火力發(fā)電機組節(jié)電技術手冊

華能 火力發(fā)電 機組節(jié) 電技術 手冊 中國華能集團公司 二 一 年 三 月 前 言 節(jié)能降耗水平是衡量發(fā)電 企業(yè)技術及 管理水平的重要指標，關系企業(yè)的核心競爭力和長期盈利能力。近 兩 年來，隨著國內(nèi)其他發(fā)電集團 公司火力發(fā)電機組節(jié)能降耗力度的不斷加大， 超（超）臨界機組的大規(guī)模投產(chǎn)，華能集團 公司供電煤耗和發(fā)電廠用電率 指標領先的優(yōu)勢 逐步縮小 。面對 節(jié)能減排 嚴峻的形勢，華能集團公司曹培璽總經(jīng)理在年度工作會 上 提出要“加強節(jié)能降耗管理，嚴格執(zhí)行一票否決，確保集團公司總 體能耗水平 和主力機型的能耗指標 保持行業(yè)領先地位”， 并強調(diào) 30 萬千瓦及以上機組的能耗指標達到國內(nèi)領先水平，是華能集團節(jié)能減排工作的重點目標和重點工作。 華能集團 公司 多年來有敢為人先的優(yōu)良傳統(tǒng)，有多年優(yōu)秀經(jīng)驗的積累、良好的設備基礎以及西安熱工 研究 院強有力的技術支持。為實現(xiàn)華能集團公司 火力發(fā)電機組 主要技術經(jīng)濟指標和主力機型能耗指標達到行業(yè)領先的目標， 2009 年 4 月 7 月，華能集團公司先后多次組織召開節(jié)能降耗專題會議， 安排部署節(jié)能降耗工作 。主要開展的工作有：深入分析公司技術經(jīng)濟指標的完成情況，開展能耗指標對標工作； 安排 西安熱工研究院開展 60 萬千瓦及以上超（超）臨界機組節(jié)能診斷工作， 深入 研究 導致 機組 能耗高 的主要 問題及 原因，并制定具體的技術改進方案； 提出 各機組能耗指標 近期 目標 值 ，要求積極開展能耗指標創(chuàng)優(yōu)活動 ；檢查節(jié)能降耗工作進展，督促電廠進一步落實華能集團公司的部署和要求，抓緊實施節(jié)能診斷提出的改進措施，促進節(jié)能降耗工作長期持續(xù)開展。 為 全面提升華能火力發(fā)電機組節(jié) 電技術 水平，實現(xiàn)集團公司確立的能耗指標 近期 目標值， 以集團公司 2007 年制訂的 300MW 機組節(jié)能降耗實施導則為基礎，結(jié)合 2009 年600MW 超（超）臨界機組節(jié)能診 斷分析工作經(jīng)驗， 綜合考慮在設備選型、 技術改造 、運行 控制 、檢修維護 等 方面 的節(jié)電工作 ， 在 華能集團公司安全監(jiān)督與科技環(huán)保 組織 安排下，由 西安熱工 研究 院 負責 制訂 本導則。 i 目 錄 1. 范圍 . 1 2. 參考資料及標準 . 1 3. 設計廠用電率基本要求 . 1 3.1 設計廠用電率限值 . 1 3.2 電站設計及設備選型 . 2 4. 汽輪機輔機設備 . 2 4.1 凝結(jié)水系統(tǒng) . 2 4.2 冷端系統(tǒng) . 3 4.3 給水 系統(tǒng)設計 . 4 5. 鍋爐煙風系統(tǒng) . 6 5.1 煙風系統(tǒng)設計原則 . 6 5.2 風機選型 . 6 5.3 煙風系統(tǒng)與風機改造 . 8 5.4 運行控制 . 9 6. 制粉系統(tǒng) . 10 6.1 制粉系統(tǒng)選型 . 10 6.2 制粉系統(tǒng)運行控制 . 10 6.3 磨煤機耗電率 . 11 7. 空氣預熱器 . 11 7.1 空氣預熱器密封改造 . 11 7.2 空氣預熱器吹灰 . 11 8. 脫硫系統(tǒng)及設備 . 11 8.1 設備選型 . 11 8.2 運行優(yōu)化 . 13 8.3 日常管理與維護 . 15 9. 電除塵器 . 15 ii 9.1 電除塵器節(jié)電基本條件 . 15 9.2 節(jié)電控制基本原則 . 16 9.3 節(jié)電 的主要方法 . 16 9.4 運行優(yōu)化調(diào)整試驗 . 16 9.5 節(jié)電改造 . 17 9.6 運行控制 . 18 10. 機組運行管理 . 18 10.1 節(jié)電管理 . 18 10.2 運行控制 . 18 附錄 A 1000MW 機組引風機與增壓風機合并改造案例 . 20 附錄 B 300MW 機組靜葉調(diào)節(jié)軸流式引風機節(jié)能改造案例 . 29 附錄 C 300MW 機組一次風機節(jié)能改造案例 . 33 附錄 D 脫硫吸收系統(tǒng)運行優(yōu)化案例 . 38 附錄 E 電除塵器運行優(yōu)化調(diào)整和 節(jié)電改造案例 . 44 1 華能火力發(fā)電機組節(jié)電技術導則 1. 范圍 本導則適用于華能系統(tǒng) 300MW 及以上容量火力發(fā)電機組， 300MW 以下容量機組可 參照執(zhí)行。 2. 參考 資料及標準 華能集團創(chuàng)建節(jié)約環(huán)保型企業(yè)規(guī)劃（ 2006 年 2010 年） （ 2009 年版） 華能 系統(tǒng) 300MW 汽輪機 節(jié)能降耗實施導則 華能 300MW 級 機組鍋爐 及輔機設備 節(jié)能降耗實施導則 華能火電工程設計導則 DL 5000 2000火力發(fā)電廠設計技術規(guī)程 DL/T466 2004 電站磨煤機及制粉系統(tǒng)選型導則 DL/T468 2004 電站鍋爐風機選型和使用導則 3. 設計廠用電率基本要求 3.1 設計廠用電率 限值 設計廠用電率是指在設計工況（或 THA）下，機組所有輔機設備消耗的電功率與發(fā)電機端部輸出功率之比。為確保華能公司在廠用電率方面的領先優(yōu)勢，不同類型機組的 設計廠用電率應達到表 1 的限值。 表 1 華能火電機組設計廠用電率限值 機組類型 設計廠用電 率， % 備注 機組類型 設計廠用電 率， % 備注 300MW 等級亞臨界濕冷機組 5.2 300MW 等級亞臨界 直接 空冷 機組 7.8 電動泵 350MW 等級亞臨界濕冷機組 5.1 600MW 等級亞臨界 直接 空冷機組 5.1 汽動泵 350MW 等級超臨界濕冷機組 4.9 600MW 等級超臨界 直接 空冷機組 5.1 汽動泵 600MW 亞臨界濕冷機組 4.9 1000MW 等級超超臨界 直接 空冷機組 4.9 汽動泵 600MW 等級超臨界濕冷機組 4.7 300MW 等級間冷機組 5.3 汽 動泵 600MW 等級超超臨界濕冷機組 4.7 600MW 等級超臨界間冷機組 4.8 汽動泵 1000MW 等級超超臨界濕冷機組 4.5 1000MW 等級超超臨界間冷機組 4.6 汽動泵 注： 1、表 1 中設計廠用電率限值包括脫硫系統(tǒng)，對于設計硫份大于 1.2%的機組，可適當提高； 2 2、對于 燃用 無煙煤 并 配備鋼球磨煤機的機組，廠用電率增加 0.6 個百 分點 ； 3、對于燃用貧煤或煙煤并配備鋼球磨煤機的機組，廠用電率增加 0.33 個百分點； 4、對于 燃用 褐煤的機組，廠用電率增加 0.4%。 3.2 電 站 設計及設備選型 3.2.1 積極推進 業(yè)主主導電站設計的模式，電站設計 應 充分發(fā)揮生產(chǎn)、建設和研究機構(gòu)的綜合作用， 應達到電站設計總體布局合理、 主、 輔機設備選型及裕量合理、系統(tǒng)簡化，充分體現(xiàn)節(jié)能、節(jié)電原則， 設計指標領先。 3.2.2 電站設計和重大 輔機設備選擇 應充分落實節(jié)電原則，并在設計中予以考慮，如設計時配備凝結(jié)水泵變頻裝置等。 3.2.3 重大 輔機設備選擇宜進行 可行性論證，特別是空冷機組的冷卻方式、空冷機組的排汽壓力、凝汽器面積、主要風機的型式及裕量，必要時，聘請專業(yè)技術人員進行核算。 4. 汽輪機輔機設備 4.1 凝結(jié)水 系統(tǒng) 降低 凝結(jié)水系統(tǒng) 耗電率 的 主要 措施有： 1） 確保 凝結(jié)水泵流量揚程特性與系統(tǒng)阻力特性相匹配； 2）提高凝結(jié)水泵運行效率； 3）盡量降低凝結(jié)水流量。 4.1.1 凝結(jié)水泵性能與系統(tǒng)阻力特性匹配 凝結(jié)水泵性能（流量揚程特性）與系統(tǒng)阻力特性不匹配，造成除氧器水位調(diào)整門（凝結(jié)水調(diào)整門）節(jié)流損失 增大， 凝結(jié)水泵運行效率偏離設計點，凝結(jié)水泵運行效率降低。 對于 新設計機組 ，優(yōu)先選擇 3 50%容量凝結(jié)水泵，也可選擇 2 100%容量凝結(jié)水泵，凝結(jié)水泵揚程選擇應根據(jù)凝結(jié)水系統(tǒng)設計特點 進行 仔細核算，防止凝結(jié)水泵揚程選取過大。此外，凝結(jié)水泵電機宜加裝變頻調(diào)節(jié)裝置，以降低部分負荷下凝結(jié)水泵耗電率。 在 凝結(jié)水泵電機 加裝 變頻 調(diào)節(jié)裝置 后 ， 應根據(jù)機組實際狀況，在保證 凝結(jié)水母管壓力的條件下 ，修改除氧器進水控制邏輯，機組在運行中保持除氧器進水門全開，采用變頻裝置調(diào)節(jié)除氧器水位。此外，及時調(diào)整低旁減溫水壓力低保護定值、給水泵密封水差壓低保護定值、凝結(jié)水壓力低開啟備用泵定值。 凝結(jié)水泵電機加裝變頻調(diào)節(jié) 裝置后， 600MW 及以上超（超）臨界機組凝結(jié)水泵耗電率不大于 0.2%，其他機組凝結(jié)水泵耗電率不大于 0.22%。 4.1.2 提高凝結(jié)水泵運行效率 凝結(jié)水泵變頻運行，其運行效率得到一定的改善 （ 相對于定速運行 ） ，但凝結(jié)水泵本身的效率 有一定的 下降，造成 凝結(jié)水泵耗功增大 。通過凝結(jié)水泵 性能 診斷試驗，確認 3 凝結(jié)水泵 運行 效率 （ 一般情況下效率應達到 80%以上 ） ， 作為凝結(jié)水泵 增效改造的 依據(jù) 。 4.1.3 雜項用水治理 通過 凝結(jié)水雜項用水 的 治理，進一步降低凝結(jié)水泵出口流量，達到節(jié)電的效果。 根據(jù)機組運行需要 ， 通過 安裝高質(zhì)量可調(diào)節(jié)閥門， 合理 控制雜用水用量，能 有效降低凝結(jié)水泵的出口流量和廠用電消耗。 4.2 冷端系統(tǒng) 4.2.1 循環(huán)水泵 循環(huán)水泵節(jié)約廠用電 的 主要措施有： 1）循環(huán)水系統(tǒng)配置； 2）循環(huán)水泵變速 (雙速 )運行； 3）提高循環(huán)水泵效率。 （ 1）循環(huán)水 系統(tǒng)配置 對于循環(huán)水系統(tǒng)宜 采用擴大單元制供水系統(tǒng) ， 每臺機 組 設兩臺循環(huán)水泵， 循環(huán)水母管之間需 設聯(lián)絡門， 實現(xiàn)不同季節(jié)、不同負荷下循環(huán)水泵優(yōu)化運行，如： 夏季 1 臺機組2 臺循環(huán)水泵運行；春、秋季 2 臺機組 3 臺循環(huán)水泵運行；冬季 1 臺機組 1 臺循環(huán)水泵運行。 