热电公司锅炉检修前性能试验报告书5569.pdf

《热电公司锅炉检修前性能试验报告书5569.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《热电公司锅炉检修前性能试验报告书5569.pdf（22页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。

1、 平顶山平东热电有限责任公司#7 锅炉 A 级检修前性能实验报告 中电投河南电力有限公司技术中心 二 O 一一年四月 2210MW#7 机组 SY-PDRD-JN-012 批准：审核：编写:陈玉良 （章）工程名称：平顶山平东热电有限公司#7 锅炉 A 级检修前性能实验 实验时间：2011 年 4 月 13 日 工程负责：陈玉良 中电投河南电力有限公司技术中心：陈玉良 郎 勇 冯坤 平顶山平东热电有限公司：李成忠王 恒张士豪 戚光宇 郝文辉王玉盘 杨青春 李丽娅当值运行人员等 目 录 摘要 3 1 实验目的 6 2 实验依据 6 3 设备简况 7 4.实验测点布置、主要工程测量方法及实验仪器12

2、 5 数据处理方法 13 6 实验结果与分析 15 7 结论 20 8 耗差分析 20 摘 要 平顶山平东热电有限公司7锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的超高压、自然循环、单炉膛四角切圆燃烧一次中间再热、平衡通风、固态排渣、“”型布置汽包锅炉，型号为HG-670/13.7-YM型，为了获取锅炉在不同负荷下主要经济指标，了解本炉运行状况，分析其存在的问题，并为A级检修前评估提供依据。中电投河南公司技术中心于2011年4月13日对该炉进行性能实验、空预器漏风率实验。实验得到平顶山平东热电有限公司的大力支持，在此表示衷心的感谢！本次机组实验负荷分别为 210MW、3VWO、170MW、130MW，对应锅炉效率

3、依次为87.09%、88.11%、90.71%、91.49%，修正后的锅炉热效率依次为 87.09%、88.03%、90.62%、91.49%；机组在 210MW 工况时，修正后锅炉效率比设计值 93.71%降低了 6.62%。机组在 210MW 工况时，A、B 侧空预器两侧漏风率分别为 7.65%和 19.61%，空预器平均漏风率为 13.63%。机组在 210MW、3VWO 工况运行时，锅炉热效率偏低的主要原因：1、飞灰、炉渣可燃物含量高。机组在210MW、3VWO工况时，飞灰可燃物含量分别为7.48、6.45，炉渣可燃物含量分别为17.78、12.61。2、空预器漏风率较大，造成排烟热损

4、失增大。3、由于DCS内空预器入口氧量比实际值偏高，造成实际炉膛出口氧量偏小，使飞灰可燃物含量升高，机械不完全燃烧热损失增大，锅炉效率降低。4、煤粉细度较高。210MW负荷工况下，A、B、C、D粗粉分离出口煤粉细度分别为27.6%、32%、18%、26.4%，平均煤粉细度为26.00%，比设计值20%偏高6%，造成飞灰、炉渣可燃物含量升高，机械不完全燃烧热损失增大，锅炉效率降低。5、入炉煤煤质较差。210MW负荷工况下，入炉煤收到基灰分为40.45%，比设计值29.45，偏高11，收到基低位发热量为17.615 MJ/kg，比设计值20.62 MJ/kg偏低3.005MJ/kg，造成机械不完全

5、燃烧热损失升高。6、一、二次风配风有待完善。存在问题：1、机组在 210MW 负荷工况时，DCS 内A、B侧空预器入口氧量分别为 4.820%、5.13%，比实测值 2.680%、4.43%分别偏高 2.14%、0.7%。2、各工况实验期间，煤粉细度均超过设计值。3、除 130MW 工况入炉煤煤质较好外，其它 3 个工况入炉煤煤质均劣于设计煤种和校核煤种，造成炉渣、飞灰可燃物含量升高，锅炉效率降低。4、空气预热器漏风率超过设计值。5、130MW 负荷时再热汽温偏低，且两侧汽温偏差大。其中左再热汽温为 480.59比设计值 535偏低 54.41。右再热汽温为 503.66比设计值 535偏低3

