发电厂机组锅炉运行

2024-11-18

发电厂机组锅炉运行（共12篇）

发电厂机组锅炉运行篇1

摘要：介绍浙能长兴发电有限公司300MW燃煤机组锅炉在节约燃油方面所采取的措施。

关键词：燃煤机组,发电,锅炉燃烧,节油

在燃煤机组运行中, 助燃油一般用于锅炉启动点火及运行稳燃。浙能长兴发电有限责任公司目前投产的4台300MW机组, 其锅炉均为北京巴威公司制造的亚临界、一次再热、自然循环、前后墙对冲燃烧、平衡通风、单汽包、露天布置、固态排渣煤粉炉, 型号为B&W B-1025/17.5-M。锅炉设计煤种为淮南烟煤, 校核煤种为山西大同优混煤。制粉系统采用ZGM95N中速磨直吹式制粉系统。其中公司二期#3、4炉前墙B磨煤机采用了等离子点火燃烧器;一期#2炉于2007年8月技改, 其前墙B磨煤机采用了微油点火燃烧器。

#1、#2机组于2002年6月和10月投产发电。调试期间, 采用普通油枪点火, 每台机组吹管及整套启动耗油约在1 200 t左右。投产初期, 由于锅炉运行不稳定, 启停次数多。机组冷态启动一次需耗油100~150 t, 磨煤机启动停助燃每月需60~100 t。仅2002年10~12月, 机组共耗油800 t, 在一定程度上影响了机组的经济效益。为此, 长兴电厂相关技术人员深入研究主、辅机设备技术特点, 积极探吸收、利用其他电厂节油技术, 深挖节油潜力, 在降低助燃油方面采取了一系列技术措施。

1 机组冷态启动节油采用等离子点火、稳燃技术

公司二期#3、4炉前墙B磨煤机采用了等离子点火燃烧器, 其原理:利用直流电流在介质气压0.01~0.03MPa的条件下接触引弧, 并在强磁场控制下获得稳定功率的直流空气等离子体, 该等离子体在专门设计的燃烧器的中心燃烧筒中形成温度大于5000K、温度梯度极大的局部高温区, 煤粉颗粒通过该等离子“火核”受到高温作用, 并在10-3s内迅速释放出挥发物, 使煤粉颗粒破裂粉碎, 从而迅速燃烧。反应是在气相中进行, 使混合物组分的粒级发生变化, 使煤粉的燃烧速度加快, 降低点燃煤粉需要的引燃能量。山东烟台龙源DLZ-200型等离子发生器为磁稳空气载体等离子发生器, 由线圈、阴极、阳极等组成, 其工作原理见图1。在冷却水及压缩空气满足条件后, 首先设定电源的工作输出电流 (300~400A) , 当阴极在直线电机的推动下, 与阳极接触后, 电源按设定的工作电流工作, 当输出电流达到工作电流后, 直线电机推动阴极向后移动, 在阴极离开阳极的瞬间, 电弧建立起来, 在阴极达到规定的放电间距后, 在空气动力和磁场的作用下, 装置产生稳定的电弧放电, 生成等离子体。

正常启停基本不耗油 (一定的运行技术及操作水平支持) , #3 (#4) 炉自吹管至整套启动调试结束节油约1200t, 等离子无油点火在启动初期即可投入电除尘及脱硫, 对环境保护有利。

2 机组冷态启动节油采用微油点火燃烧技术

#2炉于2007年8月技改, 其前墙B磨煤机采用了微油点火燃烧器。气化微油冷炉点火技术和超低负荷稳燃技术 (气化微油点火技术) 是利用特殊技术使得微量的油在专门设计的燃烧器中气化燃烧, 产生高强度火焰, 该火焰首先引燃少量浓缩的煤粉, 利用这部分煤粉自身燃烧的热量再去引燃更多的煤粉, 采用功率放大的原理, 达到最终点燃大量煤粉的目的。针对#2炉的具体情况, 将锅炉前墙下层 (B层) 的4只燃烧器改造成气化微油点火煤粉燃烧器, 在实现锅炉气化微油冷炉启动和低负荷稳燃的前提下, 确保原主燃烧器的动量不变以及基本性能不变, 同时兼具主燃烧器的功能。

该系统由气化微油点火系统、一次风加热系统和控制系统三大部分组成。气化微油点火系统由燃油系统、点火装置、压缩空气系统、燃烧器、助燃风、壁温监测、火检系统等组成;一次风加热系统由暖风器、风门、支吊架等组成;控制系统对点火系统和制粉系统进行控制, 保证锅炉安全、稳定、可靠运行。锅炉点火小油枪的耗油量为20~50kg, 与传统意义上小枪200kg的出力相比, 又降低了一个数量级;锅炉启停一次约耗油2t, #2炉微油点火技术改造调试至大修结束冷态启动节油40t左右, 相比普通油枪其优势不言而喻, 而且大多数煤种都可以使用;使用期间能投入电除尘及脱硫, 对环境保护有积极的影响。对于微油点火系统来说, 因为油枪小, 油枪雾化装置容易堵塞, 需要定期进行吹扫;特别在冬季, 微油点火一次成功的概率不是很高, 造成不必要的耗油;其火检信号较弱容易丢失, 导致油枪因火检信号检测不到而自动退出, 需要强制该信号, 就地观察着火情况, 给锅炉运行带来一定的风险。

直吹式制粉系统存在冷态启动时由于热风温度不够, 不能干燥制粉的问题, 为此, 采用蒸汽暖风器加热一次风的方式来解决。

3 逻辑修改

(1) 磨煤机启动逻辑修改。

该机组一次风正压直吹式制粉系统, 普遍存在磨煤机启动助燃油消耗大这一缺点。按照该机组磨煤机启动逻辑要求, 为了保证燃烧稳定、充分, 启动磨煤机必须满足一定的火焰检测信号联锁条件。即使在锅炉稳定运行中, 如需要启动磨煤机, 仍需投入该磨煤机对应的燃烧器层部分或全部油枪, 由油枪点燃煤粉燃烧器并为其助燃, 直至煤粉燃烧器出力正常、燃烧稳定, 才允许油枪退出运行。

锅炉稳定运行中, 锅炉底层炉温已达1000℃以上, 且锅炉配置了易于点火稳燃的低氮型DRB旋流燃烧器, 磨煤机启动时煤粉不需要油枪来点燃。对磨煤机启动必须投油助燃的逻辑进行修改:当机组负荷高于180MW时, 磨煤机允许不投油启动。此项措施, 使该机组在日常调峰运行中, 启磨不再消耗燃油, 按原来日常启磨每次烧油1~2t计算, 每年至少可节约助燃油150t。

(2) 改进热控保护逻辑, 消除磨煤机不必要跳闸。

直吹式制粉系统中, 磨煤机跳闸对锅炉的安全、稳定运行威胁很大。一旦发生磨煤机运行中跳闸, 锅炉燃烧状况将迅速恶化, 不得不投油稳燃。机组投产初期, 由于磨煤机逻辑设计不尽合理, 发生过原设计磨煤机一次风量低 (小于40t/h) 无延时跳、磨煤机火检信号因火检探头原因丢失四选三无延时跳, 磨煤机频繁跳闸增大了燃油消耗。经过多次攻关试验和分析论证, 技术人员设置磨煤机一次风量不准时强制按钮, 磨煤机火检信号丢失保护动作改成四选二, 大大降低了磨煤机误跳闸次数, 降低了助燃油消耗, 保证了锅炉燃烧稳定。

4 节油管理措施

机组启动过程是一个复杂的、不稳定的传热、流动过程。冷态启动前锅炉、汽轮机各部件压力、温度接近环境压力、温度, 锅炉升温升压、汽轮机暖缸、暖机需要一定的时间, 检修后的机组冷态启动过程中, 发电机和汽轮机需要做多项试验, 锅炉只能维持在低参数状态下运行, 如果等离子稳燃装置工作不正常, 则需要消耗大量燃油。因此, 研究设备特点, 合理安排机组冷态启动步骤, 尽量缩短启动时间, 可以节约燃油。具体措施:

(1) 采用滑参数启动汽包上水时, 在汽包壁温差允许的情况下 (该机组汽包壁温差要求任意两点不大于56℃) , 尽量提高除氧器给水温度, 保证省煤器出口给水温度高于汽包壁温25~45℃, 缩短汽包起压时间, 利于机组节油。

(2) 加强设备治理, 降低锅炉不投油稳燃负荷。在机组投产初期, 火焰监测系统可靠性差, 炉膛落焦经常造成锅炉燃烧恶化、火检闪动而灭火, 初期仅能实现150MW负荷不投油稳燃。虽能达到不投油稳燃负荷50%BMCR的设计值, 但该电厂还是采取了一系列减轻锅炉结焦, 保证锅炉燃烧稳定性的措施:改造燃料配煤系统, 结合锅炉结焦情况和运行参数选择该锅炉适用的煤种;安装锅炉吹灰优化系统, 及时清除炉膛积渣;进行喷燃器内外二次风调整、燃烧配风等优化燃烧调整;更换更加可靠灵敏的火检装置。

通过这些措施, 该机组炉膛结焦得到有效控制, 锅炉燃烧稳定性极大增强, 最低不投油稳燃负荷降低到120MW, 使机组启动过程中全部停油的时间得以提前, 同时也减少了运行中降负荷投油的几率。

ZGM95N中速磨直吹式制粉系统的碾磨加载系统为液压变加载系统, 采用磨辊液压缸套管, 其密封效果不是很好, 因为工作环境差, 会有少许较细煤粉通过磨辊密封套进入液压油中, 导致变加载调节阀 (比例溢流阀) 油流针型堵塞, 引起加载油压大幅晃动甚至无法调节, 造成磨煤机工作失常, 需增投油枪稳燃, 增加了额外耗油。目前采用的方法是更换比例溢流阀, 或定期对磨煤机液压油进行过滤, 效果并不是很好, 需进一步攻关。

5 节油难点及解决措施

(1) 对于等离子点火稳燃技术, 因煤粉的挥发份直接关系到煤粉的着火温度, 其对煤种的要求高;同时对等离子拉弧的功率的大小有要求, 宜采用新一代等离子点火稳燃装置, 增强等离子稳燃功率;另外, 对运行操作人员的操作技术和责任性要求很高。

(2) 投粉后期汽温汽压增长较快, 为控制温升率及压力, 宜配合旁路控制升温升压。

(3) 为了避免锅炉受热面超温损坏及煤粉积聚在空预器处, 应降低磨煤机启动后最低煤量值, 采用投入部分喷燃器的方式, 改善配风以优化煤粉燃烧状况, 减少不完全燃烧带来的火焰上移。

6 结语

该机组在节油工作上取得了不小的成绩, 通过对原机组投产时配套的等离子点火稳燃装置的改造, 增加其稳定功率, 利用好微油点火并对其进行技术攻关, 单机耗油量由2002年的月均120t左右降低到2010年的月均30 t。

发电厂机组锅炉运行篇2

一、机组甩负荷

1、根据负荷下降程度，减少进煤量，必要时从上至下切除制粉系统。燃烧不稳定时，应及时投油助燃，稳定燃烧。

2、当负荷迅速下降，汽压上升较快时，应立即打开对空排汽，放汽泄压。若汽压超过安全门动作定值而安全门未动时，应手动打开安全门放汽；若安全门拒动锅炉超压时，应紧急停炉。

