大型电站锅炉节能降耗的主要途径

第一篇：大型电站锅炉节能降耗的主要途径

一、我国装机及供电煤耗概述

近年来,我国电力工业发电装机以平均每年100GW 的速度增容,截止到2008年底,已拥有800GW 的发电装机总容量。2008年我国关闭小机组10GW, 300MW 和600MW 发电机组上升为我国的主力机组。目前,全国已投运百万千瓦级超超临界机组10余台,国内三大锅炉制造厂承担了150余台600MW 和1000MW 级超(超)临界压力锅炉的制造任务,其中近30台1000MW 级大机组即将投运。

随着国家节能降耗力度的持续增加,以供电煤耗为基本标志的电力用能水平不断提高。我国2008年供电煤耗实现情况(按2008年1～4月份统计): 1000MW 超临界机组为300.5 g/(kW·h),600MW 超临界机组为317.6 g/(kW·h), 600MW亚临界机组为327.3 g/(kW·h)(空冷机组350.2g/(kW·h)), 300MW 级亚临界机组为340.7g/(kW·h)(供热机组325.8 g/(kW·h))。但五大电力公司彼此相差较大,以600MW 超临界机组为例, 最高(327.9 g/(kW·h))与最低(311.4g/(kW·h))相差达16.5 g/(kW·h)。

影响供电煤耗水平的宏观因素主要有以下4个:

(1)火电机组单机平均容量和参数。大机组、超(超)临界机组所占比例越大,供电煤耗水平越好。

(2)实际燃用煤种变化。煤质偏离设计值越大,供电煤耗越高。

(3)机组负荷率。机组利用小时和负荷率越低,供电煤耗越差。

(4)节能重视力度。如果供电煤耗在目标责任制考核中权重太低,就会影响电厂对节能降耗工作的重视。

电站锅炉是电厂的三大主机之一,其设备及运行状况,直接影响整个机组的能源利用水平以及安全性和经济性。

二、加大技术改造力度,积极推广新技术的应用

我国各发电集团公司和电厂应积极推广应用先进成熟的节能技术,提高设备的安全性、经济性。认真进行节能改造项目的可行性研究,全面分析现有设备的运行状况,对配置不合理、运行效率较低的设备系统,有针对性地编制中长期节能技术改造规划,分年度实施,以保证节能目标的实现。

根据锅炉结构特点及煤质情况,推广应用煤粉锅炉等离子点火或锅炉小油量气化燃烧点火及稳燃技术,可节油90%左右。目前,一批无燃油系统燃煤电站已经投运或正在兴建

。为扩大煤种适应性和低负荷稳燃,可考虑采用浓淡分离、富集型、双通道型等新型燃烧器。直吹式制粉系统锅炉采用可调煤粉分配器、异步挡板调节等技术,可改善各粉管的煤粉浓度分配,强化着火与燃尽,保证燃烧器安全。

回转式空气预热器的漏风对于厂用电及锅炉效率有重大影响,对漏风率超过12% 的空气预热器应进行密封系统改造。通过采用双密封、接触式柔性密封、热风循环回收等技术,将漏风率降低至5%～7% ,甚至更低洁净。

。有条件的锅炉可装置激波吹灰系统,保证锅炉受热面的对于制粉系统参数不相匹配的粗、细粉分离器、排粉机(或一次风机)进行改造,充分发挥磨煤机的潜力,降低制粉电耗。应用变频调速、双速电动机、液体电阻变速和液力耦合器调速等技术,对设计裕量较大、长期在低负荷工况下运行的大功率辅机进行改造。各类水泵、风机要通过试验摸清运行效率、阀门挡板压损、系统阻力和辅机配置情况,有针对性地对辅机进行治理整改。改造低效给水泵,采用新型叶轮、导流部件及密封装置,以提高给水泵效率。

电站锅炉采用炉烟再循环、强化传热技术可解决汽温偏低、省煤器磨损、排烟温度过高等问题,如采用H型翅片管、低压省煤器、分离式热管等。当前国内电厂对锅炉最低排烟温度的控制趋于逐步降低,由传统的130～135 ℃,降低至115～120 ℃,通过与脱硫系统联合设计或改造,排烟温度甚至可以降低至80～90 ℃,就此提出了深度节能的概念。

三、加强锅炉运行管理

管理节能是投资最小、见效最快的节能途径。对于大型锅炉而言,本体和辅助设备已很完善,管理节能的效果会占更大的比重。例如,“十五”期间,据某集团公司统计600MW 机组的数据,通过管理型节能降低煤耗8g/(kW·h), 通过技改型节能降低煤耗6.5 g/(kW·h),总煤耗降低值14.5 g/(kW·h)。

1、燃料管理与动力配煤

在煤源多变和煤质恶化情况下,应加大煤场管理监督力度,确保数据真实准确,尽可能实现分煤分地存放。有条件的电厂都应开发或使用煤厂管理系统软件,为动力配煤准备打下基础。

动力配煤可有效解决燃烧、结焦、汽温等问题,应针对该锅炉结构特性,进行动力配煤、掺烧试验,以求得合宜的掺烧方式

。在燃用煤质特性相差甚大的情况下,建议采用分磨磨制的方法,可较好地解决燃烧经济与制粉出力之间的矛盾。

2、开展对标管理和耗差分析

跟踪学习、借鉴国内、外先进的发电生产技术和工艺,正确选择“标杆”,如安全生产指标、环境保护指标、经济效益指标、发电生产指标、设备技术指标和燃料综合管理指标。各指标进一步分解为可操作的小指标,如供电煤耗、综合厂用电率等。运行人员应熟知锅炉各耗差的基准值和耗差之间的计算关系,学会进行耗差的离线分析。各部门(专业)对照目标值及时进行分析、评估、改进、提高。将成熟、有效降低能源损耗的方法和措施制度化,求长效节能,减少随意性。把对标指标月(年)度完成情况列入月度(年度)综合考核。要把运行人员通过锅炉运行调整得到的收益与通过设备节能技术改造得到的效益同等对待,给于奖励。

