锅炉耗差分析和经济运行优化文档格式.docx

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式中x*1，x*2，…，x*n------锅炉各个相关运行参数基准值。

根据微积分原理，当锅炉运行参数偏离基准值不大时，火力发电机组实际运行时的供电煤耗率y相对基准供电煤耗率的增量可表示为：

Δy＝y－y*＝

Δx1＋

Δx2＋…＋

Δxn

式中Δxi------锅炉各运行参数与基准值之差，Δxi＝xi－xi*（i＝1,2,…,n）

Δxi------锅炉各参数单独影响时所产生的火力发电机组供电煤耗率偏差

定义锅炉运行各参数xi的火力发电机组供电煤耗率偏差Dxi为：

Dxi＝

Δxi（i＝1,2,…,n）

式中

------锅炉运行各参数xi单位变化时所产生的火力发电机组供电煤耗率偏差。

因此火力发电机组总的供电煤耗率偏差Δy为：

Δy＝

Δxi

即总的供电煤耗率偏差Δy等于各参数xi变化时所产生的供电煤耗率偏差之和。

而当锅炉运行参数偏离基准值时，火力发电机组供电煤耗率可以从总的供电煤耗率偏差Δy计算得出，计算式为：

y＝y*＋Δy

火力发电机组供电煤耗率耗差Dxi可以分为可控耗差和不可控耗差两类。

所谓火力发电机组供电煤耗率可控耗差是指通过调节火力发电机组的运行方式而加以改变的供电煤耗率耗差。

例如锅炉运行过程中的主蒸汽温度、主蒸汽压力、排烟温度、烟气中的氧含量、飞灰含碳量、过热蒸汽喷水量、再热蒸汽温度、再热蒸汽喷水量、汽水损失等均是火力发电机组供电煤耗率的可控耗差。

所谓火力发电机组供电煤耗率不可控耗差是指无法通过运行调节手段进行控制的供电煤耗率耗差。

例如环境温度耗差、再热蒸汽压降耗差等均是火力发电机组供电煤耗率的不可控耗差。

火力发电机组在某一时刻的供电煤耗率等于基准耗差y*加上总耗差Δy（不可控耗差和可控耗差之和）。

显然，当调整可控耗差之和达到最小值时，火力发电机组各参数值达到基准值，火力发电机组的供电煤耗率就能够降至最低。

火力发电机组运行过程中，锅炉运行参数对火力发电机组的供电煤耗率起着至关重要的影响，如果充分考虑锅炉运行参数对火力发电机组供电煤耗率的影响，并且通过运用耗差分析方法对锅炉运行中各参数偏差产生的机组供电煤耗率影响程度进行定量计算，实时反映火力发电机组当前的运行状况，运行人员就能够对锅炉运行时的各参数的耗差大小确定优先调节对象，确保锅炉运行的最佳效率和保持火力发电机组在较佳的经济运行工况。

由于现代信息技术和计算机技术不断融入到现代火力发电生产工艺设备当中，对锅炉设备运行实时运行参数的耗差监测、调整和控制已成为可能，也为火力发电经济运行与节能降耗提供了一种重要手段。

显然，依据锅炉设备运行参数的耗差分析进行运行优化，不仅可以根据锅炉设备实际经济运行工况确定最优的运行方式，而且还充分考虑和兼顾锅炉设备运行各参数之间相互影响难以确定锅炉最优经济工况的矛盾，要比单纯对锅炉设备运行各经济指标参数单独监测、调整和控制更加全面和科学。

同时，依据锅炉设备运行参数的耗差分析进行运行优化，是对锅炉运行过程中的所有时刻的全程控制，相比较而言，锅炉设备运行各经济指标参数单独监测、调整和控制主要是强调锅炉运行中的某一时段的控制，明显时刻的运行经济性监测、调节和控制要比时段的运行经济性监测、调节和控制节能降耗的效果要更全面与更科学。

根据耗差分析原理，锅炉运行过程中的参数基准值是可控参数的一组特定取值（称基准参数），在基准参数条件下运行能够使火力发电机组在最小的供电煤耗率下运行，使火力发电机组获得最大的经济性。

