浅析300MW循环流化床机组降低厂用电率的措施.doc

浅析300MW循环流化床机组降低厂用电率的措施廖鹏作者简介：廖鹏（1982-）男，四川省仁寿县人，大学本科，助理工程师，现主要从事300MW循环流化床锅炉集控运行工作，已发表论文数篇。E-mail:liaopeng_ 兰春明1 王正阳2（1,云南省，开远市，云南大唐国际红河发电有限责任公司，6616002,黑龙江省，哈尔滨市，哈尔滨工业大学能源科学与工程学院，150001) 本论文在中文核心刊物锅炉技术已审定录用，计划在2008年年底发表。摘要：本文分析了云南大唐国际红河发电有限责任公司2300MW循环流化床机组影响机组厂用电率的因素，通过优化辅机运行方式、进行技术改造、加强运行管理等方法，实现了厂用电率的大幅降低，达到了节电降耗的目的。这些工作为其他同类型的机组设计和运行提供了一定的借鉴。关键字：300MW循环流化床机组；运行优化, 技术改造；降低厂用电率Measurements of Reducing the Auxiliary Power Consumption Rate for 300MW CFB BoilersLIAO Peng1 LAN Chun-Ming1 WANG Zheng-Yang2（1， YUNNAN,DATANG,INTERNATIONAL HONGHE POWER GENERATION CO.,LTD. 661600（2， HEILONGJIANG, HARBIN INSTITUTE OF TECHNOLOGY,150001)Abstract: The auxiliary power consumption rate of 2300MW CFB power unit of Yunan Datang International Honghe Power Generation Co. Ltd has been analyzed in this paper. By optimizing the operating mode for auxiliaries, carrying out the technical reforming and improving the operating management, the power consumption rate of the unit has been reduced. These all will be beneficial for the design and optimizing the performance of similar CFB boilers.Key words: 300MW CFB boiler; optimizing operating mode; technical reforming; reducing power consumption rate 作者简介：1、廖鹏（1982-），男，四川省仁寿县人，学士，助理工程师，现主要从事300MW循环流化床锅炉集控运行工作。 2、兰春明（1981），男，云南保山市人，学士，助理工程师，现主要从事300MW循环流化床 锅炉电气点检工作。 3、王正阳 (1980)，男，福建龙岩人，博士研究生，现主要从事循环流化床流动与燃烧技术 的研究1、前言循环流化床燃烧技术具有效率高、污染低、煤种适应性好等特性，是目前最先进的洁净煤燃烧技术之一，发展洁净煤燃烧技术，已成为我国提高燃煤效率、减少燃煤污染的有效途径。但是循环流化床锅炉与普通煤粉炉相比，厂用电率一直较高，本文就云南大唐国际红河发电有限责任公司两台300MW循环流化床机组在降低厂用电率中所采取的措施进行总结，希望能为其他同类型的机组运行以及600MW循环流化床机组的设计、研发提供一定的借鉴。2、优化机组运行方式，降低厂用电率厂用电主要消耗在经常连续运行的锅炉及汽机系统的6 kV辅机上，风烟、给水、循环水三大辅助系统的设备用电量占全部厂用电量的70% 75%左右。因此，挖高压辅机节电潜力，减少风烟、给水、循环水三大系统辅机耗电量，是降低机组厂用电率的关键。21锅炉烟风系统的节电措施2.1.1高压流化风系统的使用和调整锅炉高压流化风系统主要为锅炉外置床、回料阀、冷渣器内物料循环提供流化风。该系统装有五台高压流化风机，设计要求为四运一备，电机型号为YKK4504-2，额定电压6KV，额定电流90A，哈尔滨电机厂生产。在运行过程中，通过做高压流化风机最大出力试验后得出结论，将其运行方式改为三运两备后，各回料阀系统、外置床系统、冷渣器系统的流化风供应仍能满足要求，且三台高压流化风机的入口挡板调节任有一定的调节裕度，满足锅炉安全运行的需要。停运一台流化风机，可以提高设备的备用台数，降低设备损耗，还可以每小时节电570kW.h。