加强节能降耗管理.doc

加强运行节能降耗管理绪 论节约能源是我国的基本国策，节能工作直接关系到企业的市场竞争能力和盈利能力。发电企业在为社会提供清洁电力能源时消耗了大量一次能源、水资源和土地资源，全国煤炭产量的50%以上用于发电，发电企业的资源节约和环境保护对建设节约环保型社会影响重大。积极创建节约环保型企业，既是承担国有企业社会责任，也是落实科学发展观，实现企业自身发展，提高企业核心竞争力的需要。1系统技改发电厂的厂用电制约着供电煤耗，通过对大型耗电设备的技术改进从而可以大幅降低厂用电率，本厂采用的给水泵为240t/h汽包炉配套的FT270-140型高压锅炉给水泵，型号：YKS5004-2 额定功率：1600KW 额定频率：50Hz 额定转速：2984 r/min 接法： Y 额定定子电压：6KV 额定功率因数：0.88 额定定子电流：182.6A ，未技改前给水压力在15MPa左右，启动电流达到360A左右，尤其是在低负荷是电耗非常大，给水泵采用变频技术后，运行中给水压力基本控制在12Mpa左右，减小电机的启动电流，根据锅炉运行要求随时调整给水压力，在低负荷和启停机过程中节电尤为明显。不但降低的厂用电耗，减小了给水泵的机封磨损，而且减小了给水管道调节门的节流损失。2热力系统及疏水分析与控制（一）汽轮机本体热力系统及高压疏水阀门普遍存在内漏，不但做功减少，还引起凝汽器热负荷增加，真空变差，造成煤耗升高，既危及机组运行的安全、可靠性，又严重影响机组的经济性。机组在各种不同的工况下运行，疏水系统应能防止可能的汽轮机进水和汽轮机本体的不正常积水，并满足系统暖管和热备用要求。汽轮机本体疏水包括汽缸疏水，及直接与汽缸相连的各管道疏水，包括主汽门后，与汽缸直接连通的各级抽汽管道门前，轴封系统等。为防止疏水阀门泄漏，造成阀芯吹损，各疏水管道应加装二次手动截止阀， （二）由于汽轮机冷端系统运行中普遍存在 真空严密性差、真空度低、凝汽器脏污、凝汽器凝结水过冷度大、端差大、凝结水质不合格、冷却塔效率低、凝汽器冷却水进水温度高等问题，导致凝汽器真空变差，真空度降低，汽轮机排汽压力升高，热耗增大，厂用电率增加。 针对以上问题，可采取如下技术措施：1）提高凝汽器清洁度：采取凝汽器胶球清洗装置，选用合适胶球，提高收球率，增加胶球清洗时间和频率；循环水中加阻垢剂。凝汽器端差增大时，可进行不停机凝汽器半侧分别清洗，提高冷却管水侧清洁度，提高凝汽器换热系数。 2）改进凝汽器补水装置：将原补水喷头改为雾化喷头，提高补水雾化效果，降低凝结水含氧量。3）冷端系统运行优化：通过试验确定不同环境温度、不同负荷下循环水泵的组合运行方式，提高机组运行真空，降低循环水泵耗功，提高机组整体运行经济性。 3锅炉分析与控制对于燃煤火电机组，锅炉热效率及厂用电率的变化，直接影响机组发电煤耗，供电煤耗。（一）排烟温度与排烟氧量是锅炉热损失中最大的一项，一般约占5%6%，主要取决于排烟温度与排烟氧量。一般排烟温度每升高10，锅炉热效率降低约0.5个百分点，机组发电煤耗升高约1.7g/kWh。（1）排烟温度升高的主要原因：煤质变差，水分、灰分增大，发热量降低，燃料消耗量增大；锅炉受热面的结渣、积灰；空气预热器传热元件低温腐蚀、堵灰；省煤器、空气预热器等受热面设计不合理。控制排烟温度的主要对策：加强燃料采购与配煤管理，控制燃煤质量，尽可能接近设计煤种；加强吹灰系统的日常检修与维护工作，确保吹灰器的正常投入，保持锅炉各受热面的清洁度。检修中彻底清除受热面管上的结渣和积灰；探索使用燃烧添加剂、合理配煤等技术手段改善灰渣的粘结性能；通过检修和改造相结合的手段，降低锅炉与制粉系统的漏风量，重点检查与治理炉底水封漏风、炉顶密封漏风、烟风道漏风、人孔门及看火孔漏风、制粉系统冷风门等；针对实际燃用煤种，进行全面、系统的锅炉燃烧与制粉系统优化调整试验，确定磨煤机最佳通风量、合理的磨煤机出、入口温度、最佳的煤粉细度，合理控制好排粉机出力及压力；预防空气预热器传热元件的低温腐蚀与堵灰。