火电厂节能评价指标分析.doc

长沙电力职业技术学院20XX届（）课题名称：火电厂节能评价指标分析（锅炉、汽机专业指标）专 业：火电厂集控运行 20XX年12月目 录前 言 能源是人类生存和发展的重要物质基础。我国人口众多，能源资源相对不足，人均拥有量远低于世界平均水平，煤炭、石油、天然气人均剩余可采储量分别只有世界平均水平的58.6、7.69和7.05。目前中国正处于工业化、城镇化加快发展的重要阶段，能源资源的消耗强度高，消耗规模不断扩大，能源供需矛盾越来越突出。对于发电厂来讲，火力发电在我国占绝对主导地位，其中燃煤电厂燃煤消耗量约占全国煤炭产量的50左右。目前，我国火力发电厂的能效水平还比较低下，与世界先进水平还有很大距离。有关统计资料表明：20XX年，我国电力工业全国平均供电煤耗为374g/(kw.h),与世界先进水平（1999年）相差约50g/(kw.h);生产厂用电率为5.95，与世界先进水平（1999年）相差约2个百分点。火力发电厂的能效问题成为影响中国电 力工业能效的主要因素。所以，本报告就是以火电厂的节能分析为主线编写的。其中包括了两个部分：锅炉部分和汽机部分。在编写的过程中了解了节能评价指标的构成，并全面和深入的分析了影响各指标的因素，同时联系实际提出了一些切实可行的措施，以期能降低火力发电中各指标的能耗，从而提高火电厂的热经济效率。本报告在编写的过程中遇到了许多的问题，同时也获得了老师和同学的诸多帮助。由于本人的水平有限，文中难免会有一些错误，敬请体谅。摘 要:火力发电厂在竞争日益激烈的市场经济条件下，不仅要考虑产出，也要考虑投入，以尽量少的资源投入和环境代价实现尽可能大的产出。火力发电厂节能，是指加强用能管理，采取技术上可行、经济上合理、符合环境保护要求的措施，以减少发电生产过程中各个环节的损失和浪费，更加合理、有效地利用能源。本文就锅炉和汽机两方面来分析了影响火力发电厂节能的各项指标，并对这些影响火力发电厂节能的指标提出了一些相应的解决措施，以提高火力发电厂的节能关键词：火力发电厂节能评价; 火力发电厂节能标准; 锅炉热效率; 汽机热效率 第1章 火电厂节能评价概述1.1火力发电厂节能评价的意义能源是人类生存和发展的重要物质基础。我国人口众多，能源资源相对不足，人均拥有量远低于世界平均水平，煤炭、石油、天然气人均剩余可采储量分别只有世界平均水平的58.6、7.69和7.05。目前中国正处于工业化、城镇化加快发展的重要阶段，能源资源的消耗强度高，消耗规模不断扩大，能源供需矛盾越来越突出。对于发电厂来讲，火力发电在我国占绝对主导地位，其中燃煤电厂燃煤消耗量约占全国煤炭产量的50左右。目前，我国火力发电厂的能效水平还比较低下，与世界先进水平还有很大距离。有关统计资料表明：20XX年，我国电力工业全国平均供电煤耗为374g/(kw.h),与世界先进水平（1999年）相差约50g/(kw.h);生产厂用电率为5.95，与世界先进水平（1999年）相差约2个百分点。火力发电厂的能效问题成为影响中国电 力工业能效的主要因素。火力发电厂在竞争日益激烈的市场经济条件下，不仅要考虑产出，也要考虑投入，以尽量少的资源投入和环境代价实现尽可能大的产出。在现阶段和以后要把节能作为增长方式转变的方向，切实做到节约发展、清洁发展、安全发展、可持续发展。火力发电厂节能，是指加强用能管理，采取技术上可行、经济上合理、符合环境保护要求的措施，以减少发电生产过程中各个环节的损失和浪费，更加合理、有效地利用能源。发电厂能源消耗主要是指煤炭、电力、蒸汽、水、油等。火力发电厂节能评价是指按照统一的标准，对火力发电厂的能耗状况、节能管理水平进行科学合理的评价。通过评价，是电厂了解企业的节能状况，发现节能潜力，促进企业节能工作的有效开展。1.2 火力发电厂节能评价体系的构成 火力发电厂节能评价体系共有三部分组成。第一部分为火力发电厂节能评价指标，第二部分为火力发电厂节能评价标准，第三部分为火力发电厂节能评价依据说明。1.2.1火力发电厂节能评价指标 通过对影响煤耗、水耗、油耗、电耗等指标的主要因素层层分解，确定反映火力发电厂能耗状况的指标。按相互影响的层面划分，火力发电厂节能评价指标构成如下图所示： 排烟温度、锅炉氧量、飞灰可燃物、炉渣可燃物、空预器漏风率、煤粉细度、吹灰器投入率 锅炉指标 主蒸汽温度、再热蒸汽温度、主蒸汽压力、过热器减温水量、 （锅炉热效率） 再热器减温水量 凝汽器真空、真空严密性、凝汽器端差、凝结水过冷度、凝汽机指标 汽器胶球清洗装置投入率、收球率 （热耗率） 给水温度、加热器端差、高加投入率、保温效果 锅炉辅机：磨煤机、排粉机、一次风机、引风机、送风机 煤耗 厂 用 电 耗电量（供电煤耗） （发电厂用电率） 汽机辅机：循环水泵、凝结水泵、电动给水泵耗电率 （供热煤耗） 公用系统：除灰除尘、输煤、供水、脱硫耗电率 燃料指标：油耗、入厂煤与入炉煤热值差、入炉煤煤节能 质合格率评价 全厂复用水量指标 锅炉补水率构成 发电水耗率 循环水浓缩倍率 化学自用水率 灰水比 能源计量：能源计量配备率、周期受检率、检测率 其他指标：磨煤钢耗、补氢率、酸碱耗1.2.2火力发电厂节能评价标准火力发电厂节能评价标准式依据国家、行业的相关标准以及现场规程和实践经验等，针对节能指标和节能管理工作进行逐项评价。