6、1.34，左右再热汽温偏差 23.07，左右再热汽温过低。6、高负荷运行期间，过热器减温水量过大，4 个减温水流量示值有的已接近或达满量程。建议：1、建议 A 级检修期间对空预器密封间隙进行检查，并对尾部水平烟道进行检查，从某电厂漏风检查情况发现，由于机组长时间低负荷运行，会使尾部水平烟道腐蚀严重，造成外部空气漏入烟道内。2、建议加强粗粉分离器的定期清理工作。3、建议对空预器入口氧量进行校验。4、进一步完善一、二次风配风：210MW 工况时各二次风门开度见下表，从表中可见，运行人员采取上大下小的配风方式，使火焰中心下移，从而来降低飞灰可燃物含量，但因煤粉较粗，且过热器减温水流量过大，建议运行人

7、员进一步加大上大下小的配风力度，如开大各角#8、9 二次风门开度，使火焰中心下移，延长煤粉在炉内的停留时间，从而降低炉膛出口温度，降低飞灰可燃物含量，减少过热器减温水量，提高锅炉效率。210MW工况时，各二次风门开度 序号 名称 单位#1角#2角#3角#4角 1#11二次风%98 100 98 98 2#10二次风%86 85 88 88 3#4周界风%6 6 6 5 4#9二次风%49.60 51.34 50.21 49.48 5#8二次风%68.22 68.89 71.18 71.31 6#3周界风%8 9 9 7 7#7二次风%68.96 64.87 66.18 65.08 8#6二次风

8、%9.83 9.80 7.54 9.55 9#5二次风%69.29 68.93 69.23 68.62 10#2周界风%8 7 9 5 11#4二次风%64.99 64.77 64.50 66.33 12#3二次风%91.88 91.09 89.90 90.81 13#1周界风%8 8 8 7 14#2二次风%63.98 64.07 62.85 63.43 15#1二次风%15.87 16.36 16.51 16.54 1 实验目的 本实验旨在获取锅炉在不同负荷下主要经济指标，了解本炉运行状况，分析其存在的问题，并为A级检修前评估提供依据。2实验依据 2.1火电机组启动验收性能实验导则（原电力

9、工业部 1998年版）；2.2 GB10184-88电站锅炉性能实验规程；2.3 有关制造厂、设计院的技术资料。3设备简况 锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的超高压、自然循环、单炉膛四角切圆燃烧一次中间再热、平衡通风、固态排渣、“”型布置汽包锅炉，型号为 HG-670/13.7-YM 型。锅炉炉膛截面尺寸为 1238011660mm（宽深）。炉膛上部布置有分隔屏过热器和后屏过热器，折焰角上部布置末级过热器。在水平烟道布置了末级再热器。尾部竖井分为前、后两烟道，前烟道布置低温再热器，后烟道布置低温过热器，前后烟道下部都布置有省煤器。在前后烟道下部设有烟气挡板调温装置。锅炉尾部布置回转式空气预热器。燃烧器是

10、水平浓淡燃烧器，四角布置，采用的是切圆燃烧方式，燃烧器为固定式。制粉系统为双进双出钢球磨煤机正压直吹系统，磨煤机每一端出口对一层四只燃烧器，煤粉细度R9020。3.1 锅炉主要设计参数 项 目 单 位 BMCR（VWO）ECR（THA）锅炉蒸发量 t/h 670 621.8 过热器出口蒸汽压力 MPa.g 13.7 13.55 过热器出口蒸汽温度 540 540 再热蒸汽流量 t/h 550.93 513.71 再热器进口/出口蒸汽压力 MPa.g 2.506/2.326 2.331/2.172 再热器进口/出口蒸汽温度 320.6/540 314.7/540 省煤器进口给水温度 255 25

