华润电力锦州有限公司3号锅炉性能试验报告大修后1.docx

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1、编号：时间：2021年x月x日书山有路勤为径，学海无涯苦作舟页码：第39页 共39页华润电力（锦州）有限公司3号锅炉A修后性能试验除尘器效率试验报告报告编号：CRNPE/DLSY-GL18-2012华润东北电力工程有限公司电力试验中心二一二年五月报告编号：CRNPE/DLSY-GL18-2012项目负责单位：华润东北电力工程有限公司项目承担部门：电力试验中心试验日期：2012年4月试验负责人：孙旭东参加试验人员：华润电力（锦州）有限公司：王佐杰 当值运行员工华润东北电力工程有限公司：孙旭东 周克来 王戟 王江虹 王金辉 刘新培报告编写人：孙旭东审 定：孙春林批 准：钱建华地址：辽宁省锦州市太和

2、区兴隆南里87号邮编：121006传真：0416-2525567电邮：suncl摘 要华润电力（锦州）有限公司3号机组于2012年A级检修后，为了评价机组修后运行热力特性及掌握机组煤耗情况，委托华润东北电力工程有限公司电力试验中心对3号机组进行相关性能测试，根据试验前协调会议内容确定下列试验项目，200MW、160MW、140MW负荷下的热效率试验；200MW、160MW、140MW负荷下，空气预热器漏风和烟气阻力试验；160MW负荷下除尘器效率试验；160MW负荷下NOx和SO2排放测试。试验结果如下。1、修后200MW、160MW、140MW负荷下的热效率分别是90.91%、90.77%、

3、89.99%。在140MW工况下修后锅炉效率与修前85.38%相比提高了4.61%。2、200MW、160MW、140MW负荷下空气预热器漏风系数和阻力。项目200MW负荷试验160MW负荷试验140MW负荷试验甲侧预热器漏风系数0.0840.1200.201乙侧预热器漏风系数0.0770.0900.149甲侧预热器阻力pa1029911754乙侧预热器阻力pa10639317593、160MW负荷下除尘器效率，工况一（正常运行工况）：除尘器效率89.70%，漏风率5.74%。工况二（调节水量后）：除尘器效率89.57%，漏风率5.88%。4、160MW负荷下除尘器出口NOx排放浓度471 m

4、g/m3，折算到6%氧量时是544 mg/m3；水膜除尘器脱硫效率9.92%。本报告同时详细介绍了试验依据、试验方法、计算过程和试验结论，对3号机组A修质量评价和同类机组的节能降耗具有一定的参考价值。目 录1 前言42 设备概述43 试验内容74试验引用的标准/文件85试验测试项目、方法86 试验条件137 试验仪器设备138 试验结果及分析149结论与建议283号锅炉及除尘器性能试验报告1 前言华润电力（锦州）有限公司3号机组于2012年2月7日开始A级检修，4月10日机组A级检修后启动并网。本次检修锅炉更换了燃烧器（下13层为双通道燃烧器，第四层为直流燃烧器），并缩小了假想切园；空气预热器

5、进行了疏通和堵漏等工作。为了评价3号机组检修后热力特性及掌握机组煤耗情况，委托华润东北电力工程有限公司电力试验中心，于2012年4月24日至5月3日对3号机组进行了200MW、160MW、140MW负荷下的热效率试验、空气预热器漏风和烟气阻力试验；并在电负荷160MW工况下对除尘器效率和锅炉排放烟气中的NOx和SO2进行了测试。试验期间得到生产技术部、发电部各级领导和技术人员的大力支持，在此表示感谢。2 设备概况2.1 锅炉设备概况华润电力（锦州）有限公司3号锅炉系单汽包自然循环， “”型布置超高压锅炉，采用钢球磨中储仓制粉系统、乏气送粉、切向燃烧。炉膛由膜式水冷壁构成，顺烟气流动方向，依次在

