炉燃烧系锅统运行优化调整技术.doc

n 炉燃烧系锅统运行优化调整技术
n 目 录
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一、超超临界锅炉技术的现状和发展简介
二、锅炉燃烧系统运行优化调整目的
三、锅炉燃烧系统优化调整技术现状
四、通过燃烧优化调整提高锅炉运行经济性途径
五、通过燃烧优化调整提高锅炉运行安全技术途径
六、锅炉燃烧优化调整试验内容

n 一、超超临界锅炉技术的现状和发展简介

n 工程热力学将水的临界状态点的参数定义为：压力为22.115MPa, 374.15℃。当水的状态参数达到临界点时，在饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的二相区存在。
n 与较低参数的状态不同， 这时水的传热和流动特性等也会存在显著的变化。
n 当水蒸气参数值大于上述临界状态点的压力和温度值时，则称其为超临界参数。
n 而超超临界参数的概念实际为一种商业性的称谓，以表示出发电机组具有更高的压力和温度，我国电力百科全书则将超超临界定义为：蒸汽参数高于27MPa。
n 综合以上观点，一般将超超临界机组设定在蒸汽压力大于25MPa，蒸汽温度高于593℃
n 一、超超临界锅炉技术的现状和发展
简介
n 超超临界煤粉锅炉布置型式：
有П型布置及塔式布置。哈锅与东锅的1000MW超超临界机组锅炉采用П型布置，上锅采用П型布置和塔式布置两种。
n 超超临界机组锅炉燃烧方式：
有切圆燃烧和对冲燃烧。日本IHI、日立公司制造的超超临界П型炉均采用了前后墙对冲燃烧方式，如我国投产邹县、海门电厂、为日本巴布科克-日立公司(BHK)技术生产旋流燃烧器对冲燃烧方式；
三菱重工的锅炉燃烧方式为单炉膛或双炉膛燃烧方式，如我国投产华能玉环电厂，国电泰州电厂
n 一、超超临界锅炉技术的现状和发展
简介
采用单炉膛双切圆直流燃烧器，两种燃烧方式都可以减少炉膛出口烟温偏差。
欧洲的超超临界塔式炉不存在烟温偏差问题，燃烧方式既有四角切园燃烧，又有对冲燃烧，还有个别的双切园燃烧和八角单切园燃烧。我国投产外高桥为塔式炉。
n 超临界机组水冷壁型式：
垂直管屏和螺旋管圈二种型式共存。美国早期为垂直管屏，欧洲为螺旋管圈；90年代后，除日本三菱公司新开发了内螺纹垂直管屏外，其余全部采用螺旋管圈。我国除哈锅外，超超临界锅炉其他制造厂均采用螺旋管圈水冷壁.

n 1000MW超超临界锅炉运行状况
n 东方锅炉厂采用日立公司技术，锅炉运行平稳；
n 哈尔滨锅炉厂采用三菱公司技术，采用节流孔圈结构，投产初期节流孔圈经常堵塞，多次爆管；
n 上海锅炉厂采用阿尔斯通技术，塔式锅炉，烟温偏差小，再热器超温。
n 二、锅炉燃烧系统运行
优化调整目的
n 首先满足外界电负荷需要的蒸汽数量和合格的蒸汽品质的基础上，保证锅炉安全、经济和环保运行，具体归纳为：
2.1.提高锅炉运行经济性
n 应通过运行优化调整尽量减少各种损失，以提高锅炉的效率；
n 同时保证锅炉正常稳定的汽压、汽温和蒸发量，减少再热器减温水的流量等，以提高整个机组热效率。