11、0.6 锅炉热效率%93.63 93.71 锅炉保证效率（按低位发热量计算）92.5 92.6 项 目 单 位 BMCR（VWO）ECR（THA）空气预热器出口热一次风温度 326 322 空气预热器出口热二次风温度 335 329 炉膛出口过剩空气系数/1.2 1.2 省煤器出口过剩空气系数/1.24 1.24 省煤器出口烟气温度 349 342 空气预热器出口烟气修正前温度 131.3 129.1 空气预热器出口烟气修正后温度 125.3 122.8 送风机入口空气温度 20 20 3.2 煤质资料 煤质资料如下表：序号 名 称 符号 单位 设计煤种 校核煤种 1 工业分析 收到基水分 M

12、t 7.39 8.44 空气干燥基水分 Mad 2.14 1.22 收到基灰分 Aar 29.45 34.12 干燥无灰基挥发分 Vdaf 35.90 29.97 收到基低位发热量 Qnet.ar kJ/kg 20620 18400 2 元素分析 收到基碳 Car 53.20 47.05 收到基氢 Har 3.22 3.15 收到基氧 Oar 5.51 5.80 收到基氮 Nar 0.87 0.95 收到基硫 Sar 0.36 0.49 3 哈氏可磨指数 HGI/74 66 4 灰熔点（炉内气氛为弱还原性）变形温度 DS 1400 1350 软化温度 ST 1400 1350 熔化温度 FT

13、1400 1350 3.3燃烧器特性数据（B-MCR工况）名称 风比（）风速（m/s）风温（）一次风 22.1 26.0 75 二上二次风 72.9 8.36 46.5 330 次风 中二次风 9.35*7 下二次风 14.11 周界风 2.43*4 油配风器冷却风 1.18*2 4.65 漏风 5/3.4主要辅机 3.4.1 磨煤机 磨煤机型式：BBD4060B 双进双出钢球磨煤机 磨煤机数量：2 台/炉 磨煤机布置型式：从驱动端向非驱动端看，电机在筒体左侧 磨煤机铭牌出力：54t/h（HGI=50，H2O=8%，R90=18%）磨煤机主驱动电机功率：1250kW；转速：985r/min 慢

14、传电机功率：15kW；转速：1470r/min 磨煤机最大电耗：16.7kWh/t 磨煤机最大出力：设计煤种为 73.8t/h；校核煤种为 68.3t/h 磨煤机保证出力：设计煤种为 65t/h（最佳装球量 63t）；校核煤种为 60t/h（最佳装球量 63t）磨煤机出口最大一次风总流量：99630kg/h 磨煤机入口最大一次风流量：95630kg/h 磨煤机密封风流量：5600kg/h 大齿轮密封风流量：800kg/h 清扫风（同时吹扫 8 根管的量）：97000kg/h 旁路风：023176kg/h 分离器类型：雷蒙式结构 分离器布置型式：分离型布置 分离器阻力：700Pa 混料箱阻力：3

15、00Pa 双进双出钢球磨煤机电动机 主电动机型号：YTM630-6 鼠笼型异步电动机 额定功率：1250KW 额定电压：6000V 额定电流：160A 功率因数 cos0.85 额定转速：985r/min 额定频率：50Hz 电动机旋转方向：面对主出轴端正视电动机，逆时针旋转 每台磨煤机电动机：主电动机、慢传电动机各1台。3.4.2给煤机 每台炉布置四台上海大和衡器有限公司生产的型号为GM-BSC22-26型耐压称重式计量给煤机。单台给煤机设计出力为770t/h。密封风压：高于磨煤机口900Pa 密封风风量：10Nm3/min 密封风温度：常温 称量精度：0.5%3.4.3送引风机设备规范 每