检修中做好空气预热器传热元件的冲洗、疏通和更换改造工作；运行中控制空气预热器冷端综合温度，防止低温腐蚀；合理吹灰防止堵灰。（2）排烟氧量增大的主要原因：炉膛出口过剩氧量偏大；空气预热器漏风率偏大；锅炉本体及其尾部烟道密封不严引起的漏风量增大。控制排烟氧量的主要对策：进行锅炉燃烧与制粉系统优化调整试验，确定炉膛出口最佳过剩氧量。提高检修质量，必要时进行空气预热器密封技术改造，降低空气预热器漏风率。检查与治理锅炉本体密封，必要时进行炉顶、穿墙管部分的密封改造，减少漏风。（二）灰渣可燃物机械不完全燃烧损失是仅次于锅炉排烟损失的一项热损失，一般约占1.5%3%，主要取决于灰渣可燃物含量。燃煤灰分含量约20%、低位发热量约22 MJ/kg时，通常飞灰可燃物含量每增加1个百分点，机械不完全燃烧损失增加约0.30.4个百分点，锅炉热效率降低约0.30.4个百分点，机组发电煤耗升高约1.01.3 g/kWh。灰渣可燃物含量升高的主要原因：煤质变差，挥发分降低，灰分增大，发热量降低；燃烧系统风煤配比不合理，燃烧工况变差，炉膛出口过剩氧量偏低。降低灰渣可燃物含量的主要对策：加强燃料采购和配煤管理工作，定期对入炉煤、飞灰和大渣进行取样与化验分析，指导运行调整；安装锅炉风粉在线监测及飞灰可燃物在线检测装置，提高锅炉运行操作指导的实时性、准确性；定期进行燃烧系统运行优化，调整及确定经济燃煤粒度与最佳炉膛出口过剩氧量；（三）锅炉“四管”泄漏是引起机组非计划停运的首要原因。锅炉“四管”泄漏的主要原因有超温、磨损、高温腐蚀、裂纹、应力超限、焊接缺陷、化学腐蚀等。防止锅炉“四管”泄漏，要严格执行防磨防爆管理规定与“防止火电厂锅炉四管爆漏技术导则”。做好事前抓预防、事中抓分析、事后抓反措，落实防磨防爆的检查责任。燃烧区域水冷壁管若存在比较严重的高温腐蚀，可以采用水冷壁管表面喷涂技术，同时采取改善配风、控制燃煤硫份和热值在合适范围等措施加以解决。对于“四管”存在严重磨损的区域，可以采取增加防磨套、防磨板或采用表面喷焊、喷涂耐磨材料的措施加以防止。对于温度交变、结构因素、施工或外力等导致的应力集中引起的爆管，建议结合实际情况有针对性的解决。 （三）主蒸汽汽温度与减温水量对锅炉热效率影响非常大，主蒸汽温度每降低10，机组的热耗率约增大0.31%，影响发电煤耗约0.93 g/kWh；再热蒸汽温度每降低10，机组的热耗率约增大0.25%，影响发电煤耗约0.75g/kWh。过热器减温水流量每增加10 t/h，机组热耗率增加约23 kJ/kWh，影响发电煤耗约 0.080.12g/kWh；锅炉再热器减温水流量每增加10t/h，机组热耗率约增加1417 kJ/kWh，影响发电煤耗约0.520.63 g/kWh。 主蒸汽与再热蒸汽温度达不到设计值、减温水量偏大的主要原因：煤质变化；过热器、再热器受热面设计不合理，炉膛出口两侧烟温偏差大；提高主蒸汽温度及减少减温水量主要对策：合理投用各种吹灰器，及时吹灰除渣，保证受热面的清洁；合理调整过量空气系数，采用合适的燃烧器运行方式；解决减温水阀门内漏问题，优化运行调温方式，尽量减少减温水的投入。（四）锅炉的汽水损耗主要包括锅炉排污疏水、阀门泄漏。减少锅炉汽水损耗的主要对策：优化管道系统回收疏水；合理控制炉水品质，减少排污量；选用优质阀门，减少阀门泄漏；合理选用吹灰方式，优化吹灰程序，合理控制吹灰频率；根据环境温度变化，间断投运邻炉加热。 4 机组启动中的节能控制机组的启动是一项细致繁琐、工作量很大的过程，操作多，风险大，但在保证安全的前提下，控制好设备系统各阶段的投用时机和次序，优化操作方法和速度控制，减少辅机无效运行时间，缩短启动时间，尽快让机组带上高负荷是这一阶段的目标。在机组启动过程中，人的因素能决定节能降耗的关键点比较多，这就给运行人员实现节能降耗提供了机会和挑战。冲转过程中安排并网前的准备工作。增加负荷过程中完成低、高加的投用，根据机组负荷、汽温等参数及时关闭机组有关疏水。启动过程中化学值班人员应每小时向值长报告一次汽水品质，值长根据化学监督要求及时安排调整锅炉排污量。通过机组启动步骤的合理紧凑安排，优化调整，不仅仅节能降耗，还多发了电。