一、我国装机及供电煤耗概述
近年来,我国电力工业发电装机以平均每年100GW 的速度增容,截止到2008年底,已拥有800GW 的发电装机总容量。2008年我国关闭小机组10GW, 300MW 和600MW 发电机组上升为我国的主力机组。目前,全国已投运百万千瓦级超超临界机组10余台,国内三大锅炉制造厂承担了150余台600MW 和1000MW 级超(超)临界压力锅炉的制造任务,其中近30台1000MW 级大机组即将投运。
随着国家节能降耗力度的持续增加,以供电煤耗为基本标志的电力用能水平不断提高。我国2008年供电煤耗实现情况(按2008年1～4月份统计) : 1000MW 超临界机组为300.5 g/ ( kW·h) ,600MW 超临界机组为317.6 g/ ( kW·h) , 600MW亚临界机组为327.3 g/ ( kW·h) (空冷机组350.2g/ ( kW·h ) ) , 300MW 级亚临界机组为340.7g/ ( kW·h) (供热机组325.8 g/ ( kW·h) ) 。但五大电力公司彼此相差较大,以600MW 超临界机组为例, 最高( 327.9 g/ ( kW·h) ) 与最低(311.4g/ ( kW·h) )相差达16.5 g/ ( kW·h)。
影响供电煤耗水平的宏观因素主要有以下4个:
(1)火电机组单机平均容量和参数。大机组、超(超)临界机组所占比例越大,供电煤耗水平越好。
(2)实际燃用煤种变化。煤质偏离设计值越大,供电煤耗越高。
(3)机组负荷率。机组利用小时和负荷率越低,供电煤耗越差。
(4)节能重视力度。如果供电煤耗在目标责任制考核中权重太低,就会影响电厂对节能降耗工作的重视。
电站锅炉是电厂的三大主机之一,其设备及运行状况,直接影响整个机组的能源利用水平以及安全性和经济性。
二、加大技术改造力度,积极推广新技术的应用
我国各发电集团公司和电厂应积极推广应用先进成熟的节能技术,提高设备的安全性、经济性。认真进行节能改造项目的可行性研究,全面分析现有设备的运行状况,对配置不合理、运行效率较低的设备系统,有针对性地编制中长期节能技术改造规划,分年度实施,以保证节能目标的实现。
根据锅炉结构特点及煤质情况,推广应用煤粉锅炉等离子点火或锅炉小油量气化燃烧点火及稳燃技术,可节油90%左右。目前,一批无燃油系统燃煤电站已经投运或正在兴建
。为扩大煤种适应性和低负荷稳燃,可考虑采用浓淡分离、富集型、双通道型等新型燃烧器。直吹式制粉系统锅炉采用可调煤粉分配器、异步挡板调节等技术,可改善各粉管的煤粉浓度分配,强化着火与燃尽,保证燃烧器安全。
回转式空气预热器的漏风对于厂用电及锅炉效率有重大影响,对漏风率超过12% 的空气预热器应进行密封系统改造。通过采用双密封、接触式柔性密封、热风循环回收等技术,将漏风率降低至5%～7% ,甚至更低洁净。
。有条件的锅炉可装置激波吹灰系统,保证锅炉受热面的对于制粉系统参数不相匹配的粗、细粉分离器、排粉机(或一次风机)进行改造,充分发挥磨煤机的潜力,降低制粉电耗。应用变频调速、双速电动机、液体电阻变速和液力耦合器调速等技术,对设计裕量较大、长期在低负荷工况下运行的大功率辅机进行改造。各类水泵、风机要通过试验摸清运行效率、阀门挡板压损、系统阻力和辅机配置情况,有针对性地对辅机进行治理整改。改造低效给水泵,采用新型叶轮、导流部件及密封装置,以提高给水泵效率。
电站锅炉采用炉烟再循环、强化传热技术可解决汽温偏低、省煤器磨损、排烟温度过高等问题,如采用H型翅片管、低压省煤器、分离式热管等。当前国内电厂对锅炉最低排烟温度的控制趋于逐步降低,由传统的130～135 ℃,降低至115～120 ℃,通过与脱硫系统联合设计或改造,排烟温度甚至可以降低至80～90 ℃,就此提出了深度节能的概念
。
三、加强锅炉运行管理
