运行参数耗差分析

null运行参数耗差运行参数耗差分析主讲：陈玉良 运行参数耗差分析运行参数耗差分析一、概述 为节约能源，国内大机组在运行管理中，曾较普遍实行过小指标考核、压红线运行等，即把影响供电煤耗的主要因素分解为运行小指标，并把对各小指标的考核、奖励作为提高机组运行经济性的直接动因。应该说，这一方法对推进电厂节能曾经起到了较好的作用。但是，这种方法由于没能权衡小指标内部的矛盾关系，因而实际上是一种较为片面的方法。例如，在调峰运行中，如果一味采用小指标考核，那么调峰时变压运行就变得不经济了，显然这个结论是不正确的。 近年来一种基于耗差分析的优化运行方法开始应用于大机组经济运行。该方法的原理是，通过对数据、运行统计数据、专项试验数据的分析和整理，找出适合于现有机组状态的各运行参数是基准值。所谓基准值，是指机组在实现最高经济性时所能达到的各运行参数和性能参数的对应值，因此也是运行操作的目标值。在工况变动时，尽可能调整各参数达到基准值。如果被调参数与基准值发生偏离，则利用计算机实时计算各参数的偏差值对供电煤耗的定量影响（称耗差），并求出它们的代数和即总的耗差。通过恰当调节各运行参数，可以将总的耗差降至最小，从而实现机组的最优运行。 二、耗差分析原理二、耗差分析原理 耗差分析是运行优化的核心。耗差分为可控耗差和不可控耗差。所谓可控耗差，是指可通过调整机组的运行方式而加以改变的耗差，如主汽温度、排烟温度、减温水量等耗差。不可控耗差则是无法通过运行调整手段进行控制的耗差，例如环境温度耗差、再热汽压降耗差等。机组在某时刻的运行煤耗等于基准煤耗加上总耗差（可控耗差与不可控耗差之和）。显然，当调整可控耗差之和达到最小值时，各参数达到基准值，煤耗降至最低。 运用耗差分析方法可以对运行中各参数偏差的耗差进行定量计算，实时反映机组当前的运行状况，运行人员则可根据各参数的耗差大小确定优先调节对象，使机组始终保持在较佳的运行水平。 下表列出了某机组在600MW负荷某一时刻的各耗差值（锅炉侧），从表中可知，锅炉侧总耗差为3.47g/kW.h（此时机组的总耗差为6.93g/kW.h）。影响煤耗最大的是锅炉排烟温度，排烟温度高出基准值11℃，影响煤耗2.18g/kW.h，其次是主汽温和再热汽温。运行人员可以根据耗差表，对那些影响机组煤耗大的运行参数首先进行运行方式调整。如为了降低锅炉的排烟温度，可以采取以下措施：1、对锅炉实施吹灰；2、适当降低上层磨煤机出力；3、适当减小锅炉的风量；4、增加燃烧器最上层二次风挡板开度。结合表中主汽温和再热汽温的耗差状况，在当前情况下运行人员可优先选择措施1，加强锅炉尾部烟道尤其是再热器区的吹灰，一方面可以使锅炉的排烟温度下降，同时也可以减小由于再热气温低而造成的耗差。经过吹灰以后，应根据锅炉的主、再热器温度的偏差情况来决定是否进一步采取措施2、3和4。在需要采取措施3时，应密切监视飞灰含碳量的相应变化，防止该项耗差过多上升。总之，在调整运行方式时，某项耗差的下降可能会引起其他几项耗差的变化，而这些耗差的变化也立即实时计算并给出显示，使运行人员在改变运行参数时又量的指导。从而不会出现经调整后的可控耗差的总量反而上升的不利结果。 某600MW机组满负荷运行某一时刻各项耗差分布（锅炉侧） 表中第9项和第10项为不可控耗差某600MW机组满负荷运行某一时刻各项耗差分布（锅炉侧） 表中第9项和第10项为不可控耗差三、基准值及其曲线三、基准值及其曲线 根据耗差分析原理，参数基准值是可控参数的一组特定取值（称基准参数），他们使机组在最小煤耗下运行。最小煤耗称基准煤耗，它由一组基准值决定。