大容量电站锅炉及辅机能耗诊断(二)



商悦传媒   2019-04-12 22:50

导读: 减温水量和蒸汽参数对锅炉计算效率没有直接影响,但对热力循环效率影响较大,也是锅炉经济性重要评判指标。...

  减温水量和蒸汽参数对锅炉计算效率没有直接影响,但对热力循环效率影响较大,也是锅炉经济性重要评判指标。过热减温水若在给水泵出口引出,每10t/h约使发电标准煤耗升高0.1 g/kw·h,若在省煤器前或省煤器后引出,则对经济性影响不大。再热减温水影响更大,每10t/h约使发电标准煤耗升高0.3 g/ kw·h。主汽温和再热汽温每变化10℃约影响发电煤耗0.7-0.9 g/kw·h,主汽压力每变化1MPa约影响发电煤耗1.1g/kw·h。

  过热减温水偏大锅炉25台,占锅炉总数的39.68%,减温水量平均偏大57.86t/h;再热减温水偏大锅炉33台,占锅炉总数的52.38%,减温水量平均偏大27.28t/h;主汽温偏低锅炉18台,占锅炉总数的28.57%,主汽温平均偏低4.43℃;再热汽温偏低锅炉30台,占锅炉总数的47.62%,汽温平均偏低7.36℃;主汽压力明显偏低锅炉2台,占锅炉总数的3.17%。减温水量及蒸汽参数偏差情况见图4。

  过热减温水偏大锅炉中, 有20台锅炉因喷燃器摆角或烟气挡板不能自动调整或卡死,而使过热减温水受到影响,占过热减温水偏大锅炉的80%,成为过热减温水量大的主导因素。喷燃器摆角或烟气挡板不能自动原因主要是变形、积灰、调节迟滞性大或执行机构问题;有16台锅炉因煤质差、一次风速高、煤粉粗,导致火焰中心升高,使蒸发吸热和蒸汽吸热比例失衡,使过热减温水偏大,占过热减温水偏大锅炉的64%,是影响过热减温水量的又一主导因素;有7台锅炉因设计和改造不当导致蒸发吸热与蒸汽吸热比例失衡,使过热减温水偏大,占过热减温水偏大锅炉的28%;有11台锅炉过热器面积偏大,使过热减温水偏大,占过热减温水偏大锅炉的44%;有4台锅炉结焦,降低了蒸发吸热比例,使过热减温水偏大,占过热减温水偏大锅炉的16%;有5台锅炉存在汽温偏差或自动调节品质差,使过热减温水偏大,占过热减温水偏大锅炉的20%。具体原因分析见表3。

  再热减温水偏大锅炉中, 有27台锅炉因喷燃器摆角或烟气挡板不能自动或卡死,使再热减温水受到影响,占再热减温水偏大锅炉的81.82%;有17台锅炉因煤质差、一次风速高、煤粉粗,导致火焰中心升高,使蒸发吸热和蒸汽吸热比例失衡,使再热减温水偏大,占再热减温水偏大锅炉的51.52%;有16台锅炉因炉膛设计不合理或再热器面积偏大使再热减温水偏大,占再热减温水偏大锅炉的48.48%;有11台锅炉高排温度偏高较多,使再热减温水偏大,占再热减温水偏大锅炉的33.33%;有4台锅炉结焦,降低了蒸发吸热比例,使再热减温水偏大,占再热减温水偏大锅炉的12.12%;有9台锅炉存在汽温偏差或自动调节品质差问题,使再热减温水偏大,占再热减温水偏大锅炉的27.27%。个别锅炉存在再热减温水门内漏和运行方式不当问题。具体原因分析见表3。

  主汽温偏低锅炉中,有10台锅炉因受热面超温、爆管或为控制氧化皮生成速度而降低主汽温控制定值,从而影响了主汽温平均水平,占主汽温偏低锅炉的55.56%;8台锅炉因炉膛偏高偏大或卫燃带布置偏少,导致主汽温偏低,占主汽温偏低锅炉的44.44%;8台锅炉因喷燃器摆角不能正常调整,导致主汽温偏低,占主汽温偏低锅炉的44.44%;8台锅炉因汽温偏差大、自动调节品质差或煤质差而不稳引起的汽温波动大,导致主汽温降低,占主汽温偏低锅炉的44.44%。具体原因分析见表3

