T_CEEMA 003-2022 煤电机组锅炉节能、供热和灵活性改造技术导则.pdf

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  • 侧提效一般首先考虑减少锅炉排烟损失、固体未完全燃烧损失,其次考虑气体未完全燃烧损失、 、灰渣显热损失,以及降低厂用电、余热利用与机炉耦合等方面的措施

    表3锅炉各项效率提升潜力

    注1:与燃烧调整、风粉平衡有关。 注2:与燃料有关,反应性越差的煤潜力越大。 注3:针对循环流化床锅炉,可将旋风分离器及其出口烟道由绝热式改为蒸汽冷却式。 注4:针对循环流化床锅炉,燃料灰分越高,潜力越大。

    煤粉锅炉热损失主要由排烟热损失、未完全燃烧热损失、散热热损失组成,机组效率提升主要从以 三方面进行改造。 a)降低排烟热损失 1)增加省煤器或分级省煤器

    槽钢标准T/CEEMA 0032022

    根据具体工程的实际情况,增加省煤器面积,或结合深度调峰,采用分级省煤器等,降低排烟温度。 2)预热器改造 对预热器换热元件更换性能更优的板型、受热面进行加高或者扩大直径提开换热性能,降低烟气阻 力,同时通过对预热器进行漏风治理,降低排烟温度,提升锅炉效率。 3)尾部烟气余热利用 采用空预器旁路烟气余收回收、锅炉排烟余热回收系统(低温省煤器、低温省煤器+暖风器、回转 式耦合管式预热器、MGGH等)进行能量回收,提升机组效率。 b)降低未完全燃烧热损失 采用先进燃烧器及配风系统,通过对燃烧系统、制粉系统进行改造及机组燃烧调整,并结合提高风 粉混合物温度等手段,提高燃烧效率、降低飞灰含碳量,减少未完全燃烧热损失。 c)降低散热热损失 通过对密封的治理,降低散热热损失

    我国正加快推进大气污染防治,提高能源利用率,鼓励发展热电联产,提升煤电高效清洁发展水平。 兼顾居民采暖的热电联产机组在我国北方地区装机占比已较高,结合工业园区用户需求优先对附近在役 大容量机组实施供热改造同样符合产业政策。若与电锅炉、储热罐、熔盐储热等储能技术结合,实现热 电解耦,可进一步释放供热机组灵活性,提高可再生能源消纳比例。 a)从能级角度以及经济性考虑,抽汽项目的基本原则建议是“压力匹配,温度对口”;: b)当抽汽点压力高于用汽需求时,可采用减压设备进行调节;当抽汽点压力低于用汽需求时,可采 用压力匹配器进行调节: c)当抽汽点温度高于用汽需求时,可采用减温设备进行调节;当抽汽点温度低于用汽温度需求时, 可采用炉内再热技术或抽汽再热(汽汽换热)技术进行调节; d)电厂需要考虑宽负荷运行抽汽时,可采用的措施有中联门参调和高低旁路改造, e)在主蒸汽抽汽和再热冷段抽汽,抽汽位于中压缸进汽前,导致锅炉再热汽吸热比例减小,可能导 致再热器超温的抽汽改造,需要核算再热器的适应性,对炉再热器安全性进行评估,可采用再热器减 温水系统增容、增设一级再热器减温水或进行受热面局部升级改造方案。 另外对于增加新蒸汽或利用旁路改造进行供热改造的机组,进行锅炉热力计算核算和受热面安全性 评估,可采用增设受热面、增加汽温调节性能等改造方案

    火电机组设计之初为带基本负荷运行,具备一定的调峰能力。近年来,随着电网结构调整,新 重上升,火电机组越来越频繁的承担调峰、启停等灵活运行任务。在灵活运行背景下,燃煤锅炉 露出以下问题:

    a)低负荷运行时,炉内烟气温度大幅降低,燃烧稳定性差; b)低负荷运行时,脱硝系统入口烟气温度偏低,脱硝设备投入困难,污染物排放难以控制; c)低负荷运行时,锅炉设备的安全性、运行经济性及主要辅机适应性不容易保证。