3、注意监视锅炉水位变化，防止水位波动造成缺水或满水。抽汽压力不能满足小汽机，除氧器需要时，应检查确认其备用汽源切换正常。必要时开启电泵供水。

4、注意调节轴封汽压力，凝汽器水位，除氧器水位，加热器水位。检查机组各支持轴承，推力轴承金属温度，回油温度，轴向位移，胀差、汽压、汽温，振动等是否正常，倾听汽轮机内有否异声。

5、检查厂用电系统是否正常，如不正常立即倒为备用电源，采用切工作开关，备用开关自投方倒换，若自投不成，可抢送，但工作开关必须在分位。

6、过、再热汽温低时，锅炉及时解列减温器，打开过再疏水；汽机打开过，再主汽门前疏水。根据现象和各表计的指示，分析查明原因，做好恢复准备，恢复时控制好升压、升温速度，防止超温。

二、高压厂用电中断

1、如果备用电源自投成功，母线电压正常，及时检查有无掉闸设备，恢复因低电压掉闸的设备。

2、若备用电源自投不成功，机组未掉闸，锅炉未灭火时，应立即投油助燃，稳定燃烧，维持炉膛负压，降负荷运行。若因失电造成锅炉灭火或全部给水泵掉闸，应紧急停炉。按照停炉不停机处理。

3、如果失去全部电源，不破坏真空紧急停运机组，启动柴油发电机，送上保安电源，保证事故油泵、盘车等设备运行电源。启动汽机直流润滑油泵，小机事故油泵，空侧直流密封油泵运行，注意各瓦温的温升变化情况，同时调小油氢差压且注意密封油箱油位上升情况，否则手动排油。检查空预器运行情况，维持其转动状态(若主辅电机均不能投入运行，应进行手动盘车)。

4、如果备用电源自投装置拒绝动作，可立即手动，强送备用开关(切掉厂用同期装置非同期闭锁手把并确认工作开关断开)；强送后保护动作又掉闸，可认为母线故障或负荷故障，保护未动或拒动引起的越级跳闸，应将母线所有开关断开，摇测母线绝缘良好，恢复母线运行，若为母线故障，应立即消除故障，恢复运行或转检修，母线无问题逐一恢复负荷。

三、低压厂用电中断

1、备用电源自投成功，母线电压正常，应及时检查有无掉闸设备。恢复因低压掉闸的设备，并查明故障原因。

2、如低压厂用电源部分中断，而锅炉未造成灭火时，应立即投油助燃，稳定燃烧，待电源恢复后，恢复正常运行。

3、如果因低压设备掉闸而引起高压设备掉闸，造成机组停运或锅炉灭火，紧急停运机组。

4、低压厂用电源全部中断，紧急停止机组运行。

5、空气预热器主电机掉闸，辅助电机自动投入时，隔离掉闸空预器，按锅炉单侧运行处理。若空预器主辅电机均不能运行时，应手动盘车。

6、备用电源自投装置拒绝动作，可立即手动抢送备用开关；抢送后保护动作又跳闸，可认为是母线故障或负荷故障保护未动或拒动引起的越级跳闸，应将母线所有开关断开，摇测母线绝缘良好，恢复母线运行；若为母线故障，应立即消除故障，处理不了转检修，母线恢复运行后，逐一恢复负荷。

四、机组紧急停运

1、将厂用电源倒为备用电源。在系统及设备允许的情况下，全减负荷到零，由汽机打闸停机。

2、汽轮机进行打闸操作，注意转速应下降，防止超速；发电机应解列，锅炉灭火，否则手动MFT，解列发电机。

3、如果机组打闸后，主汽门未全部关闭时，紧急停全部抗燃油泵，就地进行一次打闸操作。

4、应检查联关阀门正常，否则应手动关闭。

5、启动交流润滑油泵；开启真空破坏门，停止射水泵；转速降至1200～1000rpm时，启动顶轴油泵，并适当降低润滑油温。

6、轴封倒为主汽供给，真空到零后停止轴封供汽，禁止向凝汽器排放热汽、热水。

7、锅炉灭火后进行吹扫，启动电动给水泵向锅炉上水。

8、对于发电机故障引起的机组跳闸，应检查保护动作原因，确定是否可以启动；锅炉进行点火，保证汽机所有辅机运行正常，除氧器、轴封倒为辅助汽源供汽，维持凝器汽、除氧器正常水位，作好机组迅速恢复的准备。

9、对于汽机保护引起的跳闸，应对跳闸原因进行确认，决定机组是否再启动。

五、锅炉掉闸机组不停运

1、锅炉发生MFT后，立即用同步器在维持负荷下降速率的前提下，将负荷降至150MW以下，尽力保持较高的蒸汽参数。

2、机组的厂用电源切换至备用电源，立即启动电动给水泵。

3、锅炉解除全部减温水，汽机切除高、低压加热器，关闭轴封至除氧器进汽门，除氧器切换外来汽，轴封汽源倒为主蒸汽。

4、试验汽轮机各油泵及盘车电机。

5、锅炉查明MFT原因后，尽快点火，通过增加燃料，打开排汽等手段尽力提高汽温，当汽温接近缸温时，应逐渐开大调速汽门，增加负荷，以加快升温速率。

6、视主、再热蒸汽温度下降情况，打开主汽门前疏水。若因锅炉满水造成MFT，而使汽温急剧下降时，则立即停机。

7、必须密切监视汽轮机的振动，轴位移，胀差及缸温变化情况，如超极限则立即停机。

六、蒸汽热力参数异常

1、汽轮机前主、再热蒸汽温度升高，温度＞542℃时，应调整恢复；当温度升至547℃时，必须立即降温；当温度在547～557℃之间摆动时，连续运行时间不允许超过15分钟。

2、机前主、再热蒸汽温度下降至527℃以下时，应调整恢复；汽温降至520℃以下时，应按规程中对应关系减负荷，并适当降低汽压，保证蒸汽过热度不低于120℃。

3、主、再热蒸汽温度左右偏差增大，或主汽与再热汽温度偏差增大时，必须尽快恢复到允许温差范围内。

4、蒸汽参数异常时，应加强监视机组的振动，轴向位移，推力瓦温度、胀差及汽缸温度并检查机组有无异常声音。

七、机组仪表及热控电源（气源）消失

1、热控仪表电源（包括计算机电源）失去时，维持机组稳定运行，尽量不进行操作。严密监视主要运行参数。

2、若短时间失电，发现运行参数越限，应手动到就地操作调整。

3、联系热工人员，迅速查明原因，恢复电源；如短期电源不能恢复时，应请求停机。

4、热控及仪表电源全部失去，应紧急停止机组运行。

5、控制汽源中断或控制气源低于0.6MPa时，应启动备用空压机。若气压继续下降至所有气动执行机构因断气自锁时，运行人员禁止操作所有气动执行机构。维持机组稳定运行，尽量不进行操作。

6、如控制气源短期无法恢复正常时，应请求停机。

八、火灾

1、现场失火时，应根据情况进行灭火。如火势较小时，可使用干式灭火器、二氧化碳灭火器、1211灭火器灭火；如火势较大，应迅速通知消防队，在消防人员未到之前，应设法控制火势的蔓延，搬开火场周围的易燃品。

2、电气设备着火时，必须立即断开其各侧开关、刀闸；将其电源断开才可进行灭火，灭火时用四氯化碳或二氧化碳灭火剂。

3、油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁设备安全时，应紧急停机，并立即进行灭火。当火势严重威胁到油箱安全时，开启油箱事故放油门放油。

4、发电机着火立即破坏真空紧急停机，并迅速切断氢源和电源，使用二氧化碳或1211灭火装置进行灭火。

5、由于漏氢而着火时，首先应断绝氢源或用石棉布密封漏氢处。不使氢气逸出。保证密封油及冷却系统正常，用二氧化碳灭火剂灭火。根据氢压确定带负荷大小。

九、厂用电动机异常运行处理导则

1、启动过程或运行中电动机开关自动断开，应检查保护动作情况，摇测电动机绝缘及通路，判明电动机有无故障，决定是否再启动。

2、运行中电动机温度突然升高或急剧升高，检查电动机电流有无升高，三相电流是否平衡，找出温度升高原因，采取相应措施，使电动机恢复正常运行。

3、低压电动机投热偶的开关掉后，检查所带动的机械有无犯卡，电动机有无两相运行，一切都正常后，恢复热偶再次启动，测三相电流应平衡，转速声音都正常。

4、在下列情况下，对于重要的厂用电动机可先启动备用电动机，然后再停止运行电动机：

a、发现电动机有不正常声音或绝缘有烧焦的气味； b、电动机内或起动调节装置内出现火花或冒烟； c、定子电流超过正常运行的数值； d、出现强烈的振动；

e、大型闭式冷却电动机的冷却水系统发生故障； f、轴承温度出现不允许的升高。

5、重要的厂用电动机失去电压或电压下降时，在1分钟内禁止值班人员手动切开电动机。

十、生水系统异常

1、根据系统情况，限制非生产用水；限制水塔补水；以至限制化学制水补水。

2、通知水工暂停用循环水除灰。

3、停止循环水塔排污。

4、停止机炉一切疏、放水及排污。

5、所有系统设备的冷却水可倒用循环水供给者，均倒用循环水供水。

发电厂机组锅炉运行篇3

【关键词】火力发电；机组锅炉；控制技术

火力发电厂能够为社会发展创造出很多电力资源，但是，随着工作量的不断增大，对于发电机组锅炉控制技术上提出了全新的要求，因此，文章通过下文对相关方面的内容进行了分析与阐述，从而为有关单位及研究人员提供一定的借鉴作用。

一、预测控制

热工时经常具备很大的滞后和惯性，及其时变性和非线性，很难将精确的数学模型建立起来。而这种控制技术，对模型的精度要求不高，较好的鲁棒性。所以，在热工控制中，预测控制的应用前景还比较好。我们可以用一定数目的分区将整个运行区域分开，进而将动态局部线性模型建立起来，因为局部模型网络就是由这些模型所构成的，再插值时应用高斯分布的插值，进而将全局的系统线性表征出来，将受约束多变量大范围预测控制器在广义预测控制算法基础上建立起来。

二、补偿控制

典型的大迟延、多容控制对象为蒸汽控制过程中的典型现象，对此，将Smith预估补偿引入到控制中，进而将串级控制系统建立起来，便于对其延迟特性进行克服。电厂中的具体使用结果证明，有着優秀的适应对象变能力和抗干扰能力存在于该系统中，但是对于系统的负荷扰动，Smith预估器还很难处理，因此，在对非线性汽温对象的负荷变化补偿时，可以应用负荷前馈信号。

对控制过程的大范围运行能够通过反馈—前馈控制给予实现，用开环前馈控制将大范围的可空性获取出来，这是其主要思想，对围绕期望轨迹偏差和不确定性可以用闭环反馈控制予以实现。下层控制回路可以应用上层模糊推理系统的数值，下层利用反馈控制信号和馈控制信号对大范围负荷变动时的机组运行予以实现。将状态反馈应用到控制道路中，将状态前馈应用到扰动通道中，通过分析有关的方针结果我们能够发现，和串级三冲量控制方案比较，其控制品质更为优秀。

