛差压等，以确保机组蒸汽压力、温度满足要求。

6、提高了机组效率。2.2高加端差高加的投入以及其端差会直接影响机组发电煤耗，而高加水位的控制又会直接影响到端差的数值。通过从公司节能专工处得到的试验数据显示，高加端差在高位时，不同高加其端差对煤耗影响不同，#3高加端差影响最小，#1高加端差影响最大，一般基本在0.0301〜0.0921g/°C之间。同时,通过数据收集，发现#3机组高加水位固定不变时，当负荷升高至260MW以上时，#1高加端差逐渐变大，具体数据如表3所示。按照正常高加端差6£和收集的数据显示，#1高加水位控制在28mm,其端差在高负荷区域，变大近15°C的端差会使发电煤耗升高0.5g/kW・h左右。通过分析高加端差升高的原因

7、，结果发现#1高加就地水位计与CCS水位计偏差较大，即CCS水位计比就地水位计显示偏高，从而导致运行人员，尤其在高负荷区域不敢将#1高加水位设定在正常位。找到原因后，采取运行手段对此进行调整。即当机组工况运行在高负荷区域时，将水位控制于较高位+33mmo同时，与就地水位计进行核对，发现就地显示正常水位。经过一段时间摸索，基本掌握其调节规律，能够在保障机组安全运行的情况下，将其端差控制在4〜69。通过及时调节高加水位,尽量使水位位于安