我国幅员辽阔且地形地貌复杂多样,其中海拔超过2000m的高原地区约占到全国总面积的三分之一。青海省地处青藏高原,地势总体呈西高东低阶梯型下降的趋势,省内地形特征复杂、地貌种类多样,五分之四以上地区为高原,兼具青藏高原、黄土高原和内陆干旱盆地三种地形地貌,平均海拔3000m以上且主要城市海拔均在2000m以上。青海省独特的地理特征决定了特殊的环境条件,在青海高原地区高海拔、低气压、低含氧量、气候寒冷的特殊使用环境中,锅炉作为重要的能源转换设备,运行过程中受到大气环境中空气密度和氧含量下降的影响,炉膛内燃烧速率降低,炉膛内火焰形状、温度场分布、燃烧传热特性、烟气热物性变化均与平原地区存在差异。为客观研究特殊环境条件对高原循环流化床锅炉运行能效水平的影响,笔者选取青海省格尔木市所在地海拔2670m的某企业1台480t/h大型循环流化床锅炉(锅炉总图见图1)作为能效测试对象,该锅炉采用循环流化床分段燃烧方式,设计效率达92%,具有良好的煤种适应性,可大幅度降低NOx的排放,通过向炉内添加石灰石,能显著降低SO2的排放。 此次测试过程主要对锅炉的过热蒸汽压力、过热蒸汽温度、给水压力、给水温度、给水流量、排烟温度、空预器前烟温和最后一级受热面后的烟气成分等数据进行连续性监测,对测试过程中的燃料、石灰石、飞灰、炉渣等进行称重取样和化验分析,最后综合监测与化验结果进行计算,分析评估该锅炉实际能效与大气污染物排放水平,同时为进一步完善高原地区同类型锅炉能效评价和改进提效方法提供现实参考依据。1 测试方法
测试开始前,锅炉机组已连续正常运行30d以上,通过现场巡检确定整个锅炉机组无明显泄漏,主、辅机能正常运转并满足试验要求,锅炉机组与其他非试验系统完成隔离,所有参与测试的仪表仪器已经完成检定校准且处于有效期内。 测试数据开始采集前,锅炉已在试验负荷及条件下稳定运行2h以上,脱硫剂投入量和SO2排放浓度达到稳定2h以上。 测试项目参照《电站锅炉性能试验规程(GB/T10184-2015)》确定,测试仪器及其精度、量程见表1。![]()
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此次测试的项目包括过热蒸汽压力、过热蒸汽温度、给水压力、给水温度、给水流量、冷空气温度、空预器前烟温、排烟温度、排烟处烟气成分分析、燃料取样称重、石灰石取样称重、炉渣取样称重以及飞灰取样。2 锅炉能效测试数据分析
2.1 燃料特性(见表2)
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2.2 灰渣、石灰石特性(见表3)
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灰渣平均含碳量与计算灰量之比计算公式为
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CpO2——排烟温度下O2平均定压比热/kJ·Nm-3K-1,计算数值为1.32kJ·Nm-3K;CpRO2——排烟温度下RO2平均定压比热/kJ·Nm-3K-1,计算数值为1.73kJ/Nm3K;CpCO——排烟温度下O2平均定压比热/kJ·Nm-3K-1,计算数值为1.30kJ/Nm3K;CpN2——排烟温度下N2平均定压比热/kJ·Nm-3K-1,计算数值为1.30kJ/Nm3K; 通过计算,干烟气平均定压比热为1.36kJ/Nm3K。![]()
Vgy——理论干烟气量/Nm3·kg-1,计算数值为4.27Nm3/kg;Vgk——理论干空气量/Nm3·kg-1,计算数值为4.37Nm3/kg;![]()
Cpgy——干烟气平均定压比热/kJ·Nm-3K-1; 通过计算,干烟气带走的热量为867.94kJ/kg。![]()
VH2O——烟气中水蒸汽体积/Nm3·kg-1,计算数值为0.52Nm3/kg;CpH2O——烟气中水蒸气平均定压比热/kJ·Nm-3K-1,计算数值为1.51kJ/Nm3K; 通过计算,烟气中水蒸气带走的热量为87.45kJ/kg。![]()
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本次测试锅炉热效率计算采用热损失法(即反平衡法)。![]()
Qnet,v,ar——收到基低位发热量/kJ·kg-1;![]()
Qnet,v,ar——收到基低位发热量/kJ·kg-1;![]()
q4lz——炉渣未完全燃烧热损失/%,计算数值为0.67%;q4fh——飞灰未完全燃烧热损失/%,计算数值为2.61%;Qnet,v,ar——收到基低位发热量/kJ·kg-1;![]()
De——锅炉额定蒸发量/t·h-1,取值为480t/h;q5e——额定蒸发量下散热损失/%,计算数值为0.56%;D——锅炉实际蒸发量/t·h-1,试验采集平均为347.8t/h;![]()
Ajs——添加脱硫剂后,相应每千克入炉燃料灰分的质量/kg·kg-1;Qnet,v,ar——收到基低位发热量/kJ·kg-1;tdz——底渣温度/℃,试验测量平均为801.1℃;Crdz——炉渣比热/kJ·(kgK)-1,计算数值为1.11kJ·(kgK)-1;tfh——飞灰温度/℃,试验测量平均为136.8℃;Crfh——飞灰比热/kJ·(kgK)-1,计算数值为0.78kJ·(kgK)-1;![]()