分配原则具体如下： （1）大指标间的权重分配（火力发电厂节能评价指标权重分配图见图）。1）节能管理工作内容和能源计量的相关指标，取其权重为5.8。2）煤炭占发电成本的70多，因此，与煤耗有关的指标权重为80.5。由于供电煤耗的计算中包含了油耗和厂用电，将这两方面的指标也列在煤耗中。3）水耗大约占发电成本的34，取其权重为7.7。4）材料消耗指标中的磨煤钢耗、补氢率、酸碱耗为发电固定成本的一部分，占用 火力发电厂大量的维护费用，为加强此方面的管理，取其权重为2.7%。 （2）小指标之间的权重分配时按照其对大指标影响的程度进行分析，扣分的原则也是如此。例如：在与煤耗相关的指标中，锅炉专业、汽机专业的指标分别占总分的25.7%，25%，厂用电占16.7%。 （3）单个指标内的权重分配：考虑到评价指标的重要性以及他在上一级指标中的重要性，取其权重30%50%，与其相关的过程管理方面的工作占50%70%，强调过程管理的重要性。1.2.3火力发电厂节能评价依据说明 火力发电厂节能评价依据说明是对评价标准中的评价依据所做的详细说明，评价依据主要是国家现行标准、行业标准、华电集团现行管理标准办法，主要有：GB/T 17167-1997企业能源计量器具配备和管理导则 GB/T 213-20XX煤的发热量测定方法GB/T 474-1996煤样的制备方法GB/T 475-1996商品煤样采取方法GB 10184-1988电站锅炉性能试验规程GB 3485-83评价企业合理用电技术导则GB 8117-87电站汽轮机热力性能验收试验规程JB/T 8170-1990高压加热器技术条件火力发电厂高压加热器运行维护导则(中华人民共和国水利电力部)DL/T 468-20XX电站锅炉风机选型与使用导则DL/T 783-20XX火力发电厂节水导则DL/T461-20XX燃煤电厂电除尘器运行维护导则DL/T 467-20XX电站磨煤机及制粉系统性能试验DL/T 478.4-20XX火力发电厂锅炉机组检修导则 第4部分：制粉系统 DL/T 520火力发电厂入厂煤检测试验室技术导则 DL/T 561-1995火力发电厂水汽化学监督导则 DL/T 581-95凝汽器胶球清洗装置和循环水二次滤网装置 DL/T 607-1996汽轮发电机漏水、漏氢的检验 DL/T 610-1996300MW级锅炉运行导则 DL/T 742-20XX冷却塔塑料部件技术条件 DL/T 748.2-20XX火力发电厂锅炉机组检修导则：第2部分锅炉本体检修 DL/T 748.8-20XX火力发电厂锅炉机组检修导则：第8部分，空气预热器检修 DL/T 776-20XX火力发电厂保温技术条件 DL/T 838-20XX发电企业设备检修导则 DL/T 892-20XX电站汽轮机技术条件 DL/T 932-20XX凝汽器与真空运行维护导则 DL/T 936-20XX火力发电厂热力设备耐火及保温检修导则 DL/T 467-20XX电站磨煤机及制粉系统性能试验 DL/T 478.5-20XX火力发电厂锅炉机组检修导则 第5部分：烟风系统检修 电力工业节能技术监督规定（电安生【1997】399号） 关于发展热电联产的规定急计基础【2000】1268号文 火力发电厂节约用水管理办法（试行）（国电发【20XX】476号） 火力发电厂节约用油管理办法（试行）（国电发【20XX】477号） 火力发电厂按入炉煤量正平衡计算发供电煤耗的办法（试行）（电安生【1993】457号） 火力发电厂钢球式磨煤机制粉系统运行规程（水利电力出版社1980年出版） 火力发电厂高压加热器运行维护导则 火力发电厂节约能源规定（试行）（能源节能【1991】98号） 汽轮发电机运行规程（原国家电力公司标准，1999年版） 中国华电集团公司燃煤机组检修管理办法（A版） 中国华电集团公司创建优秀发电企业管理办法（中国华电生【20XX】837号文） 第2章 锅炉专业指标2.1 锅炉热效率的基本概念锅炉热效率是反映锅炉运行经济性的一项综合指标。GB 10184-88电站锅炉性能试验规程定义如下：锅炉热效率gl为输出热量的百分比，单位。