联合循环热电工程

联合循环热电工程（共4篇）

联合循环热电工程 篇1

引言

随着中国经济的高速发展, 能源利用政策发生了转变, 石油、天然气及煤等不可再生资源日益枯竭, 而风能、水能等可再生资源将是未来能源结构的主体。不少大中城市已采用措施限制煤、气锅炉的使用, 以减少污染。而蓄热电锅炉运行管理方便, 对城市电网有明显的调峰功能, 正在得到广泛的应用。本文以空调工程设计为例, 重点介绍蓄热电锅炉与直热电锅炉联合运行的供热方式。

1工程概况

本工程地处寒冷地区的陕西省宝鸡市, 建筑面积为14 400 m2, 其中办公区建筑面积为7 700 m2, 研发检测区建筑面积为4 300 m2, 综合试验区建筑面积为2 400 m2。经计算该建筑夏季空调设计日冷负荷为1 512 kW, 冬季空调设计日热负荷为1 296 kW。

2空调热源的选择

该建筑物场地受到限制, 外围没有市政热力管网, 冬季空调热源采用热水锅炉, 提供建筑物空调所需的热水。锅炉供热又有几种形式, 现就燃油锅炉、燃气锅炉和电锅炉供热方式进行比较[1]。

(1) 燃油锅炉:

初期投资低, 运行费用高, 由于场地限制, 无贮油罐布置场地, 达不到防火要求, 锅炉运行噪声大, 对环境有一定污染。

(2) 燃气锅炉:

初期投资低, 运行费用高, 气源接入困难, 有可能影响供暖期供暖, 锅炉运行噪声大, 对环境污染甚微。

(3) 直热电锅炉:

初期投资低, 运行费用高, 无污染, 锅炉运行安全可靠, 便于维修, 布置灵活。

(4) 蓄热电锅炉:

初期投资高, 运行费用低, 无污染, 锅炉运行安全可靠, 便于维修, 蓄热锅炉占地面积较大。

由于电网的高峰负荷增长很快, 电网负荷率逐年下降, 峰谷差逐年拉大, 全国平均峰谷差率已达到35%[2]。因此在用能的观点上, 电力公司将高峰需求尽可能的抑制到最低或把高峰需求引导到低谷去用, 实行了电力分时计价。宝鸡市不同时段电价收费标准见表1。

可见, 如果采用蓄热电锅炉供热, 它能利用谷值电即在用电低谷时段启动电锅炉加热, 平段和高峰不用电, 不仅大大地降低了运行费用, 还可对电网的供电起到了"移峰填谷"的作用, 同时有效地解决了污染、锅炉效率低和运行费用高的问题。经过与业主讨论, 结合开发区资源特点, 该工程采用蓄热电锅炉和直热电锅炉联合运行的供热方式。

3电锅炉选型计算

3.1热负荷的确定

供暖热负荷与冬季建筑物室内外计算温差有关, 对于公共建筑, 虽然夜间值班温度 (0～5 °C) 相对于室内设计温度 (18 °C) 较低, 但由于寒冷地区供暖室外计算温度 (宝鸡地区为-8 °C) 很低, 造成建筑物夜间负荷也较大, 一般大于30%设计日热负荷。本工程供暖设计工况:冬季供暖室外计算温度为-8 °C;冬季供暖室内计算温度为18 °C;夜间值班温度为5 °C。蓄热电锅炉供暖的热负荷计算, 应采用逐时计算热负荷, 或者是采用分段计算热负荷, 本工程冬季设计日热负荷如图1所示。

设计日总热负荷为14 644.8 kWh, 其中非低谷电时段热负荷为11 534.4 kWh, 占总热负荷的78.76%, 低谷电时段热负荷为3 110.4 kWh, 占21.24%。

3.2电锅炉容量的确定

蓄热电锅炉的总热负荷及蓄热器 (蓄热水箱) 容量的确定是保证投资合理, 运行可靠, 节省运行费用的关键。

锅炉房规模和总热负荷应根据用户供热系统的热负荷曲线和蓄热量比例及锅炉运行方式合理确定, 可按下式计算

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式中 Q为锅炉总负荷 (W) ;K为室外管网热损失系数;F1为采暖供热面积 (m2) ;F2为空调供热面积 (m2) ;q1为采暖供热指标 (W/m2) ;q2为空调供热指标 (W/m2) ;η为采暖、空调供热时段不平衡修正系数;T为蓄热时间 (h) ;

蓄热电锅炉蓄热器 (蓄热水箱) 总有效容积 (V) , 可按下式计算

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式中 V为蓄热电锅炉蓄热器总有效容积 (m3) ;c为水的比热[kJ/ (t·°C) ];ρ为水的密度 (t/m3) ; t为蓄热水箱内开始蓄热水温和蓄热最高水温之差 (°C) , 其他符号含义同上式;为有效容积系数, 取0.9～0.93。