16、台炉布置2台上海鼓风机厂有限公司生产的动叶可调轴流式送风机，型号为FAF16-9-1 型，风机参数如下表：工程 名称 TB工况 BMCR工况 BECR工况 设计煤 设计煤 校核煤 设计煤 校核煤 风机入口流量（m3/s）87.47 77.40 76.99 71.89 71.50 风机全压（Pa）4190 3644 3550 3010 2920 风机进风温度（）28 20 20 20 20 空气密度（kg/m3）1.17 1.20 1.20 1.20 1.20 风机轴功率（kW）439 316 307 250 242 风机全压效率（%）85.80 87.09 87.15 86.17 85.75

17、风机转速（r/min）1470 驱动电动机的规范：型号：YKK450-4 额定功率：500KW 额定电压：6000V 额定电流：58A；功率因数cos：0.9 额定转速：1470r/min 每台锅炉配置2台成都电力机械厂生产的静叶可调轴流式引风机，型号为AN22e6（13+4）,风机参数如下表：工程 名称 TB工况 BMCR工况 BECR工况 设计煤 设计煤 校核煤 设计煤 校核煤 风机入口流量（m3/s）188.34 159.71 161.06 148.83 150.10 风机入口烟气温度（）130 120 120 117 117 烟气含湿量（g/kg）43.65 43.65 48.17 4

18、3.65 48.17 烟气露点（）78.15 78.15 82.40 78.15 82.40 烟气密度（kg/m3）0.8895 0.9121 0.9092 0.9186 0.9156 工程 名称 TB工况 BMCR工况 BECR工况 设计煤 设计煤 校核煤 设计煤 校核煤 风机入口粉尘含量（mg/Nm3）/128.86 165.12 128.86 165.12 风机入口负压（Pa）4296 3437 3444 3382 3388 风机全压（Pa）4725 3780 3794 3720 3738 风机轴功率（kW）1016 692 701 643 645 风机效率（）86.1 86.0 86.

19、0 85.0 85.9 风机转速（r/min）980 电动机的规范：型号：YKK560-6 额定功率：1120kW 额定电压：6000V 额定电流：134A 功率因数cos：0.86 额定转速：980r/min 3.4.4冷一次风机 每台炉配备2台成都电力机械厂生产的离心式，单吸双支撑冷一次风机，型号为G5-36-14 20F，风机参数如下：工程 名称 TB工况 BMCR工况 BECR工况 设计煤 设计煤 校核煤 设计煤 校核煤 风机入口流量（m3/s）38.24 27.57 30.20 27.04 29.52 风机全压（Pa）13189 10145 11680 8330 9580 风机进风温

20、度（）28 20 20 20 20 空气密度（kg/m3）1.1619 1.1936 1.1936 1.1936 1.1936 风机轴功率（kW）565.6 430.8 464.8 394.6 424.7 风机全压效率（%）85.1 62.6 72.4 55.2 65.7 风机转速（r/min）1480 驱动电机的规范：型号：YKK450-4 额定功率：630kW 额定电压：6000V 额定电流：71.5A 功率因数cos：0.897 额定转速：1480r/min 4.实验测点布置、主要工程测量方法及实验仪器 4.1 烟气取样及分析 在空气预热器进、出口的左、右烟道上按网格法布置烟气取样分析测

21、量孔座（也用于烟气温度测量）。在每个孔座内按网格法（等截面取样）布置取样点抽取烟气样，每孔逐点抽烟气样进行分析，直至实验工况结束；测试结束后取平均值。5.2 烟气温度测量 通过上述的测量孔，在空气预热器进、出口的左、右烟道上按网格法布置烟气取样分析测量孔座,每点装设一只K型热电偶，热电偶插入每孔10分钟后记录烟温。实验结束，分侧平均值即为两侧的烟温，此测量与烟气分析工作同步进行。4.3 飞灰取样及分析 利用空预器出口烟道上安装的撞击式飞灰采样装置采取飞灰样，实验开始时安装 取样罐，实验结束后取样，分析飞灰可燃物含量，作为锅炉热效率计算的依据。4.4 炉渣取样及分析 炉渣取样在捞渣机出口进行。实