3、运行参数和状态管理

控制最佳煤粉细度,提高磨煤机出口温度,优化磨煤机投停的负荷适应性编组,维持合理的一次、二次风量,加强锅炉吹灰系统的维护和管理,提高吹灰器的完好率和投入率,努力降低排烟温度。定期开展锅炉漏风、空气预热器漏风等试验工作。锅炉喷水减温器应严密而不泄漏,防止造成汽温偏低和喷水量过大。积极开展主要辅机的性能试验,制定特

性曲线。开展制粉系统优化运行试验,确保经济运行。

4、检修及技术管理 综合考虑夏、冬2季煤耗差异和循环水温等因素,优化机组检修、调停计划,加强锅炉点检工作,实行设备的状态检修。计划性检修坚持以“四个确保”为目标:确保检修后机组一次启动成功;确保技术经济指标明显优于修前,电能质量满足电网要求;确保以节能降耗为重点的技改项目取得成功;确保长周期安全、稳定、经济运行。认真做好检修全过程安全、质量、进度控制,安全、优质、高效、低耗、按期做好计划性检修工作。

四、加强运行调整、降低锅炉损失

若提高锅炉效率,必须抓住排烟热损失及燃烧热损失2个关键点。300MW 级及以上等级的锅炉,排烟温度每降低10℃,锅炉效率可提高0.5% ～0.6%,标准煤耗降低2.0 g/(kW·h)左右。

要在运行中降低排烟温度,一是靠燃烧调整、合理控制燃烧参数,二是靠局部结构的改进。前者如炉内火焰中心控制、炉膛氧量控制、锅炉吹灰系统投入正常或优化、炉膛漏风和制粉系统掺冷风的消除、一次风率控制不过大、提升磨煤机出口温度定值、制粉系统优化投停编组等,后者如燃烧器喷口局部改动、制粉系统再循环管扩大通径、炉底密封改造、空气预热器漏风改造等。例如,邹县电厂300MW 乏气送粉锅炉,通过燃烧调整,仅减小一次风率一项(从45%减少到35%),就可降低排烟温度6～7℃。

燃烧热损失要抓住飞灰含碳量这个关键点,飞灰中碳的质量分数每降低1%,影响锅炉效率约0.5%,煤质越差(指发热量越低、灰分越高),影响越大。运行中降低飞灰中碳的质量分数,在燃烧调整与管理方面,主要是煤粉细度调节、炉膛氧量选取、火焰峰值温度提升、一次风及二次风空气动力场试验、配风方式优化、燃烧器投停方式、动力配煤掺烧等。在局部结构的改进方面,主要是粗粉分离器改造、磨煤机轴密封改造、炉膛敷设卫燃带等。例如,荷泽电厂600MW“W”火焰锅炉,通过粗粉分离器改造,将煤粉细度R90由改前的15%～20% ,减小到7%～8%,飞灰中碳的质量分数降低6%～8%,且分离器阻力也有所降低。

五、做好基础工作,深挖辅机节能潜力

大部分电站锅炉风机装置效率都很低,其原因主要是节流压损太大,从出现的问题看,主要是选型配置问题。例如,风机的设计裕量达到50%以上,风机电动机配置裕量达到80%以上,水泵配置裕量达到30%以上,造成了很大的投资浪费并严重影响了机组的经济运行。解决这些问题可采取如下2种方法:

在试验的基础上,考虑对叶轮进行改造。调峰时间较长的机组考虑将定速驱动改为变速驱动。

新设计300～600MW 机组,引风机大都选取定速驱动静叶可调的轴流风机,这样的调节方式对变工况运行的适应性很差。从投资增加的角度考虑,可使用低速国产变频运行。

制粉系统耗电大是普遍存在的问题,不论是中储式还是直吹式都是如此。尤其300MW机组的直吹式系统设计和运行存在问题较多,运行单位基本没有进行经济性试验,经济运行的技术基础不够,增加的耗电率是发电量的0.15%～0.3%。如双进双出磨煤机由于料位控制失灵或不准确,即可造成磨煤单耗再升高 2～3(kW·h)/ t。试验和监督是必须进行的,不能怕麻烦,没有过细工作就不会有成绩。例如,国电荷泽电厂“W”火焰炉,通过75%负荷改3台磨煤机投运为2台磨煤机投运的试验研究,厂用电率降低0.25%。

六、进行劣质煤燃烧的研究

目前,相当一部分电站锅炉不能燃用设计煤种而不得不烧劣质煤,遇到的问题是锅炉燃烧不稳甚至灭火,水冷壁产生高温腐蚀、飞灰磨损加重等。开展劣质煤燃烧的研究显得十分紧迫。这方面的工作包括稳燃、低NOx型燃烧器的研制、动力配煤和掺烧、制粉系统和燃烧参数调整、扩展表面的应用等。

