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雷竞技官网地址:【收藏】锅炉本体及锅炉设备系统节能措施汇总 超全!

发布时间:2022-08-21 12:04:50  来源:雷竞技官网欢迎 作者:雷竞技登录

  (1)应尽可能降低一次风压,以磨煤机一次风调门开度保持60-70%为宜,注意了解一次调门的流量特性,对带一次风流量低保护的磨煤机,调门开度可在此基础上适当关小一点。

  (2)有些电厂磨煤机没有一次风量保护,一次风量测量不准,一次风调门通常在全开方式运行,此时应尽可能降低一次风压。一次风压控制得好的电厂,通常高负荷在9-10kPa,低负荷在8-9kPa。少数电厂一次风量过高,一次风/煤比过大,很不经济,对燃烧安全也不利。

  (3)根据煤种挥发分、防爆等要求,在允许范围内尽可能提高磨后温度。磨后温度低,对稳燃和燃烬不利,且势必造成掺冷风,从而造成排烟温度升高。少数磨煤机有磨后温度高跳闸保护,可考虑改接报警。

  (4)应采取措施,减少制粉系统掺冷风量。空预器的转向对改变一、二次风温有明显影响,根据煤种,如磨后温度提不上来,可将空预器改反转(即先转到一次风侧);如热风温度高,掺冷风量过大,也可改成正转。

  (5)少数一次风温过高、掺冷风量过大的机组,可考虑加装一次风加热装置,参见《燃煤电厂节能降耗措施推广应用目录》。

  (6)双进双出钢球磨,一般一次风压、风/煤比均低于中速磨,通常一次风压在6-7kPa。少数电厂一次风压控制较高,应通过对标调研进行优化。

  (7)应进行煤粉细度和均匀性定期化验分析,部分电厂长期不进行煤粉细度分析,这一情况必须改变。通常通过飞灰可燃物、制粉系统阻力、锅炉的氧量、制粉单耗等指标,可大致判断出煤粉细度及均匀性是否合理。

  (8)低负荷时适当降低磨煤机运行台数,一般3-4台磨运行是能保证安全的,少数电厂低负荷两台磨运行也能保证安全。目前有部分电厂低负荷保持4-5台磨运行,这很不经济,要通过试验和摸索,设法改变。

  (9)部分电厂长期不进行一、二次风标定,一、二次风测量明显不准,使燃烧调整失去依据。对于煤种相对稳定的锅炉,至少要通过一次标定,确定出今后大致合理的一次风压和一次风调门开度。

  (10)锅炉的总风量中,一次风率(一次风量占总风量的比例)非常重要。一次风率高,必然造成排烟温度高,所以应设法降低一次风率。

  (11)部分电厂氧量(总风量)控制偏高。有关影响因素有:氧量指示不准;炉顶密封、尾部烟道漏风量大;锅炉配风不均匀,火焰偏斜,局部欠风;运行人员的认识误区,配风以总煤量为准,忽略了不同煤质的原煤,理论空气量差别较大,或配风以电负荷为准,忽略了供热机组和真空的影响,实际应以锅炉蒸发量为准进行配风(各种典型煤种的理论和实际空气量见下表)。应从以下方面改进:进行氧量计标定;必须对飞灰可燃物进行每班取样分析,飞灰在线测量装置要进行维护和标定;对烟气一氧化碳进行实测或加装一氧化碳在线条);进行锅炉二次风标定和空气动力场试验,保持各燃烧器风门开关灵活,通过金属壁温、左右两侧各段烟温、蒸汽温度等判断并保持锅炉配风均匀。

  (12)对于中间储仓式制粉系统,应注意以下方面:尽量提高磨煤机运行出力,降粉电耗;进行小球级配和衬板改造,降粉电耗;保持磨入口负压不要太高;控制好再循环风量,再循环风量过高或过低都不经济,过低势必造成掺冷风,过高造成磨后温度低,排粉机电耗大;采取措施降低排粉机电耗,主要有措施有减少节、降低风压、对风机叶轮进行改造等;注意一次风粉管的风量不要太大,应通过试验确定最佳的一次风量和风速,并对各煤粉管缩孔进行调匀。

  (13)对于风扇磨,包括部分中间储仓制粉系统,优化措施有:控制掺冷风量,在满足防磨要求的情况下,提高磨后温度和氧量,降低掺冷炉烟量;降低风门节流损失;对分离器进行改造,提高分离效率,降低再循环风量等。