该工程电蓄热锅炉只供建筑物空调使用, 不考虑其他用途。由于空调机房与建筑物之间距离很近, 不考虑室外管网热损失, 即K=1;电锅炉的效率按98%考虑。

由于建筑物80%以上的供暖期热负荷都在75%设计日热负荷以下, 为降低蓄热电锅炉的容量, 减少初期投资, 节省蓄热电锅炉占地面积, 根据75%设计日热负荷时非低谷电时段热负荷均由蓄热电锅炉在低谷电时段蓄热提供, 即采用75%避峰避平的全量蓄热量来选择蓄热电锅炉。低谷电时段热负荷由直热电锅炉提供。

在75%设计日热负荷时, 非低谷电时段热负荷为75%×11 534.4 kWh=8 650.8 kWh, 如果将这些热量全部利用低谷电时段蓄热储存起来, 按式 (1) 计算蓄热电锅炉的总功率为8 650.8÷8÷0.98=1 103.4 kW, 故该工程应选用功率为1 100 kW的蓄热电锅炉1台。

为了节省占地面积和提高热量转换效率, 设计采用高温蓄热电锅炉, 蓄热器蓄热温度为145 °C, 最低放热温度为65 °C (空调末端设计供回水温度为60/50 °C) 。按式 (2) 进行蓄热电锅炉蓄热器有效容积的选型计算

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故蓄热电锅炉蓄热器的有效容积为83 m3, 比热负荷全部由蓄热电锅炉提供时的容积156 m3减小了46.8%, 大大节省了蓄热电锅炉占地面积, 降低了初期投资。

根据低谷电时段热负荷选择直热电锅炉, 直热电锅炉需提供的热量为3 110.4 kWh, 功率为3 110.4÷8÷0.98=396.7 kW。故应选择功率为400 kW的直热电锅炉1台。

因此, 该空调机房内热源需配置一台功率为1 100 kW、蓄热器有效容积为83 m3的蓄热电锅炉和一台功率为400 kW的直热电锅炉。

4系统设计

4.1系统流程

设计系统流程如图2所示。

为了统一控制管理, 设计把冷热源放置在同一空调机房内, 系统设备配置见表2。

4.2设计要点

本工程设计要点如下:

(1) 设计采用直热电锅炉和蓄热电锅炉联合的方式提供热源, 既减小了蓄热电锅炉的容量, 降低了初期投资, 又能充分利用地区电费的优惠政策, 减少运行费用。

(2) 冷热源同放置机房内, 且二次侧冷热水共用循环水泵, 大大节省了初期投资。

(3) 一、二次侧循环水泵及冷却水泵均采用了变频控制, 有利于节能运行, 降低设备运行费用。

(4) 根据设备运行特点, 采用电动阀与设备的联动控制, 使设计更合理, 更能适应实际运行要求。

5运行控制

机房系统控制能结合设备运行工况的特点, 实现智能化全自动控制。

5.1运行策略

夏季机房设备运行模式较为简单, 螺杆式冷水机组可在10%～100%负荷下运行, 设计选用的变频循环水泵可与机组联锁运行, 实现整个夏季正常供冷。

冬季机房运行的主要设备是高温蓄热电锅炉和直热电锅炉, 其中, 蓄热电锅炉采用水为蓄热载体, 利用蓄热电锅炉储存热量。蓄热电锅炉主要在夜间低谷电时段进行蓄热, 在非低谷段时段进行供热;而建筑物在低谷电时段的值班供热由直热电锅炉提供。冬季电锅炉运行模式见表3。

其中100%, 75%和60%设计日负荷运行模式下的锅炉负荷见图3～5。

5.2控制系统

控制系统采用微电脑可编程控制器 (PLC) , 具有PID微积分比例调节功能;冬夏季运行模式自动切换;根据采集到的水温变化自动调节输出功率, 实现温度自动控制与精确控制。根据外界负荷变化, 在不同的时段采用相应的运行方式。

夏季机房运行控制:当末端负荷发生变化时, 温度元件检测集、分水器水温的变化, 传感器反馈温度信号, 由控制系统控制一次侧循环水泵、冷水机组、冷却水泵及冷却塔的运行, 使其随负荷变化而变化。

冬季机房运行控制:冬季机房控制主要是控制系统对蓄热电锅炉、直热电锅炉、热交换器及一、二次侧水泵的控制。通过对电动阀门 (图2中的V1～V3电动阀门) 的控制, 联动蓄热电锅炉、直热电锅炉和热交换器的启闭, 进行冬季供热;同时通过测温元件对二次侧出口水温的变化检测, 控制直热电锅炉、蓄热电锅炉及热交换器的输出功率, 以适应末端负荷的变化。

6经济性分析

根据宝鸡地区的气候特点, 供热期每年按150 d计算, 其中100%设计日负荷运行时间按23 d计;75%设计日负荷运行时间按52 d计;60%设计日负荷运行时间按75 d计。