七、降低事故率,确保安全运行

锅炉事故不仅影响机组安全,也直接影响到电厂的经济运行。一个电厂单机煤耗率最低的机组,年平均煤耗不一定最低,如果这台机组1年内启、停几次,年平均煤耗就上去了。

锅炉灭火、炉膛负(正)压超限、“四管”爆管、风机跳停、是造成停炉事故的最常见原因。近年来,由于煤质变差,由燃烧不稳引起的锅炉灭火停炉、炉膛压力保护停炉事故频繁发生。应积极开展燃煤锅炉灭火原因的分类研究,燃烧参数与煤质相关性的研究,众多电厂均报道了通过全面分析灭火原因、积极采取燃烧调整应对措施,完全解决了劣质煤燃烧的锅炉频繁灭火问题的实例。

“四管”爆管问题。应重点抓好新机组的安装、检修质量控制。国内600MW、100MW 机组在投运之初都曾发生过连续爆管事故,主要原因是管子内部异物堵塞造成蒸汽偏流、管子干烧引起。目前一些电建单位已引起重视并花巨资购进管内窥视装置,及时发现安装过程的铁屑焊渣等残余物沉积管内,电厂和制造厂也应加强监督管理,共同防范。

此外,运行中火焰中心偏高、烟气偏流,蒸汽流量不均、汽包水位偏低等,都会导致过热器、再热器、水冷壁管爆漏。各电厂和电力研究机构采取了应对措施,包括燃烧器切圆反切改造、管子入口加装节流圈、进出三通管的结构改进、运行中最高壁温控制、过热器管状态建档、锅炉启、停减温喷水量控制等。

省煤器爆管绝大部分起因于飞灰磨损。煤质越差(热值低、灰分高)飞灰动能越大、磨损越严重。常规的措施是增设防磨件,消除烟气走廊,积极的措施是进行设备改造,利用扩展表面技术(如H形翅片),在保证传热量前提下降低整体烟气流速。例如,大连、福州、丹东、岳阳电厂等一批350MW 级锅炉和常熟、威海电厂等一批600MW 级锅炉都已经采用了此种技术并已纳入其典型设计。

大型锅炉多采用轴流式引、送风机,喘振、失速、抢风是该型风机的固有弊端,常在通道阻力上升、流量降低时发生。避免此类事故最好的方法是降低通道流阻,通过合理投运暖风器、改造通道局部结构、控制排烟温度下限等,都可以收到很好的效果。

参考文献:

[ 1 ]王正华,张珊.电站锅炉点火油系统节油技术应用展望[ J ].湖南电力, 2009, 29(3): 6059.[ 3 ]张建中,陈戍生.外高桥三电厂2 ×1 000MW超超临界机组工程建设中的重大技术创新和项目优化[ J ].电力建设, 2008(8): 7129.

第二篇：电站节能降耗实施方案

电站节能降耗 实施方案

电站 2015年1月22日

目 的

为降低和节约电站生产成本，提高综合管理水平，根据总厂文件精神要求，结合电站实际情况特制定本站节能降耗方案：

编 制： 审 核：

2015电站

年1月22日

电站节能降耗 实施方案

为降低和节约电站生产成本，提高综合管理水平，根据总厂文件精神要求，结合电站实际情况开展节能降耗工作，具体实施方案如下：

一、成立节能降耗领导小组

组 长：

副组长：

成 员：

二、设备方面节能降耗管理

1、枯水期应保持高水位发电，合理调整机组开度，延长机组运行时间，运行时不得超负荷运行，必要时可以降低负荷运行。

2、避免机组处于备用状态时启动大功率设备（抽水、空压机补气）。

3、机组处于备用状态时应关闭不必要的电源，主要为调速器油泵电源。

4、管路存在漏水、漏油及漏气情况应及时处理，杜绝“三漏”

三、照明系统管理

1、应根据天气变化情况及时调整站区定时照明系统的开启和关闭时间。

2、根据时间、场地、照明要求对选择合适的照度；

3、采用高效节能灯具和节电器（电子式镇流器、新型优质材料反射器），对厂房、办公区、大坝照明系统安装智能节电器，在楼梯过道安装智能声光节电器等

4、职工宿舍照明系统必须做到人走灯灭。

5、职工宿舍已安装电能表，每月每个房间规定使用电量为120度，月底进行底数抄写及核算，并张贴公布。

四、办公及内务管理

1、办公低值易耗品（中性笔、订书钉、笔芯、打印纸）的领用，使用人应本着节约使用

2、需打印复印办公用资料尽量减少新耗材纸张的使用，打印资料前应认真检查核对，避免出现因个人粗心大意造成的耗材浪费

3、办公室照明系统必须做到人走灯灭，下班后主动关闭办公设备（空调、打印机、饮水机、电脑等）电源。

五、培训管理

1、加强电站职工的节能意识，提高运行人员的操作水平。

2、开展相关宣传活动及定期对运行人员进行培训来提高员工的节能意识，使职工在工作和生活中都能树立“节约能源，人人有责”的观念。

六、奖励与处罚措施

（1）奖 励

1、对节能降耗提出合理化个人意见，经电站采纳并取得良好效果的，当月绩效考核加10分。

2、对在节能降耗方案实施中表现优异的职工，在年终绩效考核中加10分。

3、及时发现火灾或重大安全隐患，以及在突发火灾、安全等事件处理中应对及时表现突出的，当月绩效考核加20分。

（2）处 罚

1、在节能降耗方案实施中虚与应付的，一经查实考核当月绩效10分。

2、管理不到位或者未能尽职尽责的，一经查实将根据情节轻重考核当月绩效2-10分。

3、领导小组组长将不定期抽查管理情况，并将检查结果纳入个绩效考核体系，根据情节轻重考核当月绩效2-10分。

电站

2015-01-22

第三篇：大型电站锅炉风机噪声原因分析及治理

大型电站锅炉风机噪声原因分析及治理(1)北极星电力网技术频道 作者:佚名 2011-3-3 14:40:45(阅344次)所属频道: 火力发电 关键词: 锅炉 风机噪声 原因分析