即l=Q1Qr式中 Q1相对每千克或每立方米燃料，工质在锅炉能量平衡系统所吸收的总热量，以及排污水和其他外用蒸汽量所消耗的热量等，KJ/Kg或KJ/m3; Qr随每千克或每立方米燃料输入锅炉能量平衡系统的总热量，包括燃料的收到基低位发热量、物理显热、用外来热源加热燃料或空气时带入锅炉系统内的热量以及雾化燃油所用蒸汽带入的热量，KJ/Kg或KJ/m3.2.2直接影响锅炉热效率的指标 直接决定过滤热效率的节能评价指标包括排烟温度、锅炉氧量（排烟氧量）、飞灰可燃物含量和炉渣可燃物含量。其他一些影响因素都是通过上述四个指标实现对锅炉热效率的影响。2.2.1排烟温度2.2.1.1基本概念 排烟温度是指燃料燃烧后离开锅炉最末一级受热面（一般指空气预热器）的烟气温度，单位为。一般情况下300MW燃煤机组锅炉排烟温度每升高10，影响机组供电煤耗升高1.5g/(kw.h)左右。降低锅炉排烟温度可以直接提高锅炉的热效率。2.2.1.2影响排烟温度的因素主要有（1） 燃烧器运行方式。燃烧器运行方式主要是指燃烧器的负荷分配和投停方式。负荷分配主要是指煤粉在各层煤粉燃烧器或各角、各只煤粉燃烧器的分配；投停方式主要是指投、停燃烧器的数量与位置。燃烧器运行方式对排烟温度的影响主要是通过炉膛火焰中心位置的相对变化来实现。火焰中心位置上移，锅炉出口烟气温度升高，在锅炉对流受热面吸热一定的前提下，锅炉排烟温度升高。对多层燃烧器，投上层燃烧器，炉膛火焰中心位置上移。增加上层燃烧器出力，炉膛火焰中心位置上移。适当改变层间配风工况，也可以改变炉膛火焰中心位置。（2） 锅炉送风量。锅炉送风量的变化对排烟温度的影响主要是通过影响燃烧和换热体现。锅炉风量增大，一方面锅炉辐射、对流换热比例发生变化，在入炉总热量不变的情况下，辐射总量减少、对流换热增加，使更多的热量交换由炉膛转移到对流烟道中去，锅炉排烟温度升高；另一方面同时通过预热器受热面的风量增加，预热器受热面传热量增加，锅炉排烟温度降低，锅炉排烟温度的变化时两方面综合作用的结果。但锅炉风量增大，排烟烟气体积增大，同时锅炉引风机、送风机耗电量增大。所以锅炉送风量的大小一般要对锅炉排烟热损失、煤粉燃烧效率以及引风机、送风机耗电量的综合因素来考虑。（3）锅炉漏风。锅炉漏风主要由锅炉本体漏风、制粉系统漏风以及空气预热器漏风等组成，其中锅炉本体漏风、制粉系统漏风影响锅炉炉膛出口过剩空气系数，对锅炉燃烧和排烟温度都有一定的影响。在炉膛出口过剩空气量不变的前提下，炉本体漏风与制粉系统漏风都是以冷空气替代热空气进入炉膛，将会是锅炉燃烧推迟，火焰中心位置上移，锅炉出口烟气温度升高；在锅炉对流受热面吸热一定的前提下，锅炉排烟温度升高。预热器漏风主要指空气漏入烟气侧，从预热器空气侧进、出口的静压分布特点来看，预热器烟气侧出口漏入的空气量要多于进口，时空气短路到锅炉排烟中去。预热器漏风增大，锅炉排烟温度降低，但此时是以增加排烟烟气体积以及增大引风机、送风机耗电量为代价的，而后者的影响往往大于前者，所以预热器漏风率增大，锅炉排烟温度虽然有所降低，但锅炉综合经济性是降低的，应有效地予以控制。（4） 受热面沾污情况。水冷壁结渣，炉膛辐射换热量和水冷壁吸热量减少，炉膛出口烟气温度升高，锅炉排烟温度升高。对流受热面积灰，热阻增加，传热量减少，各段烟温升高，锅炉排烟温度升高。低温对流受热面堵灰，对流受热面传热量减少，各段烟温升高，锅炉排烟温度升高；同时各对流受热面烟气侧阻力增加，引风机耗电率增加。（5） 吹灰设备投入率。吹灰设备投入率搞，则受热面结渣（或积灰）情况减弱，对流受热面热阻减少、传热量增加，锅炉排烟温度降低。（6） 送风温度。当环境温度升高或需要暖风机投入运行时，送风温度高于设计值。会减少空气预热器的传热温差，降低空气预热器的传热量，锅炉排烟温度升高。（7） 制粉系统运行方式。制粉系统热风利用量大，则通过空气预热器的空气量多，锅炉排烟温度降低。所以保持制粉系统最佳干燥出力，不仅是提高制粉系统运行经济性的需要，同时也是降低锅炉排烟温度的要求。对于中间仓储式热风送粉制粉系统，由于三次风一般布置在燃烧器上层，风温不高并且含有一定的煤粉，所以三次风的送入会推迟燃烧，造成火焰中心位置上移，锅炉炉膛出口烟气温度升高；在锅炉对流受热面吸热一定的前提下，造成锅炉排烟温度升高。（8） 给水温度。给水温度降低，会使锅炉省煤器传热温差、吸热量增大，早锅炉燃料量不变的情况下锅炉排烟温度降低；但同时省煤器出口水温度降低，锅炉蒸发受热面所需的热量增加，为保持锅炉蒸发量不变，就需要相应的增加燃料量，是锅炉各部分烟气温度回升。这样锅炉排烟温度痛失受给水温度下降与燃料量增加两方面因素的影响，一般情况下，在机组负荷不变的情况下，给水温度降低锅炉排烟温度将会降低。但这将降低汽轮机循环热效率，是不足取的。（9） 煤质。煤质对锅炉排烟温度的影响主要通过水分、挥发分、灰分、发热量来体现。水分、灰分增大，挥发分降低，都会是燃料着火晚、燃烧和燃尽过程推迟，炉膛火焰中心位置上移；发热量降低，则会使燃料量增加。