宝鸡市不同时段的电价标准见表1所示, 如果采用直热电锅炉直接供热, 则整个供热期的运行费用为

(3 110.4×0.28+4 665.6×0.45+6 868.8×0.56) × (23+52×75%+75×60%) =72.94万元

如果采用蓄热电锅炉和直热电锅炉联合运行的方式供热, 则整个供热期的运行费用为

(1 500×8×0.28+400×8×0.45) ×23+1 500×8×52×0.28+1 100×8×75×0.28=46.99万元

由以上运行费用比较发现, 本工程采用的供热方式比采用直热电锅炉供热的方式每年节省运行费用约25.95万元, 达到了节能运行的效果。

7结束语

蓄热电锅炉一直以其昂贵的初期投资而得不到广泛的推广, 本工程采用蓄热电锅炉与直热电锅炉联合运行的供热方式, 不仅减小了蓄热电锅炉的容量, 降低初期投资, 又能充分利用低谷电时段蓄热, 减少运行费用, 是一种较好的节能供热方式。

参考文献

[1]徐新举.蓄热式电锅炉供暖工程设计介绍[J].暖通空调, 2003, 33 (2) :94—96.

[2]熊焰, 张旭.上海市应用蓄热电锅炉的技术经济分析[A].全国暖通空调制冷2002年学术年会论文集[C].2002.

[3]吴喜平.蓄冷技术和蓄热电锅炉在空调中的应用[M].上海:同济大学出版社, 2000.

[4]刘晓燕, 张从丽, 李双喜.武汉市妇女儿童医疗保健中心电锅炉蓄热系统设计[J].暖通空调, 2009, 39 (6) :88—90.

联合循环热电工程 篇2

1 项目概况

为了实现北京申报奥运会时的承诺, 首钢公司从北京搬迁至河北曹妃甸。曹妃甸在渤海湾, 是填海造陆形成的。建设首钢京唐钢铁基地项目对于“调整首钢产业结构, 改善首都空气质量, 迎接北京奥运”意义重大, 党中央、国务院高度重视, 胡锦涛总书记、温家宝总理等中央领导同志曾亲临现场视察。国务院成立专门项目协调小组, 现任国家发改委主任张平任组长, 国家发改委副主任张国宝任副组长。自备电站是首钢京唐钢铁基地的重要组成部分, 提供全部厂用蒸汽和电力。

该自备电站非常符合循环经济的特点, 利用炼钢的副产品高炉煤气, 每年可消纳京唐公司高炉、焦炉煤气282×104t, 每年可节约煤炭22×104t, 可减排二氧化碳70.5×104t。利用海水脱硫治理工业废水, 每年可治理含酸废水2376×104t, 并达标排放, 其中电站脱硫废水733×104t。

2 联合项目部的产生

随着经济全球化进程的加快和中国加入WTO, 我国建设投资市场逐步产生了多元化的投资主体和多样化的投资需求, 传统的管理模式已经无法满足发展的需要。在这一历史背景下, 国际上长期积累的一些先进的建设管理经营模式逐步进入我国, 并已体现出了一定的优越性。PM的项目管理模式分为几种应用形式:

1) PM公司作为业主的全权代表行使业主的各项职能并承担相应责任。PM公司依据与业主签定的委托合同选择承包商、供应商、和有关中介咨询机构并签定合同, 行使合同赋予的管理职能独立开展工作, 并最终达到业主在工期、造价、质量等有关方面的要求。

2) 项目建设的各方队伍选择和签定合同由业主完成, PM公司根据合同约定行使对项目的各项管理职能并承担相应责任。在这种模式下业主应赋予PM公司较大的管理范围和权利, 对于由于PM公司的管理造成工程目标不能实现时, PM公司应承担相应责任。

3、PM公司根据与业主签定的委托合同, 行使对工程项目的工期、质量、投资的管理职能, 并协调有关方面的关系;参与项目的有关单位的选择及合同的签定由业主完成。

4、PM公司不仅承担项目的管理工作, 同时还可能是项目的咨询机构, 承担着项目的可行研、设计、监理等工作, 这种情况下PM公司除承担项目的咨询工作的职责外, 还承担项目管理的有关职责。

PM模式对于每个项目都有不同的应用。在首钢京唐钢铁公司热电厂工程建设模式上, 采用了第四种应用形式。当时, 北京国电有设计、施工、项目管理的优势, 对于冶金行业不太熟悉。而首钢公司有生产运行的优势, 对于基建缺乏经验和人才。北京国电公司董事长、党委书记刘朝安创新性地提出了和首钢公司成立联合项目部的合作形式, 此想法一经抛出, 就得到了首钢公司的欣然认可。因此由首钢电力厂、北京国电公司组建联合项目部, 共同对首钢京唐公司 (业主方) 18.5亿元电站建设合同进行总承包项目管理。首钢京唐钢铁公司热电厂工程联合项目部的组成是首钢电力厂和北京国电公司, 下设五部一室, 设计部、工程技术部、安健环管理部、控制部、采购管理部、综合办公室。这些部门对工程进行安全管理、质量管理、进度管理和费用管理。首钢电力厂负责组织设计评审, 采购的招标和定标、驻厂监造、催交催运, 试运及整启前监检、生产准备工作。北京国电负责工程项目的设计, 采购中标书编制、招标、到货计划、开箱检验、设备代保管、发放, 施工, 系统分部试运行、整套启动工作。明确的分工极大地促进了项目的健康有序运行。

