锅炉专业经济运行措施.doc

运行部锅炉专业节能措施 为了响应公司节能减排的号召，确保完成股份公司下达的各项经济指标。运行部从生产现场着手，认真查找分析、完善运行管理、挖掘节能减排潜力，争取使各机组达到优化运行方式，提升机组经济运行水平，特制定以下节能措施，在确保机组安全的前提下，望各值、各班以此参考执行。锅炉在运行中可调节参数、可控制指标较多，锅炉效率的高低是影响发电厂效率的主要因素。对锅炉运行中的主要参数加以控制将能有效提高锅炉效率，降低发电煤耗、厂用电率，提高我公司经济运行水平。主要参数变化对煤耗影响见下表：序号项目供电煤耗变化(g/kwh)1机组降负荷率（10，20，30，40）%2.95，6.92，10.9，16.232主汽压力降低（0.5，1，1.5，2）MPa1.23，2.1，3.01，3.583主汽温度降低（5，10，15，20）0.95，1.51，2.07，2.394再热蒸汽温度降低（5，10，15，20）0.79，1.68，2.57，3.565真空度降低1%3.66凝汽器端差上升1（夏季/冬季）1.93/0.857凝结水过冷度上升10.078高加解列/低加解列9.55/8.029主给水温度每降低100.9510给水调节压差每增加1MPa0.3611过热器喷水每增加1%0.0612再热器喷水每增加1%0.8613空预器漏风率增大1%0.1414排烟温度每升高1%1.6615飞灰含碳量每上升1%1.2316锅炉排污率每增加1%（不回收）1.1817厂用电率每增加1%3.78一、提高机组负荷率、提高经济性：机组负荷率对供电煤耗影响最大，一般对于我厂300MW工况(以#4机为例，低位发热量20000KJ/KG)，发电煤耗=138*1000000*20000/29308/300000=313.9 g/kwh。而对于180MW工况发电煤耗=89*1000000*20000/29308/1800000=337.4 g/kwh，上升23.5 g/kwh。单机厂用电率(单台循泵)将由4%上至4.8%左右。因此，提高单机负荷率对于全厂经济指标的影响最为有效与直接。主要节能措施如下：1、加强与调度部门联系，跟据全厂负荷合理安排开机方式，提高单机负荷率。2、采用高效率的#3、4机组带基本负荷，低效率的#1、2机组带变动负荷，以保证高的总效率。3、单机负荷尽量不要低于70%额定负荷，否则该机煤耗增加过大对全厂指标影响较大。负荷分配暂按下表：(MW)全厂#1机#2机#3机#4机1200300(4磨)300(4磨)300(4磨)300(4磨)1100250(4磨)250(4磨)300(4磨)300(4磨)1000230(4磨)230(4磨)270(4磨)270(4磨)900200(3磨)200(3磨)250(4磨)250(4磨)800200(3磨)200(3磨)200(3磨)200(3磨)720180(3磨)180(3磨)180(3磨)180(3磨)其它工况参照分配。另外特殊情况以现场实际进行安排3、最佳详细方式安排需联系西安热工所进行厂内经济调度运行计算，相关资料表明，平均分配负荷并不是最经济的运行方式。对于多台机组的负荷分配，目前主要的算法是优先次序法与动态规划法，且需进一步考虑机组的启、停机燃料损耗，需针对具体设备特性进行进一步研究并进行大量试验，以得到最优运行方案。二、加强蒸汽参数调整、提高全厂循环热效率：蒸汽参数的高低直接决定电厂热力循环的效率。