  再热汽温偏低锅炉中,20台锅炉因喷燃器摆角或烟气挡板不能正常调整或调整不当,导致再热汽温降低,占再热汽温偏低锅炉的66.67%;12台锅炉因受热面超温爆管或为控制氧化皮生成速度而降低再热汽温控制定额,从而影响了再热汽温平均水平,占再热汽温偏低锅炉的40%;12台锅炉因汽温偏差大、自动调节品质差或煤质差而不稳引起的汽温波动大,导致再热汽温降低,占再热汽温偏低锅炉的40%;14台锅炉因再热器面积偏小、炉膛偏高偏大或卫燃带布置偏少,导致再热汽温降低,占再热汽温偏低锅炉的46.67%。具体原因分析见表3。

  主汽压力偏低主要发生在动态过程,由于煤质差,制粉出力紧张,高负荷工况增负荷过快时燃料暂时难于跟上,导致主汽压力降低,这种情况会很快恢复;P厂2台锅炉因再热减温水波动大,使中低压缸出力增加,为保证电负荷不变,高调门关小,主汽压力上升,有时导致高旁频繁动作,为避免这种情况发生,人为降低主汽压控制值,由于降低幅度很大,对经济性影响也较大。

  影响过、再热减温水量的因素有许多相似之处,需要采取的措施也基本相同。针对喷燃器摆角和烟气挡板不能自动或无法调整问题,重要的是加强维护,并坚持使用;因煤质差导致火焰中心升高,进而改变蒸发与蒸汽吸热比例问题,除控制煤质外,就是控制火焰中心高度;设计问题导致减温水量大,应根据具体问题进行改造,如减少受热面,减少卫燃带布置等;炉膛结焦应解决结焦问题,如采用防结焦喷燃器、合理的空气动力场、贴壁风、运行增加炉膛风量、合理吹灰等;烟、汽温偏差容易导致减温水量增加,对于切圆燃烧锅炉,消除烟、汽温偏差可考虑反切风,是较为有效的措施。一般来说对冲燃烧锅炉烟、汽温偏差不大,但查评中发现部分600MW超临界锅炉烟、汽温偏差相对较大,目前原因不十分明确,需要进一步研究。

  给水泵出口给水做过热减温水的锅炉,若存在一定减温水量,并不太大,经过一定核算后,可改造为高加出口给水做减温水,这样可减少减温水对经济性的影响。

  汽温偏低原因中,喷燃器摆角和烟气挡板问题是首要影响因素,其摆角影响正好与减温水的调节方向相反;爆管、管壁超温和控制氧化皮生成速度成为限制汽温提高的另一主要因素,爆管原因并不一定是超温引起,管壁超温往往是燃烧偏差和调节品质差或运行不当造成的,可以采取措施避免,超临界和超超临界锅炉氧化皮生成是必然的,只是快慢问题,重要的是防止脱落和脱落后及时带走,制造厂设计的汽、壁温应该认为是合理的,没有必要再刻意降低汽温控制值;过、再热器面积偏小、炉膛偏高偏大或卫燃带布置偏少问题可通过受热面调整、在炉膛增加卫燃带或隔热涂料,运行方式上可采取提高火焰中心措施来解决(飞灰可燃物不能明显上升)。

  锅炉辅机主要包括磨煤机、送风机、引风机、一次风机、排粉机等。在完成自身生产任务的同时,尽可能降低能量消耗是锅炉辅机节能研究的重点。

  送风机平均耗电率为0.25%,最低耗电率为0.12%,平均耗电率是最低耗电率的2.08倍;引风机平均耗电率为0.68%,最低耗电率为0.30%,平均耗电率是最低耗电率的2.27倍;一次风机平均耗电率为0.66%,最低耗电率为0.31%,平均耗电率是最低耗电率的1.96倍;排粉机平均耗电率为0.64%,最低耗电率为0.40%,平均耗电率是最低耗电率的1.6倍;磨煤机平均耗电率为0.71%,最低耗电率为0.22%,平均耗电率是最低耗电率的3.23倍。辅机耗电率及偏差情况见图5,由此可见锅炉主要辅机耗电率仍有较大的节能空间,仍有节能潜力可挖。

  制粉系统受煤质影响很大,煤质差,同负荷需要煤量大,备用磨失去备用,磨煤机磨损得不到及时维护,进一步降低磨煤出力,形成恶性循环,从而造成磨煤和一次风机电耗高,一次风率大,煤粉粗,磨煤机出口风温低和石子煤量大等问题。这种情况的锅炉有38台,占锅炉总数的54.29%,严重影响了制粉系统、一次风机(排粉机)的经济运行,甚至影响锅炉安全经济燃烧。

  制粉系统运行方式缺乏优化,致使耗电率偏高锅炉有21台,占锅炉总数的30%。目前煤种偏离设计煤种较多,煤种变化,制粉系统应重新进行运行优化。制粉系统运行优化对其经济运行起到重要作用,如J厂优化磨煤机钢球装载量和配比,磨煤机电流下降约45A,且出力有所增加。