對于每臺 機組 設兩臺循環(huán)水泵，應優(yōu)先采用至少一臺循環(huán)水泵 具備高低速功能的方案；也可 采用 動葉 調(diào)節(jié) 或變頻調(diào)節(jié)方式。每臺機組也可設三臺循環(huán)水泵，可不采用動葉可調(diào)、高低速和變頻調(diào)節(jié)方式。 （ 2）循環(huán)水泵變速運行 循環(huán)水泵變速運行節(jié)電有一定的限制條件。在汽輪機排汽壓力未達到極限背壓之前，循環(huán)水泵變速 (變頻或雙速 )運行節(jié)電和機組的最佳運行真空緊密相關，此時不宜單純考慮節(jié)約廠用電，應該以機組的運行真空為最佳值作為衡量依據(jù)，即運行真空未達到最佳值，不應采用循環(huán)水泵變速運行節(jié)約廠用電。 循環(huán)水泵變速應優(yōu)先選擇雙速方案（高、低速）。對于配置兩臺循環(huán)水泵的機組，原則上推薦一臺循環(huán)水泵 雙速改造，這樣單臺機組循環(huán)水泵的運行方式有一機一泵（低速）、一機一泵（高速）、一機兩泵（一高速、一低速）、一機兩泵（兩臺高速）四種，通過冷端系統(tǒng)運行優(yōu)化試驗，尋求在機組 不同 負荷、不同循環(huán)水溫度條件下的機組最佳真空和循環(huán)水泵的最佳運行方式，真正實現(xiàn)汽輪機冷端系統(tǒng)的節(jié)電和節(jié)能。典型機組循環(huán)水泵運行方式優(yōu)化曲線見 華能火電機組節(jié)能降耗技術導則 附錄 A。 冷端 系統(tǒng) 運行優(yōu)化試驗得出的循環(huán)水泵最佳運行方式一定要和設備的具體 操作特點相結(jié)合 ，充分考慮循環(huán)水泵變速倒線的實際情況，原則上優(yōu)化結(jié)果不能導致在一周或較短的時間內(nèi)循環(huán) 水泵電機頻繁改接線。 4 （ 3）循環(huán)水泵增效改造 循環(huán)水泵設計配套偏差、運行磨損等造成循環(huán)水泵效率下降，廠用電增加?，F(xiàn)代高效循環(huán)水泵的運行效率能達到 85%以上甚至更高，當循環(huán)水泵實際運行效率低于 76%時，可考慮進行循環(huán)水泵增效改造。 （ 4） 海水脫硫機組增設循環(huán)水旁路 對于使用海水脫硫的機組，應增設凝汽器冷卻水旁路，當水溫較低時部分冷卻水走旁路，既保證了海水脫硫的水量，也降低了凝汽器冷卻水流量，從而降低了 凝結(jié) 水過冷度。同時絕大部分海水走旁路，降低了循環(huán)水系統(tǒng)阻力，降低了循環(huán)水泵功耗。 4.2.2 開式冷卻水系統(tǒng) 為 適應季節(jié)變化機組開式冷卻水流量的不同需求，開式冷卻水泵節(jié)電可以采取如下措施 ： 1）冬季工況下，停運開式水泵（升壓泵），開式 冷卻 水通過旁路自流。對循環(huán)水泵揚程較小，部分開式 冷卻 水 冷卻設備 用水量要求較高的情況下，可以增設單獨的增壓泵（如冷卻器冷卻水等）。 2）開式冷卻水泵雙速改造，在春秋季節(jié)低速運行，降低開式 水 泵電耗。夏季高溫時，高速運行。 4.3 給水 系統(tǒng) 設計 300MW 機組 主給水系統(tǒng) 常規(guī) 設計 方案見 圖 1，優(yōu)化設計方案見 圖 2，圖 2 的設計方案減少了一個電動閥和一個逆止閥，有利于機組節(jié)能和節(jié)電 。在新建機組設計中宜采用圖 2 的設計方案，對于在役機組也可采用圖 2 的方案改進給水系統(tǒng)。 600MW 及以上超臨界 機組 主給水系統(tǒng) 常規(guī) 設計 方案見 圖 3，優(yōu)化設計方案見 圖 4，圖 4 的設計方案減少了一個電動閥和一個逆止閥，有利于機組節(jié)能和節(jié)電。在新建機組設計中宜采用圖 4 的設計方案，對于在役機組也可采用圖 4 的方案改進給水系統(tǒng)。 高加 去鍋爐 給水泵 5 圖 1 300MW 機組給水系統(tǒng)設計方案 圖 2 300MW 機組給水系統(tǒng) 優(yōu)化 設計方案 圖 3 600MW 超臨界 機組給水系統(tǒng)設計方案 圖 4 600MW 超臨界 機組給水系統(tǒng)優(yōu)化設計方案 高加 去鍋爐 給水泵 去鍋爐 給水泵 高加 高加 去鍋爐 給水泵 6 5. 鍋爐 煙風系統(tǒng) 5.1 煙風系統(tǒng)設計 原則 5.1.1 風機進口管道 布置 應盡量保證氣流均勻地進入葉輪和充滿葉輪進口截面。 5.1.2 風機出口管道應盡量有 3 5 倍管徑的直管段。當安裝位置受到限制，風機出口沒有足夠的直管道 而需要 轉(zhuǎn)彎 或分流 時， 彎頭應 采用順向彎頭， 彎頭內(nèi)宜設導流葉片；分流支管應 圓滑 過渡。 5.1.3 風煙系統(tǒng)設 計的其它注意事項按 DL/T 468 2004電站鍋爐風機選型和使用導則第 10 章 風機的系統(tǒng)設計的規(guī)定進行。 5.2 風機選型 5.2.1 風機選型主要是考慮鍋爐風機與 風 （ 煙 ） 系統(tǒng)相匹配，一是必須全面準確提供風機選型設計所需的原始數(shù)據(jù)和各工況參數(shù)；二是合理確定風機的型式和大小。 要合理確定風機選型設計參數(shù)，必需提供正確完整的原始數(shù)據(jù)和合理選擇風量和風壓裕量。為合理確定風量和風壓裕量，業(yè)主單位必須深入了解鍋爐和輔助設備制造廠提供的參數(shù)是否留有裕量及其大小 (特別是空氣預熱器一、二次風的漏風率、制粉系統(tǒng)的出力及阻力 )；設計院的管道設計是否合理和風 (煙 )量及阻力計算時是否已留有裕量，防止裕量層層加碼，造成風機選型過大。 5.2.2 風機選型必須的原始數(shù)據(jù) （ 1） 當?shù)貧庀髼l件 a 大氣壓力 b 干、濕空氣溫度 c 空氣相對濕度 d 濕空氣標準密度 （ 2）鍋爐熱力計算和空氣動力計算結(jié)果 （ 包括各典型工況 ） （ 3）鍋爐各典型工況下風機參數(shù) 各典型工況包括： a 選型工況 （ TB） ； b BMCR 工況； c 發(fā)電機組滿發(fā) （ 經(jīng)濟運行 ） 工況； d 50%BMCR 工況； e 不投油最低穩(wěn)燃工況； f 鍋爐點火啟動工況。 各典型工況下的風機參數(shù)包括： 7 a 風 （ 煙 ） 量； b 風 （ 煙 ） 系統(tǒng)總阻力 （ 即風機壓力，以往稱全壓 ） ； c 風機入口側(cè)系統(tǒng)總阻力 （ 即風機入口全壓 ） ； d 介質(zhì)溫度； e 介質(zhì)標準密度 (介質(zhì)為空氣時為當?shù)貪窨諝鈽藴拭芏?；介質(zhì)為煙氣時為風機入口濕煙氣標淮密度 )。 （ 4）機組在不同負荷下年運行小時數(shù) 5.2.3 合理選取 風量和風壓裕量 （ 1）基本風煙量 一次風機、二次風機和引風機的基本風量按 DL 5000 2000火力發(fā)電廠設計技術規(guī)程確定。 （ 2）風量、風壓裕量 一次風機：風量裕量宜 選取 20% 25%，另加溫度裕量，溫度裕量可按 “ 夏季通風室外計算溫度 ” 確 定；壓力裕量宜 選取 20% ， CFB 鍋爐可提高到 25%。 送風機：當采用三分倉或管箱式空氣預熱器時，風量裕量宜 選取 5% 10%，另加溫度裕量， 溫度裕量 可按 “ 夏季通風室外計算溫度 ” 確定；壓力裕量宜 選取 10% 20%。 引風機： 煙氣量裕量宜選取 10%，另加 15 的溫度裕量；風機壓力裕量宜 選取 20%。當送風機出口接有冷一次風機時，一次風機裕量和送風機裕量分別計算，送風機二次風量裕量宜選取 10%；送風機壓力裕量宜為 20%。 當引風機與脫硫系統(tǒng)的增壓風機合并時，由于壓力高，風機壓力裕量宜 選取 15%。 （ 3） 風機轉(zhuǎn)速 一 般情況下，一次風機宜選 用 4 極電機 (1485r/min)；送風機宜選用 4 極或 6 級電機(1485r/min 或 980r/min)；引風機的轉(zhuǎn)速宜選用 6 極以下電機 (即最高 980r/min)。 5.2.4 合理選擇風機的型式和型號大小 （ 1） 風機型式選擇原 則上 宜 按比轉(zhuǎn)速確定，即先按 TB 工況參數(shù)計算出所需風機的比轉(zhuǎn)速，然后選取比轉(zhuǎn)速最接近的風機型式。 不同類型風機比轉(zhuǎn)速參考范圍見表 2 。 表 2 不同類型風機比轉(zhuǎn)速參考范圍 風機類型 比轉(zhuǎn)速 備注 離心式風機 18 80 靜調(diào)子午加速軸流式風機 80 120 單級 靜調(diào)標準軸流和動調(diào)軸流式風機 100 200 8 循環(huán)流化床的高壓流化風機 10 屬鼓風機范疇，宜選用多級離心式風機，或高速單級離心式風機。 （ 2） 按照比轉(zhuǎn)速確定 風機選型 后 ， 再按相似設計方法確定風機型號大小， 然后將系統(tǒng)阻力特性 (換算到所要選擇的風機特性曲線相同的狀態(tài) )畫到所選的風機性能特性曲線圖上。觀察所要選的風機是否能滿足安全穩(wěn)定運行的需要 ， 即阻力線要完全落在風機穩(wěn)定區(qū)域內(nèi)且失速裕度足夠。 在滿足安全運行需要后，再按機組不同負荷下的參數(shù)查出風機效率，并據(jù)各負荷下的運轉(zhuǎn)時間計算出耗電量進行比較，選擇年耗 電量最小的風機型號。但在確定風機型式(離心、動調(diào)軸流、靜調(diào)軸流 )時，還要考慮風機設備費、年維護費、基礎費、占地大小及運行可靠性等進行技術經(jīng)濟比較后再最終確定。 5.2.5 風機型式與調(diào)節(jié)方式 風機調(diào)節(jié)方式選取原則：在滿足安全可靠條件下，長期運行的經(jīng)濟性最好。用技術經(jīng)濟比較方法與相關標準進行計算評定。 送風機： 300MW 及以上的機組宜選用動葉調(diào)節(jié)軸流式風機。 引風機： 300MW 及以上的機組宜選用動葉調(diào)節(jié)軸流式風機，對于灰分大或負荷系數(shù)高的機組亦可選用靜葉調(diào)節(jié)軸流式風機。 若選用變轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)，也可選用離心式風機。 一 次風機： 300MW 級機組可選用 動葉調(diào)節(jié)軸流式風機 或離心式風機加變頻調(diào)節(jié)裝置； 300MW 以上容量機組宜選用雙級動葉調(diào)節(jié)軸流式風機。 循環(huán)流化床 (CFB)鍋爐的高壓流化風機、濕法脫硫系統(tǒng)的氧化風機屬鼓風機范疇，流量小的可選用羅茨鼓風機，其余宜選用多級離心式鼓風機，優(yōu)先選用高速單級離心式鼓風機。 選用離心式和靜葉調(diào)節(jié)軸流式風機時，可選配雙速電機，進行變級變速調(diào)節(jié)。 風機運行臺數(shù)調(diào)節(jié)，如大型鍋爐 (300MW 及以上容量 )的引風機，若場地布置許可，每爐也可配置 3 4 臺風機。運行時視負荷需要，通過投運不同臺數(shù)進行初步調(diào)節(jié) 。 選用離心式和靜葉調(diào)節(jié)軸流式風機時，可選配雙速電機，進行變級變速調(diào)節(jié)。 