内容摘要：煤质差、发热量低、细粉颗粒煤所占比例大、超负荷运行、煤的发热量化验数据偏高误差、锅炉入炉皮带称称重值偏大、天气温度高此些因素造成了燃煤发电机组供电标煤耗居高不下。

关健词　燃用煤质、运行方式、管理现状改进

1、概述

鑫盛能源发展有限公司共五套燃煤发电机组,总装机容量为72 MW。五台锅炉均为东方锅炉厂生产的DG75-3.82-17型循环流化床锅炉,汽温为450±5℃、汽压为3.82Mpa；四台汽轮机为东方汽轮机厂生产的N15型纯凝汽式汽轮机：进汽汽温为435±10℃、汽压为3.45Mpa，另一台汽轮机是青岛汽轮机厂生产的C15型抽汽式汽轮机（参数同上）；五台汽轮机均配一台15MW的发电机；此类中温中压参数汽轮发电机组的总效率较低，加之该电厂的燃煤锅炉是DG75-3.82-17型循环流化床锅炉（属洁净煤燃烧发电技术），此类型锅炉的热效率相比较煤粉锅炉的热效率又要低10％左右，现鑫盛能源发展有限公司燃煤汽轮发电机组的总效率约在20.5％左右，由于上述设备的类型特性所决定，故鑫盛能源发展有限公司燃煤发电机组的供电标煤耗（约在605g/kw.h），要较其它高参数及不同锅炉类型发电机组的供电标煤耗(约在400～350g/kw.h)要高的多。

鑫盛能源发展有限公司燃煤汽轮发电机组在2004年5～6月份的供电平均标煤耗高达634～637g/kw.h（电厂内部平均为652g/kw.h）之间，以下就针对此供电标煤耗较高的原因进行分析探讨。

2、煤质差，发热量低，细粒颗粒所占比例大

2002年至2004年阶段燃用的煤种为周边地区的小煤矿产的劣质无烟煤，，煤的低位发热量最低的约在3110kcal/kg，中等发热量的3300 kcal/kg左右（相应占的量大），高的发热量约在3800 kcal/kg左右（所占比例较少）。其原煤粒比度：煤颗粒直径小于1mm的粒径为50—60%，加之大颗粒煤在进行破碎到≤10mm的过程中煤进一步细化，故进入炉内煤粒径在≤1mm的比例就大于60%以上（我公司的循环流化床锅炉是东锅在引进美国的福斯特—惠勒炉型的基础上，针对我国南方无烟煤挥发份低、难燃及我公司提供的燃料品种：劣质煤掺煤矸石，低位发热值为13016kJ/kg，粒比度：煤颗粒小于1mm的粒径为≤30%，其余粒径为≤8mm而进行设计的），这就严重地偏离了锅炉设计工况要求的煤颗粒特性，造成细粉煤一进入炉膛内就随着热烟气上升而被引风机的负压抽带出炉外，此细粉煤由于在炉内停留的时间短，未达到燃烧所需的时间，又未能再次返回炉内进行再燃烧，故而此部分细煤粉未燃烧就被排出，此些未燃烧被排出的煤粉在炉内未产生任何热量但同时又带走锅炉炉膛内的热量（排出空气预热器的温度在145℃左右），另此些煤的热值低，其灰渣量大，由此煤在炉膛内燃烧后排出大量的高温热渣（热渣温度在920℃左右），此部分的热量未能被充分利用而损失掉，故而原煤产汽量很低，造成标煤产汽量低，供电标煤耗高达640g/KW•h以上；其标煤产汽量在7.1Kg～7.90 Kg之间，甚至有时供电标煤耗高达670g/KW•h左右，锅炉热效率低至70%左右。

当燃煤发热量在4500 ～5000 kcal/kg，煤的粒比度有所改变，粒径在≤1mm的细粉状比例在50%以左右（前期锅炉燃烧过此种较高发热量的煤种及后期进行过试验），其标煤产汽量将在8.5吨左右，热效率达到78～80%左右，供电标煤耗600～610g/kw.h左右。

燃煤煤质差、发热量偏低、细粉煤粒颗粒所占比例大，由此就造成供电标煤耗平均上升了30g/KW•h左右，这也是造成鑫盛公司供电标煤耗一直剧高不下的关键所在。

  3、超高负荷运行

SP余热热水锅炉(年产150万吨旋窑水泥熟料生产线的窑尾锅炉)未投入运行时，四炉带五台汽轮发电机发电时，每台锅炉产汽量要达81吨/h以上，且还满足不了五台汽轮发电机满负荷发电的用汽需量，此种发电运行工况，锅炉燃烧用风量大，造成烟气流速上升，排烟温度也同步升高，四炉四机或五炉五机运行时（锅炉产汽量在78吨/h左右），锅炉的排烟温度平均在110℃左右，而四炉带五机发电运行，锅炉的排烟温度平均在130℃左右，烟气温度平均升高约在20℃，另细煤粉也带走大量的热量，此造成锅炉的热效率下降约2.2%（烟气温度每升高9℃，热效率约下降1%），锅炉的热效率每下降1%，供电标煤耗将上升7.55g/KW•h，如果锅炉的热效率下降约2.2%，那供电标煤耗将上升16.6g/KW•h左右；为此锅炉四炉带五机高负荷发电运行造成锅炉热效率下降，供电标煤耗也就相应增大。

