浅谈150 MW循环流化床燃煤机组煤耗增加的因素分析及降低措施 屈彩军

浅谈150 MW循环流化床燃煤机组煤耗增加的因素分析及降低措施屈彩军
发表时间：2018-06-25T17:05:59.467Z 来源：《电力设备》2018年第5期作者：屈彩军
[导读] 摘要:循环流化床燃煤机组是我国重要的燃煤机组，本论文分析某电厂150 MW循环流化床锅炉机组煤质特性及运行参数等机组主要指标，指出影响该厂锅炉煤耗增加的主要原因是煤质、运行工况和汽轮机的真空严密性，针对煤耗增加的原因提出了相应得降低煤耗的措施，为该厂进一步节约煤炭，提高机组热经济性提供参考依据和操作指导。

(神华神东电力有限责任公司上湾热电厂内蒙古鄂尔多斯市 017209)
摘要:循环流化床燃煤机组是我国重要的燃煤机组，本论文分析某电厂150 MW循环流化床锅炉机组煤质特性及运行参数等机组主要指标，指出影响该厂锅炉煤耗增加的主要原因是煤质、运行工况和汽轮机的真空严密性，针对煤耗增加的原因提出了相应得降低煤耗的措施，为该厂进一步节约煤炭，提高机组热经济性提供参考依据和操作指导。

关键词：循环流化床，煤耗，因素分析
0前言
循环流化床燃煤锅炉是洁净煤技术中一项已经投入燃煤发电运营的、比较成熟的商业化技术，由于其具有煤种适应面广、燃烧效率高以及炉内脱硫脱氮等特点，近几年来，循环流化床锅炉技术在我国洁净煤发电领域处于优先地位。

流化床锅炉燃烧稳定，对燃料的适应性好。

但是，根据某一燃料或煤种设计的循环流化床锅炉，并不能经济有效地燃用性质差别较大的同类或其他燃料。

近年来，由于煤炭燃料的日渐缺乏，一些燃煤电厂不得不掺烧与设计煤种煤质变化较大的劣质煤，致使全厂热效率下降，煤耗增加。

燃煤电厂锅炉煤耗变化的主要因素与煤质特性(实际燃煤的低位发热量等)、发电热效率、产量(如发电机实际做功量、实际发电量等)等因素有关。

目前，国内的运行人员还没有深入掌握循环流化床锅炉发电技术，运行经验不足，加上煤质变化较大、机组维修启停次数较煤粉锅炉多等因素，造成循环流化床锅炉煤耗增加、运行经济性下降等问题。

国内外关于影响循环流化床锅炉煤耗增加的因素分析较少。

因此，本文深入地分析了某电厂2×480 t/h超高压中间再热循环流化床锅炉机组煤耗增加的影响因素，并提出了相应降低煤耗的措施影响煤耗增加的因素分析通过调研和分析该厂1年来的运行参数、大小修报告、机组性能试验数据、现场技术改造等数据及对主要运行参数的测试，深入研究了机组投产以来能源的利用状况，较为全面地分析了该厂2台循环流化床燃煤机组煤耗增加的影响因素，研究表明:2台机组平均发电煤耗均高于设计煤耗(352 g/kWh)51 g/kWh以上，平均供电煤耗均高于《电力工业部一流火电厂考核标准》对100 MW、200 MW火电机组规定的达标值和一流火电厂考核值，其中1号机组全年最高供电煤耗为424 g/kWh，2号机组最高供电煤耗为407g/kWh。

影响该厂煤耗增加的主要因素有煤质、运行工况、汽轮机的真空严密性、锅炉热效率下降和厂用电率较高等因素。

以下主要从煤质、运行工况和汽轮机的真空严密性这三个方面来分析该厂煤耗增加的原因。

2.1煤质
由该厂煤质分析报告可知，入厂煤和入炉煤的收到基低位发热量之间的差值为630 kJ/kg，高于我国一流火电厂的标准(502 kJ/kg)。

2.2运行工况
在循环流化床锅炉运行过程中，随锅炉负荷的变化，一次风风量约为燃烧化学当量空气量的40%～80%，其余作为二次风送入。

当锅炉在较低负荷下运行时，不投入二次风或少投入二次风，随着负荷增加二次风所占比例增加。

2.3汽轮机的真空度严密性
汽轮机真空严密性的下降速度的达优值应小于0.27 kPa/min，合格值为0.4 kPa/min，以确保汽轮机运行过程中漏入空气量减少，传热系数增加，凝汽器传热端差减小，真空度提高，
2.4 循环水泵电耗
机组运行中未根据天气变化"负荷"气温等因素及时停运相应的循环水泵时，不但会造成机组厂用电偏高，还使凝结水过冷高，这样又使得机组效率下降，机组的厂用电率进一步升高，形成恶性循环。

