循环流化床调研报告.docVIP

调研报告#5、6机组投产至今，CFB锅炉因泄漏严重运行周期短，秦电公司各级领导包括运行部在内，把工作重心放在实现长周期运行上，为控制受热面磨损上速度，严格控制运行床压、风量等参数，取得了一定成效。但同时使运行参数一定程度偏离设计工况，降低了锅炉效率。虽然2008年非停次数高达9次，其原因集中在基建期间母材、基建安装质量上。与对安全长周期运行的重视程度相比较，对提高机组运行经济性重视程度明显不够，致使在这方面工作开展较晚。目前，所做主要工作为进行#5锅炉满负荷燃烧调整试验、冷渣机改造、一次风机改造，其中冷渣机改造、一次风机改造主要目的还是从运行安全性考虑实施的。此次调研的主要思路就是要及时转变思想，在保证机组安全前提下，努力提高机组运行经济性。搞清楚兄弟电厂具体节能措施，日常节能工作及监督、监测手段。为今年秦热公司打好翻身战找到正确的技术方向。1. 启动用油及节油措施现状：启动耗油量明显高于白马电厂，以下为本年度历次启动用油量（占油量95.7%）及简要分析。时间#5机耗油（t）简要分析2008.2#5机组启动用油169t第一次并网后点火风道漏，被迫停机。第三天再次启动，外置床锥形阀故障不能开启。2008.3#6机组启动用油113t因风道燃烧器火检故障，多次灭火，延误启动；煤仓床料预备偏多，给煤线不能及时投入。2008.4#5锅炉两次MFT后恢复56t均由给煤机故障造成，目前已修改保护逻辑，避免类似情况发生。2008.5#5机组启动用油281t第一次启动点火风道外壁烧红，被迫停运，次日重新启动，进行发电机空载、假同期、PT定相、汽门严密性、超速试验。2008.6#5机组启动用油88t凝汽器钛管泄漏，延误启动。2008.7#5机组启动用油98t启动参数控制不当，延误启动，煤仓床料预备偏多，给煤线不能及时投入。2008.10#6机组启动用油153t进行假同期、超速试验。#5机组启动用油58t尝试冲转前投煤。2008.11#5机组启动用油47t降低投煤温度，冲转前投煤#6机组启动用油44t降低投煤、投床上油枪温度，冲转前投煤2008.12#5机组启动用油34t机组温态合计1141t油耗分析：下面是我厂选取后三次启动与白马电厂、红河电厂冷态启动过程中的主要参数的比较启动床压风道燃烧器床上油枪投煤温度一次风量停油时间汽机参数旁路控制冲转时间燃油用量秦热1718Kpa投入投入最低490150km3/h并网后床温稳定压力6.9MPa，主汽温425再汽温350高旁30%低旁55%6小时最低34t白马2122Kpa投入不投入515110km3/h冲转前床温稳定压力3.7MPa，主汽温350再汽温330高旁50%低旁80%8小时最低23t红河1718Kpa投入不投入最低400110km3/h冲转前床温稳定压力3.7MPa，主汽温350再汽温较低高旁50%低旁80%810小时以上最低20t从上面的数据对比看，尽管秦热公司冲转时间控制的最短，但燃油用量最多。我们分析其中主要制约因素在于两个方面：风道燃烧器的应用、旁路的应用，下面加以简要说明。一 风道燃烧器1. 设备选型不一致白马电厂与秦热虽然都采用COEN公司产品，并且主要参数是一致的如：油枪出力为2000Kg/h、油枪出力调节比为5：1，但基本结构有较大的差异。白马电厂的床下油枪采用平行风道的方向布置，秦热的床下油枪为斜插入风道，东锅在设计时，一次风道出口的巨大弯头经很短的直管与风道燃烧器风室相联，其结构简图如下：白马电厂启动过程先后将两只油枪投入，可以将床温加热至520。因煤种关系红河电厂投煤温度较低。我厂由于风道燃烧器设计特点，火焰偏斜，热风没有充分扩容的空间，温度场严重不均匀，出口风温“分层”现象严重，多次试验结果投入下层油枪时测点温差可以控制到100，再投入上层油枪时温差达到150。