在对首钢京唐钢铁公司热电厂工程项目经理吴晓波的采访中, 他解释说:“之所以采用这种PM模式项目管理, 是让业主即未来的使用单位来进行设备采购, 并且首钢电力厂的人员具备设备运行经验, 在设备采购过程中, 详细的了解设备的性能和构造, 提前介入熟悉设备阶段, 为以后的运行奠定了良好的基础。在项目管理中, 这一种新颖的尝试, 对业主有利。同时, 减少了我们中标的难度。现在设计院都在走工程公司的道路, 逐步由单一的设计向工程总承包转变。国际上通行的工程总承包模式EPC, 这里面包含设计, 以设计为龙头, 发挥设计的主导作用, 主要从技术、投资上控制造价, 达到技术、性能的先进性。采取PM模式, 在获取项目上减少了压力, 我们和业主成立联合项目部, 发挥了双方的优势, 这是一种很成功的模式。”

3 联合项目部的优势

PM项目管理模式避免了由于工作界面过多出现相互扯皮、职责不分, 造成生产与管理资源浪费。充分发挥了项目参与单位的作用, 利用各单位在管理方面的优势, 共同参与项目管理。

曹妃甸岛上的施工条件异常艰苦, 缺少淡水, 饮用水要从距离项目100km以外的唐山市运输。京唐钢铁公司项目很庞大, 和自备电厂同时开工的其他单位很多, 项目经常停水、停电, 施工被迫中断现象也时常发生。因为施工场地本身就是一个荒岛, 当地的人工、地材价格都非常高。这些问题如果放在其他项目势必会对施工进度造成严重影响, 项目管理人员不得不在解决这些施工基础条件上花费大量精力。因为联合项目中有京唐公司直接参与项目管理, 这些问题以及对于京唐公司内部各种部门的关系及当地主管单位的沟通协调都是联合项目部京唐公司从中斡旋, 为项目正常运作解决了后顾之忧。北京国电负责与监理单位、调试单位、供货商的接洽, 在联合项目部中, 发挥两方各自不同的优势, 保证项目施工费用及时供给。

吴晓波说:“对于我们来说这是一种新的尝试, 成立联合项目部在国内尚属首次, 意义很重大。首先能够有利于我们北京国电介入首钢搬迁的项目当中, 这对一个国家的意义非常重大的项目;其次, 除了我们通力合作, 圆满完成项目外, 电力行业和冶金行业是两个不同的行业, 通过组建联合项目部是两种不同文化的融合, 我们从冶金行业学到非常多的建设经验和管理经验, 同时把我们电力行业的优秀管理模式带入了冶金行业, 两个企业文化相互融汇。”

在项目的建设中, 北京国电克服了很多困难, 才使项目得以顺利完成。不同的行业, 不同的企业, 不同的文化肯定是有碰撞和融合的过程, 北京国电和京唐公司遵循的原则是求同存异, 共同开发。冶金行业有几十年的光荣传统和历史, 北京国电也有60年的传承和一直沿用的电力行业规范, 差异非常大, 如何能够消灭分歧, 成为摆在项目部面前的难题。吴晓波说:“解决问题的惟一途径就是沟通, 沟通, 再沟通。对我们来说要加强机制的管理, 对风险的判断、预警乃至于防范、转移。在项目上最重要的就是沟通和项目风险的管理, 这两条做在前面, 很多问题都能化解。”

京唐钢铁公司热电厂工程项目部在北京国电的坚持下, 每个月都做检查、评比, 有严格的考核。在安全、文明管理方面毫不放松, 杜绝不带胸牌, 车辆随意进出等现象, 并且要求施工材料码放整齐, 坚决执行文明施工。联合项目部开展了“纠正违章、消除隐患、杜绝事故”、“一个建设、三个专项治理”等系列隐患排查及专项整治活动。正是这种严谨、一丝不苟的精神, 使北京国电得到京唐公司以及集团公司高层领导的一致肯定, 工程顺利交付。首钢京唐钢铁联合有限公司能源部对北京国电的评价是:“北京国电不但是电厂设计方面的领军者, 而且是总承包项目管理方面的优胜者, 是一支特别能战斗的团队。北京国电在自备电站建设中展示出的能力和水平说明北京国电是一个素质好、能力强、可信赖、能依靠的合作伙伴, 给京唐公司和冶金行业留下了良好印象, 京唐公司将会与北京国电保持长久的合作关系。”