5.3 煙風系統(tǒng)與 風機改造 對于 已投運的機組，三大風機 （送風機、引風機和一次風機） 耗電率偏高、風機選型裕量過大、風機與煙風系統(tǒng)不匹配，可對煙風系統(tǒng)或風機進行改造降低風機耗電率。對于設計煙煤機組， 600MW 超（超）臨界機組三大風機耗電率大于 1.4%、 1000MW 9 超（超）臨界機組三大風機耗電率大于 1.3%、其他機組三大風機耗電率大于 1.5%（或機組滿負荷時風機運行效率低于 80%），應查明原因。若風機選型裕量較大，且與煙風系統(tǒng)不匹配，則應進 行風機改造。改造前 必須對原風機進行熱態(tài)性能試驗，且試驗工況至少需高、中 、低三個負荷工況，測出系統(tǒng)阻力線。同時 評價風機與管網(wǎng)系統(tǒng)的匹配情況和風機進、出口管道布置的合理性；確定合理的風機設計參數(shù)； 確定 風機改造 的 同時有無必要改造系統(tǒng)中的其它設備和管道。 主要改造方法有： 5.3.1 改造 不合理的管道布置和阻力超常規(guī) 的設備 。 5.3.2 通過改變 電動機 級對數(shù) ，降低 風機 轉(zhuǎn) 速 ，以適 應實際系統(tǒng)阻 力。 5.3.3 對于離心式風機和靜葉調(diào)節(jié)軸流式風機，可將電機改成雙速電機，以提高低負荷時風機 運 行效率，降 低廠用電 率。 5.3.4 根 據(jù)試驗確定風機改造合理的設計參數(shù)，經(jīng)選型計算對風機進行局部改造或全面改造。 1) 離心式風機局部 改造 主要有：僅更換葉輪 (含切割和加長葉片 ) ；更換葉輪和集流器；更換葉輪、集流器和機殼舌部；更換葉輪、集流器和機殼；更換葉輪、集流器、機殼和調(diào)節(jié)門等。局部改造 至少可 保持傳動組和基礎不動，減少改造工作量，降低成本。 2) 靜葉調(diào)節(jié)軸流式風機的局部改造主要有：改變?nèi)~輪葉片數(shù)量、安裝角；更換成不同直徑的新葉輪和后導葉，同時更換葉輪進口集流器和 更換 擴壓器前部。 3) 動葉調(diào)節(jié)軸流式風機局部改造有：改變?nèi)~輪葉片的葉型、寬度 、葉片數(shù)量、安裝角；更換成不同直徑的新葉輪和后導葉，同時更換葉輪進口集流器和 局部更換 擴壓器前部。 5.3.5 對于風機出力過大，調(diào)節(jié)門處于小開度運行的離心式風機和靜葉調(diào)節(jié)軸流式風機，若將風機性能曲線改成轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)的性能曲線后，系統(tǒng)阻力線能落在其高效率區(qū)城內(nèi)，運行效率 可 顯著提高， 在 5 年內(nèi) 可 回收變頻器改造費用 時 ，可將風機 電機 改為變頻調(diào)節(jié)。否則 ，宜首先采用改造 風機。 5.4 運行控制 5.4.1 在滿足鍋爐正常 運行條件下，盡可能開大系統(tǒng)中各種風門的開度， 減小風門的節(jié)流損失。 5.4.2 系統(tǒng)中需隔離的風門應確保其嚴密性。 如：熱風再循環(huán)風門；停用磨煤機的出口關斷門；停用暖風器的蒸汽門等。 10 5.4.3 在機組啟停和長期低負荷運行時，可采用單風機運行，但需經(jīng)試驗確定單風機耗電率比雙風機耗電率低。 5.4.4 運行人員要密切關注風煙系統(tǒng)阻力及漏風變化情況，及時對阻力增加較多的設備(主要是空氣預熱器、暖風器、除塵器、脫硫系統(tǒng)煙氣加熱器 GGH 和除霧器等易積灰堵塞的設備 )進行吹灰或清洗，以減小系統(tǒng)阻力；對漏風增加較多的設備 和 煙風道及時進行治理。 5.4.5 采用變速調(diào)節(jié)的風機， 宜 在變速調(diào)節(jié)和風機入口調(diào)節(jié) 門間進行優(yōu)化配合試驗，找出最 節(jié) 電的優(yōu)化 調(diào)整操作方式。 5.4.6 對引風機 和 脫硫增壓風機進行優(yōu)化配合試驗，尋求兩風機總耗電最小的調(diào)整操作方式 ，特別是 機組 在 低負荷時可否停運一臺甚至停運兩臺增壓風機 以 達到節(jié)電的目的。 6. 制粉系統(tǒng) 6.1 制粉系統(tǒng)選型 制粉系統(tǒng)選型宜根據(jù)設計煤種和校核煤種的煤質(zhì)特性、可能的煤種變化范圍、負荷性質(zhì)、磨煤機適用條件、煤粉細度要求，并結(jié)合燃燒系統(tǒng)結(jié)構(gòu)形式，統(tǒng)一考慮制粉系統(tǒng)和磨煤機的選型。 1）對于大容量機組，宜優(yōu)先選擇冷一次風機正壓直吹式制粉系統(tǒng)，在煤種適合時，宜優(yōu)先選擇中速磨煤機； 2）當煤的干燥無灰基揮發(fā)分大于 10%(或煤的爆炸性指數(shù)大于 1.0)時，制粉系統(tǒng)應考慮防爆要求； 3）當煤的干燥無灰基揮發(fā)分大于 25%(或煤的爆炸性指數(shù)大于 3.0)時，不宜采用中間儲倉式制粉系統(tǒng)。 電站磨煤機及制粉系統(tǒng)選型參見 DL/T466 2004電站磨煤機及制粉系統(tǒng)選型導則。 6.2 制粉系統(tǒng)運行控制 1）對鋼球磨煤機，應及時加裝鋼球 ,保持在最佳鋼球裝載量的情況下運行。在干燥出力、磨煤機差壓允許范圍內(nèi)，磨煤機應盡量在大出力下運行。有條件時，可考慮進行小球試驗，確定磨煤機更換小球方案。 2）對中速磨煤機，為降低制粉系統(tǒng)電耗應根據(jù)機組負荷變化 及時調(diào)整磨煤機運行臺數(shù)， 正常運行情況下單臺磨煤機出力應調(diào)整到該磨煤機最大出力的 80%以上運行。最 11 低出力不低于最大 出力的 65%。 6.3 磨煤機 耗 電率 為保證鍋爐燃燒經(jīng)濟性，磨煤機首先應按照經(jīng)濟煤粉細度 值 進行調(diào)整，在此基礎上，再適當控制磨煤機耗電率，表 3 給出了不同類型磨煤機耗電率，供參考。 表 3 不同類型磨煤機耗電率 單位： % 序號 機組容量 （ MW） 煤種 低速磨煤機 中速磨煤機 風扇磨煤機 鋼球磨煤機 雙進雙出鋼球 磨煤機 RP(HP) MPS 1 300MW 級 煙煤 / 1.1 0.37 0.4 / 2 貧煤 0.64 1.21 0.38 / / 3 無煙煤 1.15 / / / / 4 600MW 級 煙煤 / / 0.37 0.38 / 5 貧煤 / 1.1 / 0.38 / 6 無煙煤 / 1.33 / / / 7 褐煤 / / / 0.62 0.86 8 1000MW級 煙煤 / / 0.33 / / 7. 空氣預熱器 7.1 空氣預熱器密封改造 空氣預熱器 漏風率一般不大于 6%，在 6% 8%應進行檢修， 8% 10%可考慮進行密封改造， 高于 10%時應采用 新型密封技術進行改造。 7.2 空氣預熱器吹灰 宜 定期或根據(jù)空氣預熱器的阻力變化情況進行空氣預熱器吹灰，以保持空氣預熱器受熱面具有較高的清潔度。 當 空氣預熱器 煙氣側(cè) 壓差 大于 1.2kPa時，應利 用檢修機會 清除受熱面積灰。 8. 脫硫系統(tǒng)及設備 本節(jié)內(nèi)容主要以石灰石 -石膏法脫硫工藝為例進行闡述，其它脫硫工藝可參照執(zhí)行。 8.1 設備選型 8.1.1脫硫設備和參數(shù)選取原則 脫硫裝置的設備和參數(shù)宜根據(jù)鍋爐容量、燃料品質(zhì)、二氧化硫控制規(guī)劃和環(huán)境影響評價要求的脫硫效率、吸收劑的供應、脫硫副產(chǎn)物 的 綜合利用、場地布置、脫硫工藝和 12 設備技術發(fā)展現(xiàn)狀、安全可靠性要求等因素，在兼顧脫硫裝置節(jié)電的前提下，經(jīng)全面分析優(yōu)化后確定。 8.1.2吸收氧化系統(tǒng) 300MW及以上機組 應一臺爐配一座吸收塔。 根據(jù)含硫量情況，可采用 N層噴淋層，也可采用 N+1層噴淋層 ， 宜盡量采用 N+1層噴淋層 ， 這樣可提高漿液循環(huán)泵運行的靈活性 ， 降低運行電耗。 對大直徑（ 600MW及 以上級）脫硫塔，氣流均布程度對脫硫效率影響 較 大，可優(yōu)先考慮選擇帶有氣流均布設備（如托盤）的脫硫塔型。 為了降低吸收塔的高度 ， 使氣流分布更加合理 ， 氣液接觸更加充分 ， 同時降低漿液循環(huán)泵的揚程，可優(yōu)先采 用變徑塔（漿池直徑大）和 “ 斜切式 ” 吸收塔入口煙道形式。 宜根據(jù)鍋爐容量和含硫量情況合理選擇氧化風機的數(shù)量。當 氧化風機計算容量小于6000m3/h時，每座吸收塔宜設置兩臺全容量或每兩座吸收塔設置三臺 50%總 容量的氧化風機；當氧化風機計算容量大于 6000m3/h 時，宜采用每座吸收塔配三臺 50%總 容量的氧化風機。大功率氧化風機在技術經(jīng)濟性論證的基礎上也可考慮采用變轉(zhuǎn)速設備（如變頻或液力耦合器）。 為了降低氧化風機的壓頭 ， 降低電耗 ， 提高氧化空氣的利用率，宜根據(jù)含硫量情況，在充分論證的基礎上選擇矛槍式或管網(wǎng)式空氣分 布管。 對于海水法脫硫裝置，應設計循環(huán)水泵至海水脫硫曝氣系統(tǒng)的旁路管道，以利于冬季工況的經(jīng)濟運行。 8.1.3 煙氣系統(tǒng) 取消脫硫增壓風機（與引風機合并）可大幅降低廠用電率，已在國內(nèi)多個電廠應用，是值得推廣的較成熟技術。新建電廠 應優(yōu)先采用 脫硫 增壓風機與引風機合并方案 ，脫硫裝置 技改工程 經(jīng)技術經(jīng)濟比較后也 宜 優(yōu)先采用。 保留脫硫增壓風機的，其配置及參數(shù)宜按下列要求選擇： 1）吸收塔的脫硫增壓風機宜選用軸流式風機，當機組容量為 300MW級 時 ，也可采用高效離心風機； 2） 對于300MW級機組 ，宜設置一臺脫硫增壓風機； 3） 對于 600MW級 機組，根據(jù)技術經(jīng)濟比較，優(yōu)先選擇設置一臺動葉可調(diào)軸流式增壓風機； 4）對于 1000MW級 機組，宜設置兩臺動葉可調(diào)軸流式風機。 靜葉調(diào)節(jié)脫硫增壓風機 可優(yōu)先考慮雙速電機拖動， 在技術經(jīng)濟性論證的基礎上 亦 可采用變轉(zhuǎn)速設備（如變頻或液力耦合器）。 13 脫硫增壓風機選型還應考慮脫硝裝置的阻力。 在煙氣系統(tǒng)不裝設煙氣換熱器（ GGH）時，增壓風機壓頭可取為脫硫裝置在鍋爐100%負荷工況并考慮 10 溫度裕量下阻力的 110%，以提高增壓風機實際運行效率。 有條件的地區(qū)，應積極爭取環(huán)保部門的支持，盡量取消 GGH。如無法 取消 GGH，應優(yōu)先采用生產(chǎn)水平和業(yè)績優(yōu)良的 GGH廠家生產(chǎn)的漏風率低、配置防堵?lián)Q熱元件的GGH和除霧滴效果好的屋脊式除霧器；對運行條件惡劣的 GGH應采取措施強化吹掃（如提高吹掃壓力、增加吹掃槍、改用蒸汽吹掃等）；同時，應根據(jù)煙囪擴散情況合理選取設計工況下的凈煙氣溫度，推薦不低于 70 即可，以有效提高脫硫系統(tǒng)的運行經(jīng)濟性和可靠性。 取消 GGH的脫硫裝置， 經(jīng)技術經(jīng)濟分析論證，可回收進入脫硫塔前煙氣的余熱，如：加熱凝結(jié)水、鍋爐送風、城市熱網(wǎng)水或用于采暖等。 “煙塔合一 ”技術具有較好的經(jīng)濟性和環(huán)保優(yōu)越性，位于北方地區(qū) 的電廠，如有條件，在充分論證和得到環(huán)保部門批準后，可采用 “煙塔合一 ”技術。 8.1.4 脫硫廢水 處理系統(tǒng) 脫硫廢水處理方式宜結(jié)合全廠水務管理、電廠除灰方式及排放條件等綜合因素確定，盡量不單獨設置廢水處理系統(tǒng)。 8.2 運行 優(yōu)化 8.2.1 吸收系統(tǒng) 運行 優(yōu)化 脫硫吸收系統(tǒng)運行優(yōu)化包括：漿液循環(huán)泵運行優(yōu)化； pH值運行優(yōu)化；氧化風量運行優(yōu)化；吸收塔液位運行優(yōu)化；石灰石粒徑運行優(yōu)化。即在不同負荷、不同入口 SO2濃度時，確定最佳的漿液循環(huán)泵組合方式、最佳的 pH設定值、氧化風機的投運臺數(shù)、吸收塔液位和石灰石粒徑等，使得脫硫 裝置在滿足環(huán)保排放要求的情況下，脫硫運行成本最小。 宜根據(jù)運行優(yōu)化結(jié)果，建立吸收系統(tǒng)最佳運行卡片，該卡片 給出了不同負荷、不同入口 SO2濃度時，最佳的漿液循環(huán)泵組合方式、最佳的 pH設定值、氧化風機的投運臺數(shù)、吸收塔液位和石灰石粒徑等運行方式或參數(shù)，指導運行人員合理操作。 制定吸收系統(tǒng)最優(yōu)運行卡片時需要注意的是： 1）合理選擇機組負荷和入口 SO2 濃度范圍； 2）合理選擇試驗工況，重點是漿液循環(huán)泵組合方式和 pH 值優(yōu)化； 3）宜根據(jù)脫硫設備運行狀態(tài)變化情況不斷對運行卡片進行調(diào)整。 吸收系統(tǒng)運行優(yōu)化示例見附錄 D。 8.2.2 煙氣系統(tǒng)運行優(yōu)化 14 煙氣系統(tǒng)運行優(yōu)化的核心是：控制煙氣系統(tǒng)的阻力增加； 增壓風機與引風機串聯(lián)運行優(yōu)化 。 （ 1）控制煙氣系統(tǒng)的阻力增加 控制煙氣系統(tǒng)的阻力的關鍵是降低和緩解 GGH 和除霧器結(jié)垢和堵塞引起的阻力增加。 GGH 結(jié)垢堵塞是普遍現(xiàn)象。運行中的優(yōu)化包括 GGH 吹掃周期、高壓沖洗水投入頻率等。 除霧器堵塞結(jié)垢的主要原因是水平衡被破壞，除霧器得不到有效沖洗。水平衡運行調(diào)節(jié)的主要內(nèi)容有： 1） 控制各類泵的軸封水水量（對開式系統(tǒng)）； 2）最大限度地利用石膏過濾水進行石灰石漿液制備； 3）防止和減少系統(tǒng)外水如雨水、清潔用水 的進入系統(tǒng)； 4）加強脫硫系統(tǒng)的沖洗閥、補水閥等閥門狀況監(jiān)控 ， 及時消除閥門關閉不嚴和內(nèi)漏的等缺陷； 5） 盡量不開旁路或少開旁路運行。 （ 2）增壓風機與引風機串聯(lián)運行優(yōu)化 增壓風機與引風機串聯(lián)運行的，兩風機共同克服鍋爐煙氣系統(tǒng)與脫硫煙氣 系統(tǒng) 的阻力。要避免出現(xiàn)一個風機在高效區(qū)運行，而另一個風機在低效區(qū)運行的情況。應通過試驗，在機組和脫硫系統(tǒng)安全運行的前提下，找出不同負荷時兩風機最節(jié)能的聯(lián)合運行方式（增壓風 機和引風機電流之和為最小值），最終歸納出最佳運行卡片，指導運行操作。 8.2.3 公用系統(tǒng)（制漿、脫水等）運行優(yōu)化 公用系統(tǒng)運行優(yōu)化包括： （ 1）增加設備出力，減少公用系統(tǒng)的運行時間 在滿足工藝要求的條件下盡可能提高石灰石磨機、真空皮帶脫水機等的出力。 為提高濕磨機的出力，可采取的措施： 1)增加球磨機內(nèi)鋼球裝載量； 2)增加石灰石旋流器壓力； 3)增加石灰石旋流子投入個數(shù)； 4)增加石灰石旋流子底流沉沙嘴尺寸； 5)增加石灰石漿液密度。 為提高真空皮帶機的出力，可采取的措施： 1)增加脫水系統(tǒng)的供漿量； 2)增加石膏旋流子投入個數(shù)； 3)增加石膏旋流子底流沉沙嘴尺寸； 4)增加膏旋流器壓力； 5)拓寬真空脫水系統(tǒng)啟停對應的石膏漿液密度， 盡量減少啟停次數(shù)。 （ 2）根據(jù)上網(wǎng)電價時段調(diào)整運行時間 15 為了提高電廠的效益 , 應使公用系統(tǒng)盡量在谷、平段時運行 。 8.3 日常 管理 與 維護 脫硫裝置的經(jīng)濟運行與日常管理與維護緊密相關，應引起足夠重視。 日常管理與維護可采取的措施包括： 1）制定行之有效的煙氣脫硫裝置生產(chǎn)及技術管理制度 。 2）運行中加強監(jiān)視并及時調(diào)整，及時根據(jù)脫硫工況變化調(diào)整運行參數(shù)和運行方式 。 3）重視日常培訓工作，定期開展運行日報和參數(shù)分析 。 4）加強脫硫 裝置 缺陷管理，每月對統(tǒng)計的設備缺陷進行分析，找規(guī)律、定措施，并統(tǒng)計消缺率、缺陷復現(xiàn)率和缺 陷復現(xiàn)時間間隔 。 5）加強脫硫?qū)I(yè)人員之間的交流，共享經(jīng)驗 。 6）針對各廠實際情況，可對脫硫設備從可靠性、安全、環(huán)保、費用及效率等方面進行綜合評估后，采用不同的檢修策略。 7）建立和加強脫硫化學監(jiān)督和分析制度。脫硫運行中的化學監(jiān)督是非常重要的，應引起脫硫管理人員的高度重視。通過化學監(jiān)測分析能了解和優(yōu)化脫硫裝置性能、鑒別和查找運行過程出現(xiàn)的問題 。 8）加強石灰石或石灰石粉來料的質(zhì)量監(jiān)督。吸收劑的特性指標對脫硫效率、石灰石的耗用量、石膏副產(chǎn)品的質(zhì)量以及對設備的磨損等具有較大的影響。另外，控制石灰石來料中由于開采 混入的樹根、草木等其他外來雜質(zhì)，可以有效地控制脫硫制漿系統(tǒng)或漿液輸送系統(tǒng)的堵塞，減少維護工作量，提高脫硫系統(tǒng)設備運行的可靠性 。 9）加強鍋爐和除塵器的運行管理，力爭進入脫硫系統(tǒng)的煙氣參數(shù)在設計范圍之內(nèi)。 9. 電除塵器 9.1 電除塵器節(jié)電基本條件 電除塵器節(jié)電是指在滿足機組煙塵排放濃度達標的前提下，采用先進的技術，通過運行優(yōu)化調(diào)整降低電除塵器電耗。 電除塵器的節(jié)電運行優(yōu)化和技術改造首先應保證煙塵排放濃度滿足國家標準（ GB 13223）的要求。因此，在滿足以下條件時應進行電除塵器的節(jié)電工作。 1）電除塵器設計有 裕度，且除塵器設備運行良好，如：除塵器振打清灰效果良好；氣流分布均勻；除塵器內(nèi)極板、極線狀態(tài)良好，無損壞、無變形等。保證了機組實際運行煙塵排放濃度低于環(huán)保要求排放值。 2）機組在低負荷下運行。 16 3）鍋爐燃用煤質(zhì)變化使煙塵條件向有利于除塵和排放濃度的方向轉(zhuǎn)變，如：處理的煙氣量、煙氣溫度、煤的含硫量、灰分、灰成分、比電阻、粒度等。 4）電 除塵器電場內(nèi)出現(xiàn)嚴重的反電暈現(xiàn)象， 電除塵器在節(jié)電的運行方式下可以同時提高除塵效率。 5）電除塵器運行耗電率在 0.3%以上，通過節(jié)電運行優(yōu)化應控制在 0.2%以下。 6）電除塵器電 控運行方式和參數(shù)存在可調(diào)的方式和空間。 9.2 節(jié)電控制基本原則 9.2.1 電除塵器所有的 節(jié)電 運行方式不能對電廠其他設備造成明顯 的 影響。如：脫硫設備的正常運行 、 GGH 的堵灰 、 石膏品質(zhì) 、 風機磨損等。 9.2.2 在 電除塵器節(jié)電改造 時，宜對改造方案 和運行效果進行綜合評價。 在綜合評價時，宜 考慮除塵器改造 的 投資和收益 ， 同時還 要評估 對其他設備的影響 ， 如：是否影響脫硫系統(tǒng)的運行費用以及石膏的售價等。 9.3 節(jié)電 的主要 方法 9.3.1 電除塵器高壓電源 節(jié)電的主要調(diào)整方法 1）高壓電源采用停部分電場（或停供電區(qū)）的運行方式。 2）降低高壓電源的運行參數(shù)。 3）高壓電源采用間歇供電運行方式。 4）利用上位機控制系統(tǒng)，可調(diào)整運行方式和參數(shù)。 5）通過優(yōu)化調(diào)整試驗和完善控制程序，使其控制系統(tǒng)能依據(jù)燃煤和機組負荷變化自動切換控制方式。 9.3.2 低壓電器設備節(jié)電方法 低壓電器節(jié)電主要在灰斗電加熱上，若將灰斗電加熱改為蒸汽加熱，則 可 節(jié)約部分電耗，如： 600MW 機組灰斗電加熱額定功率約為 250kW，而電廠蒸汽的能耗是較低的。同時對振打周期的合理調(diào)整控制，不僅可以提高除塵效率，而且也可以節(jié)電。 9.4 運行優(yōu)化調(diào)整 試驗 電除塵器供電控制方式 是指 高 壓、低壓電源供電的控制方式 。 高壓供電控制方式主要有火花自動跟蹤、少火花、恒定火花、最高平均電壓、間歇供電等 ， 低壓供電控制方式主要有振打周期、降壓振打和電加熱等 。 電除塵器運行優(yōu)化 調(diào)整 試驗是根據(jù)典型煤種，選取不同負荷，結(jié)合吹灰情況等，在保證煙塵排放濃度達標的情況下，試驗確定最佳的供電控制方式（除塵器耗 電率 最小 ）及相應的控制參數(shù)。 電廠應根據(jù)運行試驗的結(jié)果，確定運行工作制度（卡片） ， 并對上位機控制功能和 17 程序進行升級改造。 電除塵器運行優(yōu)化調(diào)整和節(jié)電改造案例 見 附錄 E。 9.5 節(jié)電 改造 9.5.1 煙塵排放濃度達標時的 電控改造 1）新投運機組電除塵器配備的 可控硅控制高壓電源一般均具備 豐富 的調(diào)節(jié)手段，高壓控制器可不再進行改造，除塵器 節(jié)電工作 的 重點 宜 在 運行優(yōu)化 調(diào)整 試驗方面和上位機優(yōu)化控制 。 2）對未配備依據(jù)煙塵連續(xù)監(jiān)測信號進行節(jié)電智能控制的（需準確、有效控制）上位機系統(tǒng)或未配備依據(jù)燃煤和機組負荷變化進行節(jié)電運行控制的上位機控制 系統(tǒng) ，應 進行系統(tǒng)升級或改造。 3）對于早期投運的不具備 間歇供電 運行方式功能，或不具備各種供電方式自動轉(zhuǎn)化功能的控制器宜進行高壓控制器改造。 9.5.2 煙塵排放濃度基本達標或 略 有超標的除塵器電源改造 這時 一般不需要對除塵器進行大規(guī)模的改造，可對前級電場進行 新型電源 改造，以提高除塵效率；并進行運行優(yōu)化調(diào)整試驗和上位機控制系統(tǒng)優(yōu)化以達到節(jié)電效果。新型電源 是指采用對電除塵器更能提供有效供電的電源，主要 包括 ：三相電源、高頻電源、中頻電源、恒流源等 ；它們 可以提供更高的運行二次電壓和適中的二次電流，增強了煙塵的荷電和收集 ，使除塵效率得到提高，并使其它電場可以更好的采用間歇供電達到節(jié)電的效果。同時也可以采用預荷電等新技術進行電除塵器改造。 略 有超標 是指煙塵排放濃度比要求值 一般不超過 20%，如：目前的排放標準若為50 mg/m3；則在配有濕法脫硫系統(tǒng)的機組中，一般要求除塵器出口濃度低于 100 mg/m3。