增加燃油出力后温度很快超过900，无法实现两只油枪并列运行。2. 启动用油的方式不同白马电厂与红河电厂在启动过程中仅依靠床下油枪将床温加热至投煤温度，床上油枪在启动过程中不投入运行，红河电厂甚至将床上油枪拆除。秦热电厂风道燃烧器结构上的缺陷使其仅仅能将床料加热到接近床上油枪投入时的温度，床料要想达到投煤温度必须要投入床上油枪。床上油枪的燃烧机理是雾化后的燃油颗粒与床料混合，在500左右的温度下燃烧用以加热床料，会产生大量未燃尽产物，其燃烧效率远低于风道燃烧器。3. 一次风量的控制上表中白马电厂与红河电厂启动过程中一次风量基本控制在100km3/h左右，而我厂控制在150km3/h左右是不得已为之，由于风道燃烧器中温度场严重不均匀，导致出口风温“分层”现象严重，上下两个相距30公分的测点温度显示相差130左右，为了风温低于900（风道燃烧器跳闸保护动作值）只有加大一次风量。过大的一次风带走了本应加热床料的热量，同时过高一次风量导致启动床料的流失加剧，白马电厂床压降为0.6 Kpa/h左右，我厂床压降为1.0 Kpa/h左右，为了维持床压不得不更多的加入床料或石灰石，这部份流失床料带走得热量同样增加了油耗。二 旁路系统白马电厂与红河电厂都是选择在冲转前投煤，根据不同的煤种选择不同的投煤温度，当床温维持稳定时，及时停运风道燃烧器运行。我厂几次尝试冲转前投煤，为了汽压不至于上涨过快，只能采用两条給煤线最低煤量运行，同时减少燃油用量，如陆续停运风道燃烧器、床上油枪的运行，床温将无法维持。目前，仅燃煤运行条件下产生的蒸汽量，旁路系统无法控制合理的蒸汽参数。从中可以看出冲转前的蒸汽流量白马电厂和红河电厂基本维持在120130t/h以上，而我厂在70t/h左右。由于蒸汽流量过少，启动过程中蒸汽管道积水现象比较突出，在调整旁路开度、冲转调门变化过程中经常出现汽温突降后反弹的现象，了解白马电厂、红河电厂均无此现象。三个厂旁路系统的技术规范基本相同，但白马电厂和红河电厂对于高旁后的温度要求不高于420，高于我厂规定的380。从这种循环流化床的特性看，启动时再热汽温上升速率严重滞后于主汽温。 调研结论：1. 初步了解白马电厂和红河电厂高旁后的管材与我厂一致为20碳钢，可以逐步提升我厂高旁后温度要求，即使达不到420，也将会大大提升再热汽温上升速率。从运行经验来看可以提前30分钟左右达到冲转参数。考察白马电厂与红河电厂的低旁减温水系统从测点位置和管径基本与我厂是一致的，但我厂在低旁减温水全开的条件下，低旁最大开度仅有50%。建议充分论证高旁后温度的要求，利用大修机会全面检查低旁减温水系统。2. 加快风道燃烧器的设备改造工作，实现仅用床下油枪启动点火。目前设备基础上，撤油过早，仅用燃煤将使冲转参数严重偏离设计值，影响汽轮机使用寿命。降低煤量则无法维持床温。如旁路运行工况能得以改善也将大幅缓解这一矛盾。3. 前期启动过程中，设备故障较多，延误启动，总是担心启动不顺利，煤仓启动床料储备一直是宁多莫少，启动后期延误投煤时间。随石灰石系统逐渐完善，减少启动床料储备、适当降低启动床压，用石灰石不断填补来控制床压。4. 启动过程中，凝结水水质不合格，炉水主要依靠锅炉上水泵补充至除氧器，而其最大流量不到100t/h，如提前投煤，必然要求凝结水回收，给化学精处理造成压力。白马电厂与红河电厂都是采取凝结水直接回收的方式。2. 单台一次风机运行设计及运行参数对比：秦热白马红河最低流化风量（km3/h）（锅炉厂）2*1422*1322*90临界流化风量（km3/h）（试验）2*55602*55602*5560一次风量设计控制值（150300MW）（km3/h）2*1422022*1322022*90152一次风量实际控制值（150300MW）（km3/h）2*1101602*1101652*100120空预器漏风率（%）16105理论要求：正常运行流化风量不得低于临界流化风量1.52.0倍，即2*90 km3/h。