相应烟气量增加，炉膛火焰中心位置提高，同时也使对流受热面传热也增大；在锅炉对流受热面吸热一定的情况下，锅炉排烟温度升高。（10） 煤粉细度。煤粉过粗，燃尽时间延长，火焰中心位置上移，锅炉排烟温度升高；煤粉过细，燃烧提前，火焰中心位置下降，对气温调整产生影响，同时也在增加了制粉系统电耗。（11） 机组负荷。机组负荷降低，锅炉排烟温度相应降低。（12） 烟气露点温度。烟气露点温度高，为避免空气预热器传热面低温腐蚀，需要保持预热器出口受热面壁温略高于烟气露点温度，则需要提高锅炉排烟温度。烟气露点温度主要与燃煤硫分有关。燃煤硫分高，烟气露点温度高。（13） 对流受热面面积。个别机组由于处理“四管泄漏”采取的堵管措施，会造成过热器、再热器以及省煤器传热面积减少，也会导致锅炉排烟温度升高。2.2.1.3降低排烟温度的措施 （1）控制适当的炉内过剩空气系数。通过锅炉优化燃烧调整在保证煤粉完全燃烧的条件下，控制氧量能够减少锅炉的排烟热损失。（2）根据机组负荷变化，及时调整燃烧器运行方式，控制火焰中心位置。（3）当煤质发生变化时，及时调整制粉系统运行方式，保证经济的煤粉细度。（4）加强对吹灰器的运行维护，保证吹灰设备投入率，防止受热面积灰。（5）受热面（省煤器、低温过热器或低温再热器）技术改造，降低排烟温度。（6）减少炉本体漏风，巡检中加强对捞渣机的监视与检查。经常检查炉膛看火孔、炉墙，若发现漏风时应及时联系检修封堵。巡检炉底水封，及时调整水封槽进水总阀，使齿板有足够的堰水量和水封槽合适的水位高度。2.2.2锅炉氧量2.2.2.1基本概念 锅炉氧量（锅炉燃烧所控制的氧量）一般是指炉膛出口的烟气含氧量，但在实际运行过程当中受烟气含氧量测量技术的限制，烟气含氧量测量装置一般装在低温过热器的入口烟道上，所以氧量的控制要考虑炉膛出口到低温过热器入口的漏风影响，以及烟气含氧量实际测量点滞后于炉膛出口的氧量变化。2.2.2.2影响锅炉氧量的因素（1）通过锅炉优化燃烧调整试验，可以确定最佳锅炉氧量，使锅炉的燃烧损失与排烟热损失之和最小（2）燃用劣质煤或入炉煤煤质变差时，煤粉着火、燃烬困难，为保证燃烧稳定与燃烧效率需要适当提高锅炉氧量。（3）锅炉负荷率高，所需的过剩空气量相对小，一般情况下在锅炉负荷率高于75%时O2zj已无明显变化；但当负荷率低时，由于炉内燃烧有最低风量要求以及锅炉气温稳定的需求，需要保持相对较高的氧量。（4）一般煤粉锅炉的设计燃烧器过量空气系数为1.21.25。（5）不同类型的燃烧器，如直流燃烧器、旋流燃烧器以及W火焰燃烧器等，具有不同的煤种适应性与不同的燃烧特性，对氧量控制有不同的要求；同时，为限制NOx排放而采取的低NOx燃烧技术也需要控制烟气氧量。（6）由于锅炉本体漏风、制粉系统漏风增加了炉膛出口过剩空气系数，既影响锅炉出口氧量值，还影响锅炉排烟氧量值。2.2.2.3控制锅炉氧量的措施（1）通过锅炉燃烧调整试验，保持燃烧器合适的一、二次风速配比和组合投用，确定并保持最佳锅炉氧量控制值，使煤粉完全燃烧。（2）制定出机组负荷、煤质发生变化时，控制锅炉氧量的曲线或方案。（3）定期校验氧量计。（4）减少锅炉本体漏风、制粉系统和空气预热器漏风。（5）防止或减轻锅炉结渣采取以下措施：1）因燃烧器变形或磨损，使炉内煤粉气流紊乱、贴壁燃烧、着火点提前等，造成燃烧器、水冷壁结渣，运行中又无法消除时，应提高相应的一、二次风速，以达到减弱结渣的目的。2）锅炉正常运行时，应加强制粉系统各参数的监视及调整，加强监视各段受热面壁温及烟温的变化，控制各参数在规定的范围内。3）加强燃烧的就地检查，若发现受热面结渣等异常情况，则应及时联系清楚，并对燃烧进行相应调整。4）增大锅炉氧量将缓解炉内还原性气氛，减轻结渣。调小煤粉细度，有利于煤粉完全燃烧，防止大颗粒煤粉离析或贴壁。5）当锅炉长期高负荷运行，造成部分受热面结渣，且经相应调整无效时，可经行快速降负荷脱焦。在降负荷过程中，应加强监视与调整，确保燃烧稳定，必要时可投油稳燃。6）坚持锅炉定期吹灰工作，也可视情况适当增加吹灰次数。7）保持合理的制粉系统运行方式，尽可能不使热负荷局部集中。可适当增加下层燃烧器的出力，减少上层燃烧器的出力，降低火焰中心位置，降低炉膛出口温度。2.2.3灰渣可燃物2.2.3.1基本概念灰渣可燃物包括飞灰可燃物和炉渣可燃物。飞灰可燃物主要是指锅炉飞灰中可燃物含量占总灰量的百分比，它是反映锅炉燃烧效率的一项指标，降低飞灰可燃物含量可以提高锅炉热效率。如一般情况下，300MW燃煤机组锅炉飞灰可燃物含量每升高1%，锅炉热效率降低约0.3%，机组供电煤耗升高1,11g/(kw.h)左右。炉渣可燃物主要是指锅炉炉渣可燃物含量占灰总灰量的百分比。对于电站煤粉锅炉一般飞灰占总灰量的90%份额，炉渣占总灰量的10%份额。