6、炉膛上方布置辐射式前屏过热器，炉膛出口布置半辐射后屏过热器，水平烟道内布置对流过热器和热段再热器，转向室后为冷段再热器；尾部烟道内布置高温管式空气预热器、省煤器和低温空气预热器。烟气经水膜式除尘器后排至烟囱。2.2 锅炉设计参数表1 锅炉主要设计参数项 目单位数值最大连续蒸发量（MCR）t/h670经济蒸发量（ECR）t/h610过热蒸汽压力MPa13.72锅筒工作压力MPa15.68给水压力MPa17.7过热蒸汽温度540再热蒸汽温度540再热器入口蒸汽温度323给水温度240排烟温度156热风温度360空气预热器入口风温55排烟热损失%7.6气体未完全燃烧热损失%0.5固体未完全燃烧热损失

7、1.5散热损失%0.3灰渣物理热损失%0.17锅炉效率%89.93计算燃煤量t/h170.7表2 煤质资料项 目符号单位设计煤种煤种山西晋北煤工业分析干燥无灰基挥发份Vdaf%39.00空气干燥基水分Mad%7.00收到基灰分Aar%37.60全水分Mt%20.00收到基低位发热量Qnet.arKJ/Kg12122元素分析收到基碳Car%33.0收到基氢Har%2.10收到基氧Oar%6.46收到基氮Nar%0.42收到基硫St.ar%0.42可磨性系数Kkm1.10灰特性变形温度DT1150软化温度ST1210流动温度FT12503 试验内容3.1 200MW、160MW、140MW工况下

8、锅炉热效率试验；3.2 200MW、160MW、140MW工况下空气预热器漏风试验和空气预热器烟气侧阻力试验；3.3 160MW工况下除尘器效率试验；3.4 160MW工况下NOx和SO2排放测试；4试验引用的标准/文件4.1 GB10184-88电站锅炉性能试验规程4.2 GB/T13931-2002电除尘器性能测试方法4.3 GB /132232011火电厂大气污染物排放标准4.4 GB/T161571996固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法4.5 华润电力（锦州）有限公司机组相关运行标准4.6 三标体系 GB/T 190012008质量管理体系 要求；GB/T 2800120

9、01职业健康安全管理体系 规范；GB/T 240012004环境管理体系 要求及使用指南。5 试验测点布置及试验方法5.1 试验测点布置试验期间进行烟气样、飞灰样、大渣样与原煤样取样，具体测点见图1。图1 测点布置示意图5.2烟气采样与分析前置烟气处理器 箱烟气混合器烟气分析仪图2 空预器进出口烟气取样分析系统示意图排烟烟气采样测点位于空预器入口和空预器出口烟道。试验中按等截面网格法对两烟道(甲、乙侧)测点断面烟气组成进行测量，采用美国产PCA-3烟气分析仪分析，每10分钟分析一次。5.3排烟温度测量排烟温度测点位置位于空预器出口水平烟道，试验中按等截面网格法对两烟道(甲、乙侧)测点断面温度场

10、进行测量，采用E型热电偶、IMP采集板，接入数据采集仪进行连续测量。IMP采集板图3 烟温采集系统示意图5.4飞灰取样利用电厂飞灰取样装置采集灰样，试验开始到结束连续取样，采集完毕后进行制样缩分保留2份，一份委托有资质的煤质检验部门化验可燃物含量，一份作为备样。5.5炉渣取样试验中炉渣从捞渣机处取样，每15分钟取样一次，取得的试样经混合、缩分后保留2份，一份委托有资质的煤质检验部门化验可燃物含量，一份作为备样。5.6原煤取样试验前根据煤斗存煤情况，提前在给煤机上盖检查口采集，20分钟采集一次，每次在每台运行的给煤机取2kg左右，连续采集2小时。采集完毕后进行制样缩分保留2份，一份委托有资质的煤

11、质检验部门进行工业分析和元素分析，一份作为备样。5.7大气条件环境温度及空气湿度利用干、湿球温度计在送风机入口附近定期测量，大气压力由大气压力计读取。5.8运行参数记录锅炉运行主要参数（压力、温度、流量等）由专人记录，20分钟记录一次。以上涉及到的运行表计由电厂在试验前进行校验，烟气分析等仪器由电力试验中心在试验前完成校验。5.9锅炉热效率试验试验中分别测量空气预热器进、出口烟气温度、烟气氧含量，测量环境条件，采集飞灰、炉渣分析其含碳量，并采集原煤进行工业及元素分析，采用GB10184-88方法计算锅炉热效率。试验期间不进行吹灰、不排污。锅炉效率计算方法：锅炉热效率测定以入炉煤收到基低位发热量