每一参数的基准值都应是最优值，不论该参数从哪个方向偏离基准值，对总煤耗的影响都是不利的。有些基准值对总煤耗是单向影响的，例如主蒸汽温度总是越高越好，但其上线不应超过设计值，因此这类参数（如主汽温度）的基准值就选为他们的设计值。 基准参数的数值应具有可操作性，即他们是运行人员经过调整可以达到的目标，在确定基准参数项时，只需将对机组煤耗影响较大的那些关键参数入选基准参数，而不必也不可能考虑所有的可调参数。各基准参数必须彼此独立，不能互相导出。不然有可能导致耗差的重叠计算而使计算总耗差高于实际总耗差。例如在选定排烟温度、飞灰含碳量和排烟氧量为基准值后，就不可以再将锅炉效率作为基准参数，因此前三者耗差之和就是锅炉效率的耗差值。 所有基准值都是机组负荷的。而锅炉侧的基准值有些还同时是煤质和环境温度的函数。以锅炉排烟温度为例，白天与晚间的环境温度差别较大，夜晚气温低时空气预热器进风温度下降，会导致排烟温度降低。如果此时的排烟温度基准值不相应降低，则会导致在不进行任何操作的情况下排烟温度耗差以及总耗差自动减小的现象。这不仅使总的耗差平衡产生问，也会对运行人员进一步降低排烟温度产生误导。 基准值通过对设计数据、运行统计数据、历次试验数据的分析和整理取得。其准确性和完整性直接影响优化操作的可信性和广度。进行基准值试验时，必须消除设备缺陷，使所有运行设备在较佳的状态下运行。应保证各运行表计和在线监测装置（锅炉飞灰含碳量测定仪）的准确性。通过进行各挡负荷、各小指标变化条件下的煤耗试验，获得各挡负荷的最佳指标（基准值）和各种小指标对煤耗的影响曲线。当然，一些小指标的影响曲线也可以借助计算得到。机组一旦进行检修以后，应根据机组试验的结果对机组各运行参数的基准曲线进行必要的修正。 四、锅炉侧参数（指标）的耗差计算四、锅炉侧参数（指标）的耗差计算 耗差计算的目的是确定参数x1单位变化所造成的煤耗偏差。就锅炉侧而言，这些参数主要是排烟温度、飞灰含碳量、排烟氧量、主汽压力、主汽温度、再热汽温度、过热器减温水、汽水损失等。为便于运行分析，本节还给出其它一些运行参数对锅炉经济性影响的估算公式。这些公式对于从事电厂节能工作的同志是十分有用的。 （一）锅炉效率耗差 锅炉效率耗差是指当锅炉实际运行效率与锅炉基准效率之差为Δη时，机组煤耗的变化量Δbs。锅炉排烟温度、排烟氧量、飞灰含碳量等基准参数变化对机组煤耗的影响都是通过锅炉效率耗差的计算而得到的。锅炉效率耗差按下式计算： Δbs=(-bs/η) Δη (1) 式中η----锅炉效率（取变化前的值，即基准效率），%； Δη----锅炉效率变化量，%； bs----供电标准煤耗（取变化前的值，即基准煤耗）， g/kW.h Δbs----供电标准煤耗变化量， g/kW.h 基准煤耗按下式计算（或查基准煤耗曲线），即 bs={1.229/[ηηpηe(1-ε)]} ×106 (2) 式中ηp、ε----管道效率、厂用电率； ηe----装置效率，ηe=3600/q q----汽轮机热耗率， kJ/kW.h 式（1）表明，锅炉效率变化对煤耗的影响程度，取决于机组煤耗和锅炉效率。机组煤耗越高，锅炉效率越低，则单位锅炉效率变化引起煤耗的变化就越大。（二）排烟温度耗差（二）排烟温度耗差 根据GB10184—1988，排烟损失q2(%)的计算式为 q2=k(θ-t0) 100 (3) k=(Vy/Qnet,ar)cy 式中t0----环境温度，℃； k----相对烟气比热容。 k主要与煤收到基水分Mar和排烟过量空气系数αpy有关，其统计计算公式为 k=(0.00054+3.0×10-6Mar)(αpy/1.5) (4) 式（7-3）对排烟温度θ求偏导数，得θ每变化1 ℃， q2的变化量为k。