运行中能否维持蒸汽参数的稳定主要取决于运行人员的责任心及热工自动装置的投入率及稳定性。主要节能措施如下：1、严格执行压红线运行办法，加强值内、值际压红线竞赛，提高主再热蒸汽温度，提高循环热效率。2、汽温的调整应以燃烧调整为主，坚决杜绝为压红线而导致减温水量过大运行。过、再热蒸汽减温水50%运行2小时，而不及时进行调整，要严加考核。3、加强汽温自动投入，当汽温自动调节特性差时及时联系检修处理。4、加强摆动喷燃器的使用与调节，在事故情况，及时摆至水平位，满足投油需要。5、跟据汽温情况加强上下磨煤机磨量调整，必要时进行切换，严禁采取大风量运行方式提高汽温。6、禁止利用吹灰来调整汽温的不正常手段，严格执行吹灰措施，避免局部大量吹灰导致受热面吹损。7、吹灰结束及时关闭汽源，防止汽水压力损失。8、尽快进行各机汽压特性试验，确定汽压运行曲线。9、加强水质监督，减少连排量，有效降低锅炉补水率，提高经济性。10、机组启动后，全面检查热力系统，发现阀门内漏及时联系检修处理，减少系统泄漏量，减少工质及压力损失，提高锅炉效率。三、降低排烟热损失：锅炉燃烧的各项热损失中排烟损失q2最大，约占5-12；提高锅炉燃烧的经济性，主要应从减小q2着手。影响排烟损失q2的主要因素是排烟温度和排烟容积。排烟温度越高，则排烟热损失越大，一般每增加1015，会使锅炉损失增加1。主要节能措施如下：1、时刻注意氧量的变化，控制合理的过量空气系数。同时要正确监视和分析炉膛出口氧量表和排烟氧量表及风量的变化，并参照风机运行情况，进行调整。在满足燃烧条件下尽量减少送风量，氧量按燃烧调整卡中下限执行。2、合理投入煤粉燃烧器。正常运行时，一般应投下层燃烧器，以控制火焰中心位置，维持炉膛出口正常的烟温。3、根据煤种变化合理调整风、粉配合，及时调整风量配比，避免煤粉气流冲墙，防止局部高温区域的出现，减少结渣的发生。同时磨通风量过大、磨出口温度过低，也会造成燃烬时间延长，造成炉膛出口温度升高，引起排烟热损失上升。其中磨通风量调整以尽量偏低运行为佳，磨出口温度一般按调整卡维持80度以上运行。4、按照吹灰制度加强定期吹灰，以保持受热面清洁，降低传热热阻，有效降低排烟温度。5、及时关闭各检查门、观察孔，以减少漏风。运行中发现检查门观察孔漏风需及时联系检修。6、制粉系统在运行中应少开冷风，加大热风比率，提高热一次风量，提高空预器换热效果，降低排烟温度与稳定燃烧。四、降低不完全燃烧热损失：不完全燃烧热损失是指部分固体燃料颗粒在炉内未能燃尽就被排出炉外而造成的热损失。这些未燃尽的颗粒可能随灰渣从炉膛中被排掉。未完全燃烧损失是燃煤锅炉的主要热损失之一，仅次于排烟热损失。q4的大小取决于煤粉颗粒的燃尽速度，燃煤的挥发分愈高，灰分愈少，发热值愈高，则煤的燃尽速度越快；煤粉愈细，煤粉愈均匀则损失愈小。因为大颗粒煤粉越多，越不易燃烧完全。空气越充足，即过量空气系数越大，对碳的燃尽越有利。但过量空气系数过大，会使排烟热损失增大，因此，运行中要选最佳的过量空气系数。主要节能措施：1、我厂由于煤质挥发份较高，燃烬时间短；且由于煤种可磨性高，磨煤机出口煤粉细度较高，各炉R90均在15-20%。运行中#1-4炉飞灰可燃物基本均在0.5%左右。因此，运行中风量调整应偏燃烧调整卡下限。2、但A磨改为等离子燃烧器后，炉渣可燃物显著上升。应严格按照A磨煤量不大于25T/H，风量大于65T/H方式运行。