三、自适应控制

对系统的运行状态可以利用自适应控制去跟踪，并且对控制器参数进行更新，对动态性变化的过程控制问题能够有效的处理。在电网负荷大范围变动的情况下，自适应控制在机组运行中，就会将有效的控制策略为多输出多输入的非线性发电机组系统提供出来。自适应模糊控制器被有关设计人员研制了出来，通过气泡水位的有关信号显示，性能比PID控制优秀。在燃烧控制里面，利用自主在线学习，进而对煤比优风的密度利用在线自寻找优风予以实现，将模糊粗调机制建立起来，并且根据具体系统的变化和系统输出偏差，再一次对控制系统进行调整，来有效的控制过热气温，对对象模型不需要用该方案在线辨识，将计算量能够极大的降低下来，便于对实时性要求给予满足。依据操作参数和目标参数的改变，根据操作人员分析具体过程，将PID控制参数模糊调整策略建立起来。方针结果证明，这种方案十分利于过热气温控制，对于对象特性变化的影响能够较高的克服，控制系统超调小、鲁棒性能强、速度快。

四、神经控制

有着很强的非线性映射能力和非线性函数逼近能力存在于神经网络中，同时在处理信息的时候，还具备自学习和自组织的的特征，因此，它将强有力的工具为非线性控制和非线性建模在处理锅炉控制提供了出来。

对误差反向传播算法进行使用，对神经网络利用离线的方式去训练，求逆锅炉动态特性，将神经逆动态控制器建立起来。控制仿真证明，和传统的PI控制比较，这种控制器的响应更快、更便捷。并且，我们可以结合起来串级控制和神经元学习特性，将对过热气温的智能控制结构构建起来，确保能够自整定参数。

将单神经元自适应PSD控制器设计出来，再在热蒸汽温度的控制中进行使用，现场应用证明，在大范围变负荷工况下，调峰机组保持了较高的运行效果和控制性能。在神经网络A阶逆系统方法的基础上，将一种非线性锅炉主汽压控制系统设计方案提出来。对神经网络自学习能力和强大的自组织能力进行使用，将机组运行数据中所存在的动态特性信息发掘出来，补偿和低效对象的非线性，对对象的不确定性影响予以克服，对系统大范围解耦线性化能够给予实现。

五、鲁棒控制和最优控制

对AR模型设计出的最优调节器进行使用，当没有重新调整情况存在于控制参数中时，可以长期的对这种调节器进行使用。再热汽包锅炉在自然循环和单元机组亚临界的新建工程中，应用状态观测器理论和状态反馈理论，将状态观测器设计出来，对于难以直接测量的状态变量在系统中重构，并且，结合起来传统的PID控制，来控制蒸汽温度，和优良的控制性能比较，这种控制策略更加优秀。在Hoo理论的基础上，因为有一些状态是很难被测试出来的，对状态观测器和状态反馈利用闭环鲁棒性条件给予实现，在主蒸汽温度控制时可以进行使用，并且通过大量的实践表明，此方案的应用是可行的。

结语

综上所述，在科技发展的推动下，尽管我国火力发电厂机组锅炉控制技术水平获得了一定的提升，但是，在实际应用中还经常的会呈现出一些问题，间接的影响了火力发电厂的有效发展，因此，文章通过下文主要分五个方面进行了详细的分析与阐述，进而为促进火力发电行业有效发展提供相应的推动，满足人们的生产和生活上的需求。

参考文献

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发电厂机组锅炉运行篇4

1 大型循环流化床锅炉机组运行现状分析

本文主要从大型循环流化床锅炉机组的可靠性现状、经济性现状进行分析, 着重体现当前我国大型循环流化床锅炉机组运行过程中存在的不足, 希望可以给广大锅炉机组运行工作者、学者提供参考。

第一, 大型循环流化床锅炉机组运行的可靠性指标分析。要想实现锅炉运行的经济性与环保性, 首先要保证锅炉机组运行的可靠性, 笔者从两个方面探讨大型循环流化床锅炉机组运行的可靠性, 即非计划停运数量和全年可用总时间, 其中非计划停运数量主要是指大型循环流化床锅炉因故障而导致不能运行的次数, 如图1所示。全年可用时间主要是指在一段时间内, 锅炉运行的时间总和, 从中我们可以分析出该锅炉某段时间运行的状态。

第二, 大型循环流化床锅炉机组运行的经济性分析。无论是大型火力发电企业, 还是大型城市热电行业, 燃烧成本都是企业输出的重要成本之一, 尤其是在当前煤炭资源紧缺、好煤炭资源价格飞速上涨的背景下, 企业节省燃烧成本是提高企业经济效益的重要举措之一。本文主要分析了大型循环流化床锅炉在运行中所产生的飞灰含量、燃烧后的渣体碳含量、锅炉负荷率、排烟温度等, 总结出其运行的经济性, 分析如图3所示。

2 大型循环流化床锅炉机组运行发展技术分析

大型循环流化床锅炉机组在我国的发展与应用才刚刚起步, 在国家、企业大力的支持与开发下, 大型循环流化床锅炉机组在我国的发展潜力巨大, 对我国经济社会发展、节能环保型社会建设所起到的作用也是巨大的。大型循环流化床锅炉机组运行发展技术方向:第一, 在大型循环流化床锅炉机组发展中, 我们可以不断深化研究和开发更加高效节能的烟气余热利用技术, 如果能够将大型循环流化床锅炉机组中的排烟温度大幅度降低, 势必会提高锅炉运行效率。而当前需要我们解决的三个主要问题是:低温腐蚀问题、热量转换问题、排烟中的积灰处理问题, 在大型循环流化床锅炉机组运行中, 可以通过研发新型的热量转换器解决此问题。第二, 开展高效冷渣器技术研究。在流化床锅炉的发展过程中, 冷渣器从多种形式逐步集中成流化床冷渣器和滚筒冷渣器两个主要类型。通过对现役流化床冷渣器和滚筒冷渣器的能效分析, 发现二者尽管热效率较高, 但是效率均较低, 因此, 开发大容量、高效率的冷渣器对今后发展大容量流化床锅炉具有重要作用。

参考文献

[1]王杭州, 陈进生.300 MW燃煤机组增设烟气SCR脱硝装置的技术改造[J].锅炉技术, 2007, 38 (2) :62-67.

[2]曾令大, 王晓林, 周怀春.SCR脱硝装置在超临界锅炉中的应用[J].锅炉技术, 2007, 38 (4) :72-75.

[3]苏建民.燃烧劣质无烟煤300MW循环流化床锅炉节能减排特性的研究[J].动力工程学报, 2010, (09) :98-99.

[4]苏建民.基于流态重构的循环流化床锅炉节能燃烧技术的应用实践[J].动力工程学报, 2011, (03) :136-137.

[5]贾东坡, 赵斌, 钟晓晖, 等.循环流化床锅炉低温烟气余热回收工艺参数研究[J].电站系统工程, 2012, (02) :70-71.

[6]苏建民.循环流化床锅炉燃烧劣质无烟煤的飞灰特性及其利用前景分析[J].热力发电, 2011, (08) :90-91.

[7]黄荣华, 马宪国, 张泉根.锅炉烟气露点温度计算方法比较分析[J].上海节能, 2011, (11) :123-124.

发电机组运行保养制度篇5

一．发电机组坚持每周空载试机1次，最近31天内至少曾经带载发电1次。二．如果发电机刚刚经过维修或保养，也要测试运行。三．在计划停电的前一天，应进行带载测试。

四．发电机每次测试应持续5-10分钟，特殊情况延长测试时间。

五．发电机启动后，要密切观察进、排风阀是否运转到位，声响是否异常，温升是否过高，燃烧是否充分，机体有无漏油、漏液等现象。六．发电机运行时，要详细记录控制屏上显示的所有参数，发现异常，立刻报告。七．发电运行时，每隔3-4小时，至少巡视1次发电机组的运行状态，并记录。八．必须保证发电机的负载合理（P275≤250A，P150≤100A），发电时尽量切除不重要的负荷，如电焊机、电暖器、空调、地源热泵和锅炉循环泵等设备。九．每次测试或发电后，检查进、排风阀等运转机构是否正常复位。十．定期检查机油、防冻液、电瓶电解液、电池电压是否正常。十一．发电机控制屏内应储备充足的保险管，以备维修使用。十二．发电过程中要适时补充燃油，发电后应立即将油箱加满。

十三．发电机原则上应使用-35# 柴油，冬季应将发电机的加热开关打开。十四．当发电机房内只剩一桶燃油时，要立刻报告申领柴油。

十五．维保单位来人维修或保养发电机组时，要立即报告并全程跟踪，仔细核对保养清单项目和更换的部件，不要轻易签字确认。

十六．发电机房内禁止吸烟和明火作业。备用油料禁止给其他设备加油。十七．带载试机时应提前通知站监控室或监控分中心，尽量选择业务低谷时段。十八．保存好运行记录、控制屏钥匙、油桶钥匙、加油泵，保持室内卫生。

锦州分公司指挥调度分中心

发电厂机组锅炉运行篇6

【关键词】600MW机组；锅炉；结焦；原因；预防

达拉特电厂2*600MW机组#7、#8锅炉为上海锅炉有限公司生产的SG2093/17.5-M912型亚临界压力一次中间再热控制循环汽包炉。锅炉采用摆动式燃烧器调温，四角布置，切向燃烧，正压直吹式制粉系统，单炉膛、∏型紧身封闭布置，固态排渣、全钢架结构、平衡通风。配置6台HP1003型碗式中速磨，每台磨出口由4根煤粉管道接至同一层四角布置的煤粉燃烧器。本工程设计和校核煤种为东胜万利川煤田的烟煤。#7、#8炉至投产以来，经过一段时间的运行，发现2台炉喉部结焦严重，屏过、屏再也有挂焦，2台炉因挂焦严重而被迫限负荷，结焦问题严重影响锅炉的安全经济满负荷运行。为此，针对东胜地区煤质特性、炉膛燃烧器结构、调整等方面的因素，通过数据对比、结构探讨、操作研究等手段进行分析解决。

1.设备状况

本锅炉采用正压直吹式制粉系统，配置六台HP1003型碗式中速磨，燃烧器四角布置，切园燃烧方式。煤粉管道从磨煤机出口供至燃烧器进口，燃烧器进口处弯头为耐磨弯头。每台磨煤机出口由4根煤粉管道接至同一层四角布置的煤粉燃烧器。

煤粉燃烧器呈四角布置，每角燃烧器风箱分成十四层燃烧器喷口布置，其中A、B、C、D、E、F六层为一次风喷咀，其余八层为二次风喷咀。一、二次风呈间隔排列，一次风采用浓淡分离宽调节比（WR）煤粉喷咀，这不仅能提高低负荷燃烧的稳定性，并能提高燃烧效率。在一次风喷口周围布置周界风，不仅能有效地冷却一次风喷口，还能改善煤种适应性，在AB、CD、EF三层二次风风室内设有启动及助燃用12支轻油点火油枪。采用机械压力雾化方式，燃耗油容量按18%负荷设计，点火装置采用高能电火花点火器。