    5.3.1灵活性改造的目标

    深度调峰指机组适应电网负荷变化要求,当电网所需负荷降低至机组额定负荷20%25%时,锅炉、 气机、电机及相关辅助设备(如脱硝设备、脱硫设备、电除尘设备)均可安全、可靠和稳定运行。 机组灵活性指火电机组具有快速响应电网负荷变化的能力,机组响应电网负荷变化时,参数正常, 炉受热面不超温,且机组可安全、稳定可靠运行。且当锅炉燃料变化时,具有较强的燃料适应能力。 火电机组实施灵活性改造后,可消纳大量可再生清洁能源,结合各地调峰补贴、现货交易、碳排放 权交易等能源政策,将创造较大的经济效益和社会效益

    5.3.2灵活性对锅炉的影响

    锅炉深度调峰运行时,存在着火稳定性差,锅炉容易熄火;锅炉快速调峰时烟气侧和工质侧流量偏 差加大,受热面超温;脱硝入口烟温低,脱硝投入困难;空预器排烟温度低,空预器结露堵灰等问题。 影响锅炉调峰能力的主要因素: a)锅炉本体:快速变负荷工况厚壁元件寿命损耗问题;超低负荷工况炉内高温受热面壁温裕量问 题; 超低负荷工况水冷壁水动力安全性问题; b)燃烧系统与制粉系统:超低负荷稳燃,双磨、单磨运行及之分系统优化等问题; c)脱硝投入装置:超低负荷工况下脱硝装置投入问题: d)送、引风机:超低负荷工况下风机喘振风险等问题; e)空预器:超低负荷工况下空预器堵灰、腐蚀问题; f)超低负荷工况吹灰等问题。 对于现有机组,控制系统的设计大部分未考虑深度调峰工况,适应性有待改善,主要存在监控不足 预警能力较差、基础逻辑限制、自动控制难以有效投入 功率振荡风险增加等问题

    5.3.3锅炉灵活性改造措施

    c)锅炉本体灵活性改造:目的是提高锅炉的低负荷稳燃能力,降低锅炉最低稳燃负荷,其主 包括低负荷稳燃能力改造、受热面安全性提升、空预器改造、宽负荷脱硝的改造、热工控制系统

    5.3.3.2提高低负荷稳燃能力措施

    锅炉最低负荷稳燃能力,受到煤质挥发份、水份、灰份、煤粉细度、煤粉均匀性、燃烧器类型、配 风等因素的影响。燃烧器着火依赖燃烧器区域炉膛的温度水平高低,炉膛温度水平越高,着火也就越容 易,稳燃负荷也就越低。在低负荷条件下,由于火焰热量迅速扩散,火焰温度急剧衰减,负荷低于30% 着火稳火就非常困难。为了适应深度调峰条件下提高低负荷稳燃能力,需对制粉系统、燃烧系统进行相 应改造,提高燃烧器稳燃能力,降低最低稳燃负荷。

    5.3.3.2.1燃料

    锅炉低负荷稳燃,受到锅炉容量、煤质成份的影响很大,特别是煤质中干燥无灰基挥发份,是 着火稳定性的关键。300MW~1000MW锅炉目标最低稳燃负荷:

    表4深度调峰时不投油稳燃负荷的性能评估

    兑明: 表4中,深度调峰时不投油稳燃负荷的性能评估需要满足以下条件: 1)一般采用2台磨煤机带低负荷。对于极难着火煤种和部分难着火煤种,不投油稳燃负荷较高, 通常大于40%BMCR,这时需要超过2台磨煤机带低负荷。 2)燃用煤种需要同时满足收到基灰分Aar≤30.0%,收到基水分Mar≤30.0%,且(Aar+Mar)≤45.0% 的煤种,

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    当燃用的煤种的收到基灰分Aar> 或收到基水分Mar>30.0%,或(Aar+Mar)>45.0%时 根据设计煤种的工业分析的数据, 对着火稳定性指数RW进行修正,修正原则见表5

    5深度调峰时不投油稳燃负荷的性能评估煤质修

    现有机组实现深度调峰低负荷稳燃,燃料方面可考虑以下措施: 更换煤质,借鉴深度调峰技术经验,当电厂需要深度调峰时,采用深度调峰专用高挥发份燃料,采 用低负荷调峰专用燃烧器喷口,实现锅炉低负荷稳燃。 利用已有煤质,通过制粉系统改造、燃烧器改造,在现有设备基础上,可进一步降低锅炉最低稳燃 负荷,实现深度调峰低负荷稳燃。

