CFB锅炉能耗诊断

循环流化床锅炉能耗诊断北京（2015）1锅炉主要问题：1）锅炉效率不稳定，高的时候可以满足设计值，但是低的时候低很多；排烟温度高（设计问题、改造问题、运行问题）；排烟度高（计行）；脱硫效率低（石灰石输送系统、入口位置、粒度）2）左右排烟温度热风温度偏差大；2）左右排烟温度、热风温度偏差大；3）辅机耗电率大（三大风机选型偏大、送风机液偶）；4）空预器漏风率大；5）再热汽温低5）再热汽温低锅炉效率项目符号单位设计值2013/82013/52012/12排烟热损失百分率q2%-5.465.506.09可燃气体未完全燃烧热损失百分率q3%-0.010.000.00损失百分率q3%0.00.000.00固体未完全燃烧热损失百分率q4%-0.383.001.54百分率锅炉散热损失百分率q5%-0.420.430.39灰渣物理热损失百分率q6%-0.130.190.13石灰石脱硫热损失百分率q7%-0.210.230.51率7总热损失百分率Σqi%-7.039.348.66锅炉热效率η%92.3793.4090.6691.34修正后的锅炉热效率η'%92.3793.2591.6991.564锅炉效率次试验数据的差异主要来源于固体未完全燃锅炉效率1.三次试验数据的差异主要来源于固体未完全燃烧热损失、排烟热损失和石灰石脱硫损失，其中固体未完全燃烧热损失的差异最大达中固体未完全燃烧热损失的差异最大，可达2.62个百分点；排烟热损失的差异达0.63个百分点，石灰石脱硫损失的差异达0.3个百分点；其他项损失影响较小，可以忽略。2.提高锅炉燃烧效率和传热效率是提高二号锅炉热效率的主要方向。热效率的主要方向。保证燃尽能力降低排烟热损失提高石灰石脱硫效率5灰渣可燃物灰渣可燃物2.5炉渣可燃物2炉渣可燃物飞灰可燃物1.5含量%1可燃物含0.5可05月26日6月15日7月5日7月25日8月14日9月3日65月26日6月15日7月5日7月25日8月14日9月3日灰渣可燃物近三个月来二号锅炉灰渣可燃物的统计数据灰渣可燃物1.近三个月来二号锅炉灰渣可燃物的统计数据飞灰可燃物含量大多在1.0%-2.0%，高于设计值（1.0%）；底渣可燃物含量大多在0.5%-1.1%，与设计值底渣可燃物含量多在，与设计值（1.0%）相当。降低固体不完全燃烧损失的关键在于控制飞2.降低固体不完全燃烧损失的关键在于控制飞灰可燃物的含量。7灰渣可燃物3炉渣可燃物飞灰可燃物灰渣可燃物3炉渣可燃物飞灰可燃物12可燃物含量%12可燃物含量%012141618200152025301214161820低位发热量/ MJ15202530挥发分%3炉渣可燃物飞灰可燃物2含量%炉渣可燃物飞灰可燃物1可燃物含8015253545灰分%灰渣可燃物1.入炉煤低位发热量与灰渣可燃物之间并没有明显的相关性需要细化入炉煤质指标才能更好地控制灰相关性，需要细化入炉煤质指标才能更好地控制灰渣可燃物的含量。提高炉煤中的挥发分含量可以改善炉煤的燃2.提高入炉煤中的挥发分含量，可以改善入炉煤的燃尽特性，降低灰渣可燃物的含量。当入炉煤挥发分含量高于24%时其飞灰可燃物含量降至10%15%以含量高于24%时，其飞灰可燃物含量降至1.0%-1.5%以下。3.降低入炉煤中的灰分，可以降低灰渣可燃物的含量。需要说明的是，CFB锅炉燃烧方式对入炉煤灰分有特殊求煤灰宜殊要求，入炉煤灰分不宜低于14%。4.飞灰含碳量日常运行平均值为1.5%，底渣含碳量日常运行平均值为0.9%，煤质控制能降低灰渣可燃物含量约0.3个百分点，折合供电煤耗约1.1g/kWh。9灰渣可燃物灰渣可燃物项目单位实测值高效分离值项目单位实测值高效分离值灰渣比-1.50.67飞灰切割粒μm110100径d99μ10灰渣可燃物提高旋风分离器的分离效率有利于增加细颗灰渣可燃物1.提高旋风分离器的分离效率有利于增加细颗粒在燃烧室内的停留时间，降低锅炉灰渣比，提高燃烧效率。2分离器效率提高使灰渣比达到设计值后可2.