发电厂330MW燃煤机组低负荷运行的经济性分析

发电厂330MW燃煤机组低负荷运行的经济性分析

陈文凯

广东省韶关市韶关发电厂运行部  广东韶关  512132

摘要：随着电力建设的快速发展和供需关系趋于平衡,燃煤机组利用小时数逐年下降,机组长期处于低负荷的"非经济负荷区"运行.文中分析研究了韶关发电厂330MW燃煤机组低负荷运行现状及对经济性的影响,从优化机组设备运行方式,加强设备技术改造等方面提出了提高机组低负荷运行经济性的有效措施.

关键词：发电厂  燃煤机组低负荷运行    经济性

1. 目前燃煤电厂规模及负荷运转概述

随着我国经济建设的不断加速发展，日常的能源结构也产生了一定比例的调整，以光伏能源、风电为代表的新兴能源虽然逐步的走向了市场，但是由于受到环境、人文等因素的制约和影响，燃煤发电厂依旧在我国电能输出系统占据着不可替代的地位。根据国家的宏观调控，燃煤机组已经逐步的着手实施了“抓大放小”工程，逐步的淘汰了200MW以下的中小型燃煤机组，但是，大型燃煤机组由于适应负荷变化的周期要比其它类型发电厂的周期长，不容易适应昼夜负荷差的变化，因此，一些330MW及以上燃煤电厂运行机组不得不进行负荷调节。

2.  燃煤电厂机组低负荷运行安全保障

    在低负荷下，燃煤电厂机组运行安全的关键是汽轮机组，而汽轮机组的安全问题主要是在两个方面，一个是低压缸出口过热，一个是末级叶片的损坏。同时，锅炉也存在空预器及烟道容易堵灰，腐蚀的问题。

2.1 低压缸出口温度的问题及解决方法

一般来说，凝汽器那里的温度大概是那个压力下的饱和蒸汽的温度。汽轮机低压缸出口处的温度受外界环境因素影响较大，夏季应严格控制在65℃以下，冬季应控制在15℃以上为宜。在低负荷下，低温蒸汽流量不足以带走低压缸内由于鼓风摩擦而产生的热量，从而引起排汽温度升高，排汽缸的温度也随之升高。排汽缸温度过高会引起汽缸较大的变形，破坏汽轮机动静部分中心线的一致性，严重时会引起机组振动或其它事故发生。

出现此类情况时，为了控制汽轮机排气缸温度，此低压缸末级叶片出口处装设了喷水降温装置。一旦低压缸出口温度接近临界值时，就必须采取多重降温措施对其实施降温。

这里有一个值得注意的问题就是低压缸排气温度和和压力是有一定的关联的，比如在冬季，当循环水温度低于十度时，凝汽器真空一般能达到-99KPa，如果当地的大气压力为0.1013MPa，那么对应的排汽压力就是13kpa（0.0013MPa），排汽压力不仅仅取决于凝汽器的真空，还取决于当地的大气压。所以低压缸排汽温度和排汽压力没有固定的数值。

2.2 末级叶片的水蚀问题及解决方法

汽轮机低负荷运行，会直接导致末级叶片的水蚀增加，其原因是喷水湿气在末级叶片根部和叶顶形成进出循环，同时，偏离设计工况低负荷下运行时蒸汽中的固有湿气也加重了末级叶片水蚀。2021年6月，对10#机组汽轮机低压缸检修中发现，其末级动叶片水蚀严重，在进汽边背弧，有一长度为1800-220mm冲蚀边际，冲蚀深度大约在1-2.5mm;在进汽边叶顶与拉筋处，最大冲蚀深度达3.5mm；低压缸隔离静叶从12/18级开始存在明显水冲刷痕迹。

出现此类情况时，考虑末级长叶片水冲蚀的大机组调峰或低负荷运行方式，用三元流理论验算并有选择性地进行流场和动应力实测，以确定机组带最低负荷的安全限制值。应合理安装低压缸喷水装置，避开末级叶片，防止水蚀发生。低负荷时，要保证真空良好，减少蒸汽湿度，降低末级叶片承受的冲击。

