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[摘要]：针对目前发电生产的实际情况，对影响电厂锅炉经济运行的因素进行分析。着重分析运行因素中蒸汽参数、各项热损失、辅机电耗、负荷分配和助燃油对经济性的影响，提出提高电厂运行经济性的措施，为发电企业的安全经济运行提供参考。
[关键词]：发电运行 锅炉 操作
中图分类号：TU271.1 文献标识码：TU 文章编号：1009-914X（2012）10- 0009–01
1、设备概况
自然循环煤粉炉，制粉系统为钢球磨中储式热风送粉系统。配200MW汽轮发电机组。设计带基本负荷，低于180MW时需投油助燃。进行分散控制系统（DCS）改造，汽轮机通过通流部分改造扩充为220MW。自煤炭市场发生了变化，锅炉燃煤质量严重恶化，煤种杂乱无序，运行煤种偏离设计煤种，挥发分低、灰分高，造成煤粉气流着火延迟。火焰中心上移，燃烧不完全损失增加，炉膛出口烟温升高，排烟损失增大。机组扩容后，燃料量增加，炉内温度提高，造成炉膛出口区域、屏区及燃烧器区域存在不同程度的结渣，影响了锅炉的安全经济运行。
2、锅炉经济运行研究
蒸汽参数的高低直接决定电厂热力循环的效率。运行中能否维持蒸汽参数的稳定主要取决于运行人员的责任心及热工自动装置的投入率。本机组经数字电液控制系统（DEH）和DCS改造后，设备自动化水平有了大幅度提高，能針对煤质、负荷、运行方式的变化及时调整，正常工况下能维持蒸汽参数在规定范围内。经试验表明，主蒸汽温度可平均提高10～14℃，平均可使全厂煤耗下降1.44g/（kW·h），再热汽温平均提高12℃，煤耗下降0.81g/（kW·h）。
2.1 排烟损失
影响排烟损失q2的主要因素是排烟温度和排烟容积。排烟温度越高，则排烟热损失越大，一般每增加10—15℃，会使损失增加1%。排烟温度偏高的原因有：受热面设计过小；实际煤种偏离设计煤种；运行不当，火焰中心偏高；受热面污染；制粉系统漏风，为保证合适的过量空气系数而减少空气预热器的送风量，其吸热减少及空气预热器漏风、堵灰严重。排烟容积过大的主要原因为：炉膛及烟道漏风；煤粉过湿，燃烧后产生大量水蒸汽及运行中送风量过大等。
实际运行中，造成排烟温度高及排烟容积大的主要原因是漏风、过量空气系数及配风方式和燃料特性。本机组采取以下减少q2的措施：设备方面：2001年大修中将低温段空气预热器改为热管式空气预热器，可有效减少空气预热器漏风，保证其吸热量，大幅度降低了排烟温度，并加强了各处的漏风堵漏。
2.2 固体未完全燃烧损失
固体未完全燃烧损失q4是指部分固体燃料颗粒在炉内未能燃尽就被排出炉外而造成的热损失。这些末燃尽的颗粒可能随灰渣从炉膛中被排掉，或以飞灰形式随烟气逸出。固体未完全燃烧损失是燃煤锅炉的主要热损失之一，仅次于徘烟热损失。煤粉炉中，由灰渣中可燃物造成的固体未完全燃烧损失通常仅占该损失的5%-10%，绝大部分固体未完全燃烧热损失是由飞灰中可燃物造成的，影响这项损失的主要因素有燃烧方式、燃料性质、过量空气系数、炉膛结构及运行工况等。
q4的大小取决于煤粉颗粒的燃尽速度，燃煤的挥发分愈高，灰分愈少，发热值愈高，则煤的燃尽速度越快；煤粉愈细，煤粉愈均匀则损失愈小。因为大颗粒煤粉越多，越不易燃烧完全。空气越充足，即过量空气系数越大，对碳的燃尽越有利。但过量空气系数过大，会使排烟热损失增大，因此，运行中要选扦最佳的过量空气系数。