3、燃运部合理配煤以保证燃煤质量。将各煤种精心混配，减少燃煤的大幅度变化，维持运行参数基本稳定。4、定期合理调整煤粉细度。煤粉细度是影响飞灰可燃物含量的主要因素。经济煤粉细度定期根据热力试验进行选取。5、运行人员要重视燃烧调整，加强参数分析。炉内燃烧状况的好坏、温度水平直接影响灰渣可燃物的含量。燃烧状况又直接影响温度水平和着火过程。运行中应根据煤种变化掌握燃烧器特性、风量配比、一次风煤粉浓度及风量调整的规律，重视燃烧工况的科学调整，使炉内燃烧处于最佳状态。五、降低石子煤排放损失。中速磨长时运行，将造成磨辊及衬板等部件磨损严重，石子煤量显著上升，石子煤中可燃物将超标严重。引起锅炉燃煤量不正常上升。因此，石子煤系统运行是否正常将对锅炉效率产生较大影响。主要节能措施如下：1、加强石子煤系统运行监视，发现石子煤量异常上升时，及时联系检修检查处理，必要时减小该磨煤量，加大该磨风量运行。2、石子煤应集中堆放，福利区生活锅炉及启动锅炉应以石子煤为主要掺烧煤源，提高燃煤利用效率。按每年1.5万吨石子煤量计算，将替代燃煤约2500余吨。3、每月进行一次运行磨石子煤取样分析，发现异常及时分析处理。4、检修中应对风环间隙合理调整，保证风环出口较高风速，尽量减少石子煤量。5、加强磨煤机运行小时数统计，及时进行磨损件更换。六、降低锅炉转机厂用电损失：对燃煤电厂，锅炉的制粉系统、送风机和引风机及给水泵所消耗的电能占厂用电的比例很大，其中电动给水泵功率达5500KW，是全厂最大转机。发电厂锅炉转机可调幅度较大，对厂用电率影响极大。厂用电率每上升1%，将使全厂供电煤耗上升3.78g/kwh。锅炉运行节电措施：1、开停机合理安排启动过程，缩短主要转机运行时间。2、开停机采用纯汽泵方式，电泵停转备用，且在开机前利用辅汽冲转汽泵。缩短启动周期。3、尽早投入炉底加热，缩短启动时间。4、可考虑单侧风机启动，在并网前进行双侧并列运行。5、启停机中若电泵运行应尽量减少阀门的节流损失；用调节给水泵转速来调节给水流量和给水压力，以提高效率。并且再循环阀关至10-20%，减小电动给水泵电耗。6、正常运行中按照燃烧调整卡，各负荷段采用保持偏低氧量运行，将能有效减小送引风机电耗。7、负压维持较小值将能有效减小引风机电耗。8、巡检时随手关闭看火孔，发现漏风及时联系检修堵塞处理。9、按规定吹灰，减少烟道阻力，降低引风机电耗。10、加强对电除尘器的运行维护，以防止差压过大或堵灰造成引风机电耗增加。11、磨煤机方式安排应按照磨煤机出力不大于3538t/h来按排，#200MW可采取三台磨连续运行方式。12、严格按照燃烧调整卡进行调整，磨通风量不易过大，在保证制粉系统经济出力的情况下，降低一次风机电耗。13、磨煤机正常运行，应尽量减小冷风量，提高热风通风量，减少总通风量，降低一次风机电耗。14、备用磨煤机应关闭出口煤阀，减小通风，降低一次风机电耗。但各炉在A磨备用中不得关闭出口门，防止等离子燃烧器BT2超温。15、加强暖风器系统监视，发现差压上升及时通知检修吹扫，降低风机出力。16、锅炉房照明系统应严格按照电气照明管理规定执行。17、锅炉房屋顶风机跟据环境温度变化情况随机启停。七、加强节油管理、降低燃油消耗：1、加强炉前燃油系统的运行维护工作，对于出现的缺陷要及时联系检修处理，每班核对供回油流量，定期检查油枪及油循环系统，防止油枪泄漏及内漏。