4 PM模式的成功

作为设计院转型的工程公司, 这是北京国电的一次有益探索。吴晓波在谈建设经验时说道:“这个模式对于业主是好事, 让生产管理人员生产准备阶段前移, 参与基建对于费用非常清楚和放心。我们的优势在于设计的管理、施工的管理、成本的控制, 这是对项目有利的因素, 对于项目有利的事情, 业主都乐于接受。华北电力设计院有60年的历史, 10年前就开展了EPC模式, 我们的愿景就是成为极具价值创造力的国际型工程公司。业主选择我们, 是因为我们的建设经验, 我们设计的优势。通过这种方式, 我们吸取建设经验, 优化设计。通过实际的操作使我们的设计得到持续的改进和优化, 设计不仅为以后生产服务, 同时要方便施工和安装。”

联合循环热电工程 篇3

同煤热电厂在运行的有5台240t/h的循环流化床锅炉。运行期间偶尔发生结焦事故, 造成锅炉停炉。预防结焦事故的发生是保证锅炉长周期运行的一个重要的课题, 本文就循环流化床结焦问题提一些自己的看法。

2 设备简介

同煤热电厂现有循环硫化床锅炉5台, 型号为HG-240/9.8-L.MG35。由哈尔滨锅炉厂生产, 2006年陆续建成投产。锅炉为单锅筒自然循环高压参数蒸汽锅炉, 采用循环硫化床燃烧方式。燃料适应性广, 燃烧效率高。锅炉采用床下启动方式。每炉配两台高能电弧点火油枪。点火方式为二级点火, 即高能电弧点燃轻柴油。锅炉减温系统采用除盐水喷水减温。脱硫系统采用炉膛与煤混加石灰石的方式。

锅炉设计主要参数:

2.1 额定蒸发量240 t/h

2.2 过热蒸汽出口温度540℃

2.3 过热蒸汽出口压力 (表压) 9.8 MPa

2.4 汽包工作压力11.02 MPa

2.5 计算热效率88.6%

2.6 总风量73.32 Kg/s

2.7 烟气量79.29 Kg/s

2.8 床温880℃

3 锅炉结焦的损失

锅炉结焦事故的产生会给电厂带来严重的损失, 我厂锅炉运行中曾发生几起结焦事故, 每次结焦事故发生后, 均停炉3~5天, 每天每台炉产生的经济效益为10万元左右, 而且每次的启炉费用为2.5万元左右, 一次锅炉结焦事故的发生给热电厂带来的经济损失为35~50万, 所以防止锅炉结焦是我厂技术人员研究的一个重要的课题。

4 原因分析

结焦就是料层中的颗粒 (包括底料和煤) 因燃烧时产生大量的热而不能被工质及时带走, 使其温度超过灰渣的变形温度而产生的粘结成块的现象。局部结渣后, 所形成的小渣块会迅速粘结成一大块, 甚至布满整个料层, 使处于流化状态料层布风遭到破坏, 料层不能正常沸腾, 只得被迫停止运行。下面就具体原因进行分析。

4.1 床料流化对结焦的影响。

循环流化床锅炉流化不良是引起结焦的主要原因。由于循环流化床锅炉的燃烧床料主要是由0~7mm的煤与灰渣组成, 一旦流化不好就容易引起床料局部堆积, 堆积的床料本身温度较高, 加上床料还含有未燃烧完全的煤粒, 继续氧化燃烧, 放出热量, 集聚下来没有散热或传热量很小, 从而使该部分床料的温度急剧上升, 当温度超过了灰渣的灰熔点时就产生了结焦现象。当燃烧的煤颗粒与惰性床料颗粒的相对速度为零时, 燃烧颗粒传热速率迅速加快, 床局部温度急剧升高, 造成灰与煤颗粒熔合一起, 一旦熔合的固体块形成, 临近的惰性床料被其粘结, 因而增大了粘结块, 当床温大于固体颗粒粘结温度时, 即使床层表观气速大于最小流化速度, 床层也将结块, 最小流化速度在床层温度大于固体颗粒粘结温度时失去了传统上定义流化床流化的意义。此时的流化风速比临界风速大很多。在循环流化床锅炉运行中, 当流化风速低于炉料的临界流化风速时, 物料在床内燃烧放热, 热量来不及向锅炉受热面传递, 就使燃烧周围的物料加热, 使其温度急剧上升, 当温度超过灰渣灰熔点温度时, 就产生锅炉整床高温结焦。

4.2 燃料特性对结焦的影响。

同煤热电厂燃用燃料为煤矸石掺烧白洞煤矿石炭二叠纪劣质煤, 经破碎后的煤粒设计为7mm以下, 运行过程中对煤样进行一次筛分。

大于7mm的颗粒明显偏大, 远超过了设计要求, 粗颗粒容易沉积, 影响流化与运行。

4.3 密相区燃烧份额对结焦的影响。

燃烧份额是指每一燃烧区域中燃烧量占总燃烧量的比例。由于循环流化床锅炉燃烧主要发生在密相区和稀相区, 这两个区域的燃烧份额之和接近于1, 其中密相区的燃烧份额会影响到料层温度控制、炉内传热以及锅炉连续安全运行, 所以密相区燃烧份额是我们最关心的一个参数。在其他条件不变的情况下, 当密相区燃烧份额增加, 也就是燃煤在密相区放热份额增加时, 为保持密相区出口温度不变, 必然增加密相区的吸热量, 相应增加密相区的受热面积。如果密相区的受热面再无法增加, 则会使密相区出口烟温提高, 即带入稀相区的焓增加。如果该部分不能有效被稀相区受热面吸收或被烟气带走, 则密相区的热平衡就被破坏, 从而使炉膛温度升高, 出现高温结焦。