管理节能是投资最小、见效最快的节能途径。对于大型锅炉而言,本体和辅助设备已很完善,管理节能的效果会占更大的比重。例如,“十五”期间,据某集团公司统计600MW 机组的数据,通过管理型节能降低煤耗8g/ ( kW·h) , 通过技改型节能降低煤耗6.5 g/ (kW·h) ,总煤耗降低值14.5 g/ ( kW·h)。
1、燃料管理与动力配煤
在煤源多变和煤质恶化情况下,应加大煤场管理监督力度,确保数据真实准确,尽可能实现分煤分地存放。有条件的电厂都应开发或使用煤厂管理系统软件,为动力配煤准备打下基础。
动力配煤可有效解决燃烧、结焦、汽温等问题,应针对该锅炉结构特性,进行动力配煤、掺烧试验,以求得合宜的掺烧方式
。在燃用煤质特性相差甚大的情况下,建议采用分磨磨制的方法,可较好地解决燃烧经济与制粉出力之间的矛盾。
2、开展对标管理和耗差分析
跟踪学习、借鉴国内、外先进的发电生产技术和工艺,正确选择“标杆”,如安全生产指标、环境保护指标、经济效益指标、发电生产指标、设备技术指标和燃料综合管理指标。各指标进一步分解为可操作的小指标,如供电煤耗、综合厂用电率等。运行人员应熟知锅炉各耗差的基准值和耗差之间的计算关系,学会进行耗差的离线分析。各部门(专业)对照目标值及时进行分析、评估、改进、提高。将成熟、有效降低能源损耗的方法和措施制度化,求长效节能,减少随意性。把对标指标月(年)度完成情况列入月度(年度)综合考核。要把运行人员通过锅炉运行调整得到的收益与通过设备节能技术改造得到的效益同等对待,给于奖励。
3、运行参数和状态管理
控制最佳煤粉细度,提高磨煤机出口温度,优化磨煤机投停的负荷适应性编组,维持合理的一次、二次风量,加强锅炉吹灰系统的维护和管理,提高吹灰器的完好率和投入率,努力降低排烟温度。定期开展锅炉漏风、空气预热器漏风等试验工作。锅炉喷水减温器应严密而不泄漏,防止造成汽温偏低和喷水量过大。积极开展主要辅机的性能试验,制定特
性曲线。开展制粉系统优化运行试验,确保经济运行。
4、检修及技术管理 综合考虑夏、冬2季煤耗差异和循环水温等因素,优化机组检修、调停计划,加强锅炉点检工作,实行设备的状态检修。计划性检修坚持以“四个确保”为目标:确保检修后机组一次启动成功;确保技术经济指标明显优于修前,电能质量满足电网要求;确保以节能降耗为重点的技改项目取得成功;确保长周期安全、稳定、经济运行。认真做好检修全过程安全、质量、进度控制,安全、优质、高效、低耗、按期做好计划性检修工作。
四、加强运行调整、降低锅炉损失
若提高锅炉效率,必须抓住排烟热损失及燃烧热损失2个关键点。300MW 级及以上等级的锅炉,排烟温度每降低10℃,锅炉效率可提高0.5% ～0.6%,标准煤耗降低2.0 g/ ( kW·h)左右。
要在运行中降低排烟温度,一是靠燃烧调整、合理控制燃烧参数,二是靠局部结构的改进。前者如炉内火焰中心控制、炉膛氧量控制、锅炉吹灰系统投入正常或优化、炉膛漏风和制粉系统掺冷风的消除、一次风率控制不过大、提升磨煤机出口温度定值、制粉系统优化投停编组等,后者如燃烧器喷口局部改动、制粉系统再循环管扩大通径、炉底密封改造、空气预热器漏风改造等。例如,邹县电厂300MW 乏气送粉锅炉,通过燃烧调整,仅减小一次风率一项(从45%减少到35%) ,就可降低排烟温度6～7℃。
燃烧热损失要抓住飞灰含碳量这个关键点,飞灰中碳的质量分数每降低1%,影响锅炉效率约0.5%,煤质越差(指发热量越低、灰分越高),影响越大。运行中降低飞灰中碳的质量分数,在燃烧调整与管理方面,主要是煤粉细度调节、炉膛氧量选取、火焰峰值温度提升、一次风及二次风空气动力场试验、配风方式优化、燃烧器投停方式、动力配煤掺烧等。在局部结构的改进方面,主要是粗粉分离器改造、磨煤机轴密封改造、炉膛敷设卫燃带等。例如,荷泽电厂600MW“W”火焰锅炉,通过粗粉分离器改造,将煤粉细度R90由改前的15%～20% ,减小到7%～8%,飞灰中碳的质量分数降低6%～8%,且分离器阻力也有所降低。