在启动中，也不能一味缩短各步骤的衔接时间，要充分考虑到实际情况，并注意安全，例如，凝水水质不合格，就不能向炉进水，炉水，主蒸汽不合格，就不能冲转，不能加负荷。启动过程中各步骤衔接紧凑，控制顺利，各系统设备能及时健康投用也是关键，比如在锅炉水质合格后，风机启动不起来，会耽搁时间，风机启动后，吹扫结束后，油枪点火不成功，又必然要重新吹扫，所以，主动联系检修人员的配合，将会使启动过程控制得更成功。5 运行中的节能控制5.1 汽机控制对汽机本体而言，则是降低其汽耗率，使蒸汽在对应工况的设计参数下运行，减少对蒸汽热力过程和状态发生影响的汽机内部损失。主蒸汽压力每下降5%,汽耗率将平均增加1%,主汽温度每下降10,循环效率将下降0.5%,因此蒸汽温度、压力的调节显得尤为重要。尽量不用再热器减温水，在一定的总蒸汽流量下，优先提高效率更高的高压缸的出力而减少中压缸的出力，则更有利于减少汽耗量。机组主蒸汽压力应参照滑、定压运行优化曲线控制。1）控制高、低压加热器的给水端差和疏水端差、监视凝汽器端差及凝水过冷却度在合格设计范围内。凝汽器及各加热器水位应控制在合适范围内，避免过高或过低，水位不合适时及时进行调整，以提高回热效率。2）提高真空，增强机组做功能力，减少燃料是提高经济性的重要方面。严格执行胶球投停操作程序，保证胶球系统的正常运行，以提高铜管的热交换能力，进一步提高真空度，降低排汽压力和温度，提高汽机效率。保持凝汽器水位正常，凝汽器水位在正常运行中一般保持在500mm左右；在不同的循环水温度及负荷情况下，合理调度循泵运行台数，以获取凝汽器经济真空。3）运行人员要做的是加强巡检质量，防止有关工质的跑、冒、滴、漏，加强比较分析，防止阀门及系统的内漏。控制闭冷水泵，真空泵，除氧器再循环泵等水泵的轴冷水量，调节凝泵密封水的压力和水量，关小真空破坏门的水封进水量减少除盐水的损失，在确保除氧效果的前提下，尽量关小除氧器排空阀，调节辅汽疏水，尽量关小辅抽电动门前后疏水以减小排汽损失。4）提高汽轮机组的经济性必须维持正常的给水温度，给水温度变化，一方面引起回热抽汽量变化，影响到作功能力；另一方面将使锅炉排烟温度变化，影响锅炉效率。首先要确保高加投入率，保持高加水位稳定。其次，调整高加水位正常，水位过高，会淹没有效传热面降低热经济性，水位过低或无水位，蒸汽经疏水管进入相邻较低一级加热器，大量排挤低压抽汽，热经济性降低。5.2 锅炉控制为提高锅炉效率，一方面应通过调整运行方式尽量减少各种损失，另一方面则应提高蒸汽参数，减少减温水量和排污量。在所有损失中，排烟热损失和机械未完全燃烧热损失占主要，因此有效地减少这些损失，能提高锅炉效率。1）加强巡检质量，关好看火门，保证炉墙保温完好，降低散热损失。2）锅炉过量、无序的排污既不经济又无助于改善汽水品质，因此合理排污对安全经济运行有着重要的影响。锅炉排污一般应在早班低负荷时进行。当炉水SiO2含量大于70ppb时进行排污，小于60ppb时停止排污。锅炉排污时，连排开度不宜超过60%。低负荷时排污，炉水经连扩容器后，能进入除氧器加以利用。3）合理配风，控制合理的炉内过量空所系数，不使炉膛温度降低和缩短燃料停留时间，以强化炉内燃烧，及时吹灰，并保证给水、炉水、蒸汽品质，以保持受热面内外清洁，加强锅炉受热面的热交换能力，加强空预器的热交换能力，降低排烟温度。4）运行人员要提前操作，控制过热器管壁温在管壁允许范围之内，防止发生过热器管壁超温。管壁前级受热面实施吹灰可降低超温管壁进口烟气温度水平，炉膛吹灰可提高水冷壁辐射吸热水平。较高的蒸发量可增加冷却介质流量，提高管壁冷却效果。一般在锅炉机组启动阶段要控制压力上升速度，主要就是保持较大的蒸发量和控制燃料量上升较快。控制减温水量，及时投入或增大减温水量可降低介质温度水平，增加冷却效果。必要时可适当降低部分经济性（汽温降低等）5结论 以上是根据运行实际情况和实践经验总结的一些节能降耗的可实现的措施。运行人员提高值班质量,保证机组安全持续运行,减少非计划停运,减少异常和障碍,从另一种意义上也