2、不论冷热态启动或停机均采用等离子点火无油启动方式，具体见等离子系统运行规程。若A磨或等离子故障按纯油方式进行。3、作好等离子系统定期工作，确保等离子系统可靠备用。4、锅炉单侧转机停运或只有三台制粉系统运行时且负荷低于150MW时投入等离子装置进行稳燃，若A磨未运行，及时启动A磨，若A磨或等离子故障按纯油方式进行。投油助燃，一般维持3-4支同层油枪即可。5、低负荷磨煤机跳闸或断煤等，处理同上。6、高负荷磨煤机跳闸或断煤一般不得投油(在单磨间隔远等异常方式时除外)。7、投油助燃时，燃油压力应维持在1.0-1.1Mpa,尽量节省燃油消耗。8、纯油冷态启动时，投入OA层油枪点火正常，根据升温升压要求，增投油枪。点火2小时后及时启动一次风机、密封风机，启动A磨。并网后以OA层油枪作点火源，依次启动A、B、C、D制粉系统，负荷160MW稳定后撤油，注意各磨煤量20吨/H后才能作为上层磨的点火源。8、纯油热态启动时，投入 OA层油枪点火正常后及时启动一次风机、密封风机，启动B磨进行升温升压。在定速前暖A磨正常，并网后即可按B、A、C、D的顺序依次启动各制粉系统，相关事项同冷态启动。9、机组极热态启动先以热态启动方式进行，在升温率满足不了要求时，增投为两台制粉系统。10、纯油停运时，在160MW以下投入OA层油枪，从上到下依次停运各制粉系统。13、在机组启停过程中，按照启停曲线值长认真超前指挥，机组人员及时调整油枪运行方式，尽快满足相关条件，降低燃油数量。14、机组运行时合理调整运行方式，缩短投油时间，对运行过程中影响燃油的缺陷要及时联系检修人员处理，尽最大可能降低燃油量，节约燃油。15、机组启动中，底部加热投入后，管壁温度尽量达到120度左右点火，可有效缩短投油时间。16、点火前水质尽量保证合格，以防点火后大量换水导致热量损失，燃油耗量增加。17、机组在启动时，最好在炉升温升压中，利用辅汽冲转A、B小机暖机备用。在随后升负荷过程中，工作量减小，能有效缩短投油助燃时间。八、加强设备管理，进行系统改造：1、考虑进行受热面改造，解决高负荷过热汽温偏低问题及排烟温度过高问题。2、进行#1、2炉空预器改造，减少漏风，有效降低风机电耗。3、进行各炉暖风器系统改造，降低通风阻力，降低风机电耗。4、进行吹灰系统改造，解决蒸汽吹灰系统管壁吹损问题，防止受热面积灰结焦，造成锅炉效率下降。5、对送引一次风机进行性能试验，通过试验提出对各风机的改造方案，保证在正常工况，风机能在高效区工作，降低厂用电率。6、进行A磨等离子燃烧器性能改造，降低炉渣可燃物，提高锅炉效率。7、考虑对主要转机进行变频或变速改造，提高转机工作效率，降低厂用电率。8、加强对等离子系统的维护，最终实现全厂无油运行。9、严格执行三磨、四磨运行方案。10、加强设备停运时的维护，尽可能减少转机的启停次数。加强设备管理减少滴、冒、漏现象。11、加强人员培训，提高人员素质，加强燃烧的调整。12、加强开、停机管理缩短机组启停时间。九、继续执行锅炉低一次风压运行方式：1、 锅炉一次风压从9.5KPA降至8.2KPA，锅炉负荷变化不大且有上升趋势。2、 锅炉一次风压从9.5KPA降至8.2KPA，锅炉排烟温度下降23。3、 锅炉一次风压从9.5KPA降至8.2KPA，机组厂用电率下降0.150.2。4、 通过试验在一次风压降低至8.2KPA时磨煤机的冷风调节挡板基本已关完，减少磨煤机风门挡板的节流损失、提高锅炉燃烧效率，磨煤机的通风量、出