锅炉效率的变化量Δη（与q2反号）则为 Δη=-kΔθ×100 (5) 式中Δθ----排烟温度变化量，Δθ=θ-θ0， ℃； θ0----排烟温度基准值， ℃。 取得Δη的值之后，即可按式（1）计算机组煤耗的变化量Δbs（即排烟温度耗差）。排烟温度对经济性影响的大致范围可从式（3）和式（1）计算，列于下表。 注 表中数据的计算条件为 αpy=1.3~1.5，η=91%~93%， bs=300 ~330 g/kW.h。（三）环境温度耗差（三）环境温度耗差 式（3）中的环境温度t0与设计值产生偏差时，会导致排烟损失q2的变化，从而使煤耗发生变化。在相同排烟温度下，单独考虑环境温度偏差时的锅炉效率变动按式（6）计算，即 Δη=kΔt0×100 (6) 式中Δt0----环境温度偏差，Δt0=t0’-t0； t0’ 、t0----环境温度实际值、环境温度基准值，℃； k----相对烟气比热容，按式（4）计算。 机组煤耗的变化量Δbs仍由式(1)计算。注意这里的t0’ 是环境温度而不是空气预热器的入口风温，在暖风器投入的条件下，二者并不相等。 比较式（6）和（5）可知，若环境温度和排烟温度同时升高相同数值，则锅炉效率不变。根据空气预热器的传热特性，当环境温度升高时，排烟温度与环境温度的差值减小。由此可知，若排烟温度的升高仅是由于环境温度升高而引起的，那么锅炉效率不仅不降低反而有所提高。这是因为锅炉效率计算时，环境带入的热量未作为输入热量。 （四）过量空气系数（O2量）耗差 令式（3）对过量空气系数αpy求偏导数，得αpy每变化1%时锅炉效率的变化量Δη为 Δη=0.036×（θ-t0）Δ αpy （7） 式中 Δαpy ----排烟过量空气系数变化量，% 利用α=21/(21-O2)，将式（7）变为氧量影响关系式 Δη=[0.756/(21-O2)2] ×(θ-t0)ΔO2 （8） 分析式（8），O2量变化对锅炉效率的影响程度与排烟温度θ和排烟O2量有关，θ越高， O2量越大，影响越厉害。 取得Δη的值之后，即可按式（1）计算出机组煤耗的变化量Δbs（即O2量耗差）。 取得Δη的值之后，即可按式（1）计算出机组煤耗的变化量Δbs（即O2量耗差）。 O2量对煤耗影响的大致范围可按式（8）计算，列于下表。 （五）飞灰含碳量耗差 机械不完全燃烧损失q4(仅考虑飞灰）的计算式为 q4=(337Aar/Qnet,ar)αfh(Cfh/100-Cfh) ×100 (9) 由此式得到飞灰含碳量Cfh每变化ΔCfh锅炉效率变化Δη为 Δη=-bΔCfh×100 (10) b=(33700αfhAar)/[Qnet,ar(100-Cfh)2] (11) 式中 b----系数； αfh----飞灰系数，取αfh=0.9~0.95 一般b×100的值在0.4左右，即飞灰含碳量Cfh每变化1%，锅炉效率变化约0.4%。式（11）表明，煤质越差（发热量Qnet,ar低、灰分Aar高）、Cfh越高，Cfh对锅炉效率的影响也越大。 飞灰含碳量耗差根据Δη值按式（1）计算。 （六）暖风器耗差（六）暖风器耗差 锅炉投入暖风器后，空气预热器进风温度升高，导致排烟温度升高。但排烟温度升高的数值Δθ小于进风温度的升高值Δt 。期间的关系为 Δθ=εΔt (12) ε=（θ1-θ2）/（θ1-t1) 式中ε----升温系数； t1、θ1、θ2----空气预热器进口风温、进口烟温、出口烟温（均取暖风器投入前的数值）， ℃。 大型锅炉的ε值大致在0.6到0.65之间。 