  (14)要注意暖风器、电除尘器系统的阻力,以及锅炉风烟系统各段风压、阻力和漏风的监测和分析。部分电厂暖风器阻力很高,应进行翻转式暖风器改造,或在不投用时将其抽出。注意分析电除尘器的阻力,利用停炉对除尘器烟道以及锅炉尾部烟道、省煤器灰斗等进行全面清灰。注意控制炉底漏风(特别是干排渣系统,要定期进行炉底漏风率测试)、炉顶密封的漏风、尾部烟道各段膨胀节和风烟道焊缝的漏风,应对烟道各段氧量进行监测或定期实测,分析漏风部位,及时消除。要重点监视好吸风机入口负压,负压偏大时要分析各段烟气系统的阻力,对烟风道管路进行优化,减少弯头、变径和烟道长度,对烟风道内的支撑、导流装置进行优化,防止造成阻力增加。

  注:上表中空际空气质量为理论空气质量的1.2倍,即统一取过剩空气系数为1.2。因褐煤可燃性较好,可剩空气系数可取低些。

  常规锅炉运行风量一般根据设计煤种或投产后燃烧试验确定的风煤比曲线调整,采用氧量曲线校正,目前存在的变煤种、制粉系统运行工况发生变化时,锅炉不同出力对应的运行氧量值就会失去参考意义。各电厂为降低锅炉排烟热损失和风机耗电率、减少受热面磨损,往往采用低风量运行,过低风量不仅会造成锅炉飞灰含碳量升高,烟气中CO浓度也会急剧升高,锅炉受热面产生高温腐蚀,同时产生化学未完全燃烧损失。

  在锅炉省煤器出口水平烟道加装CO测量装置并把测量数据引入DCS,采用CO浓度配合氧量对风量进行校正,能取得很好的效果。当锅炉燃烧较为充分时,烟气中CO含量很低,一般低于100mg/Nm3,当产生燃烧不完全现象时,CO含量会急剧升高至数千甚至上万mg/Nm3,利用这一特性能有效消除氧量测量误差对风量调节的不利影响。运行中烟气CO浓度目标值控制在30-200mg/Nm3,能保持锅炉配风在最佳状态。为避免CO测量值大幅度变化引起的锅炉风量波动,CO校正回路要合理设置延迟时间和校正速率。

  应用案例:南通、日照等电厂加装了烟气一氧化碳检测装置,辅助进行锅炉配风。白杨河电厂#7锅炉在脱硝CEMS测量装置中增加CO检测模块,通过CO浓度配合进行锅炉配风,氧量比之前下降1个百分点,有效降低了排烟热损失和风机电耗。目前,大多数电厂均正在或将进行脱硝改造,部分电厂脱硝CEMS中原先就配有CO测量模块,其余电厂可通过加装该模块实现锅炉精确配风。

  空预器综合冷端温度(空预器进口空气温度与烟气出口平均温度之和)对冷端结露和腐蚀、堵灰影响较大。空预器出口综合冷端温度如低于酸露点温度,空预器冷端很快就会积灰,一周内就形成极难去除的板结垢。冷端温度目标值应根据“综合冷端温度与燃料含硫量变化曲线”确定,并根据燃用煤种性质进行修正,除收到基全硫(St,ar)<0.5%的入炉煤,燃用其他煤种原则上不要低于130℃。

  烟气酸露点主要受燃煤中的硫分、灰分、灰成分(特别是灰中Ca含量)、水分和发热量的影响,灰分和灰中Ca含量越高,酸露点越低;硫分和水分越高,酸露点越高。由于不同酸露点计算经验公式计算出的数值偏差较大,对燃用煤种相对稳定的锅炉,应通过调整冷端温度观察空预器差压变化趋势等方法,确定该煤种对应的目标综合温度控制值,并根据空预器烟气侧差压变化情况及时提高空预器冷端温度控制值。为提高控制精度和减轻运行人员调整工作量,空预器综合冷端温度控制目标值建议通过原烟气SO2浓度、燃煤量、烟气量等参数实时计算并参与自动调节。