为降低四角切向燃烧引起的炉膛出口及水平烟道中烟气的残余旋转造成的烟气侧的屏间热偏差，采用（SBWL-CFS）一次风对冲，二次风同心正反切燃烧系统，燃烬风（0FA）和部分消旋二次风，使炉内气流的旋转强度具有一定的可调性。下部的启转二次风BC及AB、CD、EF层油二次风与一次风喷咀分别顺时针偏转15°及4.5°，它们牵引对冲的一次风粉形成了作顺时针旋转的炉内主气流。上部的消旋二次风OFA、FF和EF与一次风喷咀逆时针偏转25°和20°，它们能起到减轻和消除炉内燃烧末期气流残余旋转的功能。AA层二次风考虑托粉，故不做偏转。采用不同的二次风偏转结构使炉内空气动力场有利于稳定燃烧，降低NOx排放和减少结渣（煤质结渣判别见表1）。

2.结渣原因分析

形成积灰和结渣的条件是燃料中的灰分、较高的炉温和较低的灰熔点。影响锅炉积灰和结渣的因素很多，除了与燃煤中的灰分含量、灰熔点及锅炉受热面的布置方式有关外，还与锅炉的负荷、火焰中心的位置（是否偏斜或偏上）、炉内空气量及燃料与空气的混合程度等因素有关。如果炉内空气量不足或燃料与空气的混合不充分，均会使炉内生成较多的还原性气体，以致灰的熔点降低，使积灰和结焦加剧。

本炉结渣的部位主要集中在上层燃烧器及靠上几米的位置，该区域结渣如不能及时有效的控制，将使未凝固的渣落到底部排口，形成挂焦或堵渣。本厂燃用煤种属严重结渣煤，为了解决四期#7、#8炉的结渣问题，总结出以下结渣原因：

（1）煤质特性：设计煤种的变形温度为1090℃，校核煤种的变形温度为1109℃，都小于1200℃，为结焦较强煤种。

（2）炉膛结构特点：

锅炉炉膛冷灰斗角度只有55度，且落渣口直线距离只有1.2米，所以在此区域极易结渣；最上排燃烧器喷口中心线标高35.47米，距分隔屏底距离20.13米，最下排燃烧器喷口中心线标高26.17米，至冷灰斗转角距离5.96米。作为2093T的锅炉，本人认为此二者距离偏低，且燃烧器布置也比较集中，该区域热负荷大，炉膛温度高，极易在此周围受热面结焦。

（3）进行合适的负荷、煤量、风量和磨组的搭配。

A.总控制煤量在5台磨运行时小于310T/H，4台磨运行时小于250T/H，单台磨最大煤量不大于65T/H。

B.500MW以上负荷尽量不安排上层F磨运行，如运行，煤量在40 T/H左右。

C.严禁锅炉在小氧量运行。550～600MW负荷时运行风量不小于114%。

D.500MW以上负荷时，AB，BC，CD，DE，EF二次风门手动控制在50%～60%；500MW以下，控制在40%～50%的开度。

（4）积灰结渣的过程分析：

炉灰由各种成分组成，高温处灰粒一般为液态或软化状态，随着烟气活动温度逐渐降低，当接触到受热面时，仍保持软化状态黏附在受热面上形成积灰.由于灰的导热性差使积灰的外表温度逐渐升高，又由于积灰使壁面粗糙性增大，使处于软化状态的灰更容易黏附，因而在外面形成第一层渣，周而复始，外表温度越来越高，结渣越来越厚，因而结渣的过程也是自动加剧的过程，吹灰除焦如不及时会加重结渣程度。

3.结论及预防措施

由以上分析得出结论，达拉特发电厂四期7，8号锅炉燃用煤为易结渣煤，还由于炉膛结构有不完善的地方，加上其他意外因素，发生结渣是不可避免的。

关键是通过一些调整方式、负荷调度、煤量匹配，检修维护，定期吹灰等手段，人为的减少结焦，为此采取以下措施：

（1）由于煤质先天不好，那么就应该加强入厂煤的化验和质检工作，使入厂煤质指标达到规定值。

（2）大负荷时，尽量不安排最上层磨F磨运行，如由于其他磨有检修或其他原因不能运行时，则F磨煤量控制在40t/h左右，但总煤量不大于310t/h，否则降负荷调节，严禁为了强带负荷而影响锅炉的安全、经济运行。

（3）在燃烧调整方面，严格按照参照表执行，上层磨风量要大，煤量要小，下层磨煤量大，但AA层开度不能小于50%，以利于煤粉在炉内彻底燃烧，降低出口烟温，预防结焦。

（4）严禁风量大或者缺氧燃烧，两者都会导致结焦加剧。

（5）加强检修人员对吹灰系统的维护，使所有吹灰器都能按时发挥作用，运行人员严格执行吹灰制度，在允许范围内增加吹灰次数等都是预防结焦的好办法。

（6）在原煤中添加除焦剂，提高灰熔点，可避免结焦，同时减少了Na、Ka、Cl等离子化合物，以降低低灰熔点对炉管的腐蚀，通过一段时间的观察，效果比较明显。

（7）对重点结焦部位应加强监视，增加巡检次数，发现有轻微挂焦时应及时清焦，防止越挂越多，影响锅炉的安全运行。 [科]

【参考文献】

[1]达拉特发电厂.600MW机组集控运行规程，2006.

发电厂机组锅炉运行篇7

天然气发电机组的天然气燃料能量只有约30%~35%被发电机组转化为电能, 约有30%随废气排出, 25%~30%被发动机冷却水带走, 通过机身散热等其他损失约占10%左右。目前, 占燃气发动机燃料近55%热能的排气余热和冷却水余热资源基本上被白白浪费掉, 因此合理利用燃气发电机组余热, 是节能、降耗、提高能源利用率的必然趋势。

二、余热利用的工作原理

在发电机组烟道出口上加装一套针形管余热锅炉, 热水循环泵将增压站内的冷水送到针形管余热锅炉, 经加热的热水供给使用流程, 从使用系统回来的冷水再被送到针形管余热锅炉加热, 一直循环。

针形管余热锅炉如图1所示, 是专用高效节能产品。采用针形管强化传热元件传热功能, 水管的受热面大大增加, 同时烟气流经针形管表面时形成强烈的紊流, 起到提高传热效率和减少烟灰积聚的作用。余热回收装置外观结构简单、热效率高、运行安全稳定、现场安装维护方便。

站内管线入口连接至立式水套炉上端, 出口与溢流排污管线插接, 加热后的水通过循环泵在水套炉内循环, 保障水套炉内水温恒定。当需要改变系统水温时, 通过改变发电机组烟道出口针形管余热锅炉旁通管线开度进行调节。

三、针形管余热锅炉主要特点

1.结构紧凑、热效率高。单位长度的针形管换热面积是光管的6~8倍, 针形管之间用小半径弯头联接, 使设备的体积、重量大幅度降低, 换热速度快。

2.耐震消声。由于设备结构设计和针形管自身结构特点, 使其具有消声器的结构特征, 减少了噪声污染。

3.安全可靠、运行寿命长。每一针形管组, 只有一端焊接在钢结构上, 另一端呈自由状态。这样, 设备在运行过程中, 无热应力产生。设备联箱上设计有安全阀、放空阀、排污阀、温度计等仪表阀门, 当设备出现超压、干烧等问题时, 仪表阀门能起到保护作用。

4.安装、使用、维修方便。根据燃气发电机组配套设计, 外表用耐高温的硅酸铝陶瓷纤维保温, 安装时只需将设备联接到发动机的排烟出口上, 将热水系统联接到设备的进、出口联箱上, 设备即可正常运行。打开检查门即可对设备的受热面进行检查和维护。设备的针形管组设计成模块式, 当需要更换加热管组时, 可单组抽出进行更换, 不必全部将管组取出。

四、现场运行主要特点

1.消除站内流程加热炉明火, 大幅降低安全隐患。

2.根据监测调节热水温度较稳定, 受外界影响小。

3.减轻站内操作人员工作量, 不需要操作加热炉运行。

4.水温变化小, 盘管内结垢轻。

5.站内加热炉伴生气用量少。

6.对比原来热水系统补水量降低3倍。

7.发电机组总体噪声降低50%。

8.不改变原站内加热炉和热水系统流程, 切断余热循环流程, 站内原有加热系统可以正常使用。

五、效果

刘四增压站加装余热回收装置后, 其2012年11月部分监控结果如表1所示 (加热炉内满水) 。

发电厂机组锅炉运行篇8

目前我国很多地区还是主要以火力发电为主, 火力发电中, 锅炉、汽轮机和发电机是其生产的主要设备, 在这三种设备的共同作用下使蒸汽的热能转化为电能, 实现发电的目标。所以为了确保锅炉的安全稳定运行, 需要对蒸汽的汽压和汽湿进行有效的调节, 以保证电厂安全稳定的运行。以下对300MW机组锅炉运行中汽压和汽温的调节问题进行具体的分析。

1 300MW机组锅炉汽压调节

在机组运行过程中, 其运行的最重要的一项指标参数即是汽压, 同时也是蒸汽量的重要指标之一, 特别是对于单元机组来讲, 由于在运行过程中没有蒸汽母管和相邻机组的缓冲作用, 所以在机组运行过程中由汽压所带来的影响更加突出。

1.1 影响汽压变化的主要因素

在锅炉运行过程中, 对汽压的影响较多, 汽压的变化是为了确保锅炉蒸汽量与外界负荷之间的供求平衡关系, 所以汽压会随着供求关系的变化而发生变化, 即供大于求时, 汽压上升, 反之汽压下降。通常情况下对汽压变化的影响因素大致有以下几个方面。

(1) 当燃料量发生变化时则会使汽压受到影响, 这与运行人员调整有关, 同时如煤质变化等情况也会使燃料量发生变化; (2) 当风量变化和配风方式发生变化时, 都会导致燃烧的效率发生改变, 影响到产汽量和汽压, 同时在运行过程中, 还要注意对烟气中含氧量的监视, 注意其变化情况; (3) 当水冷壁管外积灰、结渣及管内结垢时, 才会导致传热的热阻增加, 影响其对热量的吸收, 产汽量降低, 从而使汽压受到影响; (4) 当汽机高压加热器切除后, 则会导致给水温度下降, 从而导致产汽量降低, 使汽压发生变化; (5) 当炉底漏风时, 炉膛内的温度和燃烧效率都会下降, 势必会导致汽压随之降低; (6) 当机组运行过程中, 各设备发生故障或是停运时, 都会导致汽压下降。

1.2 300MW机组锅炉汽压调节方法

锅炉汽压的稳定性, 需要使其蒸汽量与汽机耗汽量相等, 而直流锅炉则其蒸发量与给水量要达到相等的程度才能确保汽压的稳定性。所以在锅炉运行时, 其出力情况需要由给水量来进行保证, 同时为了保证其他运行参数和稳定性, 则需要对锅炉的燃烧量进行适应的调整, 也可通过对机组伐门的调节来确保汽压达到稳定。