其最小供电煤耗率也称基准供电煤耗率。

因此基准供电煤耗率是由一组运行参数的基准值决定的。

每一组运行参数的基准值应都是最优值，不论该参数从什么方向偏离基准值，对火力发电机组供电煤耗率的影响均是不利的。

其中有些基准值对总的供电煤耗率的影响是单向的，例如锅炉主蒸汽温度，在其上限不超过金属材料的设计值，温度越高越好。

。

而有些基准值对总的供电煤耗率的影响则是多向的，例如排烟中的氧含量，排烟中的氧含量高将会导致锅炉排烟热损失增加，使火力发电机组供电煤耗率增大，但是排烟中的氧含量过低又会使燃料的未完全燃烧热损失增大，同样会使火力发电机组供电煤耗率增大。

选择的锅炉运行过程中的基准参数值应都具有可操作调节性，即所有的基准参数由锅炉运行人员经过调整均可以达到目标值。

在确定基准参数项时，只需要将对火力发电机组供电煤耗率影响较大的那些关键参数选择为基准参数，而不必也不可能考虑火力发电机组运行的所有可调参数。

同时要求各基准参数必须彼此独立，不能互相导出。

否则有可能导致火力发电机组运行时供电煤耗率耗差的重叠计算而使总耗差高于实际总耗差值，从而失去对锅炉运行最优运行方式的指导作用。

例如：

在选定排烟温度、飞灰含碳量和排烟氧含量作为耗差分析的基准值后，就不能再以锅炉效率作为基准参数，因为排烟温度、飞灰含碳量和排烟氧含量的耗差之和就是锅炉效率的耗差值。

所有基准值都应是火力发电机组负荷的函数。

而锅炉运行的基准值有些同时是煤质和环境温度的函数。

以锅炉排烟温度为例，白天与夜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少的现象。

这样不仅会使总的耗差平衡产生问题，也会对运行操作人员进一步降低排烟温度的努力产生误导。

锅炉运行的各组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度和广度。

进行锅炉运行的各组基准值试验时，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的准确性。

通过对不同负荷、各小指标变化情况下的机组煤耗率试验，获得不同负荷时的最佳指标（即基准值）和各小指标对机组煤耗率的影响曲线。

同时，有些小指标的影响曲线也可以借助计算方法得到。

当机组一旦进行检修以后，应根据机组的试验结果对机组的各运行参数的基准曲线进行必要的修正。

三、锅炉运行参数的耗差计算方法

锅炉运行参数耗差计算的目的是确定参数xi单位变化所产生的供电煤耗率偏差。

就锅炉而言，运行参数主要包括排烟温度、飞灰含碳量、排烟氧含量、主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、过热器减温水、再热器减温水、汽水损失等。

（1）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，机组供电煤耗率的变化量Δbs、锅炉排烟温度、排烟氧含量、飞灰含碳量等基准参数变化对机组供电煤耗率的影响都是通过锅炉效率耗差的计算而得到的。

