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燃油锅炉改烧煤改造工程研究

放大字体  缩小字体 发布日期:2016-02-27  来源:中国采暖网  作者:[db:作者]
核心提示:  锅炉型式煤粉炉局域热负荷70年代初期,随国家能源政策调整建设了一批燃油电厂并有一批燃煤电厂改烧油。近几年随着市场经济运转,供给电厂的计划用油不仅越来越少,而且价格越来越高,原油市场价在1999年底

  锅炉型式煤粉炉局域热负荷70年代初期,随国家能源政策调整建设了一批燃油电厂并有一批燃煤电厂改烧油。近几年随着市场经济运转,供给电厂的计划用油不仅越来越少,而且价格越来越高,原油市场价在1999年底达到约1 700元/t,渣油达约1300元/t燃油电厂已无法承受。某电厂2x125MW机组,由于油价不断提高,发电成本高于现行电价,年亏损将近1亿元,电厂已面临生存问题。为适应电力市场和自身生存需要,一些燃油电厂燃油锅炉改烧煤已势在必行。本文结合近期参与的125MW、200MW机组燃油电厂燃油锅炉改烧煤工程设计研究进行介绍。

  1燃油锅炉与燃煤锅炉主要设计参数比较燃油锅炉与燃煤锅炉,从锅炉热负荷、火焰长度、炉膛出口温度、炉膛出口过剩空气系数、对流受热面烟气流速、排烟温度等方面都具有自身特点。以下数据为我国电站锅炉设计的值。

  1.1锅炉热负荷显示锅炉炉膛燃烧传热特性的重要技术参数,主要为炉膛容积热负荷!v:炉膛壁面热负荷!(、炉膛断面热负荷!f、燃烧器局域壁面热负荷!A.表1列出我国电站锅炉典型的热负荷数值。

  1.2火焰长度为保证燃料在炉膛内有足够时间,保证燃烧效表1电站锅炉典型的热负荷数值容积热壁面热断面热负荷负荷负荷果炉膛高度和燃烧器布置的设计必须满足火焰长度要求。火焰长度"hy指锅炉最上排燃烧器出口至炉膛出口窗口中点的折线距离,火焰高度为2者间的垂直距离。表2列出了燃油锅炉与燃煤锅炉对火焰长度和火焰高度要求的最小值。

  表2火焰长度和火焰高度要求的最小值锅炉蒸发量/fh-1无烟煤烟煤重油1.3炉膛出口温度由于燃料中含有灰分,燃烧后这些灰在高温状态下处于融化状态,当炉膛出口温度过高时,会引起对流受热面结渣堵塞。同时对流受热面的材料限止,过高的炉膛出口温度会引起受热面壁温过高而烧坏。因此,在锅炉设计中都对炉膛出口温度有一限制。表3示出了我国不同燃料常见设计推荐值。

  表3不同燃料品位推荐的炉膛出口温度值炉膛出口温度燃料种类无烟煤贫煤烟煤洗中煤重油1.4过剩空气系数炉膛出口的过剩空气系数是由燃烧要求所确定,其值由燃料特性和燃烧方式决定,表4表示各种炉型和燃料不同情况下,炉膛出口的过剩空气系数。从表中可看出燃油锅炉比煤粉锅炉炉膛出口过剩空气系数要少0.18~0.15,说明燃油锅炉改烧煤后,所需燃烧空气量和烟气量都将增加。

  表4炉膛出口空气过系数燃烧室型式燃料炉膛出口空气过系数煤粉炉无烟煤、贫煤烟煤、揭煤燃油炉重油、原油1.5对流受热面烟气流速对流受热面烟气流速限制主要是对流受热面的磨损与燃料中灰分有关。表5列出有灰和无灰燃料烟气的极限流速。

  表5有灰和无灰燃料烟气的极限流速受热面灰分Ay%有灰极限流速/m-无灰烟气最佳省煤器过渡区过热器碳钢合金钢1.6排烟温度较低的排烟温度可使锅炉效率提高,节省能源,过低的排烟温度会使受热面的温压较低,尾部受热面增加,锅炉造价和引风机运行费用增加进一步降低排烟温度,还会引起空气预热器的严重腐蚀。因此,排烟温度必须进行技术经济分析确定。表6为我国锅炉设计排烟温度推荐值。