1.2.1 燃料量对汽压的影响

当汽机的调门开度、给水量等参数都不变的情况下, 通过增加燃料量, 这样则会使水汽分界点提前, 蒸汽流量瞬时增加, 汽压也快速的增加, 在这种情况下, 为了确保汽温的稳定性, 则需要利用增加减温水量的方法, 来确保汽压的稳定。

1.2.2 给水流量对汽压的影响

当给水流量增加时, 则会导致水汽分界点后移, 会在短时间内表现出来蒸汽流量小于给水流量的情况发生, 但在运行稳定后, 其蒸汽流量则会与给水流量相等, 汽压上升, 但汽温则会下降, 同时在蒸汽容积减小的情况下汽压上升的则很缓慢。

1.2.3 汽机调门开度对汽压的影响

汽机调门突然开大时, 蒸汽流量增加, 汽压下降, 由于汽压下降给水流量会略有增加, 同时伴随着锅炉金属蓄热产生附加蒸发量。随后蒸汽流量将逐渐减少, 最终于给水流量相等, 保持平衡。锅炉蓄热的释放, 使汽压下降减缓。

2 300MW机组锅炉的汽温调节

2.1 影响汽温变化的主要因素

影响汽温变化的因素很多, 大体可将它们分为烟气侧的影响因素和蒸汽侧的影响因素两个方面。这些影响因素在实际运行中时常同时发生影响。

燃料量对汽温的影响。汽温的稳定根本上就是要保持燃水比, 辅之以喷水减温, 这种情况与自然循环锅炉有很大区别。燃料量增加, 给水流量不变, 汽温升高。给水流量对汽温的影响给水流量增大, 水汽分界点后移, 短时间内蒸汽流量没有明显变化, 会有瞬时蒸汽流量小于给水流量, 但在最终稳定状态, 蒸汽流量等于给水流量, 大于原值, 使汽温下降。

汽机调门开度对汽温的影响。汽机调门突然开大时, 蒸汽流量增加, 汽温下降, 同时伴随着锅炉蓄热的释放, 使汽温下降减缓。最终总结操作经验得出合理的调节方法:给水调压, 配合给水, 燃料调温, 抓住中间点温度, 适量喷水。改变锅炉负荷应首先从燃料量的变动开始, 然后相应改变给水流量, 尽可能保证燃水比不要波动太大, 以使汽温稳定, 并要配以适当的喷水量调节。

2.2 300MW机组锅炉汽温的调节手段

在300MW机组锅炉运行中, 在多种因素影响下, 不可避免的会导致过热汽温和再热汽湿的波动, 所以在机组运行时需要确保汽温的波动处于正常的范围内, 所以需要对其进行汽温调节装置的装设工作, 在装设时还要确保此装置结构简单、使用方便可靠, 易于调节, 而且不会对机组循环热效率带来较大的影响。

通常汽温调节方法可分为二类:蒸汽侧的调节和烟气侧的调节。蒸汽侧的调节是通过改变蒸汽焓来调节汽温。主要有喷水式减温器、表面式减温器;烟气侧的调节是通过炉内辐射受热面和对流受热面的吸热量分配比例的方法或改变流经过热器、再热器的烟气量的方法来调节汽温。

300MW单元机组中的锅炉运行过程中, 对于其过热汽温都是利用喷水减温来进行调温的, 机组运行时, 其锅炉给水具有较高的品质, 所以其冷却工质需要通过给水来进行。喷水减温的方法是将水呈雾状直接喷射到被调过热蒸汽中去与之混合, 吸收过热蒸汽的热量使本身加热、蒸发、过热, 最后也成为过热蒸汽的一部分。被调温的过热蒸汽由于放热, 所以温度下降, 达到了调温的目的。

300MW单元机组的锅炉对汽温调节的要求较高, 故通常均装置两级以上的喷水减温器, 在进行汽温调节时必须明确每级减温器所担负的任务。第一级布置在分隔屏过热器之前, 被调参数是分隔屏过热器出品汽温, 其主要任务是保护屏式过热器, 防止管壁超温。对出口汽温的调节时滞较大;而且由于蒸汽流经这几级过热器后汽温的变化幅度较大, 误差也大, 所以很难保证出口蒸汽温度在规定的范围内, 因此, 这级减温器只能作为主蒸汽温度的粗调节。该锅炉第二级喷水减温器设在高温对流过热器进口, 被调参数是主蒸汽出口温度, 由于此处距主蒸汽出口距离近, 且此后蒸汽温度变化幅度也不大, 所以此时喷水减温的灵敏度高, 调节时滞也小, 能较有效地保证主蒸汽出口温度符合要求, 因而该级喷水调节是主蒸汽的细调节。

3 结束语

通过对锅炉机组运行的调整, 可以有效的确保锅炉运行的安全, 使电厂能够稳定的运行, 特别是在300MW机组锅炉的运行过程中, 通过对汽温和汽压的调整可以有效的确保锅炉的正常运行, 确保电厂发电的可靠性。

摘要：近年来, 由于各行业在发展过程中对电能的需求量不断增加, 对发电企业的要求也越来越高。我国发电行业中火力发电还占有很重要的位置, 在火力发电中, 锅炉作为重要的设备之一, 由其产生高温、高压的热能, 然后通过汽轮机和发电机转化为电能, 实现对社会上电力的供应。这就需要锅炉确保其运行的稳定性, 而汽压和汽湿又是确保锅炉稳定运行的关键。文章对300MW机组锅炉运行中的汽压和汽温调节进行了具体的阐述。

关键词：300MW机组,锅炉,运行,汽压,汽温,调节

参考文献

[1]吴军辉.发电厂锅炉的结构安装技术[J].安徽建筑, 2009.

[2]彭武侠, 贺桂珍, 王悦.锅炉安装精度的控制[J].包钢科技, 2010.

发电厂机组锅炉运行篇9

1.1 燃料适应性广泛

在循环流化床锅炉运行时, 其所加入的燃料总量只有床料总量的2%左右, 而剩下的均为不可燃材料, 包括脱硫剂、灰渣等。所以, 将煤加入至流化床中时, 其中的灰渣会将煤颗粒包围起来。而硫化床锅炉中具有非常强的混合作用, 流化床中的高温会在煤的燃烧过程中发挥“理想拱”的功能, 将所加入的煤燃料升温至相应的着火点温度, 从而引燃煤颗粒。而对所加入的煤燃料进行加热消耗的热能, 不足流化床总热量的1%。所以, 不会因此而使流化床的温度产生较大的波动。另一方面, 由于所加入煤颗粒在燃烧过程中会产生大量的热能, 进一步的保证了流化床可以维持特定的温度值。正因如此, 流化床通常不会出现着火困难的问题, 同时其对多种煤质均具有较强的适应能力。一些高硫含量、高水分含量以及高灰分含量的难燃料均能被用作流化床的燃料。而且, 无论采取何种燃料, 流化床锅炉机组的系统运行也不会出现较大的波动。能被用作流化床锅炉的燃料包含无烟煤、煤矸石、树枝、天然气、烟煤等多种燃料。

1.2 低氮氧化物排放量以及高效脱硫性能

在循环流化床燃烧过程中, 能够实现低温燃烧的目的。流化床燃烧温度能够被控制在900℃左右, 并且可以确保锅炉的稳定燃烧。在循环流化床锅炉燃烧时, 通过采取分级燃烧的工序, 将一次风和二次风分别送入, 能够降低燃料燃烧时的氮氧化物排放量。并且, 燃料燃烧时也能够向循环流化床中添加一定量的石灰石, 以减少燃料燃烧时二氧化硫气体的排放, 对于环境的保护非常有利。

1.3 燃烧负荷大、传热能力强、效率高

在循环流化床中, 气体和固体之间会形成非常强的内循环扰动, 使得锅炉内的热传递变得非常强劲, 让新加入的燃料在非常短时间内而达到炉内的温度值。而燃料经由相应的分离装置被多次的循环而返回至炉中, 使其停留时间以及反应时间均得到了延长, 从而降低了燃料不完全燃烧所造成的热量损失, 原料在流化床中燃烧的效率可以高达95%左右。

1.4 灰渣具有较高的活性

由于灰渣具有较高的活性系数, 所以能被再次的利用。在相对低的温度值下, 燃料燃烧所形成的灰渣具备相对高的活性, 能被用来生产水泥矿物掺合料, 也能被用作其他种类的建筑材料。并且, 能够将灰渣用来提纯特定的稀有金属。

2 煤质变化对流化床锅炉稳定燃烧的影响

1) 根据我公司循环流化床锅炉运行的多年经验, 如果煤燃料的发热量低于5 000 k J/kg, 此时煤不具备较高的发热量, 将导致锅炉出口处的温度值无法满足要求, 进而导致锅炉的供热不正常。并且, 发热量低于5 000 k J/kg的煤, 燃烧过程中极易出现不稳定的现象, 也会使燃料燃烧不够完全, 要是问题严重将会发生熄火事故。

2) 煤中的挥发成分能够在600℃左右的温度下析出并发生燃烧反应。而由于挥发分的燃烧所释放的热量, 会使煤颗粒自身温度值快速增长, 给煤的燃烧创造了极为有利的环境条件。并且, 由于煤中挥发成分析出, 使其内部拥有了更大的孔隙, 在煤燃烧时将会拥有更大的接触面积, 从而使煤燃烧速率得以有效的提升。

3) 煤里所含有的灰分会在煤燃烧的时候吸收较大的热量。所以, 煤中灰分所占的比例越大, 煤所具备的发热量也就会越小。根据我公司循环流化床锅炉运行的多年经验, 如果采用灰分大于51%的煤作为原料, 易导致煤燃料不易燃烧或者燃烧被延迟。另外, 由于煤的燃烧困难及燃烧延迟, 会使锅炉内部的温度有所下降, 使得煤燃料不具备较高的燃烬程度, 同时也会使灰分中会有较多的可燃物。煤中灰分所占比重变大, 煤炭颗粒表层就会极易被灰分所包围, 导致其燃烧速率低下, 火焰的传递速度也降低, 最终出现燃烧不良的问题。

4) 煤自身颗粒性会严重的影响到煤燃烧效果。如果煤具有较大的颗粒度, 煤燃烧的过程过于短, 会使其中含有的焦炭未能全部的燃烧, 导致锅炉灰渣的含碳量过高, 从而使锅炉的热损失值有所增加。如果煤所具有的颗粒度较小, 微细的煤颗粒在燃烧过程中会出现较大的机械损失。一般情况下, 所采用的煤燃料颗粒度不超过13 mm。

5) 当煤中所含的水分值不超过6%时, 其对煤燃烧性能的影响和煤中所含挥发分时对煤燃烧的影响效果相同, 有利于煤的燃烧。通过煤燃烧动力学观点进行分析, 处于高温火焰中水蒸气在煤燃烧中发挥着一定的催化功能, 能够显著地提升煤燃烧速率, 也可以增强煤燃烧时的火焰黑度值, 使锅炉中的辐射换热效应得到强化。但是, 如果煤中水分的含量太高, 会导致煤的着火热不断的增加。并且, 煤所产生的热量有一部分需要用于对煤中的水分进行加热, 从而使锅炉中的烟气的温度有所减小。同时, 煤粉气流所吸收的部分烟气温度也有所降低, 火焰所形成的辐射热度也会受到影响, 这就会对燃料的燃烧产生不利影响。