n 二、锅炉燃烧系统运行
优化调整目的
n 主蒸汽温度每降低10℃，影响发电煤耗约0.93 g/kWh；再热蒸汽温度每降低10℃，影响发电煤耗约0.75g/kWh。
n 过热器减温水流量每增加10t/h，影响发电煤耗约 0.08～0.12 g/kWh；再热器减温水流量每增加10t/h，影响发电煤耗约0.52～0.63 g/kWh。
n 二、锅炉燃烧系统运行
优化调整目的
n 二、锅炉燃烧系统运行
优化调整目的
n 主蒸汽温度每降低10℃，影响发电煤耗约0.93 g/kWh；再热蒸汽温度每降低10℃，影响发电煤耗约0.75g/kWh。
n 过热器减温水流量每增加10t/h，影响发电煤耗约 0.08～0.12 g/kWh；再热器减温水流量每增加10t/h，影响发电煤耗约0.52～0.63 g/kWh。
n 2.3.最大限度减少燃烧过程污染物排放量。
n 主燃烧区域采用低于0.8-0.9的过剩空气系数，保持还原性气氛，在燃尽风口送入平衡风，达到完全燃烧。
n 在最上层燃烧器上设置燃尽风口，组织全炉膛的分级燃烧，进一步降低NOx生成。
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n 三、锅炉燃烧系统优化调整
技术现状
n 我国火力发电厂大多以煤为主要燃料，近年来由于电煤供应较为紧张，锅炉燃煤变化较为频繁，实际燃用煤种常常偏离设计值,直接影响锅炉运行的经济性和安全性；
n 而且现有供煤及配煤系统存在许多不完善之处，加之电站燃用煤质难以得到保障；
n 随着超临界、超超临界机组的投运，对锅炉燃烧运行优化提出更高的要求。
n 三、锅炉燃烧系统优化调整
技术现状
n 目前我国火力电厂锅炉运行中，设备的实际制造和运行方式存在缺陷，监控参数存在偏差、负荷变化频繁，以及优化调整试验间隔较长等原因，普遍存在锅炉燃烧达不到最佳工况的现象，因此需要通过燃烧优化运行调整，提高锅炉热效率，降低机组煤耗。
n 燃烧系统多种多样
n 三、锅炉燃烧系统优化调整
技术现状
n 发展高参数锅炉
锅炉的容量与参数之间是匹配的，随着容量的增大，压力和温度也相应提高。就压力而言， 称1.4MPa 以下为低压,3.9MPa 为中压，9.9MPa 为高压，13.8MPa 为超高压，16.8，17.5MPa 为亚临界压力，25.7MPa 为超临界压力。
n 三、锅炉燃烧系统优化调整
技术现状
采用单因素法进行锅炉燃烧优化调整试验：
n 可以寻求合理的一、二次风配比、风煤比的配比及配煤方式、较佳的煤粉细度及过剩空气系数等；；
n 确定锅炉燃烧系统的最佳运行参数；
n 提供不同负荷下过剩空气系数曲线、风煤比曲线等。用以指导锅炉优化运行。
n 三、锅炉燃烧系统优化调整
技术现状
采用锅炉燃烧系统监测仪表参数进行优化调整：
n 运行人员监控风粉浓度、一次风速、烟气含氧量、飞灰含碳量在线检测、煤质成分在线检测等参数调，优化锅炉燃烧。实现锅炉高效、经济燃烧，
n 由于目前电厂安装的燃烧参数测量仪表运行的稳定性和可靠性普遍较差，测量不准确，同时检修维护及管理的不到位，直接影响了锅炉燃烧优化产品的功能发挥。
n 四、通过锅炉燃烧优化调整提高
锅炉运行经济性途径
4.1 锅炉的热平衡
100％=(ql+q2+q3+q4+q5+q6)％ 式中：
q1—锅炉有效利用热量占输入热量的百分数；
q2—排烟热量损失占输入热量的百分数；
q3—化学不完全燃烧热量损失占输入热量的百分数；
q4—机械不完全燃烧热量损失占输入热量的百分数;
q5—锅炉散热热量损失占输入热量的百分数；
q6—灰渣物理热量损失占输入热量的百分数。
n 四、通过锅炉燃烧优化调整提高
锅炉运行经济性途径
4.2、锅炉热效率
h= 100-(q2+q3+q4+q5+q6)=q1
从锅炉热平衡方程式计算式可知:锅炉运行中如能减少这些热损失，就能提高锅炉的有效利用热量，也就能提高锅炉的效率与运行经济性。
n 1.1 排烟温度升高的主要原因
1）漏风对排烟温度影响;
2）掺冷风量对排烟温度影响;
3）受热面积灰引起排烟温度升高;
4）空预器入口风温高引起排烟升高;
5）受热面布置原因引起排烟温度升高;
6）煤质变差引起排烟温度升高。
n 1）漏风对排烟温度影响
①原因分析：漏风是指炉膛漏风、制粉系统漏风及烟道漏风，是排烟温度升高的主要原因之一
炉膛出口过量空气系数α可表示为：
α=△α+△α1 +△α2 +△α3
式中：△α—送风系数；
    △α1—炉膛漏风系数；
    △α2—制粉系统漏风系数；
     △α3—烟道漏风系数。
由上式知道，α保持不变，当漏风系数∑△α`=△α1 +△α2+△α3 升高时，则送风系数△α下降，即通过空预器的送风量下降，排烟温度升高。