分离器效率提高使灰渣比达到设计值后，可降低灰渣可燃物含量约0.12个百分点，提高锅炉效率约012个百分点折合供电煤耗约炉效率约0.12个百分点，折合供电煤耗约0.4g/kWh。11排烟热损失6排烟热损失固体不完全燃烧热损失排烟热损失14461404炉热损失%136排烟温度℃2锅炉132排022.22.42.62.83氧量%128890900910920930床温℃项目单位运行值设计值床温℃93891512排烟热损失在保证固体完全燃烧热损失增加的前提排烟热损失1.在保证固体不完全燃烧热损失不增加的前提下，通过降低锅炉运行氧量可以降低排烟热损失约0.1个百分点，折合供电煤耗约0.4g/kWh。2运行床温每降低10℃可以降低排烟温度约2.运行床温每降低10℃，可以降低排烟温度约4℃，提高锅炉效率约0.2个百分点。降低床温至设计值可降低供电煤耗约17/kWh至设计值可降低供电煤耗约1.7g/kWh。13排烟热损失排烟热损失项目单位炉内脱硫前炉内脱硫后烟气中SO2浓度（折算到6%≤烟气中SO2浓度（折算到6%氧量）mg/m36556≤400H2SO4蒸汽分压*Pa211≤145H2SO4蒸汽分压*Pa211≤14.5水蒸气分压*Pa98269811水蒸气分压烟气露点℃130≤55注：大气压力按88980Pa，入炉煤按设计煤种计算14排烟热损失按照设计排烟温度℃实际烟气露点℃排烟热损失按照设计排烟温度142℃，实际烟气露点55℃计算。目前排烟温度的设计裕量为87℃，增加主受热器受热面（再热器、省煤器）后预计降低排烟温度20~30℃；降低排烟温度；目前问题运行排烟温度高于设计想象与设计问题问题。40℃的烟温空间可用于进一步装设低温省煤器等受热面（待定）15石灰石脱硫石灰石脱硫1.试验中实际钙硫比为1.25，脱硫效率仅为26.6%。2.锅炉脱硫效率低的原因主要有三个：一是给入石灰石粉的粒度过细，停留时间不足导致脱硫反应效率低；二是石灰石输送系统出力不足，在燃用高硫煤时无法满足高效脱硫所需的钙硫比；三是运行人员习惯采用的配风方式不利于提高16炉内脱硫效率。石灰石脱硫石灰石脱硫17项目单位设计值允许变化范围运行值石灰石中位粒径d50μm450320-600122石灰石脱硫灼烧前石灰石粉的中位粒径（d）为122μ灼烧石灰石脱硫1.灼烧前石灰石粉的中位粒径（d50）为122μm，灼烧后固体颗粒的中位粒径减小为44μm，发生了较为明显的颗粒退档显的颗粒退档。2.约有70%的石灰石颗粒最终成为粒径小于110μm的飞灰颗粒，这部分石灰石颗粒在炉膛中的停留时间较短，利用效率也较低。3.在充分了解石灰石爆裂特性的基础上，适当采用粗一些的石灰石作为脱硫剂，可以延长石灰石在炉膛作，中的停留时间，提高石灰石的利用效率。18石灰石脱硫项目单位数值石灰石脱硫设计正常出力t/h35.2设计最大出力t/h52.8实际最大出力t/h19.0现有的石灰石输送系统出力无法满足正常出力的要求，当入炉煤中的含硫量超过1.4%时，石灰石系统就很难满足炉内脱硫所需的钙硫比，脱硫效率也无法保证。19石灰石脱硫石灰石给入量等重要参数一直未能准确标定，石灰石脱硫运行人员无法通过调节石灰石给入量来控制钙硫比，导致实际运行中的钙硫比与设计值（2.0）偏离较多偏离较多。在稳定床温和钙硫比条件下，一次风量、二次风配比氧量等参数的调整优化至少能影响脱风配比、氧量等参数的调整优化至少能影响脱硫效率18个百分点。综合以上措施后按照钙硫比达到20（设计综合以上措施后，按照钙硫比达到2.0（设计值），脱硫效率达到90%（设计值）计算，可提高锅炉效率03个百分点。折合供电煤耗约提高锅炉效率0.3个百分点。折合供电煤耗约1.1g/kWh。