22、验期间每15分钟采样一次，每次取样1.5kg，实验结束后，进行样品粉碎、混合、缩分，分析可燃物含量，分析化验结果作为锅炉热效率计算的依据。4.5 入炉煤取样及分析 实验期间在给煤机上方取样，一次取样约1.0kg，采样间隔15分钟，所采煤样及时放入密封的容器内。实验结束后进行工业分析、发热量测量，分析化验结果作为锅炉热效率计算的依据。4.6 煤粉取样及分析 实验期间在投运的制粉系统上用煤粉取样器进行煤粉取样，每隔半小时取样一次，共取样4次，缩分后进行细度（R90）分析。4.7大气压力、湿度和环境温度测量 实验开始后，在送风机入口附近，采用膜盒式大气压计测量大气压力，用热电偶温度计测量环境温度，每

23、30分钟记录一次，直至实验结束，计算平均值。4.8 运行参数记录 为方便实验数据测量及整理，需在DCS系统中制作实验专用的趋势组，实验结束后采用刻录光盘将数据取出。4.9实验仪器 序号 名 称 数量 1 烟气分析仪 1台 2 K型热电偶 6支 3 盒式大气压力表 1块 4 烟尘采样器 2台 5数据处理方法 5.1实验采用反平衡法测试锅炉效率，通过测出锅炉各项热损失q2、q3、q4、q5、q6，然后按公式计算锅炉效率：（1）=100-（q2+q3+q4+q5+q6）（1）其中：arnetQQQqOHgy,/)(1002222（2）100)79.590298.107418.35836.126(,1

24、3mHmCHCHCOVarnetQqgy（3）)100100(,27.3374ClzClzCfhCfhfhCClzaCCaarnetQarAq（4）eqDeDq55（3）ClzlzCfhfhCctlztlzaCfhctpytaarnetQarAq100)0(100)0(,6（6）式中：；水蒸汽显热，气热损失和烟气中所含每千克燃料产生的干烟，；燃煤收到基灰分，；燃煤低位发热量，；灰渣物理热损失，；散热损失，；，机械未完全燃烧热损失；，化学未完全燃烧热损失；排烟热损失，kgkJOHQgyQarAkgkJarnetQqqqqq/222%/%6%5%4%3%2tlztpyt，温度、送风机进口温度分别为

25、排烟温度、炉渣，0；际蒸发量，分别为额定蒸发量、实，；失，额定蒸发量下的散热损；，分别为飞灰、炉渣比热，；，分别为飞灰、炉渣比率，；量，分别为飞灰、炉渣含碳，htDeDeqKkgkJlzcfhclzafhaClzCCfhC/%5/%Vgy-干烟气的体积；CH4-可燃气体中CH4的体积含量百分比；H2-可燃气体中H2的体积含量百分比；CmHn-可燃气体中CmHn的体积含量百分比。5.2 空预器漏风率按下式计算：空预器漏风率 L=%9021222122ooo 注：O21、O22-空预器进、出口测得氧量，%。5.3 实验数据采用算术平均值方法处理。5.4 锅炉输入热量仅考虑燃煤收到基低位发热量。5.

26、5 灰平衡比率：afh：alz=90：10。5.6 锅炉热效率修正仅考虑送风温度的变化，修正依据GB10184-88电站锅炉性能实验规程进行。6实验结果与分析 该实验于4月13日进行，实验前机组负荷调整到实验负荷，稳定1小时后，开始对锅炉进行全面热效率测试。实验期间锅炉主要参数稳定，210MW工况下空预器漏风实验与效率实验同时进行。210MW负荷下锅炉热效率实验；210MW负荷下空预器漏风实验；机组在3VWO工况下锅炉热效率实验；170MW负荷下锅炉热效率实验；130MW负荷下锅炉热效率实验；6.1 主要运行参数（实验期间平均值）项目 单位 数据来210MW 3VWO 170MW 130MW