12、为基准，采用反平衡方法计算各项热损失。计算公式： （1）式中：排烟热损失百分率，%；可燃气体未完全燃烧热损失百分率，%；固体未完全燃烧热损失百分率，%；锅炉散热损失百分率，%；灰渣物理热损失百分率，%。在试验期间，如果送风温度、给水温度以及燃料特性偏离各自的设计值，测试锅炉效率无法与设计值相比，因此需要根据GB10184-1988电站锅炉性能试验规程中的有关规定将锅炉热效率测量值修正到设计条件下。（1） 送风温度偏差对排烟温度的修正此项修正公式如下： （2）式中：t0b设计的送风温度，；低温段空气预热器进口烟温，；实测排烟温度，；t0实测基准温度，；换算到设计送风温度时的排烟温度，。（2） 给

13、水温度偏差对排烟温度的修正此项修正同样采用GB10184-1988电站锅炉性能试验规程中推荐的公式，如果实际给水温度与设计值偏差小于10，则不予修正： （3）式中：实测排烟温度，；换算到设计给水温度时的排烟温度，；省煤器入口烟气温度，；省煤器出口烟气温度，；空气预热器进口实测空气温度，；空气预热器进口烟气温度，；tgs实际给水温度，；设计给水温度，。（3） 锅炉各项热损失修正将燃料各组分及低位发热量的设计值及修正后的排烟温度、设计基准温度替代锅炉各项热损失计算公式中的试验值，即可求得修正后的各项热损失值。5.10 空气预热器漏风率空气预热器漏风与阻力试验与锅炉效率200MW、160MW、140

14、MW工况同时进行。预热器入口利用现有的试验测点尽可能采用网格法测试，出口按标准网格法测试。空气预热器漏风率测定依据GB1018488电站锅炉性能试验规程中有关的规定进行。计算公式如下： AL 漏风率，%气预热器进口烟气三原子气体体积含量百分比，%；空气预热器出口烟气三原子气体体积含量百分比，%。空气预热器阻力测定通过测试预热器出入口烟气侧压力计算烟气阻力。5.11 除尘器效率试验160MW工况下除尘器效率试验单独进行，试验分正常除尘水量和适当减少除尘水量两个工况。5.11.1试验前准备选定试验用滤筒并进行编号，放置在高温干燥箱内于105110的条件下干燥2h，然后在干燥皿内冷却至常温，并用精度

15、为0.0001g的天平进行称重，记录下滤筒质量。5.11.2 测试方法采样方法：预测流速法等速采样。预先测出烟道内各采样点的烟气流速，然后根据这一流速和选用的采样嘴直径，计算出在等速情况下各点所需要的采样流量，然后按该流量在各测点采样。每次每点采样时间为1min。5.11.3 采样点的选取：网格法选取采样点，烟道横向分为六个点，纵向分为五个点，每侧30个点共计120点。5.11.4 采样方式：采用多点移动内部采样。5.11.5 采样结束后将滤筒由取样枪中取出，放在高温干燥箱内于105110的条件下干燥2h，在干燥皿内冷却至常温后用精度为0.0001g的天平进行称重。5.11.6 除尘器进、出口

16、的测试方法采用同一种方法。5.11.7 所用仪器：崂应3012H自动烟尘、烟气采样仪。5.11.8 计算方法微粒排放浓度按下式计算： （1）式中：-标准状态下干烟气微粒浓度， mg/Nm3 ；-试验时采集的微粒量（干燥后的质量）， mg； - 标准状态下的干烟气采样体积， Nm3 ，按公式（2）计算；（2）式中： - 实际工况下的干烟气采样体积， m3 ； -当地大气压，Pa； -流量计前烟气温度， ； -流量计前烟气压力，Pa。按要求，应折算到过量空气系数=1.4时的微粒浓度。折算方法如下： （3）式中：C-折算过量空气系数=1.4时的微粒排放浓度，mg/Nm3； Cs-实测微粒排放浓度，m