【关键词】 锅炉 风机 噪声

摘要：论文分析了嘉兴发电厂二期锅炉侧风机噪声产生的原因，对二期锅炉侧风机噪声进行了综合整治，设备的进气处噪声采取安装消声器，未达到降噪标准的部分通过在发声设备外侧敷设吸声材料，通过吸声材料内耗衰减，在控制生产性噪声上已取得较好效果，建议该降噪方法在火力发电厂生产现场进行推广。

嘉兴发电厂二期工程4台600MW机组全部建成投产后，嘉电已经成为“长三角”地区重要的火力发电基地。嘉电二期工程生产现场普遍存在着噪声超标问题。高强度的噪声，不仅损害人的听觉，引起听力下降，而且对神经系统、消化系统、心血管系统等都有不同程度的影响。由于火电厂是一种连续的生产过程，因此，火电厂所产生的噪声也是连续的。公司领导非常重视噪声整治项目，为保护员工和周围居民的身心健康以及噪声控制和治理。嘉电二期锅炉侧风机噪声分析

嘉电二期工程#

3、#

4、#

5、#6共4台600MW燃煤汽轮发电机组已投入商业运行，经噪声测试，除了北面厂界超标，发电设备多处噪声级很高，对主要的生产环境有较大的影响。

二期选用的风机都是大型的高压混流风机，风量大，压头高，装机功率大，其中一次风机的装机功率、压头更高。送风机及一次风机机体及管道的外形尺寸都很大，电动机安装在风机的外端进风口下面，用联轴器与风机轴连接，风机的进风口由弯头接至电动机的上方，并安装了进风消声器。室外的空气经过进风消声器进入风机的机体，被高速旋转的叶轮推压至叶轮的前端，沿风管进入锅炉。由于送风机及一次风机都已安装了进风消声器，风机的排风口与风管是密封连接的，进风排风的风动力噪声不会从进风排风口向外传播，在风机安装处的噪声主要是风机机体壁和风管壁辐射的噪声，是风机的风动力噪声或空气动力性噪声“透过”风机及风管壁向外辐射的噪声，同时还有电机的电磁噪声、冷却风扇的噪声、风机电机的联轴器噪声及轴承的旋转噪声等。空气动力性噪声由电机的冷却风扇旋转产生的空气压力脉动引起的气流噪声。

送风机及风管的体积较大，机体壁及风管壁展开面积很大，所辐射的噪声级较高，辐射噪声的声能总量较大。送风机及风管的附近噪声级在100dB(A)左右，一次风机风管壁近场的噪声级要接近110dB(A)，风机的噪声呈现了中频偏低的频谱特性，频带较宽。风机的强噪声对厂区的环境影响较为严重，影响范围也比较大，是目前影响厂界环境超标的主要噪声源。根据现场实际情况，公司决定首先对3号炉侧风机进行噪声整治。嘉电3号锅炉侧风机噪声的治理

当对噪声源采取措施后，噪声还未达到允许标准时，通过吸声、消声、隔声、隔振的办法，从传播途径的降噪措施来控制总体噪声效应和改善电厂员工的工作环境。经多方努力我们首先对3号炉侧风机进行了噪声整治，并在控制生产性噪声上已取得了一定成效，下面介绍一下3号炉侧风机噪声控制的一些具体做法。

2.1 送风机A、B的噪声控制

从噪声源分析可知，3号炉送风机A、B的噪声主要是送风机内部高强的风动力噪声透过送风机机壳及风管管壁向外辐射形成的噪声，可采取的降噪措施是对送风机机壳及风管进行隔声包扎，使噪声向外辐射的强度有所降低，即采用离心玻璃棉板+岩棉板+JNH吸声抹面料+彩钢板的隔声包扎方法。

3号炉送风机A、B由上海鼓风机厂制造，风量：211.2m3/s(BMCR)型号：FAF-26.6-14-1安装于锅炉房0m层平台。

对送风机噪声的控制，我们主要采用了隔声吸声技术，具体工艺如下：

(1)风道上焊接钩钉，要求每平方米焊接10只直径为4mm、长为150mm的钩钉，这样能固定吸声材料。

(2)本次3号炉侧送风机降噪采用第一层敷设50mm厚容重为32kg/m3离心玻璃棉、第二层敷设50mm厚容重为100kg/m3的岩棉、之后采用JNH吸声抹面料进行30mm厚的抹面，外护层选用彩钢板。吸声材料采用50mm超细离心玻璃棉，(规格：1200×600×30mm，密度：32 kg/m3，平均吸声系数为0.6，)超细离心玻璃棉具有质轻、柔软、直径细、纤维长、按装时不太刺皮肤等优点，作为吸声材料在工程上得到广泛应用。