实际运行中，影响该损失的主要因素有燃料特性、煤粉细度、过量空气系数和运行方式。本机组采取了以下措施：（1）合理配煤以保证燃煤质量。将各煤种精心混配，减少燃煤的大幅度变化，维持运行参数基本稳定。（2）合理调整煤粉细度。煤粉细度是影响飞灰可燃物含量的主要因素。经济煤粉细度要根据热力试验进行选取。（3）控制适量的过量空气系数。煤粉燃烧需要足够的氧气，但过多的冷空气会降低炉内温度水平，且使排烟容积增大。合理的过量空气系数应根据燃烧调整试验及煤种确定。（4）重视燃烧调整。炉内燃烧状况的好坏、温度水平及煤粉着火的难易程度直接影响灰渣可燃物的含量。燃烧状况又直接影响温度水平和着火过程。运行中应根据煤种变化掌握燃烧器特性、风量配比、一次风煤粉浓度及风量调整的规律，重视燃烧工况的科学调整，使炉内燃烧处于最佳状态。
2.3 其它热损失
山于增容改造后，高负荷时需多加燃料，使原送、引风机容量不足，会使可燃气体未完全燃烧损失增加。通过对风道及炉膛设备的堵漏风已基本解决该项损失增大的问题。
2.4 降低辅机电耗
对燃煤电厂，锅炉的制粉系统、送风机和引风机及给水泵所消耗的电能占厂用电的比例很大，其中给水泵电耗占厂用电的35%左右。运行中主要从以下方面来降低给水泵电耗：在保证减温水压力、负荷需要的前提下尽量减少阀门的节流损失；通过液力联轴器，用调节给水泵转速来调节给水流量和给水压力，以提高效率。另外将送风机的节流调节通过加装液力耦合器变为变速调节，堵塞风道设备漏风以降低送风机电耗，在运行中采用保持正常的过量空气系数及最小负压、及时堵塞各处漏风、通过吹灰减少烟道阻力、合理使用再循环风及加强对除尘器的维护以防止堵灰等方法降低引风机电耗。
针对制粉系统电耗，通过调整试验找出最佳通风量、钢球装载量、合理的干燥出力、不同煤种下的经济细度等参数，制定运行卡片对照实施，并通过及时调整风量、补加钢球等方法，保证制粉系统最大出力，降低电耗。
2.5 负荷的分配
目前该机组采用的控制方式有3种：锅炉跟踪控制方式、汽轮机跟踪控制方式和协调控制方式。随着科技发展，电网对单元机组的负荷适应能力和稳定性有了更高的要求。在正常运行状态下，机组参加调峰、接带尖峰负荷、参加电网调频、接带自动负荷指令及值班员手动负荷指令都是正常现象。负荷变化时，锅炉效率也随之变化。该机组在75%-85%负荷范围内效率最高。为满足电网负荷要求，并保证单元机组相关参数在规定值范围内，保证机组安全经济运行，该机组正常情况下采用协调控制方式。由于接受自动负荷指令使锅炉不能一直在经济负荷区域内工作，现场可通过限定负荷上下限的办法，在电网允许的情况下，尽量在经济负荷范围内运行，以保持较高的锅炉效率。接受值班员手动负荷指令时，一般采用高效率机组带基本负荷，低效率机组带变动负荷，以保证高的总效率。
电厂经济运行计算是一个非线性规划问题，大量试验结果表明，平均分配负荷并不是最经济的运行方式。对于多台机组的负荷分配，目前主要的最优组合经济运行实用算法是优先次序法与动态规划法，且需进一步考虑机组的启、停机燃料损耗，需针对具体设备特性进行进一步研究并进行大量试验，以得到最优运行方案。
2.6 减少点火及助燃用油
减少点火及助燃用油可采用以下措施：（1）点火前提前投入邻炉底部加热系统加热水冷壁下联箱，并适当延长加热时间，尽量提高汽包压力，不但可节省大量用油，还可减少汽包壁温差。（2）采用煤粉直接点火燃烧器（一次风口内布置小油枪），点火时的燃油火炬与煤、油混合物直接接触，在喷口处形成以煤粉燃烧为主的主火炬来进行启动点火，减少点火用油。（3）单元机组采用滑参数启动，可缩短启动时间，提前并网停油。而且锅炉不需向空大量排汽，减少热量及汽水损失。（4）减少助燃油。由于油枪布置于一次风喷口内，易于助燃煤粉。将油枪雾化片由原800kg/h改为500kg/h，助燃效果变化不明显，从而节省大量用油。
参考文献：
[1]张爱存.发电厂燃煤锅炉运行调整与经济性分析[D].华北电力大学毕业论文，2003.