    5.3.3.2.2提高低负荷稳燃能力措施

    受燃煤供应等影响,电厂往往不能燃用期望的高挥发份烟煤。因此,更多的是针对实际燃用煤质, 通过技术改造,提高锅炉低负荷稳燃能力,达到深度调峰目的, 锅炉最低稳燃负荷除受煤质挥发份影响外,还受到锅炉煤细度、煤粉均匀性、煤粉着火浓度等多种 因素影响。 在煤质确定的情况下,提高煤粉稳燃能力的措施有: 提高煤粉细度及煤粉均匀性。 煤粉细度和均匀性直接影响煤粉着火和燃尽,煤粉越细,均匀性越好,稳燃能力也就越好。 a)低负荷助燃及监控

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    单台磨运行带一层燃烧器,需采取特殊方法加强燃烧器稳燃能力(微油、等离子、富氧),稳燃效果 好,但改造成本及运行成本相对较高;两台磨运行每台磨带一层燃烧器,单台磨负荷率过低,风煤比难 认控制,同样需要采取特殊的方法强化稳燃。 制粉系统可采取设置动态分离器、风粉在线可调系统、磨煤机变频等技术手段,提高低负荷下煤粉 细度、均匀性,提高低负荷下磨煤机出口煤粉浓度等,通过制粉系统与燃烧系统的匹配,增强低负荷状 态下的煤粉燃烧稳定性,提高锅炉低负荷下稳燃能力。 b)提高燃烧器稳燃措施 锅炉在20%~25%超低负荷时,提高一次风煤粉浓度,降低煤粉气流着火热,均有利于煤粉着火及燃 尧稳定。因此,建议超低负荷运行时,减少磨煤机投运台数,有利于燃烧器喷口热负荷集中,并且有较 高的煤粉浓度。若投运磨煤机台数过多,将造成一次风风率增大,煤粉浓度下降,不利于稳燃。 超低负荷工况下,燃烧器稳燃问题,需采取特殊方法加强燃烧器稳燃能力: c)超低负荷下稳燃燃烧器 1)采用新型超低负荷稳燃燃烧器,通过技术手段实现高烟温、高煤粉浓度、高氧浓度梯度,共同 实现超低负荷稳燃。对于不同类型的燃烧器,提高最低稳燃负荷的措施有所不同。 对于直流燃烧系统,当调峰幅度中等要求时,采用着火能力强的浓淡燃烧器,提升煤粉浓度,降低 稳燃负荷;当调峰要求更高时,可采用外置式煤粉浓淡分离装置及稳燃型喷嘴,或采用专用的低负荷稳 然燃烧器。对于旋流燃烧系统,采用强化着火的旋流燃烧器,或采用外置分离技术等,提升稳燃能力 2)增设小功率燃烧器 增设小功率的燃烧器,可增设小功率磨煤机或通过分离及其它手段获得纯煤粉,在低负荷时投运该 系统,通过低负荷状态下该燃烧器的自稳能力,提供持续稳定的热量给其它常规燃烧器,达到低负荷稳 燃的目的。 3)助燃燃烧器技术 采用特殊助燃技术加强燃烧稳燃能力,可采用的技术手段:微油点火燃烧器助燃;等离子点火燃烧 器助燃:富氧微油或富氧等离子点火燃烧器助燃;掺烧气体稳燃等。

    5.3.3.2.3消除影响稳燃的外部因素

    锅炉机组深度调峰时,水平烟道区域烟速降低,过低的烟速无法带走沉积在水平烟道区域的积灰, 特别是燃用高灰份煤质锅炉,积灰高度甚至达1m以上。当炉膛负压力波动时,很可能出现水平烟道垮灰, 造成炉膛负压波动,燃烧器灭火。由于深度调峰负荷时,炉膛燃烧稳定性远低于高负荷,为了消除水平 烟道垮灰对锅炉燃烧稳定性影响,设置水平烟道吹灰装置,消除其影响。

    5.3.3.3低负荷下受热面安全措施

    机组深度调峰时,由于负荷工况长期偏离设计工况,烟气侧和工质侧偏差将远大于额定工况。 水冷壁管间偏差、核算水循环安全性、增设必要的壁温测点等措施保障锅炉机组灵活性改造后的