  排粉机、密封风机设计余量大或密封风机取气方式设计不合理(从大气去气)锅炉有21台,占锅炉总数的30%。对制粉耗电率有一定影响。由于排粉机和密封风机为离心风机,可进行叶轮切割。磨煤机冷热风门内漏和卡涩在制粉系统中普遍存在,风门内漏增加了备用磨煤机的通风量和冷风参入量,甚至影响磨煤机正常维护。风门卡涩可能影响到磨煤机出口风温或风量。有15台锅炉磨煤机存在风门卡涩或内漏问题,占锅炉总数的21.43%。解决风门卡、漏问题在合理选型基础上,更重要的是日常维护。

  由于运行习惯,有11台锅炉磨煤机入口风门开度小,占锅炉总数的15.71%,造成一次风机耗电率升高。可将磨煤机入口风门开到70%左右,将风门调节变为一次风机调节,由于风机调节为入口导叶、动叶或变频调节,调节效率相对比较高,可有效降低一次风机电耗。根据V厂经验,将磨煤机入口风门开度从50%提高到70%以上,一次风机电流约降低13-15A。制粉系统耗电率影响因素统计分析见表4。

  预热器、电除尘、烟风道和热风再循环漏风,烟风系统阻力大,挡板设计冗余多等,是造成送、引和一次风机耗电率升高的主要原因,共有46台锅炉,占锅炉总台数的65.71%。

  烟风系统漏风应定期检查,特别是电除尘等高负压区域漏风应重点关注,烟气侧漏风可根据前后烟温变化幅度判断。烟风阻力偏大锅炉应进行烟风道及设备检查,冗余挡板可考虑拆除。暖风器多数设计在送风机和一次风机出口,很难旁路,其设计阻力大约在150-300Pa,但由于大气中含有季节性漂浮物,很容易造成暖风器螺旋鳍片堵塞,使暖风器阻力升高(有的高达800-1500 Pa)。暖风器年利用时间短,非使用时间一直产生阻力消耗。为消除暖风器阻力,可进行换热管部分割除,采用拉出推进式设计,有条件的干脆取消暖风器,降阻效果显著,可根据具体情况考虑。

  因设计选型保守,送、引、一次风机余量多数偏大,再加机组负荷率低,风机运行工况偏离高效区较远,运行效率低,有的甚至不足40%。近年来,部分锅炉风机进行了变频改造,其变频节能率多数在30%-45%之间。送风机因用电率低,且调节方式多为高效动叶调节,投资回收困难,较少改变频。

  变频运行状态下,85%的锅炉风机都保持动、静叶全开,认为全开状态没有节流损失,认识上存在误区,因为不管是入口静叶调节还是动叶调节,更多的是通过改变风机性能来调节风量,而不是靠改变阻力调节风量,另外风机设计高效点多不对应开度最大位置,理论上讲应该在对应最高效率开度下进行变速,并且最好通过试验确定各转速下最高效开度,譬如K厂试验得到最高效开度为70%左右,而不是100%。

  多数企业认为低负荷单侧风机运行经济性高于双风机运行,其实这也是个误区,其错误结论往往都是以风机电流做为判别依据得出的,忽略了功率因数的影响。双风机运行虽然总电流较大,但功率因数却小得多,功率消耗未必就大,判别依据应采用功率消耗。部分机组试验证明,在某些负荷工况下,双风机运行耗电小于单风机,原因有两个方面:一是目前大机组风机调节方式比较高效,特别是变频和动叶调节风机调节效率较高,本身的调节损失相对较小,另一方面单侧风机运行由于联络风道面积相对较小,再加上风量增加,风机出口压力升高较多,从而使风机电耗增加,当因风压升高多消耗的电能大于调节方式节约的电能时,则单侧风机运行就变得不经济。到底采用哪种运行方式,什么负荷点进行切换,应通过试验确定,并且风机调节方式改变后(如改变频),试验应重新进行。另外单侧风机运行多存在烟温偏差和流动偏差,有的甚至出现燃烧偏差,对经济性也产生负面影响,是不可以忽略的。

  影响锅炉效率的主要问题是排烟温度高、预热器漏风大和固体不完全燃烧损失大。主要原因包括煤种差、设备设计问题、管理问题和运行方式问题,并提出了应对措施。

  蒸汽参数和减温水普遍存在汽温低和减温水量大问题,原因主要也是煤种差、设备设计问题、管理问题和运行方式问题,提出了解决措施。

  锅炉辅机仍存在较大节能潜力,影响因素主要是设备系统管理状况存在问题、设备选型和设备质量差、煤质差、运行方式不合理,指出了一些认识上的误区,提出了相应解决措施。