我公司：从基建期就开始讨论单台一次风机运行的问题，机组调试期间，在单台故障情况下，通过给煤线上床料，一次风量为2X60 km3/h，后检查床料在给煤点严重堆积。2008年12月单台一次风机运行风量2X75 km3/h，风机挡板全开，电流388A，停炉后检查床料，炉膛中部有明显鼓包现象，说明存在流化不良现象。白马电厂：仅有一次，因一次风机轴承故障，导致锅炉BT保护动作，恢复时启动一台一次风机，炉膛差压39KPa，风量2X95 km3/h，床温迅速升至1100，降至910后间断投煤，床温趋于稳定后，煤量维持2030t/h，负荷30MW，平均床温850，风机电流330A。从床温分布看存在流化不良现象，床温不均，偏差4050。单台风机共运行6小时，从效果看近似于锅炉压火，停机不停炉。与白马电厂沟通时，均对单台一次风机运行持谨慎态度，运行部部长及锅炉专工均认为，单台一次风机短时间运行尚可，长时间运行风险极大，也不现实。对于我公司只能达到75 km3/h的风量能否长时间运行，均认为不可能。红河电厂：对于单台一次风机运行，红河次数较多，步子也较大，一次风机更换叶轮前，运行风量2X140 km3/h，更换叶轮后只能达到77 km3/h。红河电厂认为只要炉膛布风均匀性好，超过最低流化风量即可运行，但须控制机组负荷，现要求200MW以下。单台一次风机运行参数：秦热白马红河负荷(MW)2030200煤量（t/h）025180左一次风量（km3/h）759577右一次风量（km3/h）759577一次风机入口导叶开度（%）100100100电机电流（A）400330340运行床压/差压（KPa）11.5/16.513/188.5/14.5床温（）780850860炉膛上部差压（KPa）00.10.1调研结论：1. 从运行参数看，我公司正常降一次风量幅度略大于红河、白马电厂，这对减轻水冷壁磨损有益。2. 单台一次风机运行时，白马电厂所能达到的风量最高，相对运行可靠性也较强，但只是短时间运行过，对长时间运行还有顾虑。3. 红河电厂一次风机更换叶轮后，风量略高于我公司，运行情况尚可，相对而言，由于煤质、粒度影响，其设计和实际控制流化风量低于我公司。4. 我公司实现单台一次风机运行目前无绝对把握，须做几方面工作：1、降低空预器漏风率上做工作，我公司空预器漏风率远高于其它厂。而其对锅炉排烟损失影响也很大。2、确保一次风量测量装置可靠性、准确性，从交流及运行参数明显看出白马、红河厂一次风量测量准确性明显强于我公司；3、加强风帽检修、维护水平，制定风帽更换标准。5. 如再出现单台一次风机故障情况，可尝试投煤，力争停油，以维持床温床温、稳燃为底线，带最低负荷。严密监视床温、床压、差压等参数，防止因流化不良导致锅炉结焦。如果上述试验表明可以实现单台一次风机运行。在一天内的事故抢修情况下可以单台一次风机运行。从经济性、安全性的角度看，不赞成长时间单台运行3. 提高经济性，采取的主要节能措施现状：CFB锅炉为保证锅炉各部位正常流化和密封，有些风量不随负荷降低而降低，而是固定不变的，这些固定风约占满负荷时总风量的1/6，所以锅炉低负荷运行时风机单耗大、厂用电率高。下表是150MW与300MW时厂用电率统计，从中可以看到300MW时厂用电率7%左右，150MW时则达到了12%。负荷（MW）厂用电率（%）15011.052008.932507.833007.62西安热工院今年6月做#5锅炉效率试验，得出在300MW时，效率最低为90.527%，对应供电煤耗最高349.8g/kwh，效率最高92.24%，对应最低供电煤耗为344.5g/kwh。