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2.1 正平衡法:
就是计算用了多少煤,发了多少电。输出的电量好说,而输入的热值(煤量x低位发热量)却不那么好说。煤的低位发热量需取样,做试验,不可能实时获得。所以,只能以某一批次的煤取样的结果作代表。输入的煤量却是人们可能存疑的地方,这与计量的地方和手段有关,还有的人认为煤仓间的储煤量会对计量带来不确定性。
2.2 反平衡法:
分解成各大部件的效率来计算。
把电厂当成是锅炉、汽机、管道系统的串联,则:
电厂净效率=锅炉效率x汽机效率x管道效率x(1-厂用电率),
其中汽机效率=3600/汽机热耗,汽机热耗单位用kj/kWh,管道效率在计算中通常取0.99,影响不大。
换算成煤耗:
供电煤耗=3600/(电厂净效率x7x4.1866)。
计算要注意效率的单位是用了%还是小数点,如果用了%为单位还得除以100。
性能验收试验当然有标准,锅炉性能按照ASME PTC4.1 ,汽轮机按照ASME PTC6-2004,而且也是允许按规定进行条件偏差的修正的,只是手不要抖或都得不太大。
只不过,性能验收试验完成后,有哪个电厂平时还用反平衡法去计算供电煤耗?
在超临界发展的初期,的确有一些机组未能到达设计指标,例如可参阅《我国超(超)临界火电机组实际投运水平评述》,作者张建中,发表在《电力建设》2009年4月。也正因此,有的600MW级超临界机组才投运几年就要做汽机通流改造。
如果有人说电厂煤耗改善了,我更愿意从微观看到底是哪些方面有了提高。
影响煤耗的主要因素
3.1煤电厂的类型
A.按燃烧方式分有:循环流化床(CFB)与煤粉炉(包括π型炉和塔式炉,W火焰炉)。CFB应针对劣质煤,煤耗相对要差些。
B.按照排汽冷却方式分有:湿冷机组与空冷机组(包括直接空冷与间接空冷)。取决于厂址条件,湿冷机组的排汽背压通常在4.9kPa~11.8kPa,南方也有6kPa~11.8kPa;间接空冷通常在13~28kPa,直接空冷在15~35kPa左右。因此,不同类型的机组,以及同一机组在不同背压下煤耗相差很大。
C.按照电厂参数分有:亚临界,超临界,超超临界电厂。亚临界(16.7MPa/538/538)、超临界(24.2MPa/566/566)的参数比较固定(少数超临界的参数略有不同),超超临界再细分的话有普通超超(25~26.25MPa/600/600),和先进超超或叫高参数超超(28MPa/600/620),中间过渡还有再热温度610度的。所以,尽管都叫超超临界,煤耗差别也会有2克千瓦时左右的差别。
D.按照再热次数分有:一次再热和二次再热(双再热)。如按二次再热31MPa/600/620/620的方案,二次再热超超临界与一次再热普通超超临界煤耗大致相差8~9克/千瓦时左右。
E.纯凝发电机组与供热机组
按热电用途分有:纯凝发电机组与供热机组。供热机组(热电联供)因为利用了低温热能,其煤耗会比纯凝机组好得多,可以轻易地做到200克/千瓦时以下。所以,千万不要直接比较两种不同的机组。
3.2影响煤耗变化的主要因素
对于一台运行机组的煤耗因素不少,这里讲两个主要的因素。
A 季节变化
主要是环境温度变化引起排汽背压的变化,使得汽轮机热耗变化,对锅炉效率影响不大。所以,无论湿冷还是空冷机组,夏季和冬季工况的煤耗相差挺大。例如,1000兆瓦超超临界电厂的煤耗,高低背压工况下可能相差17克/千瓦时(湿冷机组)、26克/千瓦时(空冷机组)。
B 负荷变化
负荷变化对锅炉效率的影响相对不那么大。例如,1000兆瓦超超临界烟煤锅炉效率,100%负荷时为93.9%,75%负荷时为94.9%,50%负荷时为95.5%,即部分负荷甚至还稍好。
主要的影响是在于汽机热耗。例如,1000兆瓦普通超超临界汽机热耗,100%汽机验收工况(THA)时为7370千焦/千瓦时,75%THA时为7500千焦/千瓦时,50%THA时为7820千焦/千瓦时,40%THA时为8110千焦/千瓦时。热耗的划分大致是负荷降到75%时,超超临界机组成了超临界机组,50%负荷时成了亚临界机组。
下图为早期660/1000兆瓦机组热耗与负荷的关系曲线,引自《600兆瓦超超临界机组的经济技术性能分析》,作者张晓鲁,2008年10月清洁高效燃煤发电技术协作网2008年会。
可以想象,实际条件与设计条件差别的项目很多,差别的量会很大,实际的数值与设计的数值会有较大差别。比说煤质的影响、负荷率的影响、排汽背压的影响会很大。有的厂就折算回设计条件。那么这个折算过程就成了不确定的因素。
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