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    力安全。锅炉深度调峰时,锅炉产汽量小,过热器受热面冷却差,屏式过热器、后屏过热器、高温过热 器和高温再热器可能出现局部温度超过氧化温度的超温情况。长期局部超温可能造成受热面材料老化, 进而影响机组安全可靠稳定运行。 为了适应低负荷下上述受热面的安全性,需采取以下措施

    5. 3. 3. 3. 2 壁温核算

    在机组后停、变负何运行及持续载 主安厚型净承片 受着恒定与交变的机械应力和热应力的作用,使其产生疲劳寿命损耗和端变寿命损耗,且在产生 命损耗的同时会加大变损伤程度,而蟠变损耗的存在又会在疲劳损耗过程中促进损耗的进

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    大,即疲劳损耗与蠕变损耗有着相互促进的交互作用。当锅炉进行深度调峰和快速启停时,已改变了原 没计运行方式,必将加大厚壁承压部件(集箱、管道)的热应力循环范围,增加循环次数,加快部件寿命 损耗进程。而厚壁承压部件的使用寿命决定了锅炉的使用寿命。为保障锅炉的运行安全性,保证合理的 使用寿命,必须加强锅炉运行安全监测和管理。 随看机组负荷的降低,烟侧和工质侧的偏差将加大,需掌握低负荷下偏差汽温情况,对炉过热器, 再热器进行详细的壁温计算,并与机组深度调峰试验数据对比,确定计算偏差系数。主要分析核算内容: a)低负荷条件下受热面偏差分析核算; b)低负荷条件下受热面壁温计算分析和强度核算; C)低负荷条件下运行对锅炉氧化皮的影响分析

    5.3.3.3.3受热面改造及控制措施

    根据壁温核算情况,对锅炉受热面安全性进行详细分析,可采取的措施: a)对壁温超过氧化温度的受热面,进行材料升档; b)对受热面易出现超温部件和位置增加壁温测点; C)优化运行控制,减小偏差,加强壁温监控

    5.3.3.3.4精调减温水

    在原减温水管路上增加用于精细调整的小旁路,并增加旁路调节阀。高负荷期间采用主路调节减温 水,低负荷时可关闭主路,采用旁路精细减温水流量的精细化调整,对受热面壁温进行精确控制,防止 受热面超温和减温水量过量。

    5.3.3.4空预器低负荷运行分析

    5.3.3.5低负荷脱硝

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    超低负荷工况下,脱硝装置入口烟气温度可能会低于催化剂活性温度。保证低负荷下脱硝催化剂正 常投入的主要方法有:省煤器分级、烟气旁路、0高压加热器、省煤器水旁路、蒸汽换热器、热水再循 环、宽烟温催化剂等。 a)尾部烟气旁路 从锅炉尾部高温区抽取高温烟气,与省煤器出口低温烟气混合,达到提开脱硝装置人口烟温目的 该技术方案可保证25%负荷以上脱硝装置顺利投入。由于排烟温度升高,锅炉效率将有一定程度下降。 b)分级省煤器 去除脱硝装置前尾部烟道中的部份省煤器,提升脱硝装置入口烟温;在脱硝装置后设置分级省煤器 将空预器入口烟温恢复到改造前,维持锅炉效率不低于改造前。 c)省煤器水旁路 采用旁路管道,将省煤器入口一部分水旁路到省煤器出口的一种旁路系统。通过减少省煤器水的吸 热量来提高省煤器出口烟气温度。安全可靠性高,由于水侧换热系数大,需旁路掉比较大比例的流量才 能达到比较高的烟温提升效果。而旁路过多流量,有可能导致省煤器内汽化,影响安全,因此调温范围 仅10℃左右,对于烟温提升需要较低的工程,可以采用。 d)#0高压加热器 机组设置0高压加热器,在低负荷时采用汽轮机高参数汽源加热锅炉给水,以提高给水温度减少省 煤器的吸热,提高SCR脱硝反应器的入口烟气温度。 e)蒸汽换热器 在SCR前水平烟道增加“蒸汽换热器”,从邻炉引入高温辅汽对烟气加热SCR入口烟温低于300℃投用 保证SCR入口烟温>300℃可保证超低负荷SCR投用,但需布置换热面与相应的管路,增加烟道阻力,消耗 较多的辅汽热量,排烟温度会升高, f)热水再循环 将省煤器出口或汽包炉下降管中的热水引至省煤器入口与给水混合,以提高省煤器入口的水温,减 小省煤器的吸热量,提高省煤器出口(即SCR反应器入口)烟气温度的一种热水循环系统。安全可靠性 高,且有较宽的调温空间,通过不同的循环水量可使烟气温度提升在040℃之间可调。 g)宽烟温催化剂 采用宽烟温催化剂,满足低负荷条件下低烟温脱硝投入条件。 技术方案选择应根据具体项目条件进行合理方案选择,对采用单一的宽负荷脱硝方案难以满足烟温 提升需求的项且,建议采用组合方案