5 结焦事故的预防与措施

5.1 锅炉点火过程中的控制。

锅炉点火过程中要求流化良好, 在锅炉点火后期, 投煤时要特别注意, 此时温度较高, 加入的煤大部分还没有着火, 一旦着火, 温度会上升较快, 如果控制不好, 就很容易结焦。所以在点火后期, 要确保床料流化, 给煤时不能大量给煤, 而是采取脉冲式给煤;尽量避免床料中有小焦块;尽量缩短小风量运行过程时间, 以避免造成“低温结渣”。采用油枪点火的, 后期就要控制好油量, 不可把燃油突然开大或突然关小, 尽量控制好床料的温升速度。往往在锅炉点火过程中的一点操作失误就导致锅炉结焦。

5.2 不可盲目减风。

风量过大会带走床层热量, 造成床温下降, 但并不意味着必须减风, 要根据具体情况而定。如果床温在800-850℃区间, 足以使该煤种着火, 我们应该酌量加煤, 并注意氧量的变化, 当氧量下降时, 酌情减煤, 而床温持续上升时, 可适当增大一次风档板阀位5%-8%, 在该床温下即可稳定运行, 剧烈地加风或减风都是不允许的。

5.3 注意料层差压的变化。

正常运行的流化床锅炉, 料层差压是持续、均匀地变化, 料层剧增或剧减是不正常的, 应该分析原因, 特别是料层差压剧增, 往往是结焦的前兆, 有一次结焦, 料层差压剧增, 只要开大一次风档板即可避免结焦。所以司炉工在运行过程中要注意观察料层差压的变化, 一旦突变, 就要立即采取措施, 避免结焦事故的发生。

5.4 发现苗头迅速采取措施。

发现结焦, 应迅速切断给煤机, 并维持正常水位, 若有必要可停一次风机, 切断供给空气。还可以采取大风量吹送流化床物料的方法来降低床温, 以达到消灭焦块的效果。

5.5 床层温度的控制与调节。

锅炉正常运行时, 在保证不发生结焦的情况下, 尽量提高床温, 床温的提高有利于煤的燃尽;但另一方面要低于床料的变形温度100-200℃, 对于我厂的循环流化床锅炉, 床温要控制在850-900℃之间。调节床温的方法有:a.在一定负荷下风量不变, 用变更给煤量的手段来调节床温;b.在一定负荷下给煤量不变, 用增减风量的手段来调节床温;c.当负荷变化较大的情况下, 给煤量与送风量同时调节。

5.6 控制好给煤粒度。

燃煤粒度要求粒度大的不能太多, 破碎机出煤的粒度要严格控制, 大于10mm以上的煤粒绝不能多于2%, 否则要查明原因, 进行处理。

5.7 加减负荷时的控制。

加减负荷时, 要求严格按“升负荷时先加风再加煤, 减负荷先减煤后减风”的操作思路。在加减煤时, 不能突然增加或减少很多, 只能缓慢加减。燃烧调节时, 要做到“少量多次”的调节方法, 避免床温大起大落。

5.8 控制好料层的厚度。

一般司炉工根据风室压力进行控制料层厚度, 我们运行时, 要求风室压力在6.5~9.0k Pa之间, 床压高时, 通过排渣来控制, 床压低时, 通过不排渣来控制。排渣时根据料层差及时少放勤放, 排出的渣有渣块时要及时汇报司炉, 排渣结束时应认真检查, 确认排渣门关闭严密后, 方可离开现场。如果排渣量由司炉工控制, 司炉工要特别注意床料差压与风室压力, 不可把料层排得太薄。

5.9 燃料分析工与司炉工配合。

在正常运行中, 燃料分析人员要对对锅炉燃煤定期进行取样分析, 及时给锅炉运行人员提供准确的分析数据, 有利于锅炉运行中司炉工根据有关数据进行燃烧调整。司炉工也要密切关注自己所烧的煤的情况, 一旦煤质有变化要及时调整。

6 结论

循环流化床锅炉的结焦事故的是可以预防的, 只要查出原因, 对症下药, 就可以降低锅炉发生结焦事故的概率, 为锅炉长周期运行奠定基础。

联合循环热电工程 篇4

目前火力发电厂用于烟气净化实现烟尘超低排放的主要技术措施是:电气除尘器前设置烟气冷却器, 将进入电气除尘器的烟气温度降到90℃左右, 实现低低温电气除尘;在烟气湿法脱硫塔后面加装湿法电除尘器进一步除尘;最后再设置净烟气加热器将净烟气温度提高到80℃左右排向大气。文中针对燃煤电厂超低排放要求, 介绍了一种开环水媒式烟气-烟气换热器 (WGGH) 系统及其在苏龙热电公司的应用, 现场运行数据说明了该系统的有效性。