這時若除塵器煙塵排放超標且在 120mg/m3 以 下，可以采用該方法。 9.5.3 煙塵排放濃度 未 達標時的除塵器改造 1）除塵器超標嚴重則需對其進行徹底的整體改造，改造技術可根據(jù)各自煙塵排放要求、煙氣及煙塵具體特性、場地空間、運行成本等因素綜合對比確定采用電除塵器、電袋復合除塵器及布袋除塵器改造等技術。 2）在采用電 除塵器改造 時 ， 宜 盡量增加電場數(shù)和增大比集塵面積（結(jié)合考慮投資和運行成本） ，在 保證除塵效率 和 排放濃度 的情況下 ， 可增大電 除塵器的調(diào)整范圍，有利于節(jié)電。 3） 在 電除塵器的前級電場宜優(yōu)先采用新型電源，配備節(jié)能控制系統(tǒng)。做好 運行優(yōu)化調(diào)整試驗和上位機控制系統(tǒng)優(yōu)化以達到提效節(jié)電效果。 18 4）在電除塵器改造中建議結(jié)合實際情況采用目前的新技術。如：預荷電技術、煙氣調(diào)質(zhì)技術、移動電極技術等。 9.6 運行 控制 9.6.1 電除塵器 節(jié)電智能 控制 系統(tǒng) 應能根據(jù)運行條件的變化，結(jié)合電除塵器運行優(yōu)化試驗結(jié)果，自動調(diào)節(jié)其高壓和低壓電器運行方式和參數(shù)，保證其穩(wěn)定工作在高效、節(jié)能狀態(tài)。 9.6.2 當煙塵連續(xù)監(jiān)測儀器可以準確反映煙塵排放濃度時，電除塵器控 制系統(tǒng) 可以 依其值變化和環(huán)保排放值的要求，在上位機上配備節(jié)電智能控制程序?qū)ζ溥M行自動節(jié)電控制。 9.6.3 當煙塵連續(xù)監(jiān)測儀器不能準確反映煙塵排放濃度時，電除塵器 控 制 系統(tǒng) 可以依據(jù)燃煤和機組負荷變化自動切換運行 方式 達到節(jié)電的目的。重點以除塵器 優(yōu)化調(diào)整 試驗結(jié)果進行運行控制 。 10. 機組運行管理 10.1 節(jié)電管理 10.1.1 完善三級節(jié)能管理網(wǎng)絡，明確各級節(jié)能工作人員的職責，健全相應的節(jié)能工作考核制度，以保證節(jié)能工作職責明確、目標清晰、獎懲分明，各項節(jié)能措施落實到位。 10.1.2 定期 開展電力企業(yè)對標工作，以先進企業(yè) 廠用電率 為標桿，分析本企業(yè) 廠用電率完成 值與先進值之間的差距， 并 分析 其 原因，制定相應 的 改進目標，分解和落實改進措施。 10.1.3 定期進行 全廠電能平衡測試及分析，統(tǒng)計分析各主要輔機設備耗電率變化情況，做到節(jié)電工作胸中有數(shù)、方向明確。重大節(jié)電改造工程完成后應進行分析總結(jié)，正確評價節(jié)電效果。 10.1.4 高度重視 電能 計量和統(tǒng)計管理工作，保證 各主要輔機設備電能計量表計準確、電能 原始記錄和統(tǒng)計臺帳健全 。 10.2 運行控制 10.2.1 通過 技術改造和運行控制， 降低 機組發(fā)電煤耗 ， 可有效降低機組發(fā)電廠用電率。通過汽輪機通流部分改造 或通流部分改進、熱力及疏水系統(tǒng)改進與內(nèi)漏治理、汽輪機冷端系統(tǒng)性能改進、改善煤質(zhì)條件、控制排煙溫度、通過燃燒調(diào)整 合理控制運行氧量、 降低灰渣可燃物含量 、改善爐頂密封、提高機組保溫性能， 降低 機組 發(fā)電煤耗。 10.2.2 積極 與電網(wǎng)企業(yè)聯(lián)系和溝通，爭取上網(wǎng)電量，提高機組平均負荷率。 10.2.3 確保 機組安全可靠運行，盡量減少非停次數(shù)。在機組啟停過程中 嚴格按照運行規(guī)程控制輔機設備的啟停，并盡量減少啟動時間。 19 10.2.4 提高全廠 人員節(jié)電意識，嚴格控制照明用電，照明燈應采用節(jié)電控制方式，盡可能減少 長 明燈。 10.2.5 充 分利用 SIS 及 MIS 系統(tǒng)強大的信息處理功能，以機組運行 監(jiān)測 管理系統(tǒng)為平臺，統(tǒng)計及 耗差分析 數(shù)據(jù) 為依據(jù)，在運行各值 之間 開展以機組各主要指標 和小指標 為對象的值際勞動競賽 ，這些指標包括：發(fā)電煤耗、發(fā)電廠用電率、供電煤耗、 循環(huán)水泵耗電率、凝結(jié)水泵耗電率、磨煤機單耗、各風機耗電率 等，以充分 調(diào)動運行人員的積極性， 實現(xiàn)精細化操作，有效控制 機組各項運行指標 。 20 附錄 A 1000MW 機組引風機與增壓風機合并改造 案 例 A.1 風機配置 某電廠一臺 1000MW 超超臨界燃煤 機組 鍋爐， 配備兩臺 AN42e6(V13+4 )型靜葉可調(diào)軸流式引風機和兩臺 AN45e6(V13+4 )型靜葉可調(diào)軸流式增壓風機 ， 其設計 規(guī)范 分別 見 表 A.1、 表 A.2。 表 A.1 引風機設計規(guī)范 項 目 單 位 數(shù) 值 型號 / AN42e6(V13+4 ) 型式 / 靜葉可調(diào)軸流式 工況 / TB BMCR 風量 m3/s 755.5 628.5 全壓 Pa 5953.2 4510 轉(zhuǎn)速 r/min 580 數(shù)量及容量 / 2 50% 效率 % 86.4 軸承潤滑方式 / 油脂潤滑 進口靜葉調(diào)節(jié)范圍 / +30 -75 電機型號 YKK1120-10 型 額定功率 kW 7000(已考慮脫硝 ) 額定電壓 V 10000 額定電流 A 523 旋轉(zhuǎn)方向 / 順時針 (從電機 端 看 ) 表 A.2 增壓風機設計規(guī)范 項 目 單 位 數(shù) 值 型號 / AN45e6(V13+4 ) 型式 / 靜葉可調(diào)軸流式 工況 / TB BMCR 風量 m3/s 710.68 630.12 全壓 Pa 3000 2500 轉(zhuǎn)速 r/min 420 數(shù)量及容量 / 2 50% 效率 % 86.0 85.4 軸承潤滑方式 / 油脂潤滑 進口靜葉調(diào)節(jié)范圍 / 30 -75 額定功率 kW 3000 額定電壓 V 10000 額定電流 A 228 旋轉(zhuǎn)方向 / 順時針 (從電機 端 看 ) 機組投運后兩風機耗 電率 較高 。 原脫硫系統(tǒng)配有 煙氣加熱器 (GGH) ， 后 將 GGH 的受熱面 拆除 。電廠 根據(jù)實際運行情況，提出將增 壓風機 拆除， 并 對 引風機 進行 增 容改造 ，實現(xiàn)引、增壓 風機合并， 以節(jié)約廠用電。 為尋求對引風機與增壓風機合并的可行改造方案，電廠特委 托西安熱工研究院對該鍋 爐引風機和增壓風機進行熱態(tài)試驗，并對引風機 21 和增壓風機合并的可行性 進行論證，以及 合并后 引風 機 的選型進行研究，提出 改造 方案。 A.2 試驗結(jié)果 機組 100%負荷 時 引風機與增壓風機主要試驗結(jié)果（增壓風機為兩風機平均值） 見表 A.3。 表 A.3 引風機與增壓風機主要試驗結(jié)果 項目名稱 單位 引風機 增壓風機 機組負荷 MW 1008.48 鍋爐蒸發(fā)量 t/h 2834.1 總給煤量 t/h 406.53 風機調(diào)節(jié)靜葉開度 (A/B) % 63.25/68 75.8/80.6 風機凋節(jié)靜葉就地角度 -13/-13 風機電流 (A/B) A 316.44/300 185.3/185.8 風機電機輸入功率 (A/B) kW 4124/3753.6 2698.3/2698.3 風機流量 (A/B) m3/s 703.35/705.01 682.8/670.3 風機入口壓力 (A/B) Pa -3880/-3780 -380/-330 風機入口溫度 (A/B) 146.7/144.6 147.5/147.5 風機入口密度 (A/B) kg/m3 0.8221/0.8272 0.8505/0.8505 風機壓力 (A/B) Pa 4105.9/4048.1 2661.2/2661.2 風機 軸效率 (A/B) % 71.59/77.96 71.1/71.1 風機 耗 電率 % 0.781 0.535 由表 A.3 可見，在機組 100%負荷下 ，引風機和增壓風機的平均運行效率分別為74.8%和 71.1%，耗電率分別 高 達 0.781%和 0.535%。在低負荷時運行效率更低，廠用電率更高，有必要對引風機和增壓風機進行節(jié)能改造。 A.3 引風機改造設計參數(shù) 根據(jù)試驗結(jié)果和 不同 負荷下有關運行參數(shù) ， 得出 引風機改造設計參數(shù) 見 表 A.4。 表 A.4 引風機改造設計參數(shù) 項目各稱 單位 TB 工況 BMCR 工況 1000MW 750MW 500MW 400MW 風機流量 m3/s 777.5 740.4 697.1 532.4 403.1 330.8 風機壓力 Pa 8195 7450 6603 4407 2904 2159 煙氣溫度 145 145 145 139 133 125 煙氣密度 kg/m3 0.8246 0.8246 0.8246 0.8366 0.8490 0.8660 A.4 風機型式選擇 A.4.1 風機比轉(zhuǎn)速 根據(jù) 比轉(zhuǎn)速 的 定義 ， 計算 TB 工況 下風機 的比轉(zhuǎn)速 為 80.3。 A.4.2 選擇風機型式 22 比轉(zhuǎn)速 為 80.3 在 離心 式 和靜葉調(diào)節(jié)軸流式風機范圍邊緣，很難選 到 較理想的風機型號。為此， 建議 將現(xiàn)風機轉(zhuǎn)速提高一 級至 745r/min，則風機 比轉(zhuǎn)速升至 103.1。 比轉(zhuǎn)速 為 103.1 是 較理想的 靜調(diào)軸流式風機 適應范 圍 ，亦可 選 用 雙級 動葉調(diào)節(jié)軸流式風機。 考慮到現(xiàn)引風機為靜葉調(diào)節(jié)軸流式風機，改造起來容 易 些，投資更 省 。故改選靜調(diào) 方案 ，同時 進行 動調(diào)方案比 較。 A.5 改造方案比較 A.5.1 靜葉調(diào)節(jié)軸 流式風機方案 經(jīng) 選型計算，當風機轉(zhuǎn)速升至 745r/min 后，現(xiàn)引風機直徑 4.2m 過大，降 至 4.0m 即可滿足需要， 即將現(xiàn) AN42e6(V13+4 ) 引風機 改成 AN40e6(V19-1)型風機，見圖 A.1。 圖 A.1 AN40e6(V19-1)型 靜 調(diào)軸流風機性能曲線 由圖 A.1 可見， 雖然 AN40e6(V19-1)型 靜 調(diào)軸流風機 可 滿足 鍋爐 各運 行工況，但當機組在 500MW 及以下負荷運行時，失速裕量偏小，可靠性較低。為提高風機的失速裕度，將風機直徑再下調(diào)一檔，即改為直徑為 3.7m 的 AN37e6(V19+4)型靜葉調(diào)節(jié)軸流式風機 ， 其性能曲線 見 圖 A.2。 