[关键词]：发电运行 锅炉 操作
中图分类号：TU271.1 文献标识码：TU 文章编号：1009-914X（2012）10- 0009–01
1、设备概况
自然循环煤粉炉，制粉系统为钢球磨中储式热风送粉系统。配200MW汽轮发电机组。设计带基本负荷，低于180MW时需投油助燃。进行分散控制系统（DCS）改造，汽轮机通过通流部分改造扩充为220MW。自煤炭市场发生了变化，锅炉燃煤质量严重恶化，煤种杂乱无序，运行煤种偏离设计煤种，挥发分低、灰分高，造成煤粉气流着火延迟。火焰中心上移，燃烧不完全损失增加，炉膛出口烟温升高，排烟损失增大。机组扩容后，燃料量增加，炉内温度提高，造成炉膛出口区域、屏区及燃烧器区域存在不同程度的结渣，影响了锅炉的安全经济运行。
2、锅炉经济运行研究
蒸汽参数的高低直接决定电厂热力循环的效率。运行中能否维持蒸汽参数的稳定主要取决于运行人员的责任心及热工自动装置的投入率。本机组经数字电液控制系统（DEH）和DCS改造后，设备自动化水平有了大幅度提高，能針对煤质、负荷、运行方式的变化及时调整，正常工况下能维持蒸汽参数在规定范围内。经试验表明，主蒸汽温度可平均提高10～14℃，平均可使全厂煤耗下降1.44g/（kW·h），再热汽温平均提高12℃，煤耗下降0.81g/（kW·h）。
2.1 排烟损失
影响排烟损失q2的主要因素是排烟温度和排烟容积。排烟温度越高，则排烟热损失越大，一般每增加10—15℃，会使损失增加1%。排烟温度偏高的原因有：受热面设计过小；实际煤种偏离设计煤种；运行不当，火焰中心偏高；受热面污染；制粉系统漏风，为保证合适的过量空气系数而减少空气预热器的送风量，其吸热减少及空气预热器漏风、堵灰严重。排烟容积过大的主要原因为：炉膛及烟道漏风；煤粉过湿，燃烧后产生大量水蒸汽及运行中送风量过大等。
实际运行中，造成排烟温度高及排烟容积大的主要原因是漏风、过量空气系数及配风方式和燃料特性。本机组采取以下减少q2的措施：设备方面：2001年大修中将低温段空气预热器改为热管式空气预热器，可有效减少空气预热器漏风，保证其吸热量，大幅度降低了排烟温度，并加强了各处的漏风堵漏。
2.2 固体未完全燃烧损失
固体未完全燃烧损失q4是指部分固体燃料颗粒在炉内未能燃尽就被排出炉外而造成的热损失。这些末燃尽的颗粒可能随灰渣从炉膛中被排掉，或以飞灰形式随烟气逸出。固体未完全燃烧损失是燃煤锅炉的主要热损失之一，仅次于徘烟热损失。煤粉炉中，由灰渣中可燃物造成的固体未完全燃烧损失通常仅占该损失的5%-10%，绝大部分固体未完全燃烧热损失是由飞灰中可燃物造成的，影响这项损失的主要因素有燃烧方式、燃料性质、过量空气系数、炉膛结构及运行工况等。
q4的大小取决于煤粉颗粒的燃尽速度，燃煤的挥发分愈高，灰分愈少，发热值愈高，则煤的燃尽速度越快；煤粉愈细，煤粉愈均匀则损失愈小。因为大颗粒煤粉越多，越不易燃烧完全。空气越充足，即过量空气系数越大，对碳的燃尽越有利。但过量空气系数过大，会使排烟热损失增大，因此，运行中要选扦最佳的过量空气系数。
实际运行中，影响该损失的主要因素有燃料特性、煤粉细度、过量空气系数和运行方式。本机组采取了以下措施：（1）合理配煤以保证燃煤质量。将各煤种精心混配，减少燃煤的大幅度变化，维持运行参数基本稳定。（2）合理调整煤粉细度。煤粉细度是影响飞灰可燃物含量的主要因素。经济煤粉细度要根据热力试验进行选取。（3）控制适量的过量空气系数。煤粉燃烧需要足够的氧气，但过多的冷空气会降低炉内温度水平，且使排烟容积增大。合理的过量空气系数应根据燃烧调整试验及煤种确定。（4）重视燃烧调整。炉内燃烧状况的好坏、温度水平及煤粉着火的难易程度直接影响灰渣可燃物的含量。燃烧状况又直接影响温度水平和着火过程。运行中应根据煤种变化掌握燃烧器特性、风量配比、一次风煤粉浓度及风量调整的规律，重视燃烧工况的科学调整，使炉内燃烧处于最佳状态。
