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节能改变生活-专业节能博客

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燃煤机组节能一体化改造技术研究与应用实践  

2016-04-12 15:14:33|  分类: 碳排交易 |  标签: |举报 |字号 订阅

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  一、影响燃煤机组能耗指标的主要因素及对策

  1.火电厂能耗指标组成:

  式中:b:发(供)电煤耗,HR:汽轮机热耗率,ηb:锅炉效率,ηp:管道效率,δp:厂用电率。

  2.影响机组能耗指标的主要因素。

  (1)机侧(热耗率)。

  1) 汽轮机本体:各缸效率,轴封漏汽等;2)热力系统:回热系统(加热器、抽汽压损、给水泵等)、减温水、系统严密性及布置的合理性、机组正常蒸汽消耗(涉及辅助蒸汽、吹灰等的优化等);3)运行参数:主、再热温度,排汽压力;4)运行方式:主蒸汽压力优化(高压调门优化);5)出力系数(负荷率)。

  (2)炉侧(排烟温度、飞灰含碳量)。

  1)设备状况、运行方式等:漏风、冷风掺入量、受热面结渣、积灰堵灰,受热面结构比合理,燃烧器运行方式等;2)煤质:无烟煤,烟煤,褐煤;挥发分、水分、灰分等。

  (3)辅机(耗电率):三大风机、循环水泵、制粉系统、凝结水泵、脱硫、除尘、输煤等。

  3.综合能耗升级改造典型项目及内容。

  通流改造,汽轮机本体汽封改造揭缸提效,机组的供热改造(纯凝改供热机组、高背压循环水供热改造、热网循环泵的汽动改造等),热力系统的优化及改造,冷却水塔改造,汽轮机调门优化运行(包括凝结水参与一次调频),低压省煤器,热网节能改造,冷端系统整体节能优化运行及改造,机组整体节能优化运行及改造,机组性能监测系统及测点规范,广义回热系统,0号高加(弹性回热),外置蒸汽冷却器,变频总电源,超(超)临界(二次再热)改造等。

表1 300兆瓦亚临界机组能耗状况及潜力

  说明:目前国内经过通流部分改造后的300兆瓦亚临界机组热耗率水平仍高于理想水平约100千焦/千瓦时,但低于未经改造的引进型机组约100千焦/千瓦时,约3.7千焦/千瓦时。

表2 600兆瓦以上超临界机组能耗状况及潜力

表3 主要辅机耗电率状况

表4 主要技术方向汇总

表5 600兆瓦等级超临界机组主要性能指标

表6 国产引进型汽轮机节能潜力分析

  4.供热改造。

  提高能源的利用效率,减少冷源损失。每1%主蒸汽流量下的抽汽量约提升供热比1-1.2%;每1%供热比约使煤耗降低1-2克/千瓦时,抽汽参数越低,影响量越大。工业用汽参数高,经济性低于采暖供汽;大力开发民用汽源,实现热电冷三联供。

  (1) 低压(低低温)省煤器。利用凝结水将锅炉的排烟温度由125℃-150℃左右降低到适合温度。低压(低低温)省煤器用来减少脱硫塔入口所需喷水减温量,节省工艺水;加热凝结水,排挤汽轮机抽汽,增加汽轮机做功功率,降低煤耗;若布置在除尘器前,可降低烟温,减小飞灰比电阻,提高除尘效率;向外供热(介质为热网循环水)。

  (2)低压省煤器与暖风器联合系统。

方式一:低压省煤器与烟气余热供暖风器系统。

方式二:低压省煤器与6抽供暖风器系统。

方式三:低压省煤器与7抽供暖风器系统。

 7抽处于负压状态,若暖风器发生泄漏,机组真空将收到严重影响,另由于蒸汽比容较大,管道尺寸及省煤器尺寸增大较多,布置难度加大。

方式四:低低温省煤器深度节能系统。

  二级省煤器后烟气温度可降至70℃,经济性较好,但二级省煤器严重处于酸露点下,运行环境差,需采用弗塑料,且易产生黏性积灰,另外二级省煤器有可能造成脱硫塔废水排放量增加。