  机组启/停阶段要注重冷端温度控制,投入暖风器或热风再循环努力控制空预器综合冷端温度不低于目标温度。

  空预器出口综合冷端温度低于目标值时,优先采用降低磨煤机出口温度,适当增加一次风比例(注意锅炉燃烧和飞灰含碳量的变化情况),以提高空预器出口排烟温度。

  空预器蒸汽吹灰疏水温度控制在比吹灰母管压力对应的饱和温度高5-20℃范围内,空预器实际排烟温度高于目标综合冷端温度时,取下限,否则取上限。

  安装并运行脱硝装置的锅炉,要防止局部或部分时段喷氨过量引起的氨逃逸量超标(≯3ppm)。

  优化锅炉配风,利用烟气再循环,防止过氧(必要时根据CO生成量适度控制低氧)燃烧和炉膛局部温度过高,减少炉内SO3的生成。

  空预器烟气侧差压超过设计值或空预器冷端温度低于目标温度时,应增加吹灰频次,烟气侧差压超过1.5倍设计值时,提高空预器冷端吹灰器弹簧阀后压力(最高至1.5MPa)加强吹灰,当差压恢复正常值范围内,逐渐恢复正常吹灰压力,防止吹损蓄热元件。

  加强锅炉暖风器、热风再循环、空预器扇形板自动调整装置设备的运行维护,保证设备运行良好。暖风器、锅炉受热面(特别是省煤器)泄漏后要及时隔离或停炉处理。空预器停炉进行水冲洗后,启动点火前要充分烘干。

  要加强空预器进出口差压、温度,空预器吹灰压力、疏水温度,脱硝催化剂出口氨逃逸等表计的检测维护,保证指示准确。

  空预器检修中要通过校直大轴、修复密封片、利用新型密封技术等降低空预器漏风率,提高空预器出口排烟温度。

  C级及以上计划检修时,根据空预器腐蚀、积灰情况把蓄热元件拆包彻底清洗,冷、热端蓄热元件复装时调换位置使用。部分电厂聘请专业清洗公司用高压射流清洗车对空预器蓄热元件在不吊出的情况下进行冲洗,效果十分显著,一般机组停运10天左右即可完成冲洗,且费用不高,未实施高压冲洗的电厂应积极应用这一技术。

  空预器冷端蓄热元件选型或换型可采用考顿钢、ND钢,或搪瓷波形板、陶瓷等耐腐蚀材料。空预器堵塞严重的,要分析蓄热元件高度和直径设计是否合理,必要时进行大通道蓄热元件换型改造(改成L型直通道),或进行空预器增加直径改造。

  投用暖风器或热风再循环系统,将对机组经济性产生不利影响,机组煤耗将上升1-3g/kWh,因此,在冷端综合温度(或冷端平均温度)满足要求的情况下,应及时停用暖风器或热风再循环系统,防止过量投入造成能耗增加。

  空预器在线MW)运行中成功进行了空预器冷端传元热件在线高压水冲洗,取得显著成效。该厂空预器配备有冷端高压水冲洗系统,系统由柱塞泵(出口压力25MPa)、伸缩式喷枪及相应的供水、排水及管路系统组成。因该厂燃用高硫煤,在锅炉进行SCR脱硝改造后,空预器极易产生硫酸氢铵堵灰,机组经脱硝改造自11月19日投运后,一周内空预器烟气阻力由1.5KPa上升至2.6KPa。11月26日,经对冷端高压水系统进行完善和调试,电厂在机组运行中分别投入B侧和A侧水冲洗系统,高压水压力25MPa,两侧共冲洗29小时,空预器阻力降至1.4KPa。实践证明,在线高压水冲洗能有效解决硫酸氢铵堵灰问题,也能部分解决陈旧性灰垢堵塞,配合运行中空预器蒸汽吹灰和暖风器的合理投用,根据差压上升趋势适时投用高压水冲洗,能较好控制空预器的阻力的上升。

  空预器漏风率高是困扰电厂经济运行的又一难题,部分电厂空预器间隙自调装置由于测量误差或运行中卡涩等原因,难以投运,造成间隙偏大,漏风率大;部分机组空预器冷、热端间隙在冷态调整后,热态无法进行再调整,或调整方法不当,也造成漏风率上升;部分采用弹性可调密封或柔性密封的机组,随着运行时间的增加,因密封元件磨损、弹片失效等原因,密封效果明显下降。各电厂针对空预器漏风率治理进行了不少探索,在《火力发电机节能降耗技术导则》、《300MW锅炉及辅机节能降耗技术导则》和《燃煤电厂节能降耗技术推广应用目录》推荐的相关技术基础上,对空预器密封治理的相关技术和注意事项进行介绍:

  3)拖拽式软密封技术:类似柔性密封技术,在径向隔板原径向密封片的基础上,再增加一道较薄的有一定弹性和折角较大的密封片,以增加密封道数,并允许密封片与扇形板有一定接触。在投运初期能有效降低漏风率(可至4%左右)。不足之处:只在间隙小于10mm时有效,大机组无LCS(间隙自调装置)时热端效果不明显;运行时间长后接触式密封片易磨损失效。

  应用案例:阳逻电厂#1-4机组空预器进行过弹性可调密封改造,运行几年后,因密封元件磨损、弹片失效等原因造成漏风率增加,电厂经调研和摸索,制订了在原有密封的基础上采取在热端及冷端径向密封各加装柔性密封片,同时在原折12°角的径向密封片的径向隔板另一侧,增加一片较薄的折角的径向密封片(折角40°),并高出原12°折角径向密封片一定的距离,在空预器运行中允许较薄的密封片与径向密封扇形板有轻微接触的方案,来减轻空预器漏风。实施后,空预器漏风率由10%以上降至6%左右。

  6)自动漏风控制系统(间隙自动调整装置):大机组多数采用密封间隙自调装置(LCS),以热端间隙自调为主,典型代表是上锅等国内三大动力厂的空预器,采用间隙自动跟踪技术,自动调整扇形板位置,实现间隙在最小状态而不碰磨。如使用得当,能起到较好的漏风控制效果,通常漏风率低于6%。但如果对该装置不进行精心调试和有效的检查维护,加上空预器温度超限、变形、卡涩等原因,将间隙自调装置手动退出,则漏风率将显著增加,公司系统多家电厂因不重视间隙自调装置的投运,或因调整不当,造成漏风率很高。因此应进一步重视和采取有效措施保证该装置运行在良好状态。

  7)焊接静密封:通常采用固定式密封技术,典型代表是豪顿华公司。针对间隙自调装置(LCS)因维护工作量大、技术要求高而可能产生的漏风率高的问题,以及因扇形板在线调节带来的静密封漏风率大的问题,采用将静密封片和密封板焊接,扇形板运行中处于固定位置,以长期降低直接漏风。优点是维护简单,漏风率长期稳定,静密封片寿命延长;不足之处是热态时难以在线调节密封板,若冷态时对热态间隙计算和预留不当,或热态时烟气温度偏离设计值,则漏风率将较高。豪顿华公司有专门的间隙计算软件进行热态间隙预留并对用户保密。华能白杨河等电厂原空预器采用间隙自调装置,因自调装置运行不正常,而将密封型式改为固定式密封,漏风率基本稳定在7%左右,应进一步积累经验,通过精心调整进一步降低漏风率。

  9)抽气密封技术:也称疏导式密封技术。该系统由设备内密封机构和外漏风回收装置组成,原理是在空预器内部建立立体的封闭机构,形成回收区及密封区。当空气向烟气侧泄漏时,必经过冷、热端及轴向回收区,通过回收风机负压的作用把漏风经回收管道送入热二次风箱内(冬季可切换至空预器入口,起热风再循环作用)。由于密封区的作用,使空气泄漏量一般控制在5-6%左右,该泄漏风进入回收区内,即被设备外回收装置几乎全部回收,因而漏入烟气系统的泄漏空气量很小,可使空预器漏风率降至3%以下。但该装置因需设置回收风机而增加电耗,需综合评估经济效益。

  应用案例:德州电厂#3锅炉加装空预器疏导式密封系统,经运行评估,降低漏风率所产生的节能效果高于回收风机所耗的电能,总体仍是经济的。

  11)综合性密封技术:部分厂家综合以上多种技术的特点,对空预器径向、轴向、周向(旁路)密封和相关静密封进行针对性设计,实施漏风率控制,典型代表是(无锡)巴克-杜尔公司的空预器密封技术,如该公司的板式(弹性)双密封技术,采用可调节的径向密封片、周向密封板、膨胀节静密封片、热端间隙可调机构、冷端手动间隙调整机构等,实施综合密封调节。

  炉膛、燃烧器区域及屏式过热器部分结焦严重的锅炉,会导致排烟温度高、过热器及再热器减温水量大、频繁吹灰等问题,对运行经济性和安全性都有较大影响。控制结焦首先要通过燃料掺配,减少易结焦煤种的使用比例,或及时变换煤种,防止易结焦煤种长时间连续使用;同时每天要通过变负荷使渣块冷却脱落,避免机组长时间连续带高负荷运行;至少每两天对锅炉进行一次全面看火、看焦,发现有结焦趋势及时采取调整措施。通过燃烧调整、燃烧器一次风量调匀和前后左右墙二次风调匀,防止火焰中心偏斜或贴壁冲墙;合理控制燃烧器风门开度和氧量,避免局部欠风形成还原性气氛。要对吹灰效果进行评估,及时调整吹灰器提升阀后压力和温度,对易结焦区域增加吹灰器,以保证吹灰效果。为防控结焦,还可对水冷壁区域进行喷涂,或使用防结焦添加剂。