2.3 其它热损失
山于增容改造后，高负荷时需多加燃料，使原送、引风机容量不足，会使可燃气体未完全燃烧损失增加。通过对风道及炉膛设备的堵漏风已基本解决该项损失增大的问题。
2.4 降低辅机电耗
对燃煤电厂，锅炉的制粉系统、送风机和引风机及给水泵所消耗的电能占厂用电的比例很大，其中给水泵电耗占厂用电的35%左右。运行中主要从以下方面来降低给水泵电耗：在保证减温水压力、负荷需要的前提下尽量减少阀门的节流损失；通过液力联轴器，用调节给水泵转速来调节给水流量和给水压力，以提高效率。另外将送风机的节流调节通过加装液力耦合器变为变速调节，堵塞风道设备漏风以降低送风机电耗，在运行中采用保持正常的过量空气系数及最小负压、及时堵塞各处漏风、通过吹灰减少烟道阻力、合理使用再循环风及加强对除尘器的维护以防止堵灰等方法降低引风机电耗。
针对制粉系统电耗，通过调整试验找出最佳通风量、钢球装载量、合理的干燥出力、不同煤种下的经济细度等参数，制定运行卡片对照实施，并通过及时调整风量、补加钢球等方法，保证制粉系统最大出力，降低电耗。
2.5 负荷的分配
目前该机组采用的控制方式有3种：锅炉跟踪控制方式、汽轮机跟踪控制方式和协调控制方式。随着科技发展，电网对单元机组的负荷适应能力和稳定性有了更高的要求。在正常运行状态下，机组参加调峰、接带尖峰负荷、参加电网调频、接带自动负荷指令及值班员手动负荷指令都是正常现象。负荷变化时，锅炉效率也随之变化。该机组在75%-85%负荷范围内效率最高。为满足电网负荷要求，并保证单元机组相关参数在规定值范围内，保证机组安全经济运行，该机组正常情况下采用协调控制方式。由于接受自动负荷指令使锅炉不能一直在经济负荷区域内工作，现场可通过限定负荷上下限的办法，在电网允许的情况下，尽量在经济负荷范围内运行，以保持较高的锅炉效率。接受值班员手动负荷指令时，一般采用高效率机组带基本负荷，低效率机组带变动负荷，以保证高的总效率。
电厂经济运行计算是一个非线性规划问题，大量试验结果表明，平均分配负荷并不是最经济的运行方式。对于多台机组的负荷分配，目前主要的最优组合经济运行实用算法是优先次序法与动态规划法，且需进一步考虑机组的启、停机燃料损耗，需针对具体设备特性进行进一步研究并进行大量试验，以得到最优运行方案。
2.6 减少点火及助燃用油
减少点火及助燃用油可采用以下措施：（1）点火前提前投入邻炉底部加热系统加热水冷壁下联箱，并适当延长加热时间，尽量提高汽包压力，不但可节省大量用油，还可减少汽包壁温差。（2）采用煤粉直接点火燃烧器（一次风口内布置小油枪），点火时的燃油火炬与煤、油混合物直接接触，在喷口处形成以煤粉燃烧为主的主火炬来进行启动点火，减少点火用油。（3）单元机组采用滑参数启动，可缩短启动时间，提前并网停油。而且锅炉不需向空大量排汽，减少热量及汽水损失。（4）减少助燃油。由于油枪布置于一次风喷口内，易于助燃煤粉。将油枪雾化片由原800kg/h改为500kg/h，助燃效果变化不明显，从而节省大量用油。
参考文献：
[1]张爱存.发电厂燃煤锅炉运行调整与经济性分析[D].华北电力大学毕业论文，2003.