锅炉效率的耗差可按下式计算：

Δbs＝—bs/η×

Δη

式中η------锅炉效率（取变化前的值，即基准效率），％；

Δη------锅炉效率的变化量，％；

bs------供电标准煤耗率（取变化前的值，即基准供电煤耗率），g/KWh；

Δbs------供电标准煤耗变化量，g/KWh。

机组供电煤耗率基准耗差按下式计算：

bs＝1.299/ηηpηe（1－ε）×

105

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/KWh

锅炉效率耗差计算可以表明，锅炉效率变化对机组供电煤耗率的影响程度取决于机组供电煤耗率和锅炉效率。

机组供电煤耗率越高，则锅炉效率变化所引起的机组供电煤耗率变化就越大，机组供电煤耗率耗差就越大。

（2）排烟温度耗差

根据GB10184--1988，排烟热损失q2的计算式为：

q2＝κ（θ－t0）

κ＝Vy/Qnet,ar

式中t0------环境温度，℃；

κ------相对烟气比热容。

κ主要与煤的受到基水分Mar和排烟过量空气系数αpy有关，其统计计算公式为：

κ＝（0.00054＋3.0×

10－6Mar）（αpy/1.5）

对排烟热损失q2的计算式排烟温度θ求偏导，可以得到θ每变化1℃，q2的变化量为κ，锅炉效率的变化量Δη（与排烟热损失q2反符号）则为：

Δη＝－κΔθ×

100

式中Δθ------排烟温度的变化量，Δθ＝θ－θ0℃；

θ0------排烟温度的基准值。

取得Δη的值之后，就可以按机组供电煤耗率基准耗差公式计算得出机组供电煤耗率的变化量Δbs（即排烟温度耗差）。

排烟温度每变化10℃对锅炉效率的影响大致范围由计算得出，燃用烟煤、贫煤、无烟煤时，大致在0.5％～0.6％的范围内；

燃用褐煤时，大致在0.55％～0.7％的范围内。

排烟温度每变化10℃对机组供电煤耗率的影响大致范围由计算得出，燃用烟煤、贫煤、无烟煤时，大致在1.6g/KWh～2.0g/KWh的范围内；

燃用褐煤时，大致在1.8g/KWh～2.2g/KWh的范围内。

（3）环境温度耗差

排烟热损失q2的计算式中的环境温度t0与设计值产生偏差时，将会导致排烟热损失q2的变化，从而使机组供电煤耗率发生变化，在相同的排烟温度条件下，单独考虑环境温度偏差时的锅炉效率变动可以按照下式计算：

Δη＝κΔt0×

100

式中Δt0------环境温度偏差，Δt0＝t0'

－t0℃；

t0'

、t0------环境温度真实值、环境温度基准值，℃

κ------相对烟气比热容。

按照相κ＝（0.00054＋3.0×

10－6Mar）（αpy/1.5）的计算公式计算。

机组供电煤耗率的变化量按照Δbs＝—bs/η×

Δη计算。

此时应注意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Δη＝－κΔθ×

100和Δη＝κΔt0×

100可知，如果环境温度和排烟温度升高相同的数值，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（例如在夏季），排烟温度与环境温度的差值减小。

由此可知，如果排烟温度的升高仅由于环境温度的升高所引起，则锅炉效率不仅没有降低，反而有所升高。

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。

（4）过量空气系数（排烟氧含量）耗差

对公式q2＝κ（θ－t0）中的过量空气系数αpy求偏导，就可以得到αpy每变化1.0％时锅炉效率的变化量Δη为：

Δη＝0.036×

（θ－t0）Δαpy

式中Δαpy------排烟过量空气系数的变化量，％；

根据排烟过量空气系数和排烟氧含量之间的关系，可以导出与排烟氧含量的关系式为：

Δη＝0.756/（21－O2）2×

（θ－t0）ΔO2

锅炉效率变化量Δη与排烟氧含量之间的关系表明，排烟氧含量对锅炉效率的影响程度与排烟温度θ和排烟氧含量O2有关，θ越高、O2越大，其影响就越严重。

取得锅炉效率变化量Δη值之后，就可以按照Δbs＝—bs/η×

Δη计算出机组供电煤耗率的变化量Δbs（即排烟氧含量耗差）。

（5）飞灰碳含量耗差

固体未完全燃烧热损失q4（仅考虑烟气中的飞灰）的计算表达式为：

q4＝337Aar/Qnet.ar×

αfh×

Cfh/（100－Cfh）

由此式可以得到飞灰碳含量Cfh每变化ΔCfh，锅炉效率变化量Δη为：

Δη＝—bΔCfh×

b＝33700αfhAar/〔Qnet.ar（100－Cfh）2〕

式中b------系数；

αfh------飞灰系数，一般煤粉炉取αfh＝0.9～0.95。

一般b×

100的值取0.4左右，即飞灰碳含量Cfh每变化1.0％，锅炉效率变化约0.4％。

也表明，煤质越差（发热量Qnet.ar低、灰分Aar高）、飞灰碳含量Cfh就越高，飞灰碳含量Cfh对锅炉效率的影响就越大。

飞灰碳含量耗差按照Δbs＝—bs/η×

（6）暖风器耗差

锅炉运行过程中投入暖风器后，空气预热器进口风温升高，将导致排烟温度也升高。

但是排烟温度升高的增加值Δθ小于进口风温升高的增加值Δt。

其之间的关系式为：

Δθ＝εΔt

ε＝（θ1－θ2）/（θ1－t1）

式中ε------升温系数；

t1、θ1、θ2------分别为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），一般大型锅炉ε值大致范围在0.6～0.65。