n 1）漏风对排烟温度影响
减少漏风采取技术措施：
n 针对锅炉本体及制粉系统的查漏和堵漏工作；
n 炉底水封槽和炉顶密封（安装阶段应重视）；
n 干排渣下锅炉漏风
n 在运行时，随时关闭各看火门孔；
n 尽量调整炉膛负压等；
n 经验表明，通过漏风综合治理可降低排烟温度约下降2～3℃。
n 炉底漏风治理对排烟温度影响示例
n 某超临界机组投产后排烟温度较高；
n 通过针断发现炉底漏风较大；
n 500MW负荷试验工况排烟温度（修正后）为134.99℃；
n 炉底漏风治理后，520MW负荷试验工况排烟温度（修正后）为121.55℃；
n 基本相同负荷下炉底漏风治理后，排烟温度下降约15℃左右；
n 锅炉效率提高约0.8%。
n 2）掺冷风量对排烟温度影响
①原因分析：
n 目前国产锅炉机组，往往在设计时认为进入炉膛的风量中，除炉膛及制粉系统漏风外，其他风均通过预热器；
n 实际上制粉系统在运行时，为了协调锅炉燃烧需要的一次风速和磨煤机风量，往往要掺入部分冷风，以保持一定的磨煤机出口温度，结果使通过预热器的风量小于设计值，因而导致排烟温度升高
n 2）掺冷风量对排烟温度影响
磨煤机出口温度偏低
n 按照《电站磨煤机及制粉系统选型导则》(DL/T 466-2004)规定的磨煤机出口温度，见表1。
n 锅炉设计时热风温度的选择主要取决于燃烧的需要，所选定的热风温度往往高于所要求的磨煤机入口的干燥剂温度，因此要求在磨煤机入口前掺入一部分温度较低的介质；
n 运行中磨煤机出口温度控制的越低，则冷一次风占的比例越大，即流过空预器的风量流量降低，这样引起排烟温度升高
n 2）掺冷风量对排烟温度影响
一次风率偏高
n 磨煤机实际运行中，由于磨煤机入口风量测量的不准确，为了保证磨煤机运行安全，风煤曲线运行控制往往偏离了设计值，
n HP1163 型中速磨煤机，按设计风煤比曲线（见图1），磨煤机出力69.98t/h时，设计风量应为140t/h左右。实际进入磨煤机的一次风量为172t/h。实际平均每台磨风量大约为156t/h，
n 2）掺冷风量对排烟温度影响
④ 采取技术措施
(1)目前许多电厂煤质下降,磨煤机出口温度的提高是有一定潜力的。可适当提高一次风风粉混合物的温度，减少冷风的掺入量。
(2)设计合理的风粉比曲线，应定期校验一次风量的测量系统，防止因测量误差导致磨煤机实际运行中一次风量偏大。但一次风率控制太低，易造成一次风管内积粉造成堵管与出现烧喷嘴的故障，因此，要根据原始设计及设备的具体状况来决定磨煤机不同出力下的风煤比。同时满足磨煤机干燥出力和锅炉燃烧要求的一次风速，应控制最低一次风风速不低于18m/s
n 掺冷风量对排烟温度影响
n 某1000MW超超临界机组电厂，排烟温度实际运行值超过了设计值10℃以上；
n 习惯投运5台磨煤机，而另外备用磨煤机的冷风门开度经常在30%左右，同时磨煤机出口一次风管隔绝门全开，实测备用磨煤机对应冷风量约70～80t/h左右；
n 通过调整对比。结果见表2，磨煤机出口隔绝门全开，入口冷风门开30%时,锅炉排烟温度为136.43℃，磨煤机出口隔绝门全关后，在同样负荷下排烟温度为133.72℃，比全开时排烟温度降低了2.71℃，因此在运行调整中不能忽视设备一些缺陷。
n 将磨煤机出口温度提高7℃，通过试验排烟温度下降了2℃。见表3。
n 3） 受热面积灰引起排烟温度升高
①原因分析
受热面积灰指锅炉受热面积灰、结渣及空预器传热元件积灰，锅炉受热面积灰将使受热面传热系数降低，锅炉吸热量降低，烟气放热量减少，空预器入口烟温升高，从而导致排烟温度升高；空气预热器堵灰则使空气预热器传热面积减少，也将使烟气的放热量减少，使排烟温度升高。
② 减少漏风采取技术措施 ：各个电厂普遍存在煤质变差，发热量下降灰分增加问题，运行中在汽温保证的前提下优化吹灰，确保吹灰器运行正常，将空气预热器压差控制在合理范围。
n 4）  空预器入口风温高引起排烟升高
在夏天，空气预热器入口风温高，空气预热器传热温差小，烟气的放热量就少，从而使排烟温度升高。同时制粉系统需要的热风减少，流过空预器的一次风减少，排烟温度升高，这属于环境因素，是难以克服的，若增加过多的受热面，降低空预器入口烟温，则冬季时，排烟温度会低于露点值，为防止空预器低温腐蚀，必须投入暖风器，来提高排烟温度，这样，辅汽损失会增大，所以要根据环境温度变化的规律，综合考虑设计布置受热面及暖风器。
除环境温度影响外，个别厂热风再循环关闭不严密引起排烟温度升高。
n 5）  受热面布置原因引起排烟温度升高
由于锅炉设计时，对炉膛沾污系数估算不准，使得受热面布置不合理，或者是由于结构不佳造成受热面吸热不足，导致空预器入口烟温偏高，从而使得排烟温度升高，这需要重新进行设计校核计算，必要时可采取增加省煤器管排，或将省煤器由光管式改为鳍片式，增加省煤器的吸热量，降低空预器入口烟温。