  二、燃煤机组节能一体化改造技术路线

  1. 综合能耗升级改造路线图。

  步骤一,机组的节能诊断及评估:针对主辅设备及系统的性能状况给出明确的结论及节能空间,有利于找出主要问题,明确工作方向,并根据诊断结果给出成熟可行的治理措施。

  实施的三个层次:运行优化、检修维护、重大技改。

  步骤二,重大项目的论证及可研:对于工作量小,实施难度低,涉及面窄,但节能效果显著的措施,电厂可自行组织实施,无需严格的可研论证,以保证工作实施的及时性。对于投资巨大,但节能空间和效果不一定成比例增加,同时还有可能产生一些负面的影响的措施(如汽轮机的通流改造、低温省煤器、风机及烟风系统改造、提高运行参数等),应慎重对待,需深入论证,并编写可研报告。部分项目甚至需要进行专项的试验,一方面为可研论证提供可靠依据,另一方面则用以检验改造效果。

  步骤三,项目现场实施计划:应根据项目自身的难易,现场实际情况,检修计划安排等进行总体规划,分布进行。对于一些常规项目,电厂可根据实际情况自行组织实施。重大项目则需可研论证,并经充分准备后实施。

  2.诊断范围和内容。

表7 诊断范围和内容

  从运行方式、设备及系统状况、系统配置、环境因素、煤质等多个方面,系统全面的对机组能耗状况进行评价。

3.节能诊断程序及过程。

  程序及过程:资料收集,设计资料,设备参数,运行规程,系统图,统计报表(大、小指标),各种性能试验报告,主要运行参数,现场实地调研,必要的有针对性的简单测试,与技术人员的深入沟通,指标的详细核算,节能措施的提出。

  如何分析:理论+不断积累的经验+现场意见的反馈+大量的统计数据(包括同类型机组的实际状况)+数据、结果、意见等等之间的相互印证及内在联系。一种高度交叉的新学科!

表8 某机组全年能耗状况

表9 影响各厂机组能耗指标的主要因素

表10 各厂节能潜力汇总

表11 通过运行优化方式可获得的节能潜力

表12 通过检修维护可获得的节能潜力 表13 通过重大技术改造可获得的节能潜力

表14 近年热工院完成的节能诊断项目

  三、燃煤机组节能一体化改造案例

  1.600兆瓦亚临界空冷机组。

  汽轮机型号:NZK600-16.7/538/538,东方汽轮机厂引进日本日立公司技术设计和制造,设计排汽压力13.7千帕。

  锅炉型号:HG-2070/17.5- HM,哈尔滨锅炉厂根据美国ABB-CE燃烧工程公司技术设计制造,单炉膛∏型布置、一次中间再热、平衡通风、全钢构架悬吊结构、紧身封闭、固态排渣,燃用褐煤。

  2.机组能耗现状。

  2014 年1-10月:发电煤耗:317.6克/千瓦时,供电煤耗:349.4克/千瓦时(先进值约332克/千瓦时);发电厂用电率:9.13%(褐煤机组先进值约6%);主汽温533.9℃,再热汽温539.6℃;再热减温水用量48吨/小时;排烟温度:151.8℃;空预器漏风率:左侧8.04%,右侧 7.15%;三大风机耗电率:2.21%;给水泵耗电率:3.2%(先进值约2.5%);凝结水泵耗电率:0.25%(先进值约0.18%);空冷耗电率 0.92%(先进值约0.7%);除尘耗电率0.41%(先进值约0.15%);机组背压平均16.7千帕(先进值约10千帕)。

  3.目前存在的主要问题。一次风温低,锅炉制粉系统干燥出力不足;低负荷SCR入口烟温低,不能正常投运;再热器减温水量大;汽轮机性能差,热耗率高;空冷岛性能差;厂用电率高。

  4.节能技术方案。

  落实完成上述先进节能示范技术,约需投资27778万元,且当给水泵采用汽动方式,则机组厂用电率及供电煤耗率可分别下降约3.5个百分点和19.92克/千瓦时。

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