6) 煤中含有的杂质在煤燃烧时将部分的热量吸收, 所形成的灰分将包围于煤颗粒表面, 使颗粒无法充分的和空气接触, 从而对煤燃烧造成不利影响, 使锅炉的热效率值有所减少, 也会导致锅炉中受热面的磨损程度变得更为严重, 所需清除的灰量有所增多, 并且还会严重的危害到锅炉使用过程中的安全与可靠性。

3 煤质对锅炉和相关辅助设备的运行影响

1) 当采用的煤质不好时, 会使锅炉消耗煤的数量增多, 锅炉的出渣数量也增多, 且炉渣中含有的碳量随之增多。由于产渣量增多, 也会使冷渣设备以及输渣设备的使用次数增多, 这将导致相关设备的使用周期缩短。由于行车设备、输煤设备、破碎设备的使用量增加, 其所发生故障次数也会相应增加, 导致系统运行成本的提高。

2) 当煤颗粒过大, 会造成排渣管道发生堵塞的问题。如果较长时间内无法完成排渣, 就将导致流化床出现分层现象, 使得流化效果变得极差。如果严重的话, 将导致床层出现结焦问题。

3) 当煤中含有较大的灰分, 煤燃烧之后会对水冷壁、空气预热装置等造成相对大的损坏。同时, 也易导致设备的积灰问题, 使锅炉送风时会遇到较大的阻力, 导致系统的热效率减少。同时, 还会对除尘装置造成不利的影响, 使除尘装置的运行负荷不断增加, 从而导致除尘装置发生故障的概率增加, 这将非常的不利于环境保护。

4) 当煤中硫化物含量较大, 会发生一定的高温腐蚀问题, 会对水冷壁、省煤装置、预热装置等造成严重的破坏, 导致锅炉爆管问题的出现, 严重的危害到锅炉的安全与可靠性。另外, 煤燃料中含有较多的硫, 将导致灰渣发生流变的温度有所减小, 从而使流化床或返料装置出现结焦的问题。

4 结语

如果煤质出现波动, 应当强化对锅炉及相关装置的检查和维护, 及时的发现并排除装置所发生的问题, 强化送风及炉腔内的温度监控, 确保炉腔内的温度不会出现波动。加强煤在储存过程中的监管, 避免出现风化和自燃问题。另外, 也应当全面、精准的收集所使用煤质的数据信息, 并将其信息及时的报告给生产部门, 让相关技术人员可以选用适宜锅炉燃烧的煤种类, 并实时地根据煤质变化完成系统的调控工作。

参考文献

[1]马娟.煤质变化对供热锅炉的影响及应对措施[J].科技创新与应用, 2016 (6) :99-100.

[2]刘德文.煤质对电厂锅炉运行及经济性的影响研究[J].中国高新技术企业, 2016 (2) :170-171.

发电厂机组锅炉运行篇10

随着我国电力行业改革的不断深入, 发电机组向大容量、高参数不断发展。为应对激烈的市场竞争环境和竞争模式, 各电厂均在努力提高机组的安全经济运行水平, 因此各种锅炉燃烧和运行机制不断涌现。而电厂锅炉因其工作环境影响, 在使用过程中极易出现故障, 轻则影响经济性, 重则可能引发事故。为此, 本文以某电厂2×300MW机组锅炉为研究对象, 对其日常运行存在的锅炉结渣、受热面超温、排烟温度高和石子煤量大等问题进行了分析, 并提出了具体的解决措施, 经实践证明, 上述存在问题均得到了有效解决, 锅炉安全经济运行工况良好。

1 设备概况

电厂2×300MW机组锅炉是上海锅炉厂生产的型号为SG-1060/17.5-HM35亚临界控制循环汽包炉, 设计燃用褐煤, 采用中速磨煤机直吹式制粉系统, 安装6台HP1003型中速磨煤机, 5台运行, 1台备用。

燃烧器采用CE传统的大风箱结构, 由隔板将大风箱分隔成若干风室, 在各风室的出口处布置数量不等的燃烧器喷嘴, 一次风喷嘴可上下摆动各20°, 二次风喷嘴可作上下各30°的摆动, 顶部燃尽风室可作向上30°、向下5°的摆动, 以此来改变燃烧中心区域的位置, 调节炉膛各辐射受热面的吸热量, 从而调节再热汽温。每只燃烧器共有6种18个风室17个喷嘴。其中上端部风室1个, 顶部燃尽风室2个, 煤粉风室6个, 油风室3个, 中间空气风室4个, 下端部风室1个。一次风燃烧器采用水平浓淡煤粉燃烧技术。

2 锅炉运行过程中存在问题分析及解决对策

电厂锅炉在运行中存在的主要问题:一是炉膛易结渣, 对锅炉的安全运行造成很大影响;二是排烟温度在一段时间内居高不下, 极大地影响了锅炉运行经济性, 同时对布袋除尘器的安全运行造成很大影响;三是低温过热器管壁易超温, 超温爆管的风险增加;四是磨煤机石子煤量大, 石子煤的热量损失造成锅炉热效率降低1%左右, 对运行经济性造成很大影响。

2.1 锅炉结渣控制研究

锅炉结渣受到燃煤特性, 锅炉本体设计与燃烧的布置以及运行控制等诸多方面因素的影响。针对该锅炉燃用霍林河褐煤易结渣的特点, 观察锅炉结渣的位置及渣块形态, 分析结渣的原因, 制定出合适的控制策略。通过对锅炉运行氧量、周界风、煤粉细度和燃烧器功率的综合控制, 有效抑制了锅炉的结渣。

2.1.1 锅炉结渣原因分析

(1) 煤的结渣特性。电厂燃用的褐煤属于结渣性能强的煤种。

(2) 灰向水冷壁的传播。直径小于10μm的灰颗粒向水冷壁的传播方式主要为扩散和热迁移, 它形成了水冷壁管上的初始沉积层, 初始沉积层的形成是不可避免的, 而更多直径大于10μm的灰颗粒向水冷壁的传播方式主要为惯性传播, 这是引起严重结渣的重要原因。可通过各种措施对这一传播途径进行控制, 比如说应在设计中避免切圆设计过大或在运行中避免因切圆发生偏移造成的严重结渣。

(3) 炉膛温度的影响。一是灰渣自身的温度;二是灰渣向水冷壁传播过程中的冷却过程, 如锅炉已发生严重结渣, 则灰渣的冷却将受到很大影响, 造成恶性循环;三是炉膛的温度水平。因此控制炉膛温度对控制结渣影响很大。

通过试验观察, 锅炉结渣位置主要分布在燃烧器上方B层吹灰器到D层吹灰器之间的水冷壁上, 因为这个区域是锅炉炉膛高度方向上热负荷最高的地方, 同时采用四角切圆燃烧方式的锅炉, 切圆在炉膛高度方向上有逐渐增大的趋势。这两方面的原因导致燃烧器上部区域成为结渣最严重的地方。

锅炉的运行特性也对锅炉结渣产生影响。这主要表现在锅炉基本不调峰, 即锅炉长期满负荷运行, 没有负荷扰动产生的自然掉渣过程, 一旦产生结渣容易恶化。另外由于锅炉采用干排渣系统, 由于干排渣系统的结构特点, 如产生较大块渣, 排渣非常困难, 与水力除渣方式相比, 炉内结渣还不是非常严重时, 炉底的排渣就已经非常困难了。

2.1.2 锅炉控制结渣措施

锅炉炉内存在结渣现象, 但是并不是非常严重, 可通过运行参数的调整进行控制。

(1) 氧量的控制。由氧量调整试验时炉膛温度测量结果可以看出, 氧量降低, 主燃烧器风箱上沿层和D层吹灰器层炉膛温度持续升高, 炉内超过1400℃的点逐渐增加。由于该区域是结渣趋势最严重的区域, 降低该处的炉膛温度有利于控制结渣, 因此表盘氧量控制在4.3% (表盘4点平均值) 有利于控制炉膛结渣。试验中两次尝试将运行氧量降低, 都发生了锅炉掉大块渣排渣困难的情况, 因此应控制较高的氧量运行, 空预器入口实测氧量应控制在4.3%左右。

(2) 煤粉细度控制。如前所述, 大部分的10μm以上的灰颗粒向水冷壁的传播为惯性传播, 煤粉细度越粗, 颗粒越大, 惯性力越大, 向水冷壁传播的灰颗粒越多, 锅炉结渣趋势增强。因此建议采用较细的煤粉细度, 控制炉内结渣。目前各台磨煤粉细度R90基本在20%左右, 对控制结渣有利。

(3) 燃烧器功率分配。从炉膛温度的测量结果来看, 燃烧器区域炉膛温度较低。从现场观察的情况来看, 燃烧器区域尤其是下层燃烧器区域基本不结渣。因此可增加下层燃烧器的功率, 减小上层燃烧器功率, 也就是增加下层磨出力, 减小上层磨出力。

(4) 周界风的控制。周界风的投入有利于在一次风射流外部形成风包粉的气流, 阻隔灰粒向水冷壁的传播, 对控制结渣有利, 同时也有利于提高锅炉热效率和保护煤粉喷嘴, 建议在满负荷下将周界风全部投入。

2.1.3 控制结渣措施对锅炉经济性的影响

通过上述氧量等运行方式的调整锅炉结渣基本能够控制, 但有些运行方式会对锅炉运行经济性产生不利影响, 如大氧量运行和锅炉频繁吹灰。

采用大氧量运行有利于控制锅炉结渣, 试验中两次尝试将运行氧量降低, 都发生了锅炉掉大块渣排渣困难的情况, 而空预器入口氧量控制为4.33%时, 炉内结渣状况基本能够得到控制。但是, 大氧量运行会降低锅炉热效率。如前所述, 空预器入口氧量为4.33%时, 锅炉热效率为89.89%。一般来说, 燃用褐煤的锅炉氧量控制在2.5%~3.0%是比较合理的。试验中将空预器入口氧量降低为2.60%时, 锅炉热效率为90.59%, 锅炉热效率增加了0.7%, 相应煤耗将降低约2.24g/k W·h。可见大氧量运行对控制结渣非常有效, 但对锅炉运行经济性影响非常大。

频繁吹灰对锅炉运行经济性将产生影响, 运行中每24 h吹灰一次, 电厂吹灰蒸汽汽源采用后屏过热器出口联箱蒸汽, 据了解锅炉每次全面吹灰所用蒸汽大约为15t。经过计算, 每增加一次吹灰约降低锅炉效率0.046%, 增加煤耗约为0.15g/k W·h。

从试验结果可以看出, 运行氧量略有降低锅炉结渣趋势加重, 而此时锅炉控制的氧量并不低, 基本可以排除是由于缺氧导致还原性气氛下灰熔点降低的原因, 控制炉温应该是解决锅炉结渣的主要手段。目前情况下, 彻底解决锅炉结渣问题只有通过改造燃烧器来实现。结合低氮燃烧器改造, 增加SOFA风可以分散锅炉燃烧器区域热负荷, 对炉膛温度的降低是有利的, 因此可做为控制结渣的措施, 但同时要很好地组织主燃烧器区域的气流, 避免产生气流偏斜和产生大量还原性气氛, 造成燃烧器周围的结渣。可采取的措施有增加一次风喷口间距;缩小切圆大小;采用偏置风等。