本节所指暖风器耗差并不是指排烟温度升高引起的煤耗增加，因为这个影响已归结在排烟温度耗差中计算过了。所谓暖风器耗差是指由于投入暖风器，使锅炉输入热量增加而引起的煤耗降低。暖风器耗差Δbs按式（13）计算，即 Δbs=bs[(1/r)-1] (13) r=(Qnet,ar+Qnf)/Qnet,ar Qnf=β(hnf2-hnf1） 式中bs----投暖风器前的机组煤耗， g/kW.h； r----系数； Qnet,ar------煤低位发热量， kJ/kg； Qnf----外来热量，kJ/kg； β----暖风器空气系数； hnf2、hnf1----暖风器进、出口的空气比焓， kJ/kg。 式（13）中等式右边恒为负值，表明暖风器耗差可以部分抵消由式（5）引起的排烟温度耗差。当然耗差分析中如果计及了暖风器耗差，汽轮机要计算投入暖风器后的热耗增量，这个计算此处不再赘述。（七）过热器减温水量耗差（七）过热器减温水量耗差 本节第（七）项直至第（12）项耗差的具体数值，都是针对我国具有典型热系统参数的亚临界600MW级机组计算得出的。他们给出了大机组主要耗差的基本的数量概念。对于300MW级机组、1000MW级机组（包括一次再热的超临界级组），由于其热系统结构和循环参数都彼此相似，因而作为基本的估计，上述耗差的数值与600MW级机组差别很小。 过热器减温水一般引自给水泵的出口或泵的中间抽头，此时过热器喷水可视作一小股绕过高压加热器进行热力循环的工质。因这一部分工质的回热程度较低（只经过低压加热器），故当喷水量增加时，机组效率降低而使煤耗增加。有的超临界机组，过热器喷水引自省煤器出口，并不绕过高压加热器，故其喷水量就不再影响煤耗。 对于600MW级机组，减温水每增加1%，标准煤耗增加0.036%（相对值），且与负荷无关。此处标准煤耗系根据式（2）计算的，式中取η=0.925，ε=0.05。在切除高压加热器运行情况下，过热器减温水量对机组经济性没有影响。 （八）再热器减温水量耗差 再热器减温水使煤耗增加的原因，是喷入再热器的减温水经历一个中压循环，与其余给谁相比（他们经历的是高压循环），其循环热效率自然要低的多。也可以这样理解：当给谁喷入再热器后，他的做功仅限于中、低压缸，少做的功量与少吸收的热量相比，前者相对更多一些，故经济性降低。 再热器的减温水对经济性影响的程度还与喷水的分流点有关。与分流点在给水泵出口的系统相比，分流点在高压加热器出口的系统，由于再热器喷水经过高压加热器的部分会增加主气流的抽气系数，因而经济性的降低要小一些。 对于喷水分流点在给水泵出口的减温水系统，再热器喷水每增加1%（指与主汽流量之比），标准煤耗增加0.35%（相对值）。对于喷水分流点在高压加热器出口的系统，再热器喷水每增加1%，标准煤耗增加0.35%（相对值）。切除高压加热器运行时，上述经济性降低分别为0.34%和0.30%。 示例：某600MW机组，过热蒸汽流量D0=1935t/h，再热器喷水量为Dzr=90.8t/h，该机 示例：某600MW机组，过热蒸汽流量D0=1935t/h，再热器喷水量为Dzr=90.8t/h，该机 组标准煤耗为bs=328.5 g/kW.h。试计算再热器减温喷水量耗差。 解：再热器喷水率s=Dzr/D0×100%=4.692% 标准煤耗相对增加：δbs=4.692×0.38×100%=1.783% 耗差（即标准煤耗增加值）：Dbs=δbsbs=5.86 g/kW.h 分析：对于本例，若能通过燃烧调整的方法将再热汽温降至额定值而不投减温水，就可节省标准煤5.86 g/kW.h，这是很可观的。 （九）主汽温、再热器温耗差 主汽温、再热器温对标准煤耗的影响，锅炉额定汽温为541/541℃的亚临界机组，在额定负荷下，主汽温每降低10 ℃，标准煤耗约增加0.30%（相对值）；再热器温每降低10 ℃，标准煤耗约增加0.24%（相对值）。若机组运行标煤耗是330 g/kW.h，那么对标准煤耗的相应影响分别为1.0 g/kW.h和0.8 g/kW.h。 低负荷运行时，过热气温的耗差降低而再热器温的耗差升高，如在75%MCR下，过热气温每降低10 ℃，耗差降低至0.86 g/kW.h。而再热器温每降低10 ℃，耗差则增加到0.90 g/kW.h。 （十）主汽压力耗差 主汽温度不变而主汽压力降低时，新汽的比焓值增加而汽轮机理想焓降减少。这一点从焓熵图很容易看出。因此，单纯的主汽压力降低会引起煤耗增加。主汽压力每降低1MPa，亚临界机组煤耗约增加0.45%（相对值）。但不能就此得出滑亚运行效率低的结论。与定压方式相比，在气压降低的同时，部分负荷下汽轮机调门节流损失减小、高压缸内效率增大、给水泵耗功降低。这样，在负荷低于某一值以后，主汽压力耗差、高压缸效率耗差和给水泵耗差的总和开始降低。 （十一）给谁温度耗差（十一）给谁温度耗差 此处所说给水温度耗差是指当高压加热器切除时给水温度降低引起的煤耗升高。这种情况由于回热程度受到较大消弱，故循环热效率降低较多。计算表明，亚临界机组给水温度每降低10℃，标准煤耗相对增加0.3%。这里要说明的是，当给水温度变化时，有可能影响到锅炉的排烟温度从而引起锅炉效率的变化。但由于排烟温度的耗差是单独计算的，因此排烟温度的变化尽管可以是由给水温度降低引起的，但它并不影响给水温度耗差即0.3%这个数值。这是耗差分析中的一个非常重要的独立原则。 （十二）汽水损失耗差 锅炉汽水损失是工质在最高能位下的能量丢失，因此他们影响煤耗很大。汽水损失每增加1%，供电煤耗增加3.0到3.5 g/kW.h。这个关系与负荷高低、高压加热器投停无关。 （十三）其它影响锅炉经济性的估算关系 1、磨煤机出口温度对排烟温度的影响 当开大热风门使磨煤机出口温度升高时，流经空气预热器的风量增加、排烟温度降低。通常磨煤机出口温度每升高15℃，排烟温度降低4到5 ℃。 2、炉膛、制粉系统漏风对排烟温度的影响 炉膛、制粉系统漏风均导致流经空气预热器的风量增加、排烟温度降低。大致估计为：漏风系数每增加0.01，影响排烟温度1.0到1.2 ℃。对于正压直吹式制粉系统，密封风进入磨煤机相当于负压系统的漏风。 3、炉膛氧量对飞灰含碳量的影响 不同炉膛、燃烧设备、煤质以及负荷时，炉膛氧量的影响都不相同。炉膛氧量在小于临界值时对飞灰含碳量影响很大，针对一个特定锅炉进行的燃烧计算表明，当氧量低于2.5时，对于烟煤，氧量每降低0.1%，飞灰含碳量约增加0.07%，对于贫煤，氧量每降低0.1%，飞灰含碳量约增加0.086%。以上结论是在煤粉细度R90=15%的情况下得到的。 4、煤粉细度对飞灰含碳量的影响 煤粉细度对飞灰含碳量的影响也较为复杂，主要与煤种自身的燃烧性能有关，针对一个特定锅炉进行的燃烧计算表明，对于烟煤，煤粉细度R90每增大1.0%，飞灰含碳量约增加0.22%，对于贫煤，R90每增大1.0%，飞灰含碳量约增加0.27%。以上结论是在炉膛过量空气系数α=1.2的情况下得到的。 5、环境温度对排烟温度的影响 在暖风器停运时，环境温度对排烟温度的影响按式（12）计算。根据该式，环境温度每升高10 ℃，排烟温度约升高5到7 ℃。当暖风器投运时，空气预热器进风温度每升高10 ℃，排烟温度约升高5到7 ℃。