1 锅炉排烟温度及排放要求

锅炉尾部烟气的净化处理从锅炉排烟到烟囱排放之间。目前我国电站锅炉在设计和运行中, 排烟温度基本上没有要求自动控制[1], 随着煤种、冬夏季气温、昼夜间气温以及机组负荷的变化而被动地自然变化, 对锅炉效率和低温腐蚀的影响随其自然[2]。

外界气温的变化在冬夏季会相差20~50℃, 对锅炉排烟温度的影响为10~30℃, 也就是说:如果冬季气温低时锅炉排烟温度110℃, 那么在夏季气温高时锅炉排烟温度将达到140℃。一般在锅炉设计时取环境温度为20℃, 对应的锅炉设计排烟温度125℃左右。机组负荷变化带来的排烟温度的变化也非常明显, 表1列出了135 MW机组排烟温度与机组负荷的对应数据。

从表1可见, 机组BMCR工况的锅炉排烟温度比50%BMCR工况高31℃。所以对锅炉尾部烟气净化处理而言, 入口的烟气温度多变, 给烟气净化处理的高要求带来了一定的难度。

烟气净化处理实现超低排放技术措施第一步是电气除尘器前面设置烟气冷却器, 将进入电气除尘器的烟气温度降低到90℃左右, 实现低低温电气除尘[3]。

火电厂烟囱白烟滚滚的景象随处可见, 超低排放的技术指标之一就是将烟气排放温度提高到80℃左右, 保护烟道、烟囱免于露点腐蚀[4], 同时提高烟囱出口处烟气抬升高度和扩散半径, 消除白烟。

超低排放烟气净化处理的第二步就是烟气脱硫, 目前常用的绝大部分脱硫方式是湿法脱硫, 脱硫塔出来的烟气温度约为50℃。所以需要设置烟气再热器将脱硫后的烟气加热到80℃。

2 WGGH系统的特点

WGGH系统的基本原理如图1所示。WGGH系统的热媒水是一种热量载体, 起输送热量的作用。热媒水在烟气冷却器内吸热使原烟气降温冷却, 吸热升温后的热媒水循环到烟气再热器放热使净烟气升温, 放热后的热媒水降温后再循环到烟气冷却器吸热升温, 循环往复。由于热媒水封闭循环, 所以叫做闭式循环WGGH系统。闭式循环的热量平衡遵循下面的公式:

式中:Qyqfr为热媒水在烟气冷却器回收的热量, k J/kg;Qjyqzr为热媒水在净烟气再热器放出的热量, k J/kg;Vyqll为流经烟气冷却器的烟气流量, kg/s;Ryqbr为流经烟气冷却器的烟气比热, kg/kg;Tyqj为烟气冷却器烟气进口温度, ℃;Tyqc为烟气冷却器烟气出口温度, ℃;Vjyqll为流经净烟气再热器的烟气流量, kg/s;Rjyqbr为流经净烟气再热器的烟气比热, kg/kg;Tjyqj为净烟气再热器烟气进口温度, ℃;Tjyqc为净烟气再热器烟气出口温度, ℃。

在实际工程实践中, 烟气冷却器烟气流量基本等于净烟气再热器的烟气流量, 二者差距小于3%;烟气冷却器烟气比热基本等于净烟气再热器的烟气比热, 二者差距小于3%。净烟气再热器的烟气温升基本上是一个固定值, 即:Tjyqj-Tjyqc=30℃;但烟气冷却器的烟气温降是一个变化的值, 即:Tjyqj-Tjyqc= (150~110) ℃-90℃= (60~20) ℃。

当烟气冷却器烟气温降小于30℃时, 采用辅助蒸汽补热系统就可以满足净烟气再热器的热量需求。

但当烟气冷却器烟气温降达到50℃时, 闭式循环就要求净烟气再热器将净烟气加热升温到100℃左右, 才能使热量平衡, 维持循环不断。单纯将净烟气再热器传热面积加大可以满足这一工况的热量传递要求, 当烟气冷却器温降幅度小于50℃甚至达到30℃时, 庞大的净烟气再热器传热面积势必将热媒水温度降得很低, 烟气冷却器和净烟气再热器的低温腐蚀就会接踵而至, 安全运行没有保障。

发生上述情况时, 在设计和运行中势必出现另一种情况, 即:烟气冷却器出口烟气温度高于90℃达到100℃, 净烟气再热器出口烟气温度高于80℃达到90℃, 从而使烟气冷却器烟气放热量等于净烟气再热器的烟气吸热量, 维持热媒水闭式循环不断。这种妥协的结果有二:一是实现不了90℃低低温电气除尘的功能;二是净烟气再热器由于传热面积增大使得造价增加很多。