2.2 锅炉排烟温度偏高问题研究

2.2.1 锅炉排烟温度偏高原因分析

经过测试, 锅炉排烟温度偏高设计值较多, 锅炉设计排烟温度为148℃, 设计环境温度为25℃。试验调整后, 经过环境温度和给水温度修正后, 锅炉排烟温度为166℃, 与设计值相比排烟温度偏高18℃。经过计算, 由于排烟温度偏高18℃, 锅炉热效率降低约1%, 影响煤耗约为3.2g/k W·h。

一般情况下, 排烟温度高的原因主要有以下三点:

(1) 煤质, 燃用煤质与设计煤质接近, 煤质不是排烟温度偏高的主要原因。

(2) 炉膛漏风和制粉系统漏风。根据经验和计算, 炉膛漏风每降低1%, 排烟温度将降低1℃左右, 因此要充分重视治理炉膛漏风;试验中发现制粉系统正常运行中, 冷风门都全关, 且冷风门非常严密, 空预器出口一次风温度与磨入口温度相差非常小, 可见制粉系统通过冷风门的漏风控制的非常好, 基本不会对排烟温度掺烧不利影响。

由于锅炉采用干排渣系统, 炉底漏风较大, 试验中将炉底关断门全关, 排渣暂停, 基本上炉底漏风已控制最低, 此时排烟温度能够降低8℃。鉴于锅炉设计中考虑干排渣系统漏风量较大, 设计有5%的漏风量, 也就是说锅炉设计排烟温度148℃中已经考虑了炉底漏风造成的5℃的影响。目前干排渣系统漏风与设计相比偏大, 但炉底漏风造成的对排烟温度的影响与设计相比仅偏高了3℃左右, 可以说炉底漏风不是造成锅炉排烟温度高的主要原因。

尽量减少炉底漏风对降低排烟温度有利。建议对锅炉炉底干排渣进风系统进行改造, 减小不可控的无组织进风, 通过在干排渣机进风口安装调节挡板等方式, 增加对冷却风量的控制和调节手段。

(3) 受热面沾污和受热面布置不合理。受热面沾污排烟温度会升高, 试验中进行了锅炉吹灰前后的排烟温度测试对比, 工况13和工况14控制参数相同, 工况13为吹灰前工况, 工况14为吹灰后工况, 工况13排烟温度为168.98℃, 工况14排烟温度为165.71℃, 吹灰后排烟温度降低了3.27℃。可见受热面沾污对排烟温度产生不利影响, 但受热面沾污也不是造成锅炉排烟温度高的最主要原因。

经过试验测试, 工况15空预器入口烟温为385.8℃, 实测排烟温度为149.3℃, 烟气温降为236.5℃。设计THA工况空预器入口烟温为398℃, 排烟温度为148℃, 烟气温度降为250℃, 与设计值相比烟气温降偏低13.5℃。且此时为冬季, 环境温度低, 入口风温低, 空预器的换热效果应更好。可见空预器的换热能力差是造成锅炉排烟温度高的主要原因。

经过以上分析可知, 造成锅炉排烟温度偏高的原因有三方面:炉底漏风、受热面沾污和空预器换热能力差, 其中空预器换热能力差应该是最主要的原因。

2.2.2 降低锅炉排烟温度改造措施

由于电厂采用的是布袋除尘器, 冬季空预器出口局部高点温度已达到170℃, 夏季高点温度将达到180℃以上, 对布袋除尘器的安全造成很大影响, 对运行经济性也非常不利。通过研究分析, 该锅炉排烟偏高的主要原因有三方面:一是炉膛结渣;二是干排渣系统漏风大;三是空气预热器换热能力差。

根据电厂情况, 降低锅炉排烟温度的主要措施如下:

(1) 空气预热器增加蓄热原件。空气预热器一般都留有400~500 mm的预留层, 利用这部分空间增加蓄热原件, 预计可降低排烟温度3~5℃。

(2) 治理炉本体及炉底漏风。封堵炉本体和炉底及干排渣系统的漏风点, 通过在干排渣机进风口安装调节挡板等措施降低炉本体及炉底漏风。

(3) 燃烧器改造。进行燃烧器改造, 控制锅炉结渣, 减少水冷壁沾污, 降低排烟温度。

(4) 省煤器改造。正常情况下, 在保证省煤器安全运行及锅炉水动力安全的情况下, 可采用增加省煤器受热面的方法来降低锅炉排烟温度, 但是由于电厂燃用褐煤, 目前在冷风门全关, 热风门基本全开的情况下, 磨煤机出口温度在60℃左右, 制粉系统干燥出力已略有不足, 如增加省煤器受热面, 空预器入口温度降低, 锅炉一次风温将降低, 制粉系统干燥出力将更加不足, 因此暂不考虑省煤器改造。

(5) 采用低压省煤器系统。建议采用低压省煤器系统, 利用烟气冷却器回收的烟气余热用来加热低压凝结水, 起到部分低压加热器的作用, 减少低压加热器抽汽, 增加汽轮机做功, 提高机组效率。

2.3 低温过热器管壁温度控制问题研究

2.3.1 低温过热器管壁超温原因分析

该锅炉低温过热器表现为局部超温, 管壁超温点稳定, 特别是低过89号管管壁温度非常难控制, 为控制89号管管壁温度, 锅炉需要进行频繁吹灰, 对锅炉运行经济性不利。如前所述, 每增加一次全面吹灰约降低锅炉效率0.046%, 增加煤耗约为0.15g/k W·h。经研究分析, 主要是由于炉内热偏差造成, 与四角切园燃烧的残余旋转有关。

2.3.2 低温过热器管壁超温控制措施

为解决低温过热器管壁超温问题, 电厂开展了专门的燃烧调整试验。试验中发现燃尽风的投入对控制低温过热器管壁超温非常有效。电厂正常运行过程中, 两层燃尽风基本全关, 两层燃尽风全开后, 89号管管壁温度降低非常显著, 而且89号管已经不是温度最高点了, 49号管成为温度最高点, 低过A、B两侧的管壁温度偏差扭转过来。这主要是因为燃尽风设计为反切, 可削弱炉膛出口烟气的残余旋转。而低过管壁超温主要是因为残余旋转造成的烟温偏差引起的, 通过燃尽风的反切控制能够有效控制低过管壁超温。试验过程中同时对锅炉热效率进行了测试, 燃尽风开度为0%时, 锅炉热效率为90.10%, 燃尽风全开至100%后, 锅炉热效率为90.13%, 可见燃尽风全开后锅炉热效率略有升高, 但影响不大。

总的来说, 燃尽风的投入使用对控制低过89号管管壁温度非常有利, 同时对提高锅炉热效率也是有利的。最终, 电厂通过对锅炉配风的控制以及燃尽风反切功能的应用, 低温过热器管壁超温得到解决。

2.4 磨煤机石子煤量控制问题研究

2.4.1 磨煤机石子煤量大原因分析

电厂配备的H1003磨煤机石子煤量高达1~2t/h, 由于石子煤的热量损失造成锅炉热效率降低高达1%左右。中速磨的结构特点决定了影响磨煤机石子煤量的最主要因素是磨煤机的风环风速, 在磨煤机风环结构不变的情况下, 磨煤机出力不变, 控制磨煤机风量越高, 风环风速也越高, 石子煤量就越小。

磨煤机试验结果也表明, 磨煤机对风量非常敏感, A磨表盘风量由120t/h降至110t/h, 石子煤量由0.8t/h增至2.64t/h;D磨表盘风量由120t/h降至109.5t/h, 石子煤量由1.1t/h增至2.4t/h。可见, A磨和D磨表盘风量仅降低10t/h, 石子煤量就成倍增加。

由于试验过程中燃用煤质未变、原煤粒度、磨的给煤机出力、磨加载力和分离器挡板开度等参数均未发生改变, 仅磨煤机通风量发生了变化, 石子煤量就发生了非常剧烈的变化。经分析, 这主要与磨煤机设计风环风速有关。从风环设计风速来看, HP磨设计风环风速在40~50m/s, 而MPS磨设计风环风速在75~85m/s, 可见HP磨风环风速设计时就偏低;从运行情况来看, 磨通风量在高于设计值的情况下的风量变化对石子煤产生的剧烈影响反映出目前电厂采用的风环风速偏低, 建议实施风环改造。

原煤粒度也会对石子煤产生影响, 主要原因是原煤粒度增加会使煤的可磨性变差, 可磨性指数降低会降低磨煤机的出力修正系数, 也就是说磨制原煤粒度大的煤磨煤机出力会降低, 同样出力下石子煤量会增加。从试验情况来看, 虽然磨煤机出力变化对石子煤的影响并没有风量变化那么明显, 但原煤粒度增加会增加磨煤机磨辊后的大颗粒比例, 造成石子煤量增加, 这也是该磨煤机对风环风速非常敏感的重要原因。在同样原煤粒度下需要更高的风环风速才能控制好石子煤量。

通过试验测试及计算分析, 风环设计风速偏低是造成石子煤量大的主要原因。

2.4.2 磨煤机石子煤量大解决措施

针对以上原因电厂通过对风环进行了改造, 磨煤机石子煤量大的问题得到解决。

总的来说, 在原煤粒度无法改变的情况下, 解决石子煤量大的最可行的措施就是进行风环改造。需要指出的是, 风环改造本身并不会对一次风速产生影响, 只要控制磨煤机通风量不变, 一次风速就不会发生变化。但风环风速提高后为降低一次风速提供了条件, 磨煤机可以在保证风环风速的前提下采用更小的通风量。由于风环风速提高, 制粉系统阻力将提高, 目前石子煤未完全燃烧热损失对锅炉热效率造成的影响在1%左右, 风环改造会引起制粉电耗增加, 但是相比石子煤对锅炉热效率的影响, 通过实施风环改造来降低石子煤排量所带来的收益是非常大的。

3 结论

本文通过对电厂2×300 MW机组锅炉存在问题进行的综合治理试验研究, 主要结论如下:

(1) 通过适当提高运行氧量、降低煤粉细度、增加下层燃烧器功率和增大周界风投入等运行优化措施可有效缓解炉膛结渣。

(2) 造成锅炉排烟温度偏高的原因有炉底漏风大、受热面沾污和空预器换热能力差三方面原因, 其中空预器换热能力差是最主要的原因, 同时提出了一系列降低排烟温度的技术措施。

(3) 低温过热器局部超温主要是由于切圆燃烧的残余旋转引起的, 通过对锅炉配风的控制以及燃尽风反切功能的应用, 低温过热器管壁超温得到解决。

(4) 磨煤机风环风速偏低是造成石子煤量大的主要原因, 通过风环改造, 磨煤机石子煤量大得到解决。

参考文献

[1]范从振.锅炉原理.水利电力出版社, 1986.

[2]贾鸿祥.制粉系统设计与运行.水利电力出版社, 1995.

[3]DL467-92磨煤机试验规程, 水利电力出版社。

[4]GB 10184—88, 电站锅炉性能试验规程.