17、g/Nm3； s-测量点的过量空气系数。5.12 烟气中NOx和SO2排放测试在160MW负荷正常除尘水条件下测试除尘器入口、出口NOx和SO2浓度，使用崂应3012H烟尘（烟气）采样仪和专用多孔取样管采用网格法测试。实测NOx和SO2排放浓度须按过量空气系数折算至=1.4进行折算。C = C (/)C折算后的NOx和SO2排放浓度，mg/m3；C实测的NOx和SO2排放浓度，mg/m3；实测的过量空气系数； 规定的过量空气系数。NOx和SO2浓度测试方法：NOx和SO2浓度测点在除尘器入口和出口烟道，测量过程中记录烟气中NOx和SO2浓度及氧量。6试验条件为保证试验工况的稳定，试验前结束锅炉

18、受热面吹灰，关闭蒸汽旁路门，厂用辅助蒸汽移至其它炉供给；试验期间保持全烧煤，不吹灰、不排污。试验前，将锅炉主要参数调至试验条件，稳定1h后开始试验。试验期间主要参数波动范围如下：锅炉蒸发量 10t/h炉膛出口烟气含氧量 0.5%过热器出口压力 12.750.5MPa过热器及再热器蒸汽温度 5401057 试验仪器设备本次试验采用锅炉性能试验专用仪表和仪器，有关需要现场标定的仪表在现场进行标定，能够有效保证测试数据的真实可靠。试验所用仪器见下表3。表3 试验仪器清单序号仪器名称型 号生 产 商测量精度1烟气分析仪PCA3美国1%2数字式温度表FLUKE_51美国0.1% 3数据采集装置IMP分散

19、式英国输力强1.9%4数据采集仪EIC-300鞍山东信/5热电偶E型铠装国产工业一级6烟气混合器-国产/7烟气抽气泵国产/8干湿球温度计Testo625德国1%9大气压计SWEMA3000瑞典1%10自动烟尘（气）采样仪崂应3012H青岛优于2.5%11滤筒/国产/8 数据处理及分析8.1 排烟温度校核修后锅炉排烟温度测试，在锅炉尾部烟道受热面排烟测点处采用36点网格法，使用IMP数据采集系统每1分钟采集一次后取平均值，测量的代表性高于DCS所显示的数据，为了校验DCS的排烟温度，将排烟温度实测数据和DCS数据列于表4中，在3个负荷点上实测数据比DCS显示数据平均高出35，运行中可根据该偏差进

20、行修正。表4 排烟温度校核200MW160MW140MW修后甲侧乙侧甲侧乙侧甲侧乙侧DCS（）183182177173169167实测（）185.05185.04180.76178.31172.58171.25修前甲侧乙侧甲侧乙侧甲侧乙侧DCS（）179187实测（）179.73182.8 另外，由表4中可知，修后的排烟温度在140MW工况下实测结果与修前相比甲乙侧分别低7.15和10.65，这说明修后受热面清洁收到了明显的成效。8.2 氧量校核试验中在不同负荷分别对现场安装的氧化锆进行校核，由于锅炉负荷不同烟气中的氧量场分配也不同，从表5看出在三个工况点，原始安装的氧化锆与实测值较接近，大修

21、期间安装的氧化锆与实测值偏差较大。表5 氧量校核结果 负荷200MW160MW140MW位置甲乙甲乙甲乙DCS（%）3.923.133.722.064.143.544.622.865.895.065.473.86实测（%）3.763.994.544.405.765.82注：上表中，为原始安装氧化锆；为大修期间安装氧化锆 值得说明的是现场安装的4台氧化锆均位于烟道前墙，试验测点位于同一标高的后墙，所以表5中的对比数据仅供参考，同时建议在氧化锆附近开试验测孔，方便测试校核氧化锆。8.3 空气预热器烟气阻力测试 在200MW、160MW、140MW工况分别对空气预热器烟气侧阻力进行测试，测试结果见表

22、6.表6 空气预热器阻力测试结果200MW负荷试验项目单位甲侧乙侧空气预热器入口静压Pa-284.2-264.6空气预热器出口静压Pa-1313.2-1327.9空气预热器阻力Pa10291063.3160MW负荷试验空气预热器入口静压Pa-254.8-254.8空气预热器出口静压Pa-1166.2-1185.8空气预热器阻力Pa911.4931140MW负荷试验空气预热器入口静压Pa-166.6-166.6空气预热器出口静压Pa-921.2926.1空气预热器阻力Pa754.6759.1试验结果表明，在200MW、160MW、140MW工况下，空气预热器阻力甲/乙分别是1029/1063.3