五、做好基础工作,深挖辅机节能潜力
大部分电站锅炉风机装置效率都很低,其原因主要是节流压损太大,从出现的问题看,主要是选型配置问题。例如,风机的设计裕量达到50%以上,风机电动机配置裕量达到80%以上,水泵配置裕量达到30%以上,造成了很大的投资浪费并严重影响了机组的经济运行。解决这些问题可采取如下2种方法:
在试验的基础上,考虑对叶轮进行改造。调峰时间较长的机组考虑将定速驱动改为变速驱动。
新设计300～600MW 机组,引风机大都选取定速驱动静叶可调的轴流风机,这样的调节方式对变工况运行的适应性很差。从投资增加的角度考虑,可使用低速国产变频运行。
制粉系统耗电大是普遍存在的问题,不论是中储式还是直吹式都是如此。尤其300MW机组的直吹式系统设计和运行存在问题较多,运行单位基本没有进行经济性试验,经济运行的技术基础不够,增加的耗电率是发电量的0.15%～0.3%。如双进双出磨煤机由于料位控制失灵或不准确,即可造成磨煤单耗再升高 2～3 ( kW·h) / t。试验和监督是必须进行的,不能怕麻烦,没有过细工作就不会有成绩。例如,国电荷泽电厂“W”火焰炉,通过75%负荷改3台磨煤机投运为2台磨煤机投运的试验研究,厂用电率降低0.25%。
六、进行劣质煤燃烧的研究
目前,相当一部分电站锅炉不能燃用设计煤种而不得不烧劣质煤,遇到的问题是锅炉燃烧不稳甚至灭火,水冷壁产生高温腐蚀、飞灰磨损加重等。开展劣质煤燃烧的研究显得十分紧迫。这方面的工作包括稳燃、低NOx型燃烧器的研制、动力配煤和掺烧、制粉系统和燃烧参数调整、扩展表面的应用等。
七、降低事故率,确保安全运行
锅炉事故不仅影响机组安全,也直接影响到电厂的经济运行。一个电厂单机煤耗率最低的机组,年平均煤耗不一定最低,如果这台机组1年内启、停几次,年平均煤耗就上去了。
锅炉灭火、炉膛负(正)压超限、“四管”爆管、风机跳停、是造成停炉事故的最常见原因。近年来,由于煤质变差,由燃烧不稳引起的锅炉灭火停炉、炉膛压力保护停炉事故频繁发生。应积极开展燃煤锅炉灭火原因的分类研究,燃烧参数与煤质相关性的研究,众多电厂均报道了通过全面分析灭火原因、积极采取燃烧调整应对措施,完全解决了劣质煤燃烧的锅炉频繁灭火问题的实例。
“四管”爆管问题。应重点抓好新机组的安装、检修质量控制。国内600MW、100MW 机组在投运之初都曾发生过连续爆管事故,主要原因是管子内部异物堵塞造成蒸汽偏流、管子干烧引起。目前一些电建单位已引起重视并花巨资购进管内窥视装置,及时发现安装过程的铁屑焊渣等残余物沉积管内,电厂和制造厂也应加强监督管理,共同防范。
此外,运行中火焰中心偏高、烟气偏流,蒸汽流量不均、汽包水位偏低等,都会导致过热器、再热器、水冷壁管爆漏。各电厂和电力研究机构采取了应对措施,包括燃烧器切圆反切改造、管子入口加装节流圈、进出三通管的结构改进、运行中最高壁温控制、过热器管状态建档、锅炉启、停减温喷水量控制等。
省煤器爆管绝大部分起因于飞灰磨损。煤质越差(热值低、灰分高)飞灰动能越大、磨损越严重。常规的措施是增设防磨件,消除烟气走廊,积极的措施是进行设备改造,利用扩展表面技术(如H形翅片) ,在保证传热量前提下降低整体烟气流速。例如,大连、福州、丹东、岳阳电厂等一批350MW 级锅炉和常熟、威海电厂等一批600MW 级锅炉都已经采用了此种技术并已纳入其典型设计。
大型锅炉多采用轴流式引、送风机,喘振、失速、抢风是该型风机的固有弊端,常在通道阻力上升、流量降低时发生。避免此类事故最好的方法是降低通道流阻,通过合理投运暖风器、改造通道局部结构、控制排烟温度下限等,都可以收到很好的效果。
参考文献:
[ 1 ]王正华,张珊.电站锅炉点火油系统节油技术应用展望[ J ].湖南电力, 2009, 29 (3) : 6059.
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