n 东方锅炉厂采用日立公司技术，锅炉运行平稳，但排烟温度约高10～20℃；
n 哈尔滨锅炉厂采用三菱技术，排烟温度约高10～20℃；
n 上海锅炉厂采用阿尔斯通技术，排烟温度基本正常，但个别锅炉再热器超温。
n 6）煤质变差引起排烟温度升高
n 煤质变差水分、灰分增大，发热量降低，燃料消耗量增大，烟气量增大。
n 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。
排烟温度升高的主要原因
Ø 漏风对排烟温度影响;
Ø 掺冷风量对排烟温度影响;
Ø 受热面积灰引起排烟温度升高;
Ø 空预器入口风温高引起排烟升高;
Ø 受热面布置原因引起排烟温度升高;
Ø 煤质变差引起排烟温度升高。
Ø 通过以上分析，影响排烟温度因素中与锅炉燃烧调整有关主要有漏风、掺冷风量与受热面积灰，因此在运行中要加强调整，最大限度的降低排烟热损失。
Ø 1.2、通过燃烧调整确定最佳过剩空气系数
Ø 炉内过剩空气系数a过大或过小，都会对锅炉的效率产生直接影响（即锅炉各项热损失总和发生变化）。一般来说，q2将随过剩空气系数的增加而增大，而q4却随a增大而降低，因此最合理的过剩系数，应使q2、q3、q4之和为最小，此时的a被称为最佳过剩空气系数
a确定方法：在稳定负荷与煤种下进行；同时调整期间不进行吹灰，调整试验值可在炉膛出口的设计值附近选3-4个值进行，试验时保持一次风量不变，通过调整送风机的开度改变过剩系数值。按照反平衡获得不同工况下的锅炉效率，并在不同负荷下进行过剩空气系数的调整，最终获得不同负荷下最佳过剩空气系数曲线。如果锅炉燃烧不同煤种时要进行不同煤种过剩空气系数的调整。
n 1.2、通过燃烧调整确定最佳过剩空气系数
n 各负荷下，随着运行氧量的降低，排烟温度均有所上升，导致干烟气热损失和锅炉效率上升不明显。
n 各负荷下，随着运行氧量的降低，CO浓度上升，NOx排放浓度降低。
n 各负荷下，随着运行氧量的降低，风机电流明显降低。1000MW负荷下，降低0.5%运行氧量，可节约电耗约450kW/h。
n 2）．影响机械不完全燃烧热损失因素
n 机械不完全燃烧热损失是燃煤锅炉的主要损失之一，通常仅次排烟热损失 ，一般约占0.5%～5%
n 主要取决于灰渣可燃物含量。
n 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0.3～0.4个百分点，锅炉热效率降低约0.3～0.4个百分点，机组发电煤耗升高约1.0～1.3 g/kWh
n 2.1 降低灰渣可燃物含量的主要对策
n 加强燃料采购和配煤管理工作，定期对入炉煤、煤粉、飞灰和大渣进行取样与化验分析，指导运行调整。
n 安装在线检测装置，提高锅炉运行操作指导的实时性、准确性。
n 定期进行制粉系统与燃烧系统运行优化，确定经济煤粉细度与最佳炉膛出口过剩氧量。
n 提高制粉系统设备的检修维护质量，进行必要的技术改造，确保达到需要的煤粉细度，降低一次风管出口煤粉浓度的偏差值。
n 2.2 经济煤粉细度的调整