23、 Pa、911.4/931 Pa、754.6/759.1 Pa。可以看出甲乙侧预热器阻力基本均衡（乙侧略大于甲侧），200MW负荷工况预热器阻力偏高。说明空气预热器积灰或者堵管率偏多造成阻力增大。8.4 空气预热器漏风试验修后分别在200MW、160MW、140MW工况下对空气预热器漏风系数进行测试，测试结果见表7.表7 空气预热器漏风系数测试结果漏风系数修后修前200MW 160MW 140MW 140MW甲侧预热器漏风系数0.0840.1200.2010.43乙侧预热器漏风系数0.0770.0900.1490.38从表7可以看出，随着负荷的降低漏风系数逐渐增大，一般情况下评价空气预热器检修

24、质量和漏风程度，是在额定负荷工况下进行。在200MW工况下甲侧空气预热器漏风系数为0.084，乙侧空气预热器漏风系数为0.077，低于DL/T 1052-2007节能技术监督导则中管式空气预热器漏风系数不大于0.15的监督标准（按三级计算）。从表7中可知，在140MW工况下与修前相比，修后空预器漏风情况改善明显，这说明本次A修空预器堵漏工作较有成效。8.5 除尘器效率试验 水膜除尘器罐体上部四周均匀分布24个进水孔，正常情况下除尘水由罐体外部环形水槽经24个进水孔流进罐内溢流槽内，溢流槽溢出的水在罐体内壁形成一层均匀的水膜。从除尘器下部切向进入罐体烟气中的灰粒，在旋转离心力的作用下附着在水膜上

25、灰水顺着除尘器内壁向下流进入灰斗排到灰沟，洁净的烟气从除尘器顶部进入引风机，从而完成水膜除尘器的除尘过程。进入除尘器内的除尘水量大小决定除尘器的除尘效果，除尘水量的大小用增加或减少进入溢流槽内进水孔胶塞来完成水量调节（胶塞带有内径8毫米左右的小孔）。本次试验设置两个工况，工况一：在机组160MW负荷下，24个进水孔全开，测试除尘器除尘效率。工况二：在机组160MW负荷下，加12个胶塞（每隔一个孔加一个胶塞），测试除尘器除尘效率。结果见表8.表8 除尘器性能测试结果项目单位工况一工况二除尘器入口平均氧量%7.637.80平均全压KPa-1.092-1.266平均烟气流速m/s11.613.35

26、平均烟尘浓度（a=1.4）Mg/m31498414826除尘器出口平均氧量%8.238.53平均全压KPa-2.206-2.430平均烟气流速m/s12.1612.9平均烟尘浓度（a=1.4）Mg/m315721704计算结果除尘效率%89.7089.57除尘器阻力Pa10851126除尘器漏风率%5.745.88测试结果表明，在160MW负荷下，两种除尘水量的除尘器效率分别是89.70%和89.57%基本相等。运行中可根据季节适当调整除尘水量，避免除尘水量过多导致吸风机入口烟气温度过低引起吸风机叶片积灰振动；除尘水量过少破坏除尘器水膜造成除尘器堵塞，因此要保证各个进水孔畅通，大罐四周要均匀供

27、水防止溢流槽积灰沉淀而影响水膜的均匀性。另外，同时测得除尘器平均阻力为1085Pa和1126Pa；除尘器漏风率分别是5.74%和5.88%，略高于DL/T 1052-2007节能技术监督导则中水膜式除尘器漏风率不大于5%的监督标准，与修前相比漏风情况改善明显。8.6 锅炉SO2和NOx排放测试根据试验要求，在160MW工况下除尘器入口测试SO2，在除尘器出口测试SO2和NO，从而计算除尘器的脱硫效率和NOx的排放浓度。除尘器出、入口测试的平均值列入下表9中。表9 SO2和NOx排放测试结果项 目单位入口出口实测NOmg/m3471实测SO2mg/m318471555实测氧量%7.398.286