2.2.3.2影响灰渣可燃物含量的因素(1)排烟氧量的影响图1 排烟氧量与飞灰可燃物的关系图2 燃烧效率与排烟氧量的关系飞灰可燃物含量与排烟氧量的关系见图1。由图可见, 当排烟氧量增加时, 飞灰可燃物降低。这是由于当排烟氧量增加时, 炉内氧浓度相应提高,有利于煤的燃尽, 使飞灰可燃物下降。图2 为锅炉燃烧效率与排烟氧量的关系曲线, 表明随着排烟氧量增加, 燃烧效率上升。但排烟氧量过大会增加排烟热损失( q2) , 应综合考虑不致使排烟热损失过度增大的前提下, 适当提高过剩氧量。大化电厂CFB 锅炉在高负荷时, 二次风调节门开至最大(达不到所需风量和风压) , 一次风调节门受水冷壁磨损的限制开度一般不超过55 % ,造成锅炉燃烧风量不足。就地和试验用氧量表均显示排烟氧量偏小, 一般在3 %以下。试验中发现二次风风压低, 在415 kPa 左右,由于压头低, 二次风的穿透深度和扰动能力差, 燃烧室中、上部的核心区域氧量低甚至会出现负氧区, 燃烧不充分。从炉内燃烧情况及试验结果分析, 炉内似处于缺氧燃烧状态, 这是目前飞灰可燃物含量较高的主要原因之一。 (2)床压的影响试验期间冷渣器故障停运后, 采取间歇排渣,床压不好控制, 因此保持床压较低, 但仍能看出床压变化的影响趋势。图3 飞灰可燃物含量与床压(85 %MCR) 图3 为在85 %MCR 时, 飞灰可燃物含量与床压的关系曲线。随着床压升高, 飞灰可燃物减少。床压的大小间接表明了炉内床层的高低, 在一定流化风速下, 床压升高时, 炉膛内床层相对增高, 炉内物料浓度增大, 使得随流化风从炉底向上运动的细小煤粒床料碰撞的几率增大, 难以飞出炉膛,这就延长了细小颗粒在炉内停留时间, 提高其燃尽度。运行中在综合考虑其它因素(如床层良好流化、正常排渣、合理的风机电耗) 的前提下, 可适当提高运行床压, 以降低飞灰可燃物。由于冷渣器运行不正常, 采用间歇排渣方式, 造成床压波动较大, 不利于床压控制和燃烧。(3)煤质的影响 由于厂内可供选择的煤种有限, 试验煤种不是最佳选择。由表1 可见, 试验期间总计11 个工况的燃煤大致可分为以下两种。第一种高热值、低挥发分、灰分偏低:Qnet. ar = 24 572 23 237 kJ / kg ; w (Vdaf) =12192 %11144 %; w (Aard) = 21185 %19146 %.第二种为热值偏低, 挥发分稍高、灰分高: Qnet. ar= 22 819 19 696 kJ / kg ; w (Vdaf ) = 18169 %15142 %; w (Aard) = 29111 %21118 %。这两种煤均属于低反应能力的贫煤, 尤其是第一种煤, 尽管热值较高, 但挥发分很低, 接近无烟煤, 是一种非常难以燃尽的煤种。要降低飞灰可燃物含量, 提高锅炉效率, 应尽可能采用高热值、高挥发分的煤种, 但也需综合考虑有关因素, 如燃烧、煤价、运费等, 这样才能使营运方式更加合理。燃煤的粒度分布对燃烧和传热也起很大影响。试验煤样和渣样的粒度筛分结果见表2。表2 试验样品的粒度分布筛孔直径/ mm 筛余量/ %样品名称 70 %MCR 煤 85 %MCR 煤 70 %MCR 渣 85 %MCR 渣 16 91302 1137 41167 0 10 1816 51479 81333 61977 8 23126 81219 11111 11163 5 32156 16144 19144 20XX3 2 46151 32188 36111 34188 1 58114 47195 51139 48184 0171 65112 57153 63189 60147 0128 79107 76171 86111 86105 0118 8114 80182 90128 88137 01154 83172 8613 94144 93102 011 88137 95189 98161 97167 0105 97167 100 100 100 0 100 100 100 100由表2 可以看出, 试验煤样和渣样的中位径( X50) 都在1 mm 左右, 粒度偏细。由于试验取样所限, 煤和渣的样品中较大颗粒没有取得。从给煤机检查口和锅炉排渣情况看, 入炉煤中存在相当多的较大颗粒。入炉煤的粒度不符合设计要求, 一方面存在粒度很大的颗粒, 严重影响锅炉的正常流化和安全运行。另一方面入炉煤中细颗粒组分偏高,会引起下床温的降低, 其现象是底渣的细粒度组分较高。这都会使锅炉以不合理的方式运行(如:不得不采用高风量;床温差别大等) ,使底渣和飞灰可燃物含量升高,还易出现炉膛水冷壁管磨损等问题。(4)床温的影响床温是CFB 锅炉的重要运行参数, 从有利于燃烧的角度看, 提高床温是有益的。因为逃离分离器的细颗粒(飞灰) 带走的未燃烧损失是由反应动力控制的, 提高燃烧温度可缩短燃尽时间从而降低飞灰可燃物含量。