  表6锅炉排烟温度推荐值/锅炉容量/h燃油燃煤粉从表1'62种不同燃料锅炉主要设计参数的比较可总结为以下几条:a燃油锅炉的炉膛容积热负荷、炉膛壁面热负荷、炉膛断面热负荷、燃烧器局域壁面热负荷均比煤粉锅炉高得多;a燃油锅炉的炉膛容积比煤粉锅炉要小16%~40%;a燃油锅炉的炉膛高度比煤粉锅炉低16%'36+;a)燃油锅炉的火焰长度比煤粉锅炉短2'3,a燃油锅炉大多设计成无灰斗的平底炉;a燃油锅炉的炉膛出口烟气温度比煤粉锅炉高;a燃油锅炉的炉膛出口空气过剩系数比煤粉锅炉少。i8~.i5;a)燃油锅炉的效率比煤粉锅炉高1.0%'2.6%;a)燃油锅炉的排烟温度比煤粉锅炉排烟温度高10'15/;(10燃油锅炉的对流受热面处的烟气流速比煤粉锅炉高得多。鉴于上述燃油锅炉的特殊性在燃油锅炉改烧煤的工作中必须针对以上问题进行技术分析和研究,采取相应的改造措施。

  2燃油锅炉改煤方案研讨根据我国现有燃油电厂燃油锅炉大体有3种类型:a典厂建设燃料按燃油设计,锅炉为燃油锅炉,如山东辛店电厂2x100MW和2x200MW机组为纯燃油锅炉;a)电厂建设燃料按燃油设计,但锅炉为燃煤锅炉改为燃油锅炉从未燃用煤)如山东沾化电厂2x125MW机组,锅炉原为燃煤炉,电厂建设时就改为燃油锅炉;a)电厂建设燃料按燃煤设计,锅炉原为燃煤炉,随着国家能源政策调整,锅炉改为燃油锅炉,拆除制粉系统设备形成目前燃油电厂规模如山东白杨河电厂3x50MW机组。因此,燃油锅炉改烧煤工作需根据不同类型燃油锅炉进行改造。

  2.1原本燃油锅炉改烧煤改造方案的研讨2.1.1局部改造方案锅炉整体不作轮廓上的大变动,基本维持原本燃油锅炉炉膛结构尺寸和尾部受热面,只作燃煤有关的局部改造。锅炉局部改造主要工程量为:a炉膛下部水冷壁延长及冷灰斗;a)增加煤粉燃烧器及大风箱;a)增加除渣装置及冷灰斗刚性梁柱;(造点火助燃油系统;a)改变过热器、再热器喷水减温系统;a)后竖井下方增设灰斗;a渥部受热面增设防磨措施;a欺灰系统;a)锅炉炉前热控系统改造;(10炉膛悬吊系统、顶板及平台扶梯改造等。

  该方案优点:可节省锅炉拆卸费用,利用原锅炉,改造费用少,改造周期短。该方案主要问题是锅!

  炉出力达不到原燃油锅炉额定出力,其原因在于煤和油的燃烧和燃烧产物的辐射特性不同,由于炉膛燃油锅炉改烧煤改造工程研究容积和受热面大体不变,受炉膛容积热负荷和炉膛断面热负荷限制而导致燃煤后只能达到原燃油锅炉额定出力的60%65%蒸发量。锅炉局部改造后,由于锅炉出力降低,不仅使电厂的热力系统和汽轮机长期处于6065低负荷,对汽轮机末级叶片寿命是否有危害需待汽轮机厂孩定;而且使电厂的发电能力、调峰能力、经济效益都受影响。

  2.1.2整体改造方案以满足燃煤后达到原燃油锅炉额定出力和参数为前题,尽可能利用原燃油锅炉设备中可利用的部分对原燃油锅炉做大手术大改造。锅炉整体改造主要工程量为:(1炉膛加高高度,改造炉膛断面尺寸,扩大炉膛容积,重新布置和调整受热面,G游卸和改造原燃油锅炉、炉架、基础,对锅炉承压件进行鉴定评估工作;其余燃煤有关炉体改造同锅炉局部改造方案10项内容。