2.3 空预器及烟道腐蚀的问题及处理方法

燃煤机组低负荷时，锅炉空气预热器及尾部烟道容易出现堵灰、腐蚀的问题。一方面是因为空预器受热面温度低且可能低于烟气露点，出现酸露。另一方面低负荷运行时，烟气中过剩氧量大，容易产生更多的SO3，加重酸腐蚀。

可以采用热风再循环，将部分热风送回送风机进行再循环以提高空预器进口风温。这样可以使空预器进口风温增大50℃左右，基本不会影响锅炉效率。如果入口风温提高太多，会降低锅炉效率。还可以考虑在容易出现酸腐蚀部位选取耐腐蚀材料进行防护。

3. 提高燃煤机组低负荷运行的经济性

3.1 二者之间的矛盾点

燃煤电厂机组没有达到满负荷运行，理论上来讲就实现不了效能最大化，而直接受到影响的就是整体的经济效益。但是由于受到峰谷值调控的主观因素影响，燃煤电厂330MW机组又不得不在特定的时间段采取低负荷运行。这就造成了低负荷运行与提高经济效益之间的矛盾。截至目前的技术工艺水平来看，是没有一个两全其美的办法的，那就只能从燃煤电厂自身的“开源节流”上下功夫，以期望在低负荷运行下能达到一个较高的经济效益值。

3.2 节能改造，向技术要效益

3.2.1 提高燃煤率

燃煤电厂机组的运行，有些参数看似是固定的，其实很多时候是个变量值，首先从燃煤效率上来说，就有很大的提升空间。根据国外数据显示，日本、韩国、意大利等国家生产1KW的电能所需要用煤是300克，而我们国家则最少需要330克左右，如果我们能从中寻找新技术突破口的话，单仅此一项，将给我们带来的经济效益就是非常巨大和可观的。

截至目前，上海外高桥第三发电有限公司进行的技术革新值得关注，该厂进行的技术革新成果是生产一千瓦时电仅用煤282克，按照拥有2台100万千瓦超临界燃煤发电机组来算，其运行效率比全国水平提高了24%。按照一个涡轮机组每分钟3000转，每分钟发电5000千瓦的平均值来计算，节约了相当于传统常规电厂要生产26亿千瓦时所消耗的能源和产生的排放。

3.2.2 降低水耗

    传统燃煤电厂基本上都采用的是湿冷技术，湿冷技术因为季节的原因产生的水资源消耗是不一样的，一般情况来说，夏季的时候采用双循环泵运行模式，维持冷却倍率在50以上的最高消耗情况下，已经运行的水塔淋水密度应严格管控在8.吨/平米/小时；而在冬季，要有一个节水的运行模式，单元制机组要采取单循环泵运行模式，只需要把水温控制在6℃左右就可以了。

另外，目前有的企业已经采取一种冷却塔节能节水系统，其原理是根据高效雾化降温来降低蒸发损耗，进而达到提高水循环利用和减少水蒸发向环境扩散的节能目的。但是由于这个项目目前仅在国内部分燃煤厂进行试验性操作，可供参考的实例或技术参数并不多，无法计算实际的节能总量，不过相对而言，这项技术的可操作性还是值得关注的。

4. 结束语

虽然经过电力系统改革，尤其是“厂网分离”措施落实后，燃煤电厂在发展中受到了一定的制约，特别是燃煤电厂用煤完全是市场价格之后，燃煤电厂作为一个独立的运营实体，如何实现效能最大化、如何实现利润最大化是摆在面前的一个很重要的问题。但是由于燃煤电厂在用电峰值时的负荷调节作用是水电以及其它电能企业所不能替代的。所以，燃煤电厂在今后一段时期内，仍旧会占据我国电能输出企业相当大的一个比重。做好内部的“开源节流”、做好基础的成本核算、做好优化的人力资源管理、做好先进的计算机网络化控制，将势必增加燃煤电厂新的利润渠道，使得燃煤电厂更具强大的市场竞争力。

参考文献：

[1]姚勇，浅议如何提高燃煤厂的经济效益， 会计师，2009（3）.

[2]龚询洁.热力设备的腐蚀与防护[M ]．北京：中国电力出版社．1998. 5．

[3]张广才，周科，鲁芬等燃煤机组深度调峰技术探讨[J ]．热力发电2017,46（9）：17-23．