1000MW机组热经济性分析与提升途径

1000MW机组热经济性分析与提升途径

郝慧欣

天津国投津能发电有限公司 300480

摘要：近几年，煤炭价格因供求关系等因素影响波动较大，燃煤发电企业煤炭成本在生产总成本中占比较高，为降低燃料成本，大多数企业都采用燃料掺配掺烧技术，掺配掺烧技术的优劣直接影响到机组安全和经济运行。

关键词：1000MW机组；热经济性；提升途径

引言

燃煤为高挥发分、高水分、中低热值、低硫分、难磨、极易着火和燃尽、易结渣、易自燃、低流动性的煤种。为降低燃料成本，某电厂在运行机组大量掺烧燃煤，燃煤掺烧比例在３０％左右，主要燃煤为蒙东燃煤，掺烧过程较为平稳。本文从燃煤掺烧经济性的角度出发，分析卸煤、存煤、上煤、燃煤掺烧对厂用电、主再热汽温度、排烟温度、飞灰及灰渣含碳量等机组参数的影响，量化燃煤掺烧所产生的经济效益。

1燃煤掺烧的经济性分析

1.1飞灰及灰渣含碳量的影响

截取的两段时间段内，1号机组负荷率分别为74％、73％，通过数据比对，掺烧燃煤时考虑燃煤自燃及防爆要求，掺烧燃煤时磨后温度降低，分离器转速降低、一次风量提高、周界风增大，造成锅炉的燃烧效率降低，机械不完全燃烧损失增加，燃煤掺烧后飞灰含碳量增加0.51％，灰渣含碳量增加7.52％，两项合计增加供电煤耗约0.386ｇ／ｋＷｈ。

1.2排烟温度的影响

2022年4月19日－4月24日燃煤掺烧期间，环境温度14.2℃，实际排烟温度125.5℃，锅炉修正后排烟温度128.5℃。2021年10月31日－11月05日未掺烧燃煤期间，环境温度16.4℃，实际排烟温度120.5℃，锅炉修正后排烟温度123℃。经折算以后，空预器排烟温度升高5.5℃，燃煤掺烧后供电煤耗增加约0.825ｇ／ｋＷｈ。

1.3对厂用电率的影响

因燃煤热值较低，机组带同等负荷所需煤量增加，锅炉一次风量、烟气量均不同程度增加，造成引风机电耗、一次风机电耗、磨煤机电耗均增加，通过数据四者叠加后厂用电率升高0.1285％，增加供电煤耗约0.353ｇ／ｋＷｈ。

21000MW机组热经济性分析与提升途径

2.1强化入厂煤管理

一是强化供应商供煤管理，要求所有入厂煤供应商必须提前一天预报供煤热值、硫份、全水、重量，并将以上参数纳入供应商考核条款，提高供煤质量，便于堆存掺配；二是充分运用信息化技术方法，建立燃料信息管理群，煤炭调运人员每天按时发布次日煤炭调运情况，接卸专责人员根据来煤预报，合理制定堆存计划，原则上按热值、硫份分区堆放；三是加强入厂煤验收管理，入厂煤接卸过程中要求每车均采样，若发现入厂煤煤质与预报值偏差较大时，暂停接卸，及时联系经管部及供应商；四是无特殊情况下，入厂煤是第二天出化验结果，化验结果未出来之前，原则上不用于入炉煤掺配。同时，不同种类的煤进厂以后都必须对其进行抽样和化验，严格把守质量关卡，全面掌握燃煤的各项指标，防止个别掺假现象，尽量保证采购入厂的所有煤种都符合掺配掺烧标准；五是化验人员及时对燃煤进行样品检验，把检验出来的结果交给掺配人员，掺配人员再根据检验结果制定掺配方案并实施合理掺配，同时还要把掺配比例发给运行人员，从而保证运行人员有效的进行燃烧调整操作。