  锅炉整体改造方案优点燃油锅炉整体改造后,能满足锅炉满负荷运行电厂装机容量不变燃油锅炉改烧煤后,充分发挥燃煤电厂优势,降低发电成本,曾加电厂经济效益;锅炉整体改造可利用原燃油锅炉设备中可利用的部分包拮承压部件、管道、型钢、钢平台、大板梁、钢板等),锅炉本体改造费用比更换新锅炉方案要少。锅炉整体改造方案主要问题是原燃油锅炉拆卸工作量大特别是炉架和柱子采用混凝土构造拆除,锅炉基础拆除工程量大,难度大;需对原燃油锅炉设备中承压部件和非承压部件的可利用率作详细评估需专题研究;锅炉整体改造原有燃油锅炉设备和位置尺寸的限制,煤粉炉的结构布置和合理性受到影响,可能增加额外的组装工作量和不确定因素;改造后的锅炉面临着新制和旧制设备不同使用寿命状况扭合在一起,对今后的安全运行造成不利因素。

  2.1.3新建燃煤炉方案燃油锅炉改烧煤改造工程中,对于原本燃油锅炉改烧煤改造工作,无论是局部改造还是锅炉整体改造都存在一定问题经技术经济比较在工程资金允许条件下可采用新建燃煤方案。新建燃煤方案的优点:改造方案彻底,能保证锅炉满负荷运行,电厂装机容量不变。新建的燃煤炉,保证锅炉安全可靠,可满足调峰要求机组可用率高。新建燃煤炉方案的主要问题是需全部拆除原燃油锅炉,新建燃煤炉,工程量大建设周期长;投资大,既有原燃油锅炉全部拆除费用又需新购置新燃煤炉设备费、人工安装费比单纯新建燃煤炉工程投资大源燃油锅炉承压部件、非承压部件、钢件、部件、管件、管道等无法重复使用。

  2.2原燃煤炉改燃油再改烧煤改造方案目前燃油发电厂中由于历史原因,有部分电厂原本燃煤炉改为燃油炉,属第2、类燃油发电厂。该类燃油发电厂燃油炉基本为燃煤炉,其锅炉结构尺寸和受热面布置基本满足燃油炉改烧煤后燃煤要求<油炉改烧煤后能保证锅炉满负荷出力要求。其改烧煤的改造工作只需恢复原燃煤炉的特性,改造工程量基本内容及项目与纯燃油炉改烧煤工程量相似。原本燃煤炉改燃油再改烧煤改造工程其最大特点是:改造工程量小投资少、改造工期短;燃油锅炉局部改造后,能满足锅炉满负荷运行电厂装机容量不变充分发挥燃煤电厂优势,降低发电成本增加电厂经济效益。

  3燃油炉改煤工程制粉系统的选择燃油锅炉改烧煤工程增设煤的制粉系统,应根据不应类型的燃油锅炉和设计煤种配置制粉系统。3.1燃油炉改烧煤工程设计煤种的确定设计煤种的确定:对于原燃油炉属燃煤炉改造成的宜按原锅炉设计煤种,作为改造后的设计煤种配置制粉系统;对于纯燃油炉改烧煤工程制粉系统的设计煤种的确定,宜选择中等可燃性以上的煤种邮贫煤型、烟煤型、煤型设计煤种),燃料着火稳定性指数大于4.65以上以着火试验炉确定的着火温度>700~800.,煤的哈氏可磨性指数HGI>60~80,煤的冲刷磨损指数Ke<2以下的低硫煤,校孩煤种不选择跨煤种,尽量不选择难燃性煤种和难磨煤种,这样避免燃油炉改烧煤炉的难度和增加改造投资。

  3.2制粉系统及磨煤机的选择制粉系统及磨煤机的选择,应根据燃油炉改烧煤工程确定的设计煤种的燃烧特性、可磨性、磨损性、爆炸特性、结渣性等综合因素考虑而定,并考虑投资、电厂检修运行水平及设备的配套、煤源等因素,以达到磨煤机、制粉系统、燃烧装置和锅炉炉膛匹配合理保证机组安全经济运行。对于中等可燃性以上设计煤种的制粉系统,可采用中速磨冷一次风机直吹系统和钢球磨中间贮仓制送粉系统。对于改造工程,考虑节省投资不搞双进出钢球磨煤机冷一次风机直吹系统。