可看出，满负荷运行煤耗在同类型机组中属领先水平。下面是一些主要指标对比。白马红河发电用厂用电率8.358.8负荷率76%#1机62%，#2机80%发电量（亿度）1530供电标煤耗（给煤机）36077利用小时449077厂用电率排烟温度 氧量 引风机单耗一次风机电耗二次风机电耗流化风机电耗循环水泵电耗飞灰供电煤耗% % kWh/t汽 % % % % % 正g/kWh反g/kWh红河#110月9.061413.174.332.251.480.861.06344.94 346.31 累计8.981512.294.671.951.430.770.86348.74 350.78 红河#210月8.161384.204.482.331.450.900.90346.19 347.78 累计8.261492.684.901.821.450.770.83343.22 345.85 秦热#510月12.63131.005.334.213.330.912.001.401.33389.009月11.05137.804.733.803.130.871.981.331.32385.003月7.86136.502.923.842.510.921.560.453.65358.002月9.87133.704.223.283.911.042.120.674.21343.00秦热#610月12.61133.006.264.433.350.992.131.401.56389.003月8.29130.903.772.432.650.831.920.483.54358.002月8.17123.605.062.433.860.911.890.672.95343.00白马10月8.473月2月差异分析：燃烧调整的优化方面，白马电厂与红河电厂对于300MW循环流化床的理解有着很大的差异。白马电厂刚刚委托西安研究院做了燃烧调整实验，我们已经向西安院索要了报告，红河电厂介绍并没有做相关工作。从运行参数对比上看，白马电厂的总风量、一次风量、二次风量基本与我厂一致，只是在原设计的基础上降低了一次风量，主要目的降低炉内受热面的磨损，并没有改变炉内作为快速床的本质。红河电厂为了降低一次风机单耗大幅度降低一次风量，额定负荷下一次风量基本维持在110km3/h左右，炉内的流化特性接近鼓泡床状态，炉膛中下部处于极度缺氧燃烧状态，只有依靠提高二次风量来补充氧气，但增强的二次风穿透力，不足以完全减小炉膛中部缺氧区域，后燃现象严重，对于褐煤这种极易燃烧的煤种下部床温850时分离器温度可以达到960，不完全燃烧损失增加同时分离器、回料器容易发生高温结焦的现象。 #1回料腿内部结焦在床压的控制上，我厂介于白马与红河之间。白马选择较高床压接近设计值，主要是考虑炉膛燃烧工况稳定经济性高，炉膛各部温度均匀，底渣可燃物低，同时大大减少排渣量，降低了排渣热损失。差压过低可能导致炉膛下部床温偏高，底渣可燃物偏高，经济性差。我厂目前维持的床压主要是水冷壁防磨角度出发、兼顾一次风机单耗。这一年受热面泄漏的事故中实际并没有一次是因为水冷壁磨损原因，而白马电厂发生一次水冷壁磨损泄露。红河电厂因为燃用褐煤，煤质软、炉内二次破碎性能好是最接近原设计的煤种，磨损与排渣热损失极低，为了降低一次风机单耗大幅减低床压。我厂通过与西安研究院合作做了不同床压下的燃烧实验，目前的床压选择是综合燃烧效率、磨损、风机单耗得出的比较合理的数值。风机单耗的对比上看，流化风机单耗我公司明显偏高，原因为运行风机数量多一台。白马电厂曾经提高外置床流化风量达到增强循环灰效率，导致外置床发生泄漏，随即将流化风调至设计值。白马电厂不主张降低风量运行。