Tgq——过热蒸汽温度/℃,试验测量平均为532.32℃;Qnet,v,ar——收到基低位发热量/kJ·kg-1;![]()
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hgq——过热蒸汽焓/kJ·kg-1,查表数值为3469.735kJ/kg; hgs——给水焓/kJ·kg-1,查表数值为672.04kJ/kg。3 测试结果评价分析
3.1 评价依据
本次高海拔地区大型循环流化床锅炉能效状况主要关注锅炉运行负荷、排烟温度、过量空气系数和锅炉热效率等指标,指标评价依据参照《锅炉节能环保技术规程(TSG91-2021)》。
3.2 测试结果评价
现场实测锅炉过量蒸汽流量平均值约为347.8t/h,详见图2,该值仅为设计负荷的72.46%,锅炉整体运行负荷处于较低状态。![]()
现场实测锅炉排烟温度平均值为136.81℃,详见图3,根据《锅炉节能环保技术规程(TSG91-2021)》,实绩运行负荷下锅炉排烟温度符合≤170℃的指标要求。![]()
运行负荷下,锅炉排烟处的过量空气系数平均值为1.32,详见图4,满足《锅炉节能环保技术规程(TSG91-2021)》不超过1.4的要求,但明显大于1.2的设计值。![]()
通过计算,该锅炉运行负荷下热效率平均值为89.90%,低于锅炉设计效率92%的初始值,运行热效率偏低。 根据郭晓宁等人的研究,在高原地区运行的锅炉由于燃烧反应速度下降,一般存在着火较困难、排烟温度升高、飞灰含碳量增加的现象。为验证上述提法,通过分析此次测试中的关键参数,重点发现以下问题。(1)通过测试发现,该锅炉运行过程中配套一二次风机入口冷空气温度约为10℃,风机出口空气温度约为40℃;上述数据与常规风机相比,风机前后的温升数据偏大。(2)通过测试分析,在运行负荷平均值长时间为72%左右的状态下,该锅炉排烟温度平均值约为136.81℃,但随着锅炉负荷提高,锅炉排烟温度极有可能超出限定值。(3)通过测试分析,锅炉在负荷运行约72%的状态下,炉膛内实测床温最高已达976.5℃,可以预判,后期运行过程中随着锅炉负荷的提高,锅炉床温必然会进一步升高。(4)按照锅炉大气污染物排放过程中大气污染物的排放机理,床温升高将会导致烟气中的氮氧化物(NOx)生成量升高,氮氧化物(NOx)作为锅炉机组重要的大气污染物排放控制指标,其处理过程除了对锅炉热效率产生一定的影响以外,会导致该锅炉机组后期氮氧化物(NOx)处理成本显著增高。(5)通过测试可知,该锅炉低温省煤器出口位置烟气含氧量平均约为1.3%,对比循环流化床锅炉低于50%运行负荷的情况,烟气中含氧量数据偏低,间接反映出烟气中一氧化碳含量偏高、炉渣飞灰中可燃物含量偏大,锅炉整体运行中的气体未完全燃烧损失和固体未完全燃烧损失偏大。 (6)通过测试后对炉渣、飞灰的化验分析,发现炉渣的组成为煤矸石与未燃尽的煤颗粒,通过取样分开化验,煤矸石可燃物含量极低,未燃尽的煤颗粒中可燃物含量高达7%左右,按照重量比混合后约为5.2%,综合数据基本与循环流化床锅炉炉渣平均可燃物含量水平一致,但按照目前72%负荷状态下,煤颗粒中的可燃物含量偏高。4 结论与建议
通过上述评价与分析,此次测试发现该锅炉存在风机前后温升异常、锅炉运行过程中排烟温度偏高、床温偏高、未完全燃烧损失偏大等问题,侧面反映出该使用单位在高耗能特种设备使用过程中未能够制定科学合理的运维计划和行之有效的技术措施,在高耗能特种设备节能环保主体责任落实方面存在能效水平偏低、能源浪费、污染物排放超标等短板。针对上述具体问题和管理短板,建议对锅炉开展燃烧调整和精细化运行管理。(1)通过测试分析,建议对锅炉机组风机性能进行检测,重点关注风机输入功率、风量、风压、温升等参数,核实风机进出口温升偏高的原因,确定导致该问题产生的原因是风机本身性能问题还是测试过程中仪器仪表的测试偏差。(2)根据设备运行特点,建议在锅炉燃烧调整过程中绘制锅炉性能曲线,确定各项损失的平衡点。(3)通过测试反馈,建议燃烧调整过程中分析各级受热面的换热能力,确定导致锅炉排烟温度高的具体原因。(4)鉴于目前流化床调试偏向于低床温低床压的技术,建议对燃烧过程中的锅炉床温、床压进行调试,寻求锅炉能效与氮氧化物(NOx)协同排放之间的最佳位点。 以上述测试数据为依据,对锅炉开展精细化运行调整。锅炉优化运行后,可有效实现锅炉效率提升、风机性能提升和电消耗量下降,氮氧化物(NOx)排放量减少,大气污染物处理成本降低。同时,优化运行后的二氧化碳(CO2)排放量降低,碳排放量减少,碳税大幅降低;氮氧化物(NOx)、二氧化硫(SO2)处理引起的省煤器腐蚀、空预器腐蚀情况改善,定期维修成本也能够显著减少。
文献信息
王玉涛,刘超,李江,等.高海拔地区480 t/h大型循环流化床锅炉能效研究[J].节能技术,2023,41(06):558-563.
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