28、 O2时NOx排放水平mg/m35446% O2时SO2排放水平mg/m320361834水膜除尘器脱硫效率%9.92测试结果表明，在160MW工况下，实测除尘器出口NOx排放471 mg/m3，折算到6%氧量时是544 mg/m3，实测除尘器入口、出口SO2排放分别是1847 mg/m3、1555 mg/m3。折算到6%氧量时分别是2036 mg/m3和1834 mg/m3，由此计算水膜除尘器脱硫效率是9.92%。8.7 锅炉热效率 锅炉效率试验根据负荷设置三个工况，分别在200MW、160MW和140MW负荷下测试。试验结果见表9.表9 锅炉热效率试验结果0 试验时间单位数据来源修后修前

29、试验工况/工况1工况2工况3工况1试验日期/12/04/2412/04/2512/04/2511/12/251 运行参数电负荷MWDCS记录200160140140过热蒸汽流量t/hDCS记录633502427453过热蒸汽压力MPaDCS记录13.313.3113.16过热蒸汽温度DCS记录536.5536535.5再热蒸汽压力MPaDCS记录2.051.621.43再热蒸汽温度DCS记录533.55335352 燃煤分析Car%试样分析41.4839.2539.2527Har%试样分析2.762.642.641.89Oar%试样分析8.839.539.537.49Nar%试样分析0.760

30、710.710.5Sar%试样分析0.420.370.370.7Mt%试样分析22.330.630.617.46Aar%试样分析23.4516.916.944.96Vdaf%试样分析25.4425.4425.4449.64Qnet,arkJ/kg试样分析15540142671426796903 水和蒸汽试验时蒸发量t/hDCS记录633502427453给水温度DCS记录237.2225.9218.9221.64 烟气分析排烟氧含量%网格测量5.725.947.5610.75排烟二氧化碳含量%网格测量13.8113.6112.149.12排烟一氧化碳含量%网格测量0.0000.0000.00

31、00.000排烟温度网格测量185.05179.5171.91181.275 空气大气压力Pa测量100560100370100440干球温度测量2724.419湿球温度测量17.514.412送风机入口空气温度测量37.3133.6827.9946.46 灰、渣特性炉渣可燃物含量%试样分析1.933.153.111.96飞灰可燃物含量%试样分析1.50.650.71.327 锅炉热效率排烟热损失%计算7.2237.3147.56510.766化学未完全燃烧热损失%计算0.0000.0000.0000.000固体未完全燃烧热损失%计算0.7980.3650.3822.197散热损失%计算0.4

32、900.6180.7270.796灰渣物理热损失%计算0.2620.2040.2020.757热损失总和%计算8.778.508.8814.45锅炉热效率%计算91.2391.5091.1285.558 修正锅炉热效率排烟热损失%计算7.5368.0438.69810.869修正后锅炉热效率%计算90.9190.7789.9985.38试验结果表明，200MW、160MW、140MW负荷工况时，实测锅炉热效率分别为90.91%、90.77%、89.99%。锅炉热效率均高于设计值（89.93%），由此可见，在目前的试验煤种与设备条件下，3号锅炉整体运行经济性较好。通过对效率影响较大的参数可以看出

33、锅炉飞灰处于较低水平，使固体未完全燃烧热损失降低。另外，当前试验工况煤质较好，对锅炉效率的提高起到了主要作用。修正后排烟温度高于设计值30左右，使排烟热损失增加。140MW工况下与修前相比，锅炉效率提高了4.61%，这主要得益于煤质条件好于修前，由于热值的大幅提高，相应的使锅炉干烟气带走的热量大幅减少，排烟热损失也大幅降低，从而使锅炉效率大幅提高。8.8 不同参数变化对锅炉热效率及发电煤耗的影响分析在计算锅炉热效率的过程中，可以通过调整锅炉主要参数来了解该参数变化对锅炉热效率的影响幅度，从而为电厂提供参考。但需要说明的是，这些数据是在本次试验条件下，各项参数在小范围内变化得到的结果，如果工况