  中速磨煤机冷一次风机直吹式制粉系统:在我4种类型的中速磨煤机应用较广运行情况较好的是HP和MPS2种,从耐磨性、磨辊使用寿命、可靠性和价格相比,对于改造工程制粉系统选择MPS型中速磨较宜。中速磨煤机冷一次风机正压直吹式制粉系统,系统简单现已有运行经验安全性好,厂用电少,但磨煤机适应煤种较差当煤质变化时中速磨很敏感检修维护费用多。

  钢球磨中储制送粉系统:钢球磨中储制送粉系统根据设计煤种通常分为乏气送粉和热风送粉2种系统,在我国应用较广。此系统磨煤机适应煤种广、可用率高、维修工作量小,但系统复杂、运行电耗高、噪声大对挥发分高、易爆炸性煤种,需要采取相应防爆措施。

  2种制粉系统最终选择需经过综合性技术经济比较确定,根据作者近期参与的125MW、00MW机组的方案比较采用MPS型中速磨直吹式制粉系统运行费用较省一次性初投资高;钢球磨中储式制粉系统运行费用较高一次性初投资省。制粉系统的选择和煤仓间结构型式应根据改造工程的特点、投资允许条件和技术经济综合比较确定。

  4锅炉范围主厂房布置燃油电厂主厂房布置通常为汽轮机房、除氧间、锅炉房、烟囱顺列布置格式除原燃煤电厂改为燃油电厂外)燃油锅炉改烧煤后,需增加制粉系统煤仓间、电气除尘器等设施对增加的制粉系统煤仓间及锅炉尾部设备的布置应根据原燃油电厂场地现有条件进行优化设计。

  4.1锅炉范围主厂房布置需要考虑的问题)考虑燃油电厂已形成一定规模电厂总平面布置已成现实的情况下,新增的煤仓间布置和锅炉房布置应尽可能改造和利用原建筑物,尽量少拆除已建设施和建构筋:物减少拆迁和重建工程量达到节省改造投资的目。对于新增的煤仓间布置和新建的锅炉房布置应根据现场具体条件确定新建厂房的位置、结构型式、基础设施处理方式及与原有厂房需脱开的距离。(伪节省改造投资,应尽可能利用原烟囱,但应进行现场观察和检验,并应注意燃油锅炉改烧煤后烟气量增加烟囱内出现正压的问题。

  为减少炉后占地和拆迁工程量,应尽可能控制和减小从汽轮机房至炉后的横向尺寸,电气除尘器进出口烟道采取垂直进出的布置方式。(撕建的煤仓间布置有关柱距、跨距、各层标高及主厂房的纵向、横向和布置尺寸的确定,应尽可能采取原主厂房结构模数的尺寸,同时也要考虑新增制粉系统设备的外形尺寸、检修所需的空间尺寸和检修通道。

  4.2锅炉范围主厂房布置方案锅炉范围主厂房布置包拮煤仓间、锅炉房和锅炉尾部设备的布置,煤仓间布置通常采用内煤仓布置、外煤仓布置、中间煤仓布置和侧煤仓布置几种型式,锅炉范围主厂房布置,应根据燃油电厂主厂房布置现有条件进行技术经济综合比较后确定。

  (仓间采用内煤仓布置方案:内煤仓布置方案的主厂房布置通常为汽轮机房、除氧间、煤仓间、锅炉房、烟囱顺列布置格式。对于原燃煤锅炉改烧油锅炉的电厂,原为内煤仓如恢复使用需做深入的工作确定。对于纯燃油锅炉改烧煤工程,内煤仓布置方案只能适用于燃油锅炉改烧煤采用新建燃煤炉的方案。

  (仓间采用外煤仓布置方案:采用外煤仓布置方案的主厂房布置通常为汽轮机房、除氧间、锅炉房、煤仓间、烟囱顺列布置格式。对于外煤仓布置新建的煤仓间适合于燃油锅炉改烧煤的各种方案。

  (仓间采用中间煤仓布置方案采用中间煤仓布置方案是2台锅炉的煤仓间设在2台锅炉之间,煤仓间采取沿锅炉深度方向纵向并列布置送粉管道分别向相邻2炉供煤粉。主厂房布置为汽轮机房、除氧间、锅炉房和煤仓间布置格式。该布置方案只适合于新建燃煤炉改造方案。