(3)施工工艺要求做到一层错缝，两层压缝，无空隙，表面平整，每层吸声材料要用压板固定并用铁丝网扎紧。

(4)铁丝网外用JNH吸声抹面料进行泥浆抹面，厚度不小于30mm，将铁丝网盖住，做到表面平整光滑，这样即能起到隔音作用，又有良好的防水作用。

(5)泥浆抹面以后再焊接4 mm×4 mm的角铁，以固定彩钢板，角铁的焊接质量影响到外护板的外观，要求其平整圆滑，安装彩钢板时要从下到上，搭接朝下，具有良好的防水性能，做到外观平整美观。(如图1所示)

图1 风机降噪施工工艺图解

我公司选用 HS6288B型噪声频谱分析仪，在现场距设备噪声源1m处进行监测分析。经过整治3号炉送风机的噪声由原来的102dB(A)左右下降为86dB(A)左右，有效改善了锅炉0m层的噪声作业环境，符合《工业企业噪声卫生标准》中的要求，治理效果令人满意。以下是3号炉送风机A治理前后噪声测定数据。(见表1)表1 3号炉送风机A治理前后噪声测定 测点№1 №2 №3 №4 №5 №6平均值

治理前数值dB(A)105.5 104 97.7 98.2 102.995.8 102 治理后数值dB(A)90.6 90 82.4 85 86.1 81.7 87.3 2.2 一次风机A、B噪声的控制

3号炉一次机A、B由上海鼓风机厂制造，风量：81.72m3/s(BMCR)型号：PAF-19-12.5-2。通过噪声测量及分析可知，一次风机的噪声主要是进气口和出气口辐射空气动力性噪声和机壳与管壁辐射机械性噪声。对一次风机噪声的控制，主要采用了隔声吸声技术，具体工艺如下：

本次3号炉一次风机本体噪声治理工作采用第一层敷设50mm厚容重为32kg/m3离心玻璃棉、第二层敷设50mm厚容重为32kg/m3离心玻璃棉、第三层敷设50mm厚容重为100kg/m3的岩棉、之后采用JNH吸声抹面料进行30mm厚的抹面;冷一次风道(炉墙内侧)噪声治理工作采用第一层敷设50mm厚容重为32kg/m3离心玻璃棉、第二层敷设50mm厚容重为100kg/m3的岩棉、之后采用JNH吸声抹面料进行30mm厚的抹面。其它工艺步骤同送风机要求。

根据《工业企业噪声卫生标准》第5条中规定，“工业企业的生产车间和作业场所的工作地点的噪声标准为85 dB(A)。现有工业企业经过努力暂时达不到标准时，可适当放宽，但不得超过90 dB(A)。”参照本次测试结果可以看出，3号炉侧风机生产场所的噪声水平达到了标准要求。(见表2)表2 3号炉一次风机A治理前后噪声测定 测点

№1 №2 №3 №4 №5 №6平均值

治理前数值dB(A)106.8 104.3 99.8 101.3 95.2 97.8 102.5 治理后数值dB(A)91.1 90.4 89.1 91.5 87.1 89 89.9 经采取上述整改措施后，3号锅炉一次风机的噪声由最高时107 dB(A)左右降至89 dB(A)左右，达到了工业企业噪声卫生标准。结 语

合理选择吸声抹面材料能进一步达到降噪效果，我们施工中所使用的JNH吸声抹面料对中低频到高频的各种噪声均有良好的吸声效果。

经环保专业人员测定，3号锅炉送风机、一次风机区域平均噪声降到89.9dB(A)，而在治理之前的3号炉风机区域在相同情况下平均噪声为102.5dB(A)。通过本项目的实施，目前3号炉送风机附近部分区域噪声已降到85 dB(A)，捞渣机附近部分区域噪声已降到80 dB(A)以下，极大地改善了3号炉现场作业环境。实施隔声包扎后北面厂界处的噪声有明显的降低，治理后的3号炉风机区域的平均噪声强度仅相当于治理之前3号炉风机区域的十分之一，该项目为二期其它锅炉风机噪声治理树立了样板。在随后实施的4号炉、5号炉、6号炉风机区域噪声治理项目达到了相同的整治效果，截止2008年初，嘉电公司已全面完成二期锅炉侧风机噪声治理工作。采取上述措施后使厂界噪声达标，符合有关的职业卫生标准。建议该方法在火电系统内进行推广。(作者：徐雪松，吕玉恒，陈建荣)

第四篇：秸秆电站锅炉火力发电

稻壳秸秆生物质发电锅炉参数简介：

容量：10—75蒸吨;

热效率：85—92%;

适用燃料：稻壳、秸秆、木屑等农林废弃物;

应用范围：大型集中供热、火力电厂发电;

简介：郑锅稻壳秸秆生物质发电锅炉主要有三种形式，ZG型生物质电站锅炉(链条炉排)、ZG型生物质电站锅炉(角管式链条炉排)、ZG型生物质电站锅炉(循环流化床)，完全满足了不同企业的供热及发电需求。下面来分别的了解下此三类产品：

1、ZG型生物质电站锅炉(循环流化床)：

避免或解决了生物质燃烧及换热过程中的积灰和结渣问题，并且能够长期稳定运行。烟气的排放满足国家相关的环保标准，灰渣含碳量低，可以实现飞灰的综合利用。

2、ZG型生物质电站锅炉(链条炉排)：

配有鼓引风机进行机械通风，并配有螺旋出渣机实现机械出渣，控制监测仪表齐全，锅炉运行安全可靠，排出的灰、渣可直接作为农家肥使用，是一种高效节能环保产品。

3、ZG型生物质电站锅炉(角管式链条炉排)：

锅炉本体采用角管式、自承重结构，巧妙地解决了锅炉的膨胀与支撑结构简单、可靠。燃料采用喷播方式加入炉膛，使燃料以“层燃+悬浮燃烧”的混合方式进行燃烧，燃烧效率高。

随着社会对能源需求的日益增长，作为主要能源来源的石化燃料在迅速地减少。因此，寻找一种可再生的替代能源，成为社会普遍关注的焦点。生物质能是一种理想的可再生能源，它来源广泛，每年都有大量的工业，农业及森林废弃物产出。