  通过采用水冷壁“Firemate”(法耳迈特)节能涂料覆膜技术,可以减轻锅炉结焦,增大炉膛吸热量,平衡水冷壁蒸发受热面和水平受热面的换热,防止过热器、再热器超温和降低排烟温度;同时由于法耳迈特材料黑度大发射率高的特性,可增强煤粉的燃尽度,降低飞灰含碳量。该方案无需对锅炉本体做硬件改造,对水冷壁进行表面处理后,常温下喷涂即可,在小修期内即可完成,改造后在寿命期内无需维护。该技术已在各等级机组上取得应用,西安热工院对喷涂法耳迈特材料的水冷壁试验研究表明,喷涂法耳迈特材料后水冷壁对辐射热的吸收增强了7.89%,对提高炉膛吸热量、降低炉膛出口温度有利。

  目前市场上的除焦剂种类较多,有固态粉末,也有液态喷剂;固态粉末可直接倒在输煤皮带上进入制粉系统,液态喷剂可通过专用喷枪在燃烧器上部的看火孔向炉内喷射。部分锅炉易结焦的电厂在高峰负荷时段向炉内添加除焦剂,取得一定效果。济宁、运河、秦岭等电厂尝试过向炉内添加汉思“炉宝”(又称998助剂)粉末添加剂,该添加剂是一种新型的NaCl和(C5H5)2Fe双基型燃煤炉窑添加剂,由助燃剂、催化剂、膨化剂、固硫剂以及高温滞留剂等各种成分组成,具有节能增效、固硫减排和防、除结焦的功能,对煤粉炉和循环流化床锅炉均有一定效果。

  技术原理及特点:部分电厂的风量测量配置采用文丘里管型式,阻力较大,增加了风机的电耗。将其改造为其它合适型式的则阻力降低,风机电耗也降低。

  采用四角切圆直流燃烧器型式的锅炉,在设计时一般设有燃烧器摆角机构,但由于卡涩等原因,部分锅炉的摆角无法正常使用,特别是早期采用气动调节方式的,其故障率较高。而目前,采用电动调节方式的摆角机构,在重视并按照标准调整燃烧内部调节机构的基础上,能够长期可靠进行摆动调整,其故障率较低,四角能够基本保持一致,能够满足主再热汽温调整的需要,对于保持主再热汽温在额定值和降低再热减温水量具有很好的效果,同时对燃烧稳定性影响较小,基本不需担心其对安全性的影响。

  适应范围:吹灰汽源取自高再、屏过出口等高品质汽源的机组,主蒸汽减温水取自给水泵出口的机组。

  燃用或掺烧烟煤、褐煤、煤泥,以及南方多雨地区的电厂,经常发生给煤机入口落煤管堵塞而影响制粉系统运行。堵塞一般发生在停运的制粉系统启动初期,甚至在给煤机运行中也会发生蓬煤。防止给煤机入口蓬煤,应从以下几个方面入手:一是加强原煤掺配,防止潮湿、浇水和结块成饼的煤大量进仓,煤泥要晾晒干并合理掺配;二是运行中合理控制煤仓煤位,对易堵的煤实施低煤位多次加仓,制粉系统停运前,要保持煤仓低煤位,防止原煤被压实(但当蓬煤原因是煤位低压力不够造成蓬煤时,要保持高煤位);三是制粉系统长时间停运,要将煤仓烧空,停磨后,要确保给煤机出口门关闭严密,防止热风倒灌造成煤仓中的原煤板结;四是多雨地区的电厂,要使用好干煤棚,确保每台机组有1-2台煤仓进干煤;五是做好冬季入炉煤控制,防止冻煤进仓后造成蓬煤。六是做好入炉煤破碎和大块防治,防止大块较多造成堵煤。在设备防治方面,通常有以下措施:一是在煤仓下部和落煤管加装振打器、空气炮等配置,但往往效果不太理想;二是对原煤仓底部锥筒和落煤管进行型线改造,防止形成“搭桥”,对给煤机入口闸门进行检查,防止未开到位和内部凸起部位造成粘煤;三是对原煤仓底部和落煤管加装水力疏通管道(俗称“水炮”,南通等电厂采用),启磨前短时间通水疏通板结的原煤;四是在落煤管的上口处加装往复式推杆配置,或加装内置、外置清塞机(传动轴带动刮板沿管壁作圆周运行)疏通防堵配置;五是加装落煤管柔性振动防堵塞系统(临河等电厂采用),原理是改传统刚性振动为柔性振动,落煤管上下采用柔性连接和弹簧悬挂系统,提高振动效率。