因此对于难燃烧煤种, 可适当考虑提高床温以保证燃烧稳定与减少固体未燃烧损失。当然要控制床温低于煤的变形温度100200以防止结焦, 还要考虑脱硫反应的最佳温度(850 左右) , 因此床温不宜超过950 。(5)旋风分离器效率的影响分离器效率变化对炉膛床料粒度、底渣粒度、燃料停留时间、飞灰和底渣排出比例产生影响。提高分离效率, 使更多的细颗粒被收集送回炉膛循环燃烧, 增加细颗粒在燃烧室内的停留时间, 降低飞灰可燃物含量, 提高燃烧效率。 2.2.3.3解决措施 (1)当排烟氧量增加,飞灰可燃物降低,燃烧效率上升。综合考虑不致使排烟热损失过度增大的前提下,适当提高过剩氧量。推荐的排烟氧量控制值如下: 315 % (MCR) : 412 % (85 %MCR) ; 510 % (70 %MCR) ;610 %(55 %MCR) ;810 %(30 %MCR) 。二次风风压低和风量不足的问题, 建议对风道和预热器进行彻底检查找漏, 也可将二次风小环管即播煤风改用一次风代替, 相应增加了二次风大环管即燃烧风风量。如果上述改进后二次风压、风量还不够, 建议对二次风机进行增容。(2)随着床压升高, 飞灰可燃物有规律减小。运行中在综合考虑其他因素(如床体良好流化、正常排渣、合理的风机电耗) 的前提下, 可适当提高床压在510615 kPa 范围, 以降低飞灰可燃物。(3)飞灰可燃物随着燃煤挥发分提高而降低。大化电厂CFB 锅炉主要烧辽宁西马煤, 挥发分很低, 与无烟煤接近, 属于难以着火和极难燃尽的煤种。要降低飞灰可燃物后尽可能采用高热值、高挥发分的煤种, 但也需综合考虑各有关技术经济因素, 如: 锅炉热效率、结焦的危险、运行成本、检修周期及费用、煤价及运费等。要严格控制入炉煤粒度 10 mm , 煤的粒度分布也要符合要求, 中位径( X50) 在2 mm左右。这需要加强燃料设备维护, 当破碎机筛板、环锤磨损超标时及时维修或更换。在破碎机出现堵煤时, 立即安排人力扒放, 严禁旁路上煤。雨季期间, 保持燃料厂房内卸煤沟贮煤量, 不从露天煤场上煤, 可以有效地减少二级破碎堵煤现象。(4)对于难燃煤种, 适当提高床温可以降低飞灰可燃物。当然要综合考虑脱硫反应的最佳温度和煤的变形温度等, 床温的控制不宜超过950 。 (5)提高旋风分离器的效率, 降低飞灰可燃物含量。将入口烟道缩口适当提高分离器进口风速,适当加长中心筒长度都可以提高分离器效率。 (6)采用飞灰再循环可以将未能燃尽的飞灰可燃物引入炉膛再次燃烧, 可以有效地降低飞灰可燃物含量。影响锅炉热效率的主要因素为排烟热损失( q2)和固体未完全燃烧热损失( q4) , 减少固体未完全燃烧损失主要通过降低飞灰可燃物含量来实现。大化热电厂CFB 锅炉设计q4 为2148 % ,实际在5 %左右。因此优化锅炉运行方式,降低飞灰可燃物含量,对提高锅炉的热效率和经济运行具有重要意义。2.2.4煤粉细度2.2.4.1基本概念煤粉细度是指残留在某一号筛子上煤粉量占总煤粉量的百分数，用Rx（%）表示，其中x筛孔的内边长。在电厂生产过程中，煤粉细度一般用R90、R200表示。R90、R200的数值越小，单位质量的煤粉表面积越大，挥发分易析出，着火及燃烧反应速度快，灰含碳量降低；但煤粉细度变小需要增加制粉系统耗电量，对应于机械不完全燃烧热损失q4致的供电煤耗率的降低，于制粉系统耗电量的增加导致的供电煤耗率的增加之和为最小的煤粉细度，称为最佳煤粉细度。保持最佳煤粉细度是制粉系统进行调整的主要目标。 煤粉过粗，燃尽的时间延长，火焰中心上移，锅炉排烟温度升高；煤粉过细，增加了受热面积积灰的几率，同时也增加了制粉系统电耗。所以煤粉细度应保持最佳煤粉细度，以使机组获得最大的经济效益。2.2.4.2影响煤粉细度的因素 （1）对于双进双出钢球磨煤机直吹式制粉系统，影响煤粉细度的因素：磨煤机内的通风量，粗粉分离器挡板的角度，磨煤机内钢球大小的配比和装载数量（2）对于钢球磨煤机中储式制粉系统，影响煤粉细度的因素与双进双出钢球磨煤机基本一致：通风量、粗粉分离器折向挡板开度、煤质以及系统的严密性。减少通风量，可以使煤粉变细；适当关小粗粉分离器折向挡板，煤粉细度变小。2.2.4.3控制煤粉细度的措施（1）根据燃烧调整试验、煤质、制粉系统类型确定最佳煤粉细度，并使锅炉燃烧效率最高，飞灰可燃物降低。（2）通过制粉系统调整试验，使磨煤机保持最佳的通风量，系统在经济出力、煤粉细度合格的工况下运行。（3）定期化验煤粉细度，发现问题及时消除。（4）控制煤粉细度的合格率不低于95%。（5）煤质变化时及时调整煤粉细度（6）中速磨及时调整碾磨压力2.2.5.空气预热器漏风率2.2.5.1基本概念 空气预热器漏风率：是指漏入空气预热器烟气侧的空气质量与进入该烟道的烟气质量之比。