在目前世界的能源消耗中，生物质能消耗占世界总能耗的14%，仅次于石油、煤炭和天然气，位居第四位。而在我们国家特别是北方地区的玉米杆、南方的稻壳等可再生资源非常丰富，用其代替或部分代替燃煤，不仅为企业带来丰厚的经济回报，也增加了广大农民的收入。另一方面，生物质能是一种清洁可再生能源，CO2排放接近于零，因此利用生物质能对保护环境、改善生态、提高农民生活水平等都具有重要的作用。

生物质燃料直接作为锅炉燃料，也是利用生物质能的一种有效途径。近年来，生物质锅炉在我国得到了迅速的发展。郑锅生物质电站锅炉是将农村地区的农林秸秆废弃物直接或加工成生物质颗粒燃料供电站锅炉使用，具有社会效益和经济效益的双重统一，且使用生物质发电享受国家优惠补贴政策。

郑锅生产的生物质电站锅炉具备国内领先技术，能够成功避免积灰和结渣问题，烟气的排放量满足国家相关的环保标准，可以实现飞灰的综合利用。

第五篇：电站锅炉检常见问题

电站锅炉内检 常见问题及案例分析

一、常见问题

（一）、锅筒检验的常见问题

1、裂纹（图1－2）

锅炉检验中经常发现锅筒内部预埋件焊缝、汽水挡板焊缝存在裂纹，有时也发现下降管、给水套管、安全阀管座等焊缝存在裂纹，偶尔还发现锅筒对接焊缝存在裂纹。

图1 锅筒封头环焊缝裂纹



2、腐蚀（图3）

 一般常见于筒体汽空间及两侧封头等应力集中处。

3、结垢（图4）

 水垢一般位于水位线附近及筒体底部。

图3 汽空间腐蚀

图4 水位线附近结垢

4、汽水分离装置及安全附件损坏（图5－6）常见的有钢丝网分离器损坏和电接点水位计损坏

图5 钢丝网分离器损坏 图6 水位计损坏



（二）、水冷壁检验的常见问题 

1、过热、变形（图7－8）

 一般常见于热负荷较高区域及折焰角处水冷壁管。

图7 热负荷较高区域炉膛水冷壁变形

图8 汽水分界线处炉膛水冷壁变形

2、磨损

 折焰角、防渣管、燃烧器周围、各门孔两侧、热电偶温度计两侧、吹灰器附近、进风口、落料口以及冷灰斗区域水冷壁管等烟气流速较大部位最易磨损。

3、鼓包、胀粗

 一般位于高热负荷或水循环不良区域，例如：防渣管、燃烧器周围、各门孔两侧以及折焰角处水冷壁管等部位较易鼓包或胀粗。

4、裂纹（图9－10）

 热负荷较高区域水冷壁管及防渣管，可分为长期超温裂纹和短期超温裂纹。

图9 水冷壁裂纹（短期过热）

图10 水冷壁裂纹（长期过热）



5、机械损伤（图11－12）

 因焦块脱落而导致下部水冷壁管、冷灰斗区域水冷壁管及流化床锅炉埋管等被碰伤或砸扁。此外，检修时人为机械刮伤也时有发生。

图11 冷灰斗落焦砸伤

图12 人为机械损伤

6、鳍片开裂、烧穿（图13－14）

燃烧器周围、各门孔两侧及热负荷较高区域水冷壁鳍片开裂或烧穿。

图13 炉膛水冷壁鳍片开裂

图14 吹灰器附近鳍片烧损



7、腐蚀、结垢（图15－16）

 热负荷较高区域水冷壁管外壁高温腐蚀、内壁氧化腐蚀及结垢，可通过割管检查或其他方法检查发现。

图15 水冷壁管炉侧外壁氧化层

图16 水冷璧取样管内部情况明显结垢 

8、燃烧器喷嘴烧坏（图17）

9、节流孔异物（图18）

10、积灰、结渣、挂焦

图17 燃烧器喷嘴烧坏

图18 螺旋段与垂直段水冷壁内部异物



（三）、省煤器、过热器、再热器检验的常见问题 

1、磨损（图19－24）

 一般常见于上部管排、穿墙管、烟气走廊管子以及吹灰器附近的管子。

图19 过热器磨损

图20 过热器磨损（烟气走廊）

图21 一级再热器管子弯头磨损

图22 烟道省煤器支撑管下部吹损

图23 导流板脱离

图24 一级再热器管子磨损



2、变形、移位（图25－26）

 高温管组（排）因管卡开裂而导致管组（排）变形、移位最常见。

图25 屏式过热器变形

图26 冷夹管变形离行



3、积灰、堵灰（图27－28）

 一般为管排积灰，蛇行管组堵灰。

图27 顶棚及后包墙过热器积灰

图28 再热器蛇形管组堵灰



4、氧化、腐蚀（图29－30）

 一般省煤器腐蚀为氧腐蚀或低温腐蚀，而过热器、再热器大多为高温腐蚀。

图29 一级再热器管子内壁氧化

图30 后墙吊挂管（穿墙套管）烧损



5、管卡、防磨瓦等损坏（图31－32）

 常见的有悬吊结构件、固定卡、管卡、阻流板、防磨板等烧坏、脱落、变形等。

图31 省煤器防磨瓦脱落