23 圖 A.2 AN37e6(V19+4)型風機高速 (745r/min)性能曲線及各運行工況點 由圖 A.2 可見， AN37e6(V19+4)型風機完全能夠 滿足鍋爐各 運行 工況，失速裕量足夠，且低負荷時的風機運行效率比 AN40e6(V19-1)型風機還有較大提高。 為提高低負荷時引風機的運行效率， 還可 將現(xiàn)引風機電機改為 745/590r/min 的雙速電機 (即 8/10 級電機 )，低速檔的轉(zhuǎn)速和功率保持目前的 596r/min 和 7000kW 不變，高速檔的轉(zhuǎn)速和功率分別為 745r/min 和 8000kW 以上。 低 速運行時風機的性能曲線 見 圖 A.3。 24 圖 A.3 AN37e6(V19+4)型風機低速 (590r/min)性能曲線及各運行工況點 由圖 A.3 可見，在低速運行時，在目前煙氣系統(tǒng)阻力條件下，風機最大流量可達600m3/s，可滿足機組 800MW 負荷需要，機組低負荷時的運行效率比高速時又有較大提高。 A.5.2 動葉調(diào)節(jié)軸流式風機方案 比轉(zhuǎn)速為 103.1， 經(jīng)初步選型計算可選 HU28048-22 型 雙級動葉調(diào)節(jié)軸流式風機，其性能曲線 見 圖 A.4。 由圖 A.4 可見，選用該型風機，機組 負 荷在 1008MW 時，風機效率可達 86.7%，比靜調(diào)軸流風機高 2 個百分點。 25 圖 A.4 HU28048-22 型雙級動葉調(diào)節(jié)軸流式風機性能曲線 A.5.3 改造方案比較 1 各方案耗電量比較 各方案耗電量比較見表 A.5。 由 表 A.5 可見，雙速靜調(diào)方案最節(jié)電，其次是雙級動調(diào)方案。 表 A.5 各方案耗電量比較 項目名稱 單位 1000MW 750MW 500MW 400MW 進口流量 m3/s 697.1 532.4 403.1 330.8 進口溫度 145 139 133 125 進口密度 kg/m3 0.8246 0.8366 0.8490 0.8660 入口壓力 Pa -3830 -3150 -2745 -2567 風機全壓 Pa 6603 4407.4 2903.6 2158.6 壓縮性修正系數(shù) 0.9766 0.9843 0.9896 0.9922 比壓能 J/kg 7820.5 5185.4 3384.7 2473.2 高速靜調(diào)風機效率 % 84.6 75 56.5 42.5 低速靜調(diào)風機效率 % 85.2 74.5 61 動調(diào)風機效率 % 86.7 78.5 64 52 高速靜調(diào)風機軸功率 kW 5313.8 3079.5 2050.1 1667.1 低速靜調(diào)風機軸功率 kW 2710.8 1554.7 1161.5 動調(diào)風機軸功率 kW 5185.1 2942.2 1809.8 1362.6 動調(diào)比單速靜調(diào)耗功差 kW -128.7 -137.3 -240.2 -304.6 動調(diào)比雙速靜調(diào)耗功差 kW -128.7 231.4 255.1 201.1 26 設年運行小時數(shù) h 2000 2000 1500 500 動調(diào)比單速靜調(diào)年節(jié)電量 kWh 257400.0 120800 360300 152300 雙速靜調(diào)比動調(diào)年節(jié)電量 kWh -257400.0 120764.4 480484.4 609145.1 動調(diào)比單速靜調(diào)年節(jié)電量 kWh 1044600 雙速靜調(diào)比動調(diào)年節(jié)電量 kWh 688600 2 各方案改造工作量及投資粗略比較 1） 單速靜調(diào)方案改造工作量小、投資省 將現(xiàn)引風機改為 AN37e6(V19+4)型并預留防失速裝置 (KSE)時，可保留原擴壓器 (需在擴壓器與后導葉外殼間加過渡段 )、軸承座、執(zhí)行器、熱工元件及冷卻風機 ， 其余按高轉(zhuǎn)速標準制造?，F(xiàn) 場改造冷風管路、油管、執(zhí)行器連桿等連接部件，執(zhí)行器基礎也需改動。風機入口管道按新風機適當改造。估計一臺風機改造部件費用 (不含電機改造 )約100 萬元 ，改造施工費約 20 萬元，總計 改造 費用 約 120 萬元。 2) 雙速靜調(diào)方案現(xiàn)場改造工作量及改造部件費用與單速靜調(diào)相同，只需增加電機雙速改造費用， 預計 每臺電機改造費用增加 20 萬元，則總計 140 萬元 /臺。 3）動調(diào)方案改造工作量大，投資高 采用動調(diào)方案需將現(xiàn)引風機全部拆除，重新安裝新的動調(diào)風機，風機進出口煙道需改過渡段， 此外 ，由于雙級動調(diào)軸流風機的動載荷比靜調(diào)風機大較多， 且支撐方式及位置均與現(xiàn)風機不同，因而風機基礎需重新設計澆灌，其改造工作量很大。一臺動葉調(diào)節(jié)軸流風機 ， 除軸承外全部國產(chǎn)，不含電機約需 320 萬元，加上改造施工及基礎費用約 360萬元以上。 3. 各方案綜合經(jīng)濟性比較 1) 運行費用 從耗電情況看，雙速靜調(diào)方案最節(jié)電，因而運行費用最低。但是，經(jīng)與電機制造廠家聯(lián)系，現(xiàn) 7000kW 的 YKK1120-10 型 電機無法改成在運行中可相互切換的電機，故雙速方案在該電廠不能成立。以下僅對動調(diào)與單速靜調(diào)方案進行比較。 設上網(wǎng)電價為 0.40 元 /kWh， 則一年一臺動調(diào)風機比單速靜調(diào)風機節(jié)約 運行費用41.784 萬 元。 2) 維護費用 據(jù)有關統(tǒng)計，動調(diào)風機比靜調(diào)風機的年維護費用約多 10 萬元。 3) 改造投資費用 一臺靜調(diào)軸流式風機改造部件制造和現(xiàn)場改造安裝總費用為 120 萬元； 27 一臺動調(diào)軸流式風機改造部件制造和現(xiàn)場改造安裝總費用為 360 萬元。 4) 綜合比較結(jié)果 由此得出，動調(diào)風機每年比靜調(diào)風機節(jié)約運行費用 41.784 萬元，但年維護費用比靜調(diào)風機多 10 萬元。即每臺動調(diào)風機年節(jié)約費用約 31.784 萬元。風機本體改造投資費用動調(diào)比靜調(diào)多 240 萬元，則需 8 年以上才可回收多出的投資費用。 綜合經(jīng)濟比較結(jié)果，將現(xiàn)靜調(diào)軸流風機 進行增速增容同時降低葉輪直徑的改造方案最優(yōu)。 A.6 風機電動 機功率 根據(jù)選型結(jié)果， ECR 以上工況的軸功率及所需電機功率 見 表 A.6。 表 A.6 引 風機、 增 壓風機 合 并 后 風機所需 電機 功率 風機參數(shù) 單位 TB 工況 BMCR 工況 ECR 工況 進口流量 m3/s 777.5 740.4 704 進口密度 kg/m3 0.8246 0.8246 0.8246 風機壓力 Pa 8195 7450 6738 壓縮系數(shù) 0.9725 0.9749 0.9772 靜調(diào)風機效率 % 82.5 84.0 84.6 靜調(diào)風機軸功率 kW 7469.5 6401.8 5479.2 靜調(diào)所需電機功率 kW 7843 由表 A.6 可見，現(xiàn) 7000kW 的電機雖能滿足 BMCR 工況需要，但不能滿足 TB 工況需要。對于單速靜調(diào)風機，在將現(xiàn)電機升速的同時，其 功率 應提高至 7800kW 以上。 A.7 單速靜調(diào)方案的經(jīng)濟性 分析 表 A.7 單速靜調(diào)方案節(jié)電量估算結(jié)果 項目名稱 單位 工況 1 工況 2 工況 3 機組負荷 MW 1008.48 704.5 532.4 年運行小時數(shù) h 1500 4000 1000 引風機進口流量 m3/s 704.2 567.15 450 引風機壓力 Pa 4077.0 2106 1570.4 增壓風機壓力 Pa 2661.2 1882.1 1299.9 引增合一風機壓力 Pa 6738.2 3988.1 2870.3 改前引、增壓風機耗功 kW 6440.8 3842.6 2982.9 引增壓風機運行效率 (曲線值 ) % 84 72 59.5 引增合一風機電機功率 kW 5739.5 3259.2 2310.2 引增合一節(jié)約功率 kW 701.3.0 583.4 672.7 各負荷下年節(jié)電量 kWh 1051950 2333600 672700 28 一臺風機年節(jié)電量 kWh 4058250 機組年發(fā)電量 kWh 4863120000.0 二臺風機 耗電率降低 % 0.1669 由表 A.7 可見，單速靜調(diào)方案節(jié)電量顯著，一臺風機年節(jié)電量約 405 萬 kWh。機組廠用電率可下降約 0.1669%。上網(wǎng)電價按 0.4 元 /kWh 計，則一年一臺風機可節(jié)約運行費用約 162 萬元。改造一臺引風機的設備制造費用 92.5 萬元，電機升速增容改造 35 萬元，增壓風機拆除、煙道改造費用 42 萬元，此三項費用之和為 169.5 萬元。 加 上引風機進出口管道加固等其它費用， 一臺風機改造的總投資約 200 萬元。 改造后二年內(nèi)即可收 回 投資。 A.8 引、增壓風機合并后的煙道改造問題 引、增壓風機合并后，煙道改造一般有二個方案，一是另加增壓風機旁路煙道，增壓風機不拆除，二是全部拆除增壓風機及其進、出口隔離風門，另設計聯(lián)結(jié)煙道。脫硫公司建議采用后者。并經(jīng)設計預算煙道改造費用達 400 萬元左右。 結(jié)合現(xiàn)場實際情況，經(jīng)仔細分析計算建議只拆除增壓風機入口調(diào)節(jié)門至擴壓器出口間的部件，另用一圓錐形管段代替 (其阻力僅 10Pa)。其好處是充分利用了增壓風機的低阻力進風箱代 替新制做 90 度的矩形彎頭，較大地降低了彎頭局部損失；同時保留了原增壓風機進、出口隔離門和膨脹節(jié)，大大節(jié)約了煙道的改造費用和改造工作量。后經(jīng)改造證實，實際煙道改造費用僅 84 萬元。 A.9 改 造 后實際效果 由于改 造 后還未 進行 熱態(tài)運行 試驗， 根據(jù) 電廠 提供 的改造前后運行電流， 改 造 后節(jié)能效果非常顯著，見表 A.8。 表 A.8 改造前 、 后機組 100%負荷風機運行電流 項目名稱 單位 改 造 前 改 造 后 機組負荷 MW 1000 1000 引風機電流 A 330 350 增壓風機電流 A 160 0.0 電壓等級 kV 10 10 由 表 A.8 可見，在機組 100%負荷 時，改造后每臺引風機電流比改 造 前每臺引、增壓風機總電流下降 140A，兩臺風機共下降 280A(電壓等級為 10kV)， 將使廠用電率下降 0.25% 0.3%。估算 改造投資可在 2 年左右回收， 改造 取得 成功。 