34、发生较大变化，或某项参数变化幅度较大，则采用这些数据进行锅炉热效率预测会产生较大误差。根据GB10184-1988电站锅炉性能试验规程规定的计算方法，将影响锅炉热效率的各项因素列于表10中，并计算出140MW（非隔离）电负荷下各项参数变化对锅炉热效率的影响幅度。表10 140MW(非隔离工况)下各项参数变化对锅炉效率的影响项目名 称符号变化幅度锅炉效率变化量()发电煤耗变化量（g/kwh）煤质参数影响收到基低位热值Qnet.p+100kJ/kg0.06-0.26收到基灰分Aar+1-0.030.13全水分Mt+1-0.020.07运行参数影响排烟中氧含量O2+1-0.632.53排烟温度py+

35、10-0.622.50炉渣可燃物含量Clz+1-0.040.16飞灰可燃物含量Cfh+1-0.341.36从表10中可以看出，对锅炉热效率计算影响最大的主要是煤的收到基低位发热量、排烟温度、排烟中氧含量、飞灰含碳量等，根据以上参数的特性，可将其分为煤质参数和运行参数。电厂可通过本表进行经济测算，选择最有利的煤种，以获取最大的经济效益。对于锅炉运行参数的影响，可通过运行调整和设备治理来提高锅炉效率。 9 结论及建议l 根据网格法测得的排烟温度，在3个负荷点上实测数据比DCS显示数据平均高出35，因此运行中可根据该偏差进行修正。l 通过在三个负荷点实测氧量与单元DCS显示数值对照，实测数据与原始安

36、装氧化锆数值比较接近，运行中可以根据这两台氧化锆显示的氧量进行燃烧调整。大修中安装的两台氧化锆与实测值偏差较大，应查找原因处理。建议在氧化锆附近开试验测孔，用于标定氧化锆。l 实测空气预热器阻力偏大，说明空气预热器积灰或者堵管率偏多造成阻力增大。这也是排烟温度高于设计值的一个重要原因，同时也是节能降耗的改进方向。l 正常工况下实测除尘器效率为89.70%，除尘器阻力是1.085KPa，漏风率是5.74%；加入12个胶塞后，除尘器效率是89.57%，除尘器阻力是1.126KPa，漏风率是5.88%。两个工况的除尘器效率均低于设计值（95%），除尘器漏风率略高于DL/T 1052-2007节能技术

37、监督导则中水膜式除尘器漏风率不大于5%的监督标准。可以看出，除尘水量进行适当的调整对除尘效率影响很小，考虑到除尘水量的多少会影响到吸风机振动和除尘器堵灰，因此根据季节不同可以进行除尘水量的适当调整。l 试验煤质好于设计值，与修前相比入炉煤热值提高了约5MJ/kg左右，实测锅炉效率高于设计值，更大幅高于修前锅炉效率，这说明煤质对锅炉效率的高低影响是非常大的。建议电厂根据实际情况，定期做入炉煤质对发电单位成本影响的分析，确定经济煤种，争取公司效益最大化。附表一：3号锅炉DCS主要参数记录名称单位工况一工况二工况三电负荷MW200160140主蒸汽系统压力MPa13.313.3113.16温度甲53

38、6.7536537温度乙535.8537533流量甲t/h304.2250211流量乙t/h329.6252216再热系统温度甲1537534537温度乙1530532534温度甲2MPa2.11.61.4温度乙2MPa21.61.4减温水系统一级甲t/h9.34.70一级乙t/h9.63.90二级甲t/h3.92.72.4二级乙t/h6.88.17.4再热甲t/h000再热乙t/h9.949.78.9给水系统流量t/h563.7492416温度237.2250.9218.9压力MPa15.0814.8314.4氧量甲%4.244.265.84乙%4.254.695.25冷风温度甲435144

39、乙444741送风机电流甲A454040电流乙A403535出口风压甲KPa3.211.671.53出口风压乙KPa3.421.801.65吸风机电流甲A1058075电流乙A606060入口风压甲KPa-2.9-2.1-1.85入口风压乙KPa-2.8-2.2-2.01风温低温风甲187187179低温风乙175174169高温风甲375354350高温风乙374356355一级空预器入口烟温甲263248244烟温乙258249245一级省煤器入口烟温甲394372368烟温乙385374373一级省煤器出口烟温甲318299294烟温乙313298295排烟温度甲183177169乙182173167附表二：锅炉效率计算表1序号名 称符 号单 位工况一工况二工况三1电负荷MW2001601402收到基碳Car%41.4839.253