图32 管卡移位



6、胀粗、鼓包（图33－34）

 常见于过热器及再热器高温管段部位。

图33 末级过热器管鼓包

图34 三级过热器出口联箱管子弯管处胀粗



7、裂纹（图35－36）

 一般顶棚过热器、包墙过热器鳍片因膨胀而开裂，异种钢接头因应力作用而产生裂纹。

图35 通道墙与包墙附近的鳍片烧裂

图36 顶棚过热器鳍片开裂



（四）、集箱检验的常见问题  1、裂纹（图37－38）

 常见的有管座角焊缝表面裂纹，支座、吊耳与集箱角焊缝表面裂纹和环焊缝表面裂纹，以及母材表面裂纹。

图37 集箱管座角焊缝裂纹

图38 集箱支座与筒体焊缝开裂



2、腐蚀

 有内表面腐蚀和外表面腐蚀两种形式；既包括化学腐蚀，又有电化学腐蚀等多种形式存在。

3、内部异物（图39－40） 常见的有水渣、泥垢、铁锈等杂物

图39 省煤器进口集箱内部异物

图40 水冷壁进口集箱内部异物



4、护板开裂（图41－42）

 因护板无法传热而导致受热开裂。

图41 包墙集箱包覆板开裂

图42 水冷壁集箱包覆板开裂 

（五）、减温器检验常见问题 

1、喷嘴减温器（图43－44）

 常见的有内衬套、喷嘴及筒体焊缝裂纹，喷口磨损，内壁腐蚀、冲刷等。

图43 喷水减温器加强板脱落

图44 喷水减温器喷嘴喷头破裂



2、面式减温器（图45－46）

 常见的有筒体焊缝及母材裂纹；芯管泄漏等。

图45 面式减温器筒体母材表面裂纹

图46 面式减温器筒体环焊缝表面裂纹



（六）、锅炉范围内管道检验常见问题 

1、腐蚀

 包括化学腐蚀和电化学腐蚀等多种腐蚀形式，受外部腐蚀气体影响而导致管道外表面腐蚀更常见。

2、裂纹

 以高温裂纹和应力裂纹为主。

3、材质劣化

 一般常见的有材料珠光体球化或材料晶体石墨化等。

（七）、其他常见问题



1、制造、安装遗留缺陷（图47－52） 常见的有焊口未熔合、未焊透、夹渣等制造遗留问题；以及外购件材质错用，弯管椭圆度超标，支吊架、杂项管安装不规范等安装遗留缺陷。

图47 膨胀受阻

图48 膨胀指示器安装错误

图49 支座安装错误

图50 椭圆度超标

图51 管道表面裂纹（材质错用）

图52 热工仪表管安装错误



2、炉墙漏烟、钢架过热（图53－54）

图53 炉墙漏烟

图54 钢架过热



3、浇注料、耐火骨料开裂、脱落（图55－56）

图55 浇注料开裂

图56 间隔包墙吊挂处耐火骨料脱落



4、炉顶密封不严（图57－58）

图57 三级过热器管与顶棚之间密封不良

图58 外护板密封不良，漏灰严重



5、吊杆松动、变形、过热氧化（图59－60）

图59 吊杆变形

图60 吊杆松动



6、安全附件

 安全阀、压力表超期未校验，水位计、热电偶损坏未维修等。

7、外置式汽水分离器角焊缝裂纹、未熔合（图61－62）

8、资料不齐全。

图61 汽水分离器管座角焊缝裂纹

图62 汽水分离器管座角焊缝未熔合



一、典型案例分析



（一）、锅筒裂纹（图63－64）

1、案例

 某厂一台型号为WGZ-220/9.8-1的发电锅炉，累计运行小时约45000小时，经我所目视检查发现锅筒内部预焊件与接水盘支撑角钢、汽水挡板、锅筒间焊缝存在肉眼可见裂纹近20条，最长一条为100mm左右；经MT进一步检查发现封头对接焊缝也存在1条裂纹，内部预焊件另有10多条裂纹，后经打磨处理发现裂纹最深达6mm。

图63 锅筒托水盘预埋件角焊缝裂纹

图64 汽水挡板与筒体焊缝裂纹



2、原因分析

 经查，该锅炉内部预焊件材质为Q235A，锅筒材质为19Mn6,焊条采用E4303，在制造厂内焊接后整体热处理。由于该锅炉锅筒材质与内部预焊件材质性能差异较大，错用酸性焊条，锅筒母材与焊缝及内部预焊件之间热膨胀系数相差较大，且该发电机组启停比较频繁，因此该锅炉在频繁的启停运行过程中，受锅筒母材与焊缝及内部预焊件之间巨大热应力的影响，从而产生了疲劳裂纹。



3、处理措施

 经现场打磨消除裂纹后，实测其剩余壁厚，并查强度计算书。若剩余壁厚大于该锅筒最小需要壁厚，则可以无需处理继续投入使用；若剩余壁厚小于该锅筒最小需要壁厚，则可采用堆焊或挖补处理，也可降压使用，以便确保锅筒安全运行。需要强调的是，修理应委托有相应资质的单位施工，并请有资质的特种设备检验检测机构实施修理监检。