2.1.2机组低负荷时风机的使用与调整当机组负荷降至200MW时，将准备停运侧二次风机逐渐降至空载后停运，单台二次风机运行已经能提供煤燃烧所需要的氧量。二次风机停运后进行启动前检查，必须保证随时具备启动条件。值长根据负荷曲线、在升负荷前30分钟安排机组人员启动停运的二次风机。单侧风机运行时加强风烟系统监视,特别是防止运行风机过电流。经过测算，停运一台二次风机电机可以每小时节电1800kW.h。2.1.3其他风烟系统的改进和优化措施锅炉空预器采用四分仓结构，由于空预器积灰较为严重，导致机组满负荷时一、二次风机在空预器前后压差增大，导致风机电耗增加，锅炉热效率降低。因此，在空预器入口烟温高于设计值313时，及时投入空预器吹灰，使空预器积灰得到有效控制，减小了风机在空预器前后的压差，降低了风机电耗，提高锅炉效率。由于锅炉燃用的褐煤具有较好的燃尽特性，可以保证燃料在相对较低的过量空气系数下充分燃尽，所以锅炉烟气氧量一般控制在2%3%之间，此时锅炉综合热效率最高。低负荷时，控制氧量不超过4%，避免过剩空气系数过大，增加各风机电耗以及排烟热损失。2.2 合理调度循环水泵运行方式 我厂循环水系统设计为两台循环水泵运行，无备用。针对云南电网的特点，机组在汛期或用电低谷时，仅带180MW以下负荷运行，两台循环水泵运行循环水的余量较大，而机组的厂用电率较高。当机组负荷减至180MW以下，真空在79Kpa以上，循环水温升小于8，机组运行正常时，可停止一台循环水泵运行。停止一台循环水泵运行后，循环水温升不大于10，真空低于78Kpa，启动备用循环水泵运行。循泵停下一台后，检查确认该循泵满足启动允许条件，投入“备用”。运行循环水泵冷却水压力低于0.1MPa时，启动管道泵，增加冷却水压力和冷却水量。当运行循环水泵跳闸时，备用循环水泵应联锁启动，否则手动启动；跳闸泵在无明显故障点和凝结器循环水未断、该泵不反转时，允许重合一次。这样既保证了机组的安全运行，可以每小时节电1200kW.h。2.3 机组在启停过程中不使用电动给水泵#1、2机辅汽系统通过辅汽母管可实现互供，辅汽母管设计压力1.37MPa、温度335，辅汽联箱设计压力0.8MPa、温度300，小汽机设计低压进汽压力0.78MPa、温度250-333，当一台机组正常运行，另一台机组启停时，能实现由临机提供辅汽作为小机汽源、实现用汽泵向锅炉上水，不启电泵，降低厂用电率的目的。2.3.1机组启动时不使用电动给水泵的措施当一台机组正常运行，另一台机组接到调度命令启动时，辅汽母管汽源切为邻机供，对管路进行充分暖管疏水，参数控制在压力0.8-1.0MPa、温度250-335。除氧器冲洗水质合格，补水至水位正常后，投入加热。检查给水系统和一台汽动给水泵及小汽机系统。用汽动给水泵前置泵向锅炉上水。汽机抽真空至60Kpa以上。开辅汽至小机供汽总门，并对管路进行充分暖管疏水，开辅汽至一台小机供汽门。按操作票正常程序冲转小机启动汽泵向锅炉供水。机组并网且当汽泵正常、运行稳定，投入电泵备用。当机组80MW负荷时，解除电泵备用，用本机四抽冲转另一台小机，启动汽泵。当用本机四抽冲转另一台小机，启动汽泵正常、稳定后，投入电泵备用。随机组负荷上升,当本机四段抽汽压力与辅汽联箱压力相同时，进行小机汽源切换：开启小机低压主汽电动门，关闭辅汽至小机供汽门，辅汽至小机供汽总门，切换汽源过程中检查小机的运行情况。辅汽联箱汽源切至本机四抽供，切换时注意调整辅汽母管压力不超过1.0MPa，防止超压（设计压力1.37MPa），造成设备或人身伤害。按正常启机10小时后投入汽动给水泵停运电动给水泵计算，一次启机过程可以节电19000kW.h.2.3.2机组停运时不使用电动给水泵的措施机组停运过程中，确认辅汽母管已由临机供汽，参数控制在压力0.8-1.0MPa、温度250-335。当机组负荷降至240MW时，本机辅汽联箱汽源由四抽切为辅汽母管供，蒸汽参数控制在压力0.60.8MPa、温度250-300。开辅汽至小机供汽总门，并对管路进行充分暖管疏水。当机组负荷下降至180MW或四抽压力与辅汽联箱压力相同时，进行小机汽源切换：开启辅汽至一台小机供汽门，关闭本小机低压主汽电动门，切换汽源过程中检查小机的运行情况，调整辅汽联箱压力正常。当机组负荷下降至120MW时，逐渐把本机四抽所带汽动给水泵负荷转移至辅汽所带汽泵，解除电泵备用，停止本机四抽所带汽动给水泵运行。在机组滑停过程中，当辅汽所带汽泵转速降低至3100r/min时，用锅炉给水调整门配合调节汽包水位。当本机四抽所带汽动给水泵停止运行后，投入电泵备用。机组打闸停机后，解除电泵备用。机组打闸后，关闭各高、低压门组疏水汽动门，进行闷缸，防止上、下缸温差增大。