一般情况下，火电厂的空气预热器漏风率都是按经验公式计算的。2.5.2空气预热器漏风的主要危害是：(1)空气预热器漏风将使空气直接进入烟道被引风机抽走排向大气，由于排烟量增大，使引风机的电耗都增大。当漏风过大超过了了风机的负荷能力时，会造成燃烧风量不足，以致被迫降低锅炉负荷，直接影响锅炉的安全经济运行。(2)传统理论认为，由于烟气压力低于大气压力，在运行中，外界空气将会从不严密处漏入烟道及空气预热器中。漏入烟道的冷空气使漏点处的烟气温度降低，使烟气与受热面间的传热温差减小，热交换变差，排烟温度升高。实际上通过定量热平衡分析，空气预热器漏风，反而使排烟温度降低，但是由于漏风增大了烟气容积，其综合结果是锅炉排烟热损失稍微降低。2.2.5.3解决空气预热器漏风的措施主要有：（1）采用特殊管材的管式空气预热器或热管式空气预热器，虽然漏风率很低，但是由于是用寿命短，不宜安装，且器内积灰清楚困难，因此在大容量电站锅炉上受到限制。（2）我国电站大量使用寿命长的回转式空气预热器，但是由于回转式空气预热器的传动部分与静止部分之间有间隙，同时空气预热器的空气侧与烟气侧之间有相当大的压差，因此正压的空气就会通过空气预热器动、静部分之间的间隙漏入负压的烟气中。为了减少漏风量，回转式空气预热器装设了各种密封装置。当前我国降低空气预热器漏风方法主要有两种，一是采用英国豪顿技术，增加径向、轴向密封；二是自动跟踪调整系统。 2.2.6.吹灰器投入率2.2.6.1基本概念 能有效地清除锅炉受热面的结渣和积灰，使受热面保持良好的受热效果，因此在火电厂的锅炉设计中，总在锅炉的各个受热面上布置不同类型的吹灰器，如一般在炉膛布置短行程吹灰器，在对流受热面布置伸缩式吹灰器，在回转式空气预热器布置专门的吹灰器。吹灰的目的和作用就是清除炉膛、过热器、再热器、省煤器、空气预热器等受热面的结渣、积灰等污染，增强各受热面的传热效率，使锅炉的各受热面的运行状况处于或接近设计状态，降低锅炉的排烟热损失，提高锅炉热效率。锅炉吹灰器的投入率公式为：吹灰器投入率=正常投入台次/应投入台次100%2.2.6.2吹灰器的维护与管理(1) 科学管理。要正确认识吹灰器在锅炉运行中的重要性，配备人员，建立制度，保证吹灰器的投运。 (2) 要有专职的维护人员，熟悉吹灰系统的结构和故障的处理方法，根据说明书及有关资料，对吹灰器进行定期维护保养。如定期更换炉膛吹灰器的深沟球轴承6020-2Z/C9，大小修时要研磨阀门，更换润滑油和对零部件进行防腐处理，对电气方面进行定期维护和更换零部件。 (3) 在正常情况下，吹灰器要坚持天天用。在锅炉不正常或积灰不多的情况下，每台吹灰器每星期至少要投用一次。绝对不能长期闲置不用。 (4) 在吹灰器系统运行中控制盘上报警时，一定要及时处理，排除故障，防止损坏吹灰器甚至吹坏锅炉里的水冷壁、再热器、过热器、省煤器管。 (5) 做好运行记录，总结运行经验，制定合理的吹灰程序。 (6) 维护人员要经常到现场巡视，发现问题及时处理。 (7) 要保证检修中所用备品备件的齐全。2.2.7锅炉主蒸汽压力2.2.7.1基本概念主蒸汽压力是指汽轮机主蒸汽门前的蒸汽压力，单位为MPa。主蒸汽压力是影响循环效率的一个重要指标，一般情况下，主蒸汽压力每低于设计值0.1MPa，135MW燃煤机组供电煤耗率升高0.18g/（kWh）左右，300MW燃煤机组供电煤耗率升高0.15g/（kWh）左右，600MW燃煤机组供电煤耗率升高0.16g/（kWh）左右。采用高参数是提高大容量机组循环热效率、提高能源利用效率的一个重要举措。2.2.7.2 影响因素 不同的锅炉水循环类型，不同的机组运行方式，主蒸汽压力的变化趋势与影响因素不同。 汽包炉: (1)机组定压运行方式。机组定压运行方式下，主蒸汽压力的变化速率与变化幅度都应该严格控制，在机组负荷变化过程中应严格维持在规程规定的范围内：主蒸汽压力过低影响机组运行经济性，严重时甚至会限制机组出力；主蒸汽压力过高又会影响设备的运行安全性。主蒸汽压力的变化速率过大会引起锅炉虚假水位，严重时还有可能引起下降管带汽、影响水循环安全性。影响主蒸汽压力的因素主要有锅炉外部因素（外扰）和内部因素（内扰）。 外扰主要是指机组负荷的正常增减或事故状态下大幅度甩负荷引起的主蒸汽压力变化。当机组的负荷突然增加时，汽轮机调速汽门开大，主蒸汽流量增加，此时如锅炉燃料量未及时增加，再加上锅炉本身热惯性，将使得锅炉产生的蒸汽量小于汽轮机的主蒸汽流量，主蒸汽压力就要下降；反之，当机组的负荷突然敬爱年少时，主蒸汽压力就要上升。在外扰的作用下，主蒸汽压力与主蒸汽流量呈相反方向变化。 内扰主要是指锅炉炉内燃料工况的变化，如入炉煤煤质的变化、投停给粉机或给粉机间断出粉，以及启停磨煤机等造成送入炉膛的燃料量变化，或出现风粉配合不当时引起的主蒸汽压力变化。