（二）、水冷壁管鼓包、磨损 

1、案例



某厂一台型号为DHCF35-3.82/450-WⅡ的发电锅炉，累计运行小时约6万小时，检验人员在对锅筒检查发现水垢很厚，经了解得知该厂锅炉水质管理非常薄弱，于是在对水冷壁进行宏观检查时，重点检查热负荷较高区域水冷壁管的鼓包、胀粗情况，检查结果发现该区域水冷壁管约有1/3存在不同程度的鼓包。同时考虑到该炉型为循环流化床锅炉，具有烟  气流速大、飞灰多等特点，检验人员本次重点检查了以往未被重视的热电偶温度计两侧的管子磨损情况，经壁厚测量发现热电偶温度计两侧的管子磨损已经很严重了，许多管子壁厚减薄量竟高达30％以上。



2、原因分析

 由于该厂锅炉水质管理薄弱，锅炉水质经常不合格，造成水冷壁结垢，结垢后导致传热不良，因此导致水冷壁过热鼓包、胀粗。又由于该锅炉为循环流化床锅炉，具有烟气流速大、飞灰多等特点，受热电偶温度计阻挡影响，烟气在电偶温度计两侧流速增大，从而导致热电偶温度计两侧的管子磨损加剧。

3、处理措施

 根据检验结果知道，由于水质不合格造成该锅炉水冷壁过热鼓包、胀粗，因此建议使用单位加强日常水质管理，并对现有水垢进行一次化学清洗。更换壁厚减薄量超标的管子，并对热电偶温度计两侧的管子实施局部喷涂金属，增加耐磨性能。



（三）、省煤器磨损（图65－66）

1、案例

 某厂一台型号为WGZ-220/9.8-1的发电锅炉，累计运行小时约45000小时，每次锅炉检修都要更换因磨损减薄的同一部位的省煤器管组，使用单位与检修单位均未分析原因。

图65 省煤器管磨损

图66 省煤器管磨损 

2、原因分析

 经现场检查，发现磨损原因是由槽钢形成烟气走廊引起的，而烟气走廊的形成增大烟气流速，并造成磨损的。

3、处理措施

 在槽钢凹槽面焊上扁铁，以便消除烟气走廊，消除了烟气走廊，也就解决了磨损问题。



（四）、再热器爆管（图67－70）

1、案例

 某厂一台600MW机组超临界直流锅炉，运行中一级再热器突然爆管，造成紧急停炉。该锅炉累计运行时间约30000小时，上次检修期间未见一级再热器管壁厚异常减薄。停炉检查发现，水平烟道前包墙处的耐火骨料损坏严重，一级再热器前侧省煤器吊挂管的防磨瓦焊缝开裂多处，省煤器防震梁下滑，前侧省煤器吊挂管附近的一级再热器由于管子磨损减薄而爆破。

图67 结构示意图

图68 一级再热器磨损爆破

图69 吊挂管防磨板焊缝开裂防震梁下滑

图70 水平烟道前包墙处耐火骨料脱落



2、原因分析

 运行中，水平烟道前包墙处的耐火骨料由于高温烟气冲刷等原因造成开裂、松动、脱落；省煤器吊挂管的防磨瓦焊缝因传热不良产生裂纹开裂，造成省煤器防震梁下滑。由于水平烟道前包墙处的耐火骨料损坏造成烟气流向改变，改变流向的烟气碰到省煤器防震梁后反弹到一级再热器管上，遇阻反弹造成烟气流向突然改变、流速突然加大，加剧了一级再热器管的局部磨损，最终导致一级再热器管特定部位壁厚减薄而爆管停炉。

3、处理措施

 修复损坏的耐火骨料和省煤器吊挂管的防磨瓦焊缝，更换严重磨损减薄的一级再热器管和省煤器悬吊管。检修期间加强对水平烟道前包墙处的耐火骨料、省煤器吊挂管的防磨瓦焊缝等非受压件的维护和检查，防止此类事故再次发生。

（五）、过热器爆管（图71－74）

1、案例

 某厂一台600MW机组超临界直流锅炉，运行中三级过热器出口高温段管因胀粗而爆管，造成紧急停炉。停炉检查发现，该锅炉三级过热器出口高温段管子靠近三过出口联箱侧弯头明显胀粗，壁厚减薄；检查还发现，三级过热器有20个出口侧最小弯内氧化皮堆积超过30％。图71 三级过热器出口高温段管（弯管处）胀粗

图72 三级过热器管与出口集箱的角焊缝

图73 三级过热器管子弯内异物

图74 3SH管子弯内异物（氧化皮集聚物）



2、原因分析

 据了解，三级过热器出口高温段管材质为SA213T91, 出口侧最小弯曲半径R=29 mm。由于电力紧张，该锅炉曾长时间满负荷运行。由于满负荷运行，三过处于高热负荷区域，加之可能存在炉膛热负荷偏差，因此容易造成三级过热器出口高温段管壁温度超过材质设计温度，最终导致过热、胀粗，甚至爆管。又由于三级过热器管排内侧管子汽流流程长、弯曲半径小、阻力大，因此运行中容易造成管子内壁高温氧化，堆积氧化皮，甚至堵塞，从而导致过热、胀粗、爆管。

3、处理措施

 因为属于设计原因造成的，因此要从设计方面进行整改。将三级过热器出口高温段管材质更换为SA213TP347H,以便提高管子耐高温性能；并改造内侧管排，加大弯曲半径（改造后，弯曲半径R=75 mm），减少异物堵塞的危险性。经过改造后，运行到下一次检修期检查，未发现出口高温段管因胀粗和弯内氧化皮堆积。