  (仓间采用侧煤仓布置方案:采用侧煤仓布置方案的煤仓间布置是2台锅炉的煤仓间分别设在1台锅炉的固定端和另1台锅炉的扩建端或煤仓间均布置在每台锅炉的固定端或均布置在每台锅炉的扩建端,采取沿锅炉深度方向纵向并列布置方式送粉管道分别向锅炉供煤粉。主厂房布置为汽轮机房、除氧间、锅炉房和煤仓间布置格式,锅炉房和煤仓间并列布置该布置方案主要取决于2台锅炉的固定端和扩建端空间和面积。

  5结束语5.1燃油电厂改烧煤工程是随着国家能源政策和能源结构的调整,为适应电力市场和燃油发电厂自身生存需要的一项新的技改工作。改造工作必须认真贯彻“安全可靠、经济实用、符合国情”的电力建设方针必须体现改造的特点,充分利用现有设施尽量减少拆除已有建构1筑物减少改造工程量、缩短工期、降低造价,达到机组改造投产后运行安全可靠、其技术经济指标能够适应“竞争上网”的要求。

  下转第26页)表4邹县电厂300MW机组循环水泵改造前、后结果项目改前改后运行方式2号机,泵1号机单泵2号机2台高速2号机1高1低2号机2台低速主机负荷/MW230停运302300302转速/rmin-1373邹县电厂循环水泵改前、改后综合比较效率/"功率/kW流量/m3h-1转速/rmin-1热季线圈温度/―振动/!n1轴承使用寿命检修工艺性运行灵活性改前国产最短1个月轴承去架分体结构检修工作量大'无调节手段改后90/871410/1010 675/33495301个大修工期一体化轴承去架,检修维护方便双速电机调节2.5个月,循环水泵少耗电244.98万kWh;第2阶段:台高速与1台低速并列运行2.5个月循环水泵少耗电178.7万kW'第3阶段2台高速泵并列运行5个月,循环水泵少耗电225万kWh;改造后凝汽器过水量增加了2153m3/h,在机组平均运行负荷242MW下的排汽压力下降0.196kPa,按供电煤耗370=/ h计算,节约标准煤522t.约标准煤522t冉按0.24元/(kW.h)、煤按240元/t计算海年节约人民币168.21万元。2台泵投资可在运行14个月后收回。近年来,邹县电厂年平均负荷率在75"左右300MW机组的实际运行负荷多在240MW左右,因此上述运行方式的选择是经济的。

  3结论对300MW机组斜流式循环水泵及其系统的改造设计是成功的,根本解决了该型机组普遍存在的循环水泵运行效率低、电耗高,泵的轴承可靠性较差、结构复杂、更换不便,电机过负荷运行、线圈超温,泵出口蝶阀抖动、开关困难等问题。采用双速电机驱动循环水泵,使300MW机组冷却水量的运行调节炅活可靠足了机组不同季节、不同负荷下经济真空的运行要求,提高了机组的运行经济性。改后的XL1200-320型循环水泵在各种并列工况下运行泵的平均效率均在87"以上,完全实现了预期设计的具有较宽的运行高效区段和优良的变工况运行特性;正常运行工况下(高速)该型泵的运行效率达到90"以上。对泵及其系统改造后海台机每年可获得节电648.68万kW.h、节约标准煤522t,折合人民币168.2万元的直接经济效果,对降低全国火电机组的整体能耗水平将产生积极影响。作为新建300MW机组的配套循环水泵,该泵具有优越的运行特性,将驱动电机改为375r/min和425r/min的双速电机该型泵也是600MW机组理想的高效配套循环水泵。

  任编辑李秀平)(上接第22页)5.2燃油锅炉改燃煤工程必须针对燃油锅炉类型采取相应的改造措施,经技术经济综合比较后确定改造方案。

  5.3对于燃油锅炉改烧煤的磨煤机制粉系统类型的确定,应根据电厂设计煤种和电厂技改投资允许条件确定不搞双进出钢球磨煤机制粉系统推荐采用普通钢球磨煤机制粉系统。

  5.4燃油锅炉改烧煤工程,新增的煤仓间布置,考虑燃油电厂基本上已形成一定规模在现有条件下,建议采用侧煤仓间布置方式或中间煤仓间布置方式达到节省投资的目的。

  任编辑孙家振)

 
 
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