机组打闸后，因辅汽所带汽泵还在运行，不破坏真空。锅炉上水至最高可见水位，停止辅汽所带汽泵运行后，关闭辅汽至本小机供汽门和辅汽至小机供汽总门,确认无蒸汽和热水进入凝汽器，再破坏机组真空。停机过程中，不使用电动给水泵给水可以每小时节电1400 kW.h3、 进行设备改造降低厂用电率3.1调整入炉煤粒径，拆除了笼式细碎机红河发电公司300MW循环流化床锅炉燃用的是小龙潭褐煤，挥发分高。原设计为两级破碎系统，其中二级破碎系统为每条皮带装设有大笼式细碎机电机2台，型号为YKK450-6，额定电压6kV、额定容量400kW、额定电流49A；小笼式细碎机电机2台，型号为YKK400-5、额定电压6kV额定容量280kW、额定电流36A，均为沈阳电机厂生产。入炉煤粒径的设计值为最大粒径不能超过8mm。经运行实践证明，由于小龙潭褐煤挥发分高，按设计入炉煤粒径运行时，锅炉密相区内的大粒径的床料太少，煤燃烧后剩下的灰分粒径太小，都被炉膛中的烟气带走，导致炉膛外循环比例远大于物料内循环，炉内床压太低、煤耗超标，床温高于设计值（85040），影响了锅炉热效率和脱硫效率，且易导致锅炉结焦，影响锅炉的安全运行。锅炉正常的物料内外循环比例被破坏。后经理论计算和试验论证后，拆除了输煤二级破碎系统的八台笼式细碎机（大、小），将入炉煤粒径改为最大粒径不能超过50mm,保证了煤粒在炉膛内的滞留时间，增加了锅炉密相区内的大粒径的物料，保证了炉膛下部床压达到9KPa到11KPa之间的设计值，建立了锅炉正常的物料内外循环。拆除笼式细碎机后保证了入炉煤的要求，提高了燃烧效率、减少了增加床料的工作量，使锅炉物料的内外循环达到平衡状态。此外，每小时可以节电1000kW.h，每年可以节约笼式细碎机设备维护费10万余元。3.2拆除二次风暖风器我厂300MW循环流化床锅炉，按设计要求在两台二次风机出口风管上安装有暖风器，加热蒸汽汽源取自汽机辅汽联箱，疏水由疏水泵送至除氧器回收工质。开远电厂所在地为亚热带高原季风性气候，历年来平均气温： 19.8 ；极端最低温度：-2.5。实际运行中二次风通过风机的温升后，已经能够满足空预器入口的风温要求，不需要投入二次风暖风器运行。为了降低风阻，对二次风暖风器及其附属管道进行了拆除，降低了二次风机的出口阻力，从而降低了二次风机的电耗率，减少了设备维护费用。3.3凝结水泵增加变频器运行，降低凝结水泵耗电率凝结水泵电机型号为YKKL500-4，额定容量1000kW，额定电压6kV，额定电流115.7A，为湘潭电机厂生产。从实际运行工况分析，满负荷运行时，凝结水泵最经济。机组减负荷至一半时，调节性能差，除氧器实际需要的水量为300MW负荷的一半，为了防止凝结水母管超压，凝结水泵再循环将随机组负荷降低而逐渐开大，凝结水通过再循环门流回凝结器，造成凝泵长期接近满负荷运行，电机发热严重、管道振动超标，电量浪费。通过加装变频器，提高了凝泵调节性能，优化了运行方式，可以使凝泵电流在150MW负荷时，下降到52A左右，每小时节电500kW.h。凝结水泵电机加装变频器前后参数对比见表一、图一。表一：凝结水泵电机加装变频器前后参数对比负荷电流凝结水母管压力泵出口流量除氧器入口流量单位MWAMPat/ht/h改造前3001062.667867862501033.066586262001023.076704761501033.09647378改造后300852.25786786250642.05626626200572.39476476150522.55378378图一：凝结水泵电机加装变频器前后电流对比 从上图可以看出，随着机组负荷的下降，加装变频器的凝结水泵节电效果明显。3.4电除尘系统加装浊度反馈仪，降低电除尘耗电量高压静电除尘设备采用福建龙净2BE334/2-5型、两室五电场高效除尘器，工作原理是将工频交流电源变换成高压直流电源输出，形成阴阳极板带电后对粉灰形成吸附，经顶部电磁振打后由气力除灰系统将灰输到灰库。阳极板采用厚度为1.5mm的 SPCC板，阴极板采用针刺线不锈钢。控制方式为采集高压直流侧电流电压信号送至MVC196型控制器中，由微处理机系统进行运算处理后，输出信号控制晶闸管导通角，形成闭环的自动电压控制系统。额定输入交流电压0.38kV，输入额定交流电流为298A。输出额定直流电压66kV，输出额定直流电流为1.2A。烟气中含尘量会随着煤质、负荷、石灰石量的变化而变化。浊度仪是根据光学原理，当可控光源穿过带有微小颗粒的气体时，一个高灵敏的传感器可检测出被微小颗粒吸收的光能，并将其与参比光进行比较从而确定透射值或浊度值，再进一步得出粉尘浓度值。将烟气中含尘颗粒的大小，作为反馈信号。浊度情况反馈到CPU中，控制晶闸管的导通角，控制直流输出