3 开式循环WGGH系统

鉴于闭式循环在技术上具有上述客观缺陷, 必须采用其他方式解决这一热量平衡问题。

苏龙热电在已经设置低温省煤器的情况下, 对WGGH进行改造, 采取了一种开式循环WGGH系统, 解决了这一热量平衡的问题。图2示出了苏龙热电2×300 MW机组和4×135 MW机组采用的开式循环WGGH系统。烟气冷却器的凝结水来自6号低加入口, 设计烟气温度从150℃降低到110℃, 凝结水温度从80℃提高到100℃再返回6号低加入口进入6号低加继续加热。

图2所示系统与单纯的烟气冷却器系统很类似, 从烟气冷却器出来的凝结水不是马上返回6号低加入口, 而是先进入净烟气再热器加热净烟气到80℃, 然后再返回6号低加入口进入6号低加继续加热。在单纯烟气冷却器系统, 凝结水离开低压抽汽回热系统大约5 min被加热升温后再返回低加抽汽回热系统;而在开式循环WGGH系统, 凝结水离开低压抽汽回热系统大约7 min被加热升温再放热降温后再返回低加抽汽回热系统。由于整个系统始终充满凝结水, 所以只影响运行之初的充水量, 不影响汽轮机系统的水平衡。

由于开式循环WGGH系统将烟气冷却器内的凝结水吸热量和净烟气再热器内的凝结水放热量区别开来, 不要求公式 (1) 所示的相等关系, 使得烟气冷却器出口烟气温度90℃的要求与净烟气再热器出口烟气温度80℃的要求没有关联, 二者分别调节。通过调节进入烟气冷却器的进口凝结水流量, 实现烟气冷却器出口烟气温度达到90℃;通过调节进入净烟气再热器的进口凝结水流量, 实现净烟气再热器出口烟气温度达到80℃;如此实现各自自动调节到设计值, 顺势解决了闭式循环WGGH系统必须热量平衡造成的难以实现烟气冷却器出口烟气温度和净烟气再热器出口烟气温度无法同时调节到设计要求温度的缺陷。图2仅仅是简化了的原理图, 用于说明开式WGGH系统原理, 具体工程应该根据不同用户的要求加以细化。

4 开式循环WGGH系统的应用实践

苏龙热电锅炉烟气余热回收利用技术改造始于2012年, 当时电气除尘器厂家确定电气除尘器进口烟气温度控制在 (110±2) ℃。2014年初, 电力行业提出了锅炉烟气超低排放的目标, 苏龙热电率先进行了超低排放技术攻关和工程实践, 加装了净烟气再热器, 与原有烟气冷却器组成WGGH系统。

系统热媒水循环流程:来自6号低加入口的80℃凝结水→烟气冷却器, 吸收烟气热量升温到113℃→净烟气再热器, 放热降温到88℃→6号低加, 形成图2所示的开式循环WGGH系统。首套开式循环WGGH系统于2014年7月成功投运于苏龙热电3号、4号机组。运行6个月后停炉检查, 烟气冷却器和净烟气再热器受热面没有低温腐蚀迹象, 也没有磨损、堵灰现象, 系统设计和运行数据详见表2。

设计值160~120110±275/11550/80±2115/75运行值14911180/11357/82113/88

从表2可见, 烟气冷却器烟气温降38℃, 净烟气再热器烟气温升25℃, 净烟气再热器水侧旁路调节阀开度14%, 返回6号低加的凝结水温度88℃, 成功实现了净烟气合理加热到设计排放温度, 多余热量进入汽轮机低压抽汽回热系统, 减少了6号低加抽汽量, 降低了机组煤耗。

5 结束语

针对锅炉排烟温度变化幅度大的特点, 采用开式循环WGGH系统是合理选择, 在满足超低排放烟气温度需要的前提下, 不仅使WGGH系统设备设计、造价合理, 而且还能起到一定的降低机组煤耗的作用。苏龙热电首套开式循环WGGH系统的成功投运证明了该系统简单、可靠、安全, 为电力行业实现超低排放在净烟气加热方面提供了一种经济而有效的手段。

摘要：锅炉烟气超低排放要求脱硫后的净烟气加热到80℃以上, 我国目前正大量采用水媒式烟气-烟气换热器 (WGGH) 系统, 实现脱硫前的高温烟气加热脱硫后的低温烟气。针对锅炉排烟温度变化大、锅炉排烟温度较高时烟气冷却器回收的热量多于净烟气加热所需热量的问题, 提出了一种开式循环WGGH系统, 并利用现场运行数据说明了该系统的有效性。

关键词：锅炉排烟,超低排放,WGGH系统,环保节能

参考文献

[1]赵之军, 朱其远, 严洪强, 等.论电站锅炉排烟温度的自动控制[J].动力工程, 2002, 22 (5) :1949-1955.

[2]邵国桢, 张兴无, 赵之军, 等.动态控制锅炉低温腐蚀和节能的有效措施[J].动力工程, 2003, 23 (1) :2039-2042.

[3]赵之军, 冯伟忠, 张岭, 等.电站锅炉排烟余热回收的理论分析与工程实践[J].动力工程, 2009, 29 (11) :994-997.