4、煤的热值化验数据值产生偏高误差

集团质检中心抽检煤的发热量数据四月份平均值为3669 kcal/kg，本厂检验煤的发热量数据四月份平均值为3943 kcal/kg，煤的发热量数据共高出274 kcal/kg，此实际燃煤发热量值低于化验数据值，就造成供电标煤耗增高（如2004年4月份电厂统计耗煤总量为51831.6吨，供电量为4349.1155万KW•h；按煤的发热量3669千卡/公斤计算，供电标煤耗为625g/KW•h；若按煤的发热量3943千卡/公斤计算，供电标煤耗为671g/KW•h；此发热量误差274 kcal/kg，就造成供电标煤耗增高了46g/KW•h）；此煤的发热量值数据误差高出274 kcal/kg，就相当实际燃煤的发热量值少了274 kcal/kg，故计算得出的供电标煤耗就将高出46g/KW•h。

5、锅炉入炉皮带称称重值偏大

锅炉燃烧运行中的实际燃煤量未达到称重值（2004年几个月用煤盘点时，每月盘点都是多出3000吨左右，由此得出锅炉实际燃煤量小于皮带称向称重的量），此也是造成供电标煤耗增高的一个原因，2004年4月份电厂皮带称累计耗煤总量为51831.6吨，实供电量为4349.1155万KW•h，计算出的供电标煤耗为625g/KW•h；若皮带称累计耗煤总量为51831.6吨减去实际盘点多出的2500吨，则供电标煤耗应为595g/KW•h；

 6、天气温度升高

2004年5～6月份天气气温达32℃以上，汽轮发电机组的发电汽耗率有所增加；在2004年11月份气温低时汽轮发电机组的发电汽耗率为每千瓦时4.50Kg蒸汽（未投用SP余热锅炉时），而04年4月份后天气温度逐步升高，发电汽耗量升为每千瓦时4.62Kg蒸汽（未投用SP余热锅炉时），天气温度升高造成发电汽耗率每千瓦时增加了0.12Kg蒸汽，若按五台发电机组合计每小时发电72MW计算，则每小时相当于要增加8.64吨蒸汽，若按标煤产汽量8.0吨蒸汽计算，需1.08吨标煤，也就相当每小时发电72MW时工况下的发电标煤耗要增加15.0g/Kwh（供电标煤耗则要增加16.6g/Kwh）。

7、结束语

   综上分析探讨，只要上述几项原因有其中某项存在，都将使发电机组的供电标煤耗增高。但煤质差、发热量偏低、细粉煤粒颗粒所占比例大，将造成供电标煤耗上升30—60g/KW•h之间，这是造成鑫盛公司供电标煤耗在2004年5、6月份一直剧高不下的关键所在。电厂要提高经济效益，降低供电标煤耗关键在于提高燃煤质量，主要是提高燃煤的发热量及颗粒的粒比度（减少原煤中细粉比例），抓好煤质取样监督管理工作，确保煤质发热量数据化验的准确性，并做好其它几个方面的偏差纠正，做好安全、连续、稳定、经济运行，提高发电机组运转率。同时要做好SP炉的运行工作，现SP炉投用后，在四炉五机运行工况下(日发电量1670000KW.h),电厂的供电标煤耗可下降约20.71 g/KW•h，其经济效益是可观的，SP炉投用为电厂降供电标煤耗创造了很好的条件；只有做好上述各项工作，鑫盛电厂才能彻底降低供电标煤耗高的状况，从而达到公司下达的考核指标，才能使电厂产生最大的经济效益。

注：自2005年后, 鑫盛能源发展有限公司开展了一系列的如: ① 进行提高锅炉燃烧效率、降低飞灰烧失量的燃烧调整试验，做到锅炉在不同的负荷、不同的煤种热值下，匹配最佳的锅炉用风量、料层厚度、氧量从而使锅炉的热效率最高（吨煤产汽量最高），达到降低供电标煤耗的目的；② 严抓安全生产，严守规程、规范操作，杜绝由于误操作而造成事故停炉及频繁启炉现象；③ 做好锅炉的每次点火启炉工作，在规程允许的参数范围内缩短点火启炉时间，从而达到节约点火用油、煤、电及减少蒸汽排空时间，将点火的费用降至最低；④开展技术改造，将各风机改造成调速运行，同时抓好降厂用电工作；⑤做好锅炉的计划停炉检修工作，确保锅炉按检修规程进行小、中修，提高锅炉的检修质量，加强锅炉停炉缺陷的检查，最大限度地消除锅炉在运行当中产生的各种缺陷，减少锅炉的启、停次数；⑥做好春天雷雨季节的防潮、防雷工作，做好事故预想工作，避免发生意外突发的运行事故发生；⑦

使用维护好SP炉的本体及供水管、阀，充分利用好旋窑窑尾的余热。现06年开始鑫盛能源发展有限公司的中温中压参数燃煤发电机组供电标煤耗已降至为550~570g/KW.h，此应是同类发电机组最先进的指标值。          

参考资料

1.   岑可法等著：循环流化床锅炉理论设计与运行。北京：中国电力出版社，1999

2.   刘德昌等著:锅炉改造技术。北京：中国电力出版社，2000 

文章作者：广东塔牌集团蕉岭鑫盛能源发展有限公司    广东蕉岭 514100