27、实验日期 y-m-d 2011-4-13 2011-4-13 2011-4-13 2011-4-13 开始时间 h:min 10:20 14:53 17:15 22:35 结束时间 h:min 13:00 16:03 18:30 23:30 机组负荷 MW DCS 209.65 207.79 169.83 129.72 主汽流量 t/h DCS 613.89 601.89 493.96 443.80 主汽温度 DCS 533.38 535.42 534.74 534.10 项目 单位 数据来210MW 3VWO 170MW 130MW 主汽压力 MPa DCS 12.864 12.851 12

28、.955 12.428 饱和压力 MPa DCS 14.120 13.998 13.754 13.064 过热器 I 级减温水流量 A 侧 t/h DCS 11.574 13.256 4.094 0.361 过热器 II 级减温水流量 A 侧 t/h DCS 14.131 15.999 8.742 5.185 过热器 I 级减温水流量 B 侧 t/h DCS 30.033 29.140 25.022 16.146 过热器 II 级减温水流量 B 侧 t/h DCS 14.555 15.999 14.719 5.289 再热器减温水流量 t/h DCS 0 0 0 0 再热器出口压力 MPa D

29、CS 2.297 2.303 1.899 1.464 再热器出口温度 DCS 523.22 540.89 519.02 492.13 给水压力 MPa DCS 16.226 16.022 15.313 14.488 给水温度 DCS 249.60 249.60 240.40 232.00 给水流量 t/h DCS 585.00 567.34 480.80 435.68 预热器出口氧量（A/B）%实测 4.115/7.395 4.279/7.301 3.848/6.439 5.315/6.39送风机入口风温 DCS 19.65 24.43 24.91 19.80 预热器出口烟温 DCS 119.

30、437 126.966 118.676 108.255 6.2 煤质及灰、渣可燃物分析 实验中所采煤样及灰样、渣样化学分析见下表：项目 单位 210MW 3VWO 170MW 130MW 全水分Mt%4.55 7.30 5.95 4.60 工业分析 内水分Mad%1.60 1.51 1.46 1.05 灰分Aar%40.45 40.28 38.03 28.27 挥发分Vdaf%36.92 37.39 36.82 35.56 固定碳FCar%发热量Qnet,v,ar MJ/kg 17.615 17.100 17.790 22.110 飞灰含碳量 7.48 6.45 3.90 5.85 炉渣含碳量

31、%17.78 12.61 15.52 14.77 煤粉细度R90%26.00 24.20 32.20 32.40 从以上煤质分析数据可知，除 130MW 负荷工况时，入炉煤工业分析指标达设计煤种外，其它 3 个工况入炉煤工业分析指标均劣于设计煤种和校核煤种，灰分比设计煤种高，发热量比设计煤种低，加之煤粉细度均超过设计值，飞灰、炉渣可燃物含量均 较高，造成机械不完全燃烧热损失增加，锅炉热效率下降。机组在 210MW、3VWO 工况时，飞灰可燃物含量分别为 7.48、6.45，炉渣可燃物含量分别为 17.78、12.61，建议加强粗粉分离器的定期清理工作。6.3 氧量及烟温测量 序号 工程 单位

32、210MW 3VWO 170MW 130MW 1 A 侧 DCS 空预器入口氧量%4.820 5.151 4.378 4.424 2 A 侧实测空预器入口氧量%2.680 3 B 侧 DCS 空预器入口氧量%5.13 4.110 3.600 4.353 4 B 侧实测空预器入口氧量%4.43 由上表可见，210MW 负荷工况时，DCS内A、B侧空预器入口氧量分别为 4.820%、5.13%，比实测值 2.680%、4.43%分别偏高 2.14%、0.7%。6.4空预器漏风测试 在210MW效率测试进行的同时，对A、B侧空气预热器进、出口烟气同时进行取样，分析其含氧量，所测数据见下表：项目 空预