  (3)中速磨固定式风环改为旋转式风环:部分中速磨喉部风环设计为固定式,因圆周方向一次风的流场不均,流速高的区域风环磨损很快,同时因流场不均造成携粉能力下降。通过将风环改造为旋转式风环,即将风环喷嘴安装于磨辊托盘上,随托盘一起转动,能有效避免局部磨损,同时有利于一次风流场的均匀,起到较好的节能效果。

  (5)合理利用不同压力等级的风系统,降低辅机电耗:部分电厂对锅炉火检冷却风、等离子点火系统载体风等用相应压力等级的其它送风(空气)系统进行替代。循环流化床机组的一、二次风和流化风,以及厂用压缩空气系统、飞灰输送风机、脱硫氧化风系统、脱硝压缩空气系统等,根据实际情况,可进行相应的替代,以减少辅机运行台数,例如扎兰屯电厂循环流化床锅炉在气温较高时,用二次风替代飞灰输送风系统。

  对机械采样而言,采样配置应满足下述技术要求:采样配置的开口宽度为煤的最大粒度的2.5~3倍;采样时不发生“犁煤”、溅煤和留底煤;采用皮带端部下落煤流采样,采样器的切割速度应始终保持恒定,一般不超过0.46m/s;采样器容积大小应满足当带式输送机在额定出力下,采取全横断面煤流样时,不发生溢流或梗阻现象;采样皮带中部移动煤流采样,横过煤流的切割速度要大于皮带运行速度,一般为4~10m/s;刮板式采样器的两旁封闭板要稍离皮带(尽可能小),而后封闭板与皮带软接触;采样器移动的弧度要与采样段皮带的弧度相一致,每动作一次能切割一完整煤流横断面。

  锅炉大渣的主要成分是由水冷壁结焦后脱落的焦块、喷燃器分离出来的未燃尽的煤粉颗粒和燃烧后的较大的灰粒由于重力作用落入冷灰斗的颗粒等组成。由于炉膛渣池很大且灰渣分布极不均匀,为了获得有代表性的样品,需要大量样品,每次取样量一般不应少于4kg,并且要求对每一样品进行多次分析。灰渣取样分析建议每班至少一次。

  电站燃煤锅炉烟气含氧量的测量探头一般都安装在空气预热器入口,但存在安装数量过少,安装不规范造成的测量结果不具有代表性等问题。因此建议在空气预热器入口前的水平烟道内,结合锅炉试验氧量场的标定结果,根据烟气氧量场分布特点,增加氧量测点,每侧建议至少安装4个测点。并与炉膛水平烟道出口处的氧量计相互校验。

  排烟温度是锅炉运行的重要参数。锅炉排烟温度测点安装位置不当,使得排烟温度值一直不能正确显示,运行及专业技术人员监视到的是虚假的排烟温度,这使得锅炉系统实际存在的问题不能得到及时发现和解决,给机组的安全运行埋下了隐患。在空气预热器出口,由于空预器漏风、烟气分层、烟气温度场不稳定等原因,排烟温度不容易测量准确,因此建议每侧烟道至少安装4个排烟温度测点。

  风机是锅炉的重要辅机,其耗电率占生产厂用电的30%以上,风机运行的安全可靠经济是锅炉安全经济运行的首要保证。风机运行中的参数是指导运行人员监测风机以及风烟系统、脱硫烟气系统运行状况的主要依据。其中比较关键的测点包括:空预器进出口烟风压力测点;暖风器进出口压力测点;电除尘进出口压力测点;脱硫塔进出口压力测点;风机进出口压力测点,风机叶片开度等。

  应用案例:华能滇东一厂四台机组已根据上述要求对其四台600MW亚临界机组对关键性测点进行了规范,为四台机组的运行分析提供了良好条件。目前股份公司已批准立项科技项目“600MW机组短周期日常性能监测及诊断技术研究”,将以此为基础,并结合已有的信息监控系统,实现对机组性能的日常监测,有效加强节能管理。

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