3降低煤耗的相应措施
3.1降低厂用电率
该厂全年平均厂用电率为10.14%，其中，供热厂用电率较高为12.7%，主要是因为该地区供热需要，多增加了7台供热泵，该泵的耗电量较大。

为了降低厂用电率，对2台机组的引风机进行了变频改造，改造后年节电量264万kWh(按年运行5 500 h计算)，年节电收益105.6万元(按每度电0.4元计算)，节电率达25%。

该厂还将在2008年到2009年间对2台机组一次送风机进行改造，预计风机改造后，将使厂用电率降低0.2%，到2009年厂用电率降到9.7%左右。

3.2继续降低供电煤耗
该厂2台机组平均供电煤耗较高为390.1 g/kWh，其中1号机组供电煤耗为392.42 g/kWh，2号机组供电煤耗为387.84 g/kWh。

但其2台机组在额定负荷时存在部分供电煤耗远高于设计值(393 g/kWh)，如1号、2号机组最高供电煤耗分别为424 g/kWh和407 g/kWh。

该厂通过采取了运行过程中优化燃烧工况、适时根据负荷来调整运行工况，对现有设备进行技术改造等方案降低了煤耗，2007年平均供电煤耗已降到386.66 g/kWh，比2006年降低了5.34g/kWh。

3.3加强入厂煤管理，对入厂煤进行严格的监测和分析
由于近年来煤炭资源的紧缺，大多数电厂实际燃用煤质偏离设计煤种，造成电厂煤耗增加、锅炉效率降低、受热面污染严重等问题突出，该厂也面临同样的问题，尽管该厂对入厂煤进行了严格的管理和检测，但在实际燃用煤过程中，不得不燃用高于20%的煤矸石，致使该厂实际燃煤量增加。

由2006年煤质分析报告可知，入厂煤和入炉煤的收到基低位发热量之间的差值为630kJ/kg，高于我国一流火电厂的标准，因此，进一步加强入厂煤和入炉煤管理、监测和分析，保证机组用煤质量，可有效提高锅炉效率，节约煤炭用量，从而确保机组安全、经济、可靠运行。

3.4根据负荷高低，合理地调整二次风量，优化燃烧工况
在循环流化床锅炉运行过程中，一次风主要起维持正常流化和下部密相区燃烧所需要的空气的作用。

二次风控制炉膛的温度均匀分布和组织炉内分级燃烧。

当锅炉在较低负荷下运行时，不投入二次风或少投入二次风，随着负荷增加二次风所占比例增加。

因此，运行人员应根据负荷高低，合理地调整二次风量，优化燃烧工况，使燃料充分燃烧，提高锅炉热效率，进而达到降到煤耗的目的。

该厂还应通过不
断完善管理和优化运行方式等措施，克服因供热需求增加泵使得厂用电增加的不足，积极开展节能改造项目，与2006年相比，使供电煤耗在4年内降低7 g/kWh左右，综合厂用电率降低0.5%。

例如，对锅炉引风机进行调速变频改造，降低锅炉引风机电耗量，项目实施后，可年节约电量260万kWh时;建立挡风抑尘墙，解决原煤堆场的煤尘飞扬扩散对环境的影响，可年节约70 t标准煤等节能技改措施。

3.5 检修优化
经过十几年的快速发展，电力企业逐步过渡到了超临界"大容量机组，自动化水平越来越高，为了保证机组的安全健康运行并实现公司利益最大化的目标，设备检修的任务就越来越重，因此合理的检修方式是提高发电竞争力的重要因素，也是提高厂用电率的关键所在，本文所研究的优化检修方式如下：
1）原煤仓改造，逐步推进锅炉原煤仓技改，减少煤仓贴壁"棚煤"断煤现象，保证原煤仓设计有效容积，可减少输煤皮带上煤次数1次/I-2次/I，节约厂用电，同时有利于配煤掺烧和燃料精细化管理
2）炉空预器密封停机进行调整或更换，漏风率能降低至1%-3%左右，同时将一、增风机合一也就是降低了增压风机电耗； 3）加强磨煤机的维护和检修周期优化。

按照周期检查磨煤机磨辊间隙"衬板和磨辊磨损量。

对磨煤机的辊套"衬板"动静环等定期进行堆焊和更换，以确保磨煤机的正常出力，满足机组带负荷能力同时可降低厂用电率约0.011%。

4结论
通过对某电厂480t/h循环流化床锅炉煤耗增加的影响因素分析，指出该厂影响煤耗增加的主要因素，并提出了降低煤耗的相应措施。

为该厂进一步降低煤耗，提高机组热经济性提供参考依据和操作指导。

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