这里所指暖风器耗差并不是指排烟温度升高引起的机组供电煤耗率的增加，因为这一影响已经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机组供电煤耗率的降低。

暖风器耗差Δbs按下式计算：

Δbs＝bs×

（1/r－1）

r＝（Qnet.ar＋Qnf）/Qnet.ar

Qnf＝β（hnf2－hnf1）

式中bs------投入暖风器前的机组供电煤耗率，g/KWh；

r------系数；

Qnet.ar------煤收到基的低位发热量，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；

暖风器耗差Δbs计算公式的右边恒为负值，表明暖风器耗差可以部分抵消排烟温度变化所引起耗差。

但是，耗差分析时如果计及暖风器耗差，汽轮机必须计算投入暖风器后的热耗增量。

（7）过热器减温水量耗差

过热器减温水一般大都引自给水泵的出口或泵的中间抽头，此时过热器喷水可以视为一小股绕过高压加热器进行热力循环的工质。

由于这一部分工质的回热程度较低（只经过低压加热器），所以当减温水量增加时，机组的效率降低使供电煤耗率增加。

对于300MW及以上的火力发电机组，过热器减温水量耗差的差别很小，基本一致。

减温水每增加1％，机组的供电煤耗率增加0.036％（相对值），而且与锅炉负荷无关。

机组在切除高压加热器运行的情况下，过热器减温水量对机组的经济性不再有影响。

（8）再热器减温水量耗差

再热器减温水使机组供电煤耗率增加的原因，是喷入再热器的减温水经历一个中压循环，与其余给水相比（经历的是高压循环），其循环效率自然要低得多。

再热器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汽流的抽汽系数，因而机组的经济性降低要小一些。

对于300MW及以上的火力发电机组，再热器减温水量耗差的差别也很小，同样基本一致。

对于喷水分流点在给水泵出口的减温水系统，再热器减温水量每增加1％，机组的供电煤耗率增加约0.38％（相对值）。

对于喷水分流点在高压加热器出口的减温水系统，再热器减温水量每增加1％，机组的供电煤耗率增加约0.35％（相对值）。

机组在切除高压加热器运行的情况下，机组的供电煤耗率分别增加约0.34％（相对值）和约0.30％（相对值）。

（9）主汽温、再热汽温耗差

锅炉额定汽温为540℃/540℃的亚临界机组，在额定负荷下，主汽温度每降低10℃，机组的供电煤耗率增加约0.30％（相对值）；

再热汽温每降低10℃，机组的供电煤耗率增加约0.24％（相对值）。

锅炉低负荷运行时，过热汽温的耗差将会降低，而再热汽温的耗差将会升高。

（10）主汽压力耗差

主汽温度不变而主汽压力降低时，新蒸汽的比焓值增加而汽轮机理想焓降减少。

因此单纯的主汽压力降低会引起机组的供电煤耗率增加。

一般主汽压力每降低1MPa，亚临界机组的供电煤耗率增加约0.45％（相对值）。

但不能就此得出滑压运行效率的结论。

与定压方式相比，在主汽压力降低的同时，部分负荷下汽轮机调节门节流损失减小，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、高压缸内效率耗差、给水泵耗差的总和开始降低。

（11）给水温度耗差

给水温度耗差是指当高压加热器切除时给水温度降低而引起的机组供电煤耗率的增加。

由于回热程度受到较大的削弱，所以机组的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℃，机组的供电煤耗率增加约0.30％（相对值）；

同时给水温度变化时也可能影响到锅炉排烟温度从而引起锅炉效率的变化。

但是由于排烟温度耗差是单独计算的，因此尽管排烟温度的变化可能是由给水温度降低所引起，但并不影响给水温度耗差。

这是耗差分析中一个非常重要的独立原则。

（12）汽水损失耗差

锅炉汽水损失是工质在最高位下的能量流失，因此对机组供电煤耗率的影响极大，亚临界机组锅炉汽水损失每增加1％，机组供电煤耗率增加3.0g/KWh～3.5g/KWh，而这一关系与锅炉负荷的高低、高压加热器的投停无关。