33、器进口氧量（%）空预器出口氧量（%）A侧 2.68 4.115 B侧 4.43 7.395 6.5空预器漏风率计算 工程 漏风率(%)漏风率平均值()A侧 7.65 13.63 B侧 19.61 由上测试数据可知，实验工况下空预器两侧漏风率分别为7.65%和19.61%，空预器平均漏风率为13.63%。建议A级检修期间对空预器密封间隙进行检查，并对尾部水平烟道进行检查，从某电厂漏风检查情况发现，由于机组长时间低负荷运行，会使尾部水平烟道腐蚀严重，造成外部空气漏入烟道内。6.6锅炉各项热损失及效率计算结果 序号 工程 单位 210MW 3VWO 170MW 130MW 1 电负荷 MW 209.

34、65 207.79 169.83 129.72 序号 工程 单位 210MW 3VWO 170MW 130MW 2 入炉煤收到基水分%4.55 7.30 5.95 4.60 3 入炉煤收到基灰分%40.45 40.28 38.03 28.27 4 入炉煤干燥无灰基挥发分%36.92 37.39 36.82 35.56 5 入炉煤收到基低位发热量 kJ/kg 17615 17100 17790 22110 6 飞灰可燃物含量%7.48 6.45 3.90 5.85 7 炉渣可燃物含量%17.78 12.61 15.52 14.77 8 主汽流量 t/h 613.89 601.89 493.96

35、443.80 9 给水流量 t/h 585.00 567.34 480.80 435.68 10 预热器后烟气含氧量%5.755 5.79 5.14 5.85 11 空预器进口烟温 312.73 311.53 294.29 278.12 12 预热器入口氧量%3.555 13 预热器入口过量空气系数 1.139 14 预热器后排烟温度 119.437 126.966 118.676 108.255 15 送风温度 19.65 24.43 24.91 19.80 16 预热器后过剩空气系数 1.378 1.381 1.324 1.386 17 排烟热损失%5.32 5.48 4.82 4.74

36、18 修正后排烟温度 119.67 124.12 115.48 108.39 19 修正后排烟热损失%5.31 5.56 4.91 4.74 20 化学热损失%0.00 0.00 0.00 0.00 21 机械热损失%7.08 5.89 3.83 3.06 22 散热损失%0.51 0.52 0.64 0.71 23 物理热损失%0.00 0.00 0.00 0.00 24 实验工况下锅炉热效率%87.09 88.11 90.71 91.49 25 修正后的锅炉热效率%87.09 88.03 90.62 91.49 由上表可见，机组在210MW、3VWO、170MW、130MW电负荷工况下，实

37、际锅炉热效率分别为87.09%、88.11%、90.71%、91.49%，修正后锅炉热效率分别为87.09%、88.03%、90.62%、91.49%。机组在210MW工况时，修正后锅炉效率为87.09%，比设计值93.71%降低了6.62%。机组在210MW、3VWO工况时，锅炉热效率过低，分析其原因为：、空预器漏风率较大，造成排烟热损失增大。、由于DCS内空预器入口氧量比实际值偏高，造成实际炉膛出口氧量过小，使飞灰可燃物含量升高，机械不完全燃烧热损失增大，锅炉效率降低。、煤粉细度较高：210MW负荷工况下，A、B、C、D粗粉分离出口煤粉细度分别为27.6%、32%、18%、26.4%，平均

38、煤粉细度为26.00%，比设计值20%偏高6%，造成飞灰、炉渣可燃物含量升高，机械不完全燃烧热损失增大，锅炉效率降低。、入炉煤煤质较差。210MW负荷工况下，入炉煤收到基灰分为40.45%，比设计值29.45，偏高11，收到基低位发热量为17.615 MJ/kg，比设计值20.62 MJ/kg偏低3.005MJ/kg，造成机械不完全燃烧热损失升高。、一、二次风配风方式。210MW工况时各二次风门开度见下表，从表中可见，运行人员采取上大下小的配风方式，使火焰中心下移，从而来降低飞灰可燃物含量，但因煤粉较粗，且过热器减温水流量过大，建议运行人员进一步加大上大下小的配风力度，如开大各角#8、9二次风