电厂锅炉燃烧运行的优化问题综述篇11

关键词：燃烧优化控制锅炉发电机组火电厂

在当前的火电厂工作中，主要是通过煤炭资源作为主要的原料燃烧方式，在煤粉燃烧过程中，煤粉一般都是在锅炉之内停留仅仅到2～3秒钟，这么短的时问要想使得煤粉能够完全燃烧，是一件非常困难的工作，因此要组织好煤粉气流在燃烧过程中的着火方式，控制燃火的合理。影响煤粉气流着火的因素有多种，其中最为重要的影响因素主要包括着火温度亦即燃料性质、在然烧中的一次风量和风温、燃烧器的性能状况和空气动力值状况等等各种方式。在其中燃烧器的影响因素最为严重，是主要的燃烧影响和制约因素。

一、电力资源现状

随着我国电力行业改革的不断深入，各种锅炉燃烧和运行机制不断的涌现而出，“厂网分开，竞价上网”等运行方式和运行机制的进行和应用已成为当前火电厂工作的必然因素，成为当前应用的基础前提和关键性因素。各电厂必须努力提高机组的安全经济运行水平，不断的改善发电机应用成本措施和降低方式，通过提高发电机锅炉燃烧方式来应对激烈的市场竞争环境和竞争模式。节能降耗是我国能源战略的一个重要内容，对于火力发电机组，在系统组成中和结构的构成之中，要通过对机组的运行安全和运行的结构模式综合分析，确保机组在工作中能够安全合理的进行。锅炉运行的安全性和经济性主要是通过锅炉在燃烧中的运行状况和效率来衡量。确保在锅炉工作中各种废弃及其污染物的排放量能够达到当前社会发展控制需求，保证经济与社会环境的合理发展。另外，随着国家对环保的要求日益严格，在锅炉燃烧中对其排出NOx排放的控制已成为保护环境措施中的不可避免因素，更是确保环境质量合理进行的基础。

二、锅炉燃烧控制系统DCS改造

锅炉在燃烧中控制系统的改造是提高燃烧效率的基础前提，更是确保锅炉燃烧中其燃烧方式和燃烧效率良好进行的关键。在当前火电厂工作中锅炉改造主要是通过DCS系统进行，提高DCS结构构成方式和组成模式。结合合理有序的科学方式针对锅炉燃烧控制系统中存在的各种问题进行综合控制。

1.锅炉燃烧器改造

对于锅炉燃烧系统来说，燃烧器是一个重要的部件，起着重要的作用。燃烧器的设计和运行性能是决定燃烧系统运行经济性和可靠性的主要因素。结合热电厂锅炉燃烧器改造，对煤粉燃烧的稳燃原理和降低NOx排放的原理进行了分析，并提出了燃烧器选型应注意的问题。对多级浓缩浓淡燃烧器的机理进行了分析，提出了燃烧器的改造实施方案。

2.锅炉静态燃烧优化研究

锅炉燃烧运行静态优化是指通过锅炉燃烧调整试验，确定燃烧系统的最佳运行参数，达到优化锅炉燃烧运行的目的。首先对影响锅炉燃烧过程的因素进行了分析，并在此基础上介绍了锅炉燃烧调整的内容与要求。最后结合锅炉燃烧调整试验，对试验条件与试验工况要求、试验数据的测量及采样、锅炉效率的计算与修正、试验工况的拟定及试验过程和优化结果进行了详细介绍与分析。

三、锅炉在线燃烧优化研究

首先分析了在线燃烧优化的必要性，并提出了实现在线燃烧优化的技术方案。然后介绍了在线燃烧优化技术方案所涉及的神经网络建模方法及遗传算法优化方法，最后详细讨论了在线燃烧优化的具体应用及应用效果。锅炉燃烧控制系统DCS改造锅炉燃烧控制系统的性能直接关系到锅炉的生产能力和生产过程的安全可靠性。燃烧控制的目的是，在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，保证锅炉运行的安全性和稳定性。当负荷变化时，必须及时调节送入炉膛的燃料量和空气量，使燃烧工况相应变动。

1.控制系统设计原则与要求

控制系统应满足机组安全启、停及安全经济运行要求，针对在应用中锅炉运行中的各个阶段所需要面临的问题进行控制和优化，最终确保锅炉快速和稳定地满足负荷的变化，并保持稳定的运行。控制系统应划分为若干子系统，子系统设计应遵守“独立完整”的原则，以保持数据通讯总线上信息交换量最少。系统组态应采取冗余措施，在控制系统局部放障时，不引起机组的危急状态，并将这一影响限制到最小。控制系统应能在从最低不投油稳燃负荷到满负荷范围内运行，而且不需任何性质的人工干预。系统应有联锁保护功能，以防止控制系统错误的及危险的动作，联锁保护系统在锅炉辅机安全工况时，应为维护、试验和校正提供最大的灵活性。如系统某一部分必须具备的条件不满足时，联锁逻辑应阻止该部分投“自动”方式，在条件不具备或系统故障时，系统受影响部分应不再继续自动运行，或将控制方式转换为另一种自动方式（超驰控制）。控制系统任何部分运行方式的切换，不论是人为的还是由聯锁系统自动的，均应平滑运行，不应引起过程变量的扰动，并且不需运行人员的修正。当系统处于强制闭锁、限制或其它超驰作用时，系统受其影响的部分应随这跟踪，并不再继续其积分作用（积分饱和）。超驰作用消失后，系统所有部分应平衡到当前的过程状态，并立即恢复其正常的控制作用，这一过程不应有任何延滞，并且被控制装置不应有任何不正确的或不合逻辑的动作。应提供报警信息，指出引起各类超驰作用的原因。

2.燃料控制

对于中间储仓式制粉系统，当负荷改变时，所需燃料量的调节可以通过改变给粉机的转速（给粉量）和燃烧器投入的数量来实现。当锅炉负荷变化不大时，改变给粉机的转速就可以达到调节的目的；当锅炉负荷变化较大，改变给粉机转速已不能满足调节幅度时，则应先以投、停给粉机作粗调节，再以改变给粉机转速作细调节。

四、结论

对锅炉控制系统迸行改造是锅炉燃烧速度改进的基础前提，是提高锅炉燃烧控制系统的性能，确保锅炉在运行中安全经济合理工作的主要手段。针对锅炉在工作中控制系统的各个阶段进行分析，就燃烧速度和燃烧的质量问题的控制系统进行优化，主要对锅炉的主控系统、燃料控制、送风控制等各个阶段进行详细的分析和设计，使得锅炉在燃烧控制中能够正常合理进行，并且能够满足设计需求合理运行。

参考文献：

[1]刘焕章，刘吉臻，常太华，等.电站锅炉风煤配比的优化控制[J].动力工程，2007，27（4）：515-517.

[2]张春光，姚晓峰，陈晓侠.锅炉燃烧系统模糊优化方案及实现[J].大连铁道学院学报，2005，26（4）：40-42.

水电厂发电机组经济运行探讨篇12

1 现状调查

通过对机组效率试验数据进行分析, 笔者列出了#1~#8机机组最高效率统计表, 见表1。

通过对2009年以来发电机组6年的运行情况进行分析计算, 可以得出:发电机组年平均负荷率约在70%左右, 平均发电效率约82%。但效率较高的#1机发电量明显低于平均值, 仅为平均值的63.9%, 为平均发电量的50%~70%, 其余机组发电量基本平均分配。

2 发电机组经济运行分析

2.1 机组运行区域研究

查阅建厂以来的#1~#8发电机组效率试验相关数据, 进行归纳总结可得#1~#8机运行高效区 (效率大于80%, 下同) , 由于一般情况下并网机组AGC均投入运行, 考虑机组振动区参数后, 确定并网机组可能运行的区域。为方便值班员现场查阅使用, 将其划分为高效区、最大效率区、可运行区及最小出力区, 并分别进行统计, 见表2。现场实际使用表2内的结论时, 应注意以下几个问题。

(1) 表2内所有机组运行区域均为避开机组振动区的数据, 但实际运行中可能有所变化, 可根据机组振动摆度实际情况进行调整。特殊情况下也可短时间在振动区运行, 但应及时调整。

(2) #2号发电机组当水头为58m时, 机组出力48MW以上为高效区, 但当导叶开度达到93%时, 再增加导叶开度由于效率下降出力反而下降, 运行中应注意避免;当水头为60m左右时, 机组出力30~50MW时, 水导、法兰摆度超标, 应注意避免。

(3) #6发电机当水头为60m时, 出力为40MW左右时水导、法兰摆度超标, 应注意避免。

(4) #8发电机组当水头为60m左右时, 出力在30MW以下运行时, 水导摆度严重超标, 最大达799μm, 运行中应予以禁止。

(5) #7机组当水头为59m时, 出力为40MW时, 其机组流量即达到了145m3/s, 这相当于老厂机组满负荷运行时的机组流量, 其机组效率仅为50.04%, 当#7机组出力为85MW时, 机组流量达219.2m3/s, 效率仍只有67.3%;#2机出力为40MW时, 其机组流量仅为87m3/s, #2机出力为80MW时, 其机组流量为160m3/s。通过对比, 可见当全厂出力在80MW以内时, 或者当全厂增加的机组出力在80MW时, 只开老厂#1~#6机组的节水效益相当明显。

(6) 对表2进行分析, 可以看出, 各机组最大效率区域一般为当时水头下最大出力的90%左右区域, 机组高效区范围一般约为当时水头下70%到满负荷区域。考虑目前情况下AGC一般为长期投入省调闭环方式。因此, 省调AGC的有功设定值是否合理对机组经济运行起到举足轻重的作用。为提高机组效率, 省调下发AGC有功给定值时应尽量使参与控制的各台机出力在上述范围内。当然, 最好是使机组工作在最大效率区, 这样, 对提升机组效率的作用是非常明显的。

2.2 发电机组开停机顺序研究

通过对机组的效率试验报告进行综合分析, 取有代表性的56m水头画出#1~#8机机组发电效率与出力曲线图, 见图1。根据表1、图1进行综合分析, 可以得出如下结论。

(1) 新厂开机时应优先开#8机并网运行, 停机时应先停#7机。

(2) 当运行水头不大于65m时, 老厂机组开机顺序为:#5、#1、#6、#4、#3、#2, 停机时与此相反。

(3) 当水头为67.5m左右时, 老厂机组开机顺序为:#5、#1、#4、#6、#2、#3, 停机时与此相反。

(4) 当水头接近72m时, 老厂机组开机顺序为:#5、#1、#4、#6、#3、#2, 停机时与此相反。

(5) 当遇恶劣天气 (暴雨、大雪等) 时, 老厂应优先使#6机并网。

(6) 效率相近机组停机后潜动时, 应优先使潜动机组并网运行。

(7) #2机效率较差, 如果计算其主变损耗, 效率差距会更大, 因此#2机应尽量少开。

(8) 机组开停机顺序与机组高效区运行是提升机组效率的2个关键因素:尽量使高效机组并网运行;尽量使并网机组运行于高效区。二者相辅相成, 互为依存, 缺一不可。

2.3 发电机组水头与效率关系分析

通过对表2及图1进行分析, 可以得出以下结论。