（13）其他影响锅炉运行经济性的估算关系

1.磨煤机出口温度对排烟温度的影响

当制粉系统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℃～5℃。

2.炉膛、制粉系统漏风对排烟温度的影响

炉膛、制粉系统漏风均能导致流经空气预热器的风量增加、排烟温度降低。

一般大致估算为：

锅炉漏风系数每增加0.01，影响排烟温度1.0℃～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

不同的炉膛、燃烧设备、煤质以及符合时，炉膛氧量的影响各不相同。

炉膛氧两在小于临界值时对飞灰含碳量的影响很大，针对锅炉进行的燃烧计算表明，当炉膛氧量低于2.5％时，对于烟煤，炉膛氧量每降低0.1％，飞灰含碳量将增加约0.07％；

对于贫煤，炉膛氧量每降低0.1％，飞灰含碳量将增加约0.086％；

以上结论是在煤粉细度R90＝15％的情况下得出的。

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比较复杂，主要与煤种自身的燃烧性能有关。

针对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％，飞灰含碳量将增加约0.22％；

对于贫煤，煤粉细度R90每增大1.0％，飞灰含碳量将增加约0.27％；

以上结论是在炉膛过量空气系数α＝1.2的情况下得出的。

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可以按照Δθ＝εΔt、

ε＝（θ1－θ2）/（θ1－t1）计算得出。

根据计算，环境温度每升高10℃，排烟温度约升高5℃～7℃，当暖风器投运时，空气预热器升高进口温度每升高10℃，排烟温度约升高5℃～7℃。

（14）锅炉运行参数耗差分析时的煤质与锅炉运行参数的实时检测

保证锅炉运行参数耗差分析和优化运行的关键是实时、准确地获取锅炉的煤质、飞灰含碳量、排烟温度、过量空气系数等数据，相对而言，煤质和飞灰含碳量的实时检测最为困难。

煤质参数数据其精度要求与飞灰含碳量相比要求要低。

因此利用火力发电厂每日的煤的工业分析结果可以近似代替运行煤质的实时值，并根据元素分析与工业分析成分之间的关系（可查阅有关煤质手册），取得元素分析的结果。

飞灰含碳量Cfh的在线监测一般可采用软测量的方法，即根据锅炉的设计特性和影响飞灰含碳量Cfh的基本因素分析，将下列拟合式输入计算机的优化模型：

Cfh＝αO2gDhR90iθsmjCOkVadlQnet.arm

式中α------常数，由锅炉燃烧调整试验得到；

O2、D、R90、θsm、CO、Vad、Qnet.ar------分别表示炉膛氧含量、锅炉负荷、煤粉细度、省煤器进口烟温、烟气中的一氧化碳含量、挥发分、煤的低位发热量；

g、h、i、j、k、l、m------指数，由燃烧调整试验得到。

四、锅炉运行参数耗差分析与优化经济运行方式的必要性

从我国能源资源状况基本国情条件分析，我国常规一次能源资源的人均资源拥有量相对不足，并且和世界平均水平相比差距明显，节约资源已成为我国的一项基本国策。

火力发电生产是当前以及今后一定时期内我国二次能源最主要的生产形式，我国火力发电生产一次能源的消费总量约占我国年一次能源消费总量的四分之一。

其中电站锅炉设备的运行方式对一次能源的消费起着重要的基础作用。

节能减排是我国实施新型工业化道路和实现可持续发展战略的重要内容之一，也是火力发电生产企业转变生产经营方式、走集约型和质量效益型发展的必然选择。

面对我国能源形势的异常严峻，火力发电生产企业的节能减排工作不仅对国家、社会起着重要作用，也是企业实现经济效益的重要方面，而锅炉设备的经济运行在火力发电生产企业的节能减排工作发挥着关键作用。

随着我国火力发电生产的产业结构调整、升级步伐的不断加快，现代信息技术、自动控制技术、计算机技术已越来越多地融入到现代火力发电生产设备装备当