39、门开度，使火焰中心下移，延长煤粉在炉内的停留时间，从而降低炉膛出口温度，降低飞灰可燃物含量，减少过热器减温水量，提高锅炉效率。210MW工况时，各二次风门开度 序号 名称 单位#1角#2角#3角#4角 1#11二次风%98 100 98 98 2#10二次风%86 85 88 88 3#4周界风%6 6 6 5 4#9二次风%49.60 51.34 50.21 49.48 5#8二次风%68.22 68.89 71.18 71.31 6#3周界风%8 9 9 7 7#7二次风%68.96 64.87 66.18 65.08 8#6二次风%9.83 9.80 7.54 9.55 9#5二次风%6

40、9.29 68.93 69.23 68.62 10#2周界风%8 7 9 5 11#4二次风%64.99 64.77 64.50 66.33 12#3二次风%91.88 91.09 89.90 90.81 13#1周界风%8 8 8 7 14#2二次风%63.98 64.07 62.85 63.43 15#1二次风%15.87 16.36 16.51 16.54 6.7 低负荷工况时，再热汽温偏低。机组在 130MW 工况运行时，左再热汽温为 480.59比设计值 535偏低 54.41。右再热汽温为 503.66比设计值 535偏低 31.34，左右再热汽温偏差 23.07，左右再热汽温过低

41、，使汽轮机末几级湿度增加，叶片受到水蚀，不仅降低了机组的安全性，而且对机组的经济性也有较大的影响。建议运行人员加强燃烧调整，优化燃烧。各工况再热汽温 工况 单位 设计工况 210MW 3VWO 170MW 130MW 中压左再热蒸汽温度 535 530.50 544.19 517.84 480.59 中压右再热蒸汽温度 535 515.94 537.58 520.19 503.66 7结论 7.1本次机组实验负荷分别为210MW、3VWO、170MW、130MW，对应锅炉效率依次为87.09%、88.11%、90.71%、91.49%，修正后的锅炉热效率依次为87.09%、88.03%、90.

42、62%、91.49%；机组在210MW工况时，修正后锅炉效率比设计值93.71%降低了6.62%。7.2 机组在210MW工况时，A、B侧空预器两侧漏风率分别为7.65%和19.61%，空预器平均漏风率为13.63%。7.3 机组在210MW负荷工况时，DCS内A、B侧空预器入口氧量分别为4.820%、5.13%，比实测值2.680%、4.43%分别偏高2.14%、0.7%。7.4 各工况实验期间，煤粉细度均超过设计值。8耗差分析 为了分析比较各参数变化对锅炉热效率的影响程度，各工况参数的基准值参考 2008 年11 月中试所对平东热电#7 炉实验数值进行分析比较。8.1 在 210MW 工况

43、 表 81 210MW 工况主要参数偏差对锅炉热效率及供电煤耗的影响 参数 单位 基准值 实验值 偏差 热效率变化 供电煤耗变化 g/(kW.h)锅炉热效率 91.51 87.09 4.42 16.52 排烟温度 125 119.44 5.56 0.28 1.04 环境温度 20 19.65 0.35 0.02 0.07 空预器出口氧量 5.47 5.76 0.29 0.09 0.35 飞灰可燃物含量 2.46 7.48 5.02 4.02 15.01 炉渣可燃物含量 15.82 17.78 1.96 0.22 0.82 由表 8-1 可见，影响热效率较大的因素是飞灰可燃物含量，飞灰可燃物含量比基准值升高 5.02%，使锅炉热效率降低了 4.02%。各参数变化对锅炉热效率影响程度见图 8-1。图8-1 各参数变化对锅炉热效率影响程度0.28-0.02-0.09-4.020.22-4.5-4-3.5-3-2.5-2-1.5-1-0.500.51参数名称影响数量排烟温度()环境温度()空预器出口氧量(%)飞灰可燃物含量(%)炉渣可燃物含量(%)