29 附錄 B 300MW 機組靜葉調(diào)節(jié)軸流式引風機節(jié)能改造 案例 某電廠兩臺 300MW 燃煤鍋爐引風機 配備 為 YWJ3000/2190 型子午加速式 (我國電力行業(yè)習慣稱為靜葉調(diào)節(jié) )軸流式風機，自投產(chǎn)以來， 引風機 一 直 存在運行效率低， 耗 電 率 髙。為此，研究了該類型風機的節(jié)能改造新技 術， 提出了改造方案，電廠實施后取得了顯著的節(jié)電效果。 B.1 確定 改造設計參數(shù) 為使改造達到預期目的，首先對引風機的實際運行情況和鍋爐煙氣系統(tǒng)的阻力特性進行了熱態(tài)試驗 ， 對試驗結(jié)果進行分析論證后得岀了該兩臺鍋爐引風機節(jié)能改造的設計參數(shù)見 表 B.1。 表 B.1 改造前后風機的設計參數(shù) 名稱 符號 原風機設計參數(shù) 改造設計參數(shù) BMCR 工況 TB 工況 BMCR 工況 TB 工況 風機流量 m3/s 235.4 275.4 268.5 282 風機壓力 Pa 3920 4704 3423 3770 介質(zhì)密度 kg/m3 0.887 0.906 0.874 0.874 B.2 改造設計方法研究 由試驗結(jié)果得出：原風機性能與鍋爐煙氣系統(tǒng)不匹配，致使運行效率低于 60%，且原風機結(jié)構(gòu)尺寸也不適合于新設計參數(shù)，必須重新進行氣動和結(jié)構(gòu) 尺寸 設計， 為 達到理想設計， 必須改造 原風機 及 基礎。顯然，這不經(jīng)濟也不符合節(jié)能改造現(xiàn)實。為此，通過廣泛收集相關國內(nèi)外資料，并對該型風機工作機理和各種設計方法進行分析比較，提岀了利用己有的結(jié)構(gòu)尺寸相近的同類型風機進行改造 的 設計新思路。 經(jīng)分析比較后， 確定 以YZJ3000/2140 型風機為原型進行改 造設計。 由 YZJ3000/2140 型風機特性曲線 (圖 B.1)看 出 ，其性能還不能滿足改造要求，其設計工況 （ TB）點和 BMCR 工況點離失速區(qū)較近，運行不夠安全。且風機出力偏大， BMCR工況開度偏小，效率偏低。因此 ， 必須使風機性能曲線往左下方移動。 30 圖 B.1 YZJ3000/2140 型風機特性曲線 另外原風機輪轂出口直徑為 2190mm，而 YZJ3000/2140 型風機為 2140mm。改造時，為使風機擴壓器不改動，需將 YZJ3000/2140 型風機的葉輪出口直徑増大至 2190mm。 從軸流風機原理可知，當風機輪轂直徑増大而風機外徑不變時，由于環(huán)形通流面積的減小，若沿葉高的壓力不變 (如按等環(huán)量設計的葉輪 )，則風機的流量將減小。這符合對YZJ3000/2140 型風機改造的方向，因此確定改造后的風機輪 轂 出口直徑為 2190mm。 為使風機性能曲線往左下方移動，以提高風機的運行效率和失速安全裕度，根據(jù)軸流風機基本理論，一是減小葉片的安裝角，二是降低葉柵稠度 (即減少葉片數(shù)或減小葉片寬度或兩者同時減小 ) 。為使改造后的風機達到預期指標，收集比較了動葉調(diào)節(jié)軸流式風機動葉安裝角變化和德國 AN 型靜 葉調(diào)節(jié)軸流風機動葉安裝角和葉片數(shù)變化對性能的影響規(guī)律，提出了初步的葉片安裝角和葉片數(shù)量，葉片安裝角減小 5 度，葉片數(shù)由 20 片減少到15 片。為減少模型試驗次數(shù)和成本， 采用 CFD 數(shù)值模擬方法進行校驗和修正，模擬結(jié)果見 圖 B.2。 圖 B.2 數(shù)值模擬 計算結(jié)果 31 由 圖 B.2 可見，通過 改 變輪 轂 比、安裝角和葉片數(shù)，風機性能曲線往左下方移動，達到了預期 的 設計 目的。 最后通過 500mm 模型風機試驗驗證，確定了上述最終改造方案。 500mm 模型風機試驗結(jié)果 見 圖 B.3。 圖 B.3 模型風機試 驗結(jié)果 由 圖 B.3 可見，改造后 的風機在入口調(diào)節(jié)門開度為 0時可滿足鍋爐 BMCR 工況 的 需要， TB 工況點位于 +10上。該型風機最大開度為 +30，因此風機出力仍有較大裕量 ， 且各運行工況點都遠離風機失速區(qū)域，風機失速裕度足夠。 B.3 風機改造更換部件 改造部件僅為葉輪、葉輪外殼和后導葉部 分 ，改造工作量小，投資省。 B.4 葉片頻率測試與調(diào)整 按 JB/T4362-1999電站軸流式通風機標準，只要風機葉片的自振頻率避開了轉(zhuǎn)速頻率 1、 2、 3 倍及葉片傳輸頻率的 10%之內(nèi)，風機葉片的運行可靠性將得到保證。 考慮到該類風機在國內(nèi)電廠運行中曾發(fā)生 過幾起葉片裂紋損壞事故，在葉輪制造過程中，除特別強調(diào)了葉片加工工藝和焊接工藝外，在葉輪加工和噴涂耐磨材料完成之后，動平衡之前，還逐一對每個葉片的自振頻率進行了測試，發(fā)現(xiàn)各個葉片的自振頻率在 97.5105Hz 之間，雖遠遠高于 3 倍轉(zhuǎn)速頻率（ 746/603=37.5Hz），但較分散，且一些葉片離 8倍頻率 99.5Hz 過近。為確保安全 ，對 部分 葉片又進行了調(diào)頻處理。調(diào)頻方法采用去重法。經(jīng)分析研究和試驗后，去重是從葉片前緣頂部開始，沿前緣切割掉一小三角形，切割量由小到大，邊切邊測頻，最終將每個葉片的自振頻率調(diào)整到 101 105Hz 之間（即 8 倍和 9倍轉(zhuǎn)速頻率之間），也遠離了傳輸頻率（ 15746/60=186.5Hz）。這種調(diào)頻方法既簡單方便， 32 葉片頂部的進口沖角和葉片寬度相對減少又甚微，不會對氣動性能帶來明顯影響。 B.5 改造效果 一臺鍋爐 爐兩 臺 引風機改造前后試驗結(jié)果 見 表 B.2。 表 B.2 引風機改造前后熱態(tài)運行參數(shù)比較 項目 名稱 單位 工況 1 工況 2 工況 3 改前鍋爐蒸發(fā)量 t/h 982 769 549 改后鍋爐蒸發(fā)量 t/h 933 822 660 引風機編號 / A B A B A B 引風機改前電流 A 189 190 150 151 135 137 引風機改前流量 m3/s 255.6 257.7 210.5 216.3 171.1 178.0 引風機改前壓力 Pa 3103.0 3156.9 2074.9 2209.6 1488.1 1483.0 引風機改前效率 % 54.4 55.6 40.1 44.2 28.4 29.3 改前電動機功率 kW 1566.1 1573.8 1176.5 1165.1 968.7 974.6 引風機改后電流 A 154.7 149 150.2 141.8 135 131 引風機改后流量 m3/s 264.8 252.0 252.5 228.9 224.9 201.8 引風機改后壓力 Pa 3011.2 3074.8 2802.1 2808.9 2232.2 2172.1 引風機改后效率 % 74.1 71.9 65.3 65.7 55.5 51.1 改后電動機功率 kW 1156.6 1159.3 1166.5 1053.7 974.8 925.3 運行效率提高 % 19.7 16.3 25.2 21.4 27.1 21.8 由 表 B.2 可得：在 鍋爐大負荷時改后風機運行效率提高了 16% 27%， 風機電流下降了 34A 40A，兩臺引風機改造后，實際年節(jié)電量（按年運行 7000 小時，三個負荷各占 1/3）約 300 萬 kWh；上網(wǎng)電價按 0.3 元 /kWh 計算，則兩臺引風機年節(jié)省資金約 90 萬元。 改造工程費用（包括改造前、后試驗、改造方案研究、模型試驗、兩臺改造部件的加工制造和安裝調(diào)試等）約 118 萬元。改后運行不到兩年就可以收 回 投資，引風機改后節(jié)能效果顯著，經(jīng)濟效益十分可觀。 33 附錄 C 300MW 機組一次風機節(jié)能改造 案例 某電廠 1 號 機組，采用北京巴布科克 威 爾科克斯有限公司生產(chǎn)的B&WB-1025/17.4-M 型鍋爐 。每臺 鍋 爐配四臺沈陽重型機器廠制造的 BBD4060 型雙進雙出鋼球磨煤機，正壓直吹式制粉系統(tǒng)， 并 配兩臺武漢鼓風機廠制造的 AH-R210SW 型一次風機。 1 號 機組投運以來 ， 一直存在一次風機在較小開度下運行 (在 300MW 工況時一次風機進口調(diào)節(jié)門開度僅為 29%左右 )，耗 電率 高 ， 需對兩臺一次風機進行節(jié)能改造。 C.1 改前試驗結(jié)果及改造設計參數(shù)的確定 改前試驗結(jié)果見 表 C.1 及 圖 C.1。 表 C.1 一次風機改前熱態(tài)試驗結(jié)果匯總表 項 目 單 位 工 況 1 工況 2 工況 3 工況 4 發(fā)電負荷 MW 304.5 233.7 226.5- 176.5 制粉系統(tǒng)投磨情況 / 4 臺磨 4 臺磨 3 臺磨 3 臺磨 總給煤量 t/h 122 92.6 92 73.6 一次風機擋板表盤開度 % 29.1/15.2 25/11 26.9/24.9 17.8/9.6 一次 風機電流 A 90.9/91.1 84.7/83.2 88.9/89.0 80.4/80.6 一次風機 進口秒流量 m3/s 38.29/36.66 33.08/30.66 35.41/34.01 29.0/27.32 一次風機 全壓 Pa 8633/8405 7272/7007 8795/8615 6455/6577 電動機輸入功率 kW 836.74/811.14 754.43/728.28 798.39/789.34 711.96/702.14 一次風機 全壓效率 % 40.87/39.34 33.13/30.67 40.35/38.42 27.40/26.66 換算至設計狀態(tài) 設計密度 =1.156kg/m3 一次風機 進口流量 m3/S 38.29/36.66 33.08/30.66 35.41/34.01 9.0/27.32 一次風機 比壓能 J/kg 7263.8/7079.0 6269.9/6010.1 7239.4/7096.5 5405.2/5503.6 由 表 C.1 及圖 C.1 可見，在 300MW 負荷工況時，一次風機進口開度最大為接近 29%左右，運行效率最高僅為 41%左右，一次風機運行在其性能曲線的低效率區(qū)域。這說明目前一次風機的裕量過大。因此，有必要重新選取設計參數(shù)，對一次風機進行節(jié)能改造。 在 300MW 時，四臺磨煤機運行，一次風機運行參數(shù)為（兩臺平均值）： qv135000m3/h； pF 8519Pa； 1.14g/ m3； 40.1%。 考慮有煤質(zhì)變化等因素，在測試風量和壓力的基礎上，分別增加 10%的裕量（參考電廠意見）。