在内扰的作用下，主蒸汽压力与主蒸汽流量开始变化相同、而后呈相反方向变化。 在机组定压运行方式下，汽包锅炉主蒸汽压力的稳定取决于机组负荷的变化速率、锅炉储热能力、燃烧设备的热惯性、运行人员的操作水平以及热控自动设备的特性等。 (2)机组滑压运行方式。机组滑压运行方式下，机组一般是采取保持定经济阀位运行。机组负荷不同，汽机真空不同，锅炉主蒸汽压力的数值会有所不同。 因为机组滑压运行一般是在机组低负荷段，主蒸汽压力的变化速率过大会引起锅炉虚假水位，严重时嗨哟有可能引起下降管带汽、影响水循环安全性，所以应该严格控制主蒸汽压力的变化速率。影响主蒸汽压力的因素与定压运行方式相似。2.2.7.3提高锅炉主蒸汽压力的措施（1）通过热力试验确定机组负荷与机组主汽压力的经济运行曲线，并严格执行 (2）保证锅炉主汽压力（定压运行）压红线运行（3）提高主汽压力自动投入率（4）保持主汽压力稳定，防止主汽压力波动超限2.2.8锅炉主蒸汽温度2.2.8.1基本概念蒸汽温度是指汽轮机主蒸汽门前的蒸汽温度，单位为。主蒸汽温度是影响循环效率的一个重要指标。一般情况下，主蒸汽温度每低于设计值1，135MW燃煤机组供电煤耗率升高0.13g/（kWh）左右，引进型300MW燃煤机组供电煤耗率升高0.11 g/（kWh）左右，引进型600MW燃煤机组供电煤耗率升高0.09g/（kWh）左右。大容量机组采用高压力参数的同时提高主蒸汽温度，可以提高机组循环热效率、提高能源利用效率。汽包炉、直流炉具有不同的特性，主蒸汽温度的变化趋势与影响因素也不相同。2.2.8.2影响锅炉主蒸汽温度的因素主蒸汽温度是锅炉运行中的主要参数之一。汽温过高会加快金属材料的蠕变产生额外的热应力，缩短设备的使用寿命。汽温过低会使汽轮机叶片的侵蚀作用加剧损坏设备，使发电厂的经济性降低。 引起汽温变化的基本原因有两方面，即烟气侧传热的改变和蒸汽侧吸热工况的改变。烟气侧的影响因素有：(1).燃料性质的变化。 (2).风量的变化。 (3).喷燃器运行方式的改变。 (4).给水温度的变化。 (5).受热面的清洁程度。蒸汽侧的影响因素有：(1).锅炉负荷的变化。 (2).饱和蒸汽湿度的变化。 (3).减温水的变化。2.2.8.3提高锅炉主蒸汽温度的措施 对汽温的调节可以从两方面来进行。蒸汽侧调节汽温:目前高压和超高压锅炉基本上都采用喷水减温器。另外一种减温器则为表面式，它是利用给水间接吸收蒸汽热量。喷水式减温器比表面式减温器调节温度要快，对处理蒸汽温度突然的变化比较有效。烟气侧调节汽温:是通过改变过热器烟气侧的传热条件，即改变过热器受热面的吸热量。根据具体设备有两种方法。即改变火焰中心位置和改变烟气量。为了得到良好的气温调节特性，往往应用两种以上调节方法，并常以喷水减温与一种或两种烟气侧调温方法相配合。一般情况下，烟气侧调温只能作为粗调，而蒸汽侧调温才能进行细调。最终要根据生产实际情况来进行调节。2.2.9锅炉再热蒸汽温度2.2.9.1基本概念锅炉再热蒸汽温度是指锅炉末级再热器出口的再热蒸汽温度， 单位。再热蒸汽温度是影响循环效率的一个重要指标。如再热蒸汽温度每降低1，热耗将增加0.025%，机组供电煤耗增加0.07g/(kw.h)左右。因此必须严格控制过热蒸汽温度在一定的范围内，波动范围在5 2.2.9.2影响再热蒸汽温度的因素(1)燃水比。 锅炉燃水比是影响过热汽温最根本的因素，锅炉燃水比增大，过热汽温升高。(2)给水温度。在燃水比保持不变的前提下，给水温度降低，蒸发段后移，过热段减少，过热汽降。 给水温度温度降低较多，导致中间点的温度变化较大，引起燃水比的调节，过热汽温会回升甚至会短暂升高超过额定值。(3)过量空气系数。过量空气系数增大，锅炉保持燃水比保持不变的前提下，锅炉总对流吸热量的增大，由于再热器表现为对流汽温特性，其吸热量会增大，再热汽温升高；由于锅炉送入的燃料量没有变化，输入总热量亦没有变化，再热器系统吸热量增加时，炉膛水冷壁和过热器系统的总吸热量减少，过热汽温会略有下降。过量空气系数变化很大，炉膛烟温降低很多，炉膛水冷壁的吸热量变化很大，使中间点的温度变化较大，引起燃水比的调节，过热汽温会随着燃水比的变化而回升。实际运行过程中，超临界直流锅炉低负荷下的调粉不调风及最负荷下的调粉不调风，对保持再热蒸汽的汽温是有利的，但应有一定的限度，超过一定的限度，使过量空气系数过大或者过小不仅仅影响到锅炉的经济性，还会对锅炉的安全造成威胁。(4)火焰中心位置对超临界直流锅炉而言，火焰中心上移，使炉膛水冷壁的辐射吸热量减少，炉膛出口烟温升高。对流烟道中的吸热量增加，使过热器、再热器系统吸热量的增加，再热汽温升高；由于炉膛水冷壁的辐射吸热量减少，虽然过热器系统的吸热量有所增加，但炉膛水冷壁和过热器系统的总吸热量减少，过热汽温下降。火焰中心下移时，