2.2掺配煤过程及要求

（１）掺配煤必须指定专人负责，掺配人员应清楚各煤场煤堆热值、硫份，及时了解每日进煤热值、硫份，卸煤时按区堆放便于掺配取煤。（２）建立“斗轮机煤场堆料工作群”，每日将接卸计划发到群内，各斗轮机司机根据接卸计划按区堆放，当班接卸完毕及时将堆料信息（包括煤炭名称、接卸时间、堆存区域）发到群内，便于取煤配煤。（３）强化与运行一部沟通，每日运行一部值长将次日机组负荷曲线发到“入炉煤掺配信息工作群”，掺配人员根据次日机组负荷曲线和厂内存煤情况，制定合理的掺配方案，满足机组带负荷和环保参数要求，同时将掺配方案发到“入炉煤掺配信息工作群”，便于运行一部了解掺配信息做相应燃烧调整。（４）掺配人员发布配煤掺配方案，要明确各种煤的掺配比例以及取煤位置，便于内转煤单位按比例到指定位置取煤，同时要求内转煤单位将每日取煤位置发到“内转煤掺配群”，便于核对取煤位置是否准确。（５）为确保入炉煤掺配质量准确、均匀，对入炉煤掺配量制定在线表格，实时更新，进行分次统计，分班分析。同时为每个煤种制定单独矿卡，内转煤转运时根据实际煤种刷不同的矿卡，一是方便后续统计工作，二是便于分析实际掺配质量和及时调整。（６）在双机运行期间，内转煤单位严格按照掺配比例以１０００ｔ为一轮进行转煤至卸煤沟。每一轮转运过程中各种掺配煤重量偏差控制在８％以内，在转运过程中，每轮掺配严格按相同顺序进行（一车北方煤Ａ，一车中热值煤Ｂ，一车低热值煤Ｃ），如下图所示。若某一种煤掺配比例少，则其他煤按等比例倒至各煤仓，掺配顺序不变，并交叉倒至卸煤沟各仓位，确保掺配均匀；在单机运行期间，因入炉煤量相对较低，为确保每次上煤煤质均匀，每轮掺配煤定为５００ｔ，内转煤单位严格按照掺配比例以５００ｔ为一轮进行转煤至卸煤沟。每一轮转运过程中各种掺配煤重量偏差控制在６％以内，在转运过程中，每轮掺配严格按相同顺序进行（一车北方煤Ａ，一车中热值煤Ｂ，一车低热值煤Ｃ，若某一种煤掺配比例少，则按等比例倒至各煤仓，掺配顺序不变）并交叉倒至卸煤沟各仓位，确保掺配均匀。内转煤单位若因特殊原因，未完成一轮转煤，应及时汇报运行二部掺配人员，及时调整掺配方案。（７）掺配人员每天统计内转煤单位转煤量是否按照掺配比例进行转煤，各种掺配煤转煤量偏差是否在规定范围之内，否则分析原因；检查各种掺配煤是否按规定顺序交叉倒煤至卸煤沟各仓位；定期到煤场查看内转煤单位是否按指定位置取煤，清楚煤场各煤堆存煤量。（８）掺配人员每天及时跟踪掺配煤情况，实时统计掺配数据，及时了解入炉煤质和脱硫入口二氧化硫情况，根据机组带负荷情况，及时调整掺配方案。（９）掺配过程中要注意各煤种之间比例搭配，因该公司锅炉为“Ｗ”型火焰锅炉，设计煤种为无烟煤，根据试验经验数据，掺配过程中烟煤（挥发分高）比例不超３５％，金沙煤（硬度高）比例不超３０％，经济煤种比例不超２０％。（１０）煤场取煤作业时，按照“取旧存新”的原则，结合锅炉燃烧对煤质的要求进行取煤并在煤场示意图上标明取煤位置，最大限度减少存煤存放时间，确保入炉煤质符合要求，减少热量损失。

结语

建议采用高温烟气加热器替代现有电加热器方案。高温烟气从锅炉尾部转向室后烟道标高约63m处抽取，抽取烟气量约占锅炉总烟气量的0.3%，锅炉效率降低量、NOx浓度上升数值极小。增设烟气换热器改造工程的静态总投资为945万元，改造后每年可节省电耗643.2万kWh，年节省费用237.7万元，按静态投资回收法，约4年可收回成本，回收期小于10年，项目可行。

参考文献

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