20蒸汽温度项目单位锅炉运行值汽机侧设计值THATRL高加全切蒸汽温度THATRL高加全切蒸汽压力MPa4.003.844.103.99蒸汽温度℃3435329533573363蒸汽温度℃343.5329.5335.7336.3项目单位运行值BMCR设计值*机组实际负荷MW330.0365.4再热冷段蒸汽温度℃343.5341.0再冷事故喷水减温器前汽温℃343.2341.0事故喷水减温器后汽温℃342.6341.0微调减温器前汽温℃471.1459.0微调减温器后汽温℃46934590微调减温器后汽温℃469.3459.0屏再出口汽温℃540.7541.0低温过热器出口汽温℃400.0408.0屏式过热器入口汽温℃378.9392.0式过热出℃屏式过热器出口汽温℃507.3511.0高温过热器入口汽温℃502.3497.0高温过热器出口汽温℃541.6541.0事故减温水调阀阀位%1.7-21微喷减温水调阀阀位%3.3-再热器烟气调节挡板阀位%93.8-过热器烟气调节挡板阀位%34.5-蒸汽温度实际运行中锅炉低温再热器入口蒸汽温度比TRL工况实际运行中锅炉低温再热器入口蒸汽温度比TRL工况设计值高7.8℃，比THA工况设计值高14.0℃。由于汽轮机高压缸做工能力未达到设计值锅炉低温再热轮机高压缸做工能力未达到设计值，锅炉低温再热器入口温度比设计值偏高。锅炉防磨改造提高了烟气温度锅炉防磨改造提高了烟气温度机组在330MW工况下运行时，低温再热器对应的烟气挡板开度在90%以上高低温过热器对应的烟气挡气挡板开度在90%以上，高低温过热器对应的烟气挡板开度仅35%，屏式再热器的吸热不足是导致再热系统的吸热量比屏式再热器的吸热不足是导致再热系统的吸热量比设计值偏低的主要原因，如果汽机高压缸做工能力达到设计值，仍会出现屏再出口汽温偏低的问题。到计值，屏再按照再热汽温偏低10℃计算，由此导致机组煤耗增加至少0.7g/kWh。22空气预热器漏风项目单位A侧空气预热器B侧空气预热器入口氧量%132093入口氧量%1.320.93出口氧量%2.83.43过量空气系数入口过量空气系数-1.06711.0463出口过量空气系数-1.15381.1952漏风率%7.3212.81SO2浓度（折算到6%氧量下）mg/m316404020排烟温度℃1511271.利用停机检修检查空气预热器，更换破损严重的管件，节省引风机电耗约0.05个百分点，降低供电煤耗约0.2g/(kW∙h)；2在锅炉运行中应重视炉内脱硫系统的运行调整加强对排烟中232.在锅炉运行中应重视炉内脱硫系统的运行调整，加强对排烟中的SO2浓度的控制。3.冬季环境温度较低时应及时启用一二次风暖风器。引风机引风机项目单位设计值运行值入口烟气压力Pa-6358-4903项目单位数值备注入口烟气压力Pa63584903入口烟气流量m3/s310.39243.8项目单位数值备注总烟气量Nm3/s324.0计算烟气温度℃137.9实测烟气体积流量3计算烟气体积流量m3/s487.6计算入口烟气压力Pa-4903实测出口烟气压力Pa387按设计全升计算全压升Pa5290计算空气功kW2579.4计算电流和A444.8实测功率数计功率因数-0.894按设计电机效率%90按设计最低轴功率kW3719.5计算风机效率%69.3计算设计效率%86.7设计24引风机机组带330MW负荷时引风机效率仅为693%低于引风机1.机组带330MW负荷时，引风机效率仅为69.3%，低于BRL工况下的设计效率。2.这主要是由于引风机选型偏大，实际运行工况点偏离高效工作区（如表所示），采取相应措施降低排烟温度和空气预热器漏风后，引风机运行工况还会偏离设计点更多。3.由此造成引风机电耗增加约0.25%，按照实测煤耗343.5g/kWh计算，因引风机运行效率降低导致煤耗增加约0.9g/kWh。25一二次风机液力耦合器一、二次风机液力耦合器机组负荷A一次风机B一次风机A二次风机B二次风机合计330MW0.1110.0960.1350.1400.481300MW0.1260.1110.1530.1520.542270MW0.1410.1300.1550.1530.579240