    5. 3.3.6 送、引风机安全运行措施

    送、引风机在超低负荷下是否发生喘振取决于流量、系统阻力与风机特性的匹配性。在超低负 引风机的流量很小,即使单台风机运行,仍有可能会落入风机的喘振区,造成流量的剧烈波云

    设备的安全运行造成危害,因此,在对风机进行核算之后,应该采取适当措施,在超低负荷下防止风机 发生喘振。 主要改造措施: a)风道整流及沿程阻力优化: b)风机电动机工频改变频; c)减小风机流量,风机压力不变方案;减小风机流量,提高风机压力方案等风机本体改造方案; d)加装风机在线监测系统

    5.3.3.7超低负荷工况吹灰

    a)超低负荷工况下,原有吹灰汽源如为再热器的,吹扫压力不能满足低负荷吹灰要求,需要增加 路过热器汽源; b)超低负荷工况下,炉内烟气流速降低,易在烟道水平位置出现积灰,烟道积灰可能出现灰跨塌 造成炉膛灭火等影响锅炉安全运行问题,需要采取措施防止积灰,如增加水平烟道积灰吹扫装置,另外 也可增加风帽式吹灰或灰斗疏灰装置

    5.3.3.8超临界机组锅炉深度调峰

    锅炉深度调峰运行时,直流超(超)临界锅炉处于干湿态转化区,锅炉会出现频繁的干湿态转换, 锅炉产汽量小,受热面易超温。对于未设再循环泵系统锅炉,造成大量的工质及能量损失。因此,对于 深度调峰机组,有必要增设启动循环系统(BCP系统),有利于提高锅炉低负荷下产汽量,且有利于回 收深度调峰负荷时热量及工质。 增设启动循环系统有利于提高给水温度,增加锅炉产汽量,可确保深度调峰时高温受热面安全。

    5.3.3.9寿命在线监测

    机组深度调峰,为响应电网负荷快速变化,锅炉快速后降负荷将造成锅炉金属件高温强度衰减,机 组需对多次快速升降负荷进行监测,增设在线寿命监测系统

    电镀标准5.3.3.10超低负荷工况的热工控制策略

    锅炉超低负荷运行时,给水流量、受热面金属壁温、烟气压力等热工控制值都将接近原设定的报警 直或跳闸值,因此为了满足锅炉超低负荷下的运行及安全,需要对流量、温度、压力等热工控制值进行 调整,使之适应锅炉超低负荷运行工况,比如合理的调整直流锅炉超低负荷的水冷壁最小流量数值等。 a)锅炉深度调峰主机调节控制策略的调整 在控制过程中可以以低过出口工质过热度或者熔值为目标进行燃烧器负荷的控制、以贮水箱液位为 目标控制给水量、再循环水量,如有必要可以使用溢流管路适当排放掉多余水量,保证锅炉水系统的安 全运行;其他的控制回路建议保留原有控制方案不变,如有必要再对控制参数进行适当调整。 b)锅炉深度调峰主机保护控制策略

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    5.3.3.11热电解耦

    在用电低谷时,将电转化为热能储存起来,待用电高峰期再将热量释放以获取效益。基于储热的火 电深度调峰技术路线包括压缩空气储能、电池储能、水储热、固体(镁砖)储热、电加热熔盐储热和蒸 汽加热熔盐储热等,建议采用电加热熔盐储热或蒸汽加热熔盐储热深度调峰技术路线。

    5.3.3.12锅炉深度调峰改造项目和评估工作

    表6深度调峰主要改造项目

    电子标准表7深度调峰主要改造项目(续)

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