即： 風量為： qv 1350001.1 14850 m3/h 風機壓力為： pF 85191.1 9370 Pa 經(jīng)延整后，最終確定一次風機改造的設計參數(shù)為： 風量： qv 150000m3/h 風壓： pF 9400 Pa 34 入口空氣密度： 1=1.156 kg/m3 轉(zhuǎn)速： n=1480r/min 圖 C.1 一次風機改前熱態(tài)試驗運行點在其性能曲線上的位置 C.2 一次風機選型計算 一次風機選型計算見表 C.2。 表 C.2 一次風機選型計算表 名 稱 符號 單位 選型方案 大氣壓力 pa Pa 101300 設計流量 qv m3/h 150000 35 設計全壓 pt Pa 9400 設計轉(zhuǎn)速 n r/min 1480 風機入口靜壓 Pst1 Pa -330 風機入口絕對壓力 P1 Pa 100970 風機入口介質(zhì)密度 1 kg/m3 1.156 壓縮修正系數(shù) kp / 0.9684 比轉(zhuǎn)速 ns / 55.2 選擇風機型式 / / 5-54 流量系數(shù) / 0.147 壓力系數(shù) / 0.467 功率系數(shù) / 0.0858 風機內(nèi)效率 in % 80 風機計算直徑 D2q m 1.67 風機計算直徑 D2p m 1.676 選定風機直徑 1 D2 m 1.70 計算風機流量 q1 m3/h 158240 計算風機全壓 Pt0 Pa 9369 壓縮修正系數(shù) kp / 0.967 實際產(chǎn)生全壓 pt Pa 96886 風機軸功率 PZ kW 508 C.3 改造方案的確定 按表 C.2， 可選 1.7m 直徑的 5-54 型風機。后經(jīng)過與電廠協(xié)商，最終確定風機葉輪直徑選取 1.72m。即選用 西安 熱工 研究院研制的 LY5-54 17.2F 型后彎離心式高效風機作為本次一次風機的改造型式， 該型風機 是 機 翼型葉片高效風機，其效率可達 85%以上，具有效率變化平坦、結(jié)構(gòu)強度好、運轉(zhuǎn)平穩(wěn)等優(yōu)點。已在多家電廠中使用，其經(jīng)濟性和可靠性 得到 肯定。 采用該型風機代替原風機，葉輪直徑從 2.1m 減小到 1.72m，僅需將原風機葉輪更換成 LY5-54 17.2F 型風機的新葉輪 和對原機殼進行局部改造，現(xiàn)場改造工作量小。經(jīng)計算，新風機葉輪重量比改前輕，其軸功率不超過 520kW，現(xiàn)配電動機額定功率為 1120 kW，電機裕量足夠，風機啟動和運行足夠安全。改造后風機參數(shù)如下： 風機型號： LY5-54 17.2F 風機直徑： 1.72 m 風機轉(zhuǎn)速： 1480 r/min 風機風量： 163900 m3/h 風機壓力： 9920 Pa （ 風機入口空氣密度為 1.156kg/m3 時） 風機效率： 80% 新風機性能曲線見圖 C.2。 36 C.4 改造效果 一 次風機改后運行試驗結(jié)果見表 C.3 及圖 C.2。 圖4 LY5 -54N o 17.2F 型風機全特性曲線01020304050607080901001101201301401501601701801902000 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100流量qv(m3/s)比壓能 Y(100J/kg)100 90807060504030效率 1# 爐一次風機改后運行點 新風機設計點90o75o60o45o 圖 C.2 一次風機改后 （ LY5-54 17.2F） 性能曲線及運行點 表 C.3 1 號 鍋爐 一次 風機 改后 熱態(tài)試驗 主要 結(jié)果 項 目 單 位 工況 1 工況 2 工況 4 試驗日期 年 .月 .日 2008.8.18 2008.8.18 2008.8.19 試驗時間 / 17:3019:30 10:4012:20 00:0001:30 發(fā)電負荷 MW 300 230 180 制粉系統(tǒng)投磨情況 / 4 臺磨 3 臺磨 3 臺磨 主蒸汽流量 t/h 917.3 678.8 523.9 37 一次風機擋板表盤開度 % 68.5/68.3 54/53.8 40.4/41.4 一次 風機電流 A 64/66 59.3/62.1 56/58 一次風機 進口流量 m3/s 45.9 45.3 39.1 40.6 33.6 35.7 一次風機出口靜壓 Pa 9465 9550 9040 9050 7200 7310 一次風機 壓 力 Pa 10039 10152 9460 9517 7522 7678 電動機輸入功率 kW 655.18 668.77 637.74 668.77 660.77 646.94 一次風機 空氣功率 kW 445.92 445.48 359.38 375.22 247.97 269.22 一次風機 效率 % 87.8 84.4 77.9 76.7 58.0 60.1 換算至設計狀態(tài) 設計密度 =1.156kg/m3 一次風機 進口流量 m3/s 45.9 45.3 39.1 40.6 33.6 35.7 一次風機 壓 力 Pa 10185 10303 9552 9612 7656 7817 一次風機 比壓能 J/kg 8394.6 8487.9 7896.3 7943.7 6386.7 6516.0 由 圖 C.2 可見， 當機組 在 滿負荷 300MW 時，風機實際運行點在開度為 83%左右的高效區(qū)，選型設計合理。 比較 表 C.1 及 表 C.3，改后風機運行效率得 到 顯著提高 (見表 C.4)， 平均提高 38%左右，最多提高達 47%， 平均運行電流下降約 27A， 節(jié)電效果顯著 。 若年負荷率按每年運行 7000 小時，高、中、低負荷均占 1/3 的時間計算，二臺風機年節(jié)電量約 166 萬 kWh，節(jié)電率約 15.3%； 上網(wǎng)電價 按 0.3 元 /kWh 計算，年節(jié)省費用 49.8 萬元。改造部件僅為葉輪，兩個葉輪的 制造費用僅 37 萬元，加上現(xiàn)場改造安裝費用，整個改造費用在一年左右可得到回收，改造效果十分明顯。 表 C.4 改造后一次風機運行效率提高值 項目 單位 工況 1 工況 2 工況 3 機組負荷 MW 300（ 303*） 230（ 227*） 180（ 176*） 一次風機編號 / A B A B A B 新改風機運行效率 % 87.8 84.4 77.9 76.7 58.0 60.1 原風機運行效率 % 40.8 39.3 40.3 38.4 27.4 26.7 改后 效率提高值 % 47.0 45.1 37.6 38.3 30.6 33.4 注 *： 為 改前試驗 時 所 對應的 工況 。 38 附錄 D 脫硫 吸收系統(tǒng)運行優(yōu)化案例 某電廠一臺 300MW 機組配套的煙氣脫硫裝置，設置四臺漿液循環(huán)泵，從低到高分別為 A、 B、 C、 D。入口 SO2 濃度的正常變化范圍為 1500 4500mg/m3。 對脫硫效率沒有要求，只需滿足 400mg/m3 出口排放濃度 的 要求，排污費按實際排放量繳納。脫硫劑為外購石灰石粉，石膏外賣有一定的收益。無蒸汽消耗。 D.1 漿液循環(huán)泵的優(yōu)化運行 300MW 負荷時，入口 SO2 濃度為 4000mg/m3 時漿液循環(huán)泵不同組合 運行情況見表D.1 和圖 D.1。 表 D.1 漿液循環(huán)泵不同組合運行情況的相對運行成本 工況 投運 漿液 循環(huán)泵 脫硫效率， % 出口 SO2濃度，mg/m3 電耗量 ,kW 石灰石消耗量 ,t/h 石灰石成本 ,元 /h 電成本 ,元/h 水成本 ,元/h 排污繳費 ,元/h 石膏收益 ,元/h 總的相對成本 ,元/h 1 ABCD 95.6 176 4502 8.13 2032 1711 168 133 140 3904 2 BCD 93.6 256 4081 7.96 1989 1551 168 194 137 3765 3 ACD 93.0 280 4032 7.91 1976 1532 168 212 136 3752 4 ABD 92.4 304 3983 7.85 1964 1514 168 230 135 3740 5 ABC 91.8 328 3929 7.80 1951 1493 168 248 134 3726 6 CD 88.8 448 3612 7.55 1887 1373 168 339 130 3637 7 BD 88.1 476 3558 7.49 1872 1352 168 360 129 3624 8 BC 87.4 504 3508 7.43 1857 1333 168 382 128 3612 9 AD 86.7 532 3511 7.37 1842 1334 168 403 127 3621 10 AC 86.1 556 3459 7.32 1830 1314 168 421 126 3607 11 AB 85.4 584 3408 7.26 1815 1295 168 442 125 3595 39 3 0 0 M W 負荷，二氧化硫濃度為 4 0 0 0 m g / m 3 時漿液循環(huán)泵的不同組合運行情況3400350036003700380039004000ABCD BCD ACD ABD ABC CD BD BC AD AC AB漿液循環(huán)泵的組合運行方式相對運行成本，元/小時01002003004005006007009 5 . 6 9 3 . 6 9 3 . 0 9 2 . 4 9 1 . 8 8 8 . 8 8 8 . 1 8 7 . 4 8 6 . 7 8 6 . 1 8 5 . 4脫硫效率， %出口二氧化硫濃度，mg/m3相對運行成本 出口二氧化硫濃度 圖 D.1 漿液循環(huán)泵不同組合運行情況 時 相對運行成本變化 由表 D.1 和圖 D.1 可以看出： 此工況時， 在滿足出口排放濃度前提下，相對生產(chǎn)成本最低的漿液循環(huán)泵組合方式為 ABC, 這種組合方式是最經(jīng)濟的。 300MW 負荷時，入口 SO2 濃度為 3000mg/m3 時漿液循環(huán)泵不同組合運行情況 見 圖D.2。 3 0 0 M W 負荷，二氧化硫濃度為 3 0 0 0 m g / m 3 時漿液循環(huán)泵的不同組合運行情況2800290030003100320033003400ABCD BCD ACD ABD ABC CD BD BC AD AC AB漿液循環(huán)泵的組合運行方式相對運行成本，元/小時01002003004005006007009 6 . 4 9 3 . 8 9 3 . 6 9 3 . 0 9 2 . 4 8 9 . 9 8 9 . 2 8 8 . 6 8 7 . 7 8 7 . 2 8 6 . 5脫硫效率， %出口二氧化硫濃度，mg/m3相對運行成本 出口二氧化硫濃度 圖 D.2 漿液循環(huán)泵不同組合運行情況 時 相對運行成本變化 由圖 D.2 可以看出：此工況時，在滿足出口排放濃度前提下，相對生產(chǎn)成本最低的漿液循環(huán)泵組合方式為 AC, 這種組合方式是最經(jīng)濟的。 40 300MW 負荷時，入口 SO2 濃度為 2000mg/m3 時漿液循環(huán)泵不同組合運行情況 見 圖D.2。 3 0 0 M W 負荷，二氧化硫濃度為 2 0 0 0 m g /