红河电厂先已经将外置床流化风量降低了25%，认为只要保证各仓室的床压就能保证流化，红河电厂各仓室均有床压测点可以通过试验确保各仓室流化状态。我厂目前将流化风量降低15%，但各仓室无床压测点不能准确的监视外置床流化状态。一次风机更换后单耗明显降低，根据不同的煤种、选取的床压、流化风量各厂略有不同。实施低负荷单台二次风机运行的方式后，二次风机单耗也将得到进一步降低，在保证锅炉效率的基础上，我厂选取较低的总风量来降低引风机单耗，目前制约一次风机、二次风机、引风机单耗的瓶颈在于空预器漏风的治理。白马电厂与我厂空预器漏风率在16%，红河电厂提供的漏风率为6%。再热汽减温水流量我厂远大于白马电厂与红河电厂，在防磨措施上白马电厂采用的是让管技术，我厂采用西安研究院的主动式防磨梁技术，炉内燃烧工况发生了改变，内循环中循环灰边壁流速降低，减少了与水冷壁的换热量，密相区的热量不能充分带走，床温上涨，不得不开大锥形阀增加经过外置床的循环灰量用以降低床温。外置床中受热面换热增加，必须得依靠渐减温水降低汽温。改造前我厂正常工况下，再热器不用减温水，加装防磨梁后，我厂再热汽减温水流量与改造前有明显增加，#5锅炉再减增加10t/h左右，对应煤耗1g/kWh，#6锅炉增加5t/h左右。主汽减温水流量也有明显增长。底渣可燃物红河厂月报无数据，据称在0.5-0.8%，白马电厂与我公司均在1.5%左右，与煤质关系较大。另外影响因素为入炉煤粒度偏大。燃煤粒径及粒径分布对流化床燃烧有极大影响，大于 1mm的较粗煤粒的挥发份析出和碳的燃烧受扩散控制，挥发份完全析出时间和炭粒完全燃尽时间与粒径的平方成正比，因此粒径小的煤挥发份析出时间和炭粒燃尽时间短，可燃物损失少，反之则大。煤粉粒度越小细碎环锤磨损速度越快。白马电厂与我厂细碎系统都是采用奥贝玛的产品，尽管白马电厂入炉煤存在煤质硬、石块多的问题，但其入炉煤粒度控制较我公司严格：每班向值长提供入炉煤粒度，值长根据工况向燃料提出调整。我公司燃料认为细碎环锤磨损速度较快，订货周期较长（进口），维护费用高，在细碎调整的力度和频率上不能满足要求，入炉煤粒度的监控上力度不够，故目前入炉煤粒度与设计偏差较远。下表为入炉煤粒度测试对比，可看出入炉煤粒度明显偏粗。我公司入炉煤粒度测试对比煤样100g厂家标准筛分试验结果最佳粒度最大粒度2008.03.272008.05.12筛孔径(mm)筛上重量(g)筛上重量(g)筛上重量(g)筛上重量(g)7024206035255068334210124133181850273230611225744740.5597566840.3688580890.278909496白马电厂煤粉粒径： R8mm%4.755.025.164mmR8mm%17.8219.2718.771mmR4mm%36.9238.0137.090.2mmR1mm%39.2436.7935.04R0.2 mm%1.280.951.25红河厂与我公司飞灰取样均为空预器后等速取样，为沉降灰，不能反应实际飞灰可燃物数值，我公司燃烧试验一般在电除尘一电场仓泵取样，数值为4-5.5%，白马电厂为，2-2.5%，红河厂未进行此项工作。在分离器尺寸、结构定型后，在不能提高一次风速的条件下，决定分离器效率的因素主要是入炉煤的粒度。从上表可以清晰看到，我厂煤粉粒径R0.2 mm占5%，白马电厂为1.2%。关于煤耗问题，我厂最好的指标与白马电厂与红河电厂是接近或优于，我厂在参数调整上与白马电厂并没有质的差异。反平衡煤耗我公司未进行计算，燃烧调整试验时，东锅厂和西安热工院分别采用正平衡计算发电煤耗在344-349g/kWh，推荐运行方式、参数控制与现运行状态一致。但我公司二月煤耗最低，为343g/kWh，十月煤耗最高，为389g/kWh，从负荷率和主要经济指标很难分析原因，从运行调整手法上的差异也是无法做到的。空预器漏风率高空预器设计漏风率6%，现在实际测量为1318%，投入扇形板自动控制后漏风率无明显降低。空预器漏风不仅使各风机单耗增加，而且空预器热端漏风还会增加排烟热损失增加，如能降到设计值锅炉效率可提高约0.6%。霍顿华公司分别给白马电厂与红河电厂进行了密封改造，效果相差较大。白马电厂空预器漏风率基本没有得到改善为17%，红河电厂由12%降至4%效果明显。目前典型负荷月平均排烟温度完成值，因实时数据影响因素多，变化大，无参考意义，故表格负荷及排烟温度取自月平均数据。 #5锅炉排烟温度测量经西安热工院标定，比实际偏高8.7，排烟温度受环境温度影响较大。白马电厂排烟温度没有具体数值与我厂基本一样。#5锅炉#6锅炉红河电厂150MW137（2008.9）130（2008.10）170MW143（2008.7）133（2008.7）141200MW210MW139（2008.4）131（2008.4）220MW136（2008.7）240MW135（2008.3）132（2008.3）151129（2008.1）122（2008.1）270MW135（2007.11）133（2007.11）300MW白马、红河电厂均未对排烟温度进行针对性调整，红河电厂由于偏重风机单耗的降低，后燃现象严重，出口烟气焓值增加，排烟温度反而是最高的。改进工作：1. 采取低负荷（200MW）下采用单台二次风机运行，我厂随着风机的治理，设备的可靠性得到极大的提升，基本具备了低负荷下单台二次风机运行的条件。运行部早在11月份已经制定了单台二次风机运行的措施，并提出相关的保护逻辑修改予案。只是由于冬季热网负荷的限制暂时没有实施。2. 运行部三台流化风机运行试验结果为：四台流化风机运行时，平均电流90A，总电流360A；三台流化风机运行时，经降低外置床风量及母管压力后，平均电流109A（额定104A）。可以尝试继续降低外置床流化风量，以红河电厂做为参照标准。建议流化风机电机改造，修改相应保护联锁逻辑。成立攻关组，统一协调运行、设备、电气、自控等多专业。运行部已向公司提供了可行性报告。3. 加强燃煤粒度的管理工作，不能仅仅考虑环锤的维护费用，综合考虑才能提高经济性。4. 红河电厂目前开始着手二次风机、引风机增加变频，建议我公司也考虑二次风机、引风机改变频的可行性。5. 加强对我厂空预器漏风的治理。从白马电厂的和红河电厂密封改造效果上看，同一家公司施工得到不同的效果，我公司应加强改造监管。6. 提高主、再热汽温完成值。7. 继续合理降低床压运行，床压反映了炉内物料的浓度，直接关系到炉内的燃烧和传热工况。床压与一二次风配比、返料量、总风量等密切相关，间接影响了单耗。通过我公司与西安热工研究院燃烧调整实验，优化床压运行参数、保证锅炉效率不变的。8. 低负荷低氧燃烧，减少多余无用冷风从炉膛带走多余热量，提高床温改善低负荷下燃烧工况，减少烟气总量，降低风机单耗。9. 排烟温度燃烧调整实验表明，目前，锅炉运行排烟氧量约为4.45.0%，而空预器入口过量空气系数只为1.09，空预器空气侧设计温度为291，而实际运行温度只能达到280左右。漏风率的增加，使排烟温度增高8.0，排烟损失较设计值增加了0.63%。根据上述分析结果表明，降低空预器漏风率是现有降低排烟损失的关键。10. 作为基础工作，一、二次风量和氧量的标定和维护应形成严格的制度。红河、白马电厂一、二次风量、氧量非常精确，一致认为这些测点是判断、优化、调节锅炉燃烧的基本点、光看趋势是不行的，优化调整只能是空谈。尽管一次风量测点不准确有着直管段过短的客观原因，还是应考虑